CELEX: 32014M7137
Language: fr
Date: 2014-06-25 00:00:00
Title: Décision de la Commission du 25/06/2014 déclarant la compatibilité avec le marché commun d'une concentration (Affaire N COMP/M.7137 - EDF / DALKIA EN FRANCE) sur base du Règlement (CE) N 139/2004 du Conseil. (Le texte en langue française est le seul faisant foi.)

|[pic]                             |COMMISSION EUROPÉENNE                                                                                    |
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                                        Bruxelles, le 25.6.2014
                                        C(2014) 4438 final

|A la partie notifiante:                                            |                                                                   |

Madame, Monsieur,

Objet:      Affaire M.7137 – EDF / Dalkia en France
         Décision de la Commission en application de l’article 6, paragraphe 1, point b du règlement (CE) n°139/2004 du Conseil[1]

                                                                Table des matières

1.    LES PARTIES      6

2.    LA CONCENTRATION 7

3.    DIMENSION UE     9

4.    CONTEXTE GENERAL POUR L'EXAMEN DE L'OPERATION      9

5.    DEFINITION DES MARCHES PERTINENTS 10

5.1   Marché de la production et vente en gros d’électricité  10

5.1.1 Marché de produits pertinent      10

5.1.2 Marché géographique pertinent     11

5.1.3 Conclusion 12

5.2   Marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement    12

5.2.1 Marché de produits pertinent      12

5.2.2 Marché géographique pertinent     13

5.2.3 Conclusion 13

5.3   Marché de l'effacement 13

5.3.1 Marché de produits pertinent      13

5.3.2 Marché géographique pertinent     14

5.3.3 Conclusion 14

5.4   Marché des garanties de capacité  14

5.4.1 Marché de produits pertinent      14

5.4.2 Marché géographique pertinent     15

5.4.3 Conclusion 15

5.5   Marchés de la fourniture d'électricité au détail   15

5.5.1 Marchés de produits pertinents    15

5.5.2 Marché géographique pertinent     17

5.5.3 Conclusion 17

5.6   Marchés de la fourniture de gaz   17

5.6.1 Marché de produits pertinent      17

5.6.2 Marché géographique pertinent     18

5.6.3 Conclusion 18

5.7   Marché(s) de la gestion/maintenance multi-technique     19

5.7.1 Marché de produits pertinent      19

5.7.2 Marché géographique pertinent     22

5.7.3 Conclusion 22

5.8   Marché de la production et de la fourniture de chaleur  22

5.8.1 Marché de produits pertinent      22

5.8.2 Marché géographique pertinent     23

5.8.3 Conclusion 23

5.9   Marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur/de froid  23

5.9.1 Présentation du secteur     23

5.9.2 Marchés de produits pertinents    24

5.9.3 Marché géographique pertinent     25

5.9.4 Conclusion 26

5.10  Marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains  26

5.10.1      Marché de produits pertinent     26

5.10.2      Marché géographique pertinent    27

5.10.3      Conclusion 28

5.11  Marché des droits d’émission de CO2    28

5.11.1      Marché de produits pertinent     28

5.11.2      Marché géographique pertinent    29

5.11.3      Conclusion 29

5.12  Marché des certificats d'économie d'énergie  30

5.12.1      Marché de produits pertinent     30

5.12.2      Marché géographique pertinent    30

5.12.3      Conclusion 31

5.13  Marché de la gestion des déchets  31

5.13.1      Marché de produits pertinent     31

5.13.2      Marché géographique pertinent    32

5.13.3      Conclusion 33

6.    ANALYSE DES EFFETS DE L'OPERATION SUR LA CONCURRENCE    33

6.1   Cadre d'analyse pour les liens verticaux et les effets congloméraux 34

6.2   Contexte réglementaire du marché de la fourniture d'électricité de détail en France 36

6.2.1 Description du dispositif ARENH   37

6.2.2 Contrats de fourniture d'électricité au détail     38

6.2.3 Contestabilité des offres de marché et des tarifs réglementés d'EDF 39

6.2.4 Effet d'une atteinte possible du plafond ARENH     44

6.3   Aspects horizontaux des marchés de l'électricité   49

6.3.1 Marché français de la production et vente en gros d’électricité     49

6.3.2 Marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement    52

6.3.3 Marché de l'effacement 53

6.3.4 Marché des garanties de capacité  53

6.3.5 Marché de la fourniture d'électricité au détail    54

6.4   Marché français de la gestion / maintenance multi-technique   56

6.4.1 Aspects horizontaux    56

6.4.2 Aspects congloméraux - Fourniture d'électricité/Gestion/maintenance multi-technique 59

6.4.3 Aspects verticaux - Fourniture d'électricité / Gestion-maintenance multi-technique  81

6.4.4 Aspects non-horizontaux - Fourniture de gaz /Gestion/maintenance multi-technique    82

6.4.5 Autres effets non-horizontaux – Accès à l'information   82

6.4.6 Conclusion 86

6.5   Marchés français de la gestion déléguée de réseaux de chaleur/de froid   86

6.5.1 Aspects horizontaux : marché français de la gestion déléguée de réseaux de chaleur  86

6.5.2 Aspects non-horizontaux     88

6.5.3 Conclusion 94

6.6   Marchés français de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains    95

6.6.1 Aspects horizontaux    95

6.6.2 Aspects verticaux      98

6.6.3 Aspects congloméraux   99

6.6.4 Autres effets non-horizontaux – accès à l'information   103

6.6.5 Conclusion 105

6.7   Marché européen des droits d'émission de CO2 106

6.7.1 Aspects horizontaux    106

6.7.2 Aspects non horizontaux     106

6.7.3 Conclusion 106

6.8   Marché français des certificats d'économie d'énergie    106

6.8.1 Aspects horizontaux    106

6.8.2 Aspects non horizontaux     107

6.8.3 Conclusion 109

6.9   Marchés de la gestion des déchets 109

6.9.1 Aspects horizontaux    109

6.9.2 Aspects non-horizontaux     111

6.9.3 Conclusion 115

6.10  Effets coordonnés      115

6.10.1      Position des Parties  115

6.10.2      Analyse de la Commission    116

6.10.3      Conclusion 118

7.    CONCLUSION 118

    1. Le 16 mai 2014, la Commission européenne a reçu notification, conformément à l’article 4 du règlement sur les concentrations, d’un  projet
       de concentration par lequel l'entreprise Electricité de France (« EDF », France) acquiert, au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b),
       du règlement sur les concentrations, le contrôle exclusif de Dalkia France, de Dalkia Investissement et  des  autres  filiales  de  Dalkia
       actives en France (« autres filiales de Dalkia Holding »), par achat d'actions (« l’Opération »).[2]

       LES PARTIES

    2. EDF est une société anonyme dont l’actionnaire majoritaire est l’Etat français qui, au 31 décembre 2012, détenait 84,44 % du capital.

    3. EDF et ses filiales sont principalement actives  sur  les  marchés  de  l’électricité,  notamment  la  production  et  la  vente  en  gros
       d’électricité, le transport, la distribution et la fourniture d’électricité en France et à l’étranger. EDF et ses filiales sont  également
       actives, dans une moindre mesure, sur les marchés du gaz et de la fourniture de services énergétiques en France et à l’étranger.  EDF  est
       aussi active dans le secteur de la gestion des déchets, via sa filiale Tiru.

    4. Dalkia France est principalement active dans les secteurs d’activités suivants en France:

            – la gestion déléguée de réseaux de chaleur et de froid ;

            – les services de gestion et de maintenance multi-technique pour les immeubles de bureaux, les immeubles commerciaux et  les  clients
              industriels (conduite, maintenance et entretien des installations techniques du bâtiment, à savoir le chauffage, la ventilation, la
              climatisation et l’électricité) et les services d’optimisation de la consommation d’énergie.

    5. Dalkia France est également active, via sa filiale Citelum, dans le secteur de l’éclairage public urbain  en  France  (et  dans  plusieurs
       Etats membres de l’Union européenne).

    6. Dalkia France est aussi active dans le secteur de la gestion des déchets.

    7. Dalkia Investissement est active uniquement en  France  à  travers  l’exploitation  de  quelques  unités  de  cogénération  produisant  de
       l’électricité et, dans une moindre mesure, de la chaleur. En 2013, son activité a été significativement revue à la  baisse  en  raison  de
       l’arrêt de nombreuses installations de cogénération.

    8. Les «autres filiales de Dalkia» incluent Industelec Services Ile-de-France (ci-après, « Industelec Services IDF »), Industelec Sud-Est (ci-
       après, « Industelec S-E »), Industelec Services Nord (ci-après, « Industelec Services ») et Dalkia Atlantique Services (ci-après  « Dalkia
       Atlantique Services »). Ces sociétés sont actives dans le même périmètre d'activités que Dalkia France.

    9. EDF et Dalkia sont aussi présentes sur le négoce et l’échange de quotas d’émissions de CO2 en Europe.

   10. Dalkia France, Dalkia Investissement et les autres filiales de Dalkia Holding (ensemble « Dalkia ») sont les cibles de l'Opération.

       LA CONCENTRATION

   11. L’Opération s’inscrit dans le cadre d’un projet d’accord entre EDF et Veolia Environnement visant au décroisement de leurs  participations
       respectives dans le groupe Dalkia. A l’issue de cette opération globale de décroisement, Veolia  Environnement  prendra  le  contrôle  des
       activités internationales du groupe Dalkia,[3] à l’exception de celles portées par sa filiale Citelum, tandis qu’EDF prendra  le  contrôle
       des activités françaises du groupe Dalkia, ainsi que de celles de Citelum, qui est active notamment en  France  et  dans  plusieurs  Etats
       membres de l’Union européenne.[4]

   12. L'Opération ne sera accompagnée d’aucune clause de non-concurrence.

       Situation avant l'Opération

   13. Dalkia France est actuellement détenue directement et indirectement à 99,93 % par  Dalkia  Holding,  elle-même  détenue  respectivement  à
       hauteur de 66 % par Veolia Environnement et  de  34 %  par  EDF.  Dalkia  France  est  actuellement  contrôlée  exclusivement  par  Veolia
       Environnement (via Dalkia Holding, elle-même contrôlée exclusivement par Veolia Environnement).

   14. Dalkia Investissement est, quant à elle, actuellement  détenue  par  Dalkia  Holding  et  par  EDF  à  hauteur  de  50 %  chacune.  Dalkia
       Investissement est actuellement sous le contrôle conjoint de Veolia Environnement (via Dalkia Holding) et d’EDF.

   15. Les autres filiales de Dalkia Holding sont, quant à elles, détenues par Dalkia Holding.

   16. Le schéma ci-dessous présente l’actionnariat de Dalkia France, de Dalkia Investissement et des autres filiales de  Dalkia  Holding,  avant
       l’Opération :

                                                                       […]

       Situation après l'Opération

   17. Aux termes de l’Accord Cadre signé le 25 mars 2014 entre EDF, Veolia Environnement et Dalkia Holding, il a été  convenu  de  l’acquisition
       par EDF de (i) […] % des actions et droits de vote de Dalkia France, aujourd’hui détenus à hauteur de […] % par Dalkia Holding et […]% par
       Dalkia Valmy, (ii) de […] % des actions et droits de vote de Dalkia Investissement également détenus par Dalkia Holding,  via  le  rachat,
       par Dalkia Investissement, de l’intégralité de la participation détenue par Dalkia Holding (telle  que  définie  ci-dessous)  dans  Dalkia
       Investissement en vue de l’annulation de ladite participation et (iii) des actions et droits de vote détenues par Dalkia Holding dans  les
       autres filiales de Dalkia Holding. A l’issue de l’Opération, EDF détiendra donc […] % des droits de vote et du capital de Dalkia France et
       […] % des droits de vote et du capital de Dalkia Investissement.

   18. En outre, il est également prévu au titre de l’Accord Cadre visé ci-dessus qu’EDF acquiert les participations détenues par Dalkia  Holding
       dans les autres filiales de Dalkia Holding.

   19. Le schéma ci-dessous présente l’actionnariat de Dalkia France, de Dalkia Investissement et des autres filiales de  Dalkia  Holding,  après
       l’Opération :

                                                                       […]

   20. Suite à l'Opération, EDF exercera ainsi un contrôle exclusif sur Dalkia.

   21. L’opération notifiée est donc une concentration selon l’article 3, paragraphe 1, point b du règlement sur les concentrations.

       DIMENSION UE

   22. En 2013, les entreprises concernées réalisent un chiffre d’affaires mondial consolidé de plus d'EUR 5 milliards (EDF: EUR 75 594 millions;
       Dalkia: […]).[5] Chacune d’entre elles réalise un chiffre d’affaires dans l’Union de plus d'EUR 250 millions (EDF: EUR  […];  Dalkia:  EUR
       […]). Bien que Dalkia réalise plus des deux tiers de son chiffre d’affaires total dans un seul et même État membre (la France), tel  n'est
       pas le cas d'EDF.

   23. L’opération notifiée a donc une dimension européenne selon l’article 1(2) du règlement sur les concentrations.

       CONTEXTE GENERAL POUR L'EXAMEN DE L'OPERATION

   24. Par lettre du 12 décembre 2000,[6] le Ministre français de l’économie, des finances et de l’industrie avait autorisé l’opération  notifiée
       par Vivendi Environnement, devenue Veolia Environnement, et EDF consistant, d’une part, en la prise de contrôle par Dalkia  France,  elle-
       même contrôlée exclusivement par Veolia Environnement, d’activités du pôle "services" d’EDF situées en France  et,  d’autre  part,  en  la
       constitution de trois filiales au sein du groupe Dalkia placées sous le contrôle conjoint d’EDF  et  de  Veolia  Environnement,  à  savoir
       Dalkia Offre Globale,[7] Dalkia Investissement et Dalkia International.[8] Les autorités françaises avaient conditionné leur  autorisation
       au respect de différents engagements et à la condition expresse qu'EDF ne soit pas en mesure  d'exercer  une  influence  déterminante  sur
       Dalkia.

   25. Depuis 2000, les circonstances de marché, au sens large, ont changé de manière significative. Notamment, la libéralisation  du  marché  de
       l'électricité n’en était qu’à ses débuts; par exemple, seuls les grands clients industriels et commerciaux reliés au réseau  de  transport
       pouvaient choisir leur fournisseur d’électricité et EDF détenait un monopole  légal  sur  la  fourniture  d’électricité  aux  clients  non
       éligibles. Depuis 2007, tous les clients (résidentiels et non-résidentiels, grands et petits consommateurs) ont la liberté de choisir leur
       fournisseur, ce qui a ouvert l’ensemble du marché à la concurrence. Le cadre législatif et réglementaire de  ce  secteur  a  été  modifié;
       ainsi la loi n°2010-1488 sur la Nouvelle Organisation des Marchés de l’Electricité du 7 décembre 2010, entrée en vigueur en France le  1er
       juillet 2011 (« Loi NOME »), tend à renforcer la concurrence en assurant la contestabilité des tarifs réglementés de vente ("TRV") par les
       fournisseurs alternatifs d’électricité (voir Section 6.2 de la présente Décision). Le principe de spécialité, qui s’appliquait  à  EDF  en
       tant qu’établissement public industriel et commercial, a disparu en 2004.[9]

   26. L'Opération sera examinée en fonction des circonstances actuelles. La Commission tiendra également compte de l'évolution future du  marché
       qui est raisonnablement prévisible, comme par exemple la disparition des TRV "jaune" et "vert" au 1er janvier  2016  et  ses  conséquences
       (voir Section 6.2).[10]

   27. Afin de prendre en compte les évolutions réglementaires prochaines (notamment la disparition au  1er  janvier  2016  des  TRV  "jaune"  et
       "vert"), dont les effets se feront sentir à moyen terme, ainsi  que  les  caractéristiques  des  différents  marchés  en  cause  et  leurs
       développements potentiels (par exemple la possible atteinte du plafond ARENH), l'analyse des effets de l'Opération est effectuée  dans  un
       horizon temporel d'une durée de 3 à 5 ans.

       DEFINITION DES MARCHES PERTINENTS

   1.

   2.

   3.

   4.

   1.

   2.

   3.

   4.

   5.

1 Marché de la production et vente en gros d’électricité

1 Marché de produits pertinent

   28. Par le passé, la Commission[11] a consacré l’existence d’un marché de la production et  de  la  vente  en  gros  d’électricité,  ces  deux
       activités formant un seul et même marché.

   29. Ce marché comporte la production d’électricité domestique ainsi que l’électricité importée physiquement via les interconnexions en vue  de
       sa revente aux détaillants, aux négociants et, dans une moindre mesure, aux grands industriels consommateurs finaux. Du côté  de  l’offre,
       les acteurs du marché sont les producteurs d’électricité, les importateurs et les négociants.

   30. Les Parties sont en accord avec cette approche.

   31. La Commission a par le passé envisagé une distinction du marché de la production et vente en gros d'électricité  entre  électricité  hors-
       pointe, électricité de pointe et électricité d'extrême-pointe. Dans la mesure où la capacité disponible aux interconnexions est plus forte
       en période hors-pointe, les importations pourraient alors exercer une plus grande pression concurrentielle qu'en  période  de  pointe.[12]
       Cette question a cependant été laissée ouverte.[13]

   32. Les Parties contestent la pertinence d'une distinction du marché de la production et vente en gros d'électricité entre  électricité  hors-
       pointe et électricité de pointe, dans la mesure où aucun moyen de production n’est par nature  dédié  à  la  production  d’électricité  en
       période de pointe, l’ensemble des moyens de production disponibles et produisant de l’électricité au moment d’une pointe  de  consommation
       participant, tous au même titre, à l’équilibre offre-demande.

   33. La Commission considère que la cogénération, qui constitue  la  plus  grande  partie  du  parc  de  production  de  Dalkia,  ne  peut  que
       marginalement être considérée comme une production de pointe.[14] La production par cogénération correspond davantage à une production  de
       semi-base (lorsque la vapeur est produite pour alimenter un réseau de chaleur) ou à une production de base  (lorsqu'il  s'agit  de  vapeur
       industrielle). Cette distinction de la cogénération entre base, semi-base et pointe en fonction des utilisations a été confirmée  par  des
       répondants à l'enquête de marché.[15] En pratique, la grande majorité des unités de cogénérations fonctionne en  continu  pendant  5  mois
       (novembre à mars), et a donc une durée d’utilisation plus proche des moyens de production dits de semi-base. De plus, une grande partie de
       la production d’électricité par cogénération de Dalkia bénéficiant de l’obligation d’achat,  elle  bénéficie  d’une  priorité  d’accès  au
       réseau.

   34. Une large majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché a confirmé l'existence d'un marché unique  incluant  la  production  et
       vente en gros d'électricité, domestique et importée, sans distinction entre production de base, semi-base, ou pointe.[16]

2 Marché géographique pertinent

   35. La Commission a généralement considéré le marché de la production et vente en gros comme étant de dimension nationale, notamment en raison
       de la faiblesse des interconnexions entre Etats voisins.[17]

   36. Cependant, la Commission a envisagé la possibilité d’une délimitation géographique plus large de ce marché, par exemple  dans  le  cas  de
       l'Autriche[18] ou des pays nordiques.[19] Dans la décision Gaz de France/Suez, la Commission a indiqué  qu’à  la  lumière  des  Directives
       2003/53/CE et 2003/54/CE du Conseil, il convenait d’examiner la possibilité de l’émergence de marchés  plus  larges  que  nationaux,  sans
       toutefois prendre de position définitive sur ce point.

   37. Les Parties considèrent que la question de la dimension géographique du marché peut être laissée ouverte dans la  mesure  où,  quelle  que
       soit la définition retenue, l’Opération n’est pas susceptible d’entraîner de problèmes de concurrence sur le marché de  la  production  et
       vente en gros d’électricité.

   38. Une large majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché a confirmé la dimension nationale du marché de la production  et  vente
       en gros d'électricité en France, notamment au regard de capacités limitées d'interconnexion avec les Etats  voisins.  Certains  répondants
       ont cependant jugé qu'il pourrait être pertinent de considérer un marché plus large, incluant la France, le Benelux et l'Allemagne.[20]

   39. La Commission conclut que la dimension géographique des marchés de la production et vente en gros d'électricité est nationale.

3 Conclusion

   40. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, le marché pertinent examiné sera le marché français de la  production  et  vente  en
       gros d'électricité.

2 Marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement

1 Marché de produits pertinent

   41. Par le passé, la Commission a parfois identifié un marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement, distinct du  marché  de  la
       production et vente en gros d'électricité.[21] Le courant d'ajustement est utilisé par le gestionnaire de réseau pour  équilibrer  l'offre
       et la demande, et peut prendre la forme d'injections additionnelles d'électricité ou  d'effacement  de  consommation  d'électricité  (voir
       aussi Section 5.3).

   42. Il existe en France, depuis 2003,[22] un mécanisme d'ajustement géré par le gestionnaire du réseau de transport, RTE.[23] Dans le cadre de
       ce mécanisme, l’ensemble des détenteurs de moyens de production disponibles ont l’obligation, en permanence, de proposer  au  gestionnaire
       du réseau de transport les capacités disponibles permettant d’ajuster, en temps réel, l’offre et la demande  d’électricité.  Ce  mécanisme
       fonctionne selon un principe d’appel d’offres permanent, le gestionnaire de réseau retenant les offres permettant d’assurer l’équilibre du
       réseau électrique au meilleur coût, le tout sous le contrôle étroit du régulateur sectoriel (la Commission  de  Régulation  de  l’Energie,
       « CRE »).

   43. Les Parties considèrent que, s’il existe effectivement une « concurrence » entre les offres, seules les plus pertinentes au meilleur  prix
       étant retenues, le caractère obligatoire de l’offre pour les détenteurs de  capacités  de  production  et  les  modalités  de  gestion  du
       mécanisme d’ajustement par RTE font qu’il ne s’agit pas d’un marché fonctionnant librement au sens habituellement retenu en  droit  de  la
       concurrence.

2 Marché géographique pertinent

   44. La Commission a généralement considéré le marché des services auxiliaires et de courant d'ajustement comme  étant  au  plus  de  dimension
       nationale, et potentiellement de dimension régionale ou limitée au périmètre de régulation du gestionnaire de réseau compètent.[24]

3 Conclusion

   45. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de la définition exacte du marché des services
       auxiliaires et du courant d'ajustement peut être laissée ouverte  dans  la  mesure  où,  selon  toute  définition  alternative  de  marché
       plausible, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

3 Marché de l'effacement

1 Marché de produits pertinent

   46. Un effacement est une action temporaire de réduction de la consommation d’électricité d'un  site  donné  ou  d'un  groupe  d'acteurs  (par
       rapport à sa  consommation  « normale »)  déclenchée  par  un  fournisseur  d’électricité,  un  opérateur  d’effacement  (souvent  dénommé
       « agrégateur ») ou par le consommateur lui-même. Un effacement diffère  des  économies  d’énergies  pérennes  induites  par  des  procédés
       techniques tels que l’isolation des bâtiments ou la substitution d’équipements anciens par des équipements plus économes en énergie.

   47. L'effacement peut se substituer à l'installation de nouvelles capacités de production et contribuer à l'équilibrage du réseau  lors  d'une
       baisse de production ou d'une hausse de consommation, et permettre de compenser l'intermittence  de  la  production  à  partir  d'énergies
       renouvelables. Dans son avis sur le projet de décret portant sur l’effacement de consommation d’électricité,[25] l’Autorité estime, sur la
       base des auditions de certaines parties, que le marché de l’effacement pourrait représenter jusqu’à 15 à 20 GW, « soit l’équivalent  d’une
       quinzaine de centrales nucléaires ».[26]

   48. Différents mécanismes sont actuellement mis en place afin de dynamiser la participation de la demande et de l’adapter au cadre d’un marché
       concurrentiel en développement. Si les effacements se sont historiquement développés  pour  permettre  aux  fournisseurs  d’équilibrer  la
       veille pour le lendemain leur portefeuille de clientèle (via des incitations tarifaires), des expérimentations ont été menées au cours des
       dernières années dans le but de faire participer les effacements au mécanisme d’ajustement et, in fine, aux marchés de gros de  l’énergie.
       La loi du 15 avril 2013[27] a pour la première fois donné un cadre légal à la valorisation des effacements sur  les  marchés  de  gros  de
       l’énergie, le marché des certificats de capacités et le mécanisme d’ajustement.

   49. Toutefois, cette loi prévoit l’adoption d’un décret en Conseil d’Etat, qui n’a pour l’heure pas été adopté. Par ailleurs,  l’adoption  par
       le gestionnaire du réseau de transport de règles techniques approuvées par la CRE sera également nécessaire. Dans l’attente de  l’adoption
       du cadre réglementaire définitif, les effacements ne peuvent être valorisés que de manière limitée dans le cadre  de  règles  transitoires
       expérimentales.

   50. Les Parties considèrent que, dans la mesure où le cadre réglementaire dans lequel les effacements seront amenés à se développer est encore
       incertain, il n’est aujourd'hui pas possible de définir un marché pertinent au sens du droit de la concurrence.

   51. Il convient de noter que, dans la mesure où les effacements pourraient à terme être valorisés  aussi  bien  dans  le  cadre  du  mécanisme
       d'ajustement que sur les marchés de gros et le marché des certificats de capacité, la Commission laisse ouverte la question de  savoir  si
       un éventuel marché de l'effacement ferait partie du marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement, ferait partie du marché de
       la production et vente en gros d'électricité, ou constituerait un marché distinct de ces deux  marchés  dans  la  mesure  où  selon  toute
       définition alternative de marché plausible, l'Opération ne soulève pas  de  doutes  sérieux  quant  à  sa  compatibilité  avec  le  marché
       intérieur.

2 Marché géographique pertinent

   52. La  question de la définition géographique pertinente d'un éventuel marché de l'effacement peut être laissée ouverte dans le  cas  présent
       dans la mesure où selon toute définition alternative de marché plausible, l'Opération  ne  soulève  pas  de  doutes  sérieux  quant  à  sa
       compatibilité avec le marché intérieur.

3 Conclusion

   53. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de la définition exacte d'un  éventuel  marché
       de l'effacement peut être laissée ouverte.

4 Marché des garanties de capacité

1 Marché de produits pertinent

   54. En France, le mécanisme de capacité a pour base légale la loi NOME de  2010.[28]  Ce  mécanisme  impose  respectivement  aux  fournisseurs
       d’électricité d’une part, et aux opérateurs de capacité (de production ou d’effacement) d’autre part,  l’obligation  de  contribuer  à  la
       sécurité d’approvisionnement. Les fournisseurs doivent ainsi apporter la preuve qu’ils disposent des capacités nécessaires pour couvrir la
       demande de leur portefeuille de clients en période de pointe, obligation  qui  est  vérifiée  par  la  détention  d’un  volume  défini  de
       certificats de capacités. Les opérateurs de capacités doivent pour leur part conclure avec le gestionnaire  du  réseau  de  transport  des
       contrats par lesquels ils s’engagent sur la disponibilité de leurs capacités durant les pointes de consommation, en contrepartie  de  quoi
       il leur est attribué des certificats de capacités. La loi organise un marché des certificats entre les opérateurs de capacité  d’une  part
       et les fournisseurs d’autre part.

   55. A l’heure actuelle, des règles techniques étant encore en cours d’élaboration et un recours étant pendant devant le Conseil d’Etat  contre
       le décret de mise en œuvre adopté en application de la loi NOME, les Parties soumettent qu'il n’est pas  possible  de  définir  un  marché
       pertinent au sens du droit de la concurrence.

   56. Les Parties considèrent de plus que, dans la mesure où le cadre réglementaire dans lequel les garanties de capacité seront  amenées  à  se
       développer est encore incertain, il n’est aujourd'hui pas possible de définir un marché pertinent au sens du droit de la concurrence.

   57. Il convient de noter que la Commission laisse ouverte la question de savoir si un éventuel marché des garanties de capacité ferait  partie
       du marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement ou constituerait un marché distinct dans la mesure où selon toute définition
       alternative de marché plausible, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

2 Marché géographique pertinent

   58. La Commission considère que la question de la définition géographique pertinente d'un éventuel marché des garanties de capacité peut  être
       laissée ouverte dans le cas présent dans la mesure où selon toute définition alternative de marché plausible, l'Opération ne  soulève  pas
       de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

3 Conclusion

   59. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de la définition exacte d'un  éventuel  marché
       des garanties de capacité peut être laissée ouverte.

5 Marchés de la fourniture d'électricité au détail

1 Marchés de produits pertinents

   60. L’Opération ne concernant pas la clientèle des particuliers (Dalkia n’étant pas active aujourd’hui et n’ayant pas de projet d’entrée vis-à-
       vis de cette clientèle), les analyses de la Commission ne portent que  sur  la  fourniture  d’électricité  aux  clients  non-résidentiels,
       professionnels, entreprises et entités publiques.

   61. Par le passé, la Commission[29] a délimité plusieurs segments de clientèle en France sur la base de la consommation annuelle (GWh)  et  de
       la puissance de raccordement (kVA):
         – Les grands clients industriels dont la consommation annuelle est supérieure à 7 GWh;
         – Les petits clients industriels et commerciaux dont la consommation annuelle est inférieure à  7  GWh  mais  ayant  une  puissance  de
           raccordement supérieure à 36 kVA;
         – Les petits clients professionnels ayant une puissance de raccordement inférieure à 36 kVA;

   62. Toutefois, une distinction alternative pourrait être envisagée. En effet, la CRE distingue la clientèle sur le marché de l'électricité  en
       France sur la base de la puissance souscrite et opère une distinction entre (i) les petits sites non  résidentiels,  ayant  une  puissance
       souscrite inférieure à 36 kVA, (ii) les sites non résidentiels de taille moyenne ayant une puissance souscrite supérieure à  36  kVA  mais
       inférieure à 250 KW et (iii) les grands sites non résidentiels avec une puissance souscrite supérieure à 250 KW.[30]

   63. EDF adopte la première segmentation, évoquée au paragraphe 61, afin de mener son analyse concurrentielle, mais n'inclut dans la  catégorie
       des grands clients industriels que les clients en offre de marché, et non pas les clients dont la consommation est annuelle est supérieure
       à 7 GWh mais encore aux TRV. Cette approche est conforme à la classification retenue par la Commission dans sa décision M.4994  Electrabel
       / Compagnie Nationale du Rhône. Cependant, depuis cette décision, les règles d'éligibilité et de réversibilité applicables à la fourniture
       d'électricité ont été revues. Etant donné que (i) la loi NOME a instauré un droit de retour aux TRV pour les  clients  ayant  exercé  leur
       éligibilité après le 7 décembre 2010, (ii) l'ensemble des TRV applicables aux clients non-résidentiels est contestable par les  offres  de
       marché proposées par les fournisseurs alternatifs (voir Section 6.2.3), et (iii) la loi NOME prévoit la disparition  des  TRV  "jaune"  et
       "vert" au 1er janvier 2016, la Commission considère qu'il est plus pertinent pour la présente analyse de ne pas distinguer les  différents
       marchés de la fourniture d'électricité entre consommateurs ayant exercé leur éligibilité ou n'ayant pas exercé leur éligibilité. Ainsi, il
       n'est notamment pas pertinent de n'inclure dans la catégorie des grands clients industriels que les clients dont la consommation  annuelle
       est supérieure à 7 GWh et ayant exercé leur éligibilité.

   64. En tout état de cause, EDF estime que le résultat de l'analyse concurrentielle resterait inchangé si  une  distinction  alternative  était
       adoptée.

   65. EDF précise par ailleurs qu’elle propose également à ses clients des prestations accessoires à la fourniture  d’électricité,  par  exemple
       des duplicata de facture, des suivis de la consommation ou encore une assistance dépannage. La Commission considère que  ces  prestations,
       qui sont offertes à la fois aux clients bénéficiant des TRV et des offres de marché, et font l’objet d’une  rémunération  distincte,  sont
       directement liées à la fourniture d’électricité, de faible valeur ajoutée et ne peuvent pas être assimilées à des « services  énergétiques
       » au sens de ceux proposés par Dalkia.

   66. La majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché a confirmé la pertinence de  la  distinction  évoquée  au  paragraphe  61.[31]
       Certains répondants ont cependant souligné la pertinence et la plus grande simplicité d'une distinction fondée uniquement sur  des  seuils
       de puissance de raccordement, telle que la définition évoquée au paragraphe 62.

2 Marché géographique pertinent

   67. Les marchés de la fourniture d'électricité au détail ont été considérés par la Commission[32] comme étant de dimension nationale.

   68. EDF estime cette approche pertinente pour les besoins de l'Opération.

   69. Une large majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché a  confirmé  la  dimension  nationale  des  marchés  de  la  fourniture
       d'électricité au détail en France.[33]

3 Conclusion

   70. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, les marchés pertinents examinés seront:

            – le marché français de la fourniture d'électricité au détail aux grands clients  industriels  (dont  la  consommation  annuelle  est
              supérieure à 7 GWh, que ces clients soient en offre de marché ou en TRV);

            – le marché français de la fourniture d'électricité au détail aux petits clients industriels et  commerciaux  (dont  la  consommation
              annuelle est inférieure à 7 GWh mais ayant une puissance de raccordement supérieure à 36 kVA, que ces clients soient  en  offre  de
              marché ou en TRV);

            – le marché français de la fourniture d'électricité au détail aux petits clients professionnels (ayant une puissance de  raccordement
              inférieure à 36 kVA, que ces clients soient en offre de marché ou en TRV).

   71. Cependant, la Commission note que l'analyse concurrentielle ne serait pas modifiée si les distinctions évoquées aux paragraphes  61  à  63
       étaient retenues.

6 Marchés de la fourniture de gaz

1 Marché de produits pertinent

   72. Dans le domaine du gaz, la Commission distingue traditionnellement, de l’amont à l’aval, les activités d’exploration/ production, de vente
       en gros, de transport, de stockage, de négoce et de fourniture de gaz. Par ailleurs, au sein  du  marché  de  la  fourniture  de  gaz,  la
       Commission a distingué : (i) la fourniture de gaz aux grands clients industriels, (ii) la fourniture de gaz aux petits clients industriels
       et commerciaux, (iii) la fourniture de gaz aux centrales électriques fonctionnant  à  partir  de  gaz,  (iv)  la  fourniture  de  gaz  aux
       revendeurs intermédiaires (entreprises locales de distribution) et (v)  la  fourniture  de  gaz  aux  consommateurs  résidentiels[34].  La
       Commission a aussi notamment considéré que, pour chaque marché concerné, il convenait d’opérer une distinction  en  fonction  du  type  de
       gaz[35] : le gaz H (haut pouvoir calorifique) et le gaz L (faible pouvoir calorifique).

   73. Les Parties considèrent que la question de la délimitation exacte des marchés de produits peut être laissée  ouverte  dans  la  mesure  où
       Dalkia n’est pas présente sur le marché de la fourniture de gaz et où, quelle que soit l’hypothèse retenue, les conclusions  de  l’analyse
       concurrentielle demeureront inchangées.

   74. Comme pour le marché de la fourniture d'électricité, la nécessité de distinguer les marchés de la fourniture de  gaz  entre  consommateurs
       ayant exercé leur éligibilité ou non doit être examinée. A ce propos, la Commission note que l’article L. 445-4 du code de l’énergie donne
       la possibilité pour les petits consommateurs de gaz (c’est-à-dire ayant souscrit une consommation annuelle de moins de 30 000 KWh par  an)
       de bénéficier à tout moment des TRV, et donc, le cas  échéant,  de  revenir  aux  TRV.  Cette  possibilité  de  réversibilité  est  certes
       aujourd'hui plus restreinte pour les gros consommateurs, mais l’article 25  de  la  loi  n°  2014-344  du  17  mars  2014  relative  à  la
       consommation pour les clients consommant plus 30 000 KWh prévoit la fin progressive des TRV entre le  19  juin  2014  et  le  1er  janvier
       2016.[36] Dès lors, la Commission estime que les marchés de la fourniture de gaz pourraient inclure les TRV et les offres de marchés.  Les
       parts de marché des Parties seront présentées en ligne avec cette approche. Ce point peut cependant être laissé ouvert pour les besoins de
       l'analyse du cas présent.

2 Marché géographique pertinent

   75. La Commission a considéré que les marchés du gaz ont une dimension nationale (marché de gros) ou infranationale  (fourniture)[37]  compte-
       tenu des conditions de concurrence  hétérogènes  entre  les  différentes  zones  d’équilibrage.[38]  En  France,  il  existe  trois  zones
       d’équilibrage depuis 2009 : la zone Nord, la zone Sud et la zone Sud-Ouest.

   76. Compte tenu de la présence marginale d'EDF sur les marchés de fourniture de gaz, les Parties considèrent que l'analyse peut s'effectuer au
       niveau national.

3 Conclusion

   77. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de  la  définition  exacte  du  marché  de  la
       fourniture de gaz peut être laissée ouverte dans la mesure où selon toute définition  alternative  de  marché  plausible,  l'Opération  ne
       soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

7 Marché(s) de la gestion/maintenance multi-technique

1 Marché de produits pertinent

   78. Dans sa pratique décisionnelle, la Commission a identifié à la fois un marché de services dits de facility management  et  un  marché  des
       services de gestion énergétique.

   79. Les services de facility management sont des services de gestion d'immeubles qui englobent la gestion technique des immeubles (gestion  de
       l'énergie, contrôle, entretien et maintenance des installations techniques), la gestion commerciale (comptabilité) et la gestion  générale
       des immeubles (services de sécurité, nettoyage ou gardiennage).[39]

   80. Le marché des services de gestion énergétique inclut des activités de conseil sur la réduction de la consommation d'énergie,  la  mise  en
       place de systèmes de gestion de l'énergie, une assistance dans la fourniture d'énergie et dans la gestion et la maintenance  d'équipements
       liés à la consommation énergétique des clients, dans le but de réduire la consommation d'énergie des clients.[40]

   81. La Commission a aussi définit un marché de la gestion ou de la maintenance multi-technique  qui  regroupe  des  activités  d'entretien  et
       d'optimisation du rendement de l'ensemble des installations techniques  présentes  chez  les  clients  qui  exploitent  des  bâtiments  et
       souhaitent en déléguer la gestion. L'ensemble des installations techniques comprend (selon le bâtiment) des  chaudières  et  des  systèmes
       climatiques, des installations mécaniques (tuyauterie, chaudronnerie, usinages), des réseaux électriques  et  tout  ce  qui  concerne  les
       outils de process industriel.[41]

   82. La Commission a laissé ouverte dans sa pratique décisionnelle d'autres distinctions possibles, par exemple selon  le  critère  «  type  de
       client » en entreprises industrielles, des entreprises du tertiaire ou des  particuliers  (en  général  des  copropriétés)[42],  «type  de
       bâtiment » ou  «type de service».

   83. Les Parties considèrent qu’un marché de la gestion/maintenance multi-technique incluant les services  d’optimisation  de  la  consommation
       énergétique devrait être retenu. De plus, les Parties ne considèrent pas qu'il soit nécessaire de  distinguer  le  marché  selon  d'autres
       critères tels que les types de clientèle, de bâtiments, de services, ou encore par stade de prestation de services.[43]

   84. Les Parties expliquent que du côté de la demande, les clients lancent  des  appels  d’offres  en  vertu  desquels  les  candidats  doivent
       concevoir/installer/gérer/maintenir des installations  techniques  peu  consommatrices  d’énergie  et  un  réseau  optimisé  en  terme  de
       consommation énergétique. Du côté de l’offre, des filiales de grands groupes, actives dans le secteur du bâtiment et des  travaux  publics
       et initialement spécialisées dans la conception et l’installation d’équipements techniques,  offrent  de  plus  en  plus  de  services  de
       gestion/maintenance, tandis que les sociétés spécialisées dans la gestion/maintenance associent à leurs offres de services  d’optimisation
       de consommation énergétique des prestations de conception/installation d’équipements techniques, permettant de réduire  les  consommations
       d’énergie.

   85. Les Parties notent aussi que les « services énergétiques », qui visent à permettre à des consommateurs d’énergie, entreprises  ou  entités
       publiques, d’améliorer leur performance énergétique, peuvent recouvrir une grande variété de prestations incluant la conception,  la  mise
       en œuvre, la commercialisation, l’exploitation et/ou la maintenance d’installations relevant des activités  de  production  d’énergie,  de
       chauffage ou encore de climatisation.

   86. La majorité des clients et des concurrents ayant répondu à l'enquête  de  marché  considèrent  que  l'ensemble  des  services  de  gestion
       technique des immeubles (la gestion de l'énergie, les contrôles, l'entretien et  la  maintenance  des  installations  techniques)  et  les
       services de gestion énergétique (comme définis ci-dessus) font partie d'un même marché de gestion/maintenance multi-technique.[44]

   87. Les concurrents fournissent souvent à la fois des services d'efficacité énergétique tels  que  la  rénovation  et  les  travaux  visant  à
       améliorer l'enveloppe des bâtiments et l'efficacité des systèmes de  production  d'énergie,  l'installation  et  la  gestion  de  systèmes
       intelligents de mesure, le contrôle et le pilotage de  la  consommation  d'énergie,  des  services  de  gestion/maintenance  des  systèmes
       climatiques (chauffage et climatisation), des services de gestion/maintenance des  installations  mécaniques  (tuyauterie,  chaudronnerie,
       usinages), des services de gestion générale des sites et bâtiments ou d'optimisation des processus industriels. Ils fournissent aussi  des
       services de gestion/maintenance de systèmes électriques.

   88. La Commission ne considère pas qu'il soit nécessaire de  distinguer  les  services  d'optimisation  énergétique  des  autres  services  de
       gestion/maintenance multi-technique.[45] En effet, si les services d'optimisation énergétique et de gestion/maintenance  sont  en  général
       des offres "sur mesure" pour chaque client ou bâtiment, la majorité des concurrents est en mesure de proposer des offres globales incluant
       à la fois l'optimisation énergétique et la gestion/maintenance multi-technique.

   89. De plus, les contrats spécifiques pour les services d'optimisation  des  consommations  énergétiques  dénommés  "contrats  de  performance
       énergétique" ("CPE")[46] doivent aussi être inclus dans le marché de gestion/maintenance multi-technique.

   90. Le CPE a évolué afin que les acteurs publics puissent aussi recourir à de tels contrats; ainsi le Code des marchés publics a  été  modifié
       pour permettre de déroger au principe d'allotissement des marchés publics.[47] Cette modification vise principalement  l’introduction  des
       CPE dans la commande publique et plus largement de tout marché comportant des engagements de performance mesurables, définis notamment  en
       termes de niveau d'activité, de qualité de service, d'efficacité énergétique ou d'incidence écologique.

   91. Les CPE existent sous trois formes : (i) Contrat de Partenariat de Performance Energétique  (CPPE),  (ii)  Marché  Public  de  Performance
       Energétique (MPPE) et (iii) Marché de Performance Énergétique. Les deux premiers sont régis par le code des marchés publics. De  plus,  il
       existe plusieurs types de contrats CPE. Le premier type est le CPE fourniture et services qui cible  entre  10  et  20%  de  réduction  de
       consommation. Ces contrats sont en général de courte durée (entre 3 et 10 ans). Le deuxième type est le  CPE  travaux  et  services,  pour
       lequel la durée des contrats est plus longue pour permettre l'amortissement des travaux (durée supérieure à 15  ans).  Les  réductions  de
       consommation ciblées sont également plus importantes (au-delà de 20%). Le troisième type de CPE englobe les deux premiers types  (travaux,
       fournitures et services). Ce sont les CPE dont la durée est la plus longue et les économies d’énergie visées les plus importantes (contrat
       de 20 ans et plus pour des économies de l’ordre de 40%).

   92. Dalkia et la majorité de ses concurrents proposent des CPE en France. L'Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie ("ADEME")
       a mentionné que les deux acteurs majeurs qui proposent des CPE en France sont Dalkia (parfois associée avec EDF Optimal Solutions,  "EOS")
       et Cofely (filiale de GDF Suez). Les autres sont: Idex Energie, Bouygues, Eiffage, Vinci, Johnson Controls et Spie.  Par  contre,  l'ADEME
       explique que le nombre de CPE reste limité en France.

   93. L'ADEME a pu collecter des informations plus précises sur 55 projets CPE. De ces 55 projets, 26 étaient  réalisés  par  Dalkia  et/ou  EDF
       Optimal Solutions et 21 par Cofely. Il y avait 12 projets de plus d'un million d'euros, dont 6 étaient réalisés par Dalkia, et 3 ou 4  par
       Cofely. La Mission d'appui aux partenariats public-privé (MAPPP) a indiqué quant à elle qu'"il existe quelques CPE, mais il est  difficile
       de les caractériser car ils sont souvent intégrés dans un ensemble plus vaste."

   94. Pour Dalkia, les CPE représentent en 2013 de l’ordre de […] % de son chiffre d’affaires  réalisé  au  titre  des  services  d’optimisation
       énergétique.[48]

   95. Si le CPE constitue un type de service particulièrement visible, dans  le  domaine  de  l’exploitation  des  équipements  thermiques,  les
       contrats tendent à évoluer vers des prestations intégrant des objectifs de résultat et un  intéressement  des  exploitants  (par  exemple,
       contrats de type « Marchés de Température avec Intéressement »).[49]

   96. La majorité des concurrents de Dalkia a indiqué proposer à la fois des contrats CPE et des contrats conçus sur  le  "modèle  CPE".[50]  La
       majorité des clients ayant répondu à l'enquête de marché ont indiqué que les services de performance énergétique qu'ils  achètent  donnent
       "toujours" ou "parfois" lieu à un engagement de performance énergétique de la part du prestataire.[51]

   97. Dans le cadre des prestations de maintenance multi-technique, Dalkia fournit  des  services  aux  data  centers,[52]  mais  il  n’est  pas
       pertinent de traiter ce service de manière séparée.

   98. Finalement, la Commission considère qu'aucune autre distinction ne semblerait utile dans la mesure où une typologie d'offres ou de demande
       n'a pas été identifiée. En effet, les clients ont des attentes spécifiques qui nécessitent une offre «sur-mesure», qui porte sur les mêmes
       prestations de services de gestion/maintenance multi-technique; les concurrents sont en mesure d'en proposer de telles offres.

   99. Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché pertinent est le marché de la gestion/maintenance multi-technique  incluant
       les services d’optimisation de la consommation énergétique, sans qu'il soit nécessaire d'identifier d’autres distinctions.

2 Marché géographique pertinent

  100. Par le passé, la Commission a considéré les marchés de facility management et de services de gestion énergétique comme étant de  dimension
       nationale,[53] en laissant parfois la question ouverte.[54]

  101. Les Parties considèrent que le marché de la gestion/maintenance multi-technique relève d'une dimension nationale. La majorité des  acteurs
       ayant répondu à l'enquête de marché, ont confirmé la validité d'une  dimension  nationale  du  marché  de  la  gestion/maintenance  multi-
       technique, dans la mesure où, si une présence locale est  souvent  nécessaire,  un  certain  nombre  d'acteurs  disposent  d'une  présence
       commerciale et technique en maillage suffisamment fin sur l'ensemble du territoire.[55] Certains répondants expliquent  toutefois  que  la
       gestion/maintenance multi-technique nécessite une présence locale forte (techniciens itinérants, agence de proximité) et  que  l'intensité
       de la concurrence varie d'une région à l'autre. Ils considèrent donc que le marché en cause aurait une dimension régionale, voire  locale.
       La Commission note à ce sujet que, du point de vue de l'offre, il existe de nombreux acteurs qui sont en mesure à proposer des services de
       gestion/maintenance multi-technique au niveau national.[56] De plus, les appels  d’offres  lancés  par  les  acheteurs  publics  pour  les
       services de gestion/maintenance multi-technique font l'objet d'une publicité au moins au niveau national.

  102. La Commission considère dès lors que le marché géographique pertinent est national.

3 Conclusion

  103. En conséquence, pour les besoins la  présente  analyse,  les  effets  de  l'Opération  seront  analysés  sur  le  marché  français  de  la
       gestion/maintenance multi-technique incluant les services d’optimisation de la consommation énergétique.

8 Marché de la production et de la fourniture de chaleur

1 Marché de produits pertinent

  104. Selon la pratique décisionnelle de la Commission,[57] l’activité de production et de fourniture  de  chaleur  concerne  l’exploitation  de
       systèmes pour la production et la livraison de chaleur, comme par exemple le chauffage urbain.

  105. L'analyse concurrentielle menée par les Parties est en accord avec cette approche.

2 Marché géographique pertinent

  106. La chaleur est distribuée par l’intermédiaire de réseaux qui appartiennent à l’opérateur local. En règle générale, ces réseaux ne sont pas
       connectés les uns aux autres et ne peuvent donc pas se substituer les uns aux autres.

  107. La Commission[58] considère que le périmètre géographique du marché de la production et de la fourniture de chaleur est local et limité au
       réseau concerné en raison de la perte d’efficacité engendrée par le transport sur de longues distances.

  108. Dans la mesure où Dalkia détient seulement […] centrales de cogénération vendant de la chaleur à des tiers tandis qu'EDF n'est pas  active
       sur le marché de la production et de la fourniture de chaleur, les Parties estiment que la définition peut être laissée ouverte  mais  que
       les effets de l’Opération devraient s'analyser au niveau national.

3 Conclusion

  109. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de  la  définition  exacte  du  marché  de  la
       production et de la fourniture de chaleur peut être laissée ouverte dans la  mesure  où  selon  toute  définition  alternative  de  marché
       plausible, l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

9 Marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur/de froid

1 Présentation du secteur

  110. Les réseaux de chaleur sont des systèmes collectifs de distribution de chaleur, générée sous forme d’eau  chaude  ou  de  vapeur  par  des
       unités génératrices centralisées, utilisant diverses sources d’énergie primaire (essentiellement le gaz, le charbon, le  fioul  lourd,  la
       biomasse, la géothermie). En 2011, étaient dénombrés 458 réseaux de chaleur en France.[59]

  111. En ce qui concerne les réseaux de froid, la source primaire d'énergie est l'électricité.

  112. En France, environ 66 % des réseaux de chaleur et de froid sont détenus par des entités publiques tandis qu'approximativement 34% le  sont
       par des entités privées.[60]

  113. Les réseaux publics de chaleur sont soit directement gérés par les autorités publiques, soit gérés par un tiers dans le cadre d’un contrat
       de gestion déléguée. En France, il existe quatre modes de gestion des réseaux publics de chaleur, à savoir : la  gestion  directe  par  la
       collectivité propriétaire du réseau de chaleur,[61] la gestion dans le cadre d’une régie intéressée[62] ou d’une gérance,[63]  la  gestion
       dans le cadre d’un partenariat public-privé (ci-après, « PPP »),[64] et la gestion dans le cadre d’une délégation de service public.[65]

  114. La délégation de service public est le mode de gestion retenu pour 62 % des réseaux publics de chaleur ce qui représente plus de  82 %  de
       l’énergie finale produite. Elle peut être passée sous forme de concession (mode le plus souvent choisi)[66] ou sous forme d'affermage.[67]
       La passation d’une délégation de service public est soumise à une procédure de mise en concurrence.[68]

  115. Les réseaux de chaleur « privés », c’est-à-dire détenus par des clients industriels ou commerciaux, sont au nombre de 156, dont  92%  font
       l'objet d'une gestion déléguée à un tiers.[69] Cette gestion est généralement confiée à un opérateur spécialisé dans le cadre de  contrats
       privés de chauffage urbain en application des dispositions du décret n°81-436 du 4 mai 1981.

  116. En ce qui concerne les réseaux de froid, 15 réseaux de froid étaient recensés en France en 2011, la gestion de  la  majorité  d’entre  eux
       étant détenue par une entité publique et faisant l’objet d’une délégation de service public.

2 Marchés de produits pertinents

  117. Selon la pratique décisionnelle de la Commission, les réseaux de chaleur doivent être distingués des réseaux de froid qui  n’utilisent  ni
       les mêmes réseaux, ni les mêmes moyens de production que les réseaux de chaleur, et dont  les  utilisateurs  finaux  sont  différents.[70]
       Cette distinction a été confirmée par une majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché.[71]

       Gestion déléguée de réseaux de chaleur.

  118. Par le passé, la Commission a considéré que la gestion de réseaux de chaleur déléguée à  un  tiers  constituait  un  marché  distinct  des
       réseaux gérés directement par les entités publiques, notamment par le biais d'une régie. En effet, la difficulté pour une collectivité  de
       créer en son sein l’expertise nécessaire à la reprise d’un réseau de régie excluant d’intégrer ce type  d’exploitation  au  marché  de  la
       gestion des réseaux de chaleur sur lequel les opérateurs spécialisés interviennent.[72]

  119. L'analyse proposée par les Parties est en accord avec cette distinction.

  120. Dans le cadre de l'enquête de marché, une majorité des réponses a confirmé la pertinence d'une distinction entre la  gestion  déléguée  de
       réseaux de chaleur, d'une part, et l'exploitation directe de réseaux de chaleur par leur propriétaire, d'autre part.[73]

       Gestion déléguée des réseaux de froid.

  121. Dans sa décision Elyo/Cofathec/Climespace,[74] la Commission a envisagé, sans toutefois prendre de position définitive,  l'existence  d'un
       marché distinct de la gestion déléguée des réseaux de froid sur lequel elle a analysé les effets de l'opération examinée.

  122. L'analyse proposée par les Parties est en accord avec cette distinction.

  123. Dans le cadre de l'enquête de marché, une majorité des réponses a confirmé la pertinence d'une distinction entre la  gestion  déléguée  de
       réseaux de froid, d'une part, et l'exploitation directe de réseaux de froid par leur propriétaire, d'autre part.[75]

  124. En l'espèce et au regard des effets de l'Opération, la Commission conclut que la question de l'existence de marchés de produits  distincts
       de (i) la gestion déléguée de réseaux de chaleur[76] et de (ii) la gestion déléguée de réseaux de froid peut être laissée ouverte pour les
       besoins de la présente analyse dans la mesure où selon toute définition alternative de marché plausible, l'Opération  ne  soulève  pas  de
       doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

3 Marché géographique pertinent

  125. La Commission a considéré que la gestion déléguée de réseaux de chaleur avait une dimension nationale.[77]

  126. De même, dans la décision Elyo/Cofatech/Climespace, la Commission a analysé les effets de la transaction  sur  le  marché  de  la  gestion
       déléguée de réseaux de froid au niveau national.

  127. Les Parties sont en accord avec cette approche.

  128. Les clients ayant répondu dans le cadre de l'enquête de marché ont majoritairement confirmé que, tant pour la gestion déléguée des réseaux
       de chaleur que pour la gestion déléguée des réseaux de froid, le marché devait être considéré  comme  étant  de  dimension  nationale.[78]
       Certains concurrents ont estimé que les deux marchés devaient être analysés au niveau régional arguant qu'une  présence  au  niveau  local
       apportait un avantage concurrentiel lors de la soumission d'offres.[79]

  129. Compte tenu de la durée d'engagement et des montants investis, une présence commerciale au niveau local semble être un  atout.  Toutefois,
       les acteurs les plus importants sont implantés sur l'ensemble du territoire et sont capables de répondre à des appels  d'offres  n'importe
       où en France. En pratique, les soumissionnaires aux appels d'offres formulés par les clients, notamment par les  entités  publiques,  sont
       pour la plupart des acteurs actifs sur l'ensemble du territoire.[80]

  130. La Commission conclut que la dimension géographique des marchés de la gestion déléguée de réseaux de chaleur et de froid est nationale.

4 Conclusion

  131. En conclusion, les effets de l'Opération seront analysés respectivement sur (i) le marché français de la gestion déléguée  de  réseaux  de
       chaleur et (ii) le marché français de la gestion déléguée de réseaux de froid.

10 Marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains

1 Marché de produits pertinent

  132. La Commission a défini l’éclairage public comme regroupant (i) l’éclairage des voies et des lieux publics, (ii) les feux de  signalisation
       et (iii)  l’illumination  de  lieux,  de  monuments  et  de  bâtiments  (ces  illuminations  pouvant  être  permanentes,  saisonnières  ou
       ponctuelles).[81]

  133. Dans sa pratique décisionnelle,[82] la Commission a considéré que l’activité relative à l’éclairage public entre dans le champ :

            – d’une part, du marché des installations électriques, regroupant l’installation et la rénovation des équipements électriques (c'est-
              à-dire câblage et lignes électriques, mécanismes d’automatisation, éclairage, etc.) ;

            – d’autre part, du marché de la gestion des installations techniques,  regroupant  l’entretien  et  la  maintenance  des  équipements
              électriques (c'est-à-dire maintenance et gestion  technique  d’immeubles,  gestion  de  sites,  l’entretien  des  installations  de
              chauffage et de climatisation, gestion de l’éclairage public, etc.).

  134. Les Parties sont en accord avec cette approche.

  135. Les résultats de l'enquête de marché ne permettent pas de confirmer ou d'infirmer  cette  approche.  Si  certains  concurrents  retiennent
       également cette distinction, un concurrent considère que ces "deux marchés peuvent être liés", tandis qu'un autre retient "un marché  plus
       large de génie électrique segmenté en installation (et rénovation) et en maintenance  (et  entretien)  dans  lequel  rentre  effectivement
       l'activité d'éclairage public".[83] De même un client souligne que "les deux entités installation et gestion de  l'éclairage  public  sont
       intégrées dans le marché à performance énergétique".[84]

  136. En outre, les Parties considèrent que les équipements électriques urbains dits "intelligents", comprenant  par  exemple  les  systèmes  de
       contrôle d’accès, vidéo-protection, radars de feux rouges et bornes de chargement de véhicules, font partie du même marché de produits que
       les équipements d’éclairage public urbain dits "traditionnels". Ces nouveaux équipements électriques urbains sont développés par les mêmes
       acteurs que ceux présents dans le secteur de l’éclairage public, exploités dans les mêmes lieux publics que les installations  d’éclairage
       public (et, en général, rattachés aux réseaux d’éclairage public pour leur alimentation en  électricité),  nécessitent  les  mêmes  moyens
       matériels et humains pour leur installation et leur entretien/maintenance et sont attribués selon les mêmes outils contractuels.

  137. Les résultats de l'enquête de marché ne permettent pas de confirmer ou d'infirmer cette approche. Concernant les installations d'éclairage
       public, un concurrent "anticipe une convergence des marchés "traditionnels" et "intelligents" vers ce que l'on  appelle  le  smart  city",
       tandis qu'un autre précise que "les acteurs des équipements d'éclairage public traditionnels sont tous plus ou moins aussi acteurs  à  des
       degrés divers sur les équipements électriques urbains intelligents, [même si] il  existe  des  acteurs  sur  les  équipements  électriques
       urbains intelligents qui ne sont pas acteurs des marchés des équipements d'éclairage public traditionnel (ex. en vidéo-protection)".[85]

  138. Concernant la gestion de l'éclairage public, un concurrent souligne que "les situations sont variables en fonction  de  la  taille  de  la
       ville concernée et de ses moyens financiers". Un client précise que "la gestion de l'éclairage public  reste  un  domaine  spécifique  qui
       éventuellement peut prendre en compte d'autres prestations, souvent pour combler un manque d'attrait du marché lancé".[86]

  139. Au vu de ce qui précède, la Commission considère que le marché pertinent est  le  marché  de  l'éclairage  public  et  autres  équipements
       électriques urbains, ainsi que ses éventuelles distinctions. En l'espèce et au regard des effets de  l'Opération  selon  toute  définition
       alternative de marché plausible, la Commission conclut que la question de la définition exacte du ou des marchés de l’éclairage public  et
       autres équipements électriques urbains peut être laissée ouverte pour les besoins de la présente analyse.

2 Marché géographique pertinent

  140. Par le passé, la Commission a considéré que le ou les marchés de l’éclairage public et autres équipements électriques urbains  étaient  de
       dimension nationale en distinguant entre la dimension au moins nationale pour les services de gestion et une dimension nationale ou locale
       pour les services de maintenance[87].

  141. Les Parties considèrent que le ou les marchés  de  l’éclairage  public  et  autres  équipements  électriques  urbains  sont  de  dimension
       essentiellement nationale.

  142. La majorité des opérateurs ayant répondu à l'enquête de marché a confirmé la dimension nationale du ou des marchés de  l'éclairage  public
       et autres équipements électriques urbains. Un concurrent a toutefois considéré que la dimension  de  ces  marchés  était  "plus  locale  :
       communes et communautés de communes. Dans les zones rurales éventuellement des regroupements au niveau départemental". Néanmoins, ce  même
       acteur a indiqué être capable, seul ou avec des sous-traitants, de répondre à des appels d'offres partout en  France,  tout  en  précisant
       disposer "des compétences et d'environ 300  implantations  en  France  ce  qui  nous  donne  la  proximité  nécessaire  pour  traiter  ces
       dossiers".[88]

  143. D'autre part, de nombreux acteurs nationaux sont directement concurrents des Parties sur ces marchés, comme Bouygues Energies &  Services,
       Cofely Ineo (GDF Suez) ou Citeos (Vinci Energies). Ce dernier indique ainsi que "[ses] entreprises sont implantées géographiquement sur le
       territoire français et une implantation locale est souvent un atout pour réaliser ces marchés".[89]

  144. La Commission conclut que le ou les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains sont de dimension nationale.

3 Conclusion

  145. En conséquence, les effets de l'Opération seront analysés sur le marché français de l'éclairage public et autres  équipements  électriques
       urbains, et ses éventuelles distinctions, tout en laissant ouverte la distinction entre installation et gestion de l'éclairage  public  et
       autres équipements électriques urbains d'une part, et entre équipements électriques  urbains  "traditionnels"  et  "intelligents"  d'autre
       part.

11 Marché des droits d’émission de CO2

1 Marché de produits pertinent

  146. Par le passé, la Commission a considéré que le marché des droits  d’émission  de  CO2  inclut,  d’une  part,  les  certificats  d’émission
       européens (« EU Emission allowances » ou « EUA »)[90] et, d’autre part, potentiellement, les unités de Réduction Certifiée  des  Emissions
       (« CER »)[91] qui sont émises dans le cadre du mécanisme institué par le protocole de Kyoto, mais a laissé ouverte la définition du marché
       de produits.[92]

  147. Le marché des droits d’émission de CO2 comporte la vente ou l'achat sur le marché européen des quotas d’émission de CO2. Le marché est lié
       aux objectifs définis dans la Directive 2003/87/CE[93] selon laquelle les quotas d’émission de gaz à  effet  de  serre  sont  répartis  au
       niveau de chaque Etat membre entre les entreprises. En France, un plan d’allocation de quotas a été déterminé afin de fixer  les  plafonds
       d’émission de CO2 des sites industriels et de production d’énergie les plus pollueurs pour une période donnée. Ce plan  fournit  le  cadre
       dans lequel le marché européen du CO2, visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, permet  aux  opérateurs  d’acquérir  ou  de
       céder les permis d’émission leur permettant de respecter leurs quotas.

  148. Les Parties considèrent qu’il est pertinent d’inclure les CER au sein du marché du négoce des droits d’émission de CO2 dès  lors  que  les
       installations concernées ont le droit d’échanger un pourcentage des EUA qui leur ont été alloués par des CER.   Le  marché  pertinent  est
       donc celui du négoce des droits d’émission de CO2 incluant tant les EUA que les CER.  En  tout  état  de  cause,  en  l’absence  de  toute
       difficulté du point de vue du droit de la concurrence, les Parties considèrent que la  définition  exacte  du  marché  peut  être  laissée
       ouverte.

  149. En l'espèce et au regard des effets de l'Opération sur le marché hypothétique des droits d’émission de CO2, la Commission conclut  que  la
       question de la définition exacte du marché peut être laissée ouverte pour les besoins de la présente analyse.

2 Marché géographique pertinent

  150. En ce qui concerne la dimension géographique, ce  marché  des  droits  d’émission  de  CO2  a  été  considéré  comme  étant  de  dimension
       européenne.[94]

  151. EDF considère que la question de la dimension géographique du marché peut être laissée ouverte dans la  mesure  où,  quelle  que  soit  la
       définition retenue, l’Opération n’est pas susceptible d’entraîner de problèmes de concurrence sur le marché des droits d’émission de CO2.

  152. La Commission conclut que pour les besoins la présente analyse, le marché des droits d'émission de CO2 est de dimension européenne.

3 Conclusion

  153. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de la définition exacte du marché européen des
       droits d’émission de CO2 peut être laissée ouverte dans la mesure où selon toute définition alternative de marché  plausible,  l'Opération
       ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

12 Marché des certificats d'économie d'énergie

1 Marché de produits pertinent

  154. Le dispositif des certificats d’économie d’énergie (« CEE ») a été mis en place par les pouvoirs publics français[95] et  repose  sur  une
       obligation de réalisation d’économies d’énergie imposée aux fournisseurs d’énergies (électricité, gaz, chaleur,  froid,  fioul  domestique
       et, depuis le 1er janvier 2011, carburants pour automobiles), appelés les "obligés",  qui  sont  ainsi  incités  à  promouvoir  activement
       l’efficacité énergétique auprès de leurs clients (ménages, entités publiques ou industriels) et auprès de leurs  salariés,  mais  aussi  à
       réaliser des actions d’économies d’énergie sur leur propre patrimoine.

  155. Un objectif national triennal d’économies d’énergie est fixé à 345 TWh cumac (TWhc)[96] pour la période 2011/2013, dont  90 TWhc  affectés
       aux distributeurs de carburant. Un objectif supplémentaire de 115 TWhc a été fixé pour 2014 et un objectif de 660  TWhc  pour  la  période
       2015-2017 a été annoncé. Les CEE sont obtenus à la suite d’actions entreprises en  propre  par  les  opérateurs,  ou  par  l’achat  auprès
       d’autres acteurs ayant mené des opérations d’économies d’énergie. En cas de non-respect de leurs obligations, les obligés  sont  tenus  de
       verser une pénalité libératoire de deux centimes d’euro par kWhc manquant.

  156. Selon les Parties, le dispositif des CEE correspond plus à un dispositif réglementaire obligatoire qu’à un marché au sens du droit  de  la
       concurrence.

  157. La Commission n'a pas de précédents sur ce marché.

  158. En l'espèce et au regard des effets de l'Opération sur le marché hypothétique des droits d’émission des CEE, la Commission conclut que  la
       question de la définition exacte du marché peut être laissée ouverte pour les besoins de la présente analyse.

2 Marché géographique pertinent

  159. Même si la Commission n’a pas encore défini un marché des CEE, les Parties considèrent qu’un  tel  marché,  s’il  devait  être  identifié,
       serait de dimension nationale car la loi n° 2005-781 du 13 mai 2005 a créé un registre national des certificats d’économies  d’énergie  et
       transactions où toutes les transactions relatives aux CEE sont enregistrées et le prix moyen des transactions publié.

  160. Vu que les CEE ont été mis en place par les autorités nationales, reposent sur une obligation de réalisation d’économies d’énergie imposée
       au niveau national et que les CEE peuvent être obtenus dans le cadre de ce dispositif seulement en France, la Commission  conclut  que  le
       marché des CEE est de dimension nationale pour les besoins de la présente analyse.

3 Conclusion

  161. En conséquence, pour les besoins la présente analyse, la Commission conclut que la question de la définition exacte du marché français des
       CEE peut être laissée ouverte dans la mesure où selon toute définition alternative de marché plausible,  l'Opération  ne  soulève  pas  de
       doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.

13 Marché de la gestion des déchets

1 Marché de produits pertinent

  162. En France, la gestion des déchets, et plus particulièrement leur élimination, relève de la compétence des communes. Les entités  publiques
       peuvent assurer les services de collecte et de traitement des déchets directement en régie ou déléguer ces activités  à  des  prestataires
       extérieurs. Dans ce dernier cas, elles peuvent (i) faire appel à un prestataire de service choisi dans le cadre d’une procédure de  marché
       public et mise en concurrence[97] ou (ii) confier l’organisation de ces services à un  opérateur  privé  via  une  délégation  de  service
       public.[98]

  163. Le secteur de la gestion des déchets recouvre les activités de collecte, de transport, de traitement, de  réutilisation  et  d’élimination
       des déchets dans le but de réduire leurs effets sur la santé humaine et l’environnement.[99]

  164. La Commission[100] a considéré qu’il existait autant de marchés de services dans le  secteur  de  la  propreté  que  de  grands  types  de
       déchets : (i) les déchets banals[101] ; (ii) les déchets industriels spéciaux;[102] (iii) les déchets qui font l’objet de  règlementations
       spéciales.[103]

  165. S’agissant des déchets banals, la Commission a considéré que les activités de collecte et de traitement de  ces  déchets  constituent  des
       marchés distincts. La gestion de déchets banals comprend plusieurs services comme la collecte,  le  traitement  et  la  valorisation,  qui
       doivent être distingués.[104]

  166. La valorisation consiste à extraire des déchets les matières « valorisables », c’est-à-dire les matières qui  peuvent  être  revendues,  à
       savoir, selon les cas, des matières comme le verre, les papiers et cartons, les plastiques, les métaux ferreux ou les métaux  non-ferreux.
       Cette valorisation intervient avant l’incinération; ce qui est incinéré étant le reste des déchets, c’est-à-dire tout ce qui n’a  pas  été
       extrait préalablement à l’incinération.

  167. La Commission[105] a envisagé de distinguer le secteur du traitement des déchets banals selon le type de traitement. Ainsi, la  Commission
       a retenu l’existence de deux marchés distincts, d’une part, la mise en décharge des déchets banals et, d’autre  part,  l’incinération  des
       déchets banals.[106]

  168. Selon la pratique décisionnelle de la Commission,[107] l’activité de valorisation des  déchets  pourrait  être  distinguée  en  autant  de
       marchés que de types de  matières  à  valoriser :  ferraille,  verre,  papiers-cartons,  plastiques,  bois,  déchets  de  chantier,  boues
       d’épuration, etc.

  169. Les Parties sont d'accord avec cette distinction, et indiquent que leurs activités ne se recoupent que sur les marchés de la  valorisation
       des métaux ferreux et de la valorisation des métaux non ferreux.

  170. En l'espèce et au regard des effets de l'Opération sur le marché de la gestion des déchets, la  Commission  conclut  que  les  marchés  de
       produits pertinents sont : (i) le marché de l'incinération des déchets banals, (ii) le marché de la valorisation  des  métaux  ferreux  et
       (iii) le marché de la valorisation des métaux non-ferreux.

2 Marché géographique pertinent

  171. Les Parties considèrent que la dimension géographique des marchés de l’incinération peut être considérée comme étant  départementale.  Les
       Parties considèrent que les marchés de la valorisation peuvent être définis comme étant au moins de dimension nationale.

  172. S’agissant du traitement des déchets  banals,  la  Commission  a  considéré  que  cette  activité  a  une  dimension  géographique  infra-
       nationale.[108] En France, la Commission a considéré que la dimension géographique des marchés du  traitement  des  déchets  banals  était
       départementale,[109] et dans sa pratique décisionnelle postérieure, la question de la  délimitation  départementale  ou  régionale  de  ce
       marché a été laissée ouverte.[110]

  173. S’agissant de la valorisation des déchets, il n'y a pas de précédent de la Commission. Toutefois, le ministre français de l’économie, dans
       sa décision Veolia/Bartin Recycling Group SAS s’est prononcé pour une définition de marché de dimension au moins nationale, pour plusieurs
       raisons : (i) la valeur économique de certains matériaux peut justifier des coûts de transport, (ii) une  couverture  locale  insuffisante
       des installations de traitement et (iii) des conditions de concurrence homogènes sur le territoire français.[111]

  174. En l'espèce et au regard des effets de l'Opération sur le marché de la gestion des déchets, la Commission conclut que la  question  de  la
       définition du marché géographique de la gestion des déchets peut être laissée ouverte pour les besoins de la présente analyse  en  ce  qui
       concerne la dimension départementale ou régionale du marché de l'incinération des déchets banals.

3 Conclusion

  175. En conséquence, les effets de l'Opération seront analysés sur (i) les  marchés  départementaux/régionaux  de  l'incinération  des  déchets
       banals et (ii) les marchés français de la valorisation des déchets banals, en particulier  la  valorisation  des  métaux  ferreux  et  non
       ferreux.

       ANALYSE DES EFFETS DE L'OPERATION SUR LA CONCURRENCE

  176. L'analyse des effets non horizontaux de l'Opération réclame un examen détaillé. C'est pourquoi,  le  cadre  général  d'analyse  des  liens
       verticaux et des effets congloméraux sera d'abord précisé (Section 6.1).  Ensuite,  les  éléments  importants  de  contexte  communs  pour
       l'analyse de plusieurs marchés et des effets non horizontaux seront présentés (Section 6.2); notamment, les grands  principes  applicables
       au secteur de l'électricité en France sont étudiés (l'accès régulé à l’électricité  nucléaire  historique  (« ARENH »),  les  contrats  de
       fourniture d'électricité, la contestabilité des offres de marchés et des TRV, ainsi que les effets  d'une  atteinte  possible  du  plafond
       ARENH).

  177. Ces éléments de contexte commun de la Section 6.2. sous-tendent en effet l'analyse des effets de l'Opération sur les différents marchés, à
       savoir: les marchés de l'électricité (Section 6.3), le marché français  de  la  gestion/maintenance  multi-technique  (Section  6.4),  les
       marchés français de la gestion déléguée de réseaux de chaleur et de froid (Section 6.5), les marchés français  de  l'éclairage  public  et
       autres équipements électriques urbains (Section 6.6), le marché européen des droits d'émission de CO2 (Section 6.7),  le  marché  français
       des CEE (Section 6.8), et les marchés de la gestion des déchets (Section 6.9).

  178. Enfin la Commission examinera l'occurrence de possibles effets coordonnés induits par l'Opération (Section 6.10).

   6.

1 Cadre d'analyse pour les liens verticaux et les effets congloméraux

  179. Il est important de noter que les concentrations non  horizontales  sont  généralement  moins  susceptibles  de  créer  des  problèmes  de
       concurrence que les concentrations horizontales.[112]

  180. Les concentrations non horizontales ne constituent pas une menace pour la  concurrence  effective,  à  moins  que  l'entité  issue  de  la
       concentration n'ait un degré de pouvoir de marché significatif (qui ne se traduit pas nécessairement par une position  dominante)  sur  au
       moins un des marchés concernés.[113]

  181. Selon les Lignes directrices sur l'appréciation des concentrations non horizontales au regard du règlement du Conseil relatif au  contrôle
       des concentrations entre  entreprises  ("les  Lignes  directrices  non  horizontales")[114],  "la  distinction  entre  les  concentrations
       conglomérales et les concentrations horizontales peut être subtile, par exemple dans le cas où une concentration conglomérale concerne des
       produits qui ne se substituent que faiblement l'un à l'autre. Il en va de même pour la distinction entre les concentrations  conglomérales
       et les concentrations verticales. À titre d'exemple, certaines entreprises peuvent fournir des produits avec les  intrants  déjà  intégrés
       (relations verticales), tandis que d'autres laissent aux clients le soin de sélectionner et d'assembler eux-mêmes les intrants  (relations
       conglomérales)."[115]

  182. Les concentrations non horizontales peuvent néanmoins entraver la concurrence effective d'une manière  significative,  en  particulier  en
       créant ou en renforçant une position dominante. Une concentration non horizontale peut notamment modifier la capacité et l'incitation  des
       parties à la concentration et de leurs concurrents à se concurrencer, portant en cela  préjudice  aux  consommateurs.[116]  De  plus,  une
       concentration non horizontale peut entraver de manière significative la concurrence effective  lorsqu'elle  entraîne  un  verrouillage  du
       marché qui crée des effets anticoncurrentiels.

  183. La Commission examine les divers enchaînements de cause à effet, afin de retenir celui dont la probabilité est la plus forte.[117]

  184. Dans les concentrations non horizontales, deux scénarios d'effets verticaux peuvent arriver : (i) le verrouillage du marché  des  intrants
       et/ou (ii) le verrouillage de la clientèle. De plus, dans le cas d'une concentration de type congloméral comme celle  de  l'Opération,  il
       est important d'analyser également en particulier le verrouillage du marché par des ventes groupées.

       Verrouillage du marché des intrants

  185. Il convient d'analyser si l'Opération est susceptible de créer des effets verticaux en accroissant les coûts  des  concurrents  situés  en
       aval en restreignant leur accès à un intrant important (verrouillage du marché des intrants).

  186. Le verrouillage du marché peut dissuader les entreprises rivales d'entrer ou de se développer sur le marché, ou les inciter à  en  sortir.
       Il peut donc y avoir verrouillage du marché même si les entreprises rivales n'ayant pas accès au marché ne sont pas contraintes de quitter
       ce dernier: il suffit qu'elles soient désavantagées et donc poussées à se montrer moins efficaces sur le marché.

  187. Lors de l'évaluation de la probabilité d'un scénario de verrouillage anticoncurrentiel du marché des intrants, la Commission examine trois
       facteurs cumulatifs qui sont souvent examinés ensemble, ceux-ci étant étroitement liés.[118]

  188. Premièrement, la Commission regarde si l'entité issue de la concentration aurait, à l'issue de l'opération de concentration,  la  capacité
       de verrouiller l'accès aux intrants de manière significative.

  189. Deuxièmement, la Commission examine si l'entité fusionnée aurait une incitation à  verrouiller  le  marché.  Pour  ce  faire,  la  société
       verticalement intégrée prendra en compte la manière dont ses fournitures  d'intrants  aux  concurrents  situés  en  aval  affecteront  non
       seulement les bénéfices de sa division située en amont mais aussi de sa division située en aval.[119]

  190. Enfin, la Commission analyse si une stratégie de verrouillage du marché des intrants entraverait de manière significative  la  concurrence
       effective sur le marché situé en aval.[120]

       Verrouillage de la clientèle

  191. En ce qui concerne la capacité à verrouiller la clientèle, la Commission  examine  si  les  concurrents  situés  en  amont  (existants  ou
       potentiels) disposent de suffisamment d’autres débouchés économiques sur le marché situé en aval  pour  écouler  leur  production.  A  cet
       égard, la Commission souligne que pour que le verrouillage de clientèle soit jugé préoccupant, il  faut  que  la  concentration  verticale
       concerne une société qui est un client important disposant d’un pouvoir substantiel sur le marché situé en aval.[121]

  192. Dans le cas présent, les risques de verrouillage de l'accès à la clientèle peuvent être écartés eu égard en particulier à la  faible  part
       de marché des Parties sur les marchés concernés. Les risques de verrouillage de l'accès à la clientèle sont analysés  plus  en  détail  et
       écartés pour les services de gestion/maintenance multi-technique et pour la gestion de réseaux de chaleur et de froid, comme expliqué dans
       les sections correspondantes ci-dessous.

       Verrouillage du marché par des ventes groupées

  193. Le principal motif de préoccupation lié aux concentrations conglomérales concerne le verrouillage du marché. La  combinaison  de  produits
       sur des marchés liés peut conférer à l'entité fusionnée la capacité et l'incitation d'exploiter, par un effet  de  levier,[122]  la  forte
       position qu'elle occupe sur un marché en recourant à des ventes liées ou groupées ou encore à d'autres pratiques d'exclusion.

  194. Les ventes liées et groupées constituent, en tant que telles, des pratiques courantes n'ayant que rarement des effets  anticoncurrentiels.
       Ces pratiques peuvent néanmoins provoquer, dans certains cas, une réduction de la capacité ou de l'incitation des concurrents existants ou
       potentiels à faire face à la concurrence.  Elles  peuvent  réduire  la  pression  concurrentielle  qui  pèse  sur  l'entité  issue  de  la
       concentration, lui permettant d'augmenter ses prix.

  195. Il convient d'analyser si l'Opération est susceptible d'engendrer des situations de vente groupée mixte.

  196. Lors de l'évaluation de la probabilité d'un tel scénario, la Commission examine, premièrement,  si  l'entité  issue  de  la  concentration
       aurait la capacité d'évincer ses concurrents, deuxièmement, si elle aurait une incitation économique à le faire et, troisièmement, si  une
       stratégie de verrouillage du marché aurait  une  incidence  négative  significative  sur  la  concurrence,  portant  ainsi  préjudice  aux
       consommateurs. Dans la pratique, ces facteurs sont souvent examinés ensemble car ils sont étroitement imbriqués.[123]

       Liens non-horizontaux analysés dans la présente décision

  197. Dans le cas d'espèce, la Commission analyse ci-dessous les liens non-horizontaux dans les marchés suivants:

          – fourniture d'électricité et services de gestion/maintenance multi-technique ;
          – fourniture de gaz et services de gestion/maintenance multi-technique;
          – fourniture d'électricité et gestion déléguée des réseaux de chaleur;
          – fourniture d'électricité et gestion déléguée des réseaux de froid;
          – fourniture de gaz et gestion déléguée des réseaux de chaleur;
          – fourniture d'électricité et services d'éclairage public et autres équipements électriques urbains;
          – CEE et services de gestion/maintenance multi-technique, de gestion déléguée de  réseaux  de  chaleur  et  de  froid  et  d'éclairage
            public;
          – incinération des déchets banals et production/vente en gros d'électricité;
          – incinération des déchets banals et gestion déléguée de réseaux de chaleur.

2 Contexte réglementaire du marché de la fourniture d'électricité de détail en France

  198. La Commission décrit dans les Sections 6.2.1à 6.2.4 des éléments de contexte qui sont communs à toutes  ses  analyses  et  qui  concernent
       notamment le fonctionnement du marché de la fourniture de l'électricité au détail en France. En particulier, ces éléments sont  pertinents
       pour l'analyse de la capacité des concurrents d'EDF de proposer des offres de fourniture d'électricité à même de concurrencer  les  offres
       de marché proposées par EDF et les TRV, y compris après l'Opération.

  199. Ces éléments sous-tendent l'analyse des effets de l'Opération sur les différents marchés.

  200. D'abord, la Commission décrit le dispositif ARENH qui donne droit aux fournisseurs alternatifs d'électricité d’acheter de l’électricité  à
       EDF dans des conditions réglementées (Section 6.2.1).

  201. La Commission examine ensuite les deux types de contrats de la fourniture d'électricité au détail en France: (i)  les  offres  de  marché,
       proposées par EDF et ses concurrents, et (ii) les TRV, proposées exclusivement par EDF ou les entreprises locales de distribution  ("ELD")
       dans leurs zones de concession respectives.[124] (Section 6.2.2) La Commission montre  que  les  concurrents  d'EDF  ont  la  capacité  de
       proposer des offres de fourniture d'électricité à même de concurrencer EDF sur ces deux types d'offres, les offres de marché proposées par
       EDF et des TRV étant "contestables" (Section 6.2.3).

  202. Enfin, la Commission examine les effets d'une possible atteinte du plafond du volume d'électricité disponible dans le cadre du  dispositif
       ARENH (Section 6.2.4).

1 Description du dispositif ARENH

  203. La loi NOME a instauré le dispositif  d’ARENH.  Ce  dispositif  donne  droit  aux  fournisseurs  alternatifs  d'électricité  d’acheter  de
       l’électricité à EDF à un prix régulé et pour des volumes déterminés par la CRE. L’article L.336-1 du code de l’énergie  dispose  que  "cet
       accès régulé est consenti à des conditions économiques équivalentes à celles résultant pour Electricité de France de l'utilisation de  ses
       centrales nucléaires". Le dispositif est effectif du 1er juillet 2011 au 31 décembre 2025,[125] et exclusivement destiné à la consommation
       des clients finals situés en France métropolitaine.

  204. Le volume annuel total d'ARENH cédé à l'ensemble des fournisseurs est plafonné à 100 TWh (net de pertes sur le réseau).[126]

  205. La CRE est chargée de la gestion du dispositif et du calcul des droits des fournisseurs alternatifs. Les droits à l'ARENH sont  déterminés
       par la CRE en référence à la consommation totale et au profil de consommation des clients du fournisseur en France.

  206. Le prix de l'ARENH est actuellement fixé, de façon transitoire, à 42 euros par MWh.[127] Un décret fixant la  méthodologie  de  calcul  de
       prix de l'ARENH au-delà de la période transitoire doit être pris par les Ministres de l’Economie et de l’Energie. A ce titre, la Direction
       Générale de l'Énergie et du Climat ("DGEC") du Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie a soumis  à  consultation
       le projet de décret fixant la méthodologie du prix de l’ARENH avec une échéance de réponse fixée au 14 mars 2014. Le projet de décret doit
       maintenant faire l’objet d’un avis de l’Autorité, de la CRE, du Conseil supérieur de l’énergie et du Conseil  d’État.  Il  sera  également
       soumis à la Commission européenne.

  207. L’article L. 337-14 du code de  l’énergie  précise  que  le  prix  doit  être  représentatif  des  conditions  économiques  de  production
       d’électricité par des centrales nucléaires historiques sur la durée du dispositif de l’ARENH et tenir compte  de  l’addition :  (i)  d’une
       rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l’activité ; (ii) des coûts d’exploitation ; (iii) des coûts d’investissements de
       maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation ; (iv) des  coûts  prévisionnels  liés  aux  charges
       pesant à long terme sur les exploitants d’installations nucléaires de base.

  208. En application de cette méthodologie, le niveau de prix de l'ARENH sera ensuite fixé chaque année par arrêté des Ministres  de  l’Economie
       et de l’Energie sur proposition de la CRE.

2 Contrats de fourniture d'électricité au détail

  209. S'agissant de la fourniture d'électricité au détail, les clients ont le choix entre deux types de contrats : (i)  des  offres  de  marché,
       proposées par EDF et ses concurrents et (ii) des TRV,  proposés  exclusivement  par  EDF  ou  les  ELD  dans  leurs  zones  de  concession
       respectives.[128] Les ELD sont les entreprises ou régies qui assurent la distribution et/ou la fourniture d’électricité sur un  territoire
       déterminé, non desservi par ERDF.[129]

  210. La principale différence entre les offres de marché et les TRV réside dans le fait que le niveau de prix et les  modalités  contractuelles
       de ces derniers sont déterminés par les pouvoirs publics[130] alors qu’en  offre  de  marché  le  prix  et  les  modalités  contractuelles
       résultent de l’accord entre les parties prenantes au contrat.

  211. Les TRV intègrent le coût de l’acheminement de l’électricité, transport et distribution (contrat unique).[131]

  212. L'éligibilité des clients non résidentiels aux différents TRV est fondée sur la puissance de raccordement; puissance inférieure à  36  kVA
       pour le tarif  "bleu", puissance comprise entre 36 kVA et 250 kVA pour le tarif "jaune", et puissance supérieure à 250 kVA pour  le  tarif
       "vert". Les acheteurs publics bénéficient pour la très grande majorité d’entre eux du tarif "bleu", ainsi que de l’option du  tarif  "bleu
       éclairage public" réservée aux services communaux et intercommunaux d'éclairage public.

  213. Les contrats en offre de marché peuvent être multi-sites, simplifiant la gestion pour le client. Ils sont généralement à durée  déterminée
       (typiquement un an), reconductibles ou non. Les conditions de résiliation anticipée sont précisées dans les conditions générales de vente.
       Selon les types de clients et leurs besoins, les offres de marché peuvent notamment être à prix fixes ou indexés en tout  ou  partie,  sur
       l’ARENH et/ou le marché de gros.

  214. […]. Certains prix (notamment pour les grands clients industriels) peuvent être basés, au moins en partie, sur  la  courbe  de  charge  du
       client. Par ailleurs, […].

  215. La politique commerciale d’EDF est de ne pas proposer des contrats d'une durée excédant […], sauf cas particuliers (demandes de  clients).
       A cet égard, la concurrence pour les grands clients industriels s’organise autour de durées de contrats comprises entre un et  trois  ans,
       trois ans étant l’horizon de marché de gros le plus lointain existant à ce jour.

  216. La loi NOME[132] prévoit la disparition des TRV "jaune" et "vert" au 31 décembre 2015. En revanche, l'ensemble des options du TRV  "bleu",
       y compris son option "bleu éclairage public", sera maintenu après cette date. Un mécanisme de réversibilité entre TRV et offres de  marché
       est prévu sans conditions (notamment de délai) pour ces tarifs.[133]

3 Contestabilité des offres de marché et des tarifs réglementés d'EDF

  217. Selon les Parties, le cadre réglementaire et notamment le mécanisme ARENH permet aux fournisseurs alternatifs d'électricité  de  contester
       les offres de marché ainsi que les TRV d'EDF.

1 Construction par "mimétisme" des offres d'EDF

  218. Les Parties expliquent que grâce à l’ARENH, chaque fournisseur d’électricité peut s’approvisionner  en  électricité  dans  des  conditions
       économiques équivalentes à celles  d’EDF.  En  complément  de  l’ARENH,  les  concurrents  peuvent  se  fournir  en  électricité  soit  en
       s’approvisionnant sur le marché de gros,[134] soit en recourant à leurs propres unités de production, soit  en  utilisant  des  droits  de
       tirage que certains d’entre eux détiennent sur la production nucléaire d’EDF.

  219. EDF a indiqué à la Commission avoir été conduite à proposer à ses clients des offres de marché répliquant, par mimétisme, la structure des
       offres de ses concurrents construites sur la base de l’ARENH. Les offres de marché d'EDF sont construites de façon  à  couvrir  les  coûts
       suivants: (i) coût d'approvisionnement d'électricité, (ii) mark up de couverture des risques, (iii) coûts commerciaux.

  220. Concernant le coût d'approvisionnement en électricité (environ […] % du coût de la fourniture de l’électricité[135]), afin  de  se  placer
       dans les mêmes conditions économiques que ses concurrents, EDF calcule pour chaque client (i) les quantités de droits ARENH  générées  par
       le profil de consommation du client et (ii) les quantités de "complément de courbe" visant à couvrir sur le marché  de  gros  les  besoins
       complémentaires en électricité de ce client.

  221. Il convient de rappeler dans ce contexte que, [enquête de la Commission].[136] [enquête de la Commission].

  222. EDF confirme que cette politique commerciale ne s'applique pas uniquement aux grands clients  industriels,  mais  bien  à  l'ensemble  des
       offres de marché proposées par EDF.

  223. L'enquête n'a pas mis à jour d'éléments matériels permettant de penser qu'EDF pourrait  être  incitée  à  modifier  dans  le  futur  cette
       politique de mimétisme.

2 Conditions d'accès à l'ARENH

  224. La Commission a examiné si les modalités d'accès à l'ARENH génèrent pour  les  fournisseurs  alternatifs  des  contraintes  et  des  coûts
       supplémentaires que l'entité fusionnée ne supporterait pas à l'issue de l'Opération.

  225. A titre liminaire, la Commission note que l'Opération n'aura pas d'effet direct sur les conditions d'accès à l'ARENH,  qui  sont  définies
       par les pouvoirs publics français.

  226. La Commission note qu’outre le prix, de nombreuses conditions sont incluses dans la fourniture de l’ARENH : (i) un droit ARENH;[137]  (ii)
       un profil de livraison;[138] (iii) un complément de prix;[139] (iv) la règle de monotonie;[140] (v) la  garantie  bancaire[141]  (égale  à
       deux fois le volume mensuel maximal de livraison multiplié par le prix de l’ARENH) ; (vi) les dates de commande;[142] (vii) les délais  de
       paiement des factures ARENH à EDF;[143] et (viii) les frais de la Caisse des Dépôts et Consignations.[144]

  227. Selon les Parties, ces conditions visent à mettre ces fournisseurs dans des conditions économiques équivalentes à  celles  d’EDF  quant  à
       l’accès à l’énergie nucléaire du parc historique. Elles n’ont pas pour objectif d’ajouter des surcoûts.

  228. Premièrement, la Commission note que le calcul des droits ARENH a été réalisé de telle façon que, si l'ARENH était destinée à la  totalité
       des consommations sur le territoire métropolitain continental, le volume total d'ARENH représenterait la part de la production  nucléaire,
       hors contrats long terme destinés à l'export, dans la consommation des consommateurs finals en France.[145] La  Commission  considère  que
       cela équivaut à placer les fournisseurs alternatifs dans la même situation que celle d'EDF  pour  la  part  de  sa  production  électrique
       d'origine nucléaire, le reste de la demande devant être sourcée sur les marchés de gros ou produite en propre.

  229. Deuxièmement, concernant le profil  de  livraison,  la  Commission  note  qu'il  a  pour  objectif  de  refléter  la  modulation  du  parc
       électronucléaire français, et donc de refléter au plus près la production réelle d'EDF cédée au titre de l'ARENH.[146] De plus, le  profil
       de livraison ne concerne que les petits consommateurs (puissance souscrite inférieure à 36 kVA) et aura disparu au 1er janvier  2016.  Dès
       lors, la Commission considère qu'il ne donnera pas un avantage concurrentiel matériel à l'entité fusionnée vis-à-vis de ses concurrents.

  230. Le calcul des droits ARENH et du profil de livraison ont tous deux  reçu  un  avis  favorable  de  la  CRE  avant  leur  transposition  en
       décrets.[147]

  231. Troisièmement, concernant le complément de prix en cas de dépassement des droits d’ARENH,  celui  est  composé  de  deux  termes,  CP1  et
       CP2.[148] La Commission note que :[149]

            – le coefficient CP1 vise à neutraliser les gains qui sont réalisés par un fournisseur  qui  demanderait  une  quantité  excédentaire
              d’ARENH au regard de son portefeuille de clients, afin d’en opérer la revente sur les marchés de  gros.  Il  ne  constitue  pas  un
              surcoût pour le fournisseur vis-à-vis d'EDF, puisqu’il consiste simplement à restituer le bénéfice  issu  de  la  revente  sur  les
              marchés des droits ARENH excédentaires. De plus, la CRE constate qu'en 2011 et 2012, aucun fournisseur alternatif n'a été soumis  à
              ce coefficient ;

            – le coefficient CP2 vise à inciter les fournisseurs à la meilleure prévision de leurs volumes de ventes, et s’applique dès lors  que
              l’écart entre le volume prévisionnel et réalisé excède une marge de tolérance.  Il  n'induit  pas  non  plus  de  pénalisation  des
              fournisseurs alternatifs vis-à-vis d'EDF attendu que (i) la marge de tolérance, égale à 10 % de la consommation  constatée,  permet
              de ne pas pénaliser un fournisseur qui commettrait, de bonne foi, une  erreur  de  prévision,  et  (ii)  ce  terme  est  reversé  à
              l’ensemble des fournisseurs bénéficiant de l’ARENH au prorata de leurs volumes d’ARENH constatés. De plus,  la  CRE  précise  qu'en
              2011, aucun fournisseur alternatif n'a été soumis à ce coefficient, et en 2012, un seul fournisseur a subi un  coût  supplémentaire
              de 212 539 EUR au titre du CP2.

  232. Quatrièmement, les règles de monotonie ont été  fixées  par  la  réglementation  pour  éviter  des  arbitrages  entre  semestres  par  les
       fournisseurs entre l’ARENH et le prix de marché, et obéir à la logique de "cessions annuelles" prévue par la loi NOME. […].

  233. Cinquièmement, les garanties bancaires fixées dans l’accord cadre sont la contrepartie des règles de livraison de l’ARENH par EDF  et  des
       délais de paiement par les acheteurs d’ARENH. Sans ces garanties bancaires, EDF devrait supporter seule le risque de  contrepartie  généré
       par des fournisseurs au profil financier fragile, tout en ayant l’obligation de livrer l’énergie avant paiement. S'il représente  un  coût
       pour les fournisseurs, ce point ne constitue pas un bénéfice pour EDF.

  234. Sixièmement, les frais de la Caisse  des  Dépôts  et  Consignations  sont  à  la  charge  des  fournisseurs,  puisque  ceux-ci  ont  exigé
       l’anonymisation des volumes cédés par EDF à chacun d’entre eux. Des coûts de gestion sont donc générés par la création de cette interface.

  235. Septièmement, les dates des guichets semestriels (15 mai et 15 novembre) ne sont pas une contrainte matérielle pour les concurrents d’EDF.
       En effet, les demandes d’ARENH ne sont pas obligatoires mais optionnelles. Ainsi, les  fournisseurs  peuvent  contractualiser  avec  leurs
       clients puis décider ou non de demander de l’ARENH à EDF. Si le prix de marché passe en-dessous  du  prix  de  l’ARENH,  les  fournisseurs
       peuvent renoncer à l’ARENH. La Commission considère que cette optionalité a une valeur importante.

  236. Enfin, les prix ARENH ne comprennent pas les coûts d'acheminement et d'utilisation du  réseau.  Les  coûts  liés  à  l’acheminement  et  à
       l’utilisation des réseaux de transport  et  de  distribution  d’électricité  ne  relèvent  pas  de  l’activité  de  fourniture  au  détail
       d'électricité. En effet la CRE a expliqué que « Les  tarifs  d’utilisation  des  réseaux  publics  d’électricité  (TURPE)  rémunèrent  les
       gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges qu’ils engagent pour  l’exploitation,  le  développement  et  l’entretien  des
       réseaux. Le coût de l’utilisation du réseau est facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le  consommateur.
       Ce coût figure sur la facture du consommateur, dont il représente environ 46 % ».[150] Le TURPE, élaboré par la CRE, est le même pour tous
       les clients finals en fonction de leur puissance de raccordement au réseau.

  237. La CRE précise enfin qu'au total, "selon les fournisseurs et les clients, l’ensemble [des frais complémentaires venant,  le  cas  échéant,
       s'ajouter au prix d'achat de l'ARENH] peuvent représenter de  l’ordre  de  50  centimes  d’euro  par  mégawattheure  de  surcoût  pour  un
       fournisseur de clients industriels par rapport au fournisseur historique".[151] Ces éventuels surcoûts ne  représentent  ainsi  qu'environ
       1,2% du prix de l'ARENH actuel (42 €/MWh).

  238. La Commission note qu'un concurrent souligne que "parmi les conditions incluses dans la fourniture  de  l'ARENH,  seuls  le  mécanisme  de
       calcul des droits et le profilage de livraison seraient susceptibles d'engendrer des  coûts  supplémentaires  non  négligeables  pour  les
       fournisseurs alternatifs".[152] Ces deux conditions ont été traitées ci-avant.

  239. La Commission considère que, sur le marché des petits et grands clients industriels, l'ARENH a contribué à un accroissement des  parts  de
       marché des fournisseurs alternatifs (de [20-30] % en 2010 à [30-40] % en 2013 – voir aussi Section 6.3.5),[153] alors même que les prix de
       gros se maintenaient globalement sur cette période à un niveau supérieur au prix de l'ARENH.

  240. Au vu de ce qui précède, la Commission considère que les conditions d’accès à l’ARENH ne génèrent pas des coûts de nature  à  procurer  un
       avantage concurrentiel matériel à l'entité fusionnée vis-à-vis de ses concurrents.

3 Contestabilité des tarifs réglementés

  241. Les Parties expliquent que l'ensemble des TRV à destination des clients non résidentiels est à ce jour  contestable  en  moyenne  par  les
       fournisseurs alternatifs.

  242. S'agissant des TRV "jaune" et "vert", les Parties expliquent que leur disparition va modifier en  profondeur  le  jeu  concurrentiel,  les
       entreprises et entités publiques qui en bénéficient étant obligées de basculer sur des offres de marché au 1er  janvier  2016.  S'agissant
       des TRV "bleu", qui ont été pérennisés sans condition de durée, la loi NOME prévoit que ceux-ci devront être  calculés  par  superposition
       des différents coûts concernés, à savoir (i) coût d’approvisionnement (sur base de l’ARENH et des prix de  marchés  pour  le  complément),
       (ii) coût d’accès au réseau, et (iii) coûts commerciaux standards d’un opérateur agissant sur le marché de détail.

  243. Selon la CRE, les TRV "jaune", "vert", et "bleu" à destination des clients non résidentiels sont effectivement contestables en moyenne par
       les fournisseurs alternatifs à ce jour. Plus précisément, la CRE indique que :[154]

            – pour les petits clients professionnels, "avec un prix de l’ARENH à
              42 €/MWh et les prix de marché de gros observables  en  2013,  ces  tarifs  sont  contestables  en  moyenne  par  les  fournisseurs
              alternatifs. Un accroissement du rythme d’ouverture à la concurrence est en conséquence attendu sur ce segment" ;

            – pour les moyens et grands sites professionnels, "le contexte (prix de l’ARENH à 42 €/MWh et prix de marché de gros inférieurs à  50
              €/MWh) rend désormais contestables, en moyenne, ces tarifs par les fournisseurs alternatifs".

  244. Enfin, en application de la loi NOME, une nouvelle méthodologie de calcul des TRV "bleu"  doit  être  fixée  par  décret.  Aux  termes  de
       l'article L. 337-6 du code de l'énergie, cette méthodologie doit respecter une méthode de construction qui consistera en un empilement (i)
       des coûts d'approvisionnement ARENH, (ii) des coûts du complément d'approvisionnement de marché, (iii) des coûts associés à la garantie de
       capacité, (iv) des coûts d’acheminement, (v) des coûts commerciaux et (vi) d’une rémunération normale.[155]  Selon  le  même  raisonnement
       détaillé dans la partie précédente traitant de la contestabilité des offres de marché d'EDF, les TRV "bleu" seront donc  contestables  par
       construction, puisque leur définition consistera en un empilement de coûts  répliquant  les  coûts  d'approvisionnement  des  fournisseurs
       alternatifs.

4 Conclusion

  245. Au regard de l'ensemble des informations disponibles, dans la mesure où (i) EDF réplique pour la définition de ses offres  de  marché  les
       coûts d'approvisionnement de ses concurrents au titre de l'ARENH et sur les marchés de gros, (ii) les modalités d'accès à l'ARENH ne  sont
       pas susceptibles de conférer un avantage concurrentiel matériel à l'entité fusionnée, et (iii) EDF est concurrencée sur les marchés de  la
       fourniture d'électricité en France par une quinzaine de fournisseurs alternatifs, la Commission considère que ces derniers ont la capacité
       de proposer des offres de fourniture d'électricité à même de concurrencer les  offres  de  marché  proposées  par  EDF,  y  compris  après
       l'Opération.

  246. De plus, dans la mesure où (i) les TRV sont  aujourd'hui  contestables  en  moyenne  par  les  fournisseurs  alternatifs,  et  (ii)  cette
       contestabilité n'est pas amenée à changer pour les TRV "bleu" restant en vigueur au  1er  janvier  2016,  la  Commission  considère  qu'en
       moyenne les fournisseurs alternatifs ont la capacité de proposer des offres de fourniture d'électricité à même  de  concurrencer  les  TRV
       proposés par EDF, y compris après l'Opération.

4 Effet d'une atteinte possible du plafond ARENH

1 Position des Parties

  247. Les Parties considèrent qu'au regard des volumes d’électricité hypothétiquement concernés, le développement  éventuel  d’offres  combinées
       par les concurrents de l'entité fusionnée ne sera pas contraint par le plafond de l’ARENH.[156]

  248. Même à supposer que les clients services  énergétiques  puissent  être  potentiellement  intéressés  par  des  offres  combinées  services
       énergétiques et fourniture d’électricité, ce qui n’est pas avéré, les volumes concernés resteraient marginaux par  rapport  au  volume  de
       l’ARENH offert aux fournisseurs d’électricité.

  249. Le raisonnement théorique suivant illustre, d'après les Parties, l’absence de tout  risque  d’atteinte  du  plafond  de  l’ARENH  même  en
       admettant que les offres groupées se développent. Ainsi, supposant (i) qu’un nombre très important de clients  Dalkia  ([…])  décident  de
       recourir à des offres combinant fourniture d’électricité en offre de marché et services énergétiques et (ii) que  ces  clients  consomment
       environ […] GWh d’électricité par an, tous usages confondus (ce qui est une fourchette moyenne haute utilisée à titre conservateur), alors
       le volume d’électricité concerné par les offres combinées serait de […] TWh à comparer avec les 100 TWh du plafond de l’ARENH.

  250. Ce calcul théorique présenté à titre d’exemple permet de mettre en évidence qu’aucune atteinte au plafond de l’ARENH ne peut  résulter  du
       développement hypothétique des offres groupées sur le marché. En effet, même si un nombre significatif de  clients  de  Dalkia  ayant  une
       consommation électrique moyenne élevée devaient s’orienter  vers  ce  type  d’offres,  les  volumes  d’électricité  concernés  resteraient
       marginaux.

2 Analyse de la Commission

  251. Une atteinte du plafond de l'ARENH pourrait limiter la capacité des fournisseurs alternatifs  à  proposer  des  offres  concurrençant  les
       offres de marché d'EDF ou à contester les TRV. Cela pourrait avoir des conséquences quant à l'analyse des effets de l'Opération, notamment
       en rendant plus difficile la possibilité pour des concurrents de l'entité fusionnée de proposer des offres groupées incluant la fourniture
       d'électricité et d'autres services (notamment des services de gestion/maintenance multi-technique et des services d'éclairage public), par
       eux-mêmes ou en se groupant avec un fournisseur alternatif d'électricité.

  252. Depuis le début du dispositif ARENH, le 1er juillet 2011, EDF a livré au titre de l'ARENH 30,1 TWh  en  2011,  60,8 TWh[157]  en  2012  et
       64,3 TWh[158] en 2013.[159] Toutefois, dans la mesure où les TRV "jaune" et "vert" représentent une consommation annuelle d'électricité de
       l'ordre de 110 TWh, la CRE et certains répondants à l'enquête de marché[160] jugent possible le scénario  d'une  atteinte  du  plafond  de
       l'ARENH dans les années suivants la disparition des TRV "jaune" et "vert" au 1er janvier 2016.

  253. En effet, la disparition des TRV "jaune" et "vert" au 1er janvier 2016 va faire basculer l'ensemble des gros et moyens clients industriels
       et commerciaux en offre de marché. La CRE anticipe que les clients, notamment ceux consommant de gros volumes, vont en partie se  reporter
       sur les fournisseurs alternatifs.[161]

  254. L'atteinte, ou non, du plafond ARENH à un horizon de 3 à 5 ans dépendra en particulier de l'écart constaté entre le prix ARENH et le  prix
       calendar[162] sur les marchés de gros et d'éléments liés à la liquidité du marché.[163] Les fournisseurs  alternatifs  ont  par  le  passé
       demandé des volumes élevés d'ARENH (en part du volume d'électricité fourni à leurs clients) notamment car le prix de  l'ARENH  était  plus
       bas que le prix calendar. Cette part ARENH du volume fourni pourrait baisser significativement si le prix  calendar  devait  se  maintenir
       durablement au niveau ou sous le niveau du prix ARENH. Les fournisseurs alternatifs pourraient alors recourir  davantage  aux  marchés  de
       gros pour leur approvisionnement en électricité.

  255. En faisant l'hypothèse conservatrice d'une demande ARENH couvrant 80% du volume de fourniture,[164] le plafond serait atteint si  44%[165]
       des clients encore aux TRV "jaune" et "vert" au 31 décembre 2012 choisissaient une offre de marché auprès d'un concurrent d'EDF.

  256. En faisant l'hypothèse alternative d'une part d'ARENH de 50% des volumes fournis (au lieu de 80%), le plafond serait atteint  si  71%[166]
       des clients encore aux TRV "jaune" et "vert" au 31 décembre 2012 choisissaient une offre de marché  auprès  d'un  concurrent  d'EDF.  Cela
       repousserait dans le temps l'atteinte théorique du plafond ARENH.

  257. Depuis environ un an, le prix du «calendar year ahead» pour livraison 2014 est resté relativement stable, dans  une  fourchette  de  42-44
       euros/MWh. A la date du 30 avril 2014, le prix du ruban annuel pour livraison en 2015 était de 42,11€/MWh et celui du  ruban  annuel  pour
       livraison en 2016 était de 41,53€/MWh.[167]

  258. En cas d'atteinte du plafond de l'ARENH, les parts de marché d'EDF sur les marchés de la fourniture d'électricité seraient plus basses que
       ses parts de marché actuelles, puisqu'une demande accrue de volumes  ARENH  traduirait  une  augmentation  des  volumes  fournis  par  les
       fournisseurs alternatifs et donc, sur un marché en faible croissance,[168] une augmentation des parts de marché de ces derniers.

  259. En cas d'atteinte du plafond de l'ARENH, l’article L. 336-3 du code de l’énergie prévoit que, « si la somme des volumes maximaux […]  pour
       chacun des fournisseurs excède le volume global maximal fixé en application de l’article L. 336-2 [100 TWh], la Commission  de  régulation
       de l’énergie répartit ce dernier entre les fournisseurs de manière à permettre le développement  de  la  concurrence  sur  l’ensemble  des
       segments du marché de détail ». Le décret fixant les modalités d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique définit quant à lui une
       méthode par défaut de répartition des 100 TWh en l’absence de décision explicite de la CRE : « A  défaut,  la  répartition  s’effectue  au
       prorata des quantités de produits maximales compte non tenu des quantités de produit maximales pour les acheteurs pour les pertes ».[169]

  260. Dans ce contexte, la Commission a estimé les parts de marché d'EDF en cas d'atteinte du  plafond  ARENH,  dans  deux  scénarios  possibles
       envisageant différentes répartitions des volumes ARENH entre les différentes distinctions du marché de la fourniture d'électricité.

  261. Dans un Scénario 1, le volume de droits ARENH "C1"[170] est reparti entre (i) grands industriels et (ii) petits industriels et commerciaux
       au prorata des volumes encore en TRV sur chacun des marchés au 31 décembre 2012.[171] Les volumes disponibles s'orientent  donc  davantage
       vers les petits industriels et commerciaux, marché sur lequel la concurrence a été moins  vive  par  le  passé.  Un  tel  scénario  serait
       cohérent, en cas de rationnement, avec une attribution prioritaire par la CRE des volumes ARENH disponibles vers  les  marchés  les  moins
       ouverts à la concurrence.

  262. Dans un Scénario 2, le volume de droits ARENH "C1" est reparti entre (i) grands industriels et (ii) petits industriels et  commerciaux  au
       prorata des volumes déjà fournis par les fournisseurs  alternatifs  sur  chacun  des  marchés  au  31  décembre  2012.[172]  La  dynamique
       concurrentielle passée est projetée dans le futur; les volumes disponibles s'orientent donc davantage encore vers les grands industriels.

  263. Pour chaque scenario, les deux hypothèses de part de demande ARENH dans les volumes fournis sont testées: 80% et 50%.

  264. En 2018, en faisant l'hypothèse réaliste d'une faible croissance de la consommation finale d'électricité ([…]% par an[173]), une  atteinte
       du plafond ARENH correspondrait à une part de marché d'EDF située entre [20-30]% et [50-60]% sur le marché des grands  industriels,  entre
       [40-50]% et [70-80]% sur le marché des petits industriels et commerciaux,  et  entre  [80-90]%  et  [80-90]%  sur  le  marché  des  petits
       professionnels.

                                                 Tableau 1 – Estimation des parts de marché d'EDF
                                                 en cas d'atteinte du plafond ARENH en 2018[174]

|                                     |Grands indust.         |Petits ind. & com.             |Petits pros       |
|                                     |>7GWh                  |>36kVA  et <7GWh               |<36kVA            |
|PdM 2012                             |[50-60]%               |[80-90]%                       |[80-90]%          |
|PdM 2018                             |                       |                               |                  |
|Scenario 1 - 80% ARENH               |[50-60]%               |[60-70]%                       |[80-90]%          |
|Scenario 1 - 50% ARENH               |[40-50]%               |[40-50]%                       |[80-90]%          |
|Scenario 2 - 80% ARENH               |[30-40]%               |[70-80]%                       |[80-90]%          |
|Scenario 2 - 50% ARENH               |[20-30]%               |[70-80]%                       |[80-90]%          |

                                       Source : Calculs de la Commission sur la base de données EDF et CRE.

  265. Compte tenu de la structure de la demande d'électricité, des volumes en cause, ainsi que des prix de gros de  l'électricité,  il  apparaît
       improbable que le plafond de l'ARENH soit atteint d’ici 2018. De plus, la Commission estime que le scenario le plus probable à moyen terme
       se situerait entre les hypothèses de 50% et 80% d’ARENH, mais avec une orientation à la  baisse  du  taux  d’utilisation  de  l’ARENH,  se
       situant donc en fin de période d’examen plus proche des 50% que des 80%.

  266. La Commission estime par ailleurs que, en cas d'atteinte du plafond ARENH, une répartition de  type  "Scenario  1"  serait  plus  probable
       qu'une répartition de type "Scenario 2", dans la mesure où elle correspondrait davantage à l'esprit de  l’article  L.  336-3  du  code  de
       l’énergie, prévoyant que le volume global d'ARENH doit être reparti "entre les fournisseurs de manière à permettre le développement de  la
       concurrence sur l’ensemble des segments du marché de détail".  

  267. En conséquence, la Commission estime que les parts de marché d'EDF pourraient, à l'horizon 2018, être situées entre [40-50] % et [50-60] %
       sur le marché des grands clients industriels, entre [50-60] % et [60-70] % sur le marché des petits clients industriels et commerciaux  et
       entre [80-90] % et [80-90] % sur le marché des petits professionnels.

  268. Au regard notamment de l'appétence limitée exprimée pour des offres groupées combinant fourniture d'électricité  et  services  de  gestion
       maintenance multi-technique (en particulier de la part des grands clients industriels) et de la capacité limitée des entités  publiques  à
       contracter de telles offres groupées (voir Section 6.4.2), la Commission  considère  que  de  telles  parts  de  marché  laisseraient  aux
       concurrents de Dalkia la possibilité d'entrer en partenariat avec des concurrents d'EDF pour proposer des offres groupées  similaires,  et
       ainsi concurrencer les offres groupées de l'entité fusionnée.[175]

3 Conclusion

  269. En conclusion, l'atteinte éventuelle du plafond ARENH en 2018-2019 n’aurait pas pour effet le plus probable de  limiter  significativement
       la capacité des concurrents de l’entité fusionnée sur les marchés avals ou connexes au marché de la fourniture d'électricité d'acheter  de
       l'électricité auprès de fournisseurs alternatifs dans des volumes suffisants et à un coût compétitif.

3 Aspects horizontaux des marchés de l'électricité

1 Marché français de la production et vente en gros d’électricité

  270. Sur le marché français de la production et vente en gros d’électricité, EDF détenait en 2012 une position  dominante,  avec  une  part  de
       marché représentant environ [70-80] % de la capacité totale installée et environ [80-90] % de la production nette d’électricité.

  271. De son côté, Dalkia détenait en 2012 une part de marché représentant environ [0-5] % de la capacité totale installée  et  [0-5]  %  de  la
       production nette d’électricité. Les Parties précisent que l’activité de production électrique de Dalkia a été réduite en 2013 en raison de
       l’arrêt de certaines unités de cogénération, d'une puissance cumulée d'environ […] MW.

  272. Les parts de marché des Parties et de leurs principaux concurrents sont présentées dans le Tableau 2.

                                        Tableau 2 – Parts de marché d'EDF et de ses principaux concurrents
                                      sur le marché français de la production et vente en gros d'électricité

|2012                        |Capacité                          |Production                       |
|                            |MW               |PdM (%)         |TWh           |PdM (%)           |
|EDF                         |[…]              |[70-80] %       |[…]           |[80-90] %         |
|Dalkia                      |[…]              |[0-5] %         |[…]           |[0-5] %           |
|EDF + Dalkia                |[…]              |[70-80] %       |[…]           |[80-90] %         |
|GDF Suez                    |[…]              |[5-10] %        |[…]           |[5-10] %          |
|E.ON                        |[…]              |[0-5] %         |[…]           |[0-5] %           |
|ENEL                        |[…]              |[0-5] %         |[…]           |[0-5] %           |
|Autres                      |[…]              |[10-20] %       |[…]           |[0-5] %           |
|Total                       |128,672          |100%            |542           |100%              |

                                Source: estimations d'EDF a partir des données publiques de RTE et des concurrents

1 Position des Parties

  273. Le parc de production de Dalkia est composé très majoritairement (pour [90-100] %  environ)  d'unités  de  cogénération,  le  reste  étant
       constitué de groupes diesel dispatchables de faible puissance (moins de […] MW).

  274. La très grande majorité de l'électricité produite par les unités de cogénération de Dalkia est revendue à EDF  dans  le  cadre  du  régime
       d’obligation d’achat imposé à EDF en application de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000. Dans  le  cadre  de  ce  régime,  l’électricité
       produite par les centrales de cogénération bénéficiant de l'obligation d'achat est rachetée par EDF, ou toute ELD sur sa zone de desserte,
       à un tarif d’achat subventionné et prédéfini, dépendant du type de cogénération installée (gaz ou biomasse).

  275. L'obligation d'achat est, pour les cogénérations, d'une durée de 12 ans à compter de la mise en production. Cependant,  les  installations
       de cogénération de moins de 12 MW ont la possibilité de souscrire un deuxième contrat d’obligation d’achat, aux mêmes  conditions  que  le
       premier, sous la condition que les installations correspondantes aient été rénovées dans des  conditions  précisément  définies[176].  Les
       installations de plus de 12 MW ne peuvent souscrire qu’un contrat d’obligation d’achat d’une durée de 12 ans, non renouvelable. A  l'issue
       de ce contrat, les producteurs peuvent donc, soit arrêter leur production électrique, soit la valoriser sur le marché de la production  et
       de la vente en gros d’électricité.

  276. En 2013, [90-100]% de l'électricité produite par les installations de cogénération de Dalkia (non destinée aux clients  propriétaires  des
       installations) a été revendue à EDF dans le cadre du régime d'obligation d'achat ([80-90]% en 2012), le reste étant vendu sur les  marchés
       de gros.

  277. La principale incitation à vendre sous obligation d'achat tient à l'écart significatif existant entre le prix d'achat au titre  du  régime
       (prix moyen de 120 €/MWh) et le prix de valorisation sur les marchés de gros.

  278. Du fait de la longue durée des contrats d'obligation d'achat (12 ans, renouvelable une fois sous conditions), seule une petite partie  des
       installations de cogénération de Dalkia est amenée à sortir du régime d'obligation au cours des prochaines années.

  279. Au-delà de l'horizon des obligations d'achat, l'impact structurel du transfert des capacités  de  production  de  Dalkia  à  EDF  apparaît
       limité. En effet, les ventes sur le marché de gros ne concernent que les installations en fin d’obligation  d’achat  pour  lesquelles  les
       clients ont estimé que le maintien en fonctionnement des installations  présentait  encore  un  intérêt  économique.  La  valorisation  de
       l'électricité constitue une part importante de l'équilibre économique d'une installation de cogénération (l'autre part étant la  vente  de
       vapeur). La sortie du régime d'obligation d'achat signifie ainsi, dans de nombreux cas, l'arrêt définitif de la cogénération.  Entre  2011
       et 2013, Dalkia a ainsi arrêté […] installations de cogénération car la sortie du  contrat  d'obligation  d'achat  ne  permettait  pas  le
       maintien d'une activité de production rentable. Il peut  être  raisonnablement  considéré  qu'il  en  ira  de  même  d'un  certain  nombre
       d'installations de cogénération sortant de l'obligation d'achat dans les prochaines années.

  280. Dalkia estime que le pourcentage de ses ventes d’électricité hors obligation d’achat ne saurait dépasser, chaque année jusqu’en 2019, [10-
       20] % de la production de ses installations de cogénération.

  281. Concernant les groupes diesel dispatchables possédés par Dalkia, ils ne bénéficient pas d'une obligation d'achat par EDF. Leur  production
       est actuellement valorisée par Dalkia auprès d’EDF ou de RTE. La capacité cumulée de ces groupes est limitée ([…] MW au total).

  282. Au total, compte-tenu de la présence marginale de Dalkia sur le marché de la production et vente en  gros  d’électricité,  essentiellement
       soumise au régime de l’obligation d’achat, les Parties considèrent que l’Opération n’est  pas  susceptible  de  soulever  de  problème  de
       concurrence sur ce marché en France.

2 Analyse de la Commission

  283. Les Lignes directrices horizontales indiquent que « la création ou le renforcement d’une position dominante est une  forme  majeure  d’une
       (…) atteinte à la concurrence ».[177] De plus, "une concentration peut entraver de manière significative la concurrence effective  sur  un
       marché en supprimant d’importantes pressions concurrentielles sur un ou plusieurs vendeurs,  dont  le  pouvoir  de  marché  se  trouve  en
       conséquence accru (…)."[178]

  284. La pratique décisionnelle de la Commission n'a pas systématiquement considéré qu'un incrément de part de marché de la part d’un  opérateur
       en position dominante constitue en soi un renforcement de la position dominante de cet opérateur.  Dans  certains  cas,  la  Commission  a
       considéré qu'une addition de part de marché même inférieure à 5% était de nature  à  soulever  des  problèmes  de  concurrence.[179]  Dans
       d'autres cas, une telle addition n'a pas été considérée comme problématique, notamment lorsque l'entreprise acquise n'exerçait pas,  avant
       l'opération, une contrainte concurrentielle significative sur l'acquérant, ou lorsque d'autres concurrents pouvaient continuer  à  exercer
       une telle contrainte concurrentielle après l'opération.[180]

  285. Dans le cas présent, une très large partie de l'électricité produite par Dalkia est déjà acquise par EDF au titre de l'obligation  d'achat
       imposée à cette dernière. Ceci constitue pour EDF une obligation légale à long terme.

  286. Les volumes vendus par Dalkia à EDF au titre de l’obligation d’achat ne sont pas amenés  à  diminuer  de  manière  significative  dans  un
       horizon de 3 à 5 ans. Les ventes  d’électricité  hors  obligation  d’achat  resteront  inférieures  à  [10-20]  %  de  la  production  des
       installations de cogénération. En effet, les installations de cogénération dont l'obligation d'achat expire au cours de la  période  de  5
       ans allant de 2014 à 2018 représentent moins de [10-20]% de la production totale des installations de cogénération de  Dalkia.[181]  Parmi
       ces [10-20]%, une partie verra son contrat d'obligation d'achat renouvelé à expiration, une  autre  partie  ne  sera  plus  rentable  hors
       obligation d'achat et sera arrêtée, seule la part restante de ces [10-20]% sera effectivement vendue sur le marché de gros.

  287. Dès lors, la Commission considère que Dalkia n'exerce pas de contrainte  concurrentielle  significative  sur  EDF  sur  le  marché  de  la
       production et vente en gros d'électricité.[182] Ainsi, l'Opération n'emporte pas de risque d'augmentation sensible des prix sur ce  marché
       après l'Opération.

  288. Dans le cadre de l'enquête de marché, si les réponses des concurrents ne sont pas conclusives,[183] une large majorité  de  clients  ayant
       répondu a confirmé ne pas considérer Dalkia comme un acteur important sur le marché de la production et vente  en  gros  d'électricité  en
       France.[184]

  289. De plus, même si le produit en question est le même (l'électricité), l'activité de production d'électricité de Dalkia est  essentiellement
       liée au fonctionnement d'installations de cogénération. Les caractéristiques de production d'électricité  par  cogénération[185]  font  de
       Dalkia un concurrent distant d'EDF, notamment par rapport à d'autres opérateurs comme GDF-Suez, CNR, SHEM, E.ON, Alpiq et  Poweo.[186]  Au
       surplus, les éléments du dossier indiquent que Dalkia n’avait pas pour projet de renforcer sa présence sur le marché de la  production  et
       vente en gros d'électricité, via ses installations de cogénération ou d'autres moyens de production.

3 Conclusion

  290. Au vu de ce qui précède, l’Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché  intérieur  en  raison  des
       chevauchements horizontaux des activités des Parties sur le marché de la production et vente en gros d'électricité en France.

2 Marché des services auxiliaires et du courant d'ajustement

1 Position des Parties

  291. Du fait de l’obligation légale pour tout détenteur de capacités de production de proposer  ses  unités  disponibles  à  RTE,  les  Parties
       considèrent que l’opération sera sans impact sur le mécanisme d’ajustement puisque tant EDF que Dalkia resteront obligés de proposer leurs
       capacités disponibles le cas échéant.

2 Analyse de la Commission

  292. Dans le cadre du mécanisme d'ajustement, l’ensemble des détenteurs de moyens de production disponibles ont l’obligation, en permanence, de
       proposer au gestionnaire du réseau de transport les capacités disponibles permettant d’ajuster, en  temps  réel,  l’offre  et  la  demande
       d’électricité. L'opération n'aura donc pas d'impact sur la participation des Parties au mécanisme d'ajustement, géré par RTE.

  293. S’il existe effectivement une concurrence entre les offres, seules les plus pertinentes au meilleur  prix  étant  retenues,  le  caractère
       obligatoire de l’offre pour les détenteurs de capacités de production et les modalités de gestion du mécanisme d’ajustement par  RTE  sous
       le contrôle de la CRE limitent l'impact concurrentiel éventuel de l'Opération sur le mécanisme d'ajustement.

3 Conclusion

  294. Au vu de ce qui précède, l’Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché  intérieur  en  raison  des
       chevauchements horizontaux des activités des Parties sur un hypothétique marché des services auxiliaires et  du  courant  d'ajustement  en
       France.

3 Marché de l'effacement

1 Position des Parties

  295. A ce jour, Dalkia n’a pas estimé nécessaire de se déclarer opérateur d’effacement. Dalkia ne propose actuellement aucune  offre  visant  à
       valoriser de l’effacement dans le cadre du mécanisme d’ajustement, d’appels d’offres ou encore sur le marché de gros. En revanche,  Dalkia
       participe à expérimentation en cours via un démonstrateur en région PACA.

2 Analyse de la Commission

  296. Dans la mesure où Dalkia ne propose actuellement aucune offre de valorisation d'effacement, et dans la mesure où  le  cadre  règlementaire
       applicable à l'avenir pour la valorisation d'effacement est encore incertain, la Commission considère que l'Opération n'est pas de  nature
       à poser de problèmes concurrentiels sur un éventuel marche de l'effacement.

  297. La Commission note que l’Autorité a souligné dans son avis concernant l’effacement[187] qu’ « EDF a  une  connaissance  très  précise  des
       consommateurs susceptibles de constituer les gisements d’effacement  de  consommation  les  plus  significatifs.  ».  L’Autorité  a  ainsi
       identifié dans son avis des facteurs susceptibles de créer un risque d’éviction des concurrents  d’EDF  sur  le  marché  de  l’effacement:
       l’utilisation croisée de bases de données de clientèle, et la commercialisation d’offres liées de  fourniture  et  d’effacement,  dans  le
       cadre de TRV ou d’offres libres.

  298. La Commission note cependant que ces risques d'éviction ne sont pas spécifiques à l'Opération.

3 Conclusion

  299. Au vu de ce qui précède, l’Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché  intérieur  en  raison  des
       chevauchements horizontaux des activités des Parties sur un hypothétique marché de l'effacement en France.

4 Marché des garanties de capacité

1 Analyse des Parties

  300. Les Parties considèrent que l’émergence du mécanisme de capacité est sans impact sur l’analyse concurrentielle de l’Opération à  plusieurs
       titres.

  301. Tout d’abord, aux termes de l’article L. 335-5 du code de l’énergie, l’acheteur de l’électricité produite en France  à  partir  d’énergies
       renouvelables ou par cogénération est  subrogé  au  producteur  de  cette  électricité  pour  la  délivrance  des  garanties  de  capacité
       correspondantes. Ainsi, indépendamment de l’Opération, EDF sera en tout état de cause subrogée de par la loi à Dalkia pour la plus  grande
       partie des capacités de cette dernière.

  302. En ce qui concerne les capacités de production de Dalkia non soumises à l’obligation d’achat, Dalkia devra les faire certifier  et  pourra
       valoriser ses certificats auprès d’EDF ou de tout autre fournisseur à des conditions de marché.

  303. A cet égard, les Parties soulignent que, en réponse à une préoccupation exprimée  par  l’Autorité  dans  son  avis  sur  le  mécanisme  de
       capacités, l’article 16 du décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 impose que chaque fournisseur et chaque exploitant de  capacités  ouvre
       un compte dans le registre tenu par le gestionnaire du réseau de transport. Ce registre contiendra les informations relatives à toutes les
       transactions permettant au régulateur sectoriel et à l’autorité de la concurrence de contrôler  que  les  transactions  –  y  compris  les
       transactions intra-EDF SA et intra-groupe EDF – se font bien à des conditions de marché.

2 Position de la Commission

  304. Au regard de la subrogation d'EDF à Dalkia pour les obligations de garanties correspondant à la majeure partie des  capacités  de  Dalkia,
       ainsi que des obligations de transparence applicables aux garanties qui seront valorisées par Dalkia sur le futur  marché,  la  Commission
       considère que l'Opération n'est pas de nature à poser de problèmes concurrentiels sur un éventuel marché des garanties de capacité.

3 Conclusion

  305. Au vu de ce qui précède, l’Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché  intérieur  en  raison  des
       chevauchements horizontaux des activités des Parties sur un hypothétique marché des garanties de capacité en France.

5 Marché de la fourniture d'électricité au détail

  306. Dalkia n'est pas présente sur les marchés de la fourniture d'électricité au détail.

  307. EDF, au travers de ses offres de marché et de ses offres aux TRV, dispose de parts de marché significatives sur chacun des marchés  de  la
       fourniture d'électricité au détail.

  308. Sur le marché français de la fourniture d'électricité au détail  aux  grands  clients  industriels  (dont  la  consommation  annuelle  est
       supérieure à 7 GWh), la part de marché d'EDF s'élevait à environ [50-60]% en 2012 et [50-60]%  en  2013.[188]  Les  parts  de  marché  des
       principaux concurrents d'EDF sont résumées dans le Tableau 3.

                                        Tableau 3 – Parts de marché d'EDF et de ses principaux concurrents
                                         sur le marché français de la fourniture d'électricité au détail
                                                          aux grands clients industriels

|           |EDF              |GDF Suez                |E.ON                  |Vattenfal             |
|2012       |[80-90] %        |[0-5]-[5-10] %          |[0-5]-[5-10] %        |[0-5]-[5-10] %        |
|2011       |[80-90] %        |[0-5]-[5-10] %          |[0-5]-[5-10] %        |[0-5]-[5-10] %        |
|2010       |[80-90] %        |[0-5]-[5-10] %          |[0-5]-[5-10] %        |[0-5]-[5-10] %        |

                                              Source: calculs Commission sur la base des données EDF

  309. Sur le marché français de la fourniture d'électricité au détail aux petits clients professionnels (ayant  une  puissance  de  raccordement
       inférieure à 36 kVA), la part de marché d'EDF s'élevait à environ [80-90] % en 2012 et  [80-90]  %  en  2013.  Les  parts  de  marché  des
       principaux concurrents d'EDF sont résumées dans le Tableau 5.

                                        Tableau 5 – Parts de marche d'EDF et de ses principaux concurrents
                                         sur le marché français de la fourniture d'électricité au détail
                                                        aux petits clients professionnels

|           |EDF                   |GDF Suez          |Direct Energie        |Autres         |
|2012       |[80-90]%              |0-5%              |0-5%                  |5-10%          |
|2011       |[80-90]%              |0-5%              |0-5%                  |5-10%          |
|2010       |[80-90]%              |0-5%              |0-5%                  |5-10%          |

                                                               Source: données EDF

  310. Au regard de ces parts de marché, la Commission conclut qu'EDF dispose d'un pouvoir de marché très  fort  sur  chacun  des  marché  de  la
       fourniture d'électricité au détail en France, voire d'une position dominante sur les marchés des petits clients industriels et commerciaux
       et des petits clients professionnels.

4 Marché français de la gestion / maintenance multi-technique

  311. Les activités des Parties se chevauchent horizontalement sur le marché français de la gestion/maintenance multi-technique. Ce  marché  est
       aussi connexe au marché de la fourniture d'électricité au détail.

  312. Dans les sections suivantes, la Commission analyse le chevauchement horizontal entre les Parties sur le marché français  des  services  de
       gestion/maintenance multi-technique (Section 6.4.1), le risque du verrouillage du marché  suite  à  l'Opération  considérant  le  lien  de
       connexité ou le potentiel lien vertical entre le marché de la fourniture d'électricité et  le  marché  de  la  gestion/maintenance  multi-
       technique (Sections 6.4.2 et 6.4.3), les risques de verrouillage considérant le lien entre le marché  de  la  fourniture  du  gaz  et  les
       services de gestion/maintenance multi-technique (Section 6.4.4) et finalement les autres  effets  non-horizontaux  éventuellement  liés  à
       l'accès par Dalkia aux informations détenues par EDF (Section 6.4.5).

  313. Les Parties considèrent que le chevauchement horizontal et les autres liens  verticaux/congloméraux  ne  soulèvent  pas  de  problèmes  de
       concurrence.

1 Aspects horizontaux

1 Activités des Parties et parts de marché

  314. Dalkia propose principalement des offres globales incluant des prestations de gestion/maintenance/exploitation des équipements  techniques
       et thermiques (systèmes de chauffage, d’eau chaude sanitaire et de froid, systèmes électriques, etc.).

  315.  Dalkia  propose  également  des  services  d’optimisation  des  consommations  d’énergies  qui  peuvent  intégrer  des   prestations   de
       conception/réalisation d’installations nouvelles ou de modernisation d’installations existantes. Dans ce contexte,  Dalkia  propose  aussi
       des CPE. Les CPE prennent en considération les consommations en énergie (principalement en gaz) pour pouvoir définir,  puis  mesurer,  les
       objectifs de performance énergétique. Les objectifs d’amélioration de l’efficacité énergétique doivent y être clairement  fixés,  exprimés
       en unité physique et être vérifiables et mesurables.

  316. EDF, via ses filiales, propose des services de gestion/maintenance multi-technique. Elle offre également des services d’optimisation de la
       consommation énergétique aux entités publiques et aux entreprises dans le cadre d’une offre de conseil seule ou d’une prestation globale.

  317. Le marché de services de gestion/maintenance multi-technique rassemble une grande variété de services  et  prestations  à  destination  de
       différents types de clients et les activités des Parties apparaissent principalement comme complémentaires.

  318. Les services inclus dans les informations et données sur le marché de la  gestion/maintenance  multi-technique  comprennent[190]  (i)  les
       prestations de gestion  thermique  :  conduite  et  maintenance  des  installations  thermiques,  gros  entretien  et  renouvellement  des
       installations thermiques, gestion de l’énergie thermique (fourniture de chaleur et de froid) dans le cas  des  prestations  d’optimisation
       énergétique; (ii) les prestations de gestion multi-technique : conduite et maintenance, gros entretien et renouvellement des installations
       techniques du bâtiment, à savoir le chauffage, la ventilation, la climatisation et l’électricité (courants  forts  et  courants  faibles),
       ainsi que la gestion des énergies (fourniture de chaleur, de vapeur,  de  froid,  d’air  comprimé,  etc.)  dans  le  cas  des  prestations
       d’optimisation énergétique et (iii) les services d’optimisation des consommations d’énergie (hors électricité) pour les besoins des grands
       opérateurs d’immeubles collectifs ou d’équipements publics et sites industriels commerciaux.

  319. Les Parties estiment que Dalkia détenait une part de marché en valeur comprise entre [20-30]% et [20-30]% en 2012 et entre  [20-30]  %  et
       [20-30]  % en 2013 sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique en France[191]. Quant  à  EDF,  les  Parties  estiment  qu'elle
       détenait une part de marché marginale. Les parts de marché combinées des Parties sur le marché de la  gestion/maintenance  multi-technique
       en France étaient entre [20-30] et [20-30] % en 2012 et entre [20-30] et [20-30] % en 2013.[192] L'incrément de parts  de  marché  suscité
       par l'Opération, tel que recalculé par la Commission, est marginal à moins de [0-5]%.

2 Description du marché et structure de la concurrence sur le marché

  320. Le marché de la gestion/maintenance  multi-technique  est  un  marché  avec  un  grand  nombre  de  fournisseurs  de  services  de  taille
       différente[193]. Outre les sociétés pour lesquels le  métier  traditionnel  repose  sur  des  prestations  de  gestion/maintenance  multi-
       technique, d'autres acteurs issus d’horizons divers tels que des industriels/équipementiers ou des installateurs provenant  principalement
       du monde du Bâtiment/Travaux Public ("BTP") sont aussi actifs sur ce marché. Il existe en outre un très grand nombre d’acteurs  locaux  ou
       régionaux[194].

  321. Les Parties estiment que les principaux concurrents sont Cofely Ineo, Vinci Energies, Idex, Bouygues Energies & Services ou Spie avec  les
       parts de marché suivantes en 2012 et 2013[195]:

                                                        Tableau 6 - Principaux concurrents
                                             sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique

|Principaux concurrents            |2012                 |2013                 |
|Cofely Ineo (GDF Suez)            |[20-30]-[20-30]%     |[20-30]-[20-30]%     |
|Vinci Energies                    |[10-20]-[10-20]%     |[20-30]-[20-30]%     |
|Idex                              |5-10%                |5-10%                |
|Bouygues Energies & Services      |0-5%                 |0-5%                 |
|Spie                              |0-5%                 |0-5%                 |
|Eiffage                           |0-5%                 |0-5%                 |

                    Source: Form CO et réponse EDF à RFI5

  322. Une étude de 2013, "Le marché français des services d'efficacité énergétique" par Les  Echos  Etudes  ("étude  Les  Echos"),  comprend  la
       monographie de 15 acteurs principaux sur les services énergétiques en France.[196] En plus des concurrents identifiés dans le Tableaux  6,
       l'étude Les Echos identifie Enel, Ergelis, Groupe ES, Primagaz, Schneider Electric, Siemens et Voltalis.

  323. Une large majorité des clients ont identifié Cofely Ineo, filiale de GDF Suez comme le concurrent le plus important de Dalkia et  EDF  sur
       le marché de la gestion/maintenance multi-technique en France[197]. D’autres  concurrents  ont  aussi  été  identifiés  comme  concurrents
       majeurs, en particulier Vinci ou Bouygues. Dans l'étude Les Echos, les "prétendants"  les  mieux  placés  sur  les  services  d'efficacité
       énergétique dits "actifs" et "passifs"[198] sont GDF Suez (par sa filiale Cofely), Bouygues et Schneider Electric tandis qu'EDF, Dalkia et
       d’autres concurrents sont identifiées comme "challengers"[199].

  324. Par ailleurs, les Parties vont continuer à être mises en concurrence par leurs clients  après  l'Opération.  En  effet,  la  majorité  des
       concurrents ont expliqué que le moyen typiquement utilisé par leurs clients  pour  les  sélectionner  comme  fournisseur  de  services  de
       gestion/maintenance multi-technique est la procédure des appels d'offres.[200] Cela s'applique tant pour les  clients  publics,  qui  sont
       assujettis aux règles spécifiques de la commande publique sous le Code des marchés publics[201], que pour les clients privés  qui  veulent
       pouvoir comparer plusieurs offres. De la même manière, une large majorité des clients ayant répondu à l'enquête du marché indique  que  la
       majorité des achats de services de gestion/maintenance multi-technique est conclu après une procédure d’appels  d'offres  ou  de  mise  en
       concurrence[202]. Une telle procédure de sélection des prestataires de services de gestion/maintenance multi-technique assure une certaine
       égalité de traitement des candidats.

  325. De plus, les clients ont identifié plusieurs fournisseurs qui répondent  habituellement  aux  appels  d'offres  qu'ils  lancent  pour  des
       services de gestion/maintenance multi-technique en France. Le plus souvent, au moins trois fournisseurs sont identifiés,  parmi  notamment
       Dalkia, Cofely, Vinci, Bouygues mais aussi Johnson Control, Spie, Idex ou Eiffage, et parfois des  acteurs  plus  spécialisés,  locaux  ou
       indépendants, tels qu'Atalian, Sodexo ou ISS.[203] Un client précise qu'il  "contracte  avec  environ  40  entreprises  pour  ce  type  de
       prestation multi-technique."[204]

  326. De plus, les clients ont en fait choisi ces autres prestataires[205].

  327. Le fait que plusieurs fournisseurs soient en mesure de répondre, et répondent habituellement aux appels d'offres lancés par  les  clients,
       indique que l'entité fusionnée continuera à faire face à un nombre suffisant de concurrents.

  328. Finalement, une large majorité des clients considère qu'à l'issue de l'Opération,  l'intensité  concurrentielle  restera  suffisante  pour
       empêcher des hausses significatives et non transitoires des prix sur le marché français de la gestion/maintenance multi-technique.[206]

3 Conclusion

  329. La Commission conclut que l'Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité  avec  le  marché  intérieur  au  vu  des
       chevauchements horizontaux sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique en France. En particulier,  considérant  les  parts  de
       marché, la présence des concurrents significatifs et les procédures d'achat des clients, la Commission estime que  l'entité  fusionnée  ne
       disposerait pas d'un pouvoir de marché significatif sur le marché des services de gestion/maintenance multi-technique en France.

2 Aspects congloméraux - Fourniture d'électricité/Gestion/maintenance multi-technique

  330. Le principal motif de préoccupation lié aux concentrations conglomérales concerne le verrouillage du marché (voir Section 6.1).

  331. La Commission analyse ci-dessous  si  le  lien  de  connexité  entre  les  activités  de  fourniture  d’électricité  d’EDF  et  celles  de
       gestion/maintenance multi-technique de Dalkia peut conférer à l'entité fusionnée la capacité et l'incitation d'exploiter, par un effet  de
       levier, la forte position qu'elle occupe sur le marché de la fourniture d'électricité en recourant à  des  ventes  liées  ou  groupées  ou
       encore à d'autres pratiques d'exclusion sur le marché des services de gestion/maintenance multi-technique.

  332. Le seul fait que l'entité fusionnée disposera d'une large gamme ou d'un portefeuille de produits/services ne pose pas, en tant que tel, de
       problèmes de concurrence.[207] Les clients peuvent avoir tout intérêt à s'approvisionner, pour la  gamme  de  produits  concernée,  auprès
       d'une source unique (système de guichet unique) plutôt qu'auprès d'un nombre élevé de fournisseurs, notamment parce qu'une telle  démarche
       leur permet de réaliser des économies sur les coûts de transaction.

  333. Toutefois, certaines pratiques peuvent provoquer une réduction de la capacité ou de l'incitation des concurrents existants ou potentiels à
       faire face à la concurrence et peuvent réduire la pression concurrentielle qui pèse sur l'entité fusionné, lui permettant d'augmenter  ses
       prix.[208]

  334. Dans les sections qui suivent, la Commission examine premièrement, si l'entité fusionnée aurait la  capacité  d'évincer  ses  concurrents,
       deuxièmement, si elle aurait une incitation économique à le faire et, troisièmement, si une stratégie de verrouillage du marché aurait une
       incidence négative significative sur la concurrence, portant ainsi préjudice aux  consommateurs.  Dans  la  pratique,  ces  facteurs  sont
       souvent examinés ensemble car ils sont étroitement liés.

1 Capacité de verrouiller le marché

1 Introduction

  335. La manière la plus directe pour l'entité fusionnée d'utiliser son pouvoir de marché pour pouvoir évincer  des  concurrents  sur  un  autre
       marché est de conditionner les ventes d'électricité et de services de gestion/maintenance multi-technique de manière à  relier  entre  eux
       les produits commercialisés séparément sur les différents marchés concernés.

  336. Trois types d'offres peuvent être envisagés[209]: la vente liée, la vente groupée pure et la vente groupée mixte.

            – Dans le cadre de ventes liées, deux cas de figure existent – soit une vente liée avec l'électricité comme produit  liant  (c'est-à-
              dire que l'électricité ne  pourrait  pas  être  achetée  séparément,  le  consommateur  étant  obligé  d'acheter  les  services  de
              gestion/maintenance multi-technique avec la fourniture d'électricité), soit une vente liée avec les services de gestion/maintenance
              multi-technique comme produit liant (c'est-à-dire que les services de gestion/maintenance multi-technique ne  pourraient  pas  être
              achetées séparément, le consommateur  étant  obligé  d'acheter  l'électricité  avec  les  services  de  gestion/maintenance  multi-
              technique).[210]

            – Dans le cas de la vente groupée pure, les produits sont vendus ensemble dans une proportion fixe. Si l'entité fusionnée mettait  en
              place une stratégie de vente groupée pure, les produits ne seraient pas disponibles séparément après l'Opération.[211]

            – Dans le cadre de la vente groupée mixte, les produits sont disponibles séparément, mais la somme des prix de  chacun  des  produits
              pris séparément est supérieure au prix total résultant de la vente groupée.[212]

  337. Vue la spécificité de chaque marché en cause et la position respective des Parties sur les  deux  marchés,  la  Commission  considère  que
       l'analyse concurrentielle pertinente concerne les effets sur les marchés d'une offre groupée mixte fourniture d'électricité et services de
       gestion/maintenance multi-technique. L’existence d’un recoupement potentiel des bases réelles  ou  potentielles  de  clients  de  l'entité
       fusionnée au titre des services de gestion/maintenance multi-technique et de la fourniture d'électricité, ainsi que la connexité entre  la
       fourniture de l’électricité et les services de gestion/maintenance multi-technique, joueraient en faveur de la  constitution  d'une  offre
       groupée mixte.[213]

  338. Comme conclu dans la Section 6.3.5, l'entité fusionnée bénéficiera d'un fort pouvoir de marché, voire d'une position  dominante,  sur  les
       marchés de la fourniture au détail d'électricité en France. Par contre elle ne bénéficiera pas d'un tel pouvoir sur le marché des services
       de gestion/maintenance multi-technique.[214] La Commission considère donc que l'entité fusionnée n'aurait que la  capacité  d'utiliser  sa
       position sur les marchés de la fourniture d'électricité pour augmenter sa présence sur le marché des services de gestion/maintenance multi-
       technique.

  339. D'autres aspects sont également importants pour l'analyse de la capacité de verrouiller le marché. En particulier, le problème qui se pose
       est de savoir si une décision de l'entité fusionnée de grouper les ventes d'électricité aux  ventes  de  services  de  gestion/maintenance
       multi-technique peut se traduire par une réduction des ventes par les fournisseurs non intégrés de services de gestion/maintenance  multi-
       technique, ou si ceux-ci peuvent déployer des contre-stratégies de manière efficace et en temps utile.[215] Dans  ses  Lignes  directrices
       sur les concentrations non horizontales, la Commission relève par exemple la  possibilité  des  concurrents  mono-producteurs  de  décider
       d'appliquer une politique de prix plus agressive pour maintenir leur part de marché, atténuant ainsi l'effet de verrouillage. Etant  donné
       que cette question est étroitement liée à l'impact global d'une possible stratégie de verrouillage, elle sera examinée dans le contexte de
       cette analyse notamment dans la Section 6.4.2.3.1.

  340. Lors de son appréciation, la Commission examinera d’abord l'impact du cadre  réglementaire  sur  la  capacité  de  l'entité  fusionnée  de
       proposer des offres groupées mixtes (Section 6.4.2.1.2). Ensuite, la Commission appréciera l'importance de l'électricité pour les  clients
       qui ont besoin de services de gestion/maintenance multi-technique (Section 6.4.2.1.3). La Commission analysera aussi les spécificités  des
       deux marchés (Section 6.4.2.1.4) avant de conclure sur la capacité de proposer des offres groupées mixtes (Section 6.4.2.1.5).

2 L'impact du cadre réglementaire

  341. La Commission analyse l'impact du cadre réglementaire français sur la capacité de l'entité  fusionnée  de  proposer  des  offres  groupées
       mixtes. La question se pose en particulier pour les offres avec TRV[216] ainsi que pour les acheteurs publics.

1 Capacité de proposer une offre combinée avec tarifs réglementés de vente d'électricité

  342. Les Parties expliquent que les dispositions légales et réglementaires qui régissent la fourniture  d’électricité  aux  TRV  en  France  ne
       permettent pas à EDF de proposer des offres combinant, dans un seul et même contrat, fourniture  d’électricité  aux  TRV  et  services  de
       gestion/maintenance multi-technique.

  343. En particulier les Parties font référence aux articles L.121-1, L.121-5[217],  L.337-9[218],  L.337-7[219]  et  L.331-4[220]  du  code  de
       l'énergie et au décret n° 2009-975 du 12 août 2009[221].

  344. Les Parties expliquent que le bénéfice des TRV peut à ce jour être octroyé :

       (i)  à la collectivité territoriale qui peut alors conclure un mandat de gestion avec un prestataire de  services  énergétiques  en  vertu
          duquel elle lui déléguera par exemple la gestion de la facturation. La collectivité reste toutefois titulaire du contrat de  fourniture
          d’électricité et doit continuer à assurer le paiement des factures;

       (ii)       au prestataire des services énergétiques, qui doit alors être le consommateur  final  de  l’électricité  fournie,  celle-ci  ne
          pouvant pas être refacturée directement[222].

  345. En ce qui concerne une offre combinée s’articulant en deux offres / contrats séparés (par exemple en subordonnant l'octroi d'un prix moins
       élevé pour ses services à la condition que le client acquière aussi l'électricité au TRV), les Parties considèrent qu’en théorie une telle
       offre pourrait en effet être qualifiée d'offre groupée mixte. En effet,  chacun  des  produits  (électricité  d'un  côté  et  services  de
       gestion/maintenance multi-technique de l'autre) resterait disponible séparément mais la somme des  prix  de  chacun  des  produits  serait
       supérieure au prix total résultant de la vente groupée.

  346. Toutefois, d'après les Parties, une telle offre combinée mixte est impossible au regard des  règles  de  concurrence  et  de  la  commande
       publique et en particulier:

       - Une remise sur les services énergétiques si le client décide de s’approvisionner aux TRV reviendrait à violer le principe d’égalité  des
        chances entre les entreprises participantes ainsi que le principe de transparence.

       - Le fait pour Dalkia de subordonner juridiquement ou économiquement (via un rabais sur ses offres) la conclusion d’un contrat de services
         énergétiques au fait que le client contractualise une fourniture d’électricité aux TRV, activité dont EDF détient le monopole légal avec
         les ELD, pourrait donc être qualifiée d’infraction aux règles de concurrence.

  347. L'ADEME explique qu'il serait légalement possible d'inclure la fourniture d'électricité dans  une  offre  groupée  incluant  des  services
       énergétiques.[223] La DGEC explique également qu'il n'existe pas à leur connaissance, de  manière  générale,  de  dispositions  juridiques
       interdisant la mise en place d'offres combinant (a) la fourniture d'électricité (le cas échéant au TRV) et (b) des  services  énergétiques
       ou d'éclairage public.[224]

  348. La Commission note que le moyen contractuel effectif (un seul contrat ou deux contrats séparés) par  lequel  l'entité  fusionnée  pourrait
       mettre en place une stratégie d'offre groupée mixte n'est pas déterminant en soi pour conclure quant à l'absence de capacité.

  349. Toutefois, même s'il ne peut pas être exclu à ce stade que les Parties puissent proposer des offres groupées mixtes incluant l'électricité
       aux TRV, les règles spécifiques qui régissent la fourniture d'électricité aux TRV ne faciliteraient pas l'émergence de telles  offres.  En
       effet, ces offres devraient distinguer la fourniture d'électricité des autres services et,  sans  demande  du  client,  EDF  ne  peut  pas
       proposer d'elle-même la fourniture d'électricité aux TRV dans une offre commerciale.[225]

2 Règles spécifiques concernant les entités publiques – principe d'allotissement, CREM/REM, CPE, PPPs

  350. Les Parties expliquent que la clientèle publique est soumise au respect des règles de la commande publique qui  impliquent  l’organisation
       d’appels d’offres préalables, dans les conditions légales applicables, pour attribuer les  contrats  de  services  de  gestion/maintenance
       multi-technique et pour se fournir en électricité en offre de marché.[226]

  351. En particulier, l'article 10 du Code des marchés publics dispose: « Afin de susciter la plus large concurrence,  et  sauf  si  l'objet  du
       marché ne permet pas l'identification de prestations distinctes, le pouvoir  adjudicateur  passe  le  marché  en  lots  séparés  dans  les
       conditions prévues par le III de l'article 27. »

  352. Cette disposition introduit le principe d'allotissement qui ne permet pas, en règle générale, de regrouper des prestations différentes  au
       sein d'un même lot. En conséquence, en règle générale, quand les acheteurs publics ont recours  à  des  appels  d’offres  portant  sur  la
       fourniture d’électricité et sur la gestion/maintenance multi-technique, ces deux types de prestations doivent être prévus  dans  des  lots
       différents. Cela permettra à des entreprises de répondre à certains lots seulement sans être  désavantagées  par  rapport  aux  opérateurs
       répondant à tous les lots. D'après les Parties, ni EDF ni Dalkia ne disposeront d’un avantage concurrentiel significatif  sur  chacun  des
       lots concernés.

  353. La Commission note qu'il existe néanmoins certaines dispositions réglementaires qui permettent de déroger au principe  de  l'allotissement
       et qui permettraient aux acheteurs publics de solliciter des offres combinant la  fourniture  d’électricité  en  offre  de  marché  et  la
       provision de services de gestion/maintenance multi-technique.

  354. Le deuxième alinéa de l’article 10 du code des marchés publics dispose: « Le pouvoir adjudicateur peut toutefois passer un marché  global,
       avec ou sans identification de prestations distinctes, s'il estime que  la  dévolution  en  lots  séparés  est  de  nature,  dans  le  cas
       particulier, à restreindre la concurrence, ou qu'elle risque de rendre techniquement difficile ou financièrement coûteuse l'exécution  des
       prestations ou encore qu'il n'est pas en mesure d'assurer par lui-même les missions d'organisation, de pilotage et de coordination ».  Les
       acheteurs publics ont donc la possibilité de recourir à un marché global  (électricité  et  services),  avec  ou  sans  identification  de
       prestations distinctes, lorsque l’allotissement pourrait (i) restreindre la concurrence,  (ii)  rendre  techniquement  plus  difficile  ou
       financièrement coûteuse l’exécution des prestations ou (iii) que la collectivité n’est pas en  mesure  d’assurer  elle-même  les  missions
       d’organisation, de pilotage et de coordination.

  355. Deuxièmement, le Code des marchés publics[227] permet le recours à des marchés globaux associant soit (i) la  réalisation,  l’exploitation
       ou la maintenance (marchés publics dits « REM »), soit (ii) la conception, la réalisation et l'exploitation  ou  la  maintenance  (marchés
       publics dits « CREM »). Les Parties expliquent que cette disposition vise principalement l’introduction des CPE dans la commande publique,
       et plus largement l'introduction de tout marché comportant des engagements de performance  mesurables,  définis  notamment  en  termes  de
       niveau d'activité, de qualité de service, d'efficacité énergétique ou d'incidence écologique. Elle  permet  ainsi  au  CPE  de  déroger  à
       l’article 10 du Code des marchés publics qui pose le  principe  de  l’allotissement  et  dont  la  méconnaissance  est  constitutive  d’un
       manquement aux règles de mise en concurrence.

  356. En effet, les CPE peuvent prendre la forme de  marchés  publics  globaux,  qui  sont  encadrés  par  l’article  73  du  Code  des  marchés
       publics : « Les marchés de conception, de réalisation et  d'exploitation  ou  de  maintenance  sont  des  marchés  publics  qui  associent
       l'exploitation ou la maintenance à la conception et à la réalisation de prestations afin de remplir des objectifs chiffrés de  performance
       définis notamment en termes de niveau d'activité, de qualité de service, d'efficacité énergétique ou d'incidence écologique. »

  357. Le guide du contrat de performance énergétique édité par le MEDDE[228] précise toutefois: « La  fourniture  d'énergie  n'est  pas  en  soi
       constitutive d'un CPE. La personne publique qui déciderait de la faire figurer dans le dossier de consultation des entreprises, sous forme
       d'obligation ou de variante doit s'assurer au préalable que cette disposition n'est pas de nature à restreindre anormalement le nombre des
       candidats et doit s'assurer de la lisibilité des consommations d'énergie au cours du contrat. Dans le cas contraire, il est souhaitable de
       séparer le contrat visant aux économies d’énergie et le contrat relatif à la fourniture d’énergie. » Ceci semble de nature  à  limiter  le
       regroupement des offres de fournitures et de services énergétiques au niveau des marchés publics.

  358. Troisièmement, le contrat de partenariat public-privé (« PPP ») offre une possibilité  juridique  aux  acheteurs  publics  de  lancer  des
       marchés globaux incluant la fourniture en électricité. Les Parties  expliquent  que  l’objet  même  de  ces  contrats  est  l’optimisation
       énergétique avec pour corollaire la réduction des consommations énergétiques des entités  publiques  concernées.  Cependant,  les  Parties
       expliquent que les contrats de partenariat sont très rares dans les métiers de gestion-maintenance multi-technique de Dalkia  compte  tenu
       de leur complexité. Ainsi, la prise en charge de l’approvisionnement en électricité dans le  cadre  de  contrats  de  gestion  globale  ne
       constituera pas un élément déterminant desdits contrats.

  359. Considérant l'existence d’exceptions, la Commission ne peut pas conclure que l'entité fusionnée ne disposera pas de  la  capacité  sur  le
       plan juridique de proposer dans certains cas des offres combinées aux acheteurs publics après l'Opération. Néanmoins, au  vue  des  règles
       spécifiques applicables aux acheteurs publics (qui représentent pour Dalkia près de […]% du chiffre  d'affaires),  la  provision  d'offres
       groupées mixtes sera plus difficile.

3 Importance de l'électricité

  360. Une vente groupée est susceptible de pouvoir produire des effets significatifs si au moins un des produits des Parties est  considéré  par
       des nombreux clients comme particulièrement important et lorsqu'il y a peu d'alternatives acceptables à ce produit en raison, par exemple,
       de la différenciation des produits ou des contraintes de capacité auxquelles sont soumis les concurrents.[229]

  361. La Commission note que l'électricité est un intrant important, pour les clients industriels  en  particulier,  mais  aussi  pour  d’autres
       catégories des clients susceptibles  d'être  intéressés  par  de  services  de  gestion/maintenance  multi-technique.[230]  Néanmoins  les
       prestations de Dalkia concernent principalement l'optimisation des usages thermiques à partir de chaudières de chauffage qui  fonctionnent
       à partir de gaz, d’énergies renouvelables, de mazout  ou  de  charbon.  L'électricité  ne  présente  un  enjeu  en  termes  d'optimisation
       énergétique que pour une minorité de ses clients et Dalkia note que l'électricité n'est donc quasiment jamais associée aux prestations  de
       gestion/maintenance multi-technique.

  362. Toutefois, comme expliqué dans la Section 6.2, le dispositif ARENH donne aux fournisseurs alternatifs d'électricité le droit d’acheter  de
       l’électricité à EDF dans des conditions réglementées. Les concurrents  d'EDF  ont  la  capacité  de  proposer  des  offres  de  fourniture
       d'électricité à même de concurrencer EDF tant sur les TRV que sur les offres de marché de cette dernière. Les entreprises concurrentes sur
       le marché de la fourniture d'électricité pourraient donc répliquer les offres groupées  potentielles  proposées  par  l'entité  fusionnée,
       comme expliqué dans la Section 6.4.2.3.1.

       4 Spécificités des deux marchés

  363. La Cour de Justice de l'Union européenne ainsi que la Commission ont reconnu que des temporalités différentes pour les  composantes  d'une
       offre groupée rendaient sa mise en pratique moins probable.[231]

  364. La durée des contrats d’électricité est généralement moins longue que celles des contrats de services.

  365. Ainsi, les Parties expliquent que les contrats de gestion/maintenance multi-technique ont en général une durée variant entre  […]  ans  en
       moyenne avec des différences significatives entre les divers types de contrat[232], alors que les  contrats  de  fourniture  d'électricité
       sont majoritairement beaucoup plus courts et dépassent rarement […] ans.[233]

  366. De plus, la majorité des clients a confirmé que leurs contrats de fourniture d'électricité sont plutôt d'une courte durée, majoritairement
       un ou deux ans.[234] Les clients n'ayant pas encore exercé leur éligibilité ont montré peu d'appétence pour  des  contrats  de  fourniture
       d'électricité de longue durée.[235]

  367. La Commission n'a pas identifié d’éléments convergents qui permettraient de conclure que la durée des contrats de fourniture d’électricité
       serait amenée à s’allonger après l'Opération.

  368. En outre, les concurrents des Parties ont souligné que la différence de durées d'engagement  est  une  des  raisons  pour  lesquelles  les
       clients ne sont pas intéressés par une offre groupée.[236]

  369. La Commission note aussi qu'il existe des différences entre les deux marchés: la structure des coûts et les critères pour être  compétitif
       sur les deux marchés sont significativement différents. En particulier, concernant les facteurs importants pour être  compétitifs  sur  le
       marché de gestion/maintenance multi-technique, la majorité des répondants  a  mentionné  la  nécessité  de  disposer  d'une  main  d'œuvre
       qualifiée (compétences techniques), d'avoir une implantation territoriale suffisante et une certaine capacité financière pour répondre aux
       appels d'offres.[237] De plus, la majorité des clients ayant répondu à l'enquête de marché a identifié des critères  autres  que  le  prix
       comme critère le plus important dans leur choix d'un fournisseur de services de gestion/maintenance multi-technique.[238] En revanche,  la
       majorité des clients ont mentionné le prix comme le  facteur  le  plus  important  dans  leur  choix  de  fournisseur  d'électricité[239].
       Finalement, le marché des services de gestion/maintenance multi-technique semble être une industrie peu capitalistique où la qualification
       de la main d'œuvre constitue le principal élément du coût du service proposé.

  370. La  Commission  conclut  que  les  durées  différentes  des  contrats  de  fourniture  d’électricité  et  de  prestation  de  services  de
       gestion/maintenance multi-technique et les différences dans l'évaluation de chaque marché devraient continuer de  constituer  un  obstacle
       significatif à l’émergence d’offres groupées.

5 Conclusion sur la capacité

  371. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que le cadre réglementaire  qui  affectera  une  partie  significative  de  la
       clientèle de Dalkia, l'importance de l'électricité et les spécificités des deux marchés vues dans leur ensemble, même s'ils ne rendent pas
       impossibles les ventes groupées mixtes à toutes les catégories de clients (y inclus avec des TRV), augmentent la difficulté  liée  à  leur
       mise en œuvre et, partant, rendent l’occurrence de ventes groupées mixtes moins probable, voire même peu probable.

2 Incitation à verrouiller le marché

1 Introduction

  372. L'incitation à évincer les concurrents par le biais de ventes groupées mixtes dépend du degré de rentabilité de la stratégie ainsi mise en
       œuvre.[240] La vente groupée doit concerner une large base commune de clients pour chaque produit en  question  –  plus  les  clients  ont
       tendance à acheter les deux produits, plus la demande des produits pris individuellement est susceptible d'être  affecté  par  les  ventes
       groupées.[241]

  373. La stratégie de vente groupée mixte repose sur la possibilité pour l'entité fusionnée de proposer un prix moins élevé  sur  la  fourniture
       d'électricité (par le biais d'un rabais  par  exemple)  aux  consommateurs  qui  choisissent  l'entité  fusionnée  pour  les  services  de
       gestion/maintenance multi-technique, par rapport aux consommateurs qui choisissent de s'approvisionner en électricité séparément (c'est-à-
       dire hors de l'offre groupée mixte). Ce différentiel de prix sur la fourniture d'électricité pourrait  inciter  certains  consommateurs  à
       choisir l'entité fusionnée pour les services de gestion/maintenance multi-technique afin de bénéficier  d'un  prix  plus  faible  pour  la
       fourniture d'électricité.

  374. Une telle stratégie pourrait augmenter la demande pour les services de gestion/maintenance multi-technique de l'entité fusionnée.

  375. L'entité fusionnée dispose de deux moyens pour générer un différentiel de prix sur la fourniture d'électricité.

  376. Dans une première hypothèse, elle peut proposer l'électricité vendue séparément (hors offre groupée mixte) au même prix que  l'électricité
       avant l'Opération. Le rabais proposé est alors entièrement supporté par le prix de l'électricité en offre groupée mixte.[242]

  377. Néanmoins, une telle pratique de vente groupée mixte n'est pas susceptible en soi, c'est-à-dire en dehors d'un possible  effet  d'éviction
       des concurrents, de restreindre la concurrence (voir Section 6.4.2.3 pour un complément d'analyse).

            – Premièrement, pour les consommateurs qui ne choisissent pas l'offre groupée mixte (c'est à dire achetant  l'électricité  auprès  de
              l'entité fusionnée et les services de gestion/maintenance multi-technique auprès des concurrents de  Dalkia):  ceux-ci  bénéficient
              d'une part, d'électricité à un prix égal au prix avant l'Opération, et d'autre part, d'un prix potentiellement plus faible pour les
              services de gestion/maintenance multi-technique (les ventes groupées mixtes pouvant inciter les concurrents de  Dalkia  à  diminuer
              leurs prix des services de gestion/maintenance multi-technique afin de conserver leurs clients).

            – Deuxièmement, pour les consommateurs qui choisissent l'offre groupée  mixte:  ceux-ci  ont  eu  le  choix  de  rejeter  l'hypothèse
              précédente (qui était déjà plus avantageuse que la situation avant l'Opération) et bénéficient donc d'une situation plus favorable.

  378. En outre, l'incitation de l'entité fusionnée à proposer des offres  groupées  mixtes  sans  augmenter  le  prix  de  l'électricité  vendue
       séparément serait ambiguë. En l'absence de gains d'efficacité (qui n'ont pas été avancés par les  Parties),  ce  type  d'offre  est  sous-
       optimal car l'entité fusionnée diminue le  prix  de  l'électricité  en  vigueur  avant  l'Opération,  prix  qui  est  vraisemblablement  à
       l'équilibre.

  379. Par contre, dans une deuxième hypothèse, l'entité fusionnée peut augmenter le prix de l'électricité vendue séparément par rapport au  prix
       de l'électricité avant l'Opération. Dans ce cas, l'entité fusionnée pourra toujours générer le même différentiel de  prix,  mais  sans  en
       faire supporter toute la charge au prix de  l'électricité  en  vente  groupée  mixte.[243]  Cela  signifie  qu'un  prix  plus  élevé  pour
       l'électricité fournie séparément est une condition nécessaire (mais pas suffisante) pour que les offres groupées mixtes puissent  produire
       des effets anti-concurrentiels s'il n'y a pas d'effet d'éviction. Il est donc nécessaire de supposer que la stratégie d'EDF altère le prix
       de l'électricité fournie séparément afin de mesurer de possibles incitations  à  mettre  en  place  des  offres  groupées.  L'analyse  des
       incitations ci-dessous fait cette hypothèse.

  380. De plus, concernant les offres groupées mixtes avec l'électricité fournie aux TRV, l'entité fusionnée ne sera pas en mesure de proposer un
       rabais sur la fourniture d'électricité au TRV et elle serait obligée de proposer la fourniture d'électricité au TRV  même  en  dehors  des
       offres groupées, ce qui limiterait l'incitation à proposer de telles offres.

  381. Finalement, le caractère potentiellement illégal d'une vente groupée mixte au TRV avec une remise  sur  les  services  ne  peut  pas  être
       exclu.[244] En particulier, une offre subordonnant l'octroi d'un prix moins élevé pour les services à la condition que le client  acquière
       aussi l'électricité au TRV pourrait avoir un caractère potentiellement illégal au regard du droit  de  la  concurrence  (et  notamment  de
       l'article 102 TFUE), compte tenu du monopole légal dont bénéficie EDF sur les TRV, ce qui pourrait réduire l'incitation de l'entité  issue
       de la fusion de poursuivre une telle stratégie.

  382. En tout état de cause, en ce qui concerne les clients éligibles aux TRV, même si l'entité fusionnée proposait des offres  groupées  mixtes
       pour lesquelles le prix de l'électricité serait en offre de marché mais inférieur aux TRV, elle serait obligée de proposer  la  fourniture
       d'électricité aux TRV (c’est-à-dire aux prix en vigueur avant l'Opération) lorsque l'électricité est  achetée  séparément  (c'est  –à-dire
       hors de la vente groupée). Ainsi, comme mentionné précédemment aux paragraphes 377-379 (première hypothèse),  cette  situation  n'est  pas
       susceptible de restreindre la concurrence en l'absence d’un effet d'éviction.

  383. L'analyse des incitations à pratiquer une stratégie de vente groupée mixte est donc surtout pertinente lorsque l'électricité  est  fournie
       en offre de marché.

2 Clients concernés

  384. L'augmentation potentielle de la demande sur le marché des services de gestion/maintenance  multi-technique,  provenant  de  consommateurs
       intéressés par une offre groupée auprès de l'entité fusionnée, constituerait le gain  des  offres  groupées  mixtes.  Dans  l'analyse  ci-
       dessous, la Commission considère que le gain potentiel d'une stratégie de vente groupée mixte se réaliserait sur l'ensemble des clients de
       services de gestion/maintenance multi-technique des concurrents de Dalkia pouvant se  fournir  en  électricité  chez  EDF.  En  effet,  en
       l'absence d'informations détaillées sur la consommation d'électricité de ces clients, il est impossible de les séparer  et  de  distinguer
       les chiffres d'affaires y afférents selon la distinction du marché de l'électricité. Ainsi le gain potentiel est en partie calculé sur des
       types de clientèle qui ne sont pas susceptibles d'être intéressés et/ou visés par des offres groupées mixtes.

  385. En revanche, les consommateurs qui ne choisiraient pas  l'entité  fusionnée  pour  les  services  de  gestion/maintenance  multi-technique
       pourraient faire face à un prix plus élevé pour la fourniture  d'électricité,  ce  qui  pourrait  les  inciter  à  diminuer  leur  demande
       d'électricité auprès de l'entité fusionnée ou à changer de fournisseur d'électricité, en particulier après la fin des TRV jaune et vert au
       31 Décembre 2015. Ainsi, la baisse de la demande d'électricité, pour les consommateurs qui ne sont pas susceptibles d'être intéressés  par
       une offre groupée mixte auprès de l'entité fusionnée, pourrait constituer le risque de perte d'une stratégie de vente groupée mixte.

  386. La Commission considère que la perte potentielle d'une stratégie de vente groupée mixte se réaliserait essentiellement sur le marché de la
       fourniture d'électricité aux petits clients industriels et commerciaux.

  387. En effet, les clients de la catégorie des "grands clients industriels" sur le marché de l'électricité n'ont pas manifesté d'appétence pour
       des offres groupées (voir Section 6.4.2.3.2), et bénéficient d'un pouvoir de négociation important. Il est ainsi peu vraisemblable  qu'une
       stratégie de vente groupée soit pertinente et puisse produire des effets anti-concurrentiels pour les grands clients industriels.

  388. Concernant les clients "petits professionnels", ceux-ci sont eux-aussi très peu susceptibles d'être  la  cible  d'offres  groupées  mixtes
       fourniture d'électricité / services de gestion/maintenance multi-technique. D'une part, ces clients ne sont pas la cible de Dalkia  et  ne
       le deviendraient pas après l'Opération. En effet, la présence des petits clients dans le portefeuille de Dalkia s'élèverait au  maximum  à
       [0-10]% des installations gérées par Dalkia. De plus, Dalkia a cédé les entreprises qu’elle détenait qui étaient  actives  sur  ce  marché
       (Proxiserve et Prochalor).[245] D'autre part, les clients "petits professionnels" se fournissent très majoritairement au  TRV  "bleu"[246]
       qui sera maintenu, y compris après la fin des TRV "jaune" et "vert" fin 2015. Comme indiqué à la  Section  6.4.2.2.1,  une  offre  groupée
       mixte dans un tel cadre n'est pas susceptible de restreindre la concurrence en l'absence d'effets d'éviction.

  389. De plus, l'entité fusionnée dispose d'un pouvoir de marché plus important sur le marché de la fourniture d'électricité aux petits  clients
       industriels et commerciaux (voir Section 6.3.5), ce qui rend une analyse des offres de ventes groupées mixtes  plus  pertinente  pour  ces
       clients. Si l'entité fusionnée dispose également d'un pouvoir de marché important sur le segment des petits professionnels,  ceux-ci  sont
       moins susceptibles de faire l'objet d'offres de ventes groupées mixtes, comme expliqué au paragraphe ci-dessus.

  390. Sur la base des données disponibles[247] et comme expliqué ci-dessous, la Commission considère qu'il est peu  vraisemblable  que  l'entité
       fusionnée ait une incitation à pratiquer une  stratégie  de  vente  groupée  mixte  en  altérant  de  manière  significative  le  prix  de
       l'électricité vendue séparément. En effet, la fourniture d'électricité en offre de marché a une valeur deux fois plus importante que celle
       des services de gestion/maintenance multi-technique tandis que les  marges  associées  à  ces  deux  marchés  sont  relativement  proches,
       respectivement […]% et […]% (voir ci-dessous).

3  Gain et pertes potentielles d'une stratégie d'offre groupée mixte

  391. Il est pertinent d'analyser si une pratique de vente groupée mixte avec fourniture d'électricité en offre de  marché  soulève  des  doutes
       sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur.[248]

  392. Afin de mesurer l'incitation à proposer des offres groupées mixtes, il  est  nécessaire  (i)  d'estimer  le  gain  potentiel  en  mesurant
       l'augmentation de la demande pour les services énergétiques proposés par l'entité fusionnée et (ii) d'estimer la  perte  potentielle  pour
       l'entité fusionnée en mesurant la diminution de la demande pour l'électricité fournie séparément.

  393. La valeur des services de gestion/maintenance multi-technique fournis par les concurrents de Dalkia aux consommateurs  dont  EDF  pourrait
       être le fournisseur d'électricité est estimée à […] Euros.[249] Le gain potentiel de la stratégie de vente groupée mixte concernerait donc
       la proportion de ces ventes de gestion/maintenance multi-technique qui se reporterait sur l'entité fusionnée, multipliée par une marge sur
       les services énergétiques de […]%.[250]

  394. De plus, la valeur de la fourniture d'électricité par EDF aux petits et moyens clients  industriels  et  commerciaux  est  estimée  à  […]
       Euros.[251] Ainsi, la perte potentielle de la stratégie de vente groupée mixte concerne la proportion  de  ces  ventes  d'électricité  qui
       serait perdue par l'entité fusionnée, multipliée par une marge de […]% pour la fourniture d'électricité. [252] [253] [254]

  395. Ainsi, dans la mesure où les marges sont relativement proches ([…]% pour le gain potentiel sur les services de gestion/maintenance  multi-
       technique, […]% pour les pertes potentielles sur la fourniture d'électricité) avec des tailles de marchés très différentes ([…] Euros pour
       les gains potentiels sur la gestion/maintenance multi-technique, pour  une  perte  potentielle  concernant  un  marché  de  la  fourniture
       d'électricité évalué à […] Euros), les données disponibles ne permettent pas de conclure que l'entité fusionnée aurait  une  incitation  à
       pratiquer une stratégie de vente groupée mixte par une distorsion significative du prix de l'électricité vendue séparément.[255]

  396. De plus, comme indiqué dans la Section 6.4.2.2.2, les offres groupées mixtes ne sembleraient pas pertinentes pour l'ensemble  des  clients
       de  services  de  gestion/maintenance  multi-technique.  Ainsi,  en  l'absence  de  valeur  précise  des  prestations   de   services   de
       gestion/maintenance multi-technique susceptibles d'être pertinentes pour les clients d'une offre groupée mixte, l'analyse suppose  que  le
       gain potentiel d'une stratégie de vente groupée mixte pourrait concerner des ventes de  services  de  gestion/maintenance  multi-technique
       estimées à […] Euros. Il est probable que cette approche surestime de manière sensible le gain potentiel d'une stratégie de vente  groupée
       mixte.[256]  Ainsi, même avec une approche susceptible de surestimer le gain  potentiel  d'une  stratégie  de  vente  groupée  mixte,  une
       stratégie de vente groupée mixte ne semble pas être rentable pour l'entité fusionnée.

  397. Les différences entre les deux marchés,[257] qui semblent indiquer que les ventes d'électricité perdues par l'entité fusionnée  pourraient
       être élevées si le prix de l'électricité vendue séparément devait augmenter (c'est-à-dire hors offre groupée),  ainsi  que  la  contrainte
       concurrentielle des fournisseurs alternatifs, qui pourraient se développer notamment après la fin des TRV jaune et vert,  constituent  des
       facteurs importants qui tendraient à limiter la capacité de l'entité fusionnée à augmenter le  prix  de  l'électricité  vendue  séparément
       (c'est-à-dire hors de l'offre groupée). Dans une  telle  situation,  la  possibilité  qu'une  offre  groupée  mixte  soit  susceptible  de
       restreindre la concurrence semble être limitée.

  398. Il  apparaît  donc  peu  vraisemblable  que  l'entité  fusionnée  soit  en  mesure  de  capter  suffisamment  de  ventes  de  services  de
       gestion/maintenance multi-technique pour compenser le risque de perte sur la fourniture d'électricité. Ainsi, les incitations à mettre  en
       place une pratique de vente groupée mixte apparaissent limitées.

4 Conclusion sur l'incitation

  399. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'évaluation des valeurs relatives des marchés de fourniture d'électricité
       et de gestion/maintenance multi-technique, la faible appétence des clients, la contrainte concurrentielle des  concurrents[258]  indiquent
       que l'entité fusionnée n'aurait pas d'incitation à pratiquer une stratégie de vente groupée mixte par une distorsion significative du prix
       de l'électricité vendue séparément.

3 Impact global sur le prix et le choix des offres combinées mixtes fourniture d'électricité et services de gestion/maintenance multi-technique

1 La contrainte posée par les concurrents

1 Introduction

  400. Les ventes groupées peuvent déboucher sur une réduction importante des perspectives de vente  pour  les  concurrents  produisant  un  seul
       composant sur le marché. Si cette réduction atteint un  certain  niveau,  elle  peut  entraîner  une  diminution  de  la  capacité  ou  de
       l'incitation des entreprises rivales à faire face à la concurrence.[259]

  401. C'est seulement lorsqu'une partie suffisante de la production du marché est affectée par  le  verrouillage  résultant  de  l'opération  de
       concentration que celle-ci peut entraver de manière significative la  concurrence  effective.  S'il  reste  des  acteurs  mono-producteurs
       effectivement présents sur l'un ou l'autre marché ou s'ils ont la capacité et l'incitation à développer leur offre, il  est  peu  probable
       que la concurrence se détériore à la suite de l'Opération.[260]

  402. Les Parties arguent que l'entité fusionnée continuera à faire face à  la  concurrence  frontale  de  nombreux  opérateurs,  notamment  les
       filiales des leaders français du BTP, à savoir Vinci Facilities, Bouygues Energie  &  Services  et  Eiffage  Energie  ainsi  que  d’autres
       entreprises spécialisées dans la gestion/maintenance multi-technique, telles que  Cofely  Services  (Groupe  GDF  Suez),  SPIE  ou  encore
       Idex.[261]

  403. D'après les Parties, les concurrents seront susceptibles de proposer des offres compétitives en réponse à d’éventuelles  offres  combinées
       de l'entité fusionnée, et de maintenir une forte pression concurrentielle par le biais d’offres de services de gestion/maintenance  multi-
       technique seuls.

  404. Ainsi, quand bien même les clients pourraient recourir à un marché global combinant la fourniture  d’électricité  et  les  prestations  de
       gestion/maintenance multi-technique, il n’y aurait aucune modification de la structure de la concurrence sur  les  marchés  concernés  dès
       lors que plusieurs opérateurs pourront continuer à répondre aux appels d’offres.

  405. Dans les sections ci-dessous, la Commission analysera si la contrainte posée par les concurrents sera suffisante pour que  la  concurrence
       ne se détériore pas à la suite de l'Opération. Ainsi, la Commission analysera dans la Section 6.4.2.3.1.2 la capacité des  concurrents  de
       proposer des offres groupées, dans la Section 6.4.2.3.1.3 la présence de concurrents  sur  le  marché  de  la  gestion/maintenance  multi-
       technique et sur les marchés connexes, ainsi que dans la Section 6.4.2.3.1.4 les barrières à l'entrée et au développement.

       2 La capacité des concurrents de proposer des offres groupées

  406. Lors de l'enquête de marché de la Commission, certains concurrents ont craint que même s'il était indispensable pour  les  concurrents  de
       l'entité fusionnée d'être en mesure de proposer des offres groupées, cela leur serait inaccessible  dans  les  conditions  de  concurrence
       résultant  de  l'Opération.[262]  Une  minorité  des  concurrents  ont  identifié  le  risque  d'éviction  comme  conséquence  pour   leur
       entreprise/groupe s'ils ne pouvaient pas proposer de telles offres groupées après l'Opération.[263]

  407. La Commission note que le mécanisme de l'ARENH, la méthode de  construction  par  EDF  de  ses  offres  de  marché  par  mimétisme  et  la
       contestabilité des TRV, y inclus des TRV bleus (voir Section 6.2), pourraient permettre aux entreprises concurrentes sur le marché  de  la
       fourniture d'électricité de répliquer les offres groupées potentielles proposées par l'entité fusionnée.

  408. Comme expliqué dans la Section 6.2.4, l'atteinte éventuelle du plafond ARENH en 2018-2019 n’aurait pas pour  effet  le  plus  probable  de
       limiter significativement la capacité des concurrents de l’entité fusionnée sur les marchés avals ou connexes au marché de  la  fourniture
       d'électricité d'acheter de l'électricité auprès de fournisseurs alternatifs dans des volumes suffisants et à un coût compétitif. De  plus,
       en cas d'atteinte du plafond ARENH, les parts de marché d'EDF sur les marchés de la fourniture d'électricité seraient plus basses que  ses
       parts de marché actuelles, puisqu'une demande accrue de volumes ARENH traduirait une augmentation des volumes fournis par les fournisseurs
       alternatifs et donc, sur un marché en faible croissance, une augmentation des parts de marché de ces derniers.

  409. Les entreprises concurrentes d’EDF pourraient dès lors s'associer avec des entreprises concurrentes de Dalkia sur le marché  des  services
       de gestion/maintenance multi-technique pour répliquer les offres combinées de l'entité fusionnée  et  contrecarrer  ainsi  une  éventuelle
       stratégie de ventes groupées mixtes.[264]

  410. De plus, d'autres fournisseurs de services de gestion/maintenance multi-technique ont indiqué qu'ils seraient en mesure  de  proposer  des
       offres combinant services de gestion/maintenance multi-technique et fourniture d'électricité au détail à la fois aux clients privés et aux
       clients publics.[265]

  411. Par exemple, GDF-Suez est un opérateur significatif sur le marché  de  la  gestion/maintenance  multi-technique  et  l’un  des  principaux
       fournisseurs alternatifs d'électricité au détail. GDF-Suez développe déjà des offres combinées services  et  énergie.[266]  De  plus,  des
       clients estiment  que  GDF/Cofely  serait  capable  de  proposer  des  offres  groupées  concurrentes,  si  ce  type  d'offres  devait  se
       généraliser.[267]

  412. Bouygues indique  aussi  qu'il  développerait  une  offre  groupée  en  fonction  de  l’émergence  de  demandes  d’offres  groupées  après
       l’Opération[268]. De plus, Bouygues explique qu'ils vont s'adapter pour faire des offres groupées électricité et gestion/maintenance multi-
       technique si ce type de proposition est réclamé par les  clients.  Bouygues  y  réfléchit  depuis  plusieurs  années,  sous  la  forme  de
       partenariats Toutefois Bouygues note qu'il n'y a pas de demande matérielle des clients en la matière.[269]

  413. Direct Energie identifie aussi des services associés à l'efficacité énergétique tels que  l'aide  à  la  rénovation,  l'accompagnement  du
       client pour rationaliser sa consommation ou l'installation de matériel pour aider à gérer sa consommation (comportemental). Direct Energie
       note que ces projets sont en général développés en partenariat avec d'autres entreprises.[270]

3 La présence des concurrents forts sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique et sur les marchés connexes

  414. Le marché de la gestion/maintenance  multi-technique  est  un  marché  avec  un  grand  nombre  de  fournisseurs  de  services  de  taille
       différente[271] et plusieurs concurrents significatifs qui concurrenceront l'entité fusionnée sur ce marché. Cofely, filiale de GDF  Suez,
       est l'un des plus importants acteurs sur ce marché ; Vinci Energies, Idex, Bouygues Energies & Services, Spie ou encore Schneider Electric
       sont bien placés sur les services en cause[272].

  415. De plus, l'entité fusionnée continuera à subir la concurrence d'acteurs puissants verticalement intégrés à des marchés connexes et adossés
       à de grands groupes  comme GDF Suez, Vinci, Bouygues ou Eiffage.[273] Ces concurrents sont aussi actifs sur les marchés connexes comme  le
       secteur du bâtiment /travaux publics ou le marché du gaz, et pourraient être à même de proposer d'autres types  d'offres  groupées  mixtes
       incluant ces services et les services de gestion/maintenance multi-technique. Ceci pourrait aussi contrecarrer une éventuelle stratégie de
       vente groupée de l'entité fusionnée.[274]

  416. Finalement, ces filiales de grands groupes bénéficient de la notoriété de leur maison-mère, d'une main d'œuvre qualifiée (présentant aussi
       des compétences sur des secteurs connexes aux  services  de  gestion/maintenance  multi-technique),  d'une  connaissance  des  marchés  et
       acheteurs publics, de facilités de financement et de la capacité de mutualiser les risques de manière comparable à l'entité fusionnée.

4  Les barrières à l'entrée et à l'expansion

  417. La majorité des concurrents ayant répondu à l'enquête du marché considère qu'il existe des barrières pour entrer ou se développer  sur  le
       marché français de la gestion/maintenance multi-technique.[275] Les concurrents expliquent que les principales barrières à l'entrée seront
       l'implantation territoriale dense, la notoriété des gros acteurs, les avantages induits par  l'image  de  service  public,  les  économies
       d'échelle ou l'accès aux informations sur la consommation d'électricité des clients.

  418. La Commission note que les barrières identifiées ne sont pas de nature à empêcher de manière significative l'entrée ou l'expansion sur  le
       marché de la gestion/maintenance multi-technique. Il existe aujourd'hui de nombreux concurrents sur le marché  de  la  gestion/maintenance
       multi-technique provenant d'horizons différents – BTP, équipementiers ou énergéticiens. Par exemple, Eiffage Energie,  est  entré  sur  le
       marché de la gestion/maintenance multi-technique en 2010[276] et Vinci a augmenté sa présence en réalisant des acquisitions pour  enrichir
       ses compétences et densifier son maillage territorial.[277]

  419. S’il semble utile  de  disposer  d'une  taille  critique  localement,  une  implantation  sur  l'ensemble  du  territoire  n’apparaît  pas
       indispensable, et pourrait être développée de manière progressive.  Les  clients  ont  mentionné  qu'ils  ont  un  panel  de  fournisseurs
       différents à disposition qui inclut à la fois des fournisseurs locaux spécialisés[278] et les acteurs qui sont présents dans l'ensemble du
       territoire.

  420. De plus, en ce qui concerne les avantages induits par l'image de service public et la notoriété, les Parties ont indiqué  qu'en  vertu  de
       l’article 12.1 de l’Accord Cadre signé entre EDF, Veolia Environnement et Dalkia Holding le 25 mars 2014, la marque Dalkia, à l’instar  de
       l’ensemble des droits de propriété intellectuelle détenus par Dalkia France, demeure la propriété de Dalkia France. […].

  421.  L'Opération ne créera probablement pas une nouvelle barrière à l'entrée liée à l'avantage, supposé ou réel, donné  par  l'image  d'ancien
       monopole public.

  422. Certains concurrents[279] craignent aussi que l’Opération conduise à l'émergence d'une  nouvelle  barrière  à  l’entrée  portant  sur  les
       conditions de la fourniture d’électricité. D'après eux, l’intégration de Dalkia dans le groupe EDF permettra à la première  de  bénéficier
       des prix  de  fourniture  d’électricité  très  avantageux  ou  d’en  faire  bénéficier  leurs  clients  dans  le  cadre  d’offres  jointes
       services/électricité. Il serait ainsi d’autant plus difficile pour les concurrents actuels et potentiels de l'entité fusionnée d’entrer ou
       de se développer sur le marché des services de gestion/maintenance multi-technique. Comme  démontré  dans  la  Section  6.4.2.2,  l'entité
       fusionnée n'aurait pas d'incitation à pratiquer une stratégie de  vente  groupée  mixte  par  une  distorsion  significative  du  prix  de
       l'électricité vendue séparément.

  423. De plus, la Commission  considère  que  les  économies  d'échelle  ne  constituent  pas  une  barrière  à  l'entrée  car  les  marchés  de
       gestion/maintenance multi-technique sont dispersés géographiquement et le coût de la main d'œuvre est le coût principal.

  424. Finalement, la problématique de l'accès à l'information est traitée dans la Section 6.4.5.

2 Appétence des clients

1 L'électricité et les services sont aujourd'hui achetés séparément

  425. Les Parties expliquent que la fourniture d’électricité et les services de gestion/maintenance multi-technique  sont  distincts  et  vendus
       indépendamment l’un de l’autre et qu'il n’existe pas de lien contractuel entre les deux prestations, à l’exception de quelques cas isolés.
       En effet, les clients finals s’approvisionnent directement en électricité pour  leurs  besoins,  indépendamment  de  leur  prestataire  de
       services de gestion/maintenance multi-technique et il est aujourd’hui très rare de les voir solliciter une offre regroupant la  fourniture
       d’électricité avec des prestations de gestion/maintenance multi-technique.

  426. S’agissant du chiffre d'affaires réalisé par Dalkia dans le cadre d'offres groupées  associant  services  de  gestion  multi-technique  et
       fourniture d'électricité, de tels contrats sont aujourd’hui tant pour les clients industriels que pour les  acheteurs  publics  uniquement
       conclus pour répondre à un besoin spécifique identifié par le client. Ceux-ci représentent une activité extrêmement marginale pour  Dalkia
       (moins de […] % de son chiffre d’affaires et moins de […]% de son portefeuille de contrats). Concernant la fourniture  d'électricité  dans
       les cadre des contrats de gestion/maintenance multi-technique, les Parties expliquent que deux cas de figure peuvent  se  présenter:  soit
       (i) le client souhaite conserver le bénéfice des TRV « vert », « jaune » et « bleu » en fonction de la puissance de raccordement des sites
       concernés, auquel cas Dalkia intervient seulement dans le cadre de mandats de gestion au nom et pour le compte du client, lequel  conserve
       sa relation contractuelle directe avec son fournisseur aux TRV (EDF ou les ELD), soit (ii) le client souhaite opter pour une fourniture en
       offre de marché, auquel cas Dalkia procède à des appels d’offres en vue de fournir le client en électricité.

  427. En ce qui concerne EOS, la principale filiale d’EDF active dans ce secteur en France, […] de ses contrats  de  gestion/maintenance  multi-
       technique […] intègre la fourniture d’électricité.[280]

  428. De plus, les Parties estiment que ce pourcentage infime des offres groupées pour Dalkia est similaire s’agissant de ses concurrents.  Lors
       de l'enquête du marché, les concurrents des Parties ont confirmé qu’ils n’avaient conclu qu'un  nombre  limité  des  offres  groupant  les
       services de gestion/maintenance multi-technique et l'électricité.[281]

  429. Une large majorité des clients ont indiqué qu'ils n'ont pas demandé et que leurs fournisseurs ne leur ont pas proposé des offres  groupant
       services de gestion/maintenance multi-technique et  fourniture  d'électricité  au  cours  des  trois  dernières  années.[282]  De  manière
       spécifique, les grands clients industriels ont indiqué qu'ils effectuent leurs achats d'électricité  de  manière  séparée  et  différente;
       tandis  qu'ils  achètent  l'électricité  de  manière  centralisée  pour  l'ensemble  de  leurs  besoins,  leurs  achats  de  services   de
       gestion/maintenance multi-technique se fait en règle générale au site par site[283].

2 Faible appétence pour les offres groupées

       Position des Parties

  430. Les Parties notent que les  offres  groupées  qui  seraient  susceptibles  d’être  proposées  par  l'entité  fusionnée  ne  concerneraient
       potentiellement qu’une fraction limitée de la clientèle et qu'il convient de distinguer les grands clients industriels des petits  clients
       industriels et commerciaux et les acheteurs publics.

  431. Concernant les grands clients industriels, d'après les Parties, les grands clients industriels disposent en  pratique  des  ressources  et
       compétences internes pour optimiser eux-mêmes leurs approvisionnements en gaz et électricité, d’une part, et la gestion de  leurs  fluides
       industriels, d’autre part ; ils ne voient donc généralement pas de valeur ajoutée à confier cette gestion  à  un  tiers  unique  moyennant
       rémunération.

  432. Concernant les petits clients industriels et commerciaux, ils positionnent  la  contribution  de  Dalkia  sur  l’optimisation  des  usages
       thermiques, à travers d’abord la gestion des installations de production et de distribution de chaleur. Les clients considèrent en général
       que les usages purement électriques représentent moins de potentiel d’optimisation et en tout cas ne nécessitent pas de faire appel  à  un
       opérateur extérieur. Les Parties expliquent que seuls les grands clients tertiaires commencent à envisager l’intégration de l’ensemble des
       énergies (dont l’électricité) dans des contrats de type CPE, mais que cette évolution est très lente.

  433. Concernant les personnes publiques, elles seront plus intéressées par une offre leur garantissant un maximum de sécurité tout en limitant,
       autant que possible, les démarches. Toutefois, elles sont soumises au respect des règles de la commande publique.

       Analyse de la Commission

  434. Une large majorité de clients (notamment les clients industriels[284], mais aussi d’autres  clients[285]  [286])  ont  montré  une  faible
       appétence pour les offres groupées lors de l'enquête de marché de la Commission. Ces clients préfèrent acheter  l’électricité  de  manière
       séparée pour des raisons d’efficience du processus d’achat. Ainsi, les conditions de marché ne devraient pas  être  modifiées  de  manière
       significative par rapport aux conditions actuelles. L'enquête de marché a aussi montré que les clients ne voient qu'un intérêt limité  aux
       offres groupées mixtes d'ici 3 à 5 ans.[287]

  435. De plus, pour les clients qui disposent d’ores et déjà d’acheteurs spécialisés pour  chaque  type  de  produits  ou  de  services  et  qui
       procèdent donc à ces achats de façon séparée, il semble improbable qu'ils changeront leur comportement suite a l'Opération.

  436. En ce qui concerne les CPE, qui pourraient selon certains répondants à l'enquête de marché être une source d'offres groupées, il  convient
       de noter que la MAPPP publie un suivi de l’ensemble des projets de contrat de partenariat qui  lui  sont  soumis.  Ce  suivi  indique  une
       réduction importante du nombre de ces contrats; notamment le nombre de nouveaux projets de contrats de partenariat initialisés chaque mois
       (en valeur glissante) connait une baisse importante depuis le milieu de l'année 2011, pour s'établir à moins de  2  nouveaux  projets  par
       mois sur le début de l'année 2014. Il est vraisemblable que le nombre de CPE y relatifs suivent une pente similaire.[288]

  437. Il convient  d'ailleurs  de  noter  ici  que  des  contrats  associant  services  de  gestion/maintenance  multi-technique  et  fourniture
       d'électricité, par exemple via des contrats CPE (ou de  type  CPE)[289]  ou  des  contrats  d'intéressement  paraissent  inclure  le  plus
       fréquemment la fourniture d'électricité mais sans que le prix du kWh acheté par le client ne soit inclus dans les contrats en cause; seule
       la quantité d'électricité consommée fait l'objet d'un engagement.[290]

  438. De surcroît, le principe de l'allotissement pourrait aussi contraindre la possibilité pour les acheteurs  publics  à  choisir  des  offres
       groupées.

  439. En outre, la possible contradiction entre la fourniture d'électricité et  certaines  activités  de  services  énergétiques  (par  exemple,
       service d'optimisation de la consommation d'énergie pour réduire les coûts liées la consommation d'énergie) par un  même  groupe  pourrait
       aussi réduire l'appétence des clients pour ce type d'offre groupée.

  440. Finalement, les clients sont aussi peu susceptibles de demander des offres groupées mixtes avec les TRV considérant qu'EDF est la seule  à
       proposer les TRV et qu'un appel d'offres pour une telle offre groupée mixte ne donnerait lieu à  mise  en  concurrence  ni  sur  le  volet
       services de gestion/maintenance multi-technique ni sur le volet électricité.

  441. La proportion de vente de services de gestion/maintenance multi-technique susceptible d'être captée par l'entité  fusionnée  suite  à  une
       offre groupée mixte apparait donc faible.

  442. Dès lors, il semble peu  vraisemblable  que  l'entité  fusionnée  soit  en  mesure  de  capter  suffisamment  de  ventes  de  services  de
       gestion/maintenance multi-technique pour compenser le risque de perte sur la fourniture d'électricité.

3 Conclusion sur l'impact global

  443. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que, vue la contrainte posée  par  les  concurrents  et  la  faible  appétence
       présente et future des clients pour des offres groupées mixtes, l'Opération ne  semble  pas  susceptible  de  conduire  à  l'éviction  des
       principaux concurrents de l'entité fusionnée à moyen terme et qu'elle n'aura donc pas un impact négatif sur les prix et le choix.[291]

4 Conclusion générale

  444. Au regard  des  éléments  qui  précèdent,  la  Commission  conclut  qu'il  est  peu  vraisemblable  que  l'aspect  congloméral  fourniture
       d'électricité/services de gestion/maintenance multi-technique produise des effets anti-concurrentiels pour les raisons suivantes:  (i)  la
       capacité de l'entité fusionnée à proposer des offres groupées mixtes apparait limitée, (ii) il n'est pas possible de conclure que l'entité
       fusionnée disposerait des incitations suffisantes pour mettre en place une stratégie de vente groupée mixte, et (iii) l'impact global  sur
       le prix et le choix serait limité, notamment car l'éviction de concurrents parait peu vraisemblable dans un horizon de 3 à 5 ans.

3 Aspects verticaux - Fourniture d'électricité / Gestion-maintenance multi-technique

  445. La Commission considère qu'il n'existe pas des liens verticaux actuels ou potentiels entre les marchés de la fourniture  d’électricité  et
       ceux de services de gestion/maintenance multi-technique. Les prestataires de services de  gestion/maintenance  multi-technique  n'ont  pas
       besoin de se fournir en électricité pour pouvoir fournir leurs services de gestion/maintenance multi-technique.

  446. En tout cas, l'Opération n'est pas susceptible de mener à un verrouillage des intrants au détriment  des  concurrents  de  Dalkia  sur  le
       marché de la gestion/maintenance multi-technique concernant l'accès à l'électricité étant donné le cadre règlementaire et  en  particulier
       le régime de l'ARENH.

  447. Les risques de verrouillage de l’accès à la clientèle peuvent également être écartés au regard de  la  faible  part  représentée  par  les
       services de gestion/maintenance multi-technique dans la demande totale sur les marchés de la fourniture d'électricité aux  grands  clients
       industriels et petits clients industriels et commerciaux.

  448. Tout d'abord, la consommation de Dalkia en électricité ne représente qu’une partie infime des ventes d’électricité  d’EDF  en  volume  aux
       grands clients industriels, à savoir […] GWh. Cela représente moins de […] % du volume total d’électricité consommé par les grands clients
       industriels en France en 2013. Ainsi, Dalkia ne peut pas être considérée comme un acteur suffisamment important sur ce  marché.  De  plus,
       Dalkia s'approvisionne déjà à […]% en électricité auprès d'EDF.

  449. Même dans l'hypothèse (peu vraisemblable) où des offres groupées devraient se développer,  les  clients  seront  intéressés  à  avoir  une
       influence sur le choix du fournisseur d'électricité aux meilleurs conditions. De plus, étant donné la faible appétence des clients  et  en
       particulier des grands clients industriels pour les offres groupées, les fournisseurs d’électricité continueraient  donc  de  disposer  de
       nombreux débouchés.

  450. Il existe en outre de nombreux concurrents crédibles sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique, tels que  Bouygues  Energies
       et Services, Vinci Facilities, Cofely Services (GDF Suez), SPIE ou encore Eiffage Energie, qui peuvent être approvisionnés en  électricité
       par les concurrents d’EDF.

  451. Si les objectifs d’économies intègrent en l’espèce la  consommation  électrique  pour  les  usages  thermiques,  la  prise  en  charge  de
       l’approvisionnement en tant que tel constitue un élément marginal dans la valeur ajoutée du contrat.  En  effet,  une  large  majorité  de
       clients affirment que la part de l'électricité pour fournir des services de gestion/maintenance est négligeable.[292]

  452. De plus, pour Dalkia (y compris Citelum), le poste achats d’électricité représente moins de […]% du coût total des services.[293]

  453. Au vu de ce qui précède, l'Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur du fait des liens
       verticaux entre les marches de la fourniture d'électricité et le marché de la gestion/maintenance multi-technique.

4 Aspects non-horizontaux - Fourniture de gaz /Gestion/maintenance multi-technique

  454. Le gaz constitue un intrant dans certains types de services  de  gestion/maintenance  multi-technique,  en  particulier  les  services  de
       production de chauffage et de gestion des installations de chauffage.

  455. Les risques de verrouillage par les intrants peuvent cependant être écartés au regard de la faible  part  de  marché  d'EDF[294]  sur  les
       marchés de la fourniture de gaz aux grands clients industriels (inférieure à 5%, quelle que soit la définition de marché retenue)[295]  et
       petits clients industriels et commerciaux (inférieure à 10% quelle que soit quelle que soit la définition de marché retenue.[296]

  456. Les risques de verrouillage de l’accès à la clientèle peuvent également être écartés au regard de  la  faible  part  représentée  par  les
       services de gestion/maintenance multi-technique dans la demande totale sur les  marchés  de  la  fourniture  de  gaz  aux  grands  clients
       industriels et petits clients industriels et commerciaux.

  457. Enfin, les risques congloméraux peuvent aussi être écartés au regard de la faible part de marchés de l’entité fusionnée sur les marchés de
       la fourniture de gaz et de la gestion/maintenance multi-technique.

  458. Au vu de ce qui précède, l'Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité  avec  le  marché  intérieur  du  fait  de
       l'existence de liens verticaux ou congloméraux entre les marchés de la fourniture de gaz aux grands clients industriels et petits  clients
       industriels et commerciaux et le marché de la gestion/maintenance multi-technique.

5 Autres effets non-horizontaux – Accès à l'information

  459. D'après les Lignes directrices non-horizontales, "l'entité issue de la concentration  peut,  par  intégration  verticale,  accéder  à  des
       informations commercialement sensibles concernant les activités situées en amont et en aval des concurrents".[297]

  460. De manière plus générale, la Commission examine si les informations dont l'entité fusionnée disposera seraient de nature à lui procurer un
       avantage significatif sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique,  lui  permettant  de  "désavantager  ses  concurrents,  les
       dissuadant ainsi d'entrer ou de se développer sur le marché".

1 Informations sur les consommations d'électricité des clients

  461. Concernant les informations nécessaires ou utiles lors de la préparation d'une offre de services par Dalkia, les Parties  précisent  qu'il
       s'agit essentiellement des principales caractéristiques du contrat d'électricité souscrit (puissance souscrite et profil  de  consommation
       historique), ainsi que des usages de l'électricité dans le cas de services d'optimisation de la consommation d'énergie.

  462. Selon les Parties, ces différentes informations sont systématiquement transmises dans le cahier des charges transmis  par  le  client  qui
       dispose de ces dernières.[298]

  463. Les Parties notent qu'EDF fournit systématiquement à l'ensemble de ses clients une fois  par  an,  un  feuillet  de  gestion  récapitulant
       l'ensemble des informations relatives à leur contrat de fourniture, feuillet qu’ils peuvent parfaitement transmettre à tout  opérateur  de
       leur choix dont ils souhaiteraient obtenir une offre. Au-delà de cet envoi  systématique,  EDF,  à  la  demande  du  client,  lui  adresse
       gratuitement un feuillet de gestion actualisé. Cet envoi a lieu dans un délai d’une dizaine de jours suivant  la  demande  du  client.  En
       outre, pour les clients télé relevés et à la demande du client, EDF lui adresse gratuitement sa courbe de charge. Cette courbe  de  charge
       serait adressée dans un délai d’une quinzaine de jours suivants la demande du client.

  464. Les Parties expliquent aussi qu'EDF ne dispose pas pour la très grande majorité de ses clients, d'informations concernant  les  usages  de
       l'électricité.[299] De plus, EDF note que même si tel était le cas,  les  informations  qu'elle  détient  pouvant  être  pertinentes  pour
       l’élaboration d’offres de services par Dalkia sont moins détaillées que les informations fournies par  le  client  dans  le  cadre  de  sa
       consultation.

  465. Les informations sur la courbe de charge sont collectées par les gestionnaires de réseaux et pour le réseau de distribution c'est ERDF qui
       transmet ses informations aux fournisseurs d'électricité pour permettre de facturer les clients. Les Parties expliquent  qu'ERDF  applique
       les mêmes règles pour EDF et les autres fournisseurs, règles qui sont fixées dans les contrats d'accès au réseau validés par la CRE et que
       l’ensemble des fournisseurs ont signé. ERDF, en tant que gestionnaire des équipements de comptage, est en charge légalement du comptage de
       l’électricité consommée.

  466. Les Parties notent que les prix des prestations sur devis ou réalisées dans un contexte concurrentiel sont construits sur la base de coûts
       standards de main d’œuvre, en fonction de la qualification des intervenants et de prix figurant  dans  des  canevas  techniques  pour  les
       opérations standards ou de couts réels. Par exemple, les prix d’obtention des relevés spéciaux, qui consistent à effectuer  un  relevé  en
       dehors du relevé cyclique, sont compris entre 30,42 euros toutes taxes comprises et 112,03 euros toutes taxes comprises.[300]  Les  délais
       moyens de réalisation, quant à eux, sont compris entre 5 jours ouvrés (service express) et 10 jours ouvrés d'après les Parties.

  467. Dans le catalogue des prestations ERDF du 1er janvier 2014, trois catégories de prestations sont décrites: (i) les  prestations  réalisées
       sous le monopole de gestionnaire de réseau public d’ERDF ; (ii) les prestations réalisées dans un contexte concurrentiel;  et  (iii)   les
       prestations relevant du barème de la facturation des opérations de raccordement des  utilisateurs  aux  réseaux  publics  de  distribution
       d’électricité concédés à ERDF.

  468. La périodicité du relevé et la nature des informations de comptage dépendent de la puissance souscrite par le  client.  Pour  les  clients
       avec une puissance basse tension (inférieure à 36 kVA), ERDF envoie les données cycliques issues de relevés ou estimées une fois tous  les
       2 mois tandis que pour les clients avec une puissance supérieure à 36 kVA, elle les envoie une fois par mois. Pour les  clients  avec  une
       puissance supérieure à 250 kVA télé-relevés, une  prestation  supplémentaire  est  proposée  pour  bénéficier  d'un  envoi  de  courbe  de
       charge.[301]

  469. Concernant les couts pour l'accès aux informations, la Commission note que ceux-ci ne sont pas insurmontables et en tout cas un changement
       est prévu pour août 2014 quand les demandes de courbe de charge ou  d’historique  d’index  seront  alors  gratuites.[302]  Concernant  les
       délais, la CRE précise que le délai standard est de 10 jours.[303] En tout état de cause, pour les cas dans lesquels les informations sont
       demandées par les clients lors de la préparation des cahiers de charges, la Commission considère que la question du délai ne se  pose  pas
       avec acuité.

  470. Vu le cadre règlementaire, ERDF est tenu de ne pas adopter un comportement discriminatoire. Conformément à l'article L. 111-61 du Code  de
       l’énergie, ERDF a élaboré un code de bonne conduite qui reprend les principes et engagements pris par ERDF pour  prévenir  toute  pratique
       discriminatoire et en particulier l'égalité de traitement, l'objectivité, la transparence, la protection des informations  commercialement
       sensibles, l'autonomie de gestion et la distinction d’image.

  471. ERDF rédige chaque année un rapport sur la mise en œuvre du code de bonne conduite. Le rapport du 2013[304] rappelle  que  "La  protection
       des données constitue une obligation fondamentale pour le gestionnaire de réseau de distribution d’électricité".

  472. ERDF a engagé une démarche permettant un partage sécurisé d’informations qu’elle détient au titre de ses missions avec différentes parties
       prenantes. Compte-tenu des obligations légales et réglementaires imposées au gestionnaire de réseau, toute mise à disposition  de  données
       ne pourra être réalisée que dans  un  strict  cadre  contractuel  garantissant  la  confidentialité  et  la  non-divulgation  des  données
       communiquées, au-delà d’un usage déterminé.

  473. Les concurrents considèrent qu'ils ont besoin des informations relatives à  la  consommation  d'électricité  d'un  client  potentiel  pour
       pouvoir proposer une offre de services de gestion/maintenance multi-technique. Ils identifient comme principales informations la courbe de
       charge détaillée, la consommation historique ou les prévisions de consommation.[305] Certains concurrents notent que ces  informations  ne
       sont nécessaires que pour des contrats avec engagement de résultat en termes de baisse de la consommation énergétique ou pour des contrats
       de performance énergétique.[306]

  474. La majorité des concurrents considère que cette information n'est généralement pas mise à disposition de l'ensemble  des  fournisseurs  de
       services potentiels par le client lors de la passation de l'appel d'offres de  services  de  gestion/maintenance  multi-technique,  et  la
       majorité des concurrents considère également que lorsque cette information n'est pas mise à disposition par le client, ils ne peuvent  pas
       se la procurer d'une autre manière.[307] Des clients ayant répondu à l'enquête de marché indiquent  qu'ils  communiquent  en  général  les
       informations concernant le détail de leur consommation et la puissance de  leurs  installations  aux  fournisseurs  de  services.[308]  En
       revanche, d'autres clients ont répondu  qu'ils  ne  transmettent  aucune  information  relative  à  leur  consommation  d'électricité  aux
       fournisseurs de services de gestion/maintenance multi-technique mais ont expliqué que de telles informations ne sont pas nécessaires.[309]
       La majorité des concurrents indique que lorsqu'ils fournissent des services de gestion/maintenance multi-techniques, ils ne détiennent pas
       d'informations sur la consommation d'électricité passée et/ou future des clients.[310] Cela indique que de telles informations ne sont pas
       essentielles pour fournir des services de gestion/maintenance multi-technique.

  475. D'autre part, concernant la possibilité pour les clients de disposer des informations sur leur consommation historique, la Commission note
       que le client a la possibilité de les demander au gestionnaire de réseau de distribution.

  476. Concernant les compteurs intelligents Linky, la Commission note que leur installation et exploitation sera assurée de manière indépendante
       des fournisseurs d’électricité par les gestionnaires de réseau de distribution (ERDF et les ELD dans leurs  zones  de  desserte)  dans  le
       cadre de leur mission de service public de distribution de l’électricité. Les informations obtenues via ces compteurs intelligents  seront
       donc transmises aux fournisseurs dans les conditions et dans le cadre du code de bonne conduite (évoqués plus  haut)  encadrant,  sous  le
       contrôle de la CRE, l'échange d'informations entre gestionnaires de réseaux et fournisseurs.

  477. La Commission considère ainsi que les clients ont accès aux informations pertinentes concernant leur consommation  d'électricité,  et  ont
       donc la possibilité de les mettre à disposition des soumissionnaires lors d'appels d'offres de services.

  478. Les clients peuvent donc transmettre ces informations à tout opérateur avec lequel ils souhaiteraient  contractualiser,  et  ils  le  font
       effectivement, sous la forme des cahiers des charges de consultation.

  479. Dès lors, la Commission conclut que les aspects liés aux informations sur la consommation d'électricité  des  clients  ne  produiront  pas
       d’effets anti-concurrentiels significatifs sur les marchés de la gestion/maintenance multi-technique, notamment pour les raisons suivantes
       : (i) le gestionnaire de réseau de distribution a une obligation légale de fournir sur simple demande aux  clients  les  informations  sur
       leur consommation d'électricité et (ii) le client a accès ou peut procurer lui-même ces informations.

2 Autres échanges d'information

  480. La Commission a analysé si, après l'Opération, les Parties pourront échanger entre elles des informations sensibles de nature à fausser le
       jeu de la concurrence, notamment si Dalkia pourra fournir à EDF des  informations  sensibles  sur  ses  concurrents  (prix  et  conditions
       commerciales) et, réciproquement, si EDF pourra lui  fournir  des  informations  sur  les  prix  et  volumes  d’approvisionnement  de  ses
       concurrents.

  481. La Commission considère que de tels échanges ne sont pas probables et en tout cas qu'ils ne fausseraient pas le jeu de la concurrence.  En
       effet, de telles informations ne semblent être nécessaires a priori que dans le cadre  d'offres  groupées  mixtes;  or  de  telles  offres
       n'apparaissent pas susceptibles de se développer de manière significative après l'Opération.

  482. Concernant une éventuelle communication d'informations par EDF à Dalkia sur les opportunités, les sites  de  clients  identifiés  dans  le
       cadre de son activité de fourniture d'électricité, de telles informations n'auraient très probablement pas d'impact matériel sur le marché
       de la gestion/maintenance multi-technique, vu que les clients procèdent à des appels d'offres ou des mises  en  concurrence  pour  choisir
       leurs fournisseurs de services, mettant ainsi en concurrence les différents prestataires  de  services,  en  vue  d’obtenir  la  meilleure
       qualité et le meilleur prix. De plus, il ressort que, souvent, les  interlocuteurs  (acheteurs  d'électricité  et  acheteurs  de  services
       énergétiques) chez le client ne seront pas les mêmes; un avantage lié à un échange d'information initial ne serait pas significatif.

  483. Finalement, d'autres acteurs sur les  marchés  disposent  aussi  des  informations  qui  sont  susceptibles  d'être  utiles  pour  pouvoir
       concurrencer l'entité fusionnée. En particulier GDF Suez, en tant que fournisseur principal de gaz en France, dispose des informations sur
       la consommation  et  les  achats  de  gaz  de  ses  clients.  Cela  pourra  constituer  un  avantage  concurrentiel  dans  les  offres  de
       gestion/maintenance multi-technique et en particulier pour les offres avec engagement de performance. Comme le  métier  de  Dalkia  repose
       principalement sur l’optimisation thermique à partir de chaudières de chauffage, et les énergies primaires  utilisées  sont  le  gaz,  les
       énergies renouvelables, le mazout et le charbon (le chauffage à partir de l’électricité ne fait pas partie des prestations  d’optimisation
       proposées par Dalkia), de telles informations sur la consommation du gaz s'avéreraient utiles.

6 Conclusion

  484. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif  sur  la  concurrence  sur  le
       marché français de la gestion/maintenance multi-technique. L'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec
       le marché intérieur sur ce marché.

5 Marchés français de la gestion déléguée de réseaux de chaleur/de froid

1 Aspects horizontaux : marché français de la gestion déléguée de réseaux de chaleur

  485. Les Parties sont simultanément actives sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur.[311]

  486. Ainsi, en 2012, Dalkia gérait 207 réseaux de chaleur et 3 réseaux de froid en France, générant un chiffre d'affaires combiné d'environ EUR
       […] millions, soit environ […]% du chiffre d'affaires total de Dalkia. En outre, la gestion déléguée des réseaux de chaleur représente  la
       […] du chiffre d'affaires de Dalkia généré dans ce secteur. De son côté, EDF offre des services de gestion déléguée de réseaux de  chaleur
       via ses filiales Tiru et Ecotral qui géraient respectivement un réseau de chaleur chacune en 2012.[312]

1 Position des Parties

  487. A titre principal, les Parties estiment que l'Opération n'est pas susceptible d'entraîner un problème  de  concurrence  en  raison  de  la
       présence extrêmement marginale d'EDF sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur. Elles estiment au  surplus  que  l'entité
       fusionnée sera soumise à la pression concurrentielle d'autres opérateurs significatifs.

2 Analyse de la Commission

  488. La Commission note que Dalkia détenait une part de marché d’environ [50-60] % en nombre de réseaux et d'environ  [30-40] %  en  volume  de
       chaleur vendue en 2012 sur le marché de la gestion déléguée des réseaux de chaleur en France.[313] De leur côté, l’ensemble des réseaux de
       chaleur gérés par EDF représentait ainsi au titre de l’année 2012 une part de marché [0-5] %.[314] L'incrément de parts de marché  suscité
       par l'Opération sera donc marginal.

  489. Par ailleurs, suite à l'Opération, les Parties  continueront  à  être  soumis  à  la  concurrence  d'autres  opérateurs  significatifs  en
       particulier Cofély Ineo, filiale de GDF-Suez (part de marché: [40-50]% en volume de chaleur vendue et au maximum  [20-30]%  en  nombre  de
       réseaux). D'autres acteurs sont aussi présents sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur tels qu'Idex (part de  marché  :
       [5-10]% en volume de chaleur vendue et au maximum [5-10]% en nombre de réseaux) et Coriance (part de marché : [0-5]% en volume de  chaleur
       vendue et au maximum [5-10]% en nombre de réseaux).[315]

  490. En outre, la majorité des clients considère que l'intensité concurrentielle restera suffisante à l'issue de l'Opération sur le  marché  de
       la gestion déléguée de réseaux de chaleur pour empêcher des hausses significatives et non transitoires des prix.[316]

  491. Enfin, un concurrent actif sur le marché de la fourniture d'électricité a indiqué son intention d'entrer sur le marché d'ici à 2016.[317]

  492. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut  que  l'Opération  conduira  à  un  chevauchement  horizontal  limité  et  que
       l'Opération ne renforcera donc pas significativement le pouvoir de marché des Parties sur le marché de la gestion déléguée de  réseaux  de
       chaleur.

2 Aspects non-horizontaux

1 Fourniture d'électricité / Gestion déléguée de réseaux de chaleur

  493. L'électricité est un intrant possible pour la fourniture de services de gestion déléguée de réseaux de chaleur, l'électricité pouvant être
       utilisée comme énergie primaire pour la production de chaleur. Compte tenu de la  position  très  forte,  voire  dominante  (voir  Section
       6.3.5), d'EDF sur le marché de la fourniture d'électricité, il convient de s'interroger sur la possible  mise  en  œuvre  d'une  stratégie
       d'éviction des concurrents (i) de Dalkia sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur et (ii) d'EDF  sur  le  marché  de  la
       fourniture d'électricité.

1 Position des Parties

  494. Les Parties estiment que l'Opération n'est pas à même de soulever de problème de concurrence sur ce point compte tenu d'une part  du  lien
       extrêmement limité entre les réseaux de chaleur exploités par Dalkia et la fourniture d'électricité, dans la mesure où  ces  réseaux  sont
       principalement alimentés au gaz.

  495. En outre, les Parties expliquent que dans les quelques cas où l'électricité est  utilisée  comme  source  d'énergie  par  les  réseaux  de
       chaleur, c'est l'opérateur en charge de l'exploitation du réseau qui est le titulaire du contrat de fourniture d'électricité. Les  Parties
       avancent donc que c'est le gestionnaire  du  réseau  qui  contracte  directement  avec  le  fournisseur  d'électricité.  Les  fournisseurs
       alternatifs d'électricité pouvant fournir des offres très compétitives grâce au mécanisme de l'ARENH et Dalkia disposant  d'une  salle  de
       marché lui permettant d'obtenir les meilleures conditions tarifaires, Dalkia continuera  de  s'approvisionner  en  électricité  auprès  de
       l'opérateur proposant les meilleures conditions tarifaires, à la fin des TRV "jaune"ۘ et "vert".

  496. Enfin, Dalkia ne peut seule décider de changer de source primaire d'énergie pour le fonctionnement du réseau, elle doit  obtenir  l'accord
       du propriétaire de ce dernier. Compte tenu de l'accent mis sur les sources d'énergie  renouvelables  telles  que  la  cogénération  et  la
       biomasse, il est improbable que  Dalkia  obtienne  l'aval  du  propriétaire  pour  basculer  vers  un  fonctionnement  du  réseau  à  base
       d'électricité.

2 Analyse de la Commission

  497. Tout d'abord, la Commission note qu'il est indiqué au paragraphe 34 des lignes directrices  non-horizontales  que  «  le  verrouillage  du
       marché des intrants ne peut poser de problèmes de concurrence que s'il concerne un intrant important pour le produit situé en aval  ».  Or
       l'électricité est un intrant utilisé de manière très marginale. En effet, elle représente à peine 1 % de  l'alimentation  des  réseaux  de
       chaleur au niveau national[318] et seulement […] % de l’énergie primaire utilisée par les réseaux de chaleur de  Dalkia.[319]  Cette  part
       négligeable de l'électricité dans le fonctionnement des réseaux de chaleur a été confirmée par une majorité des acheteurs de  services  de
       gestion de ce type de réseaux ayant répondu à l'enquête de marché.[320]

  498. De la même manière, le paragraphe 61 des Lignes directrices non-horizontales précise que: « Pour que le verrouillage de la clientèle  soit
       jugé préoccupant, il faut que la concentration verticale concerne  une  société  qui  est  un  client  important  disposant  d'un  pouvoir
       substantiel sur le marché situé en aval [soulignement ajouté]». Or Dalkia achète environ […] GWh d'électricité au titre d'énergie primaire
       pour le fonctionnement de ses réseaux de chaleur, soit moins de […]% de l'électricité consommée par les grands clients industriels.[321]

  499. Certains opérateurs interrogés dans le cadre de l'enquête de marché ont souligné que pour l'heure GDF/Cofély est la seule entité à pouvoir
       répondre à des appels d'offres de grande ampleur. Suite à l'Opération, Dalkia, adossée à EDF, aura aussi l'envergure et les  capacités  de
       financement pour pouvoir assurer seule la gestion déléguée de réseaux de chaleur de taille importante.[322]

  500. Enfin, la large majorité des acheteurs de service de gestion déléguée de réseau de chaleur ayant répondu dans le  cadre  de  l'enquête  de
       marché n'envisagent pas que l'Opération se traduise par des effets négatifs sur les prix.[323]

  501. En conséquence, les Parties n'auront pas la capacité de verrouiller (i) l'accès aux clients sur  le  marché  de  la  gestion  déléguée  de
       réseaux de chaleur et (ii) l'accès aux intrants sur le marché de la fourniture d'électricité. Ceci étant démontré et en vertu  des  Lignes
       directrices non-horizontales, il n'est pas nécessaire d'examiner l'incitation ou l'impact global probable sur la concurrence effective.

  502. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence, en  termes
       d'effets non-horizontaux, sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur en relation avec la fourniture d'électricité.

2 Fourniture d'électricité / Gestion déléguée de réseaux de froid

  503. Dalkia opère trois réseaux de froid en France, ce qui représente environ […] % de son chiffre d'affaires au titre de l'année  2012.  A  ce
       jour, EDF n'exploite pas de réseau de froid.

  504. En France, les sources d’énergie primaires traditionnellement utilisées  par  les  réseaux  de  froid  sont  l’électricité  à  hauteur  de
       94 %,[324] les énergies renouvelables et de récupération à hauteur de 3 % et le gaz à hauteur de 3 %.[325]  Dalkia  utilise  exclusivement
       l’électricité comme source primaire d’énergie pour l'alimentation des réseaux de froid dont elle assure la gestion et ce pour un volume de
       […] GWh.

  505. Chacun des trois réseaux de froid exploités par Dalkia consomme plus de […] GWh d’électricité par an. A la connaissance de Dalkia, tel est
       le cas de la quasi-totalité des réseaux de froids existant en France.  Ces  réseaux  alimentent  le  plus  souvent  des  grands  ensembles
       tertiaires et commerciaux.[326] Les opérateurs de réseaux de froid sont donc des grands clients industriels  au  sens  de  la  distinction
       retenue dans la présente décision.

  506. Lorsque l’électricité est utilisée comme source d’énergie primaire pour les réseaux de froid, que ce soit  pour  la  gestion  déléguée  de
       réseaux de froid détenus par des entités publiques ou par des clients privés, les Parties avancent que  c’est  l’opérateur  en  charge  de
       l’exploitation du réseau qui est titulaire du contrat de fourniture d’électricité. En d’autres  termes,  c’est  donc  le  gestionnaire  du
       réseau de froid – par exemple Dalkia – qui contracte avec EDF ou avec des fournisseurs alternatifs pour la fourniture d’électricité.  Ceci
       a été confirmé par les concurrents ayant répondu à l'enquête de marché.[327]

  507. A titre accessoire, certains clients ont expliqué acheter directement leur électricité utilisée pour  faire  fonctionner  leur  réseau  de
       froid.[328] Toutefois, il s'agit de clients opérant des sites industriels qui sont donc des gros acheteurs d'électricité, qui  bénéficient
       d'une certaine sophistication leur permettant de négocier des  tarifs  avantageux  d'électricité  directement  avec  le  fournisseur.  Ils
       préfèrent donc acheter l'électricité pour l'ensemble du site, y compris pour les réseaux de froid, et ne préfèrent pas  que  l'électricité
       utilisée pour le fonctionnement de leur réseau de froid soit achetée par le gestionnaire du réseau.[329]

1 Position des Parties

  508. Les Parties estiment que l'Opération n'entraînera pas de verrouillage des intrants au détriment des  gestionnaires  de  réseaux  de  froid
       concurrents de Dalkia dans la mesure où EDF n'aura pas la capacité de réduire l'accès au marché amont de la fourniture  d'électricité  aux
       grands clients industriels compte tenu du cadre réglementaire applicable.  En  outre,  les  Parties  n’auraient  pas  non  plus  d’intérêt
       économique à verrouiller l’accès à l’électricité des gestionnaires de réseaux de froid, concurrents de Dalkia. Il en résulterait une perte
       (ou une baisse) de revenus sur la fourniture d’électricité sans qu’il soit  pour  autant  possible  pour  la  nouvelle  entité  de  capter
       l’ensemble des réseaux de froid en France, compte-tenu de l’existence de sources d’approvisionnement alternatives  et  de  la  concurrence
       existant sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de froid. Enfin, l’Opération  ne  sera  pas  de  nature  à  entraver  de  manière
       significative la concurrence effective sur le marché aval dès lors qu’il existe suffisamment de concurrents crédibles actifs sur le marché
       de la gestion déléguée de réseaux de froid. Les Parties avancent aussi que s’agissant de la disparition des tarifs « jaune » et  « vert »,
       cette disparition encouragera les entités clientes de Dalkia comme les autres entreprises délégataires de réseaux de froid à réaliser  des
       mises en consultation systématiques pour rechercher les meilleures offres à prix de marché.

  509. Par ailleurs, les Parties avancent que l'Opération  n'entraînera  pas  de  verrouillage  de  l'accès  à  la  clientèle  au  détriment  des
       fournisseurs d'énergie concurrents d'EDF. En effet, les réseaux de froid gérés par  Dalkia  représentent  une  partie  infime  des  ventes
       d'électricité en volume aux grands clients industriels. Au surplus, l'entité  fusionnée  n'aura  pas  d'incitation  à  initier  une  telle
       stratégie étant donné que Dalkia s'approvisionne d'ores et déjà pour l'intégralité de ses besoins en électricité auprès d'EDF.

2 Analyse de la Commission

       Verrouillage des intrants

  510. L'Opération pourrait donner lieu à une stratégie d'éviction des concurrents sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de froid de la
       part des Parties. En effet, l'entité fusionnée pourrait dégrader les conditions d'approvisionnement (tarifs d'électricité plus  favorables
       à Dalkia par exemple), afin de les évincer du marché de la gestion déléguée de réseaux de froid au  profit  de  l'entité  fusionnée.  Pour
       examiner si de tels effets seraient susceptibles de se produire, la Commission analyse si l'entité fusionnée aurait  (i)  la  capacité  et
       (ii) l'incitation à mettre en œuvre une stratégie de verrouillage et (iii) si  une  telle  stratégie  aurait  un  impact  négatif  sur  la
       concurrence.

  511. Au titre de l'année 2013, EDF a une part de marché d'environ [50-60]% sur le marché de la  fourniture  d'électricité  aux  grands  clients
       industriels. D'autres fournisseurs d'électricité sont présents sur ce marché tels que GDF Suez ([10-20]-[10-20]%), E.ON ([5-10]-[10-20]%),
       Vattenfall ([0-5]-[5-10]%), Enel ([0-5]-[5-10]%) et Alpiq ([0-5]-[5-10]%). Jusqu'au 31 décembre 2015, ces opérateurs alternatifs  pourront
       demander à bénéficier des TRV « jaunes » et « verts ». Dans ce cas, EDF sera tenue de les approvisionner en application  des  articles  L.
       337-7 et suivants du Code de l’énergie.

  512. Par ailleurs, comme conclu à la Section 6.2, il apparaît que dans la mesure où (i) EDF réplique pour la définition de ses offres de marché
       les coûts d'approvisionnement de ses concurrents au titre de l'ARENH et sur les marchés de gros, (ii) les modalités d'octroi de l'ARENH ne
       sont pas susceptibles de conférer un avantage concurrentiel matériel à l'entité fusionnée, et (iii) EDF est concurrencée sur  les  marchés
       de la fourniture d'électricité en France par une quinzaine de fournisseurs alternatifs, la Commission considère que ces  derniers  ont  la
       capacité de proposer des offres de fourniture d'électricité à même de concurrencer les offres de marché proposées par EDF, y compris après
       l'Opération. Dès lors, même à supposer qu’EDF puisse être incitée à refuser de fournir de l’électricité à des concurrents de Dalkia  ou  à
       les discriminer, les concurrents de l'entité fusionnée disposeront de sources alternatives d’approvisionnement à EDF sur le  marché  amont
       de l'électricité dans des conditions leur permettant de rivaliser avec l’entité fusionnée, et ce même dans l'hypothèse où le plafond ARENH
       serait atteint.

  513. Enfin, une majorité des acheteurs de services de gestion déléguée de réseaux de froid ayant répondu à l'enquête de marché n'ont  pas  fait
       part d'inquiétudes quant à l'impact de l'Opération sur le marché de la  gestion  déléguée  des  réseaux  de  froid.  Certains  arguent  de
       l'existence d'autres acteurs, notamment verticalement intégrés tels que GDF-Suez / Cofély, tandis que  d'autres  voient  même  l'Opération
       comme une opportunité de concurrence supplémentaire.[330]

  514. En conséquence, la Commission conclut que les Parties n'auront ni la capacité, ni l'incitation à verrouiller l'accès aux intrants  sur  le
       marché de la gestion déléguée de réseaux de froid et  qu'en  tout  état  de  cause  une  telle  stratégie  n'aurait  pas  d'effet  négatif
       significatif sur la concurrence.

       Verrouillage des clients.

  515. Il s'agit pour la Commission de vérifier si suite à l'Opération, Dalkia pourrait décider de s'approvisionner en électricité  exclusivement
       auprès d'EDF afin d'évincer les fournisseurs alternatifs d'électricité du  marché  de  la  fourniture  d'électricité  aux  grands  clients
       industriels.

  516. Tout d'abord, en 2012, Dalkia s’est approvisionnée en électricité pour les besoins de ses réseaux de froid pour un volume très  limité  de
       […] GWh soit moins de […] % du marché total  de  la  fourniture  d’électricité  aux  grands  clients  industriels.[331]  En  outre,  avant
       l'Opération, Dalkia s'approvisionnait déjà […] en électricité auprès d'EDF pour le fonctionnement des réseaux de froid dont elle assure la
       gestion. Or, le paragraphe 68 des Lignes directrices non-horizontales prévoit que: «L'incitation à verrouiller le marché dépend du  niveau
       de rentabilité qui en résulte. L'entité issue de la concentration opère alors un arbitrage entre le coût éventuel lié au fait de cesser de
       se fournir auprès de concurrents situés en amont [soulignement ajouté] d'une part, et les bénéfices qui peuvent en résulter, par  exemple,
       permettant à l'entité issue de la concentration d'augmenter les prix sur les marchés situés en amont ou en aval d'autre part.)».  Dans  le
       cas présent, l'Opération n'aura donc pas pour effet de priver les fournisseurs alternatifs d'électricité d'un débouché sur le marché de la
       gestion déléguée de réseaux de froid.

  517. En tout état de cause, il convient de noter qu'une majorité de clients achetant des services de gestion déléguée de réseaux  de  froid  et
       ayant répondu à l'enquête de marché considère que l'opération n'entraînera pas d'effet négatif sur le marché de  la  gestion  déléguée  de
       réseaux de froid.[332]

  518. Au surplus, l'électricité est utilisée principalement au moment  de  la  production  de  froid  qui  est  assurée  par  des  installations
       frigorifiques électriques. Pour le reste, le refroidissement est assuré par des canalisations d'eau réfrigérée. Compte tenu  du  caractère
       très important des informations relatives à la consommation d'électricité, l'entité organisatrice de l'appel d'offres en fera selon  toute
       probabilité mention dans son cahier des charges accompagnant l'appel d'offres. Ceci a été  confirmé  par  au  moins  une  entité  publique
       interrogée dans le cadre de l'enquête de marché.[333] Ainsi, il apparaît que le fait pour EDF de fournir de l'électricité aux  concurrents
       de Dalkia pour le fonctionnement des réseaux de froid dont ils assurent la gestion ne  soit  pas  à  même  de  lui  conférer  un  avantage
       concurrentiel.

  519. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence, en  termes
       d'effets non horizontaux, sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de froid en relation avec la fourniture d'électricité.

3 Fourniture de gaz / gestion déléguée des réseaux de chaleur[334]

  520. EDF est marginalement présente sur les marchés de la fourniture de gaz en France. En 2012, les ventes de gaz naturel d’EDF à  des  clients
       non-résidentiels ont représenté une part de marché inférieure à [0-5] % au  niveau  national[335]  pour  les  grands  clients  industriels
       raccordés au réseau de transport et d'environ [10-20]% au niveau national[336] en ce qui concerne  les  petits  industriels  raccordés  au
       réseau de distribution.

  521. De son côté, Dalkia n’est pas présente sur le marché de la fourniture de gaz au détail, sinon en  tant  qu’acheteur.  En  effet,  pour  le
       fonctionnement de ses installations de cogénération ou de production  de  chaleur  (en  propre  ou  sous  gestion),  elle  s’approvisionne
       essentiellement en gaz (environ [...]% des sources d'énergie primaire utilisées par ses réseaux de chaleur). En outre, la grande  majorité
       des sites de Dalkia est reliée au réseau de distribution et appartient ainsi à la catégorie des petits clients industriels de gaz.

  522. Dalkia a un volume d'achat de gaz de […] TWh. A titre principal, Dalkia se fournit auprès de GDF-Suez dont elle serait l'un  des  premiers
       clients.[337] A contrario, EDF a fourni moins de […]% de l'ensemble des besoins en gaz de Dalkia.[338]

1 Position des Parties

  523. Concernant le verrouillage des intrants au détriment des gestionnaires de réseaux de chaleur concurrents de Dalkia, les  Parties  avancent
       que la très faible part de marché d'EDF sur le marché de la fourniture de gaz ne permettrait pas à EDF de verrouiller l'accès au marché en
       amont de la fourniture de gaz. En outre, EDF, en tant que nouvel entrant dont l’incitation économique consiste à développer sa  clientèle,
       ne sera pas non plus incitée à fournir exclusivement Dalkia et fermer l’accès à ses capacités en gaz aux concurrents actuels et potentiels
       de Dalkia.

  524. Par ailleurs, les Parties excluent la possibilité d'un verrouillage de l'accès à la clientèle  au  détriment  des  fournisseurs  d'énergie
       concurrents d'EDF car il serait techniquement, économiquement et juridiquement extrêmement complexe pour  EDF  et  Dalkia  de  décider  de
       modifier les sources d’approvisionnement des réseaux de chaleur détenus/gérés par Dalkia pour passer massivement à un approvisionnement en
       électricité. En outre, Dalkia n’aurait aucun intérêt à s’approvisionner exclusivement auprès d’EDF en gaz pour les besoins des réseaux  de
       chaleur qu’elle détient ou gère. Enfin, l'existence d'opérateurs significatifs sur le marché de la fourniture de gaz  rendrait  inopérante
       une stratégie d'éviction. Au surplus, quand bien même Dalkia viendrait à se fournir exclusivement auprès d’EDF à  l’issue  de  l’Opération
       pour ses besoins en gaz (ce qui est impossible au regard de la capacité de production d’EDF), cela ne  changerait  en  rien  la  dynamique
       concurrentielle du marché de la fourniture de gaz (ou de toute autre source d’énergie utilisée pour alimenter les réseaux de chaleur)  aux
       grands clients industriels et aux petits clients industriels et commerciaux dans la mesure où la consommation annuelle de  gaz  de  Dalkia
       représente seulement […] % du volume total de gaz consommé en France en 2012.

2 Analyse de la Commission

       Verrouillage des intrants

  525. L'Opération pourrait donner lieu à la mise en  œuvre  d'une  stratégie  d'éviction  des  gestionnaires  délégués  de  réseaux  de  chaleur
       concurrents de Dalkia via une restriction ou une rupture d'approvisionnement en gaz.

  526. Le paragraphe 35 des Lignes directrices non-horizontales précise que: «Pour que le verrouillage  du  marché  des  intrants  constitue  une
       source de préoccupation, il faut que la société verticalement intégrée issue de l'opération de concentration ait  un  pouvoir  substantiel
       sur le marché situé en amont. [soulignement ajouté]». Or, la part de marché d'EDF sur le marché de la fourniture de gaz est  inférieure  à
       10% quelle que soit la définition de marché envisagée. En outre, sont présents sur le marché de la fourniture de gaz  aux  petits  clients
       industriels un nombre d'acteurs significatifs tels que GDF Suez ([50-60]-[60-70] %), le principal producteur et fournisseur historique  de
       gaz en France, ENI ([10-20]-[10-20] %), Tegaz ([5-10]-[10-20] %), Endesa Energia ([0-5]-[5-10] %)  ou  encore  Gas  Natural  ([0-5]-[5-10]
       %).[339]

       Verrouillage des clients

  527. Le paragraphe 61 des Lignes directrices non-horizontales explique que: « Lorsqu'il s'agit d'apprécier la capacité de l'entité issue de  la
       concentration à verrouiller l'accès aux marchés situés en aval, la Commission examine si les concurrents situés  en  amont  (existants  ou
       potentiels) disposent de suffisamment d'autres débouchés économiques, sur le marché situé en aval, pour écouler leur production. Pour  que
       le verrouillage de la clientèle soit jugé préoccupant, il faut que la concentration verticale concerne  une  société  qui  est  un  client
       important disposant d'un pouvoir substantiel sur le marché situé en aval [soulignement ajouté] ».

  528. Il convient de s'assurer que suite à l'Opération, l'entité fusionnée ne pourra pas mettre en œuvre une  stratégie  visant  à  évincer  les
       concurrents d'EDF sur le marché de la fourniture de gaz via une dégradation de l'accès au marché de la  gestion  déléguée  de  réseaux  de
       chaleur.

  529. En l'espèce, Dalkia représentait en 2012 seulement […]% environ du volume total de gaz consommé en France.  En  conséquence,  si  suite  à
       l'Opération, Dalkia s'approvisionnait en gaz uniquement auprès de l'entité fusionnée, une telle stratégie ne serait pas à même  d'affecter
       significativement le paysage concurrentiel du marché de la fourniture de gaz en France.

  530. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif  sur  la  concurrence  sur  le
       marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur en relation avec la fourniture de gaz.

3 Conclusion

  531. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur  la  concurrence  sur  les
       marchés français de la gestion déléguée de chaleur et de froid. L'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité
       avec le marché intérieur sur ces marchés.

6 Marchés français de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains

1 Aspects horizontaux

1 Activités des Parties

  532. Dans le secteur de l’éclairage public et autres équipements électriques urbains en France, Dalkia est exclusivement active via Citelum.

  533. Citelum est active principalement dans le secteur de l’éclairage public urbain auprès  des  entités  publiques.  Cette  activité  comprend
       l’éclairage des voies et des lieux publics, qui est son cœur de métier, la gestion du trafic (feux de signalisation, bornes lumineuses  et
       panneaux directionnels éclairés) et l’éclairage artistique de sites et monuments. Citelum déploie et exploite  également  des  équipements
       électriques urbains dits "intelligents", tels que les caméras de vidéo-protection, les radars de feux rouges, les  contrôles  automatiques
       d’accès, les bornes de chargement de véhicules électriques, l’affichage  électronique  et  les  hotspots  wifi  connectés  sur  le  réseau
       d’éclairage.

  534. Citelum  exerce  également  une  activité  émergente  dans  la  mobilité  électrique,  consistant  exclusivement  dans  l’installation  et
       l’exploitation/maintenance sur le terrain desdites bornes.

  535. En France, EDF propose des offres de conseil aux entités  publiques  en  matière  d’éclairage  public  urbain,  et  notamment  des  offres
       permettant des économies sur l’éclairage collectif (offre "Conseil Expert Maîtrise de la Demande en Energie Eclairage Public")[340] et des
       offres d’accompagnement de projets d’illumination sur les sites et installations existantes (offre "Conseil Expert Maîtrise de la  Demande
       en Energie Illumination").[341]

  536. De plus, via sa filiale Ecotral, filiale d’Electricité de Strasbourg, active dans la région du Grand Est,[342] EDF propose des prestations
       dans le secteur de l’éclairage public limitées à de l’architecture de mise en lumière de  monuments  et  des  prestations  d’assistance  à
       maîtrise d’ouvrage pour la gestion des contrats d’éclairage public.

  537. Via sa filiale Sodetrel, EDF est active dans le secteur de la mobilité électrique. Les activités de Sodetrel consistent exclusivement dans
       la conception, la fourniture et la supervision (communication à distance et en temps réel via des  outils  électroniques)  des  bornes  de
       chargement de véhicules électriques.

  538. En France, selon les Parties, le secteur de l’éclairage public est estimé à environ EUR 1 200 millions, dont EUR 700-800 millions pour les
       installations et EUR 400-500 millions pour l’exploitation et la maintenance des équipements, en ce  incluant  l’énergie.  Ces  estimations
       sont globalement confirmées par l'enquête de marché.

  539. La consommation d’énergie liée  à  l’éclairage  public  représenterait  en  volume environ  […] %  de  la  consommation  électrique  d’une
       commune.[343]

  540. Les Parties estiment que Dalkia, via Citelum, détenait une part de marché en valeur comprise entre [5-10]%,  en  2012  et  2013,  sur  les
       marchés d'installation et de gestion  de  l'éclairage  public  et  autres  équipements  électriques  urbains,  y  inclus  les  équipements
       "intelligents". Quant à EDF, les Parties estiment qu'elle détenait une part de marché [0-5]% en France sur ces marchés.

  541. Dalkia indique que les activités de gestion comme  d’installation  d’autres  équipements  électriques  urbains,  qu’ils  soient  qualifiés
       "d’intelligents" ou non, sont pour elle marginales en France, et  généralement  réalisées  dans  le  cadre  des  contrats  de  gestion  de
       l’éclairage public. EDF mentionne également que ses activités sur le marché des autres équipements électriques  urbains  sont  marginales.
       Les Parties indiquent ne pas pouvoir isoler la part représentée par ces activités, et ne pas disposer d’éléments sur la taille  du  marché
       français. En conséquence, les Parties ne sont pas en mesure d'estimer leurs parts de marché et celles de leurs concurrents sur le  ou  les
       éventuels marchés des équipements électriques urbains dits "intelligents".

  542. Toutefois, les Parties considèrent que la part de marché de l'entité fusionnée restera largement [10-20]%, avec un incrément  [0-5]%,  sur
       le ou les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains.

  543. Néanmoins, compte tenu de l'existence d'éventuels marchés des équipements électriques urbains dits "intelligents", marchés émergents et en
       développement pour lesquels les Parties ne sont pas en mesure de donner de parts de marché, la Commission n'est pas en mesure de  conclure
       clairement sur l'existence ou non de marchés affectés et présente ci-après une analyse détaillée de la structure de la concurrence sur  le
       ou les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains.

2 Structure de la concurrence sur les marchés concernés

  544. Les Parties font face à des concurrents significatifs sur le ou les marchés  de  l'éclairage  public  et  autres  équipements  électriques
       urbains en France, notamment de la part d'opérateurs importants tels que Bouygues Energie & Services, Citeos (filiale de Vinci  Energies),
       Cofely Ineo (filiale de GDF Suez), SPIE ou Eiffage Energie, qui appartiennent  tous  à  de  grands  groupes  disposant  d’un  portefeuille
       d’activités large et diversifié, ainsi que de ressources financières importantes.

  545. En particulier, les Parties estiment que leurs principaux concurrents sont Cofely Ineo (filiale de GDF  Suez),  Vinci  Energies,  Bouygues
       Energies & Services et SPIE avec les parts de marché suivantes présentées dans le tableau 7.

      Tableau 7 – Parts de marché des Parties et de leurs principaux concurrents sur les marchés français des installations et de la gestion
                                           d’éclairage public et autres équipements électriques urbains

|Parts de marché 2013 (en valeur, |Installations d’éclairage public et autres |Gestion de l’éclairage public et autres  |
|%)                               |équipements électriques urbains            |équipements électriques urbains          |
|Citelum                          |[5-10]-[10-20] %                           |[5-10]-[10-20] %                         |
|EDF                              |[5-10] %                                   |[5-10] %                                 |
|Citelum + EDF                    |[5-10]-[10-20] %                           |[5-10]-[10-20] %                         |
|Bouygues Services & Energie (ex  |[20-30]-[20-30] %                          |[10-20]-[10-20] %                        |
|ETDE)                            |                                           |                                         |
|Citéos (Vinci Energies)          |[20-30]-[20-30]%                           |[10-20]-[20-30] %                        |
|Cofely Ineo (GDF Suez)           |[10-20]-[10-20]%                           |[5-10]-[10-20]%                          |
|SPIE                             |[10-20]-[10-20]%                           |[5-10]-[10-20]%                          |
|Eiffage Energie                  |[5-10]-[10-20]%                            |[5-10]-[10-20]%                          |
|(ex. Forclum)                    |                                           |                                         |

                                            Source : Réponse des Parties du 3 juin à la RFI – EDF – 4.

  546. La gestion de l’éclairage public en France relève de la compétence de voirie rattachée au pouvoir de police du  maire.  Les  communes  ont
       toutefois tendance à transférer la gestion de l’éclairage public à  des  groupements  de  communes  (c'est-à-dire  communauté  urbaine  ou
       communauté d’agglomération) ou à des syndicats d’électrification ou à grouper leurs achats afin d’opérer des synergies intercommunales. Le
       regroupement des communes s’est accéléré depuis quelques années. Les Parties dénombrent aujourd’hui 26 syndicats représentant les intérêts
       des entités publiques en matière d’éclairage public en France.

  547. Ces clients publics sont assujettis aux règles spécifiques de la commande  publique  sous  le  Code  des  marchés  publics,  qui  implique
       l’organisation d’appels d’offres préalables pour attribuer les contrats.

  548. Les entités publiques ayant répondu à l'enquête de marché confirment en général  que  leurs  fournisseurs  d'éclairage  public  et  autres
       équipements électriques urbains sont sélectionnés par le biais d'appels d'offres.[344]

  549. Des clients identifient effectivement plusieurs fournisseurs qui répondent habituellement  à  leurs  appels  d'offres  pour  les  services
       d'éclairage public et autres équipements électriques urbains. Le plus souvent au moins 3  fournisseurs  sont  identifiés,  parmi  lesquels
       Citelum, Vinci Energies, Bouygues Energies, Forclum (aujourd'hui Eiffage Energie), Fareco et Satelec (filiales du  groupe  Fayat),  Aximum
       (filiale du groupe Colas), SPIE, Cofely Ineo, Cegelec ou Morpho.[345]

  550. La Commission relève que les activités d'éclairage public et autres équipements électriques  urbains  existent  aussi  auprès  de  clients
       privés,[346] mais que les volumes en cause, marginaux, ne changent pas l'analyse.

  551. Ainsi, la Commission considère que l'entité fusionnée continuera  à  faire  face  à  des  mises  en  concurrence  par  ses  clients  après
       l'Opération, mises en concurrence auxquelles participeront des concurrents capables de contraindre l'entité fusionnée.

  552. Concernant les activités de gestion et d'installation d'autres équipements électriques urbains, qu'ils soient  qualifiés  "d'intelligents"
       ou non, les Parties indiquent qu'ils sont pour Citelum en France (comme ailleurs) marginales, et généralement réalisées dans le cadre  des
       contrats de gestion de l'éclairage public. Les Parties indiquent ne pas être capables d'estimer leurs parts de marché ni celles  de  leurs
       concurrents sur ce marché.[347]

  553. Les données relatives aux appels d'offres portant sur les équipements électriques urbains "intelligents"  confirment  les  assertions  des
       Parties.[348]

  554. En 2013, Citelum a soumissionné à […] appels d'offres portant sur les services d'équipements électriques urbains  intelligents,  et  en  a
       remporté […], pour un chiffre d'affaires d'EUR […]. Citelum a également soumissionné à  […]  appels  d'offres  portant  sur  les  services
       d'éclairage public et d'équipements électriques urbains "intelligents", et en a remporté  […],  pour  un  chiffre  d'affaires  d'EUR  […].
       Citelum précise toutefois que sur cet appel d'offres, la part relative aux équipements électriques urbains est marginale. Citelum  indique
       ne pas disposer d’une information exhaustive concernant l’ensemble des appels d’offres parus sur ces marchés, dans la mesure où les  seuls
       appels d’offres qu'elle suit sont ceux auxquels elle soumissionne.

  555. En 2013, […]. EDF a soumissionné à […] appels d'offres portant uniquement sur les services de bornes de chargement, et en a remporté  […],
       pour un chiffre d'affaires d'EUR […].

  556. Ainsi, la Commission considère que (a) les  équipements  électriques  urbains  "intelligents"  représentent  actuellement  une  proportion
       marginale du marché de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains et (b) l’incrément résultant de l’Opération est minime
       sur les éventuels marchés des équipements électriques urbains "intelligents".

3 Conclusion

  557. Au regard des éléments qui précèdent, compte tenu notamment des faibles parts de marché des Parties (5-10% pour Citelum, avec un incrément
       [0-5]% pour EDF), de la proportion marginale des équipements électriques urbains "intelligents" sur ces marchés, des  procédures  d'appels
       d'offres prévues par la réglementation pour la commande publique, ainsi que de l'importance des concurrents présents sur le ou les marchés
       de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains, la Commission considère  que  l'Opération  conduira  à  un  chevauchement
       horizontal limité et que l'entité fusionnée ne disposera donc pas d'un pouvoir de marché significatif sur ce ou ces marchés.

2 Aspects verticaux

  558. Il existe des liens verticaux potentiels entre les marchés de la  fourniture  d’électricité  et  ceux  de  l’éclairage  public  et  autres
       équipements électriques urbains en ce que les installations sont reliées au réseau d’électricité et fonctionnent  principalement  grâce  à
       l’électricité fournie.[349]

  559. Néanmoins, les Parties argumentent que l'électricité n'est pas un "intrant" proprement dit, dans la mesure où les entreprises  d'éclairage
       public n'ont pas besoin de la prestation de fourniture d'électricité pour pouvoir exercer leurs  propres  activités.  En  particulier,  en
       France, la très grande majorité des entités publiques se fournit au TRV "bleu éclairage public". Dans ce cas, elles sont dans l'obligation
       de conclure directement leur contrat avec EDF ou les ELD, sans que le prestataire d’éclairage  public  n’ait  aucun  rôle  à  jouer  (sauf
       éventuellement la gestion du contrat de fourniture qui ne modifie pas le titulaire du contrat). Par opposition, pour l’installation ou  la
       gestion de l’éclairage public et autres équipements électriques urbains, les entités  publiques  sont  tenues  d’organiser  une  procédure
       d’appel d’offres.

  560. Citelum représente des volumes d’achat d’électricité très limités, d'environ […] GWh,[350] à comparer aux […]  TWh  fournis  par  EDF  aux
       entités publiques au TRV "bleu éclairage public".[351]

  561. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission considère que l'analyse des  liens  verticaux  potentiels  entre  les  marchés  de  la
       fourniture d’électricité et ceux de l’éclairage public et autres équipements électriques urbains n'est en substance pertinente que lorsque
       l'électricité est fournie en offre de marché. Or, cette situation ne correspond aujourd'hui qu'à une très faible part de la fourniture  en
       électricité pour l'éclairage public des entités publiques.[352] D'autre part, elle revient matériellement à étudier  les  offres  groupées
       mixtes fourniture d'électricité / services d'éclairage public, dont l'analyse est présentée ci-après dans la section relative  aux  effets
       congloméraux de l'Opération sur ces marchés.

3 Aspects congloméraux

1 Position des Parties

  562. Les Parties considèrent que le scénario de verrouillage dans le cadre d’offres groupées mixtes suivrait le  mécanisme  suivant[353]  :  la
       nouvelle entité chercherait à développer ses ventes de services d'éclairage public en s’appuyant sur la position qu’elle  détient  sur  le
       marché de la fourniture d’électricité. Pour ce faire, elle pratiquerait un prix de l’électricité plus élevé  à  l’égard  des  clients  qui
       achèteraient les services d'éclairage public auprès d’un concurrent de Citelum tandis que les clients qui se  fourniraient  auprès  de  la
       nouvelle entité en électricité et en services d'éclairage public bénéficieraient d’un prix de l’électricité plus bas.

  563. Une analyse des conditions de marché conduit toutefois à montrer qu’un tel scénario n’est pas vraisemblable dans la mesure où:

            – la réalisation d’offres groupées sera fortement contrainte par l’existence du « tarif bleu éclairage public »,  qui  sera  maintenu
              au-delà de janvier 2016 ;

            – l'entité fusionnée sera soumise à la contrainte concurrentielle forte des autres opérateurs sur le marché.

2 Analyse de la Commission

  564. La Commission analyse si le lien de connexité entre les activités de fourniture  d’électricité  d’EDF  et  celles  d'éclairage  public  de
       Citelum peut conférer à l'entité fusionnée la capacité et l'incitation d'exploiter, par un effet de  levier,  la  forte  position  qu'elle
       occupe sur le marché de la fourniture d'électricité en recourant à des ventes liées ou groupées ou encore à d'autres pratiques d'exclusion
       sur le ou les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains.

  565. De même que pour le marché des services de gestion/maintenance multi-technique, la  Commission  considère  que  l'analyse  concurrentielle
       pertinente concerne les effets sur les marchés d'une offre groupée mixte de fourniture  d'électricité  et  d’éclairage  public  (ci-après,
       "offre combinée éclairage public"), sans qu'il soit nécessaire de distinguer entre les éventuels segments du marché de l'éclairage  public
       et autres équipements électriques urbains.

  566. Comme indiqué précédemment, le principal motif de préoccupation lié aux concentrations conglomérales concerne le verrouillage  du  marché.
       Dans les sous-sections qui suivent, la Commission examine premièrement, si l'entité fusionnée aurait cette capacité, deuxièmement, si elle
       aurait une incitation économique à le faire et, troisièmement, si une stratégie de verrouillage du marché aurait  une  incidence  négative
       significative sur la concurrence, portant ainsi préjudice aux consommateurs.

1 Capacité de verrouiller le marché

  567. Pour pouvoir évincer ses concurrents, l'entité fusionnée doit bénéficier d'un degré de pouvoir de marché significatif sur un  des  marchés
       concernés.[354] Comme indiqué dans la Section 6.3.5, l'entité fusionnée bénéficiera d'un tel degré significatif de pouvoir de  marché  sur
       le marché de la fourniture au détail d'électricité aux petits clients professionnels en France, et en particulier de  son  monopole  légal
       sur la fourniture d'électricité au TRV "bleu éclairage public".

  568. Les Parties rappellent que "la très grande majorité des collectivités territoriales se fournissent aux  tarifs  réglementés  de  vente  et
       concluent donc directement leur contrat avec EDF ou les ELD, sans que le prestataire d’éclairage public n’ait aucun  rôle  à  jouer  (sauf
       éventuellement la gestion du contrat de fourniture qui ne modifie nullement le titulaire du contrat)".[355]

  569. Ainsi les Parties argumentent que "s’agissant de l’éclairage public et des  autres  équipements  électriques  urbains,  les  collectivités
       territoriales n’ont pas exprimé d’intérêt pour des offres combinant des prestations sur  les  marchés  de  l’éclairage  public  et  autres
       équipements électriques urbains et la fourniture d’électricité dans  la  mesure  où  la  quasi-totalité  des  collectivités  territoriales
       souhaitent bénéficier des tarifs "bleu éclairage public", qu’elles ne peuvent obtenir qu’en se fournissant directement  auprès  d’EDF  (ou
       des entreprises locales de distribution le cas échéant)." [356]

  570. Cependant, comme indiqué dans la Section 6.4.2.1, il ne peut pas être exclu à ce stade que l’entité fusionnée ait une certaine capacité de
       proposer des offres combinées éclairage public, incluant l'électricité au TRV "bleu éclairage public". D'autre part, il ne peut  pas  être
       exclu que des offres combinées éclairage public, incluant l'électricité en offre de marché, se développent à l'issue de l'Opération.

  571. Le principe d'allotissement applicable aux acheteurs publics décrit dans la Section 6.4.2.1  rendra  cependant  difficile  la  proposition
       d'offres combinées éclairage public incluant l'électricité en offre de marché, et  l'entité  fusionnée  ne  disposera  pas  d'un  avantage
       concurrentiel matériel sur chacun des lots. Toutefois, il existe des exceptions au principe d'allotissement, en particulier concernant les
       PPP et les CPE. Les Parties expliquent qu'une part  significative[357]  des  contrats  conclus  dans  le  secteur  de  l’éclairage  public
       correspond aujourd’hui à des PPP.

  572. Les Parties précisent cependant que "[…]." [358]

  573. L'enquête de marché a permis de confirmer les assertions des Parties en ce que la grande majorité des clients ayant répondu à l'enquête de
       marché ont indiqué qu'aucun fournisseur ne leur avait proposé, et qu'ils n'avaient pas demandé, d'offres  combinées  éclairage  public  au
       cours des trois dernières années. La grande majorité des clients ayant répondu à l'enquête de marché ont indiqué ne  pas  être  intéressés
       par de telles offres combinées à l'issue de l'Opération, et ce dans les 3-5 années à venir.[359]

  574. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que (a) l'existence des TRV "bleu éclairage public", fixés  par  les  pouvoirs
       publics et maintenus pour une durée indéterminée, (b) le manque d'appétence des clients pour les offres combinées  éclairage  public,  qui
       limite significativement la base de clients concernée par une éventuelle stratégie de verrouillage résultant de l'Opération, ainsi que (c)
       le cadre réglementaire des appels d'offres publics, même s'il ne rend pas impossibles les ventes groupées mixtes à toutes  les  catégories
       de clients (y inclus avec des TRV "bleu éclairage public"), augmente la difficulté  liée  à  leur  mise  en  œuvre  et,  partant,  rendant
       l’occurrence de ventes groupées mixtes moins probable.

2 Incitation à verrouiller le marché

  575. Comme indiqué dans l'analyse des aspects congloméraux entre fourniture d'électricité et services de  gestion/maintenance  multi-technique,
       une offre combinée éclairage public lorsque l'électricité est fournie aux TRV n'est pas susceptible de restreindre  la  concurrence  (s'il
       n'y a pas d'effets d'éviction). La Commission rappelle que la très  grande  majorité  des  entités  publiques  souscrivent  au  TRV  "bleu
       éclairage public", que celui-ci est fixé par les pouvoirs publics et sera toujours disponible à l'issue de l'Opération et pour  une  durée
       indéterminée.[360]

  576. La Commission rappelle également, comme évoqué dans la Section 6.4.2, qu'une offre subordonnant l'octroi d'un prix moins  élevé  pour  des
       services d'éclairage public à la condition que le client acquiert aussi l'électricité au TRV "bleu éclairage  public"  pourrait  avoir  un
       caractère potentiellement illégal au regard du droit de la concurrence (et notamment de l'article 102 TFUE), compte tenu du monopole légal
       dont bénéficie EDF sur les TRV. La Commission considère que cet élément contribue à réduire l'éventuelle incitation de l'entité  fusionnée
       à pratiquer une stratégie de vente groupée mixte.

  577. En tout état de cause, dans la mesure où l'impact global sur la concurrence effective des offres combinées éclairage public  ne  sera  pas
       significative, la Commission laisse ouverte l'existence ou non d'une incitation à verrouiller les marchés de l'éclairage public et  autres
       équipements électriques urbains.

3 Impact global probable sur les prix et le choix des offres combinées mixtes éclairage public

  578. La Commission analyse si une telle stratégie de verrouillage est susceptible d'évincer les concurrents sur le marché de l'éclairage public
       et autres équipements électriques urbains, permettant à l'entreprise issue de la concentration d'acquérir un pouvoir de marché.[361]

  579. Compte tenu du fait que l'entité fusionnée ne disposera pas d'un pouvoir de marché significatif sur le marché  de  l'éclairage  public  et
       autres équipements électriques urbains (voir Section 6.6.1), et qu'elle continuera à subir la concurrence de nombreux  acteurs  puissants,
       dont certains sont verticalement intégrés sur le marché de la fourniture d'électricité ou d'autres marchés connexes à l'éclairage  public,
       la Commission considère qu'il est très peu probable que l'entité fusionnée soit susceptible d'acquérir un pouvoir de  marché  significatif
       sur le marché de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains à travers l'exclusion de ses concurrents à un horizon de 3 à
       5 ans.

  580. En outre, la moitié des concurrents interrogés dans le cadre de l'enquête de marché considère que  le  marché  de  l'éclairage  public  et
       autres équipements électriques urbains ne présente pas de barrière à l'entrée, un concurrent précisant que  "le  marché  est  relativement
       accessible en marchés d'installation si l'entreprise  dispose  de  moyens  techniques  et  humains  ainsi  que  de  références".  D'autres
       concurrents évoquent comme barrières "[l']investissement en matériel, [les] implantations de proximité  et  [la]  crédibilité  auprès  des
       clients (références vérifiables)" ou encore la "technologie".[362] La plupart de ces barrières ne sont pas spécifiques à ce marché  et  ne
       sont pas susceptibles d'être modifiées de manière  significative  par  l'Opération.  De  plus,  les  concurrents  des  Parties  mentionnés
       précédemment ne seront pas affectés de manière sensible par ces barrières à l'expansion. Par conséquent, la Commission  considère  que  ce
       marché ne présente pas de barrière significative à l'entrée ou à l’expansion.

  581. Enfin, la Commission examine si les entreprises concurrentes peuvent développer des contre-stratégies efficaces en temps utile.[363]

  582. D'une part, la nouvelle méthodologie de calcul des TRV "bleu" devrait permettre à ces tarifs d'être contestables  "par  construction"  par
       les fournisseurs alternatifs (voir Section 6.2) à la fin 2015. Dès lors, si compte tenu de l'existence du TRV "bleu éclairage  public"  le
       développement d'offres combinées éclairage public apparaît peu probable à ce stade, de telles offres pourraient toutefois être reproduites
       par des fournisseurs alternatifs d'électricité et des fournisseurs de services d'éclairage public combinant leurs offres.

  583. D'autre part, plusieurs acteurs importants se concurrencent sur le marché de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains,
       eux-mêmes verticalement intégrés :

            – Cofely Ineo est une filiale du groupe GDF Suez, actif dans la fourniture d'électricité ;

            – Bouygues Energies & Services, Citeos (filiale de Vinci Energies) et Eiffage Energies,  toutes  trois  filiales  de  grands  groupes
              également actifs sur des marchés étroitement liés au marché d'éclairage public et autres équipements électriques urbains (e.g.  les
              marchés du bâtiment et des travaux publics).

  584. La Commission considère que ces acteurs seraient en mesure  de  développer  en  temps  utile  des  contre-stratégies  efficaces,  soit  en
       reproduisant une stratégie d'offres groupées éclairage public (en propre ou en s'associant avec des fournisseurs alternatifs), soit par le
       biais d'offres groupées combinant services d'éclairage public et d'autres services connexes.

  585. Au regard des éléments qui précèdent, et notamment du manque d'appétence des clients  pour  les  offres  combinées  éclairage  public,  de
       l'existence de concurrents puissants dont certains sont déjà verticalement intégrés ainsi que de l'absence de  barrière  à  l'entrée  /  à
       l’expansion matérielle, la Commission considère qu'une éventuelle stratégie de verrouillage du marché par l'entité fusionnée n'aurait  pas
       d'incidence négative significative sur la concurrence.

3 Conclusion

  586. La Commission conclut que le lien congloméral entre la fourniture d'électricité et les services d'éclairage public n'est  pas  susceptible
       de produire des effets anti-concurrentiels, notamment pour les raisons suivantes : (i) le maintien du TRV "bleu éclairage public" pour une
       durée indéterminée ainsi que les règles spécifiques de la commande publique rendent très difficile la mise en place de stratégies de vente
       groupée mixte susceptibles de restreindre la concurrence (hors effets d'éviction), (ii) les effets  d'éviction  de  concurrents  sont  non
       significatifs dans les 3-5 années à venir et (iii) les clients ne manifestent pas d'appétence pour les offres combinées éclairage public.

4 Autres effets non-horizontaux – accès à l'information

  587. De même que dans la Section 6.4.5  concernant  le  marché  de  la  gestion/maintenance  multi-technique,  la  Commission  examine  si  les
       informations dont l'entité fusionnée disposera sur la consommation d'électricité de ses clients seraient  de  nature  à  lui  procurer  un
       avantage significatif sur les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains, lui permettant de "désavantager ses
       concurrents, les dissuadant ainsi d'entrer ou de se développer sur le marché".

  588. Concernant les informations nécessaires ou utiles lors de la préparation d'une offre de services par Dalkia/Citelum, les Parties précisent
       qu'il s'agit essentiellement des principales caractéristiques  du  contrat  d'électricité  souscrit  (puissance  souscrite  et  profil  de
       consommation historique), ainsi que des usages de l'électricité dans le cas de services d'optimisation de la consommation d'énergie.

  589. Selon les Parties, ces différentes informations sont systématiquement transmises dans le cahier des charges de consultation  transmis  par
       le client qui dispose de ces dernières.[364]

  590. Comme indiqué dans la Section 6.4.5 concernant le marché de la gestion/maintenance multi-technique, les  informations  sur  la  courbe  de
       charge sont collectées par les gestionnaires de réseaux, et pour le réseau de distribution c'est ERDF qui transmet  ses  informations  aux
       fournisseurs d'électricité pour permettre de facturer les clients. Les conditions tarifaires et les délais ont été évoqués dans la Section
       6.4.5, où la Commission a également noté qu'ERDF est tenu à ne pas adopter un comportement discriminatoire.

  591. La Commission considère ainsi que les clients ont accès aux informations pertinentes concernant leur consommation  d'électricité,  et  ont
       donc la possibilité de les mettre à disposition des soumissionnaires lors d'appels d'offres  de  services  d'éclairage  public  et  autres
       équipements électriques urbains.

  592. Les clients du marché de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains sont très  majoritairement  des  entités  publiques.
       Dans ce cas, les Parties soulignent que "si le délégataire sortant dispose d’un  avantage  découlant  de  sa  connaissance  technique  des
       installations qui lui permet de mieux anticiper les attentes du client, cet avantage est amoindri par le fait  que  tous  les  concurrents
       disposent de l’intégralité des informations techniques transmises par le client", compte  tenu  du  fait  que  "lorsque  la  collaboration
       préalable d’une entreprise lui a permis de recueillir des informations susceptibles de  l’avantager  par  rapport  aux  autres  candidats,
       l’acheteur public doit supprimer la différence de situation des entreprises en communiquant ces informations à tous les candidats".[365]

  593. L'enquête de marché n'a pas permis de confirmer ou d'infirmer les assertions des Parties.  Si  un  client  précise  que  "la  consommation
       d'électricité n'est pas fournie dans le règlement de consultation", un autre indique avoir à  sa  disposition  les  "factures  et  données
       issues du logiciel DIALEGE d'EDF (495€ TTC)".[366]

  594. Les concurrents affirment avoir besoin du "nombre d'armoires de rue (et donc d'abonnements à EDF), [de] la consommation par abonnement [et
       du] nombre de parcs lumineux par armoire". Certains concurrents précisent également avoir besoin du "recensement des équipements et  [des]
       modes opératoires (durée journalière de  fonctionnement)"  ainsi  que  d'une  "analyse  du  rythme  de  vie  de  la  ville  et/ou  de  ses
       quartiers".[367] La majorité des concurrents considèrent que cette information n'est généralement pas mise à disposition de l'ensemble des
       fournisseurs de services potentiels par le client lors de la passation  de  l'appel  d'offres  d'éclairage  public,  et  la  majorité  des
       concurrents considère également que lorsque cette information n'est pas mise à disposition par  le  client,  ils  ne  peuvent  pas  se  la
       procurer d'une autre manière.[368]

  595. Cependant, la majorité des concurrents indique que lorsqu'ils fournissent des services d'éclairage public, ils détiennent des informations
       sur la consommation d'électricité passée et/ou future des clients.[369]

  596. Dès lors, la Commission conclut que les aspects liés aux informations sur la consommation d'électricité  des  clients  ne  produiront  pas
       d’effets anti-concurrentiels significatifs sur les marchés de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains, notamment pour
       les raisons suivantes : (i) le gestionnaire de réseau de distribution a une obligation légale de fournir sur simple  demande  aux  clients
       les informations sur leur consommation d'électricité et (ii) le client dispose[370] ou peut procurer lui-même ces informations.

  597. De plus, s'agissant de la possibilité pour les Parties, après l'Opération, de s'échanger entre elles des informations sensibles de  nature
       à fausser le jeu de la concurrence, notamment si Dalkia/Citelum pouvait fournir à EDF des informations sensibles sur ses concurrents (prix
       et conditions commerciales) et, réciproquement, si EDF pouvait lui fournir des informations sur les prix et volumes d’approvisionnement de
       ses concurrents, la Commission considère que les arguments évoqués dans la Section 6.4.5 s'appliquent de manière similaire. Ainsi, de tels
       échanges ne sont pas probables, et dans tous les cas ils ne seraient pas en mesure de fausser le jeu de la concurrence.

5 Conclusion

  598. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence sur  le  ou
       les marchés français de l'éclairage public et autres équipements électriques urbains. L'Opération ne soulève donc pas  de  doutes  sérieux
       quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur ce ou ces marchés.

7 Marché européen des droits d'émission de CO2

1 Aspects horizontaux

1 Position des Parties

  599. Les Parties expliquent que sur un marché total de 12 466 millions de tonnes, le nombre de droits d’émission de CO2 négociés par EDF est de
       […], soit une part de marché de [0-5]%. Le nombre de droits négociés par Dalkia est de […] (étant précisé que la quantité de CER  échangés
       par Dalkia France est non significative), correspondant à une part de marché très largement inférieure à [0-5]%. Les parts de marché  sont
       donc insignifiantes sur le marché concerné.

2 Analyse de la Commission

  600. Les parts de marché des Parties sur le marché européen des droits d'émission de CO2 sont  peu  significatives:  l’incrément  résultant  de
       l’Opération est minime et la part de marché de l'entité fusionnée sera inférieure à [0-5] %, quelle que soit la définition  du  marché  de
       produits.

  601. Le marché européen des droits d’émission de CO2 n'est donc pas affecté et l’Opération n’est donc pas susceptible d’avoir d’impact  sur  le
       marché européen des droits d'émission de CO2.

2 Aspects non horizontaux

1 Position des Parties

  602. Les Parties considèrent qu’il n’existe pas de lien vertical ou congloméral en relation avec le marché des droits d'émission de CO2;  elles
       ajoutent que ce marché ne s’inscrit pas dans la logique d’une chaîne de valeur économique mais  n’est  qu’une  composante  d’un  mécanisme
       régulatoire visant à contraindre les opérateurs économiques à internaliser les externalités négatives liées à l’émission de gaz à effet de
       serre.

2 Analyse de la Commission

  603. Compte-tenu notamment des parts de marché marginales des Parties, aucune préoccupation concurrentielle ne pourrait  être  rattachée  à  un
       hypothétique lien vertical ou congloméral.

3 Conclusion

  604. Au regard des éléments qui précèdent la Commission conclut que l'Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité  avec
       le marché intérieur en ce qui concerne le marché européen des droits d'émission de CO2.

8 Marché français des certificats d'économie d'énergie

1 Aspects horizontaux

1 Position des Parties

  605. En tant que fournisseur d'énergie ("les obligés"), EDF est soumise à une obligation de réalisation d’économies d’énergie imposée  par  les
       pouvoirs publiques françaises. Par ailleurs, au titre de ses ventes d’électricité et de gaz aux particuliers et aux entreprises du secteur
       tertiaire, EDF peut faire réaliser à ses clients des économies d’énergie au travers du mécanisme des CEE.

  606. L’obligation d’EDF, en tant qu' « obligé » au titre de la 2ème période d’obligation est fixée à […] TWhc.[371]

  607. Sur cet hypothétique marché des CEE, les Parties argumentent qu'EDF n’est que très peu active […]. EDF n’achète que très marginalement des
       CEE sur le marché (en 2012, […] TWhc achetés, soit moins de [0-5]  %  des  volumes  échangés).  L'opération  n'est  donc  pas  susceptible
       d'entrainer des effets horizontaux.

2 Analyse de la Commission

  608. EDF n’achète que très marginalement des CEE sur le marché (en 2012, […] TWhc achetés, soit moins de [0-5] % des volumes échangés).  Ainsi,
       sur le marché hypothétique des CEE, EDF n’est que très marginalement active […]. Enfin, en tant qu'obligé, EDF ne vend pas de CEE.

  609. Dalkia produit des CEE qu’elle revend ensuite aux différents obligés, à l’exception des certificats qu’elle utilise pour  répondre  à  ses
       propres obligations, qui se sont élevées à […] TWhc pour la première période et à […] TWhc pour la seconde période. Dalkia a vendu en 2012
       un volume modeste de CEE représentant […] TWhc, soit une part de marché d’environ [5-10] % par rapport à l’ensemble des CEE  échangés  sur
       la plateforme Emmy[372] et […] TWhc en 2013, représentant [0-5]% de part de marché.[373]

  610. Le marché français des CEE n'est donc pas affecté par l’Opération.

2 Aspects non horizontaux

1 Position des Parties

  611. Les Parties considèrent qu’il n’existe pas de lien vertical ou congloméral en lien avec  le  marché  des  CEE.  En  effet,  ce  marché  ne
       s’inscrit pas dans la logique d’une chaîne de valeur  économique  mais  n’est  qu’une  composante  d’un  mécanisme  régulatoire  visant  à
       contraindre les opérateurs économiques à internaliser les externalités négatives liées à l’émission de gaz à effet de serre.

  612. Les Parties argumentent aussi que l'Opération ne résulterait en aucune modification de la concurrence puisque Dalkia  n'a  vendu  en  2012
       qu’environ [5-10] % de l’ensemble des CEE échangés sur la plateforme Emmy et [0-5]% des CEE échangés en 2013. De plus, depuis 2010, Dalkia
       n’a vendu aucun CEE à EDF.[374]

  613. Les Parties précisent en outre que lorsqu’un client réalise des travaux générant des économies d’énergie, c’est le client qui  dispose  de
       la faculté de désigner le bénéficiaire des CEE générés. Dalkia, comme tout acteur proposant à ses clients  des  prestations  générant  des
       économies d’énergie éligibles au dispositif CEE, peut alors être désigné par ses clients et valoriser les CEE soit directement auprès d’un
       obligé, soit en les proposant à la vente sur le registre national des CEE.  Les  gains  tirés  de  cette  valorisation  sont  généralement
       partagés entre le client et le prestataire. Dalkia peut, aujourd’hui déjà, valoriser les CEE générés par ses activités auprès d’EDF ou  de
       tout autre obligé. L’intérêt de Dalkia restera d’obtenir la meilleure valorisation possible des CEE à son propre bénéfice et  au  bénéfice
       de ses clients.

  614. En tout état de cause, compte-tenu des parts de marché marginales des Parties rappelées ci-dessus, aucune préoccupation concurrentielle ne
       pourrait être rattachée à un hypothétique lien vertical ou congloméral.

2 Analyse de la Commission

  615. La Commission considère que le marché des CEE ne s’inscrit pas exclusivement dans la logique d’une chaîne de valeur  économique  et  qu'il
       est plutôt une composante d’un mécanisme visant à inciter les opérateurs économiques à faire des économies d'énergie.

  616. La Commission a examiné les effets sur la concurrence de l'hypothèse selon laquelle, à l’issue de l’Opération,  EDF  pourrait  racheter  à
       Dalkia des CEE à un prix élevé, ce qui pourrait donner un avantage important à Dalkia lors de réponses  aux  appels  sur  des  marchés  de
       services de gestion/maintenance multi-technique, de gestion déléguée de réseaux de chaleur et de froid et d'éclairage public.

  617. La Commission note aussi qu'EDF achète des volumes marginaux de CEE[375] et Dalkia vend des volumes modestes de CEE à EDF.[376]

  618. Pendant l'enquête de marché, si certains concurrents ont mentionné le dispositif des CEE comme  un  élément  important,  la  majorité  des
       clients et concurrents ont confirmé que l'Opération n'aurait pas d'impact sur les CEE.[377] Des  clients  et  concurrents  interrogés  ont
       également précisé que la possibilité de créer et valoriser des CEE ne joue pas un rôle différenciant dans les appels d'offres et  dans  le
       choix des prestataires de services par les clients.[378] De plus, les activités de revente et de génération des CEE ne sont pas  utilisées
       par des concurrents pour gagner des marchés; il est difficile d'en faire un  avantage  concurrentiel  supplémentaire  parce  que  cela  ne
       représente pas des masses économiques suffisamment importantes pour faire basculer la décision du client.[379]

  619. Compte tenu de ce qui précède, notamment les volumes modestes des CEE vendus par Dalkia et les volumes modestes des  achats  des  CEE  par
       EDF, le fait que Dalkia n'a vendu aucun CEE à EDF depuis 2010, le fait que la possibilité de créer et valoriser des CEE  ne  joue  pas  un
       rôle différenciant dans le choix des prestataires de services par les clients, et compte tenu  que  l'enquête  du  marché  a  indiqué  que
       l'Opération n'a pas d'impact sur les CEE, la Commission  considère  que  l’Opération  n’est  pas  susceptible  d’avoir  des  effets  anti-
       concurrentiels en relation avec les aspects non horizontaux liés aux CEE.

3 Conclusion

  620. Au vu de ce qui précède, la Commission conclut que l'Opération ne soulève pas des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec  le  marché
       intérieur sur le marché hypothétique des CEE en France.

9 Marchés de la gestion des déchets

1 Aspects horizontaux

  621. En France, EDF est essentiellement présente dans le secteur de la gestion des déchets via sa filiale Tiru, qui n'est active qu'en  matière
       de gestion des déchets banals. Son activité porte sur le traitement des déchets par incinération et sur la valorisation des déchets.

  622. EDF est aussi présente dans la filière biogaz par le biais de Verdesis, filiale d’EDF Energies Nouvelles,  qui  assure  le  traitement  du
       biogaz principalement sur des centres de stockage de déchets, des stations d’épuration et des usines de méthanisation.

  623. Dalkia est active dans le secteur de la gestion des déchets de  manière  marginale  via  quelques  filiales,  notamment:  (i)  la  société
       d’exploitation thermique du Mirail, dont Dalkia n'a pas contrôle;[380] (ii) Nancy Energie qui est  titulaire  jusqu’en  juin  2016,  d’une
       concession qui inclut l’exploitation du réseau de chauffage urbain de Nancy  et  d’un  incinérateur;[381]  (iii)  la  Société  Niçoise  de
       Réalisations Thermiques (« Sonitherm »)[382] qui est titulaire jusqu’en décembre 2018, d’une concession de  chauffage  urbain  qui  inclut
       l’exploitation du réseau et d’un incinérateur; (iv) Carbiolane[383] qui est titulaire de la concession relative à l’exploitation  d'unités
       de valorisation des résidus urbains de la Ville de Lille et de déchets verts et organiques; et (v) la société Mancelle de Distribution  de
       Chaleur et d’Incinération de résidus  urbains[384]  qui  est  titulaire  de  la  concession  de  service  public  pour  l’exploitation  de
       l’incinérateur de résidus urbains de la Ville du Mans, mais ne réalise aucun chiffre d’affaires sur les marchés concernés car elle a sous-
       concédé l’exploitation de l’incinérateur à une autre société.

  624. Les activités des Parties se résument à la valorisation et l'incinération des déchets banals.

1 Valorisation des déchets banals

1 Position des Parties

  625. Les Parties expliquent que dans le marché français de la valorisation des métaux ferreux, le chiffre d’affaires  […].  Pour  sa  part,  le
       chiffre d’affaires de Dalkia France est d'EUR […].

  626. En ce qui concerne le marché français de la valorisation des métaux non-ferreux, le chiffre d’affaires réalisé par Tiru en 2012 est  d'EUR
       […]. Pour sa part, Dalkia France a réalisé un chiffre d’affaires d'EUR […].

  627. Le marché français de la valorisation des métaux ferreux étant estimé, par la FEDEREC (association professionnelle regroupant les  acteurs
       du recyclage), en 2012, à EUR […] et celui de la valorisation des métaux non ferreux, à EUR […]. La part de marché  combinée  des  Parties
       est donc inférieure à [0-5] % sur chacun de ces marchés.

2 Analyse de la Commission

  628. En ce qui concerne la valorisation des déchets banals, qui, conformément à la pratique décisionnelle de la  Commission  précitée  pourrait
       être distinguée en autant de marchés que de types de matières à valoriser, les activités des Parties ne se recoupent que sur  les  marchés
       de la valorisation des métaux ferreux et de la valorisation des métaux non ferreux. Sur chacun de ces marchés, EDF et Dalkia possèdent des
       parts de marché combinées [0-5]%.

  629. Ainsi, aucun des marchés de la valorisation des déchets banals n'est affecté et l’Opération n’est pas susceptible d’avoir d’impact sur ces
       marchés.

2 Incinération des déchets banals

1 Position des Parties

  630. Les Parties expliquent que si l’on devait considérer les parts de marché des Parties au niveau national, l’Opération ne donnerait pas lieu
       à un marché affecté vu que la part de marché combinée est de [10-20] %, au surplus largement inférieure à celle de Veolia  Propreté  ([30-
       40]%) et de Suez-Environnement ([30-40]%). Dans ces conditions, l’Opération ne suscite aucune difficulté au niveau  national.  L’Opération
       ne soulève pas davantage de difficultés au niveau infra-national vu que les incinérateurs opérés par les filiales de  Dalkia  France  sont
       situés dans des départements différents.

2 Analyse de la Commission

  631. La Commission relève que les Parties ne sont pas actives dans l’incinération des déchets  banals,  sur  les  mêmes  marchés  géographiques
       infranationaux (départementaux ou régionaux).

  632. Sur un hypothétique marché national, EDF (Tiru) a une part de marché de [10-20]% et Dalkia de [0-5]%.[385] Au niveau national, l’Opération
       ne donne donc pas lieu à un marché affecté.

3 Conclusion

  633. Au vu de ce qui précède la Commission considère que l'Opération conduira à un chevauchement horizontal limité et que l'entité fusionnée ne
       disposera donc pas d'un pouvoir de marché significatif sur les marchés de la gestion des déchets.

2 Aspects non-horizontaux

1 Marchés concernés

  634. Compte tenu des faibles parts de marché des Parties sur les marchés de la valorisation des déchets banals,  la  Commission  considère  que
       l'existence d'effets non-horizontaux anticoncurrentiels peut être écartée sur ces marchés.

  635. Les Parties expliquent que l'activité d’incinération donne lieu à une valorisation énergétique lorsque les incinérateurs sont en mesure de
       récupérer la chaleur dégagée par la combustion pour la transformer en  vapeur  et/ou  en  électricité.  La  valorisation  énergétique  est
       consubstantielle et indissociable de l’incinération effectuée par ces incinérateurs et ne constitue pas une  activité  aval  de  celle-ci.
       D'après les Parties il n’existe donc pas de relation de nature non-horizontale entre l’incinération et la valorisation énergétique.

  636. L’incinération, lorsque ces incinérateurs sont capables de valoriser la chaleur dégagée par la combustion, donne lieu à une production  de
       chaleur et/ou d’électricité. La valorisation énergétique des déchets produit de l’énergie thermique et  de  l’électricité  qui  permettent
       d’alimenter des réseaux de chauffage et d’électricité.

  637. A ce titre, la Commission analyse les relations non-horizontales existant entre le marché de l'incinération des déchets banals et  (a)  le
       marché de la production/vente en gros d'électricité et (b) le marché de la gestion déléguée des réseaux de chaleur.

2 Marché de l'incinération des déchets banals / marchés de l'électricité (production et vente en gros, fourniture au détail)

1 Position des Parties

  638. Les Parties expliquent que l'on peut exclure toute problématique entre la valorisation énergétique des déchets et la production  et  vente
       en gros d’électricité dans la mesure où l’électricité produite par les installations exploitées par Tiru ou Verdesis est  revendue  à  EDF
       sous obligation d’achat. De même, s’agissant de Dalkia, l’essentiel de sa production d’électricité est vendue  à  EDF  dans  le  cadre  de
       l’obligation d’achat.

2 Analyse de la Commission

  639. Dans la mesure où l'essentiel de la production d'électricité des filiales d'EDF dans le cadre de l'incinération  des  déchets  banals  est
       revendue à EDF sous obligation d'achat, la Commission considère que l'éventuel lien non-horizontal entre l'incinération des déchets et  la
       production et vente en gros d'électricité ne produira pas d’effets anti-concurrentiels.

  640. L'obligation d'achat d'un certain nombre d'incinérateurs exploités par Tiru arrivera à expiration dans un horizon de 3 à 5 ans. Comme pour
       les cogénérations, un arrêté[386] permet d’accéder à nouveau à un contrat d’obligation d’achat à la condition que des  investissements  de
       rénovation aient été effectués. Cependant, a contrario des conditions d'achat applicables  aux  cogénérations,  le  prix  de  l’obligation
       d’achat pour ces installations est proche du prix de marché. Il est donc probable qu’une grande partie des opérateurs d'incinérateurs dont
       les contrats d’obligation d’achat arrivent à échéance fasse le choix du marché pour la vente de leur production.[387]

  641. La Commission note cependant que l'expiration des obligations d'achat portant sur l'électricité produite par les  incinérateurs  de  Tiru,
       filiale d'EDF, ainsi que leur éventuel renouvellement, ne sont pas spécifiques à l'Opération.

  642. Concernant un éventuel lien vertical entre la fourniture d'électricité au détail et l'incinération des déchets banals, la Commission  note
       que, si l'électricité est un intrant important (représentant environ […]% des coûts d'exploitation d'une unité  d'incinération),  ce  lien
       n'est pas spécifique à l'Opération.

3 Marché de l'incinération des déchets banals / marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur

1  Position des Parties

  643. Parmi les incinérateurs exploités par Tiru, seuls […] d’entre eux sont reliés à un réseau de chaleur (dont […] est exploité  par  Tiru  et
       […] par des concurrents de Dalkia).

  644. Dans la mesure où les […] incinérateurs exploités par Tiru ne  sont  pas  raccordés  à  des  réseaux  de  chaleur  exploités  par  Dalkia,
       l’Opération ne crée aucune relation de nature non-horizontale entre l’activité de valorisation thermique de Tiru et l’activité de  gestion
       déléguée des réseaux de chaleur de Dalkia. Le même constat s’impose s’agissant de l’activité d'incinération de Dalkia dans  la  mesure  où
       les incinérateurs exploités par Dalkia ne sont pas raccordés à un réseau de chaleur exploité par EDF, cette dernière  étant  au  demeurant
       présente de manière marginale dans la gestion des réseaux de chaleur.

  645. En outre, selon les Parties, parmi les 207 réseaux de chaleur gérés par Dalkia en 2012, une toute petite minorité  (environ  […])  d’entre
       eux est reliée à des unités d’incinération des ordures ménagères. Parmi ces quelques unités, […] ne sont pas gérées par le  groupe  Veolia
       Propreté.[388]

  646. Selon les Parties, le fait qu'il existe des incinérateurs gérés par des concurrents de Tiru qui sont reliés à des réseaux de chaleur gérés
       par les Parties n'a pas d'impact à l'égard de l'Opération car : (i) le choix de l'exploitant d'une unité d'incinération ou du gestionnaire
       d'un réseau de chaleur s'effectue toujours dans le cadre d'appels d'offres et dans ce cadre,  la  règlementation  en  matière  de  marchés
       publics oblige la fourniture de toutes informations relatives à l'interface technique et commerciale avec le réseau  de  chaleur  relié  à
       l'incinérateur en question aux candidats soumissionnaires, ce qui empêche que cette situation constitue un avantage concurrentiel pour  le
       groupe en place; et (ii) la sélection de l'entreprise destinée  à  prendre  en  charge  l'exploitation  d'un  incinérateur  est  effectuée
       indépendamment de l'identité de l'entreprise de la gestion déléguée du réseau de chaleur, le gestionnaire de réseau ne  bénéficiant  ainsi
       d'aucun avantage dans le processus de mise en concurrence relatif à l'exploitation de l'unité d'incinération.

2 Analyse de la Commission

  647. La Commission examine si l'entité fusionnée aurait la capacité et l'incitation d'évincer ses concurrents en exploitant, par  un  effet  de
       levier, la forte position qu'elle occupe sur un de ces marchés.

  648. En ce qui concerne le marché de l'incinération des déchets banals, l'entité fusionnée aurait une part de marché combinée de [10-20]%. Elle
       ne bénéficie pas d'un pouvoir de marché significatif sur ce dernier.

  649. En revanche, sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de chaleur, Dalkia détient une part de marché de  [30-40]  %,  comme  indiqué
       dans la section 6.4.1.[389] Une analyse relative à une possible stratégie d'éviction s'avère donc pertinente.

  650. Dans ce contexte la Commission envisage trois scénarii d'éviction :
            – Scenario 1: un appel d'offres unique portant en parallèle sur (i) la construction et/ou l'exploitation d'un  incinérateur  et  (ii)
              la construction et/ou l'exploitation d'un réseau de chaleur ;
            – Scenario 2: un appel d'offres groupé portant en parallèle sur (i) la construction et/ou l'exploitation d'un  incinérateur  et  (ii)
              la construction et/ou l'exploitation d'un réseau de chaleur ;
            – Scenario 3: un appel d'offres pour la construction et/ou l'exploitation d'un incinérateur relié à un réseau  de  chaleur  géré  par
              les Parties.[390]

  651. Dans le scenario 1, et parfois dans le scenario 2, la Commission relève que la ou les entités  publiques  délégantes  s'entendent  souvent
       pour fixer le prix de la chaleur vendue par l'incinérateur au réseau de chaleur, ce prix étant intégré au cahier des charges qui  s'impose
       aux répondants à l'appel d'offres. Dans ce cas, il n'existe pas de possibilité pour les soumissionnaires d'améliorer la  compétitivité  de
       leur offre d'exploitation de l'incinérateur par le biais du prix de vente de la chaleur.

  652. Dans le scenario 2, le prix de la chaleur peut ne pas être fixé par les entités publiques délégantes. Dans ce  cas,  les  appels  d'offres
       étant concomitants, la Commission rappelle que la possibilité existe pour les concurrents de Tiru  de  faire  des  partenariats  avec  les
       concurrents de Dalkia sur le marché de la gestion de réseaux de chaleur et d'offrir des services combinant l'exploitation  d'incinérateurs
       et la gestion d'un réseau de chaleur. De tels partenariats ont pu être observés par le passé.[391] Ainsi, une stratégie d'offres  groupées
       de l'entité fusionnée pourrait être reproduite par des groupements de sociétés.

  653. Enfin, dans le scenario 3 l'occurrence d'un risque d'éviction des concurrents du marché peut être considérée comme très limitée. Entre […]
       réseaux de chaleur gérés par Dalkia sont actuellement reliés à un incinérateur.

  654. Ainsi, même dans le cas hypothétique où Tiru était amené à remporter les contrats d'exploitation  de  l'ensemble  des  incinérateurs  qui,
       parmi ces […] incinérateurs reliés à des réseaux de chaleur gérés par Dalkia, feront l'objet d'un renouvellement dans les  3-5  prochaines
       années, l'impact sur les parts de marché de Tiru et de ses concurrents serait limité, ces derniers représentant au maximum environ […]% du
       parc français des incinérateurs de déchets ménagers ou assimilés en service.[392] Au vu des parts de marché relativement faibles de  Tiru,
       l'éviction des concurrents à moyen terme est ainsi peu probable.

  655. Par ailleurs, dans la mesure où le réseau de chaleur auquel l'incinérateur est relié  constitue  un  marché  local  de  la  production  et
       fourniture de chaleur sur lequel le gestionnaire du réseau est souvent en situation de monopsone, toute pratique du gestionnaire de réseau
       ayant pour objet de privilégier une entité parente pourrait être considérée comme un abus de position dominante au sens  du  droit  de  la
       concurrence, ce qui pourrait réduire les incitations de l'entité fusionnée à mettre en œuvre de telles pratiques.

  656. La Commission a également considéré si l'entité fusionnée pourrait bénéficier d’un avantage par rapport à ses concurrents  dans  le  cadre
       d’appels d’offres groupés mixtes, dans l'hypothèse où l’entité intégrée EDF / Tiru / Dalkia serait en mesure de bénéficier  de  conditions
       tarifaires préférentielles de la part d’EDF sur (i) d’une part, la  fourniture  d’électricité  nécessaire  au  fonctionnement  de  l’unité
       d’incinération et du réseau de chaleur et (ii) d’autre part, l’électricité vendue par l’unité d’incinération (voir le réseau de chaleur si
       lui-même comporte une unité de cogénération).

  657. La Commission considère qu'une telle hypothèse se ramène à l'étude des trois liens suivants : (i) fourniture  d'électricité  au  détail  /
       incinération des déchets banals, (ii) incinération des déchets banals / production et vente en  gros  d'électricité  et  (iii)  fourniture
       d'électricité au détail / gestion déléguée des réseaux de chaleur. Comme indiqué précédemment dans cette section et dans la Section 6.4.2,
       la Commission considère qu'en la matière, l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur la concurrence.

  658. En outre, une large majorité des entités ayant répondu à l'enquête de marché indiquent que l'opération n'aura pas d'impact sur les marchés
       de la gestion des déchets.[393]

  659. Au vu de ce qui précède, la Commission conclut que l'entité fusionnée ne disposera pas de la capacité  de  verrouiller  le  marché,  après
       l'Opération.

  660. La Commission conclut que les liens non-horizontaux entre l'incinération des déchets banals et la gestion déléguée des réseaux de  chaleur
       ne produiront pas d’effets anti-concurrentiels, notamment pour les raisons suivantes :  (i)  dans  certains  cas,  les  entités  publiques
       délégantes fixent elles-mêmes le prix de la chaleur vendue ; (ii)  lorsque  l'appel  d'offres  porte  à  la  fois  sur  l'exploitation  de
       l'incinérateur et du réseau de chaleur, la possibilité existe pour les sociétés monoproductrices concurrentes de répliquer  une  stratégie
       d'offres combinées ; et (iii) les Parties ne gèrent qu'un faible nombre de réseaux de chaleur reliés à un incinérateur.

3 Conclusion

  661. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l'Opération n'aura pas d'effet significatif sur  la  concurrence  sur  les
       marchés de la gestion des déchets. L'Opération ne soulève donc pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché intérieur sur
       ces marchés.

10 Effets coordonnés

  662. Des effets coordonnés se produisent lorsque l'opération de concentration change la nature  de  la  concurrence  de  telle  sorte  que  les
       entreprises qui, jusque-là, ne coordonnaient pas leur comportement, seraient dorénavant  beaucoup  plus  susceptibles  de  le  faire  pour
       augmenter leurs prix ou porter atteinte, d'une autre manière, à la concurrence effective. Une opération de  concentration  peut  également
       faciliter, stabiliser ou rendre plus efficace la coordination entre  des  entreprises  qui  coordonnaient  déjà  leur  comportement  avant
       l'opération.[394]

1 Position des Parties

  663. Les Parties estiment que le risque de coordination peut être écarté sur les marchés de la  fourniture  d’électricité  dans  la  mesure  où
       Dalkia n’y est pas présente. L’Opération ne changera donc pas la structure concurrentielle du marché.

  664. Sur le marché de la gestion/maintenance multi-technique, EDF est présente sur  la  conception/réalisation  des  installations  techniques,
       alors que Dalkia, de son côté, offre plutôt des services de gestion/maintenance. Les activités d’EDF et de Dalkia France sont donc  plutôt
       complémentaires que concurrentes. Par ailleurs, EDF n’est que très faiblement présente sur ce marché. Dès lors, l’Opération ne sera pas de
       nature à modifier la structure concurrentielle du marché.

  665. En ce qui concerne les marchés de l’éclairage public, les Parties expliquent que le risque de coordination est inexistant en raison de  la
       présence limitée de la nouvelle entité sur ces marchés qui continuera à faire face à la concurrence active. L’Opération ne sera  donc  pas
       susceptible de modifier la structure du marché.

  666. Les Parties considèrent que le large pouvoir discrétionnaire détenu par les entités publiques et la clientèle privée dans le  choix  final
       du prestataire, combiné à la dynamique concurrentielle de ce marché, rend l’adoption de  comportements  parallèles  délibérés  onéreux  et
       impossibles à surveiller réciproquement sur ces marchés.

  667. En particulier, les Parties expliquent que sur les marchés en cause, la clientèle, aussi bien publique que privée,  a  quasi-exclusivement
       recours à des procédures d’appels d’offres ou de mises en concurrence pour choisir son prestataire de services.  En  raison  de  la  forte
       hétérogénéité des appels d’offres, tant en termes de taille que d’exigences, les clients prennent en considération  de  nombreux  critères
       autres que le prix pour faire leur choix, notamment la qualité des prestations. De plus, les marchés en cause sont animés par de  nombreux
       acteurs provenant des horizons divers.

  668. Les Parties concluent que l’Opération ne soulèvera pas de risque d’effets coordonnés de nature à affecter le jeu de la concurrence sur les
       marchés en cause.

2 Analyse de la Commission

  669. En premier lieu, la coordination est plus probable sur des marchés où il est relativement simple de parvenir à une compréhension  mutuelle
       de ses modalités d'exercice, c’est-à-dire des marchés avec des produits homogènes et un grand degré de transparence.

  670. En outre, trois exigences doivent être remplies pour que la coordination soit durable. Tout d'abord, les entreprises qui coordonnent  leur
       comportement doivent être capables de surveiller dans une  mesure  suffisante  si  les  modalités  de  la  coordination  sont  respectées.
       Deuxièmement, la discipline impose qu'il existe une forme de mécanisme de dissuasion  crédible  qui  puisse  être  mise  en  œuvre  si  un
       comportement déviant est détecté. Finalement, les réactions d'entreprises qui ne  participent  pas  à  la  coordination,  telles  que  les
       concurrents actuels ou futurs, ainsi que les réactions des clients, ne devraient pas pouvoir remettre en cause les résultats  attendus  de
       la coordination.[395]

  671. Concernant en particulier les concentrations conglomérales, elles  peuvent  influencer  la  probabilité  d'un  comportement  coordonné  en
       réduisant le nombre de concurrents effectifs de manière telle que la coordination tacite devienne réellement possible. Même lorsqu'ils  ne
       sont pas exclus du marché, des concurrents peuvent se retrouver dans une situation plus vulnérable. Il se peut donc  que  des  concurrents
       évincés choisissent de ne pas contester la situation de coordination, préférant accepter, pour se protéger, des prix plus élevés.[396]

  672. Les éléments mentionnés ci-dessus sont analysés par la Commission concernant les effets de l'Opération sur les marchés où les Parties sont
       présentes simultanément ainsi que sur les marchés où les activités des Parties sont liées et/ou connexes,  notamment  les  marchés  de  la
       production de l'électricité, la fourniture au détail de l'électricité, la gestion/maintenance multi-technique,  l'éclairage  public  ainsi
       que la gestion déléguée de réseaux de chaleur et de froid.

  673. Tout d'abord, concernant le marché de la  production  et  vente  en  gros  d'électricité  sur  lequel  les  deux  Parties  sont  présentes
       simultanément, le risque d'effets coordonnés peut être écarté dans la mesure où l'Opération ne changera pas la structure du marché.  Comme
       expliqué dans la Section 6.3.1, une large part de la production de Dalkia est rachetée par EDF, dans  des  conditions  règlementaires,  au
       titre de l'obligation d'achat de cette dernière.

  674. Concernant le marché de la fourniture d’électricité, vu que Dalkia n'est pas active sur ce marché, l'Opération ne changera la structure du
       marché que si des offres groupées services et électricité devaient émerger. Par contre la Commission  ne  considère  pas  que  l'Opération
       facilite la coordination sur le marché de l'électricité et/ou sur les marchés de services.

  675. En effet, la première exigence concerne la capacité de surveiller dans une mesure suffisante si les  modalités  de  la  coordination  sont
       respectées[397] ainsi que l’existence d’une compréhension mutuelle des modalités de la coordination. Ces deux  facteurs  ne  semblent  pas
       susceptibles de se matérialiser après l'Opération car les marchés en  cause  ne  sont  pas  suffisamment  transparents  pour  assurer  une
       éventuelle coordination:

            – Premièrement, les services en cause peuvent être assimilés à des services différenciés  dans  la  mesure  où  ils  constituent  des
              services proposés à des entités différentes selon des conditions hétérogènes, et doivent donc être adaptées selon les attentes très
              spécifiques de chaque client.

            – Deuxièmement, les clients ont pour chacun des marchés identifiés un nombre significatif de soumissionnaires  répondant  aux  appels
              d'offres[398].

            – Troisièmement, comme expliqué dans la Section 6.4, le marché des services de  gestion/maintenance  multi-technique  ne  semble  pas
              être caractérisé par de fortes barrières à l'entrée/expansion, tel que démontré par exemple par l'entrée d'Eiffage Energie en 2010.
              Concernant le marché de l'éclairage public, comme expliqué dans la Section 6.6 ce marché ne présente pas de barrière  significative
              à l'entrée ou à l’expansion.

  676. La deuxième exigence correspond à l'existence de mécanismes de dissuasion qui doivent être identifiables, crédibles et capables d'être mis
       en œuvre en temps utile. L'organisation d'appel d'offres et le pouvoir des clients de choisir le  prestataire  de  ces  services  sont  en
       l'espèce susceptibles d'empêcher le déclenchement de mécanismes de dissuasion crédibles. En  effet,  les  marchés  en  cause  fonctionnent
       majoritairement sur la base d’appels d'offres. De plus, ces appels d’offres sont hétérogènes, en termes de taille, de services fournis, et
       de conditions d'octroi.

  677. La Commission considère qu'il n'est pas nécessaire d'analyser la troisième exigence qui porte sur les réactions des entreprises étrangères
       à la coordination. En tout état de cause, la Commission relève que l'Opération n'est pas susceptible de réduire la marge de manœuvre  dont
       disposent les entreprises  étrangères  à  la  coordination  pour  déstabiliser  cette  dernière,  et  n'est  pas  susceptible  d'entraîner
       l'élimination d'un acheteur déstabilisateur sur le marché.

3 Conclusion

  678. Au regard des éléments qui précèdent, la Commission conclut que l’Opération ne soulève pas de doutes sérieux quant à sa compatibilité avec
       le marché intérieur en ce qui concerne les effets coordonnés.

       CONCLUSION

  679. La Commission européenne a décidé, pour les raisons exposées ci-dessus, de ne pas s’opposer à  l’opération  notifiée  et  de  la  déclarer
       compatible avec le marché intérieur et avec l’accord EEE. La présente décision  est  prise  sur  la  base  de  l’article 6,  paragraphe 1,
       point b), du règlement sur les concentrations.

                                        Par la Commission

                                        (signé)
                                        Joaquín ALMUNIA
                                        Vice Président

-----------------------
[1]   JO L 24 du 29.1.2004, p. 1 («le règlement sur  les  concentrations»).  Applicable  à  compter  du  1er décembre  2009,  le  traité  sur  le
      fonctionnement de l’Union européenne («TFUE») a introduit divers changements, parmi lesquels le remplacement des  termes  «Communauté»  par
      «Union» et «marché commun» par «marché intérieur». Les termes du TFUE seront utilisés dans cette décision.
[2]   Publication au Journal officiel de l’Union européenne n° C 157 du 24.05.2014, p. 3.
[3]   Décision M. 7145- Veolia Environnement/Dalkia environnement du 7 mai 2014.
[4]   Les Parties sont simultanément actives en Belgique, République Tchèque, Espagne, Finlande, Norvège et Slovaquie. Toutefois, l’Opération  ne
      donnera lieu à aucun chevauchement horizontal, ni à des effets verticaux ou congloméraux de nature à affecter la concurrence. Cf.  §761  du
      Form CO.
[5]   Chiffre d’affaires calculé conformément à l’article 5 du règlement sur les concentrations.
[6]   BOCCRF n° 02 du 23 février 2001.
[7]   Renommée Edenkia, et vendue en 2011 au groupe Proxiserve (Form CO, paragraphe 149).
[8]   Form CO, paragraphe 149.
[9]   Le principe de spécialité a été supprimé par la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité  et  du  gaz  et
      aux entreprises électriques et gazières (JORF n° 145 du 11 août 2004). Cette évolution, qui a élargi les  possibilités  de  diversification
      d’EDF, a été consacrée par la transformation d'EDF en société anonyme par décret n° 2004-1224 du 17  novembre  2004  (JORF  n°  269  du  19
      novembre 2004).
[10]  Par ailleurs, pour l’analyse des effets de l'Opération, la Commission s’est fondée davantage sur des données en valeur  et  en  volume  que
      sur des données en nombre de sites. Ces dernières données sont généralement moins représentatives des conditions concurrentielles à l’œuvre
      sur les marchés affectés.
[11]  Cf. décision M.4180 Gaz de France/Suez. L'Autorité française de la concurrence (« l'Autorité») a eu une approche  similaire;  cf.  décision
      de l'Autorité de la Concurrence n°09-DCC-28 Poweo/Österreichische Elektrizitätswirtschafts-Aktiengesellschaft.
[12]  Cf. décisions M.5979 KGHM / Tauron Wytwarzanie / JV et M.5467 RWE / Essent.
[13]  Concernant la France en particulier, l'Autorité, saisie d’une  plainte  d’un  groupement  de  producteurs  indépendants  qui  alléguait  de
      pratiques anticoncurrentielles d’EDF sur un marché de "l’extrême pointe", a rejeté les  griefs  en  concluant  à  l’absence  de  moyens  de
      production dédiés à la production de pointe, et en analysant les griefs formulés sur "le marché de gros  français  de  l’électricité".  Cf.
      décision de l’Autorité n° 11-D-09 du 8 juin 2011 relative à des pratiques mises en œuvre par EDF et RTE dans le secteur  de  l’électricité,
      voir notamment pt. 239.
[14]  Dalkia possède des groupes diesels dispatchables, correspondant à des moyens de pointe, qui ne représentent une capacité totale  limitée  à
      […] MW. Ces groupes sont déjà contractualisés avec EDF ou RTE.
[15]  Cf. réponses à la question 11 du questionnaire Q1-concurrents.
[16]  Cf. notamment réponses à la question 7.1 du questionnaire Q1-concurrents et à la question 7.1 du questionnaire Q2-clients.
[17]  Cf. décision COMP/M.4180 Gaz de France/Suez. Cf. lettre du Ministre français de l'économie,  de  l'industrie  et  de  l'emploi  C2008-42  –
      A2A/Coriance.
[18]  Cf. décision COMP/M.2947 Verbund / Energie Allianz.
[19]  Cf. décision COMP/M.3268 Sydkraft / Graninge.
[20]  Cf. réponses à la question 8.1 du questionnaire Q1-concurrents et à la question 10.1 du questionnaire Q2-clients.
[21]  Voir notamment les Décisions n° COMP/M.3696 E.ON/MOL pour la Hongrie, et n° COMP/M. 4180 GDF/Suez pour la Belgique ainsi  que  la  décision
      du 26 juillet 2008 en application de l'article 9 du règlement No 1/2003 dans les affaires COMP/39.388 – marché allemand de la vente en gros
      d'électricité et COMP/39.389 – marché allemand du courant d'ajustement, dans laquelle la Commission a considéré l'existence  d'un  abus  de
      position dominante au sens de l'article 102 TFUE sur le marché allemand du courant d'ajustement secondaire et a accepté des engagements  de
      la part de l'entreprise concernée en vue de mettre fin au possible abus.
[22]  Mécanisme prévu par la loi 2000-108 du 10 février 2000.
[23]  RTE est une filiale à 100% d'EDF.
[24]  Cf. décisions M.5979 KGHM/Tauron Wytwarzanie/JV, M.5827 Elia/IFM/50Hertz, M.5707 Tennet/E.ON, M.4180 Gaz de France /  Suez,  M.3440  EDP  /
      ENI / GDP ainsi que la décision du 26 juillet 2008 dans les affaires COMP/39.388 – marché allemand de la vente  en  gros  d'électricité  et
      COMP/39.389 – marché allemand du courant d'ajustement.
[25]  Autorité de la concurrence, Avis n° 13-A-25 du 20 décembre 2013 concernant l’effacement de consommation dans le secteur de l’électricité.
[26]  La puissance installée du parc en France était de 129 GW au 31 décembre 2012, Rapport  CRE  «  le  fonctionnement  des  marchés  de  détail
      français de l’électricité et du gaz naturel – Rapport 2012-2013 », janvier 2014, figure 53.
[27]  Loi n°2013-312 du 15 avril 2013, portant notamment création de l'article L. 271-1 du Code de l’énergie.
[28]  Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché  de  l'électricité,  dite  loi  NOME,  portant  notamment  création  des
      articles L. 335-1 à L. 335-6 du code de l’énergie.
[29]  Cf. décision M.4994 Electrabel/Compagnie Nationale du Rhône. Cf. aussi décision de l'Autorité n° 07-D-43 du 10  décembre  2007  relative  à
      des pratiques mises en œuvre  par Electricité de France, point 24.
[30]  Cf. décision M.4994 Electrabel/Compagnie Nationale du Rhône.
[31]  Cf. réponses à la question 7.1 du questionnaire Q1-concurrents et à la question 8.1 du questionnaire Q2-clients.
[32]  Cf. décisions M.3440 EDP/ENI/GDP et M.4994 Electrabel/Compagnie Nationale  du  Rhône.  Cf.  aussi  décisions  de  l’Autorité  n° 11-DCC-142
      Poweo/Direct Energie et n° 09-DCC-28 Poweo/ Österreichische Elektrizitätswirtschafts-Aktiengesellschaft.
[33]  Cf. réponses à la question 9.1 du questionnaire Q1-concurrents et à la question 10.1 du questionnaire Q2-clients.
[34]  Cf. décisions M.4180 Gaz de France/Suez et M.5220 ENI/Distrigaz. Cf. lettre du Ministre  français  de  l'économie,  de  l'industrie  et  de
      l'emploi C2008-42 – A2A/Coriance.
[35]  Cf. décision M.4180 Gaz de France/Suez.
[36]  EDF, définition du marché du gaz, 17 juin 2014. Voir aussi Rapport CRE « le fonctionnement des marchés de détail français de  l’électricité
      et du gaz naturel – Rapport 2012-2013 », janvier 2014, p.116-117.
[37]  Cf. décisions M.4180 Gaz de France/Suez et M.5220 ENI/Distrigaz. Voir aussi lettre du Ministre français de l'économie,  de  l'industrie  et
      de l'emploi C2008-42 – A2A/Coriance.
[38]  Une zone d’équilibrage est une zone géographique du réseau de transport de gaz sur laquelle l’équilibre doit être assuré entre les  entrées
      et les sorties de gaz.
[39]  Cf. décisions M.3653 Siemens/VA Tech, point 461 et M.6020 ACS/Hochtief, points 15-17.
[40]  Cf. décision M.6020 ACS/Hochtief, points 18-19.
[41]  Cf. décision M.4180 GDF/Suez, point 1037.
[42]  Cf. décision M.4180 GDF/Suez, point 1038.
[43]  Cf. Form CO, paragraphes 693-717.
[44]  V. réponses à la question 32 du questionnaire Q1 - concurrents et à la question 25 du questionnaire Q2 - clients.
[45]  Dalkia estime que la part des contrats comportant des engagements de réduction des consommations (contrats avec un intéressement  explicite
      à la réduction des consommations d’énergie) est de l’ordre de 20 % des contrats en nombre et 40% des  contrats  en  valeur,  cf.  Form  CO,
      paragraphe 414.
[46]  Le CPE est défini dans la Directive 2006/32/CE du 5 avril 2006 sur l'efficacité énergétique et le cadre réglementaire français.
[47]  Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ADEME du 3 avril 2014. Voir aussi notamment Section 6.4.2.1.2.
[48]  Form CO, para 401.
[49]  Etat des lieux et analyse du marché français des services d’efficacité énergétique.
[50]  Cf. réponses à la question 35.2 du questionnaire Q1 – concurrents.
[51]  Cf. réponses à la question 28 du questionnaire Q2 – clients.
[52]  Il y aurait 150 à 200 data centers en France ; ce nombre est  en croissance (dans une fourchette de 15 à 25% par an).
[53]  Cf. décision M.4180 GDF/Suez, point 1040.
[54]  Cf. décisions M.3653 Siemens/VA Tech, point 461 – dimension EEE laissé  ouverte  et  M.6020  ACS/Hochtief  –  dimension  nationale  laissée
      ouverte, points 16 et 18.
[55]  Voir réponses aux questions 37 du questionnaire Q1 - concurrents et 30 du Q2 - clients.
[56]  Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec BNP Paribas du 16 mai 2014 et minutes de l'entretien téléphonique avec Nexity du 12 mai  2014.

[57]  Décisions de la Commission n° COMP/M.1803 – Electrabel/EPON du 7 février 2000, point 14 et n° COMP/M.5793 – Dalkia CZ/NWR Energy du 12  mai
      2010, point 13. Voir aussi décision de l’Autorité n° 11-DCC-41 du 11 mars 2011 relative à l’acquisition du contrôle exclusif par la société
      NeoElectra Group de certains actifs de la société SEEM, point 16.
[58]  Décisions de la Commission n°5365 – IPO/EnBW/PRAHA/PT du 6 octobre 2009, point 16 et n° COMP/M.5793 – Dalkia CZ/NWR Energy précitée,  point
      16. En ce qui concerne la France, voir décision de l’Autorité n° 11-DCC-41 – NeoElectra/SEEM, point 17.
[59]  Form CO, § 353-354.
[60]  Cf. Réponse d'EDF du 23 Mai à la RFI-EDF-2.
[61]  Seulement 10 % environ des réseaux de chaleur sont gérés directement par les autorités locales, en régie.
[62]  Dans le cadre d’une régie, la commune supporte la totalité du risque inhérent à l’exploitation et  au  financement  des  installations.  Le
      prestataire extérieur est consulté pour l’établissement du tarif et reçoit de la collectivité une rémunération qui comprend une  part  fixe
      et un intéressement.
[63]  La gérance s’apparente à la régie intéressée hormis le fait que le gérant n’intervient pas dans le mécanisme de  fixation  du  prix  et  ne
      tire de ses activités qu’une rémunération indépendante des résultats réalisés.
[64]  Un PPP est un contrat dans lequel le cocontractant de la collectivité  publique  fournit  une  prestation  de  service  à  la  collectivité
      publique, le paiement de cette prestation étant assuré par la collectivité publique qui assume le risque lié à  l’exploitation  du  service
      (alors que, dans le cadre de la gestion déléguée, le risque d’exploitation est transféré au délégataire de service public,  ce  dernier  se
      rémunérant en général sur les usagers du service).
[65]  D'après les Parties, la durée moyenne des contrats de gestion déléguée varie entre 16 et 25 ans.
[66]  La concession de service public est le mode le plus  utilisé,  dans  le  cadre  de  laquelle  le concessionnaire  finance  et  réalise  les
      installations et exploite ensuite le réseau pendant la durée du contrat afin d’amortir les  investissements  consentis  et  de  dégager  un
      bénéfice.
[67]  L’affermage est un mécanisme dans le cadre duquel le réseau est créé par la collectivité puis  exploité  par  un  tiers ;  la  collectivité
      finance et réalise les installations et les ouvrages qui sont ensuite mis à la disposition  d’un  fermier  chargé  de  les  exploiter  pour
      fournir le service aux usagers ; le fermier verse à la collectivité une redevance pour  l’utilisation  des  installations  et  se  rémunère
      auprès des usagers.
[68]  Article L. 1411-1 du code général des collectivités territoriales.
[69]  Cf. Réponse d'EDF du 28 Mai à la RFI-EDF-3.
[70]  Cf. Décision M.4180 – Gaz de France/Suez, note de bas de page 618 .  Voir  aussi  décision  de  l'Autorité  n°11-DCC-41  –  NeoElectra/SEEM
      précitée, point 8.
[71]  Cf. réponses à la question 63.1 du questionnaire Q2-clients-tous les marchés; réponses à la question 79.1 du questionnaire  Q1-concurrents.

[72]  Cf. Décision Gaz de France/Suez précitée, points 941 et 942. Voir aussi décisions de l’Autorité n° 11-DCC-34 – Ne Varietur/GDF Suez,  point
      23 ; n° 11-DCC-41 – NeoElectra/SEEM, points 9 et 10 et n° 11-DCC-140 – Cube/Idex, points 9 et 10.
[73]  Cf. réponses à la question 64.1 du questionnaire Q2-clients; réponses à la question 80.1 du questionnaire Q1-concurrents.
[74]  Cf. Décision M.2704 du 5 mars 2002, points 14 à 16.
[75]  Cf. réponses à la question 64.1 du questionnaire Q2-clients; réponses à la question 80.1 du questionnaire Q1-concurrents.
[76]  Les Parties proposent de ne pas inclure les PPP de réseaux de chaleur dans le marché de la gestion déléguée des  réseaux  de  chaleur  mais
      dans le marché de la gestion/maintenance multi-technique. Elles estiment qu’ils ne correspondent pas au modèle  d'affaire  des  réseaux  de
      chaleur, à savoir une ou plusieurs sources de chaleur, un réseau de canalisations empruntant la voirie publique ou privée et aboutissant  à
      des postes de chaleurs aux utilisateurs, qui sont juridiquement différents du fournisseur de  chaleur. Les PPP concernent quant  à  eux  un
      seul client maître d'ouvrage, l'opération en question pouvant inclure  la  réalisation  d'un  réseau  de  chaleur.  Le  chiffre  d’affaires
      représenté par les PPP étant en tout état de cause insignifiant ([…] % des volumes de chaleur de  Dalkia),  leur  inclusion  dans  l'un  ou
      l'autre des marchés ne change pas l'analyse concurrentielle sur aucun d'eux.
[77]  Voir entre autres Décision M.4180 – Gaz de France/Suez, points 943 à 945. Voir aussi décision de l'Autorité de  concurrence  n 11-DCC-41  –
      NeoElectra/SEEM, point 11.
[78]  Cf. réponses aux questions 65.1 et 66.1 du questionnaire Q2-clients.
[79]  Cf. réponses aux questions 81.1 et 82.1 du questionnaire Q1-concurrents.
[80]  Cf. réponses à la question 70 du questionnaire Q2-clients-tous les marchés.
[81]  Décision de la Commission M.5464 - Véolia Eau/Société des eaux de Marseille/Société des eaux d’Arles/Société Stéphanoise  des  eaux  du  30
      juillet 2009, point 37.
[82]  Décisions de la Commission M.5464 - Véolia Eau/Société des eaux de Marseille/Société des eaux d’Arles/Société Stéphanoise des eaux,  points
      37 à 39 ; M.2362 - Dalkia Holding/Clemessy du 23 août 2001, points 12 à 14 et M.916 - Lyonnaise des Eaux / Suez, du 5 juin 1997.
[83]  Réponses de Serce et Vinci Energies à la question 56 du questionnaire Q1- Concurrents.
[84]  Réponse de Mairie de Paris TDF-IDF à la question 46 du questionnaire Q2- Clients.
[85]  Réponses de Schneider Electric et Vinci Energies à la question 57 du questionnaire Q1- Concurrents.
[86]  Réponse de Serce à la question 58 du questionnaire Q1- Concurrents, et de Ville de Châlons-en-Champagne à la question 48  du  questionnaire
      Q2- Clients.
[87]  Décisions de la Commission n° COMP/M.5464 - Véolia Eau/Société des eaux de  Marseille/Société  des  eaux  d’Arles/Société  Stéphanoise  des
      eaux, point 40; n° COMP/M.2362 - Dalkia Holding/Clemessy, point 15 et n° COMP/M.1803 - Electrabel / EPON, point 27.
[88]  Réponses de SPIE aux questions 59 et 60 du questionnaire Q1- Concurrents.
[89]  Réponse de Vinci Energies à la question 60 du questionnaire Q1- Concurrents.
[90]  L'EUA est un mécanisme de droits d'émissions de CO2 mis en œuvre au sein de l’UE dans le cadre de la ratification du  protocole  de  Kyoto.
      Cette bourse du carbone est un instrument fondé sur le marché visant à réduire l’émission globale de CO2 et à atteindre les objectifs fixés
      pour l'UE au sein du protocole de Kyoto.
[91]  Les CER sont des crédits, transmissibles et négociables, qui sont inscrits au compte des émissions  d'une  entreprise,  d'une  institution,
      d'un pays, après constatation d'une diminution de ses émissions de gaz à effet de serre. L'unité de CER correspond à une tonne  d'émissions
      en équivalent CO2.
[92]  Décision de la Commission n° COMP/M.5793 – Dalkia CZ/NWR Energy, point 18.  Décision  de  la  Commission  n°   COMP/M.5224   –  EdF/British
      Energy, points 138 -140; COMP/M.3868 – DONG/Elsam/Energi  E2,  point 277;  COMP/M.5496  -  VATTENFALL/NUON  ENERGY, point 9.
[93]  Directive n° 2003/87/CE du 13 octobre 2003 établissant un système d’échange  de  quotas  d’émission  de  gaz  à  effet  de  serre  dans  la
      Communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (JOCE n° L 275 du 25 octobre 2003).
[94]  Décisions de la Commission n° COMP/M.5793 – Dalkia CZ/NWR Energy, point 18 et n° COMP/M.5224 – EDF/British Energy, point 140.
[95]  Il est encadré par les articles 14 à 17 de la Loi POPE modifiée par la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national  pour
      l’environnement, dite « Loi Grenelle II » (JORF n° 160 du 13 juillet 2010, p. 12905). Les modalités de fixation des obligations d’économies
      d’énergie sont définies dans le décret du 29 décembre 2010 (Décret n° 2010-1663 du 29 décembre 2010  relatif  aux  obligations  d’économies
      d’énergie dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie, JORF n° 0302 du 30 décembre 2010, p. 23222)  pour  la  période
      comprise entre le 1er janvier 2011 et le 31 décembre 2013, prolongé par le décret du 20 décembre 2013 pour l’année  2014  (Décret  n° 2013-
      1199 du 20 décembre 2013 modifiant le décret n° 2010-1663 précité et le décret n° 2010-1664 du 29 décembre  2010  relatif  aux  certificats
      d’économies d’énergie, JORF n° 0297 du 22 décembre 2013, p. 20917).
[96]  Cumac pour « cumulé » et « actualisé », correspondant aux TWh économisés durant la durée de  vie  conventionnelle  fixée  d’un  équipement,
      corrigé d’un coefficient d’actualisation annuel de 4 %
[97]  Le contrat pourra alors être conclu à plusieurs stades : celui de la conception/construction des installations  nécessaires,  c’est-à-dire,
      notamment des unités d’incinération des ordures ménagères, des centres de traitement par biométhanisation, ou des  centres  d’enfouissement
      (marché de travaux) ou celui de l’exploitation, l’entretien des équipements ou encore la collecte des déchets (marché de service).
[98]  Article L. 1411-1 du code général des collectivités territoriales.
[99]  Lettre du ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploi, C2007-168, du 28 février 2008, aux conseils de la société Veolia  Propreté
      SA, relative à une concentration dans le secteur de la gestion et traitement des déchets, page 2. 
[100]       Voir notamment les décisions  de  la  Commission  n° COMP/M.5464  –  Veolia  Eau/Société  des  Eaux  de  Marseille/Société  des  Eaux
      d’Arles/Société Stéphanoise des Eaux du 30 juillet 2009, point 24 ;  n° IV/M.916 - Lyonnaise  des  Eaux  /Suez,  précitée,  point  n° 22 et
      n° IV/M.1059 - Suez Lyonnaise des Eaux /BFI du 19 décembre 1997, point 11.
[101]       Décisions Lyonnaise des Eaux/Suez, § 22 ; COMP/M.1059 – Suez Lyonnaise des Eaux/BFI, 19 décembre 1997, point 12.
[102]       Ibidem.
[103]       L'Autorité a adopté une approche similaire; voir notamment la lettre du ministre  de  l’économie,  de  l’industrie  et  de  l’emploi,
      n° C2007-168 du 23 janvier 2008, aux conseils de la société Veolia Propreté SA, relative à une concentration dans le secteur de la  gestion
      et traitement des déchets et les décisions de l’Autorité n° 10-DCC-114 du 10 septembre 2010 relative à la prise de contrôle exclusif de  la
      société ISS Environnement par la société Paprec France, point 6 ; n° 13-DCC-44 du 4 avril 2013 relative  à  la  création  d’une  entreprise
      commune par les sociétés SNN et Recycling Invest, point 8 et n° 13-DCC-02 du 7 janvier 2013 relative à la création d’une entreprise commune
      par les sociétés Routière de l’Est Parisien et Compagnie Maritime Marfret, point 16.
[104]       Décisions de la Commission n° COMP/M.5464 – Veolia Eau/Société des Eaux de Marseille/Société  des  Eaux  d’Arles/Société  Stéphanoise
      des Eaux du 30 juillet 2009, point 26.
[105]       Décision de la Commission n° IV/M.916 - Lyonnaise des Eaux /Suez, point n° 23 et n° IV/M.1059 - Suez Lyonnaise des Eaux  /BFI,  point
      17. L'Autorité a adopté une approche similaire; voir décision de l’Autorité n° 13-DCC-44 -SNN et Recycling Invest, point 19
[106]       Décisions de la Commission n° IV/M.1059 - Suez Lyonnaise des Eaux /BFI, point 12 et n° IV/M.916 - Lyonnaise  des  Eaux  /Suez,  point
      n° 23.
[107]       Décision de la Commission n° COMP/M.5464 – Veolia Eau/Société des Eaux de Marseille/Société des Eaux d’Arles/Société Stéphanoise  des
      Eaux, point 29. Voir aussi Lettre du ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploi  précitée,  n° C2007-168,  page  12 ;  décisions
      précitées de l’Autorité n° 13-DCC-44 -SNN et Recycling Invest, point 21 et n° 13-DCC-02 - Sociétés Routière de l’Est Parisien et  Compagnie
      Maritime Marfret, point 20.
[108]       Décision de la Commission n° IV/M.916 - Lyonnaise des Eaux /Suez, point n° 28. L'Autorité  a  adopté  une  approche  similaire,  voir
      lettre du ministre de l’économie, de l’industrie et de l’emploi précitée, n° C2007-168, page 9 ; décisions précitées de  l’Autorité  n° 10-
      DCC-114 - ISS Environnement/Paprec France, point 22 ; n° 13-DCC-44 - SNN et Recycling Invest, point 24 et n° 13-DCC-02 du  7  janvier  2013
      relative à la création d’une entreprise commune par les sociétés Routière de l’Est Parisien et Compagnie Maritime Marfret, point 21.
[109]       Décision de la Commission n° IV/M.916 - Lyonnaise des Eaux /Suez, point n° 28.
[110]       Décision de la Commission n° COMP/M.5464 – Veolia Eau/Société des Eaux de Marseille/Société des Eaux d’Arles/Société Stéphanoise  des
      Eaux, point 34.
[111]       Voir lettre du ministre de l’économie, des finances et de l’emploi du 23 janvier 2008, aux conseils de  la  société  Veolia  Propreté
      SA, relative à une concentration dans le secteur de la gestion et traitement des déchets.
[112]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 11.
[113]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 23.
[114]       OJ C 265 du 18/10/2008, p. 6–25.
[115]       Lignes directrices non horizontales, note de bas de page 5.
[116]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 15.
[117]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 21.
[118]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 32.
[119]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 40.
[120]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 47.
[121]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 61.
[122]       S'il n'existe pas de définition traditionnelle de la notion d'«exploitation par effet de levier», celle-ci  implique,  dans  un  sens
      neutre, la capacité pour une entreprise d'augmenter les ventes d'un produit  sur  un  marché  (le  «marché  lié»  ou  «marché  groupé»)  en
      exploitant la forte position sur le marché d'un autre produit auquel le premier produit est lié ou groupé (le  «marché  liant»  ou  «marché
      exerçant un effet de levier»).
[123]       Lignes directrices non horizontales, paragraphe 94.
[124]       A l'exception des clients souscrivant une puissance supérieure à 36 kVA en offre de marché depuis une date antérieure au  7  décembre
      2010, qui n'ont plus la possibilité de souscrire une offre au TRV.
[125]       Article L336-8 du Code de l'énergie.
[126]       Le transit de l’électricité sur les réseaux électriques génère des pertes d’énergie. Selon RTE, le taux de pertes sur l’ensemble  des
      réseaux de transport et de distribution représente environ 8 % de la consommation intérieure nette dont 2,5 % sur le  réseau  de  transport
      (Voir « Bilan prévisionnel de  l’équilibre  offre  demande d’électricité  en  France»  édition  2013,  disponible  sur  le  lien  suivant :
      http://www.rte-france.com/uploads/Mediatheque_docs/vie_systeme/annuelles/bilan_previsionnel/bilan_actualisation_2013_v2.pdf). L’article  L.
      336-3 de code de l’énergie dispose ainsi que les droits des fournisseurs sont augmentés à compter du 1er août 2013, « pour tenir compte des
      quantités d’électricité qu’ils fournissent aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes ». Il précise aussi que « ces volumes  s’ajoutent
      au plafond fixé en application de l'article L336-2 », c'est-à-dire aux 100 TWh. Ces droits ARENH pour les pertes de  réseaux  sont  estimés
      par EDF à […] TWh pour 2014 et environ […] TWh respectivement pour 2015 et 2016.
[127]       En application de l’article L. 337-15 du code de l’énergie, le prix de l’ARENH a été fixé pendant une période transitoire de 3 ans  à
      compter de la promulgation de la loi NOME par arrêté des Ministres de l’Economie et de l’Energie, après avis de la CRE.
[128]       A l'exception des clients souscrivant une puissance supérieure à 36 kVA en offre de marché depuis une date antérieure au  7  décembre
      2010, qui n'ont plus la possibilité de souscrire une offre au TRV.
[129]       Filiale à 100% du groupe EDF, ERDF est le gestionnaire du réseau  public  de  distribution  d’électricité  sur  95  %  du  territoire
      français continental.
[130]       Selon les Parties, les TRV sont des contrats mono-sites (c'est-à-dire un contrat par site de consommation) qui peuvent être  résiliés
      sans pénalité.
[131]       Le client en offre de marché peut aussi choisir s’il souhaite un contrat unique (c'est-à-dire incluant l’acheminement) ou un  contrat
      portant exclusivement sur la fourniture. Dans ce dernier cas, il devra conclure directement avec le gestionnaire du réseau de  distribution
      et/ou de transport (selon le niveau de puissance sollicité) un ou des contrats d’accès au réseau.
[132]       Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l'électricité.
[133]       Article L.337-7 du Code de l'énergie pour les TRV "bleus". Concernant les TRV  "jaune"  et  "vert",  l'article  L.337-9  du  Code  de
      l'énergie prévoit une réversibilité sous conditions : l’entreprise consommatrice ne doit pas avoir exercé son  éligibilité  aux  offres  de
      marché avant la promulgation de la loi NOME (7 décembre 2010). L’entreprise pourra alors revenir aux TRV à la double condition (i)  qu’elle
      soit en mesure de faire valoir une année complète d’éligibilité et (ii) qu’elle s’engage pour une durée supérieure à un an aux TRV.
[134]       Les Parties notent que les prix à terme sur le marché de gros ont diminué sensiblement jusqu’à un niveau très proche du  prix  actuel
      de l’ARENH. Depuis environ un an, le prix du calendar year ahead pour livraison 2014 est resté relativement stable, dans une fourchette  de
      42-44 euros/MWh. A la date du 30 avril 2014, le prix du ruban annuel pour livraison en 2015 était de 42,11¬ /MWh et celui du  ruban  annuel
      pour livraison en 2016 était de 41,53¬ /MWh.
[135]42,11€/MWh et celui du ruban annuel pour livraison en 2016 était de 41,53€/MWh.
[136]       Voir la note […], communiquée en Annexe 4 à la réponse d’EDF du 4 mars 2014 au QP1, p. 11.
[137]       Voir la note […], communiquée en Annexe 4 à la réponse d’EDF du 4 mars 2014 au QP1, p. 11.
[138]       Arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits.
[139]       Arrêté du 16 mai 2011 définissant les profils des produits.
[140]       Article L336-5 du code de l’énergie, article 10 du décret 2011-466 du 28 avril 2011 et délibérations de la CRE.
[141]       III de l’article 4 du décret 2011-466 du 28 avril 2011.
[142]       Article 9 du modèle d’accord cadre en annexe de l’arrêté du 28 avril 2011 modifié pris en application de l’article L336-2 du code  de
      l’énergie.
[143]       II de l’article 1er et III de l’article 3 du décret 2011-466 du 28 avril 2011.
[144]       I de l’article 8 du décret 2011-466 du 28 avril 2011.
[145]       III de l’article 7 du décret 2011-466 du 28 avril 2011 et délibérations de la CRE sur le montant exact.
[146]       Délibération de la CRE du 12 mai 2011 portant avis sur les projets d'arrêtés relatifs  au  calcul  des  droits  et  aux  profils  des
      produits cédés par Electricité de France dans le cadre de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique.
[147]       Délibération de la CRE du 12 mai 2011 op. cit.
[148]       Délibération de la CRE du 12 mai 2011, op. cit.
[149]       Le terme CP1 est égal à la somme pour chaque  catégorie  de  consommateurs,  de  la  différence,  si  elle  est  positive,  entre  la
      valorisation sur le marché, sur l'année calendaire considérée, de la quantité de produit excédentaire et le montant correspondant à l'achat
      de cette quantité au prix de l'électricité nucléaire historique. Le terme CP2 est égal à la différence, si elle est positive, entre,  d'une
      part, la valorisation sur le marché, sur l'année calendaire considérée, de la quantité de produit égale à la somme pour chaque catégorie de
      consommateurs, si elle est positive, de la quantité de produit excessive et, d'autre part, le montant  correspondant  à  l'achat  de  cette
      quantité au prix de l'électricité nucléaire historique. Source : article 10 du décret 2011-466 du 28 avril 2011.
[150]       CRE, Le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel - Rapport 2012-2013,  22  janvier  2014,  p.
      58.
[151]       Formulaire CO, paragraphe 250.
[152]       CRE, Le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel - Rapport 2012-2013,  22  janvier  2014,  p.
      67.
[153]       Minutes de l'entretien téléphonique avec GDF Suez en date du 16 mai 2014.
[154]       Calculs de la Commission sur la base de la réponse des Parties du 13 juin à la RFI – EDF – 7.
[155]       CRE, Le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel – Rapport 2012-2013, 22 janvier 2014, p.5.
[156]       Minutes de l'entretien téléphonique avec la CRE en date du 7 mars 2014.
[157]       EDF, soumission du 17 juin 2014, "Absence de risque d’atteinte au plafond de l’ARENH".
[158]       Dont 50,5 TWh pour les consommateurs "C1" (consommation supérieure à 36 kVA) et 10,3 TWh pour les  consommateurs  "C2"  (consommation
      inférieure à 36 kVA).
[159]       Dont 53,4 TWh pour les consommateurs "C1" (consommation supérieure à 36kVA) et 10,9 TWh pour  les  consommateurs  "C2"  (consommation
      inférieure à 36 kVA).
[160]       Cf. Form CO, paragraphe 226.
[161]       Rapport CRE « le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel  –  Rapport  2012-2013  »,  janvier
      2014, p.20: «Les tarifs jaunes et verts, qui représentent près de 120 TWh au total, soit 42  %  des  volumes  livrés  par  EDF  aux  tarifs
      réglementés, sont amenés à disparaître avant le 31 décembre 2015. Les clients qui en bénéficient  devront  alors  souscrire  une  offre  de
      marché chez un fournisseur alternatif ou chez EDF, avec pour conséquence une atteinte possible du plafond de 100 TWh fixé par la  loi  pour
      l’ARENH (cf. section 2).» (note de bas de page omise, soulignement ajouté) Voir aussi réponses  à  la  question  23  du  questionnaire  Q1-
      concurrents.
[162]       Minutes de l'entretien téléphonique avec la CRE en date du 7 mars 2014.
[163]       Le produit calendar year-ahead correspond à la livraison d’un ruban d’électricité comparable au produit ARENH.
[164]       Selon les observatoires trimestriels de la CRE, au cours de l'année 2013, les livraisons nettes physiques entre acteurs résultant  de
      transactions de gré à gré (hors ARENH) se sont établies à 263,7 TWh soit environ 53  %  de  la  consommation  française  de  l’année.  Plus
      généralement, 573 TWh ont été échangés sur les marchés de gros en 2013 dont environ 100 TWh en Spot (Day Ahead+ IJ) (EDF, soumission du  17
      juin 2014, "Absence de risque d’atteinte au plafond de l’ARENH").
[165]       Cf. minutes de l'entretien avec la CRE en date du 7 mars 2014.
[166]       La fourniture de 110 TWh d'électricité correspond, en faisant l'hypothèse d'une demande  d'ARENH  à  hauteur  de  80%  du  volume  de
      fourniture, à une demande ARENH de 88 TWh. Les volumes ARENH disponibles au 31 décembre 2012 étaient de 39,2 TWh (100 TWh – 60,8 TWh), soit
      44% de ces 88 TWh. Il conviendrait par ailleurs de prendre en compte les clients quittant les différents TRV "Bleu" pour passer en offre de
      marché.
[167]       La fourniture de 110 TWh d'électricité correspond, en faisant l'hypothèse d'une demande  d'ARENH  à  hauteur  de  50%  du  volume  de
      fourniture, à une demande ARENH de 55 TWh. Les volumes ARENH disponibles au 31 décembre 2012 étaient de 39,2 TWh (100 TWh – 60,8 TWh), soit
      71% de ces 55 TWh.
[168]       Form CO, paragraphe 262.
[169]       Voir ci-dessous les hypothèses de croissance de la consommation finale d'électricité retenues.
[170]       Décret n° 2011-466 du 28 avril 2011, article 4, V, alinéa 4.
[171]       Dans le contexte d'un maintien des TRV " bleu" post-2016 et de la mise en place d'une  méthodologie  de  définition  des  tarifs  par
      "empilement" (rendant les TRV contestables par construction), il est fait  l'hypothèse  raisonnable  d'un  doublement  de  la  consommation
      d'ARENH sur les volumes "C2", c'est à dire les profils de consommation des TRV "bleu" (résidentiels et professionnels) en 2018, par rapport
      au niveau de consommation de 2012. Les conclusions tirées par la Commission  de  l’analyse  des  effets  de  l’Opération  ne  seraient  pas
      matériellement affectées dans l’hypothèse, moins probable, d’un triplement de la part de marché d’EDF.
[172]       Une répartition similaire est effectuée au sein des clients "C2" entre (i) petits professionnels et (ii) résidentiels.
[173]       Une répartition similaire est effectuée au sein des clients "C2" entre (i) petits professionnels et (ii) résidentiels.
[174]       La Commission, dans ses prévisions EU Energy, transport and GHG emissions trends to 2050, envisage  une  hausse  de  la  consommation
      finale d'électricité en France de 0,3% par an sur la période 2010-2020. RTE, dans son édition 2013 du  Bilan  Prévisionnel  de  l’équilibre
      offre-demande d’électricité en France, envisage une hausse de 0,5% par an sur la période 2012-2018. […]. Le choix d'une croissance de  0,3%
      ou […]% n'a pas d'impact matériel sur les estimations de parts de marché d'EDF à l'horizon 2018.
[175]       Les clients résidentiels sont pris en compte dans la simulation (une part des droits ARENH leur  est  attribuée)  mais  ne  sont  pas
      illustrés dans le tableau car ce marché n'est pas affecté par l'Opération.
[176]       Cela est moins vrai sur le segment des petits professionnels mais, comme expliqué en Section 6.4.2.2., ces  clients  constituent  une
      part marginale de la clientèle de Dalkia et sont peu susceptibles de représenter des volumes significatifs d'offres combinées.
[177]       Conditions définies par l’arrêté du 14 décembre 2006.
[178]       Lignes directrices sur l'appréciation des concentrations horizontales au regard du règlement  du  Conseil  relatif  au  contrôle  des
      concentrations entre entreprises (JO C 31, 5.2.2004, p. 5), paragraphe 2.
[179]       Lignes directrices sur l'appréciation des concentrations horizontales au regard du règlement  du  Conseil  relatif  au  contrôle  des
      concentrations entre entreprises (JO C 31, 5.2.2004, p. 5), paragraphe 24.
[180]       Voir notamment Décision M.4603 La Poste / Swiss Post / JV, Décision M.5355 BASF / Ciba, Décision M.5855 Deutsche Bahn / Arriva.  Voir
      aussi Décision M.5978 GDF Suez/International Power dans laquelle la Commission a considéré que le risque de hausse des prix sur  le  marché
      de la production et vente en gros d'électricité était essentiellement lié, non pas à l'incrément  de  [0-5]%  suscité  par  l'opération  en
      cause, mais notamment par l'accès à des informations sensibles concernant la stratégie d'un concurrent de GDF-Suez sur le marché concerné.
[181]       Voir notamment Décision M.4110 E.On / Endesa, Décision M.5355 BASF / Ciba.
[182]       Le parc de cogénérations détenues par Dalkia se caractérise à fin 2013 par une puissance installée  proche  de  […]  MW.  Sur  les  5
      prochaines années, […] sites (pour une puissance de […] MW) vont être soumis au renouvellement de leur contrat d’obligation  d'achat  (EDF,
      note "Absence de tout risque horizontal lié aux unités de cogénération détenues par Dalkia" du 16 juin 2014).
[183]       Par ailleurs, dans la mesure où les unités de cogénération fonctionnent typiquement en continu  pendant  plusieurs  mois  d'hiver  et
      bénéficient d'une priorité d'accès au réseau (pour celles bénéficiant de l'obligation  d'achat),  la  Commission  considère  également  que
      Dalkia exercerait une contrainte concurrentielle très limitée sur un hypothétique marché de la production et vente en gros d'électricité de
      pointe.
[184]       Cf. réponses à la question 10 du  questionnaire  Q1-concurrents.  Une  même  proportion  de  répondants  considère  Dalkia  comme  un
      concurrent significatif et comme un concurrent non-significatif.
[185]       Cf. réponses à la question 11 du questionnaire Q2-clients.
[186]       Par exemple, les installations de cogénération fonctionnent en général durant les mois d'octobre à avril (voire  novembre  à  mars  -
      Cf. réponses à la question 11 du questionnaire Q1-concurrents). De plus, la plupart  des  installations  de  cogénération  de  Dalkia  sont
      raccordées au réseau de distribution.
[187]       Rapport CRE « le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel – Rapport 2012-2013  »,  Figure  54
      "Répartition des moyens de production raccordés au réseau de transport par filière et exploitant".
[188] Avis de l'Autorité n° 13-A-25 du 20 décembre 2013 concernant l’effacement de consommation dans le secteur de l’électricité.
[189]       Contrairement à la méthodologie utilisée par EDF, cette part de marché inclut les clients dont la consommation excède 7 GWh  par  an,
      mais bénéficiant encore d'un TRV. La part de marché d'EDF sur un marché des clients dont la consommation excède 7 GWh  mais  uniquement  en
      offre de marché était de [40-50] % en 2012 et [30-40] % en 2013.
[190]       EDF a estimé à environ […] TWh la consommation des grands clients industriels (consommation supérieure à 7 GWh  par  an)  encore  aux
      TRV "jaune" ou "vert" en 2012. Ces […] TWh, inclus dans la catégorie petits clients industriels et commerciaux dans  les  données  fournies
      par EDF, ont été attribués aux grands clients industriels dans les calculs de la Commission (d’où une part de marché d'EDF plus élevée  sur
      les grands clients industriels et plus faible sur les petits clients industriels et commerciaux, par rapport aux parts de marché transmises
      par EDF). Cette estimation a également été utilisée pour 2013, 2011 et 2010. En tout état de cause, l'incertitude sur cette valeur n'a  pas
      d'influence matérielle sur les conclusions de l'analyse.
[191]       EDF, réponse au RFI2.
[192]       EDF, réponse du 3 juin 2014 au RFI4; recalculé.
[193]       Parts de marché calculées sur la base des chiffres d'affaires de chacune des Parties et la taille de marché telle qu'estimé  par  les
      Parties entre EUR 8 et 9,5 milliards. La Commission a examiné la cohérence d'ensemble des données  fournies  par  les  Parties  en  ce  qui
      concerne en particulier la taille du marché français de la gestion/maintenance multi-technique. La  fourchette  estimée  par  les  Parties,
      entre EUR 8 et 9,5 milliards en 2013, pourrait être un peu élevée. Une valeur basse plus prudente  de  la  fourchette  s'établirait  autour
      d'EUR 7 milliards. Cela ne modifierait pas les conclusions de la Commission sur l'ensemble des effets de l'Opération, puisque notamment  la
      part de marché combinée des parties resterait autour de [30-40]% et que les parts de marché relatives des concurrents seraient affectées de
      manière proportionnelle.
[194]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Areva du 14 avril 2014, et minutes de l'entretien téléphonique avec Renault du  25  mars
      2014.
[195]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Areva du 14 avril 2014 minutes de l'entretien téléphonique avec Renault du 25 mars  2014
      minutes de l'entretien téléphonique avec BNP Paribas du 16 mai 2014et réponses aux questions 24 et 32 du questionnaire Q2 – clients.
[196]       Pour une mise en perspective au niveau européen, dans les services énergétiques, en 2012, l'entité  fusionnée  aurait  un  équivalent
      chiffre d’affaires d’environ EUR […], Cofely environ EUR […], Vinci EUR […], Dalkia International (Veolia Environnement) EUR […], Spie  EUR
      […], Bouygues EUR […], etc… Voir annexe 5.4.2 au Form CO, p.13.
[197]       Annexe 5.4.3 au Form CO, pages 135 ff.
[198]       Cf. réponses à la question 36 du questionnaire Q2 – clients.
[199]       Les services d’efficacité énergétique active correspondant au suivi et au pilotage de la consommation  (mesure  de  la  consommation,
      effacement de consommation, smart building, smart home, etc.). Les services d’efficacité énergétique passive  consistent  principalement  à
      améliorer l’enveloppe des bâtiments et les systèmes de production d’énergie. L'étude les Echos relève que ces deux types de  services  sont
      généralement associés dans le cadre d'une même offre (page 131).
[200]       Annexe 5.4.3 au Form CO, page 133.
[201]       Cf. réponses aux questions 38 et 39 du questionnaire Q1 – concurrents.
[202]       V. aussi Section 6.4.2.1.2.
[203]       Cf. réponses à la question 31 du questionnaire Q2 – clients.
[204]       Cf. réponses à la question 32 du questionnaire Q2 – clients, minutes de l'entretien téléphonique avec BNP Paribas  du  16  mai  2014,
      minutes de l'entretien téléphonique avec Nexity du 12 mai 2014 et minutes de l'entretien téléphonique avec Areva du 14 avril 2014.
[205]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec BNP Paribas du 16 mai 2014.
[206]       Cf. réponses à la question 24 du questionnaire Q2- clients.
[207]       Cf. réponses à la question 44 du questionnaire Q2 – clients
[208]       Paragraphe 93 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[209]       Paragraphes 93 et 94 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[210]       Paragraphes 96 et 97 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[211]       L'hypothèse d'une vente liée peut être écartée; en effet,  si  l'entité  fusionnée  essayait  d'obliger  le  consommateur  à  acheter
      l'électricité et les services de gestion/maintenance multi-technique ensemble, sans que l'un ou l'autre des  services  ne  soit  disponible
      séparément, les consommateurs auraient suffisamment d'alternatives plausibles sur chacun des deux marchés; cela rendrait une  stratégie  de
      vente liée improbable. De plus, le caractère très probablement illégal d'une vente liée électricité au regard du droit de la concurrence et
      notamment de l'article 102 TFEU, la forte probabilité  que ce comportement puisse être détecté et les amendes probables en  cas  d'adoption
      d'un tel comportement rendent une telle pratique peu probable. En outre, une vente liée services n'est pas pertinente non plus étant  donné
      que l'entité fusionnée ne disposera pas d'un pouvoir de marché suffisant sur le marché des services de gestion/maintenance  multi-technique
      (voir Section 6.4.1).
[212]       L'hypothèse d'une vente groupée pure peut être écartée car il n'est pas possible de  vendre  de  l'électricité  et  des  services  de
      gestion/maintenance multi-technique en proportion fixe.
[213]       Paragraphe 96 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[214]       Voir paragraphe 100 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[215]       Voir Section 6.4.1.
[216]       Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 103.
[217]       Voir Section 6.2.2 pour une explication des contrats de fourniture d'électricité au détail en France.
[218]       L’article L. 121-1 du code de l’énergie prévoit que le service public de l’électricité a pour objet de  garantir  l’approvisionnement
      de l’électricité sur tout le territoire national. La fourniture d’électricité aux TRV prévue à l’article L. 121-5 du code de l’énergie  est
      l’une des composantes du service public de l’électricité. La fourniture d’électricité s’entend exclusivement de la  vente  d’électricité  à
      l’exclusion de tout autre service.
[219]       L’article L. 337-9 du code de l’énergie précise que « les consommateurs  finals  domestiques  et  non  domestiques  autres  que  ceux
      mentionnés à l’article L337-7 bénéficient des tarifs réglementés de vente d’électricité mentionnés à l’article L337-1 pour la  consommation
      d’un site… ».
[220]       Les articles L. 337-7 et suivants du  code  de  l’énergie  ajoutent  que  les  TRV  d’électricité  bénéficient  à  leur  demande  aux
      consommateurs finals d’électricité.
[221]       L’article L. 331-4 du code de l’énergie précise que les pouvoirs adjudicateurs n’appliquent le code des marchés publics que  pour  la
      seule fourniture d’électricité en offre de marché.
[222]       Les consommateurs se voient facturer une part fixe (abonnement) et une part variable « proportionnelle à l'énergie  consommée  »,  le
      montant de la part fixe et de la part variable étant fixés par arrêté ministériel.
[223]       D’une part, le bénéfice des TRV est exclusivement réservé aux consommateurs finals  en  vertu  de  l’article  L.  121-5  du  code  de
      l’énergie. D’autre part, l’achat pour revente d’électricité aux TRV est prohibé par les dispositions du  cahier  des  charges  qui  prévoit
      l’interdiction de toute rétrocession d’énergie électrique pour un usager, à quelque titre que ce soit, à un ou plusieurs tiers. La  revente
      d’électricité aux TRV constituerait une violation des dispositions de l’article L.121-5 du code  de  l’énergie  qui  confie  la  fourniture
      d’électricité à EDF et aux ELD.
[224]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec ADEME du 3 avril 2014.
[225]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec DGEC du 3 juin 2014.
[226]       Les articles L. 337-7 et suivants du code  de  l’énergie  disposent  que  les  TRV  d’électricité  bénéficient  à  leur  demande  aux
      consommateurs finals d’électricité. V. aussi Section 6.2.2.
[227]       Les acheteurs publics ne doivent pas passer des appels d'offres pour s'approvisionner en électricité aux TRV. L’article L.  331-4  du
      code de l’énergie précise que les  pouvoirs  adjudicateurs  n’appliquent  le  code  des  marchés  publics  que  pour  la  seule  fourniture
      d’électricité en offre de marché.
[228]       L'article 20 du décret n°2011-1000 du 25 août 2011 a modifié le Code des marchés publics en insérant un article 73.
[229]     Disponible sur le site internet du ministère à l’adresse suivante : http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Ref21.pdf.
[230]       Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, point 99.
[231]        Les  Parties  expliquent  que  la  fourniture  d’électricité  ne  joue  qu’un  rôle  extrêmement  limité  pour   les   services   de
   gestion/maintenance multi-technique (y inclus pour la  performance  énergétique  et  la  réalisation  des  objectifs  d’économies  d’énergie).
   L'enquête du marché confirme que la fourniture d'électricité ne constitue pas un  élément  déterminant  pour  la  fourniture  de  services  de
   gestion/maintenance multi-technique.
[232]       Voir arrêt T-210 / 01 General Electric Company v Commission, points 415 et 416 " Si ces problèmes pratiques  ne  rendent  certes  pas
   impossibles les ventes groupées, il n'en demeure pas moins qu'elles augmentent la difficulté liée à leur mise en œuvre  et,  partant,  rendent
   cette dernière moins probable." ainsi que le paragraphe 35  de la décision COMP/M.3304 GE / Amersham.
[233]       Voir paragraphe 403 du Form CO.
[234]       Voir paragraphes 1017 et 1327 du FORM CO. EDF a pris en plus un engagement dans le cadre  de  l’affaire  COMP/39.386,  Contrats  Long
   Terme France, qui prévoit une durée ferme maximale de 5 ans pour des contrats de  fourniture  aux  grands  clients  industriels.  L’engagement
   principal réside dans la remise sur le marché tous les ans d’un pourcentage en volume  du  portefeuille  de  grands  clients  industriels  ou,
   alternativement, dans l’hypothèse où le portefeuille d’EDF est inférieur au portefeuille de référence de 2009,  ce  qui  a  été  le  cas  sans
   discontinuation depuis 2010, d’un plafond en volume de consommation non remis sur le marché à ne pas dépasser. EDF explique que pour 2013,  le
   plafond de volumes non remis sur le marché à ne pas dépasser s’élève à […] TWh, soit environ […]% du  volume  contractualisé  du  portefeuille
   d’EDF en 2013 ([…] TWh). Il en résulte que, par construction, pour respecter l’engagement pris  devant  la  Commission  européenne,  EDF  doit
   conclure des contrats d’un an pour un volume significatif de son portefeuille et doit limiter le  nombre  de  contrats  pluriannuels  et  leur
   durée. Plus un contrat est long, plus le volume de consommation comptabilisé comme pluriannuel augmente.
[235]       Cf. réponses à la question 19 du questionnaire Q2- clients.
[236]       Cf. réponses à la question 19 du questionnaire Q2- clients.
[237]       Cf. réponses à la question 92.2 du questionnaire Q1- concurrents.
[238]       Cf. réponses à la question 42 du questionnaire Q1- concurrents.
[239]       Cf. réponses à la question 35 du questionnaire Q2- clients.
[240]       Cf. réponses à la question 18 du questionnaire Q2- clients.
[241]       Lignes directrices non-horizontales, paragraphes 105 et suivants.
[242]       Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 100. Dans le présent cas, cet élément est aussi pertinent  aussi  pour  l'analyse  de
   l'incitation.
[243]       C’est-à-dire que le prix de l'électricité vendue dans le cadre d'une vente groupée  mixte  serait  égal  au  prix  avant  l'Opération
   diminué du rabais.
[244]       Dans cette deuxième hypothèse, le prix de l'électricité en offre groupée serait supérieur par rapport au premier cas.
[245]       Arrêt du Tribunal de première instance du 14 décembre 2005 dans l'affaire T-210/01, General Electric contre  Commission,  points  73-
      75. Arrêt de la Cour du 15 février 2005 dans l'affaire C-12/03 P, Commission contre Tetra Laval, points 74-78.
[246]       Réponse des Parties aux questions posées par la Commission le 17 juin 2014 du 17 juin 2014.
[247]       Form CO, tableau 11.
[248]       Notamment Réponse de Dalkia au QP8 et Réponse à RFI 3 Dalkia.
[249]       En effet, même dans une situation où la pratique de vente groupée pourrait se traduire  par  une  hausse  du  prix  de  l'électricité
      vendue séparément pour les consommateurs ne choisissant pas l'offre groupée mixte, ces derniers pourraient aussi bénéficier  de  prix  plus
      faibles sur la gestion/maintenance multi-technique (les ventes groupées mixtes pouvant inciter les concurrents de Dalkia à  diminuer  leurs
      prix de gestion/maintenance multi-technique  afin de conserver ces clients). De plus,  concernant  les  consommateurs  choisissant  l'offre
      groupée, ces derniers  bénéficient  d'un  prix  plus  faible  sur  la  fourniture  d'électricité,  mais  pourraient  voir  le  prix  de  la
      gestion/maintenance multi-technique augmenter (par exemple, dans le cas où l'entité fusionnée souhaiterait compenser le rabais consenti sur
      les la fourniture d'électricité) Ainsi, en comparaison de la situation avant l'Opération, il n'est pas  possible  de  conclure  de  manière
      claire qu'une pratique de vente groupée serait susceptible de restreindre la concurrence.
[250]       Le marché de la gestion/maintenance multi-technique aurait une valeur d'environ […] d’euros, tandis que  Dalkia  réalise  un  chiffre
      d'affaires de  […] d'euros en 2013. Les concurrents de Dalkia réalisent donc un chiffre d'affaires de […] d’euros. Les  clients  de  Dalkia
      sont principalement des grands clients industriels et des petits clients industriels et commerciaux, il semble donc approprié de considérer
      que les clients de services de gestion/maintenance multi-technique des concurrents de Dalkia appartiennent aux  mêmes  marchés.  Ainsi,  il
      semble pertinent d'utiliser la part de marché d'EDF pour la fourniture d'électricité aux grands clients industriels et aux  petits  clients
      industriels et commerciaux, soit […]% - calculée sur l'agrégat des marchés des grands clients industriels et petits clients industriels  et
      commerciaux. La valeur du  marché  des  services  de  gestion/maintenance  multi-technique  fournis  par  les  concurrents  de  Dalkia  aux
      consommateurs qui pourraient se fournir en électricité auprès de EDF est donc estimée à […]. En tout état de cause, si l'on considérait que
      les clients des concurrents de Dalkia incluaient les petits clients professionnels, la part de marché d'EDF sur l'agrégat passerait à […]%,
      ce qui ne changerait pas les conclusions de l'analyse des incitations.
[251]       La marge de […] % est la moyenne des taux de marges brutes (révisés en prenant en compte les réponses au questionnaire Q4) de  Dalkia
      sur les contrats de services de gestion/maintenance multi-technique renseignées sans prendre en compte les valeurs extrêmes (supérieures  à
      50% ou négatives). En notant [pic] la proportion des ventes de services de  gestion/maintenance  multi-technique  qui  se  reporterait  des
      concurrents de Dalkia vers l'entité fusionnée suite à la mise en place d'une stratégie d'offres groupées mixtes, le  gain  potentiel  d'une
      stratégie d'offre groupée mixte est égal à […].
[252]       […] d'euros, où […] TWh correspond à la consommation d'électricité des petits clients industriels et commerciaux fournis par  EDF  en
      2013, en excluant de ce volume les grands clients industriels n'ayant pas exercé leur éligibilité. Le prix de la  fourniture  d'électricité
      en offre de marché est de […] Euros par MWh pour les petits clients industriels et commerciaux.
[253]       La marge de […]% qui est utilisée dans l'analyse est la marge brute réalisée par EDF sur le marché des petits clients industriels  et
      commerciaux en offre de marché en 2013. La Commission considère que cette marge indique correctement le niveau de marge qui  sera  pratiqué
      après la disparition des TRV, car les clients ayant décidé de passer en offre de marché ont encore, en 2013, la possibilité de revenir  aux
      TRV. De plus les TRV jaune et vert sont contestables en moyenne.
[254]       En notant [pic] la proportion des ventes d'électricité qui serait perdue par l'entité fusionnée  suite  à  la  mise  en  place  d'une
      stratégie d'offre groupée mixte, la perte potentielle en raison de la diminution des ventes d'électricité suite à l'augmentation du prix de
      l'électricité vendue séparément est égale à: […].
[255]       Etant donnée la difficulté d'identifier les petits  clients  industriels  et  commerciaux  susceptibles  d'être  intéressés  par  les
      services de gestion/maintenance multi-technique, la nouvelle entité devrait appliquer la hausse des prix de l'électricité sur une  base  de
      clients suffisamment importante pour inciter les clients intéressés par les services de gestion/maintenance multi-technique à  se  reporter
      sur Dalkia.
[256]       Pour que le gain potentiel de la stratégie d'offre groupée mixte soit supérieur  à  la  perte  potentielle,  il  est  nécessaire  que
      l'entité fusionnée capte une proportion de ventes de services de gestion/maintenance multi-technique très conséquente, […]   la  proportion
      de ventes d'électricité perdues, ce qui semble peu vraisemblable étant donnée la sensibilité au prix plus  élevée  pour  l'électricité  que
      pour les services de gestion/maintenance multi-technique (voir paragraphe 399). Formellement, il faudrait que […], d'où […]. En considérant
      un marché des services de gestion/maintenance multi-technique de valeur égale à […] d'euros (borne inférieure de l'estimation  fournie  par
      les Parties, on obtient […]. Pour un marché de […] d'euros (borne supérieure de l'estimation fournie par les Parties) […]. Pour  un  marché
      de […] d'euros, […]. (voir Section 6.4.1). Dans tous les cas de figure la condition implique que [pic].
[257]       Sur la base des réponses données par les clients de Dalkia sur leur consommation d'électricité (questionnaires Q4), la  Commission  a
      calculé que […]% en valeur des ventes  de  services  de  gestion/maintenance  multi-technique  concernent  des  petits  et  moyens  clients
      industriels et commerciaux. Le gain potentiel de la stratégie de vente groupée mixte pourrait donc être de […] d'euros, ce  qui  ramènerait
      la condition d'incitation à […].
[258]       V. Section 6.4.2.1.4 – notamment la sensibilité au prix plus élevée pour l'électricité que pour les services  de  gestion/maintenance
      multi-technique.
[259]       Comme analysé en détail par exemple dans la Section 6.4.2.3. La faible appétence des clients  constitue  un  élément  pertinent  dans
      l'analyse des incitations car la proportion de vente de services de  gestion/maintenance  multi-technique  susceptible  d'être  captée  par
      l'entité fusionnée suite à l'offre groupée apparait faible.
[260]       Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, point 111.
[261]       Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, point 113.
[262]       V. Form CO, paragraphes 894-896.
[263]       Cf. Réponse d'Idex au Questionnaire Q1- concurrents.
[264]       Cf. Réponses à la question 94.2 du questionnaire Q1- concurrents
[265]       Voir paragraphe 103 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[266]       Cf. Réponses à la question 89 du questionnaire Q1- concurrents.
[267]       Cf. Réponse de GDF Suez à la question 94.1. du questionnaire Q1- concurrents
[268]       Cf.  Réponses à la question 84 du questionnaire Q2- clients.
[269]       Cf. Réponses de Bouygues au Questionnaire Q1- concurrents.
[270]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Bouygues du 6 juin 2014.
[271]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Direct Energie du 27 février 2014.
[272]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Areva du 14 avril 2014 et minutes de l'entretien téléphonique avec Renault  du  25  mars
      2014.
[273]       V. Section 6.4.1.
[274]       Cf. réponses à la question 37 et à la question 85 du questionnaire Q2- clients.
[275]       Voir paragraphe 103 des lignes directrices sur les concentrations non-horizontales.
[276]       Cf. réponses à la question 52 du questionnaire Q1 – concurrents.
[277]       Voir Form CO, Tableau n°58.
[278]       Voir par exemple décision de la Commission M.5701 Vinci/Cegelec ou décision de l'Autorité Décision n° 10-DCC-82 du  28  juillet  2010
      relative à la prise de contrôle exclusif du groupe Faceo par Vinci.
[279]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec Areva du 14 avril 2014 minutes de l'entretien téléphonique avec Renault du 25 mars  2014
      et minutes de l'entretien téléphonique avec Coriance du 7 mars 2014.
[280]  Cf. réponse de GDF à la question 52.5 du questionnaire Q1.
[281]       Form CO, paragraphe 439.
[282]       Cf. Réponses à la question 89 du questionnaire Q1- concurrents et minutes de l'entretien téléphonique avec Vinci du 5 juin 2014.
[283]       Cf. Réponses à la question 80 du questionnaire Q2 – clients.
[284]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec PSA Peugeot Citroën du 7 et 14 avril  2014  minutes  de  l'entretien  téléphonique  avec
      Areva du 14 avril 2014 minutes de l'entretien téléphonique avec  Safran du 9 avril 2014, minutes de l'entretien téléphonique  avec  Renault
      du 25 mars 2014 et minutes de l'entretien téléphonique avec Arcelor du 28 mars 2014.
[285]       Cf. minutes de l'entretien téléphonique avec PSA Peugeot Citroën du 7 et 14 avril 2014,  minutes  de  l'entretien  téléphonique  avec
      Areva du 14 avril 2014, minutes de l'entretien téléphonique avec Safran du 9 avril 2014 minutes de l'entretien téléphonique avec Renault du
      25 mars 2014 et minutes de l'entretien téléphonique avec Arcelor du 28 mars 2014.
[286]       Cf. réponses à la question 81.3.2.2 et 82 du questionnaire Q2- clients. De plus, la majorité des clients ayant  répondu  à  l'enquête
      de marché affirment que le profil de consommation  d'électricité  et/ou  la  consommation  ne  déterminent  pas  le  type  de  services  de
      gestion/maintenance multi-technique (cf. réponses à la question 29 du questionnaire Q2- clients).
[287]       L'électricité consommée par les data  centers  peut  représenter  une  partie  importante  de  leurs  coûts  de  fonctionnement.  Les
      équipements et la ventilation/climatisation rendues nécessaires par la chaleur créée par les équipements requièrent beaucoup d'électricité.
      Les data centers seraient souvent similaires à de grands clients industriels, pour lesquels une offre groupée n'aurait pas  d'intérêt.  Par
      ailleurs, Dalkia a estimé que son développement sur les services de maintenance multi-technique aux data centers pourrait être  de  l’ordre
      de […] par an, soit la prise en charge d’installations techniques d’environ […], avec des contrats d’une durée généralement comprise  entre
      […] ans. Le secteur des data centers serait peu accessible  pour  Dalkia ;  en  effet,  les  entreprises  qui  installent  les  équipements
      techniques (électricité et climatisation) se voient souvent confier les services de maintenance multi-technique, le  data  center  espérant
      ainsi s'assurer de la bonne mise en œuvre des installations en confiant l'installation et la  maintenance  à  la  même  entreprise.  Enfin,
      d'autres acteurs sont actifs sur ce type de clientèle, par exemple Cofély.
[288]       Cf. réponses à la question 81.3.1.7, 81.3.2.2 et 82.1 du questionnaire Q2- clients.
[289]       Cf. par exemple minutes de l'entretien téléphonique avec la MAPPP du 21 mai 2014, qui notent "en ce moment, l'activité "CPE"  est  en
      baisse, l'ordre de grandeur est de 4 à 5 projets par an."
[290]       Cf. par exemple minutes de l'entretien téléphonique avec Vinci du 5 juin 2014, et Etude Les Echos ou il est noté "Le principe du  CPE
      est donc que le prestataire de services énergétiques s’engage sur un volume d’économies d’énergie sur les consommations de son client.".
[291]       Une analyse similaire peut être conduite pour les autres marchés concernés, notamment les services d'éclairage public.
[292]       Un effet indirect de l'éviction des concurrents de l'entité fusionnée du marché des services de  gestion/maintenance  multi-technique
      pourrait être de rendre leur entrée sur le marché de la fourniture d'électricité plus ardue. L'Opération ne  semblant  pas  susceptible  de
      conduire à l'éviction des principaux concurrents de l'entité fusionnée à moyen terme, cet  effet  est  peu  vraisemblable.  En  outre,  les
      concurrents sur le marché des services de gestion/maintenance multi-technique n'ont pas manifesté leur volonté de rentrer eux-mêmes sur  le
      marché de la fourniture d'électricité; une entrée se ferait en coopération avec des fournisseurs d'électricité (réponses à la question  5.1
      du questionnaire concurrents, et section 6.4.2.3.1.2 - La capacité des concurrents de proposer des offres groupées).
[293]       Cf. réponses aux questions du questionnaire Q2- clients et aux questions du questionnaire Q1 – concurrents.
[294]       Qu’il s’agisse des activités « réseaux », « gestion multi-technique » ou « éclairage public  et  équipements  urbains  ».  Dalkia  ne
      dispose pas d’une répartition plus précise des coûts d’électricité par activité.
[295]       Dalkia n'est pas présente sur les marchés de la fourniture de gaz au détail.
[296]       Les principaux concurrents d'EDF au niveau national sont  GDF  Suez  ([30-40]-[30-40] %),  le  principal  producteur  et  fournisseur
      historique de gaz en France, Tegaz ([10-20]-[20-30] %), les autres fournisseurs historiques ([10-20]-[10-20] %),  ENI  ([10-20]-[10-20] %),
      ou encore Solvay Energie (inférieure à 5 %). Meilleures estimations d’EDF à partir des données publiques de la CRE.
[297]       Les principaux concurrents d'EDF au niveau national sont  GDF  Suez  ([50-60]-[60-70] %),  le  principal  producteur  et  fournisseur
      historique de gaz en France, ENI ([10-20]-[10-20] %), Tegaz (5-10 %), Endesa Energia (0-5 %) ou  encore  Gas  Natural  (0-5 %).  Meilleures
      estimations d’EDF à partir des données publiques de la CRE.
[298]       Paragraphe 78 des Lignes directrices non-horizontales.
[299]       Formulaire CO, paragraphes 1020-1024.
[300]       Formulaire CO, paragraphe 1025.
[301]       Catalogue des prestations ERDF, page 17. Réponse EDF du 17 juin 2014.
[302]       http://www.erdf.fr/index.php?action=loadPage&id=1239
[303]       Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 22 mai 2014 portant décision sur la tarification des prestations  annexes
      réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité. La CRE rappelle que pour répondre aux  objectifs
      de la Directive 2012/27/UE, les prestations de « transmission de l’historique de courbe de mesure » et de «  transmission  de  l’historique
      d’index » ne sont plus facturées aux utilisateurs et doivent obligatoirement être proposées par les gestionnaires de réseaux.
[304]       Email de la CRE du 11 juin 2014.
[305]       http://www.erdf.fr/medias/Institutionnel/RMO.pdf
[306]       Cf. Réponses à la question 48 du questionnaire Q1- Concurrents.
[307]       Cf. Réponse d'Idex et de Spie à la question 48 du questionnaire Q1- concurrents.
[308]       Cf. Réponses aux questions 49 et 50 du questionnaire Q1- Concurrents.
[309]       Cf. Réponses à la question 40 du questionnaire Q2- Clients.
[310]       Cf. Réponses aux questions 40 et 40.3 du questionnaire Q2- Clients.
[311]       Cf. Réponses à la question 73 du questionnaire Q1- concurrents.
[312]       Seule Dalkia est active sur le marché de la gestion déléguée de réseaux de froid. L'Opération n'entraîne donc pas  de  chevauchements
      horizontaux sur ce marché.
[313]       EDF est aussi présente sur le marché au travers de sa filiale EOS qui participe à la création de réseaux de  chaleur  dans  le  cadre
      d'éco-quartiers.
[314]       Source: Form CO, §836.
[315]       Dalkia vend de la chaleur à des tiers à travers ses centrales […] tandis qu'EDF ne vend pas de chaleur à des tiers en-dehors  de  ses
      services de gestion déléguée de réseaux de chaleur. Cf. Réponse d'EDF du 28 Mai à la RFI-EDF-3.
[316]       Les parts de marché en nombre de réseaux ont été reconstituées par la Commission sur la base des données  fournies  par  les  Parties
      (Tableau 52 modifié en réponse à la RFI-EDF-3).
[317]       Cf. réponse à la question 79.1 du questionnaire Q2-clients.
[318]       Cf. réponse à la question 78 du questionnaire Q1-concurrents.
[319]       Etude nationale menée par le SNCU en 2011.
[320]       Seuls […] et […] de chaleur gérés par Dalkia utilisent partiellement l’électricité comme source primaire d’énergie pour un volume  de
      […] GWh. Cf. Form CO, §383.
[321]       Cf. réponse à la question 72.1 du questionnaire Q2-clients.
[322]       Calcul de la Commission sur la base des chiffres fournis par EDF.
[323]       Cf. Minutes de l'entretien téléphonique avec Idex en date du 6 mars 2014 Cf. Minutes de l'entretien téléphonique avec  La  Communauté
      Urbaine du Grand Lyon en date du 3 avril 2014
[324]       Cf. réponses à la question 79.1 du questionnaire Q2-clients.
[325]       Dans l’étude SNCU portant sur l’année 2011, il est mentionné que 94 % des réseaux de froid fonctionnent à partir d’un compresseur  de
      froid. Les Parties indiquent à la Commission que les compresseurs de froid sont exclusivement alimentés à partir  d’électricité.  Cf.  Form
      CO, note de bas de page 89.
[326]       Enquête nationale sur les réseaux de chaleur et de froid pourtant sur l’année 2011, publiée en janvier 2013. Cf.  Form  CO,  note  de
      bas de page 90.
[327]       Cf. Form CO, note de bas de page 253.
[328]       Cf. réponses à la question 86 du questionnaire Q1-concurrents.
[329]       Cf. réponses à la question 76 du questionnaire Q2-clients.
[330]       Cf. courriel de Davey Bickford du 11 juin 2014 et échange de courriels entre Bonduelle et la Commission du 12 juin 2014.
[331]       Cf. Réponses aux questions 79.2 et 79.3 du questionnaire Q2-clients.
[332]       Voir tableau 40 du Form CO.
[333]       Cf. réponses à la question 79.2 du questionnaire Q2-clients.
[334]       Cf. Minutes de l'entretien téléphonique avec La Communauté Urbaine du Grand Lyon en date du 3 avril 2014, §12.
[335]       Le gaz est utilisé comme source d'énergie primaire pour le fonctionnement de réseaux  de  froid  à  hauteur  de  3%.  Dalkia  utilise
      exclusivement l'électricité pour le fonctionnement des réseaux de froid dont  elle  assure  la  gestion  (Form  CO,  §387).  La  Commission
      considère donc que l'Opération ne crée pas de lien vertical entre la fourniture de gaz et la gestion déléguée de réseaux de froid.
[336]       Et inférieure à [0-5]% quelle que soit la zone d'équilibrage envisagée.
[337]       Et inférieure à [5-10]% quelle que soit la zone d'équilibrage.
[338]       Cf. Annexe 5.4.1 du Form CO: Procès-verbal du Conseil d'administration d’EDF du 28 octobre 2013, p.4.
[339]       Cf. Form CO, paragraphe 345.
[340]       Meilleures estimations d’EDF à partir des données publiques de la CRE.
[341]       http://collectivites.edf.com/territoires-durables/eclairage-public/conseil-mde-eclairage-public-47705.html
[342]       http://collectivites.edf.com/territoires-durables/eclairage-public/conseil-expert-mde-illumination-47704.html
[343]       Alsace, Franche Comté, Lorraine, Bourgogne, Champagne Ardenne.
[344]       Formulaire CO, paragraphe 444.
[345]       Réponses à la question 51 du questionnaire Q2- Clients.
[346]       Réponses à la question 52 du questionnaire Q2- Clients.
[347]       Par exemple, l'appel d'offres Renault pour des services de bornes de chargement a été remporté par Sodetrel, filiale d'EDF,  pour  un
      montant d'EUR […]. Cf. réponse des Parties du 13 juin à la RFI – EDF – 7.
[348]       Réponse des Parties du 6 juin à la RFI – EDF – 5.
[349]       Réponse des Parties du 13 juin à la RFI – EDF – 7.
[350]       Compte-tenu de la similarité du lien vertical entre la fourniture d’électricité et le ou les éventuels marchés de l'éclairage  public
      et autres équipements électriques urbains, il n’apparaît pas utile de les traiter  de  manière  distincte.  Les  conclusions  de  l'analyse
      resteraient de toute façon inchangées.
[351]       Formulaire CO, paragraphe 1098.
[352]       Formulaire CO, tableau 11.
[353]       En particulier, la fourniture d'électricité en offre de marché correspond à moins de […]% en volume du portefeuille  d'EDF  avec  les
      collectivités territoriales. De même, la MAPPP indique que "aujourd'hui la fourniture d'électricité n'est pas intégrée  dans  les  contrats
      d'éclairage public, à part 3-4% des contrats d'éclairage public. Le reste s'approvisionne séparément au tarif (bleu éclairage public)." Cf.
      minutes de la réunion téléphonique du 21 mai 2014 avec la MAPPP.
[354]       Réponse des Parties "Eléments économiques sur l'absence d'incitation à pratiquer des offres  combinées  mixtes  électricité/éclairage
      public" du 16 juin 2014.
[355]       Paragraphe 99 des lignes directrices non-horizontales.
[356]       Formulaire CO, paragraphe 1088.
[357]       Mémorandum du 28 mars 2014 à l'attention de la Commission Européenne.
[358]       Les PPP ont représenté environ […]% du chiffre d'affaires réalisé par Citelum en France en 2012 (Formulaire CO, paragraphe 480).
[359]       Ibid.
[360]       Réponses à la question 87 du questionnaire Q2- Clients.
[361] Article L.337-9 du Code de l'énergie.
[362]       Paragraphe 111 des lignes directrices non-horizontales.
[363]       Réponses de Bouygues Energies & Services, SPIE et Vinci Energies à la question 74 du questionnaire Q1- Concurrents.
[364]       Paragraphe 103 des lignes directrices non-horizontales.
[365]       Formulaire CO, paragraphes 1020-1024.
[366]       Formulaire CO, paragraphe 1441.
[367]       Réponses de Mairie de Paris TDF-IDF et Ville de Chalons-en-Champagne à la question 58 du questionnaire Q2- Clients.
[368]       Réponses de Bouygues Energies & Services, Serce et SPIE à la question 70 du questionnaire Q1- Concurrents.
[369]       Réponses aux questions 71 et 72 du questionnaire Q1- Concurrents.
[370]       Réponses à la question 73 du questionnaire Q1- Concurrents.
[371]       A propos de la Ville de Paris, qui répondait au questionnaire de la Commission que "la consommation d'électricité n'est  pas  fournie
      dans le règlement de consultation", Citelum explique que la ville de Paris possédait  bien  l’ensemble  des  informations  relatives  à  la
      consommation de ses infrastructures d’éclairage public, de mise en lumière et de signalisation tricolore. Le 31 décembre de  chaque  année,
      en tant qu’exploitant de l’éclairage public de la ville de Paris, Citelum  adressait  aux  services  de  la  ville  un  état  exhaustif  du
      patrimoine incluant la mise à jour des puissances installées en éclairage public et  en  signalisation  tricolore.  Ces  éléments  adressés
      parallèlement à ERDF, étaient validés par cette dernière. Selon Citelum, le cahier des charges du  marché  de  performance  énergétique  de
      Paris a mis à disposition des candidats, les valeurs d’énergie consommée au 31 décembre des années 2007 et 2008 (lors de  l’appel  d’offres
      2010-2011, les valeurs d’énergie pour les années 2007 et 2008 étaient les plus récentes disponibles, dans la mesure où l’appel  d’offres  a
      été lancé fin 2009) ainsi qu’un état exhaustif du patrimoine incluant la description technique des ouvrages et les  puissances  électriques
      relatives à chacun de ces ouvrages. Sur la base de ces informations, chacun des candidats était donc parfaitement en  capacité  de  mesurer
      les enjeux énergétiques relatifs à ces installations et le niveau des engagements en matière d’économies d’énergie. Email d'EDF du 17  juin
      2014, 11:22.
[372]       Le décret du 20 décembre 2013 prolonge la 2ème période d’une année civile (soit  jusqu’au  31  décembre  2014).  Sur  la  base  d’une
      hypothèse des ventes d’électricité et de gaz équivalentes en 2013 à celles de 2012, l’obligation complémentaire serait  de  […]  TWhc  pour
      EDF.
[373]       La taille totale du marché en 2012 est estimé à 39 TWhc ainsi que  cela  ressort  des  données  disponibles  sur  le  lien  suivant :
      https://www.emmy.fr/front/donnees_mensuelles.jsf.
[374]       Il convient aussi de relever que les «certificats verts» en France correspondent à  des  «garanties  d’origine»  dont  un  producteur
      d’électricité peut demander la délivrance afin de matérialiser l’origine de l’électricité  produite  dans  ses  installations.  l’Opération
      n’aura aucune incidence sur cet éventuel marché des garanties d’origine, dans la mesure où EDF est d’ores et déjà subrogée dans les  droits
      de Dalkia pour demander la délivrance des garanties d’origines relatives à la production d’installations de Dalkia sous obligation d’achat,
      ce qui correspond à l’essentiel de son parc.
[375]       Cf. Form CO, paragraphe 520.
[376]       […] TWhc en 2011, […] TWhc en 2012 et […] TWhc en 2013, à comparer avec un objectif  national  annualisé  d’environ  […]  TWhc,  soit
      moins de […] % de l’objectif total sur la 2ème période (Form CO, paragraph 517).
[377]       En 2010, Dalkia France a vendu des CEE à EDF pour un volume de […] TWhc, soit moins de [...]  %  de  l’objectif  national  annualisé,
      pour un montant de […] d’euros, soit environ […] Depuis 2010, Dalkia n’a vendu aucun CEE à EDF (Form CO, paragraph 520).
[378]       Cf. réponses à la question 93 du questionnaire Q2-clients et à la question 105 du questionnaire Q1-concurrents.
[379]       Cf. par exemple les minutes de l'entretien téléphonique avec ADEME en date du 03 Avril 2014, paragraphe 20.
[380]       Cf. les minutes de l'entretien téléphonique avec un concurrent en date du 12 Mars 2014, paragraphe 36.
[381]       SETMI est détenue à […] % par Dalkia France, à […] % par Soval (filiale de Veolia Propreté) et à […] % par Norvergie,  est  contrôlée
      par Veolia Environnement.
[382]       Nancy Energie est une entreprise conjointement contrôlée par Dalkia France (à  hauteur  de  […]  %)  et  Valest,  filiale  de  Veolia
      Propreté (à hauteur de […] %).
[383]       Filiale co-contrôlée par Valsud (filiale de Veolia Propreté) et Dalkia France.
[384]       Filiale conjointement contrôlée par Dalkia France ([…] %) et la société Ramery ([…] %).
[385]       Filiale conjointement contrôlée par Dalkia France ([…] %) et Setrad, filiale de Veolia Propreté.
[386]       Parts de marché en volume (tonnes incinérées), 2012. En l’absence de sources indépendantes fiables, EDF a  utilisé  les  informations
      disponibles sur les sites du SVDU (Syndicat national du traitement et de la Valorisation des Déchets Urbains et assimilés)   et  du  Centre
      national d’information indépendante sur les déchets (Cniid) en les actualisant ainsi que la base  de  données  interne  Tiru,  résultat  de
      multiples recherches d’informations sur internet, sur les sites des constructeurs, des exploitants, des maitres  d’ouvrage,  etc.  et  d’un
      suivi de l’actualité des marchés.
[387]       Arrêté du 14 décembre 2006 relatif à la rénovation des installations de cogénération d'électricité et  de  chaleur  valorisée  telles
      que visées à l'article 3 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000.
[388]       Rapport CRE « le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel  –  Rapport  2012-2013  »,  janvier
      2014, p.61 et figure 59.
[389]       Réponse des Parties du 16 juin à la question 6 de la RFI – EDF – 7.
[390]       Comme indiqué précédemment l'addition de parts de marché entre Dalkia et EDF sur le marché de  la  gestion  déléguée  de  réseaux  de
      chaleur est très marginale.
[391]       Il n'est pas nécessaire de considérer la situation inverse d'un appel d'offres pour  la  gestion  déléguée  d'un  réseau  de  chaleur
      actuellement relié à un incinérateur géré par les Parties, compte  tenu  des  faibles  parts  de  marché  des  Parties  sur  le  marché  de
      l'incinération des déchets banals.
[392]       A titre d'exemple, en 2014, le comité syndical du SIMACUR, qui gère le chauffage urbain pour les villes de  Massy  et  Antony,  et  a
      élargi ses compétences au traitement des  déchets,  a  accepté  comme  délégataire  pour  l'exploitation  des  services  publics  syndicaux
      d'incinération des ordures ménagères et de chauffage urbain le groupement momentané d'entreprises GDF  Suez  Energie  Services  /  Novergie
      (filiale  de  Suez  Environnement).  Le  contrat  de  délégation  de  services  publics  est  d'une  durée   de   20   années.   Source   :
      http://www.simacur.fr/Download/CR_CS_20140212_ed1.pdf
[393]       Il y a aujourd'hui 126 incinérateurs de déchets ménagers ou assimilés en service  en  France  et  5  projets  concernant  des  usines
      d’incinération.
[394]       Cf. Q1 – Questionnaire aux concurrents, question 105 et Q2 – Questionnaire aux clients, question 93.
[395]       Lignes directrices non-horizontales, paragraphe 79.
[396]       Lignes directrices sur les  concentrations  horizontales,  point  41.  Aussi  pertinentes  pour  l'analyse  des  concentrations  non-
      horizontales cf. Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, points 79 et 119.
[397]       Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, point 120.
[398]       Lignes directrices sur les concentrations non horizontales, point 86.
[399]       V. aussi décision de la Commission n° COMP/M.4180 - Gaz de France/Suez, points 995-997 et s. décision de  l’Autorité  n° 11-DCC-34  –
      Ne Varietur/GDF Suez, point 100.

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 Dans la version publique de cette décision, des informations ont été supprimées conformément à l'article 17 (2) du règlement du Conseil (CE) n°
 139/2004 concernant la non-divulgation des secrets d'affaires et autres informations confidentielles. Les omissions  sont  donc  indiquées  par
 [...]. Quand cela était possible, les informations omises ont été remplacées par des fourchettes de chiffres ou une description générale.

                                              PROCÉDURE DE CONTRÔLE DES OPÉRATIONS DE CONCENTRATION