12.7.2014   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 205/25

(1)

Par lettre du 27 avril 2006, les sociétés Céntrica plc et Céntrica Energía S.L.U. (ci-après dénommées collectivement «Céntrica») ont porté plainte auprès de la Commission au sujet du système de tarifs réglementés d'électricité appliqué en Espagne en 2005.

(2)

Par lettre du 27 juillet 2006, la Commission a demandé aux autorités espagnoles de fournir des informations sur la mesure susmentionnée. La Commission a reçu ces informations par lettre du 22 août 2006.

(3)

Le 12 octobre 2006, l'affaire a été enregistrée comme aide non notifiée (affaire NN 66/06).

(4)

Par lettre du 9 novembre 2006, la Commission a demandé aux autorités espagnoles des précisions supplémentaires au sujet de cette mesure. Les autorités espagnoles ont répondu par lettre du 12 décembre 2006.

(5)

Par lettre du 24 janvier 2007, la Commission a informé les autorités espagnoles de sa décision d'ouvrir la procédure prévue à l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE) à l'égard de cette mesure.

(6)

La décision de la Commission a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne  (2). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations sur la mesure en cause.

(7)

Les autorités espagnoles ont présenté leurs observations par lettre du 26 février 2007.

(8)

La Commission a reçu des observations des parties intéressées suivantes: Xunta de Galicia (lettre du 23 mars 2007), Céntrica (lettres des 26 mars 2007 et 3 juillet 2007), ACIE — Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (association des négociants indépendants en énergie) (lettre du 26 mars 2007), Gobierno de Asturias (lettre du 27 mars 2007), AEGE — Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (association des entreprises à forte consommation d'énergie) (lettre du 2 avril 2007, complétée le 21 novembre 2011), Asturiana de Zinc — AZSA (lettre du 3 avril 2007), Ferroatlántica — producteur de métaux (lettre du 3 avril 2007), Alcoa (lettre du 3 avril 2007), UNESA — Asociación Española de la Industria Eléctrica (association espagnole de l'industrie électrique) (lettre du 25 avril 2007), ENEL Viesgo (lettre du 26 avril 2007), Iberdrola (lettre du 26 avril 2007), Unión Fenosa Distribución (lettre du 27 avril 2007), Hidrocantábrico Distribución Eléctrica (lettre du 27 avril 2007) et Endesa Distribución Eléctrica (lettre du 27 avril 2007).

(9)

Par lettres du 15 mai et du 6 juillet 2007, la Commission a transmis les observations des parties intéressées aux autorités espagnoles en leur donnant la possibilité de les commenter à leur tour, et a reçu leurs commentaires par lettre du 2 août 2007.

(10)

Céntrica a présenté des informations complémentaires par lettres du 1er juin 2007, du 28 août 2007, du 4 février 2008 et du 1er mars 2008. L'AEGE et Ferroatlántica ont également présenté des informations complémentaires, respectivement par lettre du 21 novembre 2011 et du 5 décembre 2011.

(11)

Par lettres des 30 juillet 2009, 19 mars 2010, 6 octobre 2011, 12 avril 2012, 31 août 2012, 4 février 2013 et 17 juillet 2013, la Commission a demandé aux autorités espagnoles de nouvelles clarifications au sujet de la mesure. Celles-ci ont répondu respectivement par lettres des 5 octobre 2009, 26 avril 2010, 7 décembre 2011, 12 juin 2012, 18 octobre 2012, 11 février 2013 et 4 octobre 2013.

(12)

Le 19 avril 2013, le dossier a été divisé en deux parties: l'affaire SA.21817 (C 3/07 ex NN 66/06), qui concerne les aides aux utilisateurs finals d'électricité, et l'affaire SA.36559 (C 3a/07 ex NN 66/06), qui concerne les aides aux distributeurs d'électricité. La présente décision porte uniquement sur les possibles aides aux utilisateurs finals d'électricité concernés par la présente procédure, c'est-à-dire tous sauf les ménages et les petites entreprises.

(13)

Dans le cadre législatif établi par la loi no 54/1997 du 27 novembre 1997 sur le secteur de l'électricité (ci-après la «LSE») en vigueur en 2005, l'approvisionnement en électricité des utilisateurs finals à des tarifs réglementés était qualifié d'activité réglementée. Conformément à la loi, cette tâche incombait aux distributeurs.

(14)

En 2005, tous les utilisateurs finals d'électricité du marché espagnol pouvaient choisir soit de négocier des contrats d'approvisionnement avec des fournisseurs indépendants, soit d'être approvisionnés à des tarifs réglementés fixés par l'État. Sur le marché réglementé, tous les utilisateurs finals qui en faisaient la demande avait le droit d'être approvisionnés par leur distributeur local au tarif réglementé intégral (prix «tout compris») applicable en fonction de leur profil et de leur volume de consommation. Sur le marché libre, les clients payaient un droit d'accès au réseau, qui était également réglementé, et devaient en plus assumer les coûts liés à l'approvisionnement en énergie. Depuis la réforme de 2009 du secteur de l'électricité, les distributeurs ne fournissent plus d'électricité à des tarifs réglementés intégraux.

(15)

Les tarifs réglementés intégraux et les droits d'accès au réseau réglementés étaient décidés au préalable pour toute l'année, en général avant la fin de l'année N – 1, mais ils pouvaient être adaptés tout au long de l'année (3). Cependant, l'augmentation annuelle des tarifs ne pouvait pas dépasser une limite maximale (4). En principe, les tarifs et les droits étaient fixés, sur la base de prévisions, afin de garantir la suffisance des recettes réglementées résultant de leur application pour supporter tous les coûts réglementés du système d'électricité. En 2005, ces coûts comprenaient les coûts de la fourniture d'énergie aux tarifs intégraux, les coûts de l'achat d'énergie dans le cadre de régimes spéciaux (sources renouvelables, cogénération, etc.), les coûts de transport et de distribution, les mesures de gestion de la demande, les coûts supplémentaires de la production d'électricité dans les îles espagnoles, le soutien au carbone, les déficits des années précédentes, etc. Il n'existait pas de règle affectant une catégorie donnée de recettes, ou une partie de celles-ci, à une catégorie donnée de coûts, ou à une partie de ceux-ci. En conséquence, les recettes tirées, par exemple, du droit d'accès au réseau n'étaient ni entièrement ni partiellement destinées à financer, par exemple, les subventions accordées pour l'électricité produite à partir de sources renouvelables ou les coûts de production dans les îles espagnoles.

(16)

En 2005, il n'y avait pas moins de 25 tarifs réglementés pour les utilisateurs finals en fonction du niveau, du profil ou de l'usage de la consommation ainsi que de la tension de raccordement au réseau. Dans le même temps, de nouveaux droits d'accès au réseau réglementés, également basés sur la tension de raccordement et d'autres caractéristiques, étaient appliqués aux utilisateurs finals sur le marché libre.

(17)

Le 30 décembre 2004, les autorités espagnoles ont établi les tarifs d'électricité applicables en 2005 (5), correspondant aux catégories d'utilisateurs suivantes:

TARIFS INTÉGRAUX

Basse tension

Haute tension

Tarifs généraux

Utilisation courte

Utilisation moyenne

Utilisation longue

Tarifs de traction

Tarifs d'irrigation agricole

G.   Tarif des grands consommateurs (G4)

Tarifs pour la vente aux distributeurs

TARIFS D'ACCÈS

Basse tension

Haute tension

(18)

Les tarifs réglementés intégraux pouvaient être divisés en une composante destinée à couvrir les coûts de transport et de distribution ainsi que les coûts généraux du système (droit d'accès au réseau) et une composante reflétant le coût de l'achat d'électricité sur le marché de gros (composante «énergie»). Par ailleurs, un système de remises sur les tarifs intégraux était appliqué aux services de gestion de la demande (par exemple, interruptions acceptées de l'approvisionnement en électricité après notification ou concentration de la consommation pendant les heures creuses). Depuis 2005, l'Espagne a apporté des modifications au système des tarifs réglementés. Le dernier changement date de 2013, lorsque l'Espagne a adopté un nouveau cadre législatif pour le secteur de l'électricité (la loi no 24/13) comprenant, entre autres, la réforme de la réglementation des prix du marché de détail. L'Espagne a annoncé que cette nouvelle loi et ses dispositions d'application seraient développées en 2014. Ci-après figurent quelques tarifs intégraux de base relevant du niveau le plus bas des catégories précitées (c'est-à-dire maximum 145 kV), applicables à partir du 1er janvier 2005:

Tableau 1

Montant de base des tarifs réglementés intégraux en 2005

(19)

La Comisión Nacional de Energía (Commission nationale de l'énergie, CNE), le régulateur espagnol, a signalé qu'en 2005, en moyenne, les tarifs intégraux ne reflétaient pas tous les coûts de fourniture, et notamment, le coût d'achat de l'électricité sur le marché de gros. En particulier, comme le montre le graphique ci-dessous, pendant cinq mois seulement, entre janvier et février 2005, puis entre avril et juin 2005, les prix implicites dans les tarifs réglementés intégraux moyens étaient inférieurs aux prix moyens du marché de gros de l'électricité. En revanche, entre octobre 2006 et décembre 2007, c'est le contraire qui s'est produit: durant cette période de 14 mois, les prix de gros moyens ont chuté brusquement sous les prix implicites de l'énergie dans les tarifs réglementés intégraux moyens, avec une différence nettement plus marquée que celle observée pendant les sept mois de 2005 durant lesquels les prix de gros étaient supérieurs aux prix implicites dans les tarifs réglementés.

Graphique 1

Prix moyen pondéré du marché de gros et prix implicite de l'énergie dans le tarif intégral

Source: CNE — «Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Periodo 2005-2007», p. 84.

(20)

Les comptes du système d'électricité, basés sur les recettes et les coûts réglementés réels, étaient liquidés une fois par an. En 2005, le niveau auquel les tarifs réglementés et les droits d'accès au réseau étaient fixés n'a pas permis de générer des recettes suffisantes pour que le système puisse récupérer tous les coûts réglementés, documentés postérieurement, correspondants à toute l'année. La procédure de liquidation définitive de 2005 menée à bien par la CNE à la fin de l'année a révélé un déficit de 3,811 milliards d'euros. Ce n'était pas la première fois que la procédure de liquidation mettait au jour un déficit, même si celui de 2005 était sans précédent. En 2000, 2001 et 2002, des déficits inférieurs avaient déjà été enregistrés.

(21)

Le gouvernement a notamment sous-estimé les coûts réels de l'achat d'électricité. En effet, si la consommation d'électricité des utilisateurs finals, tant sur le marché réglementé que sur le marché libre, a évolué en 2005 à peu près comme prévu en décembre 2004, une série d'augmentations de prix imprévues pendant l'année ont porté les prix de gros à 62,4 EUR/MWh en 2005, alors qu'ils s'élevaient à 35,61 EUR/MWh en 2004, de sorte que le prix de gros moyen en 2005 était de 59,47 EUR/MWh. Cette augmentation est notamment due à une année extrêmement sèche (qui a donné lieu à une réduction de 55 % de la production d'électricité hydraulique), à la hausse des prix du pétrole, à la répercussion du prix de marché des quotas d'émission de CO2 reçus gratuitement au titre du système européen d'échange de quotas d'émission et à une augmentation de la demande d'énergie supérieure à la croissance du PIB.

(22)

Un autre facteur important qui a contribué à augmenter les coûts généraux du système a été le niveau élevé des aides en faveur de la production d'énergies renouvelables. En particulier, les producteurs d'énergies renouvelables pouvaient choisir de participer directement au marché de gros de l'électricité ou «pool». En 2005, ce choix était particulièrement attrayant, de sorte qu'un plus grand nombre de producteurs d'énergies renouvelables qu'escompté a participé au «pool», ce qui a entraîné une augmentation des coûts du système. En outre, les aides directes aux coûts de l'électricité provenant du régime spécial (énergies renouvelables, cogénération), qui étaient inscrits en comptabilité comme des coûts réglementés, se montaient à 2,701 milliards d'euros en 2005. À titre illustratif, les coûts de transport et de distribution du système s'élevaient à 4,410 milliards d'euros en 2005.

(23)

Le déficit n'est pas passé inaperçu. Dès mars 2005, lorsqu'il est devenu évident qu'un déficit tarifaire apparaissait, les autorités espagnoles ont décidé, par l'article 24 du décret-loi royal no 5/2005 (6), que les fonds nécessaires pour combler la différence entre les coûts et les recettes du système d'électricité seraient fournis par les cinq plus grandes «entreprises d'électricité ayant des droits de recouvrement», à savoir les entreprises ayant le droit de recevoir une compensation pour les coûts échoués (7), à hauteur des pourcentages suivants:

(24)

Le décret-loi no 5/2005 disposait que le déficit futur serait imputé aux cinq entreprises précitées sous la forme d'un solde négatif sur un compte de dépôt déjà existant, qui était utilisé par la CNE pour payer les coûts échoués à ces entreprises. Cela signifiait, dans la pratique, que ces cinq entreprises devaient avancer les fonds. Le solde négatif du compte des coûts échoués donnerait lieu à des droits de recouvrement consistant en le droit pour les fournisseurs de recevoir des recettes des consommateurs d'électricité à l'avenir. Les entreprises devant fournir les fonds pouvaient titriser ces droits et les vendre sur le marché. Les droits de recouvrement octroyés à ces entreprises rapportaient un taux d'intérêt minimal (le taux Euribor à trois mois, calculé sur la base des taux moyens d'Euribor correspondants au mois de novembre de l'année précédente, sans différentiel).

(25)

En juin 2006, les autorités espagnoles ont adopté une décision relative aux modalités de comblement du déficit de 2005 par les consommateurs d'électricité au moyen des tarifs réglementés. Par le décret royal no 809/2006 (8), les autorités espagnoles ont établi que les consommateurs paieraient le déficit de 2007 (ou, plus précisément, les droits de recouvrement conférés aux cinq entreprises choisies), et ce durant quatorze ans et demi par une taxe spéciale appliquée tant sur les tarifs intégraux que sur les tarifs d'accès. La taxe, calculée comme étant le montant annuel nécessaire pour combler de manière linéaire la valeur actuelle nette du déficit de 2005 au cours de quatorze années et demie, a été fixée à 1,378 % du tarif intégral et à 3,975 % du tarif d'accès pour 2006. Le taux d'intérêt applicable était le taux Euribor à trois mois.

(26)

Cette taxe était assimilée à une «cotisation affectée à un but précis». Les autorités espagnoles ont prévu que les recettes issues de la contribution destinée à financer le déficit de 2005 s'accumuleraient sur le compte de dépôt géré par la CNE. Celle-ci transférerait ensuite les fonds aux titulaires des droits de recouvrement, autrement dit, aux entreprises de production d'électricité qui ont financé le déficit ou aux entités qui leur auraient par la suite racheté les droits de recouvrement, en fonction de la partie du déficit financée par chacune d'elles.

(27)

En 2005, le marché libre couvrait 37,49 % de la demande d'électricité en Espagne. Cette quantité correspond à un nombre relativement réduit de consommateurs, puisque seuls 8,5 % des consommateurs achetaient l'énergie sur le marché libre, tandis que 91,5 % continuaient d'être soumis aux tarifs réglementés (soit une proportion inférieure aux 97 % de 2004). Les clients achetant de la haute tension (surtout les clients industriels) représentaient le principal groupe présent sur le marché libre, étant donné que 38,9 % d'entre eux avaient exercé leur droit de choisir et que leurs achats représentaient 29 % de la consommation totale d'électricité dans la péninsule espagnole en 2005. La grande majorité des ménages et des consommateurs de basse tension, qui avaient pu commencer à opter pour le marché libre en 2003 (9), ont conservé les tarifs réglementés, mais nombre d'entre eux sont passés au marché libre en 2005. Au 31 décembre 2005, on dénombrait plus de deux millions de consommateurs sur le marché libre (comparé à 1,3 million en 2004).

(28)

Cependant, l'avantage de prix moyen offert par les tarifs réglementés en 2005 doit être mis en parallèle avec un retour, quoique un peu tardif, des consommateurs sur le marché réglementé. Comme le montre le tableau 2 ci-dessous, le nombre de consommateurs qui s'approvisionnaient sur le marché libre a augmenté au fil de 2005 mais a diminué en 2006, jusqu'à atteindre le pourcentage (8,15 %) enregistré au premier semestre 2005. De la même manière, la diminution de la quantité d'énergie fournie aux utilisateurs finals sur le marché libre observée en décembre 2004 s'est poursuivie au premier trimestre 2005 et, après une nette interruption entre juin et septembre 2005, a repris en décembre de cette même année et s'est prolongée tout au long de 2006.

Tableau 2

Part des centres d'approvisionnement en énergie sur le marché libre (exprimée en pourcentage du marché total), 2004-2006

(29)

Même si les conséquences des pertes supportées par les fournisseurs ont commencé à se faire ressentir à la mi-2005, lorsque les prix de gros ont commencé à augmenter considérablement, les contrats de fourniture ne pouvaient être résiliés avec effet immédiat. En conséquence, les fournisseurs du marché libre, en particulier ceux qui ne disposaient pas de capacité de production mais qui devaient acquérir l'électricité sur le marché de gros, se sont vus obligés de faire des offres dans des conditions de marché libre équivalant au tarif réglementé, en dépit de la possibilité de subir des pertes, ou de pratiquer des prix plus élevés reflétant les coûts réels d'achat, avec pour conséquence une réduction de leur part de marché.

(30)

Dans sa décision d'ouvrir la procédure formelle d'examen, la Commission a comparé les tarifs réglementés payés par les différentes catégories d'utilisateurs finals aux prix estimés qu'ils auraient dû payer sur le marché libre en l'absence de ces tarifs. Les estimations du prix du marché ont été calculées sur la base du prix de l'électricité sur le marché de gros, des coûts correspondants à l'accès au réseau et d'une marge de commercialisation moyenne estimée à 10 EUR/MWh, présentée par Céntrica.

Tableau 3

Comparaison des prix en fonction des catégories de consommateurs

(31)

Ce tableau montre que les deux premières catégories, qui englobent les grands utilisateurs industriels, bénéficiaient d'un avantage considérable. Pour les autres catégories d'utilisateurs finals, la comparaison s'avère moins concluante, mais révèle néanmoins toujours un petit avantage.

(32)

Dans sa décision, la Commission considérait que cet avantage avait été accordé de manière sélective, puisque les prix artificiellement bas du tarif réglementé favorisaient les entreprises qui utilisaient l'électricité, et non le gaz par exemple, comme source d'énergie. De même, une sélectivité de fait et de droit a été observée étant donné que le désavantage était disproportionnellement plus important pour les grands utilisateurs finals industriels, qui bénéficiaient dans certains cas de prix globaux correspondants à moins de la moitié des prix estimés du marché libre pour la composante «énergie».

(33)

Dans la décision d'ouverture de la procédure, la Commission a indiqué qu'en encourageant les utilisateurs finals à revenir sur le marché réglementé, le système aurait également pu bénéficier aux distributeurs, qui semblaient jouir d'une marge bénéficiaire garantie sur leurs activités réglementées.

(34)

En outre, dans sa décision, la Commission a considéré que le système supposait un transfert de ressources d'État, étant donné que la taxe sur le prix utilisée pour rembourser le déficit constitue un prélèvement parafiscal dont les recettes transitent par le régulateur espagnol, la CNE (un organisme public), avant d'être transmises aux bénéficiaires finals. La Commission a conclu qu'au vu de la jurisprudence de la Cour de justice sur ce point, ces fonds doivent être considérés comme des ressources d'État.

(35)

Étant donné que les utilisateurs finals opèrent sur des marchés qui sont généralement ouverts à la concurrence et au commerce au sein de l'Union européenne, la Commission a conclu, dans la décision d'ouverture de la procédure, que tous les critères fixés à l'article 107, paragraphe 1, TFUE étaient remplis et que la mesure constituait une aide d'État en faveur des utilisateurs finals.

(36)

Après avoir signalé qu'aucune des exceptions prévues à l'article 107 TFUE ne semblait applicable, la Commission a, dans la décision d'ouverture de la procédure, examiné si la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés pouvait être considérée comme un service d'intérêt économique général (SIEG) et, en tant que tel, bénéficier de l'exception visée à l'article 106, paragraphe 2, TFUE. Elle a établi que la marge d'appréciation des États membres pour la définition des obligations de service public dans le secteur de l'électricité est limitée 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 (10) (ci-après la «directive sur l'électricité»). Cette directive dispose que les États membres doivent mettre en place un service universel obligatoire (incluant en particulier le droit d'être approvisionné à des prix raisonnables) limité uniquement aux ménages et aux petites entreprises (11). La Commission a conclu dans sa décision qu'à la lumière de cette directive, la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés à des entreprises moyennes et grandes ne pouvait être considérée comme un véritable SIEG.

(37)

Par conséquent, la Commission a émis de sérieux doutes quant au fait que les éléments d'aide inclus dans les tarifs réglementés appliqués aux entreprises autres que les petites entreprises puissent être considérés comme compatibles avec le marché intérieur.

(38)

Dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission a également fait observer la possibilité que les distributeurs d'électricité aient reçu des aides d'État. Cet aspect fait l'objet d'une autre décision (affaire C 3a/07).

(39)

De nombreux grands consommateurs industriels, distributeurs, fournisseurs indépendants et gouvernements de communautés autonomes espagnoles ont répondu à l'invitation de la Commission de présenter des observations sur la décision d'ouvrir l'examen approfondi. Nous ne résumerons ci-dessous que les observations ayant trait à l'aide d'État présumée en faveur des utilisateurs finals d'électricité.

(40)

La Commission a reçu des observations de Céntrica et de l'ACIE, l'association des négociants indépendants en énergie. Leurs allégations et conclusions sont en grande partie équivalentes.

(41)

Le principal élément des observations de Céntrica est l'avantage présumé accordé aux distributeurs d'électricité. Toutefois, les chiffres et les allégations présentés par cette société indiquent également l'existence d'aides d'État en faveur des utilisateurs finals d'électricité.

(42)

Selon Céntrica, la coexistence du marché libre et du marché réglementé et, en particulier, la possibilité pour les utilisateurs finals de passer librement d'un marché à l'autre, supposaient que les tarifs réglementés faisaient office de référence pour les prix, ou en fait de limitation des prix du marché libre. Les fournisseurs ne pouvaient pas pratiquer des prix plus élevés que ceux fixés par le tarif réglementé, sinon ils n'auraient pas attiré de nouveaux clients et ils auraient perdu ceux qu'ils avaient déjà.

(43)

En règle générale, sur un marché libre, le prix payé par les utilisateurs finals pour l'électricité est formé par deux composantes: le droit d'accès au réseau et une composante «approvisionnement» résultant des mécanismes de marché et répercutée sur le fournisseur du marché de détail. Sur le marché de détail, l'approvisionnement est rentable si la composante «approvisionnement» payée par les clients couvre les coûts du fournisseur (en d'autres termes, les coûts de l'achat de l'énergie sur le marché de gros ou ses propres coûts de production dans le cas d'une entreprise intégrée verticalement), une «marge de commercialisation» qui inclut d'autres coûts d'approvisionnement (les frais de commercialisation, les systèmes informatiques, la facturation, etc.), ainsi qu'une rémunération pour le capital investi. Par conséquent, un fournisseur sur le marché libre pouvait seulement opérer de façon rentable sur un segment donné du marché s'il existait une «marge de commercialisation positive», c'est-à-dire une différence entre les coûts généraux exposés par le fournisseur pour fournir le service à ses clients et le tarif réglementé.

(44)

Céntrica a démontré que les fournisseurs du marché libre étaient défavorisés sur le plan de la concurrence par des calculs montrant qu'en 2005, qu'il n'y avait de marge de commercialisation pour aucune des catégories de consommateurs (ou que les marges qui existaient en début d'année avaient disparu au cours de l'année en question) (12). Cela signifiait que les tarifs réglementés étaient bien trop bas pour que les fournisseurs indépendants puissent faire concurrence de façon rentable. D'après Céntrica, la concurrence était impossible pour certaines catégories d'utilisateurs finals (en particulier pour les utilisateurs de grandes quantités d'énergie bénéficiant du tarif G4 et les autres grands utilisateurs industriels), même avant l'apparition du déficit tarifaire, puisque les tarifs intégraux ne laissaient jamais aucune marge de manœuvre à cette fin. Le désavantage concurrentiel allégué par Céntrica concernait essentiellement la catégorie d'utilisateurs englobant les entreprises de services et les petites entreprises raccordées au réseau à basse tension ainsi que les ménages.

(45)

La décision d'ouverture de la procédure de la Commission se fonde sur les chiffres présentés par Céntrica, en particulier sur la comparaison entre les tarifs réglementés et les estimations des prix du marché (voir le considérant 30 et le tableau 3).

(46)

Selon Céntrica, le système n'était pas conforme à la directive sur l'électricité, non seulement car le régime de déficit était discriminatoire (il compensait les pertes des distributeurs mais pas celles des fournisseurs), mais aussi parce qu'il a privé les consommateurs de leur droit à bénéficier de prix et de tarifs transparents (13). Dans la mesure où une partie du prix à payer pour l'électricité en 2005 a été reportée à des années ultérieures, les prix définitifs pratiqués n'étaient pas transparents pour les consommateurs.

(47)

Par ailleurs, Céntrica alléguait que le mécanisme de remboursement du déficit n'était pas équilibré, et ce pour deux raisons principales: premièrement, le déficit serait avant tout remboursé par les utilisateurs finals de basse tension, alors que les utilisateurs qui ont le plus contribué au déficit étaient les grands utilisateurs finals de haute tension; et, deuxièmement, il a été exigé des utilisateurs finals du marché libre qu'ils payent un déficit auquel ils n'avaient pas contribué.

(48)

Céntrica a soutenu la première analyse de la Commission, selon laquelle le régime de déficit espagnol supposait un transfert de ressources de l'État. L'entreprise a également soutenu que la décision du gouvernement espagnol d'autoriser les producteurs à titriser leurs droits de recouvrement impliquait l'utilisation de telles ressources.

(49)

L'ACIE a déterminé que le coût estimé de l'achat d'énergie servant de base aux tarifs réglementés en 2005 était 68 % inférieur au coût réel payé par les fournisseurs pour l'achat d'énergie sur le marché de gros. L'ACIE a souligné les graves conséquences que le déficit tarifaire de 2005 avait sur les fournisseurs indépendants. Selon l'association, les coûts d'achat des fournisseurs du marché libre étaient similaires à ceux des distributeurs. En outre, ces fournisseurs étaient concrètement obligés d'adapter leurs prix au tarif intégral établi par le gouvernement pour chaque catégorie de clients, car sinon ils n'auraient pas été en mesure d'attirer de nouveaux clients ou de conserver ceux qu'ils avaient déjà. En particulier, l'ACIE signale qu'au début de l'année 2005, ses membres ont conclu des contrats basés sur les prévisions des prix de gros réalisées par le gouvernement, qu'ils ont ultérieurement dû respecter, bien qu'ils ne se soient pas avérés rentables. En conséquence, les fournisseurs indépendants ont subi des pertes. Céntrica estime que les pertes qu'elle a subies en 2005 s'élèvent à 10 millions d'euros. Selon l'ACIE, divers fournisseurs, dont Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energía et RWE, ont dû quitter le marché.

(50)

Les utilisateurs ayant une grande consommation d'énergie sont intervenus dans la procédure par l'intermédiaire de leur association, l'AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía). Certains d'entre eux (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica et Alcoa) ont également participé à la procédure à titre individuel. Alcoa est une société productrice d'aluminium qui exploite trois usines de production en Espagne, à San Ciprián, La Corogne et Avilés, qui ont bénéficié du tarif intégral G4 (le tarif réservé aux utilisateurs grands consommateurs d'énergie bénéficiant de la possibilité d'interruption de l'approvisionnement) en 2005. Ferroatlántica est une société de production d'alliages d'aluminium et de fer qui a bénéficié du tarif 3.4 et de la possibilité d'interruption de l'approvisionnement. L'entreprise Asturiana de Zinc, qui produit du zinc, a bénéficié du tarif interruptible G4 pour son usine de San Juan de Nieva.

(51)

Dans leurs observations, les utilisateurs grands consommateurs d'énergie ont émis des doutes quant à la conclusion de la Commission selon laquelle les tarifs industriels (G4 et autres tarifs interruptibles) constituaient une aide d'État, et ont allégué que ces tarifs n'accordaient pas un avantage économique, qu'ils ne supposaient pas le recours à des ressources d'État et qu'ils n'affectaient pas la concurrence ou le commerce entre les États membres.

(52)

Selon les utilisateurs grands consommateurs d'énergie, la valeur de référence utilisée dans la décision d'ouverture de la procédure pour déterminer l'existence d'un avantage est incorrecte. La Commission a comparé les tarifs industriels avec le prix moyen sur le marché de gros (le prix du «pool»), qu'elle a considéré comme étant représentatif du coût que ces entreprises auraient payé sur le marché dans des conditions normales. Étant donné que les tarifs industriels ont été considérés comme inférieurs au prix du «pool», dans sa décision, la Commission a conclu que les tarifs accordaient un avantage économique à leurs bénéficiaires.

(53)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie affirment que le «pool» est un marché au comptant au sein duquel l'électricité est achetée chaque heure pour le jour suivant. Selon les utilisateurs grands consommateurs d'énergie, le «pool» présente certaines défaillances qui ont des effets négatifs sur son efficacité et sa compétitivité, de sorte que ses prix ne reflètent pas correctement les coûts marginaux de production ni, par conséquent, une situation de concurrence parfaite. Les grands utilisateurs finals, qui consomment des volumes considérables d'électricité et présentent des profils de consommation constante, n'achètent pas l'électricité au «pool» mais concluent habituellement des contrats bilatéraux avec des fournisseurs d'électricité. C'est ce que confirme le rapport de 2005 d'OMEL qui montre que seuls sept des utilisateurs qui réunissaient les conditions requises et représentaient 5 % de l'électricité négociée ont acheté de l'électricité directement dans le «pool».

(54)

En tout état de cause, même en supposant que les prix enregistrés dans le «pool» pourraient être considérés comme une valeur de référence valable, il ne serait pas correct d'utiliser (à l'instar de la Commission) le prix de gros moyen en 2005 puisque ce prix reflète la demande d'électricité de fournisseurs qui fournissaient un service à une grande variété d'utilisateurs finals, dont les ménages et les petites entreprises. De l'avis de l'AEGE, Ferroatlántica et Asturiana de Zinc, une valeur de référence adéquate serait le prix minimal enregistré dans le «pool» en 2005, c'est-à-dire 18,36 EUR/MWh, car ce prix refléterait les conditions de marché les plus compétitives du «pool» (dans lequel les producteurs proposent l'électricité à un prix équivalent à leurs coûts marginaux). Les grands consommateurs industriels ne se trouvent pas dans une situation comparable à celle des autres utilisateurs finals, et notamment des ménages. Par conséquent, le prix moyen du «pool» ne constituerait pas une valeur de référence adéquate. Selon Alcoa, la Commission doit plutôt comparer les tarifs contestés avec les prix figurant dans les contrats bilatéraux conclus par les grands utilisateurs finals.

(55)

Alcoa a présenté un exemple de prix de marché fixé dans un contrat bilatéral et a indiqué que ses trois usines d'aluminium avaient toujours bénéficié du tarif G4. Cependant, l'entreprise Alcoa possède une autre usine d'alumine (Alúmina Española) pour laquelle elle a conclu un contrat bilatéral avec un fournisseur fin 2004. Ce contrat était conclu pour une durée de deux ans, avec la possibilité de le proroger d'une année supplémentaire. Les trois usines d'aluminium ont le même profil de consommation constante que les usines d'alumine. Toutefois, ces dernières consomment des volumes d'électricité beaucoup plus faibles (0,35 TWh par rapport à 1,3 TWh pour les usines d'Avilés et de La Corogne, et 3,4 TWh pour l'usine de San Ciprián). Le prix moyen convenu dans ce contrat était de 34,45 EUR/MWh (ce qui incluait le coût du moratoire nucléaire, les coûts d'accès au réseau et autres frais accessoires). Ce prix a été obtenu par un appel d'offres et les écarts entre les offres des fournisseurs étaient inférieurs à cinq euros.

(56)

D'après Alcoa, la différence entre ce prix bilatéral (34,45 EUR/MWh) et le tarif G4 (23,90 EUR/MWh) peut s'expliquer par des facteurs objectifs. Plus précisément, les utilisateurs du tarif G4 sont soumis à des restrictions réglementaires qui ne s'appliquent pas aux contrats bilatéraux, comme l'obligation d'utiliser la totalité de l'électricité souscrite avec le tarif G4 (sous peine de pénalités), l'obligation de disposer d'un équipement de contrôle de la tension et le paiement dans un délai de 20 jours (tandis que les contrats bilatéraux sont régis par des conditions de paiement plus avantageuses).

(57)

Ainsi, Alcoa conclut que si l'on devait fixer un prix de marché applicable à ses trois usines d'aluminium, celui-ci serait bien inférieur à 34,45 EUR/MWh, en raison de la consommation importante de ces usines. Par ailleurs, si l'on applique une marge de commercialisation moyenne de 10 EUR/MWh, le coût net de l'approvisionnement de l'usine d'alumine serait de 24,25 EUR/MWh, soit une valeur très proche du tarif intégral G4.

(58)

Ferroatlántica a signalé que, dans la décision d'ouverture de la procédure, la Commission n'a pas interprété correctement le tarif réglementé 3.4 appliqué par l'entreprise en 2005, car elle a inclus à tort les remises sur le tarif de base et l'a comparé à un droit d'accès 10 fois supérieur au droit applicable dans son cas (et dans le cas des très grands consommateurs). Ferroatlántica a également présenté des éléments démontrant que, même si le prix moyen mensuel du marché en 2004 pour les futurs contrats de fourniture d'électricité en 2005 était de 31,68 EUR/MWh, ce prix était de 31,05 EUR/MWh en décembre 2004. Par conséquent, en 2005, une entreprise aurait été approvisionnée en électricité à ce prix au moment même où les tarifs réglementés étaient établis. Après avoir ajouté les «services complémentaires» (3,92 EUR/MWh) et le droit d'accès correspondant (1,70 EUR/MWh), un utilisateur industriel aurait obtenu un prix de marché de 36,67 EUR/MWh, soit un montant inférieur aux 56,11 EUR/MWh du tarif 3.4 applicable aux utilisateurs grands consommateurs d'énergie.

(59)

Dans la pratique, d'autres remises sur ce tarif récompensaient la capacité de fournir des services de gestion de la demande et l'acceptation de ce tarif dans l'intérêt du système. À cet égard, Ferroatlántica ajoute que la remise sur le tarif reflétait différents services fournis, à savoir la différenciation temporelle (avec la consommation de nuit et durant le week-end), la possibilité d'interruption (l'acceptation de l'approvisionnement à la demande de l'opérateur du réseau), la saisonnalité (avec la concentration de l'approvisionnement durant les mois de faible demande) et la gestion de l'énergie réactive. Seules ces remises, qui étaient variables et établies par un règlement depuis 1995, et non le niveau du tarif réglementé, expliquent et, selon Ferroatlántica, justifient que le prix moyen payé pour l'électricité en 2005 était inférieur.

(60)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie remettent en question l'affirmation contenue dans la décision d'ouverture de la procédure selon laquelle l'avantage n'était pas proportionnel aux volumes consommés mais avait tendance à être plus important pour les grands consommateurs. À cet égard, ces utilisateurs affirment, par exemple, que la CNE elle-même a confirmé que le niveau du tarif G4 aurait dû être encore plus bas. Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie signalent que les grands consommateurs d'électricité aux tarifs G4 et 3.4 ont consommé des milliers de fois plus d'électricité que les consommateurs moyens de haute tension mais n'ont payé que trois fois moins que ces derniers.

(61)

De même, il serait normal que les grands consommateurs bénéficient d'une remise unitaire sur le prix plus importante. Sur cette base, les utilisateurs grands consommateurs d'énergie considèrent que la conclusion selon laquelle les tarifs industriels donnaient lieu à un avantage est très discutable. Ils rappellent qu'en tout état de cause, il revient à la Commission de présenter des preuves concluantes de l'existence de cet avantage.

(62)

L'entreprise Alcoa a également indiqué que le prix qu'elle payait en Espagne était quasiment identique au prix moyen pondéré payé par les usines d'aluminium dans l'Union et qu'il était même supérieur au prix moyen pondéré payé dans l'EEE.

(63)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie affirment que ce sont eux qui ont payé directement les tarifs industriels aux distributeurs, sans que les fonds ne soient contrôlés par l'État, et qu'en conséquence, conformément à la jurisprudence dans l'affaire PreussenElektra, ce régime n'impliquait aucune ressource d'État.

(64)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie indiquent qu'un laps de temps s'est écoulé entre l'établissement des tarifs fin 2004 et l'adoption du mécanisme visant à rembourser le déficit par l'intermédiaire des consommateurs, qui n'a pas eu lieu avant juin 2006. Dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission a indiqué que des ressources d'État avaient été utilisées en raison de l'introduction de la taxe dans les factures des utilisateurs, taxe qui a été qualifiée de charge parafiscale. Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie soutiennent que, si on acceptait cette hypothèse, une mesure qui ne constituait pas une aide en 2005 deviendrait une aide (ex-post) en 2006, ce qui serait contraire aux principes fondamentaux du droit de l'Union, tels que la sécurité juridique et la confiance légitime. Ces utilisateurs signalent qu'une mesure ne peut être considérée comme une aide que sur la base des circonstances existantes à la date d'adoption de cette mesure, et non sur la base d'événements futurs, surtout lorsque ces événements ne peuvent être raisonnablement prévus. Ils citent les conclusions de l'avocat général Jacobs dans l'affaire Van Calster (14): «La situation doit être appréciée à la date de la première instauration des taxes et ne peut être modifiée rétroactivement».

(65)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie allèguent que les tarifs réglementés de 2005 ne constituaient pas une aide d'État ladite année. Ces entreprises signalent qu'en de telles circonstances, l'analyse du mécanisme de financement n'est pas pertinente puisque celui-ci n'a pas été introduit avant 2006. L'examen du mode de financement ne serait pertinent que si la mesure avait été une aide d'État dès le début. Étant donné que les tarifs ne contenaient pas d'éléments d'aide, les utilisateurs grands consommateurs d'énergie considèrent que la Commission ne peut se fonder sur la taxe pour aboutir à la conclusion inverse.

(66)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie affirment que, dans le cas des charges parafiscales, le mode de financement d'une mesure est uniquement pertinent, en tout état de cause, pour déterminer l'existence de l'aide d'État lorsqu'il existe nécessairement «un lien d'affectation contraignant entre la taxe et l'aide», en d'autres termes, lorsqu'il existe un lien direct et immédiat entre la mesure et son financement (15). Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie réfutent l'existence d'un tel lien, étant donné que la taxe était destinée à couvrir un déficit dû à la liquidation d'activités réglementées, qui concernaient non seulement la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés, mais aussi d'autres coûts du système. Par conséquent, la taxe n'a pas été spécifiquement destinée à couvrir les pertes découlant de l'approvisionnement à des tarifs réglementés. Par ailleurs, il n'existait aucun lien direct ou indirect entre le niveau des tarifs et la taxe appliquée, étant donné que le tarif fixé en 2004 n'était pas soumis à des conditions (il n'était pas sujet à de nouveaux ajustements au cours des années ultérieures).

(67)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie allèguent également que la taxe ne constituait ni une charge ni un prélèvement parafiscal, puisqu'elle n'était pas une mesure fiscale conformément au droit espagnol. Les mesures fiscales sont utilisées pour financer les dépenses publiques, tandis que, dans le cas d'espèce, la taxe était destinée à rembourser un déficit subi par des opérateurs privés (distributeurs) qui menaient des activités réglementées au sein du système d'électricité. En vertu de la Constitution espagnole, une nouvelle mesure fiscale ne peut être introduite que par l'intermédiaire d'une loi (et non au moyen d'un décret royal). Par ailleurs, l'État n'est jamais propriétaire et ne peut disposer des recettes de la taxe, étant donné que ces fonds sont transférés sur un compte de dépôt géré par la CNE auquel l'État n'a pas accès. La procédure de liquidation est entièrement automatique et la CNE ne dispose d'aucune marge discrétionnaire, d'aucune autonomie ni d'aucun contrôle sur la destination ou le montant des fonds à liquider en faveur des différents agents.

(68)

D'après les utilisateurs grands consommateurs d'énergie, la Commission reconnaît ce point dans sa décision relative aux coûts échoués de l'Espagne (16), dans laquelle elle déclare que le transfert des montants par l'intermédiaire de la CNE est essentiellement de nature comptable, et ne conclut pas que la mesure a mobilisé des ressources d'État.

(69)

Ces utilisateurs affirment que cette situation est identique à celle des «coûts échoués» présumés puisque, dans les deux cas, le gouvernement a instauré une taxe destinée à compenser un coût permanent du système. Cette argumentation semblait également se confirmer dans un cas concernant le Royaume-Uni (17).

(70)

Asturiana de Zinc et Alcoa soutiennent qu'en raison des caractéristiques spécifiques des marchés de l'aluminium et du zinc, l'introduction d'une mesure relative au prix de l'électricité utilisée pour produire ces métaux n'a aucun effet sur le commerce de l'Union, puisque les métaux sont des produits de base et que leurs prix sont fixés à l'échelle mondiale à la Bourse des métaux de Londres. Dans de telles circonstances, les variations des coûts locaux de production n'entraînent pas de différence dans les prix mondiaux.

(71)

Les deux entreprises affirment que l'Union est confrontée à un déficit croissant de production d'aluminium et de zinc, parallèlement à une augmentation des exportations de pays tiers pour satisfaire la demande.

(72)

Si les secteurs de l'aluminium et du zinc disparaissaient en Espagne, aucun nouvel opérateur de l'Union ne pourrait prendre leur place, puisque les usines (d'aluminium) de l'Union travaillent déjà à pleine capacité et qu'aucun producteur nouveau ou existant ne serait tenté d'augmenter sa capacité, étant donné que les perspectives d'achat d'énergie à des prix accessibles à long terme sont incertaines. Par conséquent, le déficit serait exclusivement couvert par les importations.

(73)

Alcoa affirme également que les tarifs ne menacent pas les intérêts des autres producteurs européens, puisqu'ils proposent de l'électricité à un prix identique au prix moyen payé par les autres producteurs d'aluminium dans l'EU-25.

(74)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie soutiennent que les tarifs contestés existaient déjà avant l'adhésion de l'Espagne à l'Union européenne.

(75)

Bien que la dénomination «tarif G4» ait été officiellement introduite par l'arrêté ministériel du 6 mars 1986, ce tarif existait déjà avant le 1er janvier 1986, date de l'adhésion de l'Espagne à l'Union, car il correspond au «Tarif I industriel pour utilisation longue» établi précédemment par l'arrêté ministériel du 14 octobre 1983, c'est-à-dire avant l'adhésion de l'Espagne à l'Union. Tous les utilisateurs finals d'électricité qui bénéficiaient du tarif I industriel sont automatiquement passé au tarif G4, qui était concrètement le même, mais sous un nom différent.

(76)

Les autres tarifs interruptibles étaient également expressément prévus dans l'arrêté ministériel de 1983.

(77)

Par ailleurs, comme les utilisateurs grands consommateurs d'énergie l'ont indiqué, la mesure constituerait une aide existante au titre de l'article 15 du règlement (CE) no 659/1999 du Conseil du 22 mars 1999 portant modalités d'application de l'article 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (18), en raison de l'expiration du délai de prescription de 10 ans.

(78)

Les utilisateurs grands consommateurs d'énergie affirment que, même en supposant que les tarifs ne pourraient être considérés comme une aide existante, le principe de confiance légitime empêcherait leur récupération. Tout au long de l'année 2005, les tarifs faisaient l'objet d'un paiement direct entre opérateurs privés. Les utilisateurs n'auraient pas pu prévoir que les tarifs établis en décembre 2004 deviendraient une aide au titre d'une mesure gouvernementale adoptée en juin 2006. Aucun opérateur économique, aussi prudent fût-il, n'aurait pu prévoir un tel changement de sa situation juridique. Par conséquent, les utilisateurs avaient une confiance légitime en ce que leurs tarifs n'impliquaient pas une aide d'État.

(79)

En ce qui concerne l'aide potentielle accordée aux utilisateurs grands consommateurs d'énergie, la Xunta de Galicia affirme que la Commission a utilisé à tort le prix du «pool» en remplacement du prix du marché, puisque ces utilisateurs concluent généralement des contrats à long terme dans des conditions beaucoup plus favorables.

(80)

Compte tenu du fait que le marché espagnol n'est pas encore totalement libéralisé et, en particulier, de l'absence de contrats bilatéraux entre producteurs et grands consommateurs, la Xunta de Galicia considère qu'il convient d'utiliser comme valeur de référence les coûts réels payés par les producteurs pour approvisionner ces clients en électricité. Une autre solution serait d'obtenir un prix de référence basé sur la bibliographie technique [Wilson, 1993 (19) et Castro-Rodríguez, 1999 (20)] en tenant compte du coût de la technologie la plus efficace pour répondre aux besoins particuliers des utilisateurs grands consommateurs d'énergie ou bien du coût moyen de l'électricité à différentes heures du jour. L'écart entre un prix de référence ainsi obtenu et le tarif réglementé payé en 2005 serait beaucoup plus réduit. La Xunta de Galicia affirme également qu'en tout état de cause, tous les utilisateurs espagnols, y compris les grands consommateurs, rembourseront au moment opportun le déficit provoqué par les bas tarifs appliqués en 2005.

(81)

En outre, selon la Xunta de Galicia, le système tarifaire en vigueur en 2005 n'était pas sélectif sur le plan juridique, puisque l'État n'avait pas l'intention d'accorder un avantage aux utilisateurs finals, mais qu'il a simplement commis des erreurs dans ses prévisions des tendances et des prix du marché en fixant ses tarifs en 2004. La Xunta de Galicia réfute également la conclusion selon laquelle le système a eu des répercussions sur le commerce intérieur de l'Union.

(82)

Les observations du Principado de Asturias sont similaires à celles du gouvernement espagnol, auxquelles elles font référence.

(83)

L'Espagne soutient que le système de tarifs réglementés de 2005 n'impliquait pas d'aides en faveur des utilisateurs finals ou des distributeurs.

(84)

L'Espagne soutient que le déficit n'est pas imputable à l'État étant donné qu'il est dû à des circonstances extérieures imprévisibles et non à l'intention délibérée de l'État de subventionner certaines activités.

(85)

L'Espagne avance que la législation de l'Union en vigueur en 2005 n'interdisait pas la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés établis par l'État. Par conséquent, l'intervention de réglementation de l'État était juridiquement valable puisqu'elle était une expression de la souveraineté nationale. Une de ces prérogatives souveraines consiste en la fixation des tarifs de manière que les coûts prévus répondent à la demande prévue.

(86)

L'Espagne allègue que le déficit de 2005 a été provoqué par une différence entre les prévisions des prix de gros de l'électricité établies par le gouvernement et les prix réels enregistrés dans le «pool». Les prix de 2005 ont été exceptionnellement élevés, leur augmentation ayant été stimulée par des causes imprévisibles équivalant à une force majeure.

(87)

Dans la mesure où l'événement qui a provoqué l'aide présumée serait une augmentation des prix de gros supérieure aux prévisions, l'avantage présumé ne saurait être imputé à un instrument juridique. Même en supposant que cet avantage ait existé (ce qui n'est pas le cas), il aurait été créé par des circonstances non liées à la volonté de l'État. D'après l'Espagne, l'existence d'un cas de force majeure rompt le lien de causalité entre la décision administrative fixant les tarifs et l'avantage concurrentiel qui aurait donné lieu à une aide d'État. Même en supposant que la condition objective du lien de causalité ait été respectée (ce qui n'est pas le cas), la condition subjective de l'intention (imputabilité) de la part de l'État ne serait pas remplie.

(88)

L'Espagne allègue que les tarifs ne supposaient pas une intervention de fonds publics. Premièrement, l'Espagne affirme à cet égard que la taxe n'est pas un «prélèvement» au sens de la jurisprudence de la Cour de justice de l'Union en matière de charges parafiscales, parce qu'elle n'est pas perçue par l'État et qu'elle ne correspond pas à une charge. D'après l'Espagne, la taxe fait partie intégrante du tarif et a la même nature. Par conséquent, le tarif est un prix privé.

(89)

Deuxièmement, les fonds ne sont pas perçus par l'État et ne sont pas destinés à un fonds désigné par ce dernier. Ce sont les distributeurs qui perçoivent les tarifs, et non l'État et, par conséquent, il s'agit de prix privés qui garantissent la rémunération équitable des acteurs (prévue dans la LSE). Ce ne sont ni des impôts, ni des prix publics. L'État n'offre aucune rémunération, puisque c'est le système qui fournit une rémunération en vertu des forces du marché pour les activités non réglementées et à des tarifs d'accès établis par l'État pour les activités réglementées. Étant donné que, dans ce système, aucune charge ne revient à l'État, il n'y aurait pas de ressources d'État, conformément à la jurisprudence dans l'affaire Sloman Neptune (21). En outre, ces fonds ne sont jamais injectés dans les caisses de l'État, ils ne sont pas mentionnés dans les lois budgétaires, la Cour des comptes ne les vérifie pas et ils ne peuvent être récupérés auprès des débiteurs par des voies administratives. Le taux d'intérêt applicable aux dettes contractées auprès du système d'électricité n'est pas le même que celui applicable aux dettes contractées envers l'État.

(90)

L'Espagne rappelle que ces fonds sont gérés par le régulateur espagnol, la CNE, qui agit simplement en qualité d'intermédiaire comptable. D'après l'Espagne, dans sa décision de 2001 sur les coûts échoués en Espagne (S.A. NN 49/99), la Commission avait déjà établi que le transit de fonds par la CNE est d'ordre essentiellement comptable. Les fonds transférés sur le compte au nom de la CNE n'ont jamais appartenu à cet organisme et étaient immédiatement reversés aux bénéficiaires à hauteur d'un montant déterminé au préalable, que la CNE ne peut absolument pas modifier. Sur la base de cette considération, la Commission est parvenue à la conclusion qu'elle n'était pas en mesure de déterminer si les recettes du prélèvement établi dans le cadre du régime de coûts échoués constituent des ressources d'État.

(91)

L'Espagne ne partage pas l'avis de la Commission selon lequel les tarifs accordent un avantage économique aux utilisateurs finals (ou distributeurs).

(92)

Pour ce qui est des utilisateurs finals, après avoir rappelé que le déficit est la conséquence d'un cas de force majeure, l'Espagne soutient qu'il n'a pas profité aux grands consommateurs, puisqu'il a été répercuté, avec des intérêts, sur les tarifs des années suivantes. Par conséquent, l'avantage économique présumé découlant d'un prix de l'électricité plus bas n'est qu'une apparence, puisque les consommateurs remboursent avec des intérêts la différence par rapport aux prix du marché libre.

(93)

L'Espagne affirme qu'en 2005, l'existence de tarifs réglementés n'était pas contraire à la législation de l'Union, puisque la date limite pour la libéralisation du marché pour tous les consommateurs, y compris les ménages, était fixée au 1er juillet 2007.

(94)

Plus précisément, d'après les autorités espagnoles, la fourniture d'électricité est un service d'intérêt général et l'État doit intervenir pour éviter les abus de positions dominantes dues à l'existence d'un réseau unique (monopole naturel).

(95)

Les paramètres de fixation des tarifs ont été établis de manière objective et transparente. Le cadre réglementaire complexe établissant les tarifs et la procédure de liquidation montrent, d'après les autorités espagnoles, que le système tarifaire était fondé sur une analyse exhaustive des coûts et recettes du système, ainsi que sur une analyse de la demande d'électricité.

(96)

Comme indiqué dans les considérants 25 et 26, le déficit généré en 2005 est remboursé par des versements annuels qui rapportent des intérêts d'un taux équivalent au taux Euribor sans différentiel. Sans préjudice de ses observations, l'Espagne s'est engagée à augmenter rétrospectivement le taux d'intérêt perçu par les entreprises utilisatrices dont les tensions de raccordements sont supérieures à 1 kV. Cette augmentation sera déterminée de manière proportionnelle à la contribution au déficit de 2005 par les entreprises utilisatrices qui font l'objet de la procédure en cours et qui étaient approvisionnées à des tarifs intégraux. Cela reviendra à appliquer un différentiel de 65 points de base au-dessus du taux Euribor de référence, afin d'aligner globalement le taux des entreprises utilisatrices sur le taux appliqué au déficit pour les années suivantes.

(97)

Le montant correspondant sera perçu par les entreprises utilisatrices comme suit: pour ce qui est des paiements annuels de la partie du déficit de 2005 qui a déjà été remboursée, une augmentation unique des tarifs d'accès sera appliquée; pour ce qui est des montants encore dus, un taux d'intérêt plus élevé sera directement appliqué à chaque annuité, une fois encore sous la forme d'une augmentation des tarifs d'accès.

(98)

Une mesure constitue une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE si les conditions suivantes sont remplies: a) la mesure accorde un avantage économique au bénéficiaire; b) l'avantage est octroyé par l'État ou au titre de ressources d'État; c) l'avantage est sélectif; et d) l'avantage a des incidences sur le commerce au sein de l'Union et peut fausser la concurrence au sein de l'Union européenne. Étant donné que toutes ces conditions doivent être remplies, la Commission limitera son évaluation à l'existence d'un avantage économique conféré aux bénéficiaires.

(99)

En vertu de l'article 107, paragraphe 1, TFUE, les entreprises sont favorisées si elles obtiennent un avantage économique dont elles ne pourraient pas autrement bénéficier dans les conditions de marché. Dans le cas d'espèce, l'examen doit déterminer, en tenant compte du remboursement du déficit du système d'électricité de 2005, s'il existait un écart positif entre les tarifs réglementés établis en 2005 et les prix du marché que les bénéficiaires potentiels auraient dû payer pour l'électricité achetée et les services fournis dans le cadre de leur régime tarifaire. Tout avantage quant aux conditions de marché doit être établi par rapport aux références réelles des prix du marché. Ces aspects, à savoir, l'existence, ou l'absence, d'écarts positifs entre les prix du pool de l'électricité, les prix du marché et les tarifs réglementés, ainsi que le remboursement du déficit, sont examinés successivement ci-dessous.

(100)

Les prix moyens du «pool» de l'électricité fournissent un indice du niveau général des prix de gros. Ce prix moyen de référence était de 59,47 EUR/MWh durant toute l'année 2005. Comme indiqué et illustré au considérant 19 (graphique 1), en 2005, durant sept mois non consécutifs, les prix moyens de gros étaient supérieurs aux prix implicites de l'électricité des tarifs réglementés intégraux appliqués à tous les utilisateurs finals. Par conséquent, le tarif moyen établi par le décret no 2392/2004 semble avoir induit un écart positif en faveur de tous les utilisateurs finals qui ont choisi les tarifs réglementés, au moins durant la plupart des mois de l'année 2005.

(101)

Cependant, pendant des périodes mensuelles inférieures à un an, cet écart n'a pas été observé durant les cinq mois écoulés entre janvier et mai 2005; c'est la raison pour laquelle un avantage n'a pas été accordé à l'ensemble du système de tarifs réglementés. En outre, la comparaison entre des périodes supérieures à un an, par exemple, jusqu'au 30 décembre 2007, révèle que l'avantage cumulé possible depuis juin 2005 est plus que compensé par la réduction des prix moyens du «pool», qui ont brusquement chuté à 37 EUR/MWh en mars 2007, alors que les prix implicites des tarifs réglementés se situaient aux alentours de 68 EUR/MWh au cours de cette même période. En effet, à partir d'octobre 2006, les prix implicites de l'électricité dans les tarifs intégraux ont été bien plus élevés que les prix de gros de l'approvisionnement (voir le graphique 1). En conséquence, les bénéfices et les avantages économiques que les consommateurs approvisionnés à des tarifs réglementés obtenaient lorsque les prix du «pool» sont supérieurs au coût implicite de l'électricité dans les tarifs réglementés peuvent être annulés lorsque les prix du «pool» sont inférieurs au coût implicite de l'électricité.

(102)

Il en découle que, tant durant des périodes mensuelles inférieures à un an en 2005, que durant des périodes de deux ans couvrant une partie de l'année 2005, les prix implicites de l'énergie dans les tarifs réglementés applicables en 2005 ne semblent pas avoir offert un avantage au groupe de consommateurs qui étaient approvisionnés à des tarifs réglementés par rapport aux prix de gros du «pool» de l'électricité. Cependant, le fait est que les recettes issues des droits d'accès au réseau et les tarifs réglementés payés par l'ensemble du système d'électricité n'ont pas permis de couvrir les coûts réglementés du système en 2005. Par conséquent, il convient d'examiner si un mécanisme adéquat visant à garantir le remboursement du déficit doit être mis en place.

(103)

Comme indiqué aux considérants 15 et 20 à 22, les comptes du système d'électricité en 2005 incluaient tous les coûts et recettes réglementés du système sans affecter des recettes données à des coûts spécifiques. Par exemple, les coûts de transport et de distribution (4,410 milliards d'euros) ou le coût des aides à la cogénération et aux sources d'électricité renouvelables (2,701 milliards d'euros) n'étaient pas divisés respectivement entre les recettes réglementées des tarifs intégraux du marché réglementé et/ou les recettes des droits réglementés d'accès au marché libre et aucune distinction entre les deux types de recettes n'était établie aux fins du financement desdits coûts. Dans la pratique, tous les utilisateurs du système obtiennent un bénéfice et on peut espérer qu'ils contribuent à couvrir les coûts des aides allouées à des formes efficaces de cogénération et de sources d'énergie renouvelables, ou de services de transport et de distribution. Dans ce système de coûts non cumulatifs pour chaque tarif, il est impossible de répartir, a posteriori et de manière objective, les coûts entre les utilisateurs du marché libre et les utilisateurs du marché réglementé et, dans cette dernière catégorie, entre les 25 niveaux tarifaires applicables en 2005. On peut donc en conclure qu'il y a lieu d'analyser les avantages possibles, ou l'absence d'avantage, du déficit de 2005 pour le système d'électricité dans son ensemble.

(104)

À cet égard, l'Espagne a créé un mécanisme en vue de récupérer la totalité du déficit de 2005 qui est compatible avec l'universalité des comptes du système appliqué à cette époque. Le déficit de recettes réglementées du système d'électricité permettant de financer les coûts du système a été comblé en injectant des ressources collectées au moyen d'une «cotisation affectée à un but précis» établie par le décret royal no 809/2006. La récupération a commencé au milieu de l'année 2006 par l'application d'une taxe sur la valeur de 1,378 % pour les tarifs réglementés intégraux et de 3,975 % sur les droits d'accès et, depuis lors, les taxes nécessaires sont prévues pour garantir la récupération des 3,8 billions d'euros plus les intérêts tout au long d'une période de quatorze ans et demi, qui se terminera en 2020 (voir les considérants 25 et 26).

(105)

Il en découle que les recettes issues de la contribution spéciale destinées à financer le déficit de 2005 permettent de payer les factures d'électricité des utilisateurs du système, avec l'augmentation nécessaire afin d'équilibrer ex post les comptes du système de 2005, avec un retard considérable.

(106)

Dans ces conditions, la seule caractéristique discutable de la méthode choisie en 2006 pour rembourser le déficit du système d'électricité de 2005 et équilibrer les comptes serait l'application du faible taux d'intérêt appliqué initialement aux paiements annuels de remboursement, c'est-à-dire le taux de référence Euribor sans différentiel. Comme l'indiquent plus en détail les considérants 96 et 97, l'Espagne s'est engagée à augmenter le taux d'intérêt applicable aux entreprises utilisatrices faisant l'objet de la présente procédure. L'Espagne s'engage à appliquer un différentiel de 65 points de base au-dessus du taux d'intérêt de référence.

(107)

L'application de cette modification de la mesure initialement mise en place pour rembourser le déficit de 2005, qui exclut les ménages et les petites entreprises ayant versé les tarifs réglementés plus élevés du mécanisme de correction, annule tout avantage hypothétique que les entreprises auraient pu tirer du report des paiements à partir de 2006. De même, en conséquence de l'application d'une taxe sur la valeur au tarif, le montant absolu récupéré est, pour chaque entreprise, directement proportionnel à sa consommation d'électricité; en d'autres termes, plus la consommation d'électricité est élevée, plus la taxe est élevée.

(108)

Par ailleurs, comme le signalent certaines parties intéressées, les prix enregistrés dans le «pool» d'électricité ne constituent pas une référence adéquate pour comparer les prix de l'électricité payés par les grands consommateurs dans le cadre des tarifs réglementés avec les prix de marché. En effet, au vu des éléments probants du rapport de 2005 élaboré par l'opérateur du marché de l'électricité OMEL, seuls sept utilisateurs finals représentaient 5 % de la demande d'électricité provenant directement du «pool», par rapport à des centaines d'utilisateurs industriels et de grandes entreprises. Les consommateurs industriels et autres grands consommateurs, en particulier ceux consommant beaucoup d'énergie pour lesquels l'énergie représente une part considérable des coûts de production (normalement, de 30 à 40 % pour la production d'aluminium), demandent et obtiennent des conditions prévisibles concernant le prix et l'approvisionnement. Ces conditions figurent dans des contrats d'une durée supérieure à un jour. Les prix cotés chaque heure sur le marché pendant un jour, comme le «pool» d'électricité, représentent les prix moyens de marché pour les fournisseurs qui fournissent un service à une grande variété de clients, y compris les ménages. Toutefois, ils ne constituent pas une référence adéquate pour déterminer les prix que devraient payer les utilisateurs grands consommateurs d'énergie sur le marché libre, avec des délais contractuels d'une durée supérieure à un jour. Contrairement à l'avis soutenu dans la décision d'ouverture de la procédure, l'enquête a montré que les tarifs réglementés inférieurs aux prix moyens du «pool» ne donnent pas nécessairement lieu à un avantage concernant les conditions de marché pour les utilisateurs industriels puisque les prix du «pool» ne sont pas les prix du marché pour la grande majorité de ces utilisateurs, ce qui dissipe les doutes émis à cet égard.

(109)

En outre, en 2005, la décision d'opter pour le marché libre n'était pas irrévocable en Espagne. Les consommateurs pouvaient choisir en permanence entre les offres plus attrayantes du marché réglementé et du marché libre, ce qui donnait lieu à une certaine convergence des prix. La possibilité de modifier les choix d'approvisionnement tend nécessairement à réduire les prix du marché de détail lorsque les prix de gros augmentent, comme c'est le cas des prix enregistrés en Espagne à partir d'avril 2005, tandis que, lorsque cette situation s'inverse, l'incitation à augmenter les prix du marché libre afin de les rapprocher des niveaux plus élevés du tarif réglementé apparaît.

(110)

Comme le confirment l'association de fournisseurs indépendants (considérants 42 à 49), durant l'année 2005, les fournisseurs du marché libre ont dû exécuter leurs contrats ou les résilier de manière unilatérale, dans la mesure du possible, ou renégocier et adapter leurs prix à la hausse en assumant le risque que leurs clients optent pour le marché réglementé. Les pertes que les fournisseurs du marché libre affirment avoir subies indiquent que les prix sur le marché libre en 2005, en particulier ceux des contrats d'un an qui ont été exécutés, ont été maintenus à des niveaux proches de ceux des tarifs réglementés correspondants et, au final, que les tarifs n'ont en réalité accordé aucun avantage économique par rapport aux prix réels du marché libre.

(111)

Cela signifie par conséquent que, dans l'hypothèse où deux utilisateurs industriels auraient été en concurrence, le premier opérant dans le cadre d'un contrat d'approvisionnement d'électricité d'un an aux prix du marché libre de janvier à décembre 2005, et le second approvisionnant ses clients à des tarifs réglementés durant la même période, ils auraient dû supporter des coûts d'électricité similaires si tous les autres facteurs étaient identiques. En effet, le seul effet qu'avait le niveau des tarifs réglementés sur les prix du marché libre en 2005 était en réalité d'offrir aux utilisateurs du marché libre l'avantage indirect de limiter la hausse des prix, même en supposant que ces augmentations étaient contractuellement possibles pendant l'année ou, à plus long terme, tout au long de l'année 2005. De fait, la concurrence réelle ou potentielle entre les utilisateurs industriels obtenant de l'électricité respectivement sur le marché libre ou sur le marché réglementé n'a pas pu être faussée par les tarifs réglementés.

(112)

Troisièmement, dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission a spécifiquement mentionné les faibles niveaux du tarif réglementé, à savoir 23,9 EUR/MWh et 27,0 EUR/MWh, appliqués en 2005 respectivement aux grands consommateurs industriels (tarif G4) et aux grands consommateurs industriels bénéficiant de la possibilité d'interruption de l'approvisionnement (par exemple, le tarif 3.4), comme le montre le tableau 3 du considérant 30. Comme le signalent des tiers, les niveaux des tarifs réglementés contestés dans la décision d'ouverture de la procédure ne correspondent pas à des tarifs mais à des prix moyens après remises. Sans remise, les niveaux du tarif de base établis dans le décret no 2392/2004, mentionnés dans le tableau 1, étaient respectivement de 56,12 EUR/MWh (tarif 3.4) et 25,44 EUR/MWh (tarif G4).

(113)

À cet égard, l'enquête officielle a apporté des éléments prouvant que les tarifs réglementés applicables aux utilisateurs industriels mentionnés dans la décision étaient au niveau des prix de marché applicables durant toute la période de janvier à décembre 2005, comme exposé ci-après.

(114)

Premièrement, des éléments ont démontré que des prix bilatéraux de marché de 34,45 EUR/MWh étaient appliqués aux utilisateurs grands consommateurs d'énergie sur le marché libre en 2005 (considérants 55 à 57). Avec l'ajout d'une marge de commercialisation inférieure à la marge moyenne de 10 EUR dans la décision d'ouverture de la procédure formelle d'examen, ce prix de marché affiche un coût d'approvisionnement proche des 25,44 EUR/MWh du tarif réglementé le plus bas (G4) (23,9 EUR/MWh de prix moyen ex post). Si l'on tient compte des différences objectives relatives à l'approvisionnement dans le cadre du tarif réglementé, comme des volumes d'approvisionnement 9,7 fois plus élevés, l'investissement dans des équipements de contrôle et les délais de paiement, le fait que le tarif réglementé était inférieur ne semble pas avoir conféré un avantage économique indu aux bénéficiaires.

(115)

Deuxièmement, les éléments disponibles montrent qu'en décembre 2004, il était possible de conclure des contrats d'approvisionnement en charge de base d'un an, fondés sur des prix de marché à terme de 31,05 EUR/MWh, pour un approvisionnement entre janvier et décembre 2005. Le prix final de marché (avec des services complémentaires et le tarif d'accès) était de 36,67 EUR/MWh, soit un montant inférieur au tarif de base correspondant (tarif 3.4) pour les utilisateurs industriels bénéficiant de la possibilité d'interruption de l'approvisionnement et d'une forte modulation de la charge (voir les considérants 16, 18 et 58).

(116)

Des remises supplémentaires dans le cadre des tarifs réglementés pour la gestion de la demande (par exemple, modulation de la charge, interruption de l'approvisionnement) permettaient d'obtenir des prix moyens plus bas sur le marché réglementé pour les utilisateurs qui fournissaient lesdits services (22). Ces remises, qui n'ont pas été spécifiquement abordées dans la décision d'ouverture de la procédure, permettaient de rémunérer des services précieux pour le réseau, orientés vers la demande et qui exigeaient des adaptations, des investissements ou des restrictions imposées au niveau de processus commerciaux ou industriels. La modulation de la charge exige que les processus industriels ou commerciaux consommant de grandes quantités d'électricité soient réalisés en heures creuses et non en heures pleines, ce qui réduit la consommation et la tension sur le réseau électrique. De même, les services d'interruption de l'approvisionnement fournis au réseau sont utiles sur le plan économique, puisqu'ils consistent, pour l'utilisateur industriel concerné, à accepter que l'opérateur du système interrompe l'approvisionnement en l'informant peu de temps avant (dans un délai allant de quelques secondes à quelques heures) et pendant une longue durée (pouvant durer d'une à douze heures), comme ce fut le cas avec les tarifs réglementés applicables en Espagne.

(117)

Les bénéfices de ces services visant à garantir la continuité de l'approvisionnement en électricité sont reconnus dans la législation de l'Union. En vertu de la directive 2005/89/CE du Parlement européen et du Conseil du 18 janvier 2006 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en électricité et les investissements dans les infrastructures (23), les États membres doivent tenir compte des technologies de gestion de la demande et prendre des mesures en vue de supprimer les obstacles empêchant l'utilisation de contrats interruptibles afin de maintenir l'équilibre entre l'offre et la demande. Ces services complètent, et peuvent même remplacer, d'autres moyens de régulation utilisés par l'opérateur du réseau pour garantir l'adéquation de l'offre et de la demande d'électricité au réseau, en évitant ainsi les interruptions et les coupures, qui représentent un coût social et économique et peuvent donner lieu à l'imposition de sanctions ou à l'engagement de responsabilités.

(118)

Concrètement, dans le cas de l'Espagne, l'absence d'une capacité importante d'interconnexion avec les autres États membres et la forte pénétration de l'approvisionnement intermittent en électricité issue de sources d'énergie renouvelables en 2005 rendent ces services particulièrement précieux. Les coûts exposés par l'opérateur espagnol du réseau Red Eléctrica de España pour l'achat de services de rééquilibrage du système électrique peuvent illustrer l'importance de la valeur économique de ces services et des économies de coûts pouvant être réalisées dans le système électricité. En 2005, Red Eléctrica de España a payé un prix moyen de 65 EUR/MWh pour des services de régulation, à partir de réserves secondaires, de l'augmentation d'énergie (en ajoutant de l'énergie supplémentaire en ligne pendant une durée allant de 15 secondes à 15 minutes pour équilibrer le réseau). Pour la régulation à partir de réserves tertiaires de l'augmentation d'énergie (en ajoutant de l'énergie supplémentaire en ligne pendant une durée allant de 15 minutes à deux heures pour restaurer la réserve d'énergie secondaire), le prix moyen en 2005 était de 78 EUR/MWh, avec des augmentations allant jusqu'à 600 EUR/MWh (24). En égalisant la demande et en faisant en sorte qu'elle ne soit plus concentrée sur les heures pleines (modulation de la charge) ou en offrant la possibilité de réduire la demande dans des situations critiques (services interruptibles), les réductions appropriées des tarifs réglementés (par exemple, environ 32 EUR/MWh dans le tarif 3.4) semblent justifiées sur le plan économique.

(119)

En l'absence de ces réductions pour des mesures de gestion de la demande, les tarifs réglementés pour les utilisateurs raccordés au réseau de haute tension (tarifs 1.4 et 2.4) se situaient à un niveau bien plus élevé, soit entre 58 et 61 EUR/MWh pour le tarif de base et à 76,2 EUR/MWh pour le prix moyen réel. Si l'on compare ces tarifs avec les prix du marché à terme de 31,05 EUR/MWh pour la période de janvier à décembre 2005, on ne peut considérer que les prix du marché sont supérieurs aux tarifs réglementés applicables à la grande majorité des utilisateurs industriels et commerciaux ayant une consommation élevée.

(120)

Il en découle que, bien que les prix enregistrés dans le «pool» d'électricité ne constituent pas une référence appropriée pour comparer les prix de l'électricité payés par les grands utilisateurs industriels et commerciaux, les prix réels du marché applicables aux fournitures d'électricité à des utilisateurs finals qui étaient approvisionnés à des tarifs réglementés en 2005 s'alignaient sur les niveaux correspondants des tarifs réglementés.

(121)

Eu égard aux considérations qui précèdent, pour la Commission, il est établi, premièrement, que les entreprises qui ont été approvisionnées en électricité à des tarifs réglementés intégraux n'ont pas tiré de bénéfices du niveau desdits tarifs et, deuxièmement, compte tenu de l'engagement pris par l'Espagne de modifier la mesure, que le retard accusé par ces entreprises dans le paiement de leurs factures d'électricité de 2005 rapportera un taux d'intérêt suffisant.

(122)

Par conséquent, cette mesure n'implique aucun avantage économique en faveur des entreprises utilisatrices. Étant donné que les critères fixés à l'article 107, paragraphe 1, TFUE sont cumulatifs, il n'y a pas lieu d'examiner si les autres critères sont remplis.

(123)

Dès lors, la Commission conclut qu'au vu du régime adopté par l'Espagne pour rembourser la dette contractée par les utilisateurs finals vis-à-vis du système d'électricité, le système de tarifs réglementés appliqué en 2005 n'a pas donné lieu à une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE. Cette conclusion concerne la situation et la période couvertes par la plainte, sans préjudice de la possible évaluation par la Commission de mesures prises par l'Espagne après 2005,