(1)

Le 24 septembre 2021, l’autorité danoise de la concurrence et de la protection des consommateurs (ci-après la «demanderesse») a soumis à la Commission une demande en vertu de l’article 35, paragraphe 1, de la directive 2014/25/UE (ci-après la «demande»). La demande est conforme aux dispositions de l’article 1er, paragraphe 1, de la décision d’exécution (UE) 2016/1804 de la Commission (2).

(2)

La demande concerne la production et la vente en gros d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables et conventionnelles au Danemark.

(3)

La demande ne concerne toutefois pas les éléments suivants:

(4)

La production et la vente en gros d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables constitue une activité liée à la fourniture d’électricité conformément à l’article 9 de la directive 2014/25/UE.

(5)

Conformément à l’annexe IV, point 1 a), de la directive 2014/25/UE, étant donné que le libre accès au marché peut être supposé exister sur la base de l’article 34, paragraphe 3, premier alinéa, de ladite directive, la Commission doit adopter une décision d’exécution sur la demande dans un délai de 90 jours ouvrables.

(6)

Conformément à l’annexe IV, point 1, quatrième alinéa, de la directive 2014/25/UE, le délai peut être prolongé par la Commission avec l’accord de ceux qui ont demandé l’exemption. Compte tenu du fait que l’ADCC a fourni des informations supplémentaires le 4 mars 2022, le délai dont dispose la Commission pour statuer sur cette demande est fixé au 31 juillet 2022.

(7)

La directive 2014/25/UE s’applique à la passation de marchés pour l’exercice d’activités liées à la fourniture d’électricité à des réseaux fixes destinés à fournir un service au public dans le domaine de la production, du transport ou de la distribution d’électricité, à moins que l’activité ne soit exclue conformément à l’article 34 de ladite directive.

(8)

Conformément à l’article 34 de la directive 2014/25/UE, les marchés destinés à permettre la prestation d’une activité visée par ladite directive ne sont pas soumis aux dispositions de celle-ci, si l’activité exercée dans l’État membre concerné 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 (3). Cette évaluation est toutefois limitée par la brièveté des délais applicables et par la nécessité de se fonder sur les informations dont dispose la Commission, qui ne peuvent être complétées en recourant à des méthodes exigeant plus de temps, y compris, en particulier, des enquêtes publiques auprès des opérateurs économiques concernés (4). Dans ce contexte, alors que la question de savoir si une activité est directement exposée à la concurrence doit être tranchée sur la base de critères conformes aux dispositions du TFUE sur la concurrence, il n’est pas nécessaire que ces critères soient précisément ceux des dispositions en matière de concurrence de l’Union (5).

(9)

L’accès est réputé non limité dès lors que l’État membre a transposé et appliqué la législation pertinente de l’Union européenne concernant l’ouverture totale ou partielle du secteur en cause à la concurrence. Cette législation est mentionnée à l’annexe III de la directive 2014/25/UE. En ce qui concerne la production et la vente en gros d’électricité, ladite annexe renvoie à la directive 2009/72/CE, abrogée par la directive (UE) 2019/944 (6) avec effet au 1er janvier 2021. Selon la demanderesse, le Danemark a transposé la directive (UE) 2019/944 (7). Par conséquent, en vertu de l’article 34, paragraphe 3, de la directive 2014/25/UE, le libre accès au marché peut être présumé.

(10)

L’exposition directe à la concurrence devrait être évaluée sur la base de différents indicateurs, dont aucun n’est nécessairement déterminant en soi. Eu égard au marché concerné par la présente décision, les parts de marchés constituent un critère à prendre en considération, au même titre que d’autres critères, tels que la pression concurrentielle exercée par des producteurs de pays voisins ou le nombre de soumissionnaires participant à des appels d’offres relatifs à la capacité d’énergie renouvelable.

(11)

La présente décision a pour objectif de déterminer si les services concernés par la demande sont exposés à un niveau de concurrence (sur des marchés dont l’accès n’est pas limité au sens de l’article 34 de la directive 2014/25/UE) suffisant pour garantir que, même en l’absence de la discipline apportée par les règles détaillées de passation des marchés énoncées dans la directive 2014/25/UE, les marchés destinés à l’exercice des activités concernées pourront être passés de manière transparente et non discriminatoire, et reposeront sur des critères permettant aux acheteurs de déterminer la solution qui, dans l’ensemble, est la plus avantageuse au niveau économique.

(12)

La présente décision est fondée sur la situation juridique et factuelle en septembre 2021, telle qu’elle ressort des informations transmises par la demanderesse et des informations accessibles au public.

(13)

L’accès au marché est réputé non limité dès lors que l’État membre concerné a transposé et appliqué les actes législatifs pertinents de l’Union ouvrant à la concurrence un secteur donné ou une partie de celui-ci. Selon la demanderesse, le Danemark a transposé la directive (UE) 2019/944 au moyen de 29 mesures nationales. Ces informations ont été confirmées par l’agence danoise de l’énergie (8). On peut, par conséquent, conclure que les conditions du libre accès au marché en droit sont remplies.

(14)

En ce qui concerne le libre accès de fait, la Commission prend acte des progrès réalisés dans la libéralisation du marché danois de la production d’électricité depuis son ouverture à la concurrence en 1999. La participation du Danemark à la bourse de l’électricité Nord Pool et le renforcement des capacités d’interconnexion ont contribué de façon importante à favoriser la pression concurrentielle. En ce qui concerne la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables, notamment de parcs éoliens en mer, les appels d’offres organisés par les autorités danoises attirent un nombre croissant de participants.

(15)

La Commission parvient à la conclusion que l’accès au marché doit être considéré comme libre de jure et de facto sur le territoire du Danemark aux fins de la présente décision.

(16)

Selon la pratique de la Commission en matière de concentrations (9), les marchés de produits en cause suivants peuvent être distingués dans le secteur de l’électricité: i) la production et l’offre de gros; ii) la transmission; iii) la distribution et iv) l’offre de détail. Si certains de ces marchés peuvent encore être subdivisés davantage, à ce jour, la pratique antérieure de la Commission (10) a consisté à rejeter toute distinction entre un marché de production d’électricité et un marché de vente en gros, étant donné que la production en tant que telle ne constitue qu’une première étape dans la chaîne de valeur, alors que les volumes d’électricité produits sont commercialisés à travers le marché de gros. Cela a été confirmé de façon plus spécifique pour les pays nordiques (11).

(17)

Dans sa pratique en matière de concentrations, la Commission a en outre considéré que le marché de produits en cause dans la région nordique concerne l’électricité vendue dans le cadre de contrats bilatéraux et par la bourse nordique de l’électricité, Nord Pool, aussi bien sur le marché Elspot (à un jour) que sur le marché Elbas (intrajournalier) (12).

(18)

La demanderesse soutient que les accords d’achat d’électricité par les entreprises devraient être inclus dans la portée du marché en cause. Ces accords sont des contrats bilatéraux entre un producteur d’électricité et un client (généralement un gros utilisateur d’électricité), par lesquels l’utilisateur achète de l’électricité directement au producteur. Les entreprises commerciales passent des accords d’achat d’électricité avec des producteurs d’électricité conventionnelle et renouvelable, qui sont en concurrence pour la conclusion desdits accords.

(19)

En ce qui concerne les autres transactions bilatérales, les clients qui concluent des accords d’achat d’électricité doivent passer un accord avec un responsable d’équilibre pour gérer leurs déséquilibres. Quant à l’équilibrage de la production, les producteurs d’électricité (tels que les propriétaires de parcs éoliens en mer) doivent faire correspondre leur production d’électricité prévisionnelle à la réalité, c’est-à-dire qu’ils doivent adapter la production prévisionnelle à la production effective. La manière dont le producteur choisit de vendre l’électricité produite, notamment au moyen d’accords d’achat d’électricité par les entreprises, n’a aucune incidence sur cette responsabilité.

(20)

En ce qui concerne le point de savoir si l’électricité produite à partir de sources d’énergie conventionnelles et celle produite à partir de sources d’énergie renouvelables relève du même marché de produits, la Commission est parvenue à des conclusions différentes selon les circonstances de fait. Elle a conclu que la production d’électricité à partir de sources d’énergies conventionnelles et la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables en Allemagne (13) et en Italie (14) devraient être considérées comme des marchés de produits distincts.

(21)

Cependant, dans le cas des Pays Bas (15), la Commission est parvenue à la conclusion que la production et la fourniture en gros d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables et conventionnelles faisaient partie du même marché de produits en cause. En ce qui concerne la région nordique, dans sa pratique en matière de concentrations, la Commission a considéré que la source d’énergie est dépourvue de pertinence aux fins de la définition du produit (16).

(22)

La demanderesse soutient que la situation au Danemark diffère de la situation en Allemagne et en Italie, qui est visée dans la décision susmentionnée, et qu’elle est semblable à celle en cause aux Pays Bas. La demanderesse a fourni des tableaux détaillant les similitudes et les différences entre l’affaire danoise et, respectivement, les affaires allemande, italienne et néerlandaise. La demanderesse indique que les principales différences par rapport aux situations allemande et italienne sont l’absence de taux légal de rémunération, l’absence de priorité de rachat et le fait que l’électricité renouvelable est vendue sur le marché de gros au même prix que l’électricité conventionnelle.

(23)

Dans sa décision concernant la fusion entre Fortum et Uniper (17), la Commission a rappelé que le marché de produits en cause dans la région nordique couvrait à la fois la production et la vente en gros d’électricité, quels que soient les sources de production et les circuits de commercialisation, et qu’il comprenait l’électricité vendue dans le cadre de contrats bilatéraux et par la bourse nordique de l’électricité, Nord Pool.

(24)

En ce qui concerne l’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables, la demande couvre les parcs éoliens en mer Horns Rev 3, Vesterhav Syd, Vesterhav Nord et Kriegers Flask, ainsi que les parcs d’éoliennes à venir, notamment le parc éolien en mer Thor. Tous les régimes d’aide en cause ont fait l’objet de décisions de la Commission qui ont confirmé leur compatibilité avec les règles de l’Union européenne en matière d’aides d’État (18).

(25)

En outre, les primes versées pour la production éolienne ont atteint un minimum grâce à une concurrence accrue au niveau de la production. L’agence danoise de l’énergie a organisé un appel d’offres ouvert pour la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables pour tous les parcs d’éoliennes susmentionnés. Quatre soumissionnaires étaient en lice pour l’appel d’offres d’Horns Rev 3 (400 MW), organisé en 2015, sept pour l’appel d’offres de Kriegers Flak (600 MW), organisé en 2016, et trois pour l’appel d’offres de Vesterhav Nord/Sud (350 MW), organisé en 2016.

(26)

La couverture des risques est réalisée en amont des procédures d’adjudication, et les autorités danoises ont désormais une meilleure compréhension du marché et ont établi un véritable dialogue de marché.

(27)

Le coût total des technologies renouvelables, telles que les éoliennes en mer ou la technologie photovoltaïque, a également sensiblement baissé. Par conséquent, l’offre qui a été retenue en 2010 pour le parc éolien en mer Anholt était une prime de 105 øre/kWh tandis que l’offre qui a été retenue en 2016 pour le parc éolien en mer Kriegers Flak Offshore était une prime de 37 øre/kWh.

(28)

Le Danemark a également l’intention de lancer trois nouveaux parcs éoliens en mer de grandes dimensions. Le premier disposera d’une capacité d’environ 800 MW, tandis que les deux autres seront dotés d’une capacité d’au moins 800 MW. L’agence danoise de l’énergie lancera des appels d’offres dans des systèmes d’appel d’offres pour chaque futur parc éolien en mer.

(29)

Comme elle l’a fait dans sa décision d’exécution (UE) 2018/71 de la Commission (19) concernant la production et la vente en gros d’électricité aux Pays-Bas, la Commission fait observer que l’attribution des subventions est soumise à concurrence à travers un processus d’offres qui régit le comportement des producteurs d’électricité renouvelable en ce qui concerne leur politique des marchés publics. De ce fait, la production d’électricité conventionnelle et la production d’électricité renouvelable (en ce qui concerne les parcs éoliens en mer visés par la demande) sont placées sur un pied d’égalité au Danemark.

(30)

Aux fins de l’évaluation des conditions établies à l’article 34, paragraphe 1, de la directive 2014/25/UE et sans préjudice de l’application du droit de la concurrence, la Commission estime que le marché de produits en cause est le marché de la production et de la fourniture en gros d’électricité, notamment les accords d’achat d’électricité par les entreprises, produite à partir de sources conventionnelles et des parcs éoliens en mer qui font l’objet de la demande d’exemption.

(31)

En 2006, dans une décision relative à une concentration, la Commission a défini (20) deux marchés géographiques distincts en ce qui concerne la fourniture d’électricité en gros: l’est du Danemark («DK2») et l’ouest du Danemark («DK1»), étant donné que, à l’époque, il n’existait aucune interconnexion directe entre les deux zones de dépôt des offres (ou de prix) danoises. En 2018, la Commission est parvenue à la même conclusion dans la décision DE/DK Interconnector (21).

(32)

En 2014, l’autorité danoise de la concurrence a analysé le marché de la production et de la fourniture en gros d’électricité dans sa décision sur les centrales électriques virtuelles (22). Par cette décision, l’autorité danoise de la concurrence a abrogé les engagements pris précédemment par Elsam A/S dans le cadre d’une concentration entre Elsam A/S et Nesa A/S en 2004. L’autorité danoise de la concurrence a partiellement soutenu un marché géographique plus vaste que l’ouest du Danemark. L’ouest du Danemark est relié à la Norvège, à la Suède et à l’Allemagne par des connexions de transmission. En 2013, le prix de gros de l’électricité physique dans l’ouest du Danemark différait de celui de toutes les zones de prix connectées pour moins de 10 % des heures. Pour la plupart des heures, l’ouest du Danemark affichait un prix de gros égal à celui d’au moins une des zones de prix connectées, qui englobait un marché géographique plus vaste que l’ouest du Danemark. Cependant, la question de savoir s’il existait un marché géographique plus vaste que l’ouest du Danemark a été laissée ouverte. En 2019, l’autorité danoise de la concurrence (23) a précisé que le marché de la production et de la vente en gros d’électricité avait une portée nationale, mais n’a pas tranché la question de savoir si la définition du marché géographique devait être plus étendue ou plus étroite. Cette conclusion était fondée sur les affaires précédentes indiquées ci-dessous: 1) la décision M.8660 Fortum/Uniper par laquelle la Commission a conclu à l’existence d’un marché national en Suède, 2) la décision M.3268 Sydkraft/Graninge par laquelle la Commission a conclu que la Suède ne constituait un marché séparé de la Finlande et du Danemark que pendant un nombre insignifiant d’heures, ce qui indiquait que la portée du marché de la fourniture en gros de l’électricité était plus étendue qu’une portée nationale et 3) la décision VPP par laquelle l’autorité danoise de la concurrence a conclu que des éléments indiquaient l’existence d’un marché géographique plus vaste que l’ouest du Danemark en raison d’une évolution du marché de la production et de la vente en gros d’électricité au Danemark. La capacité d’interconnexion entre le Danemark et les pays voisins s’est considérablement renforcée depuis 2006. En particulier, les interconnexions Skagerrak (avec la Norvège), Kontiskan (avec la Suède) et Kontek (avec l’Allemagne) ont été mises en service ou étendues. Le câble Cobra (qui relie le Danemark aux Pays Bas) a été commandé en 2019. Au Danemark, l’interconnexion «Great Belt» connecte désormais l’ouest et l’est du Danemark.

(33)

Les éléments de preuve fournis par la demanderesse (24) indiquent une corrélation croissante entre les prix pratiqués dans l’ouest et l’est du Danemark, ainsi qu’avec les zones de prix voisines, en Suède, en Norvège et en Allemagne (SE3, SE4, NO2 et DE). Par exemple, le prix pratiqué dans l’ouest du Danemark était le même que celui de l’une des autres zones (DK2, SE3, SE4, NO2 et DE), 91,7 % en 2013 et 96,3 % en 2018; dans l’est du Danemark, les chiffres étaient de 97,8 % en 2013 et de 98,6 % en 2018. À l’inverse, les heures durant lesquelles le prix pratiqué dans l’ouest du Danemark différait de celui des autres zones sont passées de 8,3 % en 2013 à 3,7 % en 2018; dans l’est du Danemark, ce pourcentage est tombé de 2,2 % à 1,4 %.

(34)

D’après Energinet, le Danemark dispose d’une très grande capacité sur les interconnexions vers les pays voisins, qui correspond à environ 90 % de son pic de consommation intérieure. L’intégration étroite avec les pays voisins du Danemark implique que le Danemark ne pratique un prix de marché spot distinct pour l’électricité que durant environ 10 % du temps. Le reste du temps, le prix de gros est le même que celui pratiqué en Norvège, en Suède ou en Allemagne.

(35)

En 2019, la capacité commerciale disponible de la connexion internationale entre l’est du Danemark (DK2) et l’Allemagne équivalait à 90 % de la capacité totale de l’interconnexion dans le sens des exportations et à 95 % dans le sens des importations. La capacité commerciale disponible des connexions étrangères restantes dans le sens des exportations oscillait entre 60 et 88 % de la capacité totale de l’interconnexion. En 2019, la capacité commerciale entre l’ouest du Danemark (DK1), la Norvège et la Suède était plus faible qu’en 2018. Par ailleurs, la capacité commerciale par rapport à l’Allemagne était supérieure pour les deux zones danoises de dépôt des offres. En 2019, la capacité commerciale disponible de la connexion Cobra s’élevait à 87 % de la capacité totale de l’interconnexion dans le sens des exportations et des importations.

(36)

La Commission constate que des contraintes exercées depuis l’extérieur en matière de fixation des prix pèsent sur les deux zones: dans l’ouest du Danemark, les prix étaient les mêmes que dans d’autres zones 89,3 % du temps, et dans l’est du Danemark 98,4 % du temps. À des fins de référence, au considérant 28 de sa décision concernant la fusion Fortum/Uniper, la Commission a conclu que les quatre zones suédoises de dépôt des offres formaient un seul et même marché géographique, car elles affichaient le même prix 89,7 % du temps. La Commission constate également que, d’après la demanderesse, les quatre acteurs majeurs dont les parts de marché dépassent 10 % sont présents tant dans l’ouest que dans l’est du Danemark.

(37)

Aux fins de l’évaluation des conditions établies à l’article 34, paragraphe 1, de la directive 2014/25/UE et sans préjudice de l’application du droit de la concurrence, la Commission estime que la question du marché géographique en cause pour la production et la fourniture en gros d’électricité, y compris les accords d’achat d’électricité par les entreprises, produite à partir de sources conventionnelles et des sources renouvelables qui font l’objet de la demande peut être laissée en suspens, que les marchés de l’ouest et de l’est du Danemark soient distincts ou qu’il s’agisse d’un marché national danois unique.

(38)

Les calculs et les indications de parts de marché liés au volume de production d’électricité reposent tous sur les données fournies par la demanderesse.

(39)

Dans son analyse, la Commission tient compte de plusieurs facteurs. Bien que les parts de marché constituent un aspect important, la pression concurrentielle exercée par des producteurs de pays voisins et le nombre de soumissionnaires participant à des appels d’offres relatifs à la capacité d’énergie renouvelable sont également pris en considération.

(40)

En ce qui concerne le marché de la production et de la fourniture en gros d’électricité au Danemark, il existe actuellement trois principaux opérateurs soumis aux règles relatives aux marchés publics en application de la directive 2014/25/UE. Il s’agit d’Ørsted A/S (ci-après «Ørsted)» (50,1 % détenus par l’État danois), de la filiale danoise de Vattenfall, Vattenfall AB (ci-après «Vattenfal») (100 % détenus par l’État suédois) et d’HOFOR Energiproduktion A/S (ci-après «HOFOR»), détenu en dernier ressort par la municipalité de Copenhague.

(41)

À l’heure actuelle, 18 entreprises danoises sont actives sur Nord Pool. La plupart de ces entreprises, telles que Danske Commodities et Centrica Energy Trading, ne sont pas des entreprises publiques au sens de la directive 2014/25/UE.

(42)

En 2018 et 2019, la part de marché d’Ørsted sur le marché combiné de l’ouest et de l’est du Danemark (du point de vue de la production) atteignait respectivement [entre 20 et 30] % et [entre 10 et 20] %. La part de marché de Vattenfall atteignait [entre 5 et 10] % et [entre 10 et 20] % tandis que celle d’HOFOR atteignait [entre 0 et 5] % et [entre 0 et 5] %. Les principaux concurrents de ces entreprises, qui ne sont pas soumis aux règles relatives aux marchés publics, sont Vindenergi Danmark (parts de marché [entre 40 et 50] % et [entre 40 et 50] %) et Energi Danmark ([entre 10 et 20] % et [entre 10 et 20] %). Leurs parts de marché sur les marchés de l’ouest et de l’est du Danemark s’établissaient globalement dans la même fourchette (Ørsted [entre 20 et 30] % dans l’ouest et [entre 10 et 20] % dans l’est en 2018, [entre 20 et 30] % dans l’ouest et [entre 10 et 20] % dans l’est en 2019; Vattenfall [entre 5 et 10] % dans l’ouest et [entre 0 et 5] % dans l’est en 2018, [entre 10 et 20] % dans l’ouest et [entre 0 et 5] % dans l’est en 2019; HOFOR [entre 0 et 5] % dans l’ouest et [entre 5 et 10] % dans l’est en 2019). Si le marché géographique en cause était plus vaste que le Danemark, ces parts de marché seraient inférieures.

(43)

Les importations et les exportations constituent une caractéristique essentielle du marché danois de l’électricité. En 2018 et 2019, la consommation d’électricité avoisinait les 33,5 TWh. Les importations représentaient environ 45,6 % de la consommation totale en 2018, tandis que la production nationale couvrait 41 % de la consommation en 2018 et 48 % en 2019. Les exportations forment également un volet important: elles représentaient respectivement 73 % et 62 % de la production danoise d’électricité en 2018 et 2019.

(44)

Cela témoigne de l’ampleur de l’intégration du marché danois de l’électricité dans un marché géographique plus vaste et, par conséquent, de la pression concurrentielle exercée par les producteurs d’électricité, principalement, mais pas exclusivement, à partir de pays voisins sur les producteurs danois par l’intermédiaire d’interconnexions transfrontalières.

(45)

En ce qui concerne les prix spot de gros, les prix nordiques sont fixés par la bourse nordique de l’électricité Nord Pool. Le prix moyen à l’heure sur le marché spot dans l’ouest et l’est du Danemark était respectivement de 38,50 et 39,84 EUR/MWh en 2019, ce qui représente une baisse de 13 % dans les deux zones par rapport à 2018. En 2019, le prix du système était de 38,94 EUR/MWh. Le prix du système nordique est le prix spot fictif qui aurait été appliqué si l’ensemble de la région nordique avait constitué une seule et même zone de dépôt des offres. Dans l’ouest du Danemark, les prix sont généralement plus bas que dans l’est du Danemark, la capacité éolienne installée y étant relativement importante, ce qui contribue à tirer les prix vers le bas. En 2019, le prix spot moyen était de 39,28 EUR/MWh en Norvège, de 37,68 EUR/MWh en Allemagne et de 38,79 EUR/MWh en Suède, soit des prix très similaires au prix pratiqué dans l’ouest et l’est du Danemark.

(46)

Au Danemark, environ 6 % de l’électricité est négociée sur le marché intrajournalier européen unique, Xbid. Ce marché intrajournalier repose sur des échanges en continu avec des transactions tarifiées au prix de l’offre, par opposition au marché du jour d’avant, qui est basé sur une vente aux enchères avec un prix d’équilibre unique. Le marché intrajournalier sert à ajuster les plans de consommation et de production au regard, entre autres, du rétablissement de l’équilibre des portefeuilles. Cela signifie que, pour chaque heure, la valeur initiale du prix sur le marché intrajournalier sera celle du prix spot. Par la suite, cette valeur augmentera ou diminuera en cas d’événements imprévus pendant la période de négociation. En 2019, le prix annuel moyen pour le marché intrajournalier dans l’ouest du Danemark s’élevait à 35,1 EUR/MWh. Dans l’est du Danemark, il était de 36,7 EUR/MWh. En 2018, le prix moyen dans l’ouest du Danemark s’élevait à 40,4 EUR/MWh et à 41,9 EUR/MWh dans l’est du pays.

(47)

Il ressort des calculs supplémentaires inclus dans la demande (25) que, la plupart du temps, les prix pratiqués dans l’ouest et l’est du Danemark sont les mêmes que ceux pratiqués dans une ou plusieurs zones de prix voisines. En 2018 et 2019, les prix pratiqués dans l’ouest du Danemark étaient les mêmes que ceux pratiqués dans une autre zone tarifaire de la région (DK2, SE3, SE4, NO2 et DE) 94,8 % et 96,3 % du temps; les prix pratiqués dans l’est du Danemark étaient les mêmes que ceux pratiqués dans une autre zone tarifaire de la région (DK1, SE3, SE4, NO2 et DE) 98,8 % et 98,6 % du temps. En outre, la corrélation entre les deux zones danoises, le système nordique et le prix de gros allemand est relativement élevée, oscillant entre 64 % et 83 % au cours de la période 2017-2018.

(48)

Le Danemark dispose d’une très grande capacité sur les interconnexions vers les pays voisins, qui correspond à environ 90 % de son pic de consommation intérieur. L’intégration étroite avec les pays voisins du Danemark implique que le Danemark ne pratique un prix de marché spot distinct pour l’électricité dans l’ouest et l’est du Danemark que durant environ 10 % du temps. Le reste du temps, le prix de gros dans l’ouest et l’est du Danemark est le même que celui pratiqué en Norvège, en Suède ou en Allemagne.

(49)

La Commission estime que ces éléments indiquent une très forte convergence des prix de l’électricité au Danemark avec les prix pratiqués dans les pays de la région nordique et en Allemagne.

(50)

Les entités adjudicatrices détiennent une part de marché limitée sur le marché de la production et de la fourniture en gros d’électricité au Danemark visé par la demande.

(51)

Le niveau élevé des importations et des exportations d’électricité par rapport à la production danoise d’électricité, couplé à la capacité d’interconnexion avec les pays voisins, montre que le marché de l’électricité et de la vente en gros au Danemark est largement intégré dans un marché transnational plus vaste. Même si le marché géographique n’est pas nécessairement transnational, les importations d’électricité au Danemark exercent, en tout état de cause, une pression concurrentielle sur les prix de gros de l’électricité au Danemark pendant un nombre significatif d’heures chaque année.

(52)

Cela est également confirmé par les données relatives aux prix de gros fournies par la demanderesse, qui indiquent que les prix danois sont très semblables à ceux au niveau de Nord Pool ainsi qu’aux prix pratiqués en Allemagne.

(53)

La présente décision vise à établir si les activités de production et de fourniture en gros d’électricité sont soumises à un niveau de concurrence (sur les marchés dont l’accès est libre) suffisant pour garantir que, même en l’absence de la discipline qu’imposent les règles détaillées de passation des marchés fixées par la directive 2014/25/UE, 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 à l’entité adjudicatrice de retenir la solution globalement la plus avantageuse sur le plan économique.

(54)

Au vu des facteurs examinés ci-dessus, la Commission peut conclure que l’activité de production et de fourniture en gros d’électricité à partir de sources conventionnelles et de parcs éoliens en mer faisant l’objet d’une procédure d’appel d’offres au Danemark est directement exposée à la concurrence sur un marché dont l’accès n’est pas limité, au sens de l’article 34, paragraphe 1, de la directive 2014/25/UE.

(55)

Aux fins de la présente décision et sans préjudice de l’application du droit de la concurrence, il ressort des considérants 11 à 53 que la production et la fourniture en gros d’électricité à partir de sources conventionnelles et de parcs éoliens en mer faisant l’objet d’une procédure d’appel d’offres au Danemark sont exposées à la concurrence sur un marché dont l’accès n’est pas limité, au sens de l’article 34 de la directive 2014/25/UE. Par conséquent, il ne convient pas que la directive 2014/25/UE continue de s’appliquer aux marchés destinés à permettre la poursuite de cette activité au Danemark.

(56)

Il convient que la directive 2014/25/UE continue de s’appliquer aux marchés destinés à permettre la poursuite des activités qui sont spécifiquement exclues de la demande.

(57)

La présente décision est fondée sur la situation juridique et factuelle d’octobre 2021 à mars 2022, telle qu’elle ressort des informations transmises par la demanderesse. Elle peut être révisée si, par suite de changements significatifs dans la situation juridique ou factuelle, les conditions d’applicabilité de l’article 34 de la directive 2014/25/UE ne sont plus remplies.

(58)

Il y a lieu de rappeler que l’article 16 de la directive 2014/23/UE du Parlement européen et du Conseil (26) prévoit une exemption à l’application de ladite directive pour les concessions accordées par des entités adjudicatrices si, dans l’État membre où ces concessions doivent être exécutées, il a été établi en application de l’article 35 de la directive 2014/25/UE que l’activité est directement exposée à la concurrence conformément à l’article 34 de ladite directive. Étant donné qu’il a été conclu que l’activité de production et de vente en gros d’électricité visée par la demande est exposée à la concurrence sur un marché dont l’accès n’est pas limité, les contrats de concession destinés à permettre la réalisation de cette activité au Danemark seront exclus du champ d’application de la directive 2014/23/UE.

(59)

Les mesures prévues par la présente décision sont conformes à l’avis du comité consultatif pour les marchés publics,