Document ID: 32005D0801

DÉCISION DE LA COMMISSION
du 9 décembre 2004
déclarant une opération de concentration incompatible avec le marché commun conformément à l'article 8, paragraphe 3, du règlement (CEE) no 4064/89 du Conseil («règlement sur les concentrations»)
(Affaire COMP/M.3440 - EDP/ENI/GDP)
[notifiée sous le numéro C(2004) 4715]
(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.)
(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
(2005/801/CE)
Le 9 décembre 2004, la Commission a pris une décision dans une affaire de concentration en vertu du règlement (CEE) no 4064/89 du Conseil du 21 décembre 1989 relatif au contrôle des opérations de concentration entre entreprises (1), et notamment de l'article 8, paragraphe 3, de ce règlement. Une version non confidentielle de l'intégralité de la décision dans la langue faisant foi ainsi que dans les langues de travail de la Commission se trouve sur le site internet de la direction générale de la concurrence, à l'adresse suivante: http://europa.eu.int/comm/competition/index_fr.html
I. LES PARTIES
(1)
Energias de Portugal SA («EDP») est l’entreprise d’électricité historique au Portugal. En cette qualité, ses secteurs d'activités principaux sont la production, la distribution et la fourniture d'électricité au Portugal. EDP contrôle également l'entreprise espagnole Hidrocantábrico, active dans les secteurs de l'électricité et du gaz en Espagne. EDP est cotée sur Euronext Lisbonne et l'État portugais détient, directement ou indirectement, environ 30 % des actions de l'entreprise.
(2)
ENI SpA («ENI») exerce quant à elle des activités de prospection et de production de pétrole et de gaz naturel au niveau mondial. Elle opère également dans les domaines de la fourniture, du transport, du stockage, de la distribution et du négoce de gaz naturel. Elle détient en outre des participations dans des entreprises ayant des capacités de transport et assurant l'exploitation des gazoducs transnationaux en vue du transport du gaz naturel.
(3)
Gás de Portugal, SGPS, SA («GDP») est le fournisseur historique de gaz au Portugal. L'entreprise est une filiale à 100 % de la société portugaise Galp Energia, SGPS, SA («GALP»), actuellement contrôlée conjointement par l'État portugais et ENI, avec des intérêts dans les secteurs du pétrole et du gaz. GDP et ses filiales couvrent tous les niveaux de la chaîne du gaz au Portugal. Par l’intermédiaire de sa filiale Transgás, GDP importe du gaz naturel au Portugal, via un gazoduc reliant le Maghreb, l’Espagne et le Portugal et par le terminal GNL de Sinès, et est responsable du transport, du stockage et de la livraison de gaz via le réseau portugais de gazoducs à haute pression («le réseau»). GDP est également active dans le secteur de la fourniture de gaz naturel aux grands clients industriels et dans celui de la conception et de l'exploitation future des premières cavernes de stockage de gaz naturel en sous-sol au Portugal. En outre, GDP, par l’intermédiaire de GDP Distribuição («GDPD»), contrôle aussi actuellement cinq des six entreprises locales de distribution («ELD») actives au Portugal.
(4)
Rede Eléctrica Nacional SA («REN») n'est pas une partie notifiante aux fins de la présente opération de concentration mais prend part à la transaction globale dont cette opération fait partie. REN est une entreprise portugaise née de l'éclatement d'EDP en 1994. Elle gère actuellement le réseau électrique portugais et agit en tant qu’acheteur unique, achetant l’électricité aux producteurs et la revendant au distributeur/fournisseur pour l’approvisionnement des clients non éligibles. L’État portugais contrôle REN directement ou indirectement à hauteur de 70 %, le reste étant détenu par EDP.
II. L'OPÉRATION
(5)
La présente affaire concerne une opération de concentration par laquelle EDP et ENI («les parties») entendent acquérir le contrôle en commun de GDP. Cette opération prévoit la cession du réseau de transport gazier (à l’exclusion du terminal GNL de Sinès, du gazoduc d’importation et de l’installation de stockage souterrain de Carriço) à REN, le gestionnaire du réseau électrique portugais, pour une date donnée. Durant une période transitoire, EDP détiendra le contrôle du réseau gazier, conjointement avec ENI et REN.
(6)
Conformément à la deuxième directive «gaz» (2) et à la dérogation accordée au Portugal, le marché gazier portugais doit être libéralisé à hauteur de 33 % pour 2007 au plus tard; la libéralisation doit intervenir pour tous les clients non résidentiels d’ici à 2009 au plus tard et pour l’ensemble des consommateurs (y compris les clients résidentiels) pour 2010 au plus tard. Le gouvernement portugais peut décider d’avancer le lancement du processus de libéralisation.
III. LE MARCHÉ EN CAUSE
A. LE MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ EN CAUSE
1. LE MARCHÉ DE PRODUITS EN CAUSE
(7)
Tenant compte des particularités des marchés portugais et du cadre concurrentiel et réglementaire, la Commission est parvenue à la conclusion qu’il convenait d’établir une distinction entre les marchés suivants:
i)
offre d'électricité en gros;
ii)
prestation de services d’équilibrage/d’ajustement (3),
iii)
réseau de transport;
iv)
réseau de distribution;
v)
fourniture d’électricité au détail (grands et petits clients).
(8)
Le système électrique national est organisé en deux systèmes coexistants: le système électrique de service public, ou «système lié» (Sistema Eléctrico de Serviço Público, «SEP»), et le système électrique indépendant (Sistema Eléctrico Independente, «SEI»). Le réseau national de transport est utilisé pour les deux systèmes et exploité sous un régime de concession par Rede Eléctrica nacional («REN»).
(9)
Le SEP est un système réglementé qui couvre la production et la distribution. Il se compose de producteurs «liés» et de réseaux de distribution «liés». Dans ce système, REN est l'acheteur unique d'électricité en gros. Elle achète principalement de l’électricité à un groupe de centrales électriques (les «producteurs liés») sur la base d'accords d'achat d'électricité («AAE»).
(10)
En vertu de ces AAE, les producteurs liés s'engagent à fournir de l'électricité au SEP sur une base exclusive pour une durée de plus de vingt ans et selon une formule de prix fixe (4). La construction de ces installations de production liées n'est pas libéralisée mais est réglementée par l'État. En vertu de la législation applicable, les entreprises suivantes sont intégrées dans le SEP: EDP (par l'intermédiaire d’EDP Produção et Companhia Portuguesa de Produção de Electridade), Tejo Energia (5) et Turbogás (6). La plus grande partie de l'électricité au Portugal (83 % en 2003) (7) est fournie sur la base de ces AAE exclusifs conclus entre REN et les producteurs d'électricité.
(11)
L'électricité achetée par REN est ensuite revendue au distributeur réglementé, qui est contrôlé par EDP, sur la base d'un système tarifaire réglementé. Les tarifs réglementés sont fixés par le régulateur portugais du secteur de l'énergie, ERSE.
(12)
Le système indépendant («SEI») se compose du système non lié (Sistema Eléctrico Não Vinculado, «SENV»), qui fonctionne dans des conditions de marché libre (la majeure partie de cette électricité étant finalement vendue aux clients qui sortent du système réglementé), et du système du régime spécial (Produtores em regime especial, «PRE»), dans lequel l'électricité produite par les centrales de cogénération, les installations hydroélectriques de très petite taille et d’autres installations utilisant des sources d'énergie renouvelables, telles que l'énergie éolienne, est fournie à REN aux tarifs réglementés.
(13)
Les clients éligibles sont libres de choisir leur fournisseur d'électricité et peuvent donc acheter l'électricité, soit dans le cadre du SEP aux tarifs réglementés, soit dans le cadre du SENV (la fourniture étant assurée par un détaillant libre aux conditions du marché). En vertu du décret-loi du 17 août 2004, tous les clients sont éligibles (8).
(14)
Le cadre réglementaire existant est en cours de modification.
Le marché de gros de l'électricité
(15)
Le marché de gros de l’électricité englobe la production d'électricité dans les centrales électriques et l'électricité importée physiquement via des interconnecteurs en vue de sa revente aux détaillants. Comme dans d'autres États membres, quelques très gros consommateurs d'électricité peuvent aussi décider d'acheter directement sur le marché de gros (en Espagne, ils représentent moins de 5 % des achats sur le marché de gros).
(16)
La Commission considère que, après la suppression des AAE, il existera au Portugal un marché de gros de l’électricité qui englobera la production précédemment liée, la production non liée et les importations. L’appréciation est axée sur ce marché de gros, sans distinction entre le système libéralisé et le système réglementé.
Courant d'ajustement et services auxiliaires
(17)
Ce service répond à une nécessité technique, étant donné que le gestionnaire du système de transport doit veiller à ce que la tension du réseau se maintienne dans une fourchette très étroite. En cas de surconsommation, la tension du réseau baisserait, ce qui pourrait provoquer par endroits des problèmes de stabilité du réseau. Un problème se pose également en cas de sous-consommation, car la tension du réseau augmente alors au-dessus d’un seuil de tolérance acceptable et le gestionnaire du système de transport doit veiller à ce qu’une partie de la capacité de production soit arrêtée ou qu’un certain niveau de consommation soit ajouté.
(18)
Ce service doit être payant, et il faudra généralement acquitter une «amende» si la demande d’un client est supérieure (ou inférieure) au niveau prévu qui correspond à la quantité que chaque fournisseur achète sur le marché de gros ou prévoit de produire lui-même et qu’il doit communiquer à l'avance au gestionnaire du système de transport.
(19)
Au Portugal, ce service de même que d’autres services auxiliaires semblables (services de gestion des situations de saturation) sont actuellement fournis par REN à tous les acteurs du système. Il n’existe à ce jour aucun marché établi pour ces services au Portugal. Il est toutefois probable qu’un ou plusieurs marchés de ce type émergeront après la disparition des AAE. Aux fins de la présente décision, la définition exacte de ce ou ces marchés émergents peut être laissée en suspens.
Transport et distribution
(20)
Ces marchés ne sont pas concernés par l'opération proposée. Au Portugal, le réseau de transport a déjà fait l'objet d'une séparation juridique et est géré par REN, le gestionnaire du système de transport portugais. Les réseaux de distribution appartiennent à EDP et aux municipalités et sont gérés par EDP Distribuição Energia SA («EDPD»), une filiale d'EDP. L'accès au réseau de transport et aux réseaux de distribution est réglementé par le régulateur portugais (ERSE).
Offre d'électricité au détail
(21)
Seront pris en considération, aux fins de l’appréciation, les marchés de détail de l'électricité suivants: i) fourniture d'électricité aux grands clients industriels («GCI»), qui sont connectés au réseau haute tension et moyenne tension («HT» et «MT»), et ii) fourniture d’électricité aux clients industriels, commerciaux et résidentiels plus petits, qui sont connectés au réseau basse tension («BT»).
(22)
Les clients HT/MT et BT se caractérisent par des divergences importantes pour ce qui est de leur consommation et des conditions auxquelles ils achètent l'électricité. Les relations commerciales sont également très différentes. Les clients MT et HT sont en majeure partie des clients industriels, pour lesquels l'électricité peut représenter une partie importante des coûts. La plupart des clients BT, au contraire, sont de petits clients industriels, commerciaux ou résidentiels dont la consommation d’électricité par client est relativement limitée en volume.
2. LES MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES DE L'ÉLECTRICITÉ
(23)
Dans les décisions antérieures de la Commission, le marché géographique en cause pour l'offre d'électricité en gros était considéré comme ne dépassant pas les frontières nationales (9). En l'espèce, l'enquête a révélé que les marchés de gros et de détail de l'électricité étaient clairement contenus dans les limites du Portugal et qu’ils le resteraient dans un avenir prévisible.
(24)
Les parties ont fait valoir qu’un marché ibérique de négoce, le MIBEL, serait prochainement mis en place, conduisant à la création d’un marché ibérique. Cet argument n’a pas été confirmé par l’enquête approfondie menée par la Commission. Il s’avère 1) que le niveau actuel d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal n'est pas suffisant pour considérer qu'il existe un marché unique dans la péninsule Ibérique et 2) qu’il est hautement improbable que le marché de gros de l'électricité soit effectivement de dimension ibérique dans un avenir proche, pour les raisons suivantes:
i)
de nombreux obstacles réglementaires importants doivent encore être levés avant que le MIBEL puisse être mis en place;
ii)
les conditions de concurrence en Espagne et au Portugal resteront probablement très différentes même après le lancement du MIBEL;
iii)
les plans nationaux d'allocation de quotas d'émission de CO2 et le système national de compensation pour les coûts échoués devraient maintenir, voire accentuer les différences concernant les conditions concurrentielles;
iv)
il est peu probable que le niveau projeté de capacité d'interconnexion entre l'Espagne et le Portugal permette l'intégration effective des deux marchés dans un avenir prévisible.
B. LES MARCHÉS DU GAZ NATUREL EN CAUSE
1. LE MARCHÉ DE PRODUITS
(25)
La Commission a constaté que quatre marchés du gaz distincts seraient affectés par l'opération en cause:
i)
la fourniture de gaz aux producteurs d'électricité [TGCC (10)];
ii)
la fourniture de gaz aux entreprises locales de distribution («ELD»);
iii)
la fourniture de gaz aux grands clients industriels («GCI»);
iv)
la fourniture de gaz aux petits clients industriels, commerciaux et résidentiels.
(26)
Six ELD distribuent et fournissent du gaz naturel à la plupart des clients finaux via des réseaux à moyenne ou à basse pression (11) et opèrent dans des zones de concession exclusive.
(27)
Le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d’électricité sera le premier à être ouvert à la concurrence au Portugal. Les parties ont fait valoir que les TGCC et les GCI devaient être considérés comme constituant un seul marché de gros plus large. La Commission ne partage pas cet avis. En effet, les producteurs d’électricité ont des besoins particuliers en termes de quantité et de flexibilité de l'offre. Les TGCC doivent par conséquent combiner des contrats à long terme, qui sont nécessaires pour établir la viabilité économique et technique ainsi que la sécurité d'approvisionnement du projet TGCC, avec des contrats à court terme pour des périodes plus limitées. On note également des différences en termes de marges, de relations avec la clientèle, de besoins commerciaux des revendeurs et de dynamiques de croissance.
2. LE MARCHÉ GÉOGRAPHIQUE
(28)
En ce qui concerne chacun des marchés gaziers en cause, la Commission et les parties conviennent que la fourniture de gaz naturel au Portugal ne dépasse pas les frontières nationales.
IV. APPRÉCIATION AU REGARD DE LA CONCURRENCE
A. LES MARCHÉS DE L'ÉLECTRICITÉ
1. LE MARCHÉ DE GROS
a) EDP détient une position dominante sur le marché de l'électricité de gros au Portugal
(29)
L’enquête approfondie de la Commission a montré qu’EDP détenait une position dominante sur le marché de gros au Portugal, que l’on considère la structure actuelle ou la situation qui fera suite à la suppression des AAE.
(30)
En effet, en 2003, EDP détenait 70 % des capacités de production, représentait 70 % de la production et était le plus gros importateur d’électricité sur le marché de gros. En outre, le parc productif d’EDP au Portugal demeurera sans égal après la suppression des AAE. Au terme de celle-ci, un système de compensation pour les coûts échoués (Custos para a Manutenção do Equilibrio Contractual, «CMEC») doit être mis en place afin d’indemniser les producteurs d’électricité existants des pertes qu'ils pourraient subir sur le marché dans le futur. Ce régime favorise les opérateurs historiques. EDP devrait en tirer le plus grand profit, ce qui contribuera à la protéger de la concurrence à l’avenir.
(31)
Du côté de la demande, EDP détient la quasi-totalité de la distribution d’électricité au Portugal. Le rôle qu’EDP Distribuição est appelée à jouer en tant que détaillant pour le système réglementé confère à EDP des avantages cruciaux.
(32)
Du côté de l’offre, l’adjonction au parc d’EDP de la nouvelle centrale électrogène au gaz d’EDP («TER») est important. En ce qui concerne les nouvelles capacités de production devant être construites par les parties, la Commission est arrivée à la conclusion que les projets des concurrents concernant des TGCC étaient incertains et qu’EDP exerçait une influence sur l’un d’entre eux (Tejo Energia).
b) L’opération renforcera la position dominante d’EDP en raison d'effets tant horizontaux que verticaux.
Effets horizontaux: disparition d’un concurrent important
(33)
En ce qui concerne les effets horizontaux, la Commission est parvenue à la conclusion que, en l’absence de concentration, GDP serait très probablement devenue le principal concurrent sur les marchés de l’électricité au Portugal, étant donné que i) le fait de disposer d’un accès à des ressources gazières concurrentielles confère un avantage significatif sur le marché de l’électricité, les centrales au gaz (TGCC) constituant actuellement le procédé de production d’électricité nouvelle le plus courant, et que ii) GDP, en tant qu’entreprise portugaise, pourrait compter sur sa propre marque et sa propre clientèle dans le domaine du gaz, à laquelle elle pourrait proposer une fourniture conjointe de gaz et d’électricité.
(34)
La concentration aurait pour effet de faire disparaître cette concurrence potentielle importante, renforçant encore la position dominante d’EDP.
Effets non horizontaux: augmentation des coûts des concurrents
Accès privilégié et préférentiel aux infrastructures gazières du Portugal (terminal GNL de Sinès, gazoduc pour l'importation et installation de stockage souterrain de Carriço)
(35)
À l’issue de l’opération envisagée, EDP aura la capacité de maintenir un accès privilégié et préférentiel au gaz naturel, et aura intérêt à le faire, au détriment d’entreprises effectivement ou potentiellement actives dans la production d’électricité.
(36)
Le réseau gazier à haute pression: à l’issue de la concentration, EDP sera en mesure de peser de manière décisive sur la gestion du réseau gazier à haute pression: i) à court terme, EDP détiendra le contrôle conjoint de Transgás (y compris le réseau gazier) pour une période transitoire (12) pouvant aller jusqu’à dix-neuf mois et demi. Durant cette période, EDP pourrait exercer une forte influence sur la stratégie et la gestion du réseau. Elle pourrait également acquérir une connaissance approfondie des caractéristiques d'exploitation du réseau, dont elle pourrait tirer parti par la suite; ii) à long terme, REN exploitera le réseau gazier à haute pression à la suite de la concentration.
(37)
Le gazoduc international de GDP: l’entité issue de la concentration serait à même d’utiliser à pleine capacité le premier point d’entrée existant au Portugal (soit le gazoduc qui relie l’Algérie au Portugal via le Maroc et l’Espagne et qui entre au Portugal à Campo Maior) afin d'empêcher les concurrents d’utiliser une éventuelle capacité laissée libre. En conséquence, même si l'accès de tiers au réseau est appliqué, il n'y a actuellement pas suffisamment de capacité libre pour que des tiers importent du gaz à titre permanent et avec un minimum de certitude quant au volume de gaz qu'ils pourront importer.
(38)
Le terminal Sinès de GDP: le terminal GNL situé à Sinès est le seul au Portugal. Entré en service au début de 2004, il appartient à GDP, qui l'exploite (par l'intermédiaire de sa filiale à 100 % Transgás). Sa capacité d'importation maximale est de 5,3 milliards de m3 par an. Faute de libéralisation, à ce jour, du secteur gazier, aucune règle d'accès de tiers au réseau ne lui a été imposée. De ce fait, les tiers qui souhaitent y accéder doivent contacter GDP et négocier avec celle-ci les conditions et modalités de cet accès.
(39)
L’installation de stockage souterrain de Carriço: à l’issue de la concentration, EDP sera également en mesure d'exploiter l’installation de stockage souterrain de GDP à Carriço. Il s'agit de l’unique entrepôt de gaz naturel disponible au Portugal (hormis l'entrepôt GNL à Sinès, bien plus petit). Il est essentiel pour les producteurs d’électricité concurrents qui exploitent des TGCC d’avoir accès à la flexibilité offerte par cette installation de stockage de façon non discriminatoire. L’étude de marché a confirmé que ces conditions d’accès n’étaient pas suffisantes pour garantir que les concurrents bénéficieront pleinement, dans les faits, des possibilités de stockage: en effet, EDP sera en mesure d'en limiter l'accès en invoquant des raisons techniques.
(40)
À l’issue de l'opération notifiée, EDP contrôlera largement les points d’entrée du gaz et les installations de stockage. L’opération pourrait donc lui fournir tous les moyens et incitations nécessaires pour rendre l’accès au réseau gazier plus difficile pour ses concurrents, même si la propriété du réseau gazier à haute pression du Portugal doit faire l’objet d’une séparation juridique en faveur de REN.
Capacité de gérer les contraintes dans la fourniture de gaz aux TGCC au détriment des centrales TGCC concurrentes
(41)
Les incertitudes importantes existant quant à l’efficacité de la cession des infrastructures et des droits de transport à REN ne garantissent pas que les besoins en gaz des TGCC concurrentes actuelles (Turbogás) et potentielles seront satisfaits par une autre entreprise que l’entité issue de la concentration. Si la fourniture de gaz fait l’objet de restrictions au Portugal, GDP sera incitée à favoriser les installations d’EDP au détriment des TGCC concurrentes.
Capacité de contrôler les prix du gaz et d'augmenter les coûts de ses concurrents, et intérêt à le faire, mettant ainsi les concurrents réels et potentiels en échec et décourageant l'entrée sur le marché
(42)
À l’issue de l’opération de concentration, EDP sera en mesure de relever le prix du gaz fourni à ses concurrents effectifs (soit Turbogás, pour les besoins à court terme de celle-ci) et aura intérêt à agir de la sorte. Cela est vrai également pour ce qui est de ses concurrents potentiels (pour la totalité de leurs besoins), étant donné la probabilité, vu le rythme de la libéralisation et les incertitudes quant à l’accès aux points d’entrée, que les futures TGCC éventuelles soient approvisionnées en gaz par GDP.
Accès à des informations confidentielles concernant les coûts supportés par les concurrents d’EDP, conférant à celle-ci un avantage significatif
(43)
L'entité issue de la concentration possèdera des connaissances concernant les coûts effectifs de production de ses concurrents et sera en mesure de fixer ses prix de façon à exclure ses rivaux. Un tel avantage structurel renforcera également la position dominante d'EDP, car il est probable qu’il dissuade ou retarde encore davantage l'arrivée de concurrents potentiels désireux d'exploiter de nouvelles TGCC en s'approvisionnant en gaz auprès de GDP.
Accès à la nomination journalière de gaz de ses principaux concurrents, ce qui lui conférera un avantage significatif
(44)
Après la concentration, EDP aura également accès aux nominations journalières de Turbogás (et d'autres TGCC éventuellement approvisionnées par GDP à l'avenir), c'est-à-dire à l'indication, donnée un jour à l'avance, du volume de gaz que la TGCC compte consommer, sur une base horaire. De ce fait, EDP sera en mesure de connaître à l'avance le schéma de production électrique prévu par Turbogás pour le jour suivant. Étant donné la volatilité de la production des TGCC, cette information est stratégique: savoir, par exemple, que Turbogás ne prévoit pas de produire de l'électricité à une certaine heure de la journée suivante permettra à EDP de relever ses prix au-dessus des coûts variables de Turbogás sans craindre de perdre des ventes au profit de Turbogás.
(45)
Les effets horizontaux et verticaux susmentionnés, considérés séparément ou globalement, renforcent la position dominante d’EDP sur le marché de gros de l’électricité.
2. SERVICES AUXILIAIRES
(46)
L’opération en cause débouchera sur la disparition de GDP en tant qu’entrant potentiel sur le marché de l’électricité et, partant, en tant que prestataire potentiel de services auxiliaires. Pour toutes les raisons développées dans l’appréciation du marché de gros, et compte tenu du fait que seules quelques centrales peuvent fournir ce type de services, l’arrivée de GDP sur le marché de gros aurait affaibli la position d’EDP en ce qui concerne la fourniture de services auxiliaires. L’opération de concentration conduit à l’élimination de ce concurrent potentiel sur le marché de la fourniture de services auxiliaires.
3. LES MARCHÉS DE DÉTAIL DE L’ÉLECTRICITÉ AU PORTUGAL
a) EDP détient une position dominante sur les marchés de détail de l'électricité au Portugal
(47)
Le marché de la fourniture d'électricité aux grands clients industriels (45 % de la consommation totale) est totalement éligible. EDP détient 92 % de ce marché en volume (et davantage en termes de clients).
(48)
Le marché des petits clients n’a commencé à s’ouvrir que dans le courant de l'année 2004. EDP en détient près de 100 %. L’expérience des autres États membres montre clairement que les taux de changement de fournisseur de ces clients seront nettement moins élevés que ceux des clients industriels. La position dominante d'EDP ne pourra donc être remise en cause qu'à un rythme plus lent.
b) Renforcement de la position dominante d’EDP sur le marché de détail de l'électricité au Portugal
(49)
L'opération proposée renforcera les positions dominantes d'EDP, car elle éliminera GDP en tant que concurrent potentiel important. Les personnes interrogées dans le cadre de l’enquête de la Commission ont en effet confirmé que GDP serait le nouvel arrivant le plus probable et le mieux armé sur ces marchés, notamment en raison de l'étendue de sa base de clientèle, de sa marque nationale bien connue et de sa capacité à faire des offres doubles.
(50)
En outre, l’opération de concentration conduira à la mise en place de nouvelles barrières à l’entrée, étant donné que l’entité issue de la concentration combinera les avantages inhérents aux opérateurs historiques dans les secteurs du gaz et de l’électricité et contraindra les concurrents à entrer simultanément sur ces deux marchés afin de pouvoir proposer des offres doubles.
B. LES MARCHÉS GAZIERS
1. GDP OCCUPE UNE POSITION DOMINANTE SUR LES MARCHÉS GAZIERS DU PORTUGAL
(51)
De par son statut actuel de monopole légal, GDP détient une position dominante sur l'ensemble des marchés gaziers, à la seule exception de la distribution du gaz naturel dans la région de Porto, où Portgás - une entreprise dont EDP a récemment acquis le contrôle conjoint - est active.
(52)
GDP bénéficie actuellement, et continuera de bénéficier après l’ouverture des marchés, des avantages importants liés à ce statut d'opérateur historique vis-à-vis des nouveaux arrivants potentiels. En particulier, i) elle a acquis une solide expérience et une connaissance approfondie des marchés portugais du gaz à tous les niveaux, ii) elle s'est dotée d'une large base de clientèle, avec un volume de ventes important dans le pays, iii) elle a développé des marques très connues aux niveaux tant national que local, iv) elle a acquis une connaissance unique du profil des clients (en termes de consommation, de solvabilité et de conditions de crédit) ainsi que de leurs besoins particuliers (tels que les services additionnels ou spéciaux) et v) elle contrôle, par l'intermédiaire des ELD qui dépendent d’elle, les gestionnaires du système de distribution.
2. RENFORCEMENT DE LA POSITION DOMINANTE DE GDP SUR LES MARCHÉS GAZIERS DU PORTUGAL
a) Fourniture de gaz aux producteurs d'électricité (TGCC)
(53)
En ce qui concerne les livraisons de gaz aux TGCC, l’opération notifiée aura pour effet de verrouiller la totalité de la demande de gaz des TGCC [à savoir les besoins à court terme de Turbogás (13) et de TER/Carigado], demande qui, sinon, aurait pu être disputée par les concurrents de GDP une fois les TGCC devenues éligibles. La position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux TGCC s'en trouvera renforcée.
b) Fourniture de gaz aux ELD
(54)
L’opération notifiée aura pour effet de verrouiller la demande gazière de la seule ELD à n’être pas contrôlée à ce jour par GDP, à savoir Portgás. À l’issue de l’opération, les concurrents gaziers ne pourront plus tenter de capter la demande gazière des ELD une fois que celles-ci seront devenues éligibles. La position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux ELD s'en trouvera renforcée.
c) Fourniture de gaz aux GCI
(55)
L’enquête a montré qu’EDP serait l’arrivant le plus probable sur le marché de la fourniture de gaz aux grands clients industriels, une fois que celui-ci serait libéralisé.
(56)
EDP semble être l’arrivant potentiel le plus probable sur ce marché: en effet, i) elle exploite une TGCC pour la production d’électricité (et a par conséquent accès à de grands volumes de gaz), ce qui l’incite fortement à entrer sur les marchés de la fourniture de gaz, ii) elle pourrait compter sur sa clientèle du marché de l'électricité (EDP contrôle la quasi-totalité de la distribution d'électricité au Portugal), à laquelle elle pourrait proposer une fourniture conjointe de gaz et d’électricité (offre double) et iii) elle pourrait également s’appuyer sur l’expérience, la réputation et la base de clientèle du distributeur Portgás. L’arrivée effective d’opérateurs historiques du secteur de l'électricité sur les marchés gaziers a été constatée dans de nombreux États membres.
(57)
La perte de la concurrence potentielle d’EDP renforce la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux GCI.
d) Fourniture de gaz aux petits clients
(58)
La Commission est parvenue à la conclusion que, en l’absence de concentration, EPD aurait été l’arrivant le plus probable sur le marché de la fourniture de gaz aux petits clients.
(59)
Les avantages d’EDP peuvent être groupés en trois principaux faisceaux: a) avantages au niveau des achats, dus à sa position d'exploitant de centrales électrogènes au gaz au Portugal; b) avantages dus à sa position d’opérateur historique dans la vente au détail et la distribution de l'électricité; c) avantages liés à sa position dans le commerce gazier de détail au Portugal, ainsi qu’aux informations dont elle dispose en la matière (Portgás et échange d’informations relatives à Lisboagás).
(60)
La volonté d’EDP d’entrer sur les marchés gaziers est également démontrée par son acquisition récente du contrôle conjoint d’une ELD portugaise, Portgás, ainsi que par son développement important sur les marchés gaziers en Espagne (EDP a pris le contrôle de la deuxième entreprise gazière en Espagne, Naturcorp).
(61)
Compte tenu des éléments susmentionnés, la concentration aurait pour effet d'éliminer le principal concurrent de GDP et d'ériger de nouvelles barrières à l’entrée sur le marché de la fourniture de gaz aux petits consommateurs. Elle renforcera par conséquent la position dominante de GDP sur le marché du gaz au détail au Portugal.
V. ENGAGEMENTS PROPOSÉS PAR LES PARTIES NOTIFIANTES
(62)
Les parties ont proposé des engagements le 28 octobre 2004 et une version améliorée de ceux-ci le 17 novembre 2004. Ces derniers sont résumés ci-après, conformément à la numérotation utilisée par les parties:
EDP.1
:
Diminution de la participation d'EDP dans REN de 30 à 5 %
EDP.2
:
Vente des parts d'EDP dans Tejo Energia
EDP.3
:
Moratoire concernant la construction de nouvelles TGCC sous réserve d'une clause de révision
EDP.4
:
Location d'une partie de la capacité de production de TER équivalente à une unité, sous réserve d'une clause de révision
EDP.5
:
Suspension de certains droits de vote d'EDP dans Turbogás et désignation d'un représentant indépendant au conseil d'administration de Turbogás
ENI.II
:
Vente du terminal GNL de Sinès à REN
ENI.III
:
Vente de l'installation de stockage souterrain de Carriço à REN
ENI.IV
:
Vente anticipée du réseau gazier à haute pression à REN
ENI.V
:
Garanties pour l'accès au réseau en attendant la vente du réseau à REN
ENI.VI
:
Cession à REN de la capacité au point d'entrée de Campo Maior actuellement réservée mais inutilisée par Transgás
ENI.VII
:
Engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire au point d'entrée de Campo Maior
ENI.VIII
:
Engagement de ne pas réserver de capacité supplémentaire sur le gazoduc «Extremadura»
ENI.IX
:
Engagement de mettre à disposition une certaine capacité sur le gazoduc «Extremadura» et/ou au point d'entrée de Campo Maior sous certaines conditions
ENI.X
:
Suppression du droit de premier refus de GDP en application du «mécanisme d'alignement sur la meilleure offre»
ENI.XI
:
Mesures visant à répondre aux inquiétudes relatives à la possibilité d'un accès privilégié aux données relatives aux prix
ENI.XII
:
Mesures visant à rendre possible la libéralisation effective de la demande des GCI
ENI.XIII
:
Engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux GCI et aux clients du marché de détail au Portugal tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé
ENI.XIV
:
Vente de l'ELD Setgás
VI. APPRÉCIATION DES ENGAGEMENTS PROPOSÉS
A. ENGAGEMENTS DANS LE DOMAINE DE L'ÉLECTRICITÉ
1. LE MARCHÉ DE GROS DE L'ÉLECTRICITÉ
a) Effets horizontaux de l’opération (disparition de GDP en tant qu’arrivant le plus probable)
(63)
La proposition des parties consiste en une combinaison de mesures visant à garantir l'entrée de concurrents, tout en évitant la cession d'actifs de production. Elle repose principalement sur un moratoire concernant la construction de nouvelles TGCC par EDP, ainsi que sur la location de certaines capacités de production de la centrale TER d’EDP pour une durée limitée.
(64)
Les acteurs du marché interrogés dans le cadre de la consultation de la Commission ont estimé que ces propositions étaient clairement insuffisantes, quant à leur étendue, à leur champ d'application et à leur durée, pour compenser la perte considérable que constitue la disparition de GDP en tant que concurrent potentiel et pour garantir véritablement l'entrée rapide sur le marché de concurrents potentiels. La Commission partage les préoccupations exprimées par ces tiers.
(65)
La location de la capacité de production de TER équivaut à un tiers seulement de la capacité de la centrale et ne représenterait que 4 % de la capacité de production totale au Portugal. Il peut être mis fin automatiquement à cette location sur la base de critères ne garantissant ni la présence de nouveaux concurrents ni l’existence effective d’un marché ibérique. La location peut être limitée à trois ans. EDP sera informée en temps réel des coûts et des volumes d’électricité que le preneur peut commercialiser. Tous ces éléments font qu’il est peu probable qu’un preneur puisse avoir une influence significative sur le marché et exercer des pressions concurrentielles sur EDP.
(66)
Compte tenu de la clause de révision liée au moratoire proposé, ce dernier devrait prendre fin rapidement, aucune garantie n'étant fournie quant à l'arrivée effective de nouveaux concurrents sur le marché. En outre, il n’empêche pas EDP de lancer de nouveaux projets de TGCC (soit les différentes étapes de tels projets, à l’exception de la construction proprement dite). Le moratoire et la location proposés n’ont donc pas, loin s’en faut, un effet proconcurrentiel analogue à une mesure corrective de nature structurelle.
(67)
Les parties proposent en outre de céder la participation de 10 % qu'EDP détient dans Tejo Energia, l’un de ses concurrents. S’il s’agit d’une proposition positive, elle ne garantit pas que Tejo Energia construira effectivement une TGCC dans le futur.
(68)
Les parties ont également proposé de suspendre les droits de vote d’EDP dans Turbogás. Cette suspension est limitée à une période de trois ans et à deux domaines décisionnels seulement. En outre, EDP a récemment pris une option pour obtenir 20 % de parts supplémentaires dans Turbogás ainsi que la totalité de la capacité de production de l'installation. Il est donc assez peu certain que les engagements des parties empêcheront EDP d’exercer une influence sur la politique de Turbogás en matière d’offre de gaz et sur les projets futurs de celle-ci.
b) Effets non horizontaux (augmentation des coûts des concurrents)
Accès privilégié et préférentiel d’EDP aux infrastructures gazières du Portugal
(69)
La vente du terminal GNL de Sinès et de l’installation de stockage souterrain de Carriço au gestionnaire du réseau gazier à haute pression, qui équivaut à une séparation de la propriété, constitue une proposition positive saluée par la Commission. Toutefois, les conditions liées à ces cessions ne garantissent pas qu’une capacité suffisante sera disponible pour les tiers. Les engagements, notamment, autorisent explicitement les filiales des parties actives sur le marché gazier en Espagne, soit Union Fenosa Gas et Naturcorp, à réserver des volumes plus importants avant même la cession, à l’instar des parties après la cession.
(70)
Les parties ont également proposé de mettre à disposition une certaine capacité sur le gazoduc reliant l'Espagne au Portugal au point d'entrée portugais (Campo Maior). D’après l’étude de marché, cette capacité est beaucoup trop limitée (moins de 10 % de la capacité de ce gazoduc, ce qui est insuffisant pour approvisionner une seule unité TGCC de 400 MW) et n’est pas garantie dans la partie amont du gazoduc (gazoduc «Extremadura») pour acheminer du gaz jusqu’à la frontière portugaise. Un mécanisme a été mis en place afin de fournir des capacités supplémentaires, mais à des conditions telles que l’accès à ces capacités ne pourra se faire en temps utile et ne sera ni économiquement faisable, ni suffisamment durable pour les tiers.
(71)
Les engagements concernant les infrastructures pour le gaz naturel devraient donc avoir une incidence positive très limitée sur les marchés de l’électricité et du gaz au Portugal.
Autres effets verticaux de la concentration
(72)
En ce qui concerne les autres problèmes de concurrence, dus aux effets verticaux (14), posés par l’opération, les engagements offrent principalement des «murailles de Chine» visant à limiter les flux d'information entre GDP et EDP. L’étude de marché a clairement montré que, en l’espèce, de telles mesures ne sont pas suffisantes pour remédier à ces problèmes.
2. LE MARCHÉ DES SERVICES AUXILIAIRES
(73)
La location d’une capacité de production telle que la prévoient les engagements ne permet pas au preneur d’exercer des activités sur le marché du courant d’ajustement, qui requiert une adaptation de la production de la centrale en temps réel.
(74)
Ainsi que cela a été expliqué plus haut, les engagements ne garantissent pas de façon suffisamment certaine que les concurrents érigeront de nouvelles capacités de production d’électricité au Portugal dans un avenir prévisible. Les mesures correctives proposées ne remédient donc pas au renforcement de la position dominante d’EDP sur ce marché.
3. L’OFFRE D'ÉLECTRICITÉ AU DÉTAIL
(75)
La seule mesure corrective ayant un rapport direct avec la fourniture d'électricité au détail est l’«engagement de ne pas faire d'offres doubles de fourniture de gaz naturel et d'électricité aux clients du marché de détail tant que le marché de fourniture de gaz naturel à ces catégories de clients n'aura pas été libéralisé». Cet engagement ne s'appliquerait que durant une période limitée et, en tout état de cause, cette mesure corrective ne garantit pas l’arrivée de concurrents pour compenser la disparition de GDP.
(76)
D’autres mesures correctives peuvent avoir indirectement des répercussions positives sur le marché de détail de l'électricité, mais ne garantissent pas l'entrée effective de nouveaux concurrents sur le marché de détail de l'électricité au Portugal en temps voulu et de façon suffisamment étendue pour compenser la perte de la concurrence de GDP dans le futur.
B. LES MARCHÉS DU GAZ NATUREL
1. FOURNITURE DE GAZ AUX PRODUCTEURS D'ÉLECTRICITÉ (ACCAPAREMENT DE LA CLIENTÈLE)
(77)
Trois engagements ont un rapport direct avec ce problème, à savoir: i) la suppression du droit de premier refus de GDP concernant la fourniture du gaz de TER, ii) la suspension de certains droits de vote d'EDP dans Turbogás pendant trois ans et iii) la location d'une partie de la capacité de TER.
(78)
Les acteurs du marché ont souligné i) que la suppression du droit de premier refus de GDP d’approvisionner TER ne fait pas disparaître les incitations d’EDP à se fournir en gaz auprès de GDP, ii) que la simple suspension de certains droits de vote durant une période limitée n’empêche pas EDP de peser de manière décisive sur les pratiques de Turbogás en matière de fourniture de gaz et iii) que la location représente un tiers seulement de la capacité de TER et que le preneur devra acheter la majeure partie de son gaz à GDP. La Commission considère par conséquent que ces engagements ne règlent pas, loin s’en faut, le problème que constitue le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux producteurs d’électricité.
2. FOURNITURE DE GAZ AUX ELD (ACCAPAREMENT DE LA CLIENTÈLE)
(79)
L’opération a pour effet de verrouiller la demande de gaz de Portgás, seule ELD à n’être pas contrôlée par GDP. La consommation de gaz de l’ELD dont la cession est proposée, soit Setgás, est quatre fois moins importante que celle de Portgás. Cet engagement n’empêche donc pas le renforcement de la position dominante de GDP sur le marché de la fourniture de gaz aux ELD.
3. FOURNITURE DE GAZ AUX GCI
(80)
Les seules mesures correctives qui ont un rapport direct avec le problème constaté sur ce marché sont les engagements de ne pas faire d’offres doubles (gaz/électricité) tant que les GCI se seront pas libéralisés et de donner à ceux-ci la possibilité de reconduire leur contrat gazier sur une base annuelle. Ces deux engagements ne garantissent pas, loin s’en faut, qu'un nouveau concurrent entrera sur le marché du gaz pour les GCI.
(81)
Néanmoins, les mesures correctives susceptibles d’avoir des répercussions indirectes sur ce problème ont également été examinées: en ce qui concerne les infrastructures destinées à l'importation de gaz, il subsiste de grandes incertitudes quant au fait de savoir si des capacités suffisantes seront disponibles. En outre, Setgás, qui serait cédée, représente moins de 10 % des clients du gaz au Portugal et constituerait une base de départ nettement plus restreinte, en vue d'une entrée sur le marché des GCI, que les bases de clientèle d’EDP pour ce qui est de l’électricité et de Portgás pour ce qui concerne le gaz.
4. FOURNITURE DE GAZ AUX PETITS CLIENTS
(82)
La cession de Setgás est une mesure corrective de nature structurelle mais ne compense pas la perte de la concurrence d'EDP/Portgás sur le marché de détail du gaz dans le futur: les ventes de Setgás représentent 8 % des ventes totales de gaz au détail au Portugal, alors que Portgás détient 30 % du marché. L’engagement de ne pas faire d’offres doubles aux clients du marché de détail du gaz qui ne sont encore éligibles ni pour le gaz ni pour l'électricité est très limité dans le temps et quant à son incidence. Aucune autre mesure corrective n’a été proposée en vue de remédier directement à la perte de la concurrence potentielle résultant de la capacité d’EDP de s’appuyer sur sa base de clientèle nationale dans le domaine de l’électricité, la force de sa marque et sa motivation à faire des offres doubles (électricité/gaz) aux clients.
VII. MESURES CORRECTIVES PRÉSENTÉES TARDIVEMENT
(83)
Le 26 novembre 2004, soit après l’expiration du délai fixé pour la soumission de mesures correctives (15), les parties ont présenté des documents s’engageant à modifier les mesures déjà présentées afin de répondre aux questions soulevées par la Commission. Toutefois, ces mesures ne supprimaient pas complètement, et en levant toute ambiguïté, les problèmes de concurrence recensés par la Commission.
(84)
Le vendredi 3 décembre 2004 au soir, les parties ont présenté une nouvelle série «d’engagements relatifs au marché gazier» visant à mettre en application les intentions qu'elles avaient formulées dans le document envoyé à la Commission le 26 novembre 2004. Compte tenu du stade très avancé de la procédure auquel ces nouveaux engagements ont été présentés (soit trois jours ouvrables seulement avant la réunion de la Commission du 9 décembre 2004 prévue pour l'adoption de la décision définitive, ce qui ne laissait pas suffisamment de temps à la Commission pour les évaluer en respectant les règles procédurales) et du fait que la proposition en question vise uniquement à mettre en application les intentions exprimées dans le document adressé le 26 novembre 2004, ce dernier ensemble d’engagements ne peut former la base d’une décision d'autorisation.
VIII. CONCLUSION
(85)
Pour les raisons développées ci-dessus, considérées conjointement ou séparément, la Commission a pris, le 9 décembre 2004, une décision déclarant le projet de concentration incompatible avec le marché commun, conformément à l’article 8, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations, en ce qu’il renforce des positions dominantes sur plusieurs marchés du gaz et de l’électricité au Portugal, ayant comme conséquence qu'une concurrence effective serait entravée de manière significative dans une partie substantielle du marché commun.

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