CELEX: 32012D0218
Language: fr
Date: 2012-04-24 00:00:00
Title: 2012/218/UE: Décision d’exécution de la Commission du 24 avril 2012 exemptant la production et le commerce de gros d’électricité produite en Allemagne à partir de sources conventionnelles de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux [notifiée sous le numéro C(2012) 2426]  Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE

26.4.2012   
            
            
               FR
            
            
               Journal officiel de l'Union européenne
            
            
               L 114/21
            
         DÉCISION D’EXÉCUTION DE LA COMMISSION
   du 24 avril 2012
   exemptant la production et le commerce de gros d’électricité produite en Allemagne à partir de sources conventionnelles de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux
   [notifiée sous le numéro C(2012) 2426]
   (Le texte en langue allemande est le seul faisant foi.)
   (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
   (2012/218/UE)
   LA COMMISSION EUROPÉENNE,
   vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,
   vu la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (1), et notamment son article 30, paragraphes 5 et 6,
   vu la demande introduite par courrier électronique le 26 octobre 2011 par la Bundesverband der Énergie- und Wasserwirtschaft e.V. (Association fédérale allemande des industries énergétiques et de l’eau) (ci-après dénommée la «BDEW»),
   considérant ce qui suit:
   I.   FAITS
   
   
               (1)
            
            
               Le 26 octobre 2011, la BDEW a transmis à la Commission, par courrier électronique, une demande introduite conformément à l’article 30, paragraphe 5, de la directive 2004/17/CE. La Commission a informé les autorités allemandes de cette demande le 11 novembre 2011 et a demandé, par courrier électronique, des informations complémentaires à ces autorités le 10 janvier 2012 et à la BDEW le 21 décembre 2011. De telles informations ont été envoyées par courrier électronique le 14 décembre 2011 par les autorités allemandes, et le 17 janvier, le 26 janvier et le 28 février 2012 par la BDEW.
            
         
               (2)
            
            
               La demande déposée par la BDEW au nom des entités adjudicatrices du secteur concerne, comme elle l’indique, «la construction, l’achat et l’exploitation (y compris la maintenance) de tous les types d’installations de production d’électricité, ainsi que les activités de soutien y associées» (2).
            
         
               (3)
            
            
               Un avis du Bundeskartellamt (Office fédéral des ententes) du 25 juillet 2011 est joint à la demande. Cet avis, qui se fonde sur la législation allemande en la matière, vise à déterminer si l’activité couverte par la procédure est ou non directement exposée à la concurrence. Il repose sur une vaste étude sectorielle des marchés concernés.
            
         II.   CADRE JURIDIQUE
   
   
               (4)
            
            
               L’article 30 de la directive 2004/17/CE prévoit que les marchés destinés à permettre la prestation d’une activité visée par la directive ne sont pas soumis à ladite directive, si, dans l’État membre où elle est prestée, l’activité est directement exposée à la concurrence, sur des marchés dont l’accès n’est pas limité. L’exposition directe à la concurrence est évaluée sur la base de critères objectifs prenant en considération les caractéristiques spécifiques du secteur concerné. L’entrée sur un marché est considérée comme non limitée si l’État membre a mis en œuvre et appliqué les dispositions pertinentes de la législation de l’Union en ouvrant entièrement ou partiellement un secteur donné. La législation en question est citée à l’annexe XI de la directive 2004/17/CE; pour le secteur de l’électricité, il s’agit de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (3). La directive 96/92/CE a été remplacée par la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE (4), elle-même remplacée par la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (5).
            
         
               (5)
            
            
               L’Allemagne a mis en œuvre et appliqué non seulement la directive 96/92/CE, mais aussi les directives 2003/54/CE et 2009/72/CE. Par conséquent, et conformément à l’article 30, paragraphe 3, premier alinéa, l’entrée sur le marché devrait être considérée comme étant non limitée sur tout le territoire allemand.
            
         
               (6)
            
            
               L’exposition directe à la concurrence devrait être évaluée sur la base de différents indicateurs dont aucun n’est déterminant en soi. Eu égard aux marchés concernés par la présente décision, la part de marché des principaux acteurs sur un marché donné constitue un critère à prendre en considération, le degré de concentration de ces marchés en étant un autre. Compte tenu des caractéristiques des marchés concernés, d’autres critères devraient aussi être pris en considération, tels que le fonctionnement du marché d’équilibrage, la concurrence sur les prix et la proportion de clients qui changent de fournisseur.
            
         
               (7)
            
            
               La présente décision est sans préjudice de l’application des règles de concurrence.
            
         III.   ÉVALUATION
   
   
               (8)
            
            
               Le marché allemand de l’électricité se caractérise par un grand nombre de centrales électriques gérées par un grand nombre d’acteurs (6). L’essentiel de la capacité de production se répartit entre quatre grands fournisseurs d’énergie: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG et Vattenfall Europe AG. Cependant, deux de ces entreprises, à savoir RWE et E.ON, étant des entreprises privées [c’est-à-dire des entreprises non soumises à l’influence dominante directe ou indirecte des pouvoirs adjudicateurs, telle que définie à l’article 2, paragraphe 1, point b), de la directive 2004/17/CE] dont les activités dans le secteur de la production d’électricité ne reposent pas sur des droits spéciaux ou exclusifs au sens de l’article 2, paragraphe 3, de ladite directive, elles ne constituent pas des entités adjudicatrices au sens de cette directive. Leurs passations de marchés publics aux fins de la production ou de la vente d’électricité ne sont donc pas soumises aux dispositions de cette directive. Dès lors, pour ces activités, elles devraient être considérées comme concurrentes des entités adjudicatrices dont les marchés publics sont couverts par cette directive. Par conséquent, l’analyse ci-dessous se concentre sur les entités adjudicatrices pour établir si l’activité est exposée à la concurrence sur des marchés dont l’accès n’est pas limité.
            
         
               (9)
            
            
               L’électricité est vendue en gros sur les marchés boursiers, à savoir le marché au comptant et le marché à terme de l'European Energy Exchange AG (EEX) et de l'European Power Exchange S.E. (EPEX), ou lors de transactions de gré à gré, en dehors de ces marchés boursiers. Les prix en vigueur sur les bourses d’échange d’énergie servent généralement de référence pour les transactions de gré à gré. Les entreprises productrices optimisent l’exploitation de leurs centrales électriques en fonction des cours sur le marché au comptant. En principe, ne sont exploitées que les centrales électriques dont les coûts marginaux sont inférieurs aux prix du marché.
            
         
               (10)
            
            
               La Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Énergien (7) (ci-après dénommée l’«EEG») définit les règles relatives à l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (8), laquelle joue, à côté de celle produite à partir de sources conventionnelles (9), un rôle croissant sur le marché allemand. L’EEG modifiée, entrée en vigueur début 2012, prévoit que la part des sources d’énergie renouvelables dans l’approvisionnement en électricité doit augmenter pour atteindre 35 % d’ici à 2020,50 % d’ici à 2030 et 80 % d’ici à 2050.
            
         
               (11)
            
            
               Fin 2010, une capacité de production de 160,5 GW était connectée aux réseaux des gestionnaires de réseaux de transport (77,6 GW) et des gestionnaires de réseaux de distribution (82,9 GW). Il s’agit d’une hausse d’environ 7,8 GW par rapport à 2009 (152,7 GW). Les énergies renouvelables représentent 54,2 GW de la capacité totale et, parmi elles, environ 50,7 GW sont payés aux tarifs EEG. Les énergies renouvelables représentent donc quelque 34 % de la capacité totale (10).
            
         
               (12)
            
            
               Pour ce qui est de l’alimentation, 531,2 TWh au total ont été injectés en 2010 dans les réseaux des gestionnaires de réseaux de transport (367,5 TWh) et des gestionnaires de réseaux de distribution (163,7 TWh). De ce total, les sources d’énergie renouvelables représentaient un volume de 93,7 TWh, dont 80,7 TWh ont donné lieu à une rémunération au titre de l’EEG. Les sources d’énergie renouvelables représentent donc environ 18 % de l’alimentation totale des réseaux, soit une proportion inférieure aux 34 % de la capacité totale de production que représentent ces sources (11). Cette différence s’explique par le fait que la durée d’exploitation annuelle des sources d’énergie renouvelables est inférieure à celle des sources conventionnelles.
            
         
               (13)
            
            
               Une autre caractéristique du marché de l’électricité allemand est liée à la récente décision des autorités nationales de fermer huit centrales nucléaires, représentant une capacité totale de 8 400 MW (12), à la suite de la catastrophe nucléaire survenue au Japon au début de l’année 2011. Il a en outre été décidé de fermer les autres centrales nucléaires du pays d’ici à 2022. À court terme, cette décision a modifié l’équilibre entre les importations et les exportations, de telle sorte que l’Allemagne est passée du statut d’exportateur net d’électricité jusqu’en 2010 à celui d’importateur net en 2011.
            
         
               (14)
            
            
               Conformément à de précédentes décisions de la Commission (13), les marchés de produits concernés suivants peuvent être distingués dans le secteur électrique: i) la production et l’offre de gros; ii) le transport; iii) la distribution et iv) l’offre de détail. Si certains de ces marchés peuvent encore être subdivisés, la Commission (14) a jusqu’à présent eu pour pratique de ne pas opérer de distinction entre un marché de la production d’électricité et un marché de l’offre de gros, la production en tant que telle n’étant qu’une première étape dans la chaîne de valeur et les volumes d’électricité produits étant commercialisés sur le marché de gros.
            
         
               (15)
            
            
               La demande introduite par la BDEW porte sur la production et le commerce de gros d’électricité. Dans son avis, le Bundeskartellamt définit le marché de produits comme un «marché de la vente primaire d’électricité» (15), qui couvre la vente initiale de leur production propre par tous les fournisseurs d’électricité ainsi que les importations nettes d’électricité, à l’exclusion des échanges ultérieurs entre acteurs du marché. Il considère par ailleurs que la production et la commercialisation de l’électricité relevant de l’EEG (ci-après dénommée l’«électricité EEG») ne font pas partie de ce marché.
            
         
               (16)
            
            
               Le Bundeskartellamt considère que le marché de l’électricité EEG constitue un marché distinct pour ce qui est de la première vente. En règle générale, l’électricité EEG n’est pas directement vendue sur le marché de gros, mais d’abord à des gestionnaires de réseaux de transport, selon un tarif fixé par la loi. Ceux-ci la revendent ensuite, dans un second temps, sur le marché de gros.
            
         
               (17)
            
            
               Le Bundeskartellamt en conclut que la production et la commercialisation de l’électricité EEG ne sont pas organisées sur une base concurrentielle et ne sont pas tributaires des indicateurs de demande et de prix (16). Cette conclusion repose notamment sur les éléments suivants:
            
         
               (18)
            
            
               L’électricité EEG bénéficie d’une priorité d’accès au réseau et sa production est donc totalement indépendante de la demande. La production et l’alimentation du réseau sont également indépendants des prix du marché, les gestionnaires pouvant compter sur un système de tarif légal. L’électricité EEG est commercialisée par les gestionnaires de réseaux de transport sur le marché au comptant conformément aux dispositions légales, sans aucune marge de manœuvre.
            
         
               (19)
            
            
               Le Bundeskartellamt a également constaté que la loi autorisait une commercialisation directe de l’électricité EEG et qu’une partie des exploitants recourait à cette possibilité. L’EEG dispose que les exploitants d’installations EEG peuvent passer, le premier jour de chaque mois, d’un système de vente directe au système de tarification défini dans l’EEG, et réciproquement. Ces exploitants peuvent donc décider chaque mois, en fonction de la demande et du prix de marché attendu, quel type de système leur est le plus favorable. À l’avenir, cette commercialisation directe n’aura cependant qu’une importance marginale.
            
         
               (20)
            
            
               Selon l’EEG modifiée entrée en vigueur début 2012, les exploitants d’installations EEG ont, comme indiqué ci-dessus, la possibilité de commercialiser eux-mêmes l’électricité qu’ils produisent et de recevoir à ce titre une prime de commercialisation. Cette prime est censée compenser la différence entre la rémunération EEG fixe et le prix moyen mensuel du marché, déterminé ex post. Sa perception est néanmoins facultative: ces exploitants peuvent rester dans le système de rémunération fixe ou y retourner à leur guise en début de mois. L’on s’attend cependant à ce que la majeure partie de l’électricité EEG soit commercialisée par l’intermédiaire des gestionnaires de réseaux de transport. Par ailleurs, le système de prime de commercialisation ne changera rien au fait que le niveau de rémunération total des producteurs EEG n’est pas déterminé principalement par les prix du marché (17).
            
         
               (21)
            
            
               Le Bundeskartellamt reconnaît dès lors que, si l’électricité EEG exerce une pression concurrentielle sur l’électricité produite à partir de sources conventionnelles, l’inverse n’est pas vrai. De ce fait, l’électricité EEG ne peut être incluse dans le même marché que l’électricité conventionnelle, car les conditions de marché applicables à la première vente sont sensiblement différentes pour ces deux formes de production. En outre, la première vente d’électricité EEG est réalisée pour l’essentiel par l’entremise des gestionnaires de réseaux de transport. Du point de vue de la demande également, ce marché est donc clairement distinct du marché de gros de l’électricité conventionnelle.
            
         
               (22)
            
            
               Compte tenu de la spécificité du marché allemand de l’électricité, le marché de produits en cause est donc défini ici, aux fins d’évaluer les conditions énoncées à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE et sans préjudice du droit de la concurrence, comme le marché de la production et de la première vente d’électricité produite à partir de sources conventionnelles. La production et la première vente d’électricité EEG ne sont pas comprises dans ce marché pour les raisons susmentionnées et seront évaluées séparément ci-dessous.
            
         
               (23)
            
            
               La demande de la BDEW concerne les activités menées sur le territoire de la République fédérale d’Allemagne. Le demandeur envisage la possibilité d’un marché élargi couvrant l’Allemagne et l’Autriche, en s’appuyant sur plusieurs tendances relatives à l’évolution de la réglementation, sur le plan des importations et des exportations d’électricité, et aux procédures de couplage des marchés et de gestion de la congestion. Au final, il indique cependant ne pas pouvoir répondre de façon définitive à la question de savoir si le marché de gros de l’électricité allemand et les marchés correspondants des pays voisins sont pour l’heure suffisamment intégrés pour pouvoir être considérés comme un marché régional.
            
         
               (24)
            
            
               Sur la base de l’étude sectorielle réalisée, le Bundeskartellamt estime qu’il existe un marché primaire commun de l’électricité en Allemagne et en Autriche. Cette conclusion se fonde sur l’absence de goulets d’étranglement sur les interconnections frontalières entre les deux pays et sur l’existence d’un espace de commercialisation et de tarification harmonisé sur l’EPEX.
            
         
               (25)
            
            
               La pratique antérieure de la Commission a généralement consisté à définir les marchés de l’électricité comme des marchés de dimension nationale (18), voire inférieure (19). Occasionnellement, elle a laissé ouverte la possibilité de marchés supranationaux (20).
            
         
               (26)
            
            
               La Commission estime qu’aux fins d’évaluer les conditions énoncées à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE, et sans préjudice du droit de la concurrence, il n’est pas nécessaire, dans le cas présent, de se prononcer sur l’étendue exacte du marché géographique de la production et de la première vente d’électricité conventionnelle, car les résultats de l’évaluation seraient identiques quelle que soit la définition du marché retenue.
            
         
               (27)
            
            
               Quant au marché de la production et de la première vente d’électricité EEG, il ne pourrait dépasser les frontières de l’Allemagne puisqu’il se fonde sur les prescriptions particulières de l’EEG allemande.
            
         a)   Parts de marché et concentration du marché
   
               (28)
            
            
               Ainsi qu’il résulte d’une pratique constante (21) dans ses décisions au titre de l’article 30, la Commission a estimé que, pour la production d’électricité, «la part de marché totale des trois plus gros producteurs […] est un indicateur de l’intensité de la concurrence sur les marchés nationaux».
            
         
               (29)
            
            
               D’après l’avis du Bundeskartellamt (22), la part de marché cumulée des trois plus importants producteurs en termes d’alimentation du réseau s’élevait à 74 % en 2007, 73 % en 2008 et 70 % en 2010. Le marché allemand de l’électricité se situe donc en milieu de classement si l’on se réfère aux précédentes décisions en matière d’exemption prises au titre de l’article 30 de la directive 2004/17/CE (23).
            
         
               (30)
            
            
               Il convient néanmoins de rappeler que les deux principaux producteurs, RWE et E.ON, qui représentent à eux deux une part de marché cumulée de 58 % (24), ne sont pas soumis aux dispositions de la législation relative aux marchés publics.
            
         
               (31)
            
            
               La présente décision vise à établir si la production et le commerce de gros d’électricité sont soumis à un niveau de concurrence (sur les marchés dont l’accès est libre) susceptible de garantir que, même en l’absence de la discipline qu’imposent les règles détaillées de passation des marchés fixées par la directive 2004/17/CE, les marchés publics nécessaires à l’exercice des activités en question sont passés de manière transparente et non discriminatoire, sur la base de critères qui permettent de retenir la solution globalement la plus avantageuse sur le plan économique. Dans ce contexte, il importe de garder à l’esprit que les entreprises qui ne sont pas soumises aux procédures de passation de marchés lorsqu’elles opèrent sur ces marchés (et notamment RWE et E.ON) ont la possibilité d’exercer une pression concurrentielle sur les autres acteurs du marché. Cette situation ne changera pas même si l’Autriche est intégrée au marché géographique en cause, du fait que les parts de marché des principaux producteurs ne devraient être que légèrement inférieures sur un marché couvrant à la fois l’Autriche et l’Allemagne (25).
            
         
               (32)
            
            
               Concernant la production et l’offre de gros d’électricité issue de sources conventionnelles, les éléments ci-dessus peuvent être considérés comme l’indication d’une exposition directe à la concurrence pour les acteurs du marché couverts par les dispositions de la législation relative aux marchés publics.
            
         
               (33)
            
            
               Il convient également de souligner que le document de travail des services de la Commission intitulé «2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market» (26), publié en juin 2011, faisait état d’une moindre concentration du marché allemand (27) par rapport aux années précédentes et qu’il plaçait le marché allemand de l’électricité dans la catégorie des marchés «moyennement concentrés» (28), c’est-à-dire les marchés dont l’indice de Herfindahl-Hirschmann (IHH) (29) par capacité se situe entre 750 et 1 800.
            
         
               (34)
            
            
               Eu égard aux chiffres ci-dessus, aux fins de la présente décision et sans préjudice du droit de la concurrence, l’on peut estimer, concernant les entités adjudicatrices, que le niveau de concentration du marché reflète un certain degré d’exposition à la concurrence pour ce qui est de la production et du commerce de gros, en Allemagne, d’électricité issue de sources conventionnelles.
            
         b)   Autres facteurs
   
               (35)
            
            
               Ces dernières années, à savoir jusqu’en mars 2011, l’Allemagne était un exportateur net d’électricité. Après avoir décidé de fermer progressivement plusieurs centrales nucléaires productrices d’électricité, elle est cependant devenue un importateur net. Une pression concurrentielle s’exerce donc actuellement sur le marché en raison de la possibilité d’importer de l’électricité de l’étranger. Il s’ensuit que tout investissement dans le secteur de l’électricité allemand nécessite de prendre en considération les autres producteurs des pays voisins. Ces éléments devraient donc être considérés comme compatibles avec la conclusion selon laquelle les entités adjudicatrices actives sur le marché allemand de la production d’électricité à partir de sources conventionnelles sont exposées à la concurrence. Une analyse du taux de changement de fournisseur (30) et du degré de liquidité sur le marché de gros (31) indique que ces facteurs n’empêchent pas non plus de conclure que ces entités sont exposées à la concurrence. Enfin, le marché d’équilibrage allemand (32) et ses principales caractéristiques (tarification en fonction des forces du marché et différence de prix entre ajustements des flux à la hausse ou à la baisse) ne s’opposent pas non plus à une telle conclusion.
            
         
               (36)
            
            
               L’électricité EEG bénéficie, par rapport à l’électricité conventionnelle, d’une priorité de raccordement au réseau et d’alimentation de ce dernier, de sorte que sa production n’est pas dépendante de la demande. Son coût de production étant généralement supérieur au prix du marché, elle bénéficie par ailleurs d’un système de soutien spécifique. Les exploitants d’installations EEG (33) ont en effet droit au versement, de la part des gestionnaires de réseaux de transport, d’une rémunération dont le tarif est fixé par la loi, et ce pendant vingt ans, auxquels s’ajoute l’année de mise en service. Cette rémunération est censée leur permettre de couvrir leurs coûts et est donc supérieure au prix du marché. Ils peuvent donc écouler leur électricité auprès du réseau quel que soit le prix pratiqué sur les marchés (34).
            
         
               (37)
            
            
               En général, l’électricité EEG n’est pas vendue directement sur le marché de gros, mais d’abord aux gestionnaires de réseaux de transport, au tarif fixé par la loi. À charge ensuite pour ces derniers de la commercialiser sur le marché au comptant, ce qui leur fait subir une perte. Ces coûts sont supportés en dernier lieu par les consommateurs, à qui leur fournisseur d’énergie facture un supplément au titre de l’EEG, qu’il reverse ensuite aux gestionnaires. Une réduction de ce supplément EEG est prévue pour les fournisseurs d’énergie qui achètent plus de 50 % d’électricité EEG, dont au moins 20 % d’électricité solaire ou éolienne.
            
         
               (38)
            
            
               Les exploitants d’installations EEG peuvent aussi commercialiser directement l’électricité qu’ils produisent, en renonçant à la rémunération légale auxquels ils ont droit et en choisissant de vendre eux-mêmes l’électricité sur le marché au comptant. En raison de son coût de production élevé, la commercialisation directe de cette électricité en dehors des conditions définies par la loi n’est normalement pas une solution viable. Jusqu’à présent, cette méthode n’a guère été employée; y ont eu recours essentiellement des acheteurs qui pouvaient être exonérés du prélèvement EEG en combinant l’achat direct au producteur d’une certaine quantité d’électricité EEG (35) avec leurs achats d’électricité conventionnelle. La nouvelle loi EEG entrée en vigueur début 2012 limite cette possibilité d’exonération, ce qui devrait entraîner un recul de cette forme de commercialisation directe (36).
            
         
               (39)
            
            
               Cette nouvelle loi instaure une nouvelle possibilité de commercialisation directe, qui prévoit toutefois le paiement au producteur d’électricité EEG d’une «prime de commercialisation» destinée à compenser la différence entre les coûts plus élevés qui sont les siens et le prix moyen du marché (ci-après, le «système de prime de commercialisation»). Les gestionnaires de réseaux de transport estiment que la proportion de ventes réalisées dans ce cadre pourrait atteindre 15 % en 2012, toutes sources d’énergie renouvelables confondues (37). L’on peut en conclure que pour l’instant, l’essentiel des ventes d’électricité EEG a lieu dans le cadre du système tarifaire légal et par l’intermédiaire des gestionnaires de réseaux de transport, et qu’il continuera d’en être ainsi dans un proche avenir, la vente directe non subventionnée ne jouant qu’un rôle marginal.
            
         
               (40)
            
            
               Pour les raisons indiquées ci-dessus, la production et la première vente d’électricité EEG font partie d’un système réglementé dans lequel les producteurs sont rémunérés selon un tarif légal. Ils ne sont pas exposés à la concurrence, puisqu’ils sont assurés d’un débouché quel que soit le prix du marché, et que cette priorité d’accès au réseau leur permet en outre d’écouler toutes les quantités qu’ils produisent. Il n’est donc pas possible de conclure que l’activité des producteurs d’électricité EEG est soumise à la concurrence. Compte tenu de ce qui précède, il n’est pas nécessaire d’examiner d’autres indicateurs tels que ceux cités au sixième considérant.
            
         IV.   CONCLUSIONS
   
   
               (41)
            
            
               Au vu des facteurs examinés ci-dessus, la condition d’exposition directe à la concurrence énoncée à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE doit être considérée comme satisfaite eu égard aux entités adjudicatrices pour la production et la vente en gros, en Allemagne, d’électricité issue de sources conventionnelles.
            
         
               (42)
            
            
               En outre, la condition de l’accès sans restriction au marché étant réputée satisfaite, la directive 2004/17/CE ne doit pas s’appliquer lorsque des entités adjudicatrices attribuent des marchés destinés à permettre la production et l’offre de gros d’électricité issue de sources conventionnelles en Allemagne, ni lorsqu’ils organisent des concours en vue de l’exercice d’une telle activité dans cette zone géographique.
            
         
               (43)
            
            
               En revanche, la condition d’exposition directe à la concurrence énoncée à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE ne peut être considérée comme satisfaite eu égard aux entités adjudicatrices pour la production et la première vente, en Allemagne, d’électricité EEG.
            
         
               (44)
            
            
               La production et la première vente d’électricité EEG restant soumises aux dispositions de la directive 2004/17/CE, il y a lieu de rappeler que les marchés publics concernant plusieurs activités de ce secteur sont soumis aux dispositions de l’article 9 de cette même directive. Cela signifie que, lorsqu’une entité adjudicatrice prévoit d’attribuer un marché «mixte», c’est-à-dire un marché visant à favoriser à la fois des activités exemptées de l’application de la directive 2004/17/CE et des activités non exemptées, il convient de tenir compte des activités auxquelles il est principalement destiné. S’agissant d’un marché mixte dont l’objet est principalement de favoriser la production et la vente en gros d’électricité EEG, il y a lieu d’appliquer la disposition de la directive 2004/17/CE. S’il est objectivement impossible de déterminer à quelle activité le marché est principalement destiné, le marché est attribué conformément aux règles énoncées à l’article 9, paragraphes 2 et 3, de la directive 2004/17/CE. La présente décision est fondée sur la situation juridique et factuelle d’octobre 2011 à février 2012, telle qu’elle ressort des informations transmises par la BDEW et les autorités allemandes. Elle pourra être révisée si, par suite de changements significatifs dans la situation juridique ou dans les faits, les conditions d’applicabilité de l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE ne sont plus remplies en ce qui concerne la production et la fourniture en gros d’électricité provenant de sources conventionnelles.
            
         
               (45)
            
            
               Les mesures énoncées dans la présente décision sont conformes à l’avis du comité consultatif pour les marchés publics,
            
         A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
   Article premier
   La directive 2004/17/CE ne s’applique pas aux marchés attribués par des entités adjudicatrices dans le but d’assurer la production et la première vente, en Allemagne, d’électricité produite à partir de sources conventionnelles.
   Au sens de la présente décision, on entend par «électricité produite à partir de sources conventionnelles» et «électricité conventionnelle» l’électricité qui n’est pas couverte par l’EEG. En outre, au sens de l’EEG, et selon les conditions qui y sont définies, on entend par «sources d’énergie renouvelables» l’énergie hydraulique, dont les énergies houlomotrice, marémotrice, osmotique et de flux, l’énergie éolienne, le rayonnement solaire, l’énergie géothermique, l’énergie issue de la biomasse, dont le biogaz, le biométhane, le gaz de décharge et le gaz provenant de l’épuration des eaux usées, ainsi que la part biodégradable des déchets ménagers et industriels.
   Article 2
   La République fédérale d’Allemagne est destinataire de la présente décision.
   
      Fait à Bruxelles, le 24 avril 2012.
      
         
            Par la Commission
         
         Michel BARNIER
         
            Membre de la Commission
         
      
   
   
      (1)  JO L 134 du 30.4.2004, p. 1.
   
      (2)  La demande d’exemption couvre également des activités connexes telles que celles des centrales de cogénération d’énergie et de chaleur.
   
      (3)  JO L 27 du 30.1.1997, p. 20.
   
      (4)  JO L 176 du 15.7.2003, p. 37.
   
      (5)  JO L 211 du 14.8.2009, p. 55.
   
      (6)  Selon les données Eurostat de novembre 2010 relatives à l’environnement et à l’énergie, plus de 450 sociétés productrices d’électricité ont été comptabilisées en Allemagne en 2008, représentant au moins 95 % de la production nette d’électricité.
   
      (7)  L’EEG réglemente: le raccordement prioritaire des installations qui produisent de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables et de gaz de mine aux réseaux d’alimentation générale en énergie électrique; l’achat, le transport, la distribution et le paiement prioritaires, par les gestionnaires du réseau, de cette électricité et de celle issue de la cogénération d’énergie et de chaleur, ainsi que les primes versées pour l’intégration de cette électricité dans le système d’approvisionnement en électricité; et le mécanisme national de péréquation pour les quantités d’électricité achetées au tarif légal ou ayant donné lieu au versement d’une prime.
   
      (8)  Au sens de l’EEG, et selon les conditions qui y sont définies, on entend par «sources d’énergie renouvelables» l’énergie hydraulique, dont les énergies houlomotrice, marémotrice, osmotique et de flux, l’énergie éolienne, le rayonnement solaire, l’énergie géothermique, l’énergie issue de la biomasse, dont le biogaz, le biométhane, le gaz de décharge et le gaz provenant de l’épuration des eaux usées, ainsi que la part biodégradable des déchets ménagers et industriels.
   
      (9)  Au sens de la présente décision, on entend, par «électricité produite à partir de sources conventionnelles» et «électricité conventionnelle», l’électricité qui n’est pas couverte par l’EEG.
   
      (10)  D’après le Monitoring Benchmark Report 2011 de la Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (dans sa traduction anglaise), p. 9.
   
      (11)  D’après le Monitoring Benchmark Report 2011 de la Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (dans sa traduction anglaise), p. 10.
   
      (12)  D’après le Monitoring Benchmark Report 2011 de la Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (dans sa traduction anglaise).
   
      (13)  Affaire COMP/M.4110 – E.ON/ENDESA du 25.4.2006, paragraphe 10, p. 3 (de la version anglaise).
   
      (14)  Affaire COMP/M. 3696 – E.ON/MOL du 21.1.2005, paragraphe 223; affaire COMP/M.5467, RWE- ESSENT du 23.6.2009, paragraphe 23.
   
      (15)  D’après l’avis du Bundeskartellamt (dans sa traduction anglaise), p. 5.
   
      (16)  D’après l’avis du Bundeskartellamt (dans sa traduction anglaise), p. 5.
   
      (17)  La rémunération d’un exploitant peut néanmoins varier en fonction de sa capacité à commercialiser son électricité à un prix supérieur au prix moyen mensuel.
   
      (18)  Décisions de la Commission 2008/585/CE (JO L 188 du 16.7.2008, p. 28, considérant 9) et 2008/741/CE (JO L 251 du 19.9.2008, p. 35, considérant 9); affaire COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP du 9.12.2004, paragraphe 23.
   
      (19)  Décision 2010/403/CE de la Commission (JO L 186 du 20.7.2010, p. 44, considérant 9).
   
      (20)  Affaires COMP/M. 3268 Sydkraft/Graninge du 30.10.2003, paragraphe 27, et COMP/M. 3665 ENEL/Slovenske Elektrarne du 26.4.2005, paragraphe 14.
   
      (21)  Décisions de la Commission 2009/47/CE (JO L 19 du 23.1.2009, p. 57), 2008/585/CE, 2008/741/CE, 2007/141/CE (JO L 62 du 1.3.2007, p. 23), 2007/706/CE (JO L 287 du 1.11.2007, p. 18), 2006/211/CE (JO L 76 du 15.3.2006, p. 6) et 2006/422/CE (JO L 168 du 21.6.2006, p. 33).
   
      (22)  D’après l’avis du Bundeskartellamt (dans sa traduction anglaise), p. 7, paragraphe 2.
   
      (23)  Les parts de marché cumulées des trois plus importants producteurs sont inférieures au Royaume-Uni (39 %), en Autriche (52 %) et en Pologne (55 %), mais supérieures en Finlande (73,6 %) et en Suède (87 %).
   
      (24)  La production est calculée en tenant compte des centrales électriques détenues par ces producteurs, des participations qu’ils détiennent dans des centrales communes et de la production à long terme garantie sur une base contractuelle (droits de tirage).
   
      (25)  D’après l’avis du Bundeskartellamt (dans sa traduction anglaise), p. 7, paragraphe 3.
   
      (26)  http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/legislation/doc/20100609_internal_market_report_2009_2010.pdf (en anglais).
   
      (27)  Voir p. 7, paragraphe 4, du document de travail des services de la Commission.
   
      (28)  Tableau 3.1, p. 12, de l’annexe technique au document de travail des services de la Commission de juin 2011 intitulé «2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market».
   
      (29)  L’indice IHH est défini comme la somme des carrés des parts de marché de toutes les entreprises d’un secteur. Il peut varier de près de 0, en présence d’un très grand nombre de très petites sociétés, à 10 000 en cas de monopole. Une baisse de l’IHH est généralement synonyme d’un accroissement de la concurrence, et une hausse de l’indice reflète la situation inverse.
   
      (30)  D’après le tableau 2.1, p. 6, et le tableau 2.2, p. 7, de l’annexe technique au document de travail des services de la Commission de juin 2011 intitulé «2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market», l’Allemagne présentait en 2009, pour les grandes entreprises, un taux de changement de fournisseur de 10,7 % en volume et de 15,6 % par compteur de client éligible.
   
      (31)  D’après le Monitoring Benchmark Report 2011 de la Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, p. 28, le marché de gros allemand est extrêmement liquide. En 2010, le volume du commerce de gros est estimé à 10 600 TWh, soit plus de dix-sept fois la demande réelle d’électricité en Allemagne.
   
      (32)  Même s’ils ne représentent qu’une petite partie de la quantité totale d’électricité produite et/ou consommée dans un État membre, les mécanismes d’équilibrage devraient également être pris en compte comme indicateur supplémentaire, car une grande différence entre le prix facturé par les gestionnaires de réseaux de transport pour la fourniture de courant d’équilibrage et le prix auquel ils rachètent la production excédentaire peut être problématique pour les petits acteurs du marché et peut entraver le développement de la concurrence.
   
      (33)  Aux fins de la présente décision et conformément à l’EEG, une «installation EEG» désigne toute installation produisant de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables ou de gaz de mine; entrent aussi dans cette catégorie les installations qui reçoivent de l’énergie qui a été stockée temporairement et provient exclusivement de sources d’énergie renouvelables ou de gaz de mine, et la transforment en électricité. On entend par «exploitant d’installation EEG» quiconque, propriétaire ou non, utilise une telle installation pour produire de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables ou de gaz de mine.
   
      (34)  Les tarifs appliqués à la fourniture d’électricité EEG sont souvent supérieurs aux prix du marché, ce qui la rend plus chère que l’électricité provenant de sources conventionnelles. Ce surcoût est facturé aux consommateurs sous forme d’un supplément EEG (3,5 cents/kWh en 2011).
   
      (35)  Une pratique parfois désignée par le terme Grünstromprivileg (privilège lié à l’électricité verte).
   
      (36)  Selon les estimations des gestionnaires de réseaux de transport, cette commercialisation directe pourrait représenter 3,7 % des ventes en 2012 [article 33, point b), de la loi EEG 2012].
   Voir http://www.eeg-kwk.net/de/file/111115_Eckwerte_Einspeisung_final.pdf (en allemand).
   
      (37)  Voir http://www.eeg-kwk.net/de/file/111115_Eckwerte_Einspeisung_final.pdf (en allemand).