(1)

À la suite de contacts de prénotification, l’Allemagne a notifié à la Commission, par notification électronique du 2 décembre 2020, conformément à l’article 108, paragraphe 3, du TFUE, des mesures de soutien en faveur de Lausitz Energie Kraftwerke AG (ci-après «LEAG») (ci-après la «mesure en faveur de LEAG») et de RWE Power AG (ci-après «RWE») (ci-après la «mesure en faveur de RWE») en vue de l’abandon progressif du lignite aux fins de la production d’électricité (ci-après collectivement la «mesure»). Des renseignements complémentaires ont été transmis par l’Allemagne les 13 et 14 janvier 2021.

(2)

La Commission a également reçu plusieurs observations spontanées de la part de tiers. Les observations de Green Planet Energy (ci-après «GPE») et d’une partie anonyme ont été transmises à l’Allemagne pour commentaires le 7 octobre 2020; l’Allemagne y a répondu le 17 novembre 2020. En outre, LEAG a présenté des observations le 10 décembre 2020.

(3)

Le 2 mars 2021, la Commission a adopté une décision d’ouvrir la procédure formelle d’examen à l’égard des mesures de soutien en faveur de LEAG et de RWE (ci-après la «décision d’ouverture») (2).

(4)

L’Allemagne a présenté des observations concernant la décision d’ouverture le 1er avril 2021. Outre les observations de l’Allemagne, la Commission a reçu des observations de 27 tiers. LEAG et RWE ont transmis leurs observations concernant la décision d’ouverture le 7 juin 2021. L’Allemagne a présenté ses commentaires sur les observations des tiers le 6 septembre 2021 et a répondu le 3 septembre 2021 à une demande de renseignements de la Commission datée du 11 août 2021.

(5)

Le 17 mai 2022, une communication a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne, invitant les tiers à présenter des observations, conformément à l’article 108, paragraphe 2, du TFUE, sur l’applicabilité et l’application des lignes directrices de la Commission concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 (ci-après les «CEEAG») (3) et, le cas échéant, sur les motifs de compatibilité énoncés dans ces lignes directrices, y compris dans leurs sections 3 et 4.12, en ce qui concerne les mesures en faveur de LEAG et de RWE, à l’égard desquelles la Commission a ouvert la procédure formelle d’examen (ci-après la «consultation publique») (4).

(6)

Par lettres du 18 mai 2022, la Commission a informé l’Allemagne et les tiers qui avaient présenté des observations à la suite de la publication de la décision d’ouverture de la communication publiée le 17 mai 2022 et les a invités à présenter leurs observations.

(7)

L’Allemagne n’a pas présenté d’observations. La Commission a reçu des observations de la part de 19 tiers. LEAG et RWE ont transmis leurs observations le 17 juin 2022. Par lettre du 7 septembre 2022, l’Allemagne a indiqué qu’elle n’avait pas l’intention de présenter des commentaires sur les nouvelles observations des tiers.

(8)

Le 23 décembre 2022, l’Allemagne a présenté à la Commission des modifications à la notification du 2 décembre 2020 concernant la mesure en faveur de RWE compte tenu de l’accord conclu avec RWE le 4 octobre 2022 en vue d’une accélération de l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de charbon dans la zone d’extraction de lignite rhénane d’ici à 2030 (ci-après la «mesure en faveur de RWE telle que modifiée» ou la «mesure notifiée»).

(9)

Le 16 novembre 2022, la Commission a reçu des observations spontanées de huit parties concernant la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, qui ont été transmises à l’Allemagne le 2 décembre 2022. L’Allemagne a présenté ses commentaires sur ces observations le 11 janvier 2023.

(10)

Le 2 mars 2023, la Commission a adopté une décision étendant la procédure formelle d’examen de la mesure en faveur de RWE (ci-après la «décision d’extension») (5).

(11)

L’Allemagne a présenté des observations sur la décision d’extension le 31 mars 2023. La Commission a reçu des observations de la part de 12 tiers. RWE et LEAG ont transmis leurs observations concernant la décision d’extension respectivement les 12 et 15 mai 2023. L’Allemagne a présenté ses commentaires sur les observations des tiers le 6 juillet 2023.

(12)

L’Allemagne accepte, à titre exceptionnel, de renoncer à ses droits découlant de l’article 342 du TFUE, en liaison avec l’article 3 du règlement no 1/1958 (6), et de voir la présente décision adoptée et notifiée en anglais.

(13)

La Commission considère que certains des faits et circonstances décrits dans la décision d’ouverture ont changé après l’adoption de cette décision: entre autres, la mesure en faveur de RWE décrite dans la décision d’ouverture a été modifiée depuis l’adoption de cette dernière, notamment en ce qui concerne les dates de fermeture et le calcul du manque à gagner de RWE. En conséquence, la Commission a élargi le champ de son enquête dans la décision d’extension.

(14)

La portée de la présente décision est limitée à l’appréciation de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. La procédure formelle d’examen de la Commission concernant la mesure en faveur de LEAG est en cours; cette mesure ne relève pas de la présente décision et sera examinée séparément.

(15)

La Commission fait observer que la mesure en faveur de RWE, dans sa version initiale et telle que modifiée, n’est pas accordée sur la base d’un régime d’aides et ne constitue pas une aide accordée sur la base d’un régime d’aides mais qui devrait être notifiée. La Commission considère donc qu’il s’agit d’une mesure d’aide individuelle au sens de l’article 1er, point e), du règlement de procédure sur les aides d’État (7). Les indemnités accordées à RWE et LEAG constituent deux mesures individuelles distinctes qui ne font pas partie d’un régime d’aides. Un tel raisonnement se fonde sur les considérations suivantes: i) la base juridique (voir le considérant 30 ci-dessous) ne définit pas les bénéficiaires de la mesure de manière générale et abstraite, mais indique clairement et explicitement qu’il existe deux destinataires (RWE et LEAG); ii) l’indemnité est liée à une situation spécifique (abandon progressif du lignite); iii) la base juridique fixe les montants spécifiques et distincts à verser aux deux bénéficiaires, ainsi que la période. L’article 44, paragraphe 1, de la base juridique établit le droit de RWE et de LEAG à une indemnité de 2,6 milliards d’EUR et de 1,75 milliard d’EUR respectivement. En outre, l’Allemagne et ces exploitants ont signé le «contrat de droit public relatif à la réduction et à l’arrêt de la production d’électricité à partir de lignite en Allemagne» (ci-après le «contrat de 2021»).

(16)

L’Allemagne a pour objectif de parvenir à la neutralité en matière de gaz à effet de serre (ci-après «GES») d’ici à 2045. Dans ce contexte, elle s’est fixé comme objectif intermédiaire pour 2030 de réduire les émissions de GES de l’ensemble de l’économie au niveau national d’au moins 65 % par rapport aux niveaux de 1990. Les objectifs climatiques nationaux de l’Allemagne sont inscrits dans la loi fédérale sur le changement climatique (Bundes-Klimaschutzgesetz), qui a été approuvée en 2019 et modifiée en 2021. Pour la période 2020-2030, la loi fédérale sur le changement climatique définit des limites annuelles quantifiées d’émissions de GES pour six secteurs: l’énergie, l’industrie, le bâtiment, les transports, l’agriculture, ainsi que les déchets et autres. Les objectifs sont fixés conformément aux plans européens de réduction des émissions de GES, selon une trajectoire linéaire (8). En outre, les limites d’émission prévues par le règlement de l’Union européenne sur la répartition de l’effort (9) (couvrant les secteurs non couverts par le SEQE) sont juridiquement contraignantes. Selon l’Allemagne, pour rester dans ces limites, l’objectif spécifique fixé pour le secteur de l’énergie doit être atteint dans les temps. Les émissions de CO2 imputables au secteur de l’énergie devront être réduites et passer d’environ 257 millions de tonnes équivalent CO2 en 2022 (10) à 108 millions de tonnes équivalent CO2 d’ici à 2030.

(17)

L’Allemagne estime que la réduction de la production d’électricité à partir de charbon est essentielle pour atteindre ses objectifs climatiques. Elle envisage l’abandon de la production d’électricité à partir de charbon au plus tard pour 2038. Cela inclut à la fois la houille et le lignite. En 2022, la production d’électricité à partir de charbon représentait 31 % du bouquet électrique de l’Allemagne et le lignite contribuait à hauteur de 20 points de pourcentage à cette production (11). Selon les données préliminaires, les centrales au lignite ont émis 110 millions de tonnes de CO2 en 2021 (12), soit environ 51 % des émissions de CO2 du secteur de l’électricité cette année-là (13).

(18)

Selon les estimations de l’Allemagne, les installations au lignite de RWE concernées par l’abandon progressif représentaient environ 67 millions de tonnes d’émissions de CO2 en 2018 et environ 52 millions de tonnes d’émissions de CO2 en 2019 (14). L’Allemagne a indiqué que la quantification exacte des avantages de la mesure notifiée pour l’environnement était complexe et dépendait fortement des hypothèses à formuler. Sur la base des hypothèses utilisées dans le calcul révisé (voir la section 3.6), l’Allemagne a calculé que la mesure notifiée permettrait d’économiser une quantité brute de 51 millions de tonnes d’émissions de CO2. Toutefois, étant donné que le calcul révisé ne concerne qu’une partie, et non l’ensemble, des centrales au lignite de RWE, cette estimation sous-estime considérablement l’effet global de la mesure, et il n’est pas possible d’obtenir une indication du montant d’aide par tonne équivalent CO2 d’émissions évitées. Un tel chiffre serait en outre très imprécis, car il ne tiendrait pas compte d’un éventuel effet rebond (15).

(19)

En outre, l’Allemagne indique que la base juridique de la mesure notifiée (décrite au considérant 30) prévoit l’annulation de quotas d’émission de CO2 correspondant aux réductions d’émissions supplémentaires engendrées par la fermeture d’installations au lignite, compte tenu de l’intervention de la réserve de stabilité du marché (16). Lors de la détermination du nombre de quotas d’émission de CO2 qui seront supprimés, elle tiendra compte des technologies de remplacement.

(20)

L’Allemagne indique que la mesure notifiée vise à déclasser les centrales électriques avant la fin de leur durée de vie technique et économique, sur la base d’une trajectoire de déclassement prévisible et obligatoire. Cela entraîne une réduction de la capacité de production d’électricité sur le marché alors que la demande d’électricité reste inchangée ou augmentera à l’avenir. D’autres acteurs du marché bénéficient également de la prévisibilité offerte par la trajectoire de déclassement obligatoire, car ils savent eux aussi précisément quelles capacités de production quitteront le marché et à quel moment. Ainsi, la réduction de la capacité de production due à la mise à l’arrêt progressive des centrales au lignite ouvre la porte au développement d’autres capacités de production, y compris à base de sources d’énergie renouvelables (ci-après «SER»).

(21)

L’Allemagne ajoute que l’objectif de la mesure notifiée est de fermer progressivement les centrales au lignite afin de réduire sensiblement les émissions de GES dans le secteur de l’électricité, ce qui lui permettra d’atteindre son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2045 ainsi que son objectif intermédiaire en 2030. L’Allemagne souligne en outre que, bien que la part des énergies renouvelables dans le bouquet électrique allemand soit déjà importante [par exemple, en 2022, la production d’électricité à partir de SER a augmenté pour atteindre 47 % (17) et, au cours du premier trimestre de 2023, elle couvrait 50,3 % de la consommation nationale d’électricité (18)], elle n’est pas suffisante pour lui permettre d’atteindre ses objectifs de neutralité climatique dans les délais impartis.

(22)

De l’avis de l’Allemagne, indépendamment de la pénétration croissante des SER, la réduction des émissions associée à l’abandon progressif du lignite est nécessaire pour atteindre ses objectifs climatiques. La pénétration croissante des SER augmenterait l’offre d’électricité décarbonée sur le marché sans générer de nouvelles émissions, mais elle ne permettrait pas à elle seule de réduire assez rapidement les capacités de production existantes qui produisent des émissions. Cela est particulièrement vrai pour les centrales au lignite, dont les coûts d’exploitation sont relativement faibles et qui sont moins susceptibles d’être évincées du marché que des solutions de remplacement des combustibles fossiles plus coûteuses qui génèrent moins d’émissions (telles que le gaz). Dès lors, pour atteindre les objectifs, il est nécessaire à la fois d’accroître la pénétration des SER et de réduire les capacités de production à partir de combustibles fossiles existantes. Par conséquent, selon l’Allemagne, une intervention de l’État est nécessaire.

(23)

Afin de parvenir à un consensus social sur une politique révisée en matière d’énergie et de climat, le gouvernement allemand a, le 6 juin 2018, mis en place la commission pour la croissance, le changement structurel et l’emploi (ci-après la «commission du charbon»), dont les membres représentaient un large éventail d’acteurs sociétaux, politiques et économiques.

(24)

En janvier 2019, la commission du charbon a présenté des propositions qui visaient à atteindre les objectifs nationaux en matière de climat, tout en répondant aux objectifs de sécurité d’approvisionnement et d’électricité abordable et en préservant les perspectives des personnes employées dans les régions charbonnières. Pour la production d’électricité à partir de houille et de lignite, elle a proposé un abandon progressif d’ici à 2038. Afin d’atteindre cet objectif, elle a proposé une combinaison d’accords de fermeture convenus entre le gouvernement et les exploitants de lignite et d’appels d’offres visant à encourager la fermeture anticipée de centrales à la houille et de petites centrales au lignite.

(25)

Outre les propositions de la commission du charbon, l’Allemagne a également étudié les autres options suivantes pour réaliser les réductions d’émissions de CO2 envisagées: i) recours au système d’échange de quotas d’émission de l’UE (ci-après le «SEQE de l’UE») existant et réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables; ii) fixation d’un prix national minimal du CO2 pour les secteurs déjà couverts par le SEQE de l’UE; iii) fermeture réglementaire sans indemnisation. L’Allemagne a expliqué ne pas avoir retenu ces options pour les raisons suivantes:

(26)

Option i): recourir au SEQE de l’UE aurait permis de réduire les émissions à l’échelle européenne, mais n’aurait pas permis de réaliser les objectifs nationaux de réduction des émissions de manière aussi ciblée. Il n’aurait pas été possible de planifier d’emblée une trajectoire de fermeture progressive, ce qui aurait eu une incidence plus importante sur la sécurité de l’approvisionnement et les salariés du secteur.

(27)

Option ii): un prix minimal du CO2 aurait entraîné une hausse des coûts pour le secteur de l’énergie, ainsi que pour l’industrie, désavantageant les entreprises allemandes et provoquant des distorsions sur le marché intérieur. Comme pour l’option i), il serait difficile de prévoir l’incidence sur la production d’électricité à partir de charbon et il n’aurait pas été possible de planifier dès le départ une trajectoire de réduction progressive. En outre, il est difficile de déterminer un niveau de prix juste: si le prix était fixé à un niveau trop bas, il faudrait plus de temps pour atteindre les résultats souhaités en matière d’environnement, et s’il était fixé à un niveau trop haut, cela pourrait entraîner la fermeture soudaine d’un grand nombre de centrales au charbon, ce qui pourrait avoir des répercussions sociales négatives et menacer la sécurité de l’approvisionnement. Les mêmes arguments valent pour d’autres politiques ayant des effets comparables, telles que l’application de droits d’accise plus élevés pour la houille et le lignite, d’une taxe carbone ou de normes de performance environnementale plus strictes.

(28)

Option iii): une fermeture réglementaire à partir de 2020 sans aucune indemnisation aurait constitué une ingérence plus forte dans les droits de propriété des différents exploitants.

(29)

L’Allemagne a également examiné d’autres options afin de faciliter l’élaboration des mesures d’abandon progressif du charbon. En particulier, elle a étudié la rentabilité prévisionnelle des centrales au lignite ainsi que les coûts supplémentaires de réhabilitation des mines que les exploitants devront supporter en raison de la fermeture anticipée de leurs installations au lignite.

(30)

La base juridique initiale de la mesure est la «loi relative à la réduction et à l’arrêt de la production d’électricité à partir de charbon ainsi qu’à la modification d’autres lois» (ci-après la «loi relative à la fermeture»), adoptée le 8 août 2020, qui fixe les objectifs suivants pour la réduction et l’arrêt de la production d’électricité à partir de charbon en Allemagne.

Tableau 1

Objectifs pour la production d’électricité à partir de charbon en Allemagne

(31)

Pour atteindre ces objectifs de réduction, la loi relative à la fermeture prévoit un abandon progressif et régulier de la production d’électricité à partir de charbon. Les instruments conçus à cet effet sont largement inspirés des propositions de la commission du charbon. Pour le lignite, l’abandon progressif a été organisé et l’indemnisation déterminée dans le cadre d’une procédure négociée entre le gouvernement allemand et les exploitants. Pour ce qui est de la houille, son abandon progressif serait encouragé au moyen d’enchères annuelles de 2020 à 2026, accompagnées d’une trajectoire de fermeture réglementaire sans indemnisation pour la période 2027-2038 (19).

(32)

L’Allemagne a expliqué qu’elle n’avait pas opté pour une suppression progressive des installations au lignite par voie d’enchères, car les installations au lignite sont inextricablement liées aux installations minières et une approche plus systémique est donc nécessaire. En raison de sa valeur calorifique relativement faible, qui rend le transport sur de longues distances peu rentable, le lignite est traditionnellement consommé à proximité de là où il est extrait. Ainsi, les centrales électriques de la région rhénane utilisent du lignite extrait dans la même région dans des mines appartenant exclusivement à RWE. Autrement dit, les décisions qui influencent la durée de vie et les volumes d’extraction des mines ont des implications directes pour les centrales électriques adjacentes, étant donné que les secondes ne peuvent fonctionner sans les premières. L’Allemagne a également montré qu’en raison de l’étendue des zones concernées, l’extraction de lignite nécessite un aménagement du territoire sur le long terme et des délais importants pour mettre en œuvre toute modification en la matière. Par conséquent, le calendrier de fermetures des centrales est également influencé par des considérations techniques et des aspects liés à l’aménagement du territoire, et une mise aux enchères aux résultats incertains serait donc difficile à mettre en œuvre. Ces aspects d’aménagement du territoire n’existent pas pour les centrales à la houille allemandes, qui peuvent importer leur combustible d’aussi loin que l’Australie. En outre, seuls deux grands acteurs disposent d’une capacité de production importante (RWE et LEAG, qui contrôlaient ensemble 90 % de la capacité de lignite en Allemagne au début du processus d’abandon progressif du charbon), ce qui rend difficile l’organisation d’enchères véritablement concurrentielles.

(33)

La loi relative à la fermeture autorise le gouvernement allemand à conclure avec les exploitants de lignite un contrat de droit public établissant les modalités et les conditions de la réduction et de l’arrêt de la production d’électricité à partir de lignite (20). C’est sur cette base que l’Allemagne et les exploitants de lignite ont élaboré les modalités et conditions figurant dans le contrat de 2021. Ce contrat a été approuvé par le Parlement allemand le 13 janvier 2021.

(34)

Conformément à la loi relative à la fermeture, l’Allemagne évaluera régulièrement l’incidence des instruments ainsi conçus pour concrétiser l’abandon progressif prévu, notamment leur contribution à la réduction des émissions de CO2, ainsi que leur incidence sur la sécurité de l’approvisionnement et sur les prix de l’électricité. Les évaluations sont prévues pour 2022 (21), 2026, 2029 et 2032 (22).

(35)

Outre l’indemnité pour fermeture anticipée prévue par la mesure, l’Allemagne a l’intention d’indemniser trois unités lorsqu’elles seront transférées vers le mécanisme de fermeture différée (Zeitlich gestreckte Stilllegung) pendant 1 à 4 ans avant leur fermeture définitive (23). Il s’agit de deux unités de LEAG et d’une unité de RWE (Niederaußem G ou H). L’indemnité pour fermeture anticipée, telle que décrite dans la loi relative à la fermeture et dans le contrat de 2021, n’inclurait pas l’indemnité reçue en cas de transfert vers le mécanisme de fermeture différée: cette dernière est distincte et serait calculée avant tout en fonction des bénéfices que les centrales électriques auraient réalisés au cours des années passées dans le mécanisme si elles avaient été autorisées à poursuivre leurs activités sur le marché pendant ces années. Cette indemnité serait calculée selon une formule fixe, jointe en annexe du cadre juridique applicable (24). L’Allemagne n’a pas notifié le mécanisme de fermeture différée à la Commission pour appréciation au regard des règles de l’Union européenne en matière d’aides d’État.

(36)

Le 19 décembre 2022, l’Allemagne a adopté la «loi visant à accélérer l’abandon progressif du lignite dans le bassin minier rhénan» (25) (ci-après la «loi modificative»), qui modifie la loi relative à la fermeture. En outre, le 16 décembre 2022, l’Allemagne et RWE ont signé un avenant (ci-après l’«avenant») qui modifie le contrat de 2021. L’Allemagne a transmis ces modifications à la Commission le 23 décembre 2022.

(37)

La loi relative à la fermeture [voir l’article 10 (26)], le contrat de 2021 [voir le point 25 (27)] et la loi modificative [voir l’article 3 (28)] contiennent une clause suspensive subordonnant l’indemnité accordée à RWE à l’autorisation de l’aide d’État par la Commission. En ce qui concerne l’avenant, étant donné qu’il s’agit d’un avenant modifiant le contrat de 2021 et qu’il ne contient pas de modification relative à la clause suspensive, la validité de la clause suspensive initiale contenue dans le contrat de 2021 reste valide. L’aide n’a pas encore été octroyée et RWE n’a reçu encore aucun versement.

(38)

Le contrat de 2021 prévoit la possibilité de le modifier d’un commun accord (paragraphes 20 et 21). L’Allemagne et RWE ont fait usage de cette possibilité pour l’avenant qui a modifié les dates de fermeture de certaines unités de RWE, comme indiqué à la section 3.5 de la présente décision.

(39)

La Commission avait des doutes quant à la proportionnalité de la mesure en faveur de RWE. Sur la base des informations disponibles et des éléments décrits dans la décision d’ouverture, la Commission a demandé des éclaircissements et des observations sur les points suivants (voir la section 3.3.1 de la décision d’ouverture): i) le manque à gagner à très long terme; ii) le mécanisme de fermeture différée; iii) les autres scénarios présentés par l’Allemagne; iv) les coûts supplémentaires de réhabilitation des mines.

(40)

Dans la décision d’ouverture (voir les considérants 123 à 132), la Commission a émis des doutes quant aux hypothèses sur lesquelles repose le calcul du manque à gagner de RWE et de LEAG effectué par l’Allemagne, tant dans le scénario factuel que dans le scénario contrefactuel. En particulier:

(41)

Dans la décision d’ouverture (voir le considérant 133), la Commission a observé que RWE et LEAG recevront également une indemnité pour trois installations lorsque celles-ci seront transférées vers le mécanisme de fermeture différée et a exprimé des doutes quant à la nécessité de ces paiements supplémentaires pour permettre la fermeture des installations.

(42)

Dans la décision d’ouverture (voir le considérant 134), la Commission a exprimé des doutes quant à la pertinence, aux fins de l’appréciation de la proportionnalité, des scénarios de déclassement anticipé présentés par l’Allemagne comme scénarios alternatifs pour justifier les montants d’indemnisation. La Commission a fait observer qu’il était incertain que l’option d’un déclassement anticipé se concrétise effectivement et que, si tel était le cas, il n’était pas certain que cette anticipation s’applique pendant trois ans ni qu’elle le soit à toutes les unités qui fermeront après 2030, comme le suppose le scénario de l’Allemagne.

(43)

La Commission a également relevé dans la décision d’ouverture (voir le considérant 135), en ce qui concerne la mesure en faveur de LEAG uniquement, que, selon les calculs de l’Allemagne, la valeur actuelle nette (ci-après la «VAN») du manque à gagner escompté de LEAG n’excéderait pas celle du montant de l’indemnisation dans un scénario prévoyant que l’entreprise n’étendrait pas ses activités minières aux sites de Mühlrose et de Welzow-Süd TA II. La Commission a donc exprimé des doutes quant au caractère proportionné de l’indemnité accordée à LEAG.

(44)

Dans la décision d’ouverture (voir les considérants 137 à 139), la Commission a exprimé des doutes quant au montant des coûts supplémentaires, étant donné que l’étude BET/EY présentée par l’Allemagne se fonde sur des dates de fermeture différentes de celles prévues par la loi relative à la fermeture et qu’elle repose sur des informations accessibles au public et admet que les coûts peuvent varier.

(45)

En ce qui concerne la mesure en faveur de LEAG, la Commission doutait également que le scénario contrefactuel utilisé pour déterminer les coûts supplémentaires inclue l’extension aux sous-sections minières Mühlrose et Welzow-Süd TA II, étant donné que cette étude ne considère pas qu’une telle extension est nécessaire pour que LEAG réponde à la demande dans un scénario dans lequel la loi relative à la fermeture n’existerait pas.

(46)

Le 4 octobre 2022, le gouvernement allemand et RWE sont parvenus à un accord en vue d’accélérer l’abandon progressif du lignite dans la zone d’extraction de lignite rhénane d’ici à 2030, au lieu de 2038 comme cela avait été envisagé précédemment (29). L’Allemagne a annoncé que cet accord contribuerait à la réalisation des objectifs en matière de protection du climat, tout en renforçant la sécurité de l’approvisionnement dans le contexte de la crise énergétique actuelle (30). Les autorités allemandes ont ainsi modifié la loi relative à la fermeture en adoptant la loi modificative et en signant l’avenant avec RWE.

(47)

Outre la loi modificative et l’avenant, la Commission note que certains des faits et circonstances entourant le marché de l’électricité décrits dans la décision d’ouverture ont changé après l’adoption de cette décision. En particulier, les prix de l’électricité ont évolué très récemment. Le prix moyen journalier de l’électricité sur le marché allemand est passé de 30,5 EUR/MWh en 2020 à 96,8 EUR/MWh en 2021. Cette tendance s’est maintenue en 2022, lorsque le prix moyen journalier a atteint 235,4 EUR/MWh et que le marché a été gagné par une forte volatilité, avec des prix moyens mensuels variant entre 129 EUR/MWh et 465 EUR/MWh (31). L’augmentation et la volatilité extrêmes des prix de l’électricité ont été influencées, entre autres facteurs, par l’agression militaire non provoquée et injustifiée lancée par la Russie contre l’Ukraine le 24 février 2022 et par l’instrumentalisation délibérée des flux de gaz par la Russie. En outre, les prix des quotas d’émission ont eux aussi suivi une tendance haussière, passant de 25 EUR/tCO2 en moyenne en 2020 à 53 EUR/tCO2 en 2021 et à 81 EUR/tCO2 en 2022 (32).

(48)

L’Allemagne a également informé la Commission que, depuis 2020, RWE avait fermé six unités alimentées au lignite, conformément au calendrier établi dans la loi relative à la fermeture.

Tableau 2

Unités de RWE ayant fermé depuis 2020

(49)

Les principales caractéristiques de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée sont résumées aux considérants 50 à 62 ci-dessous. L’Allemagne explique que les autres dispositions (relatives, par exemple, au traitement fiscal, à l’obtention de fonds pour la remise en culture ou à la clause excluant toute procédure judiciaire) demeurent inchangées.

(50)

L’exploitation commerciale de deux unités (Neurath D et Neurath E, d’une capacité chacune d’environ 600 MW) qui, selon la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021, devaient être fermées le 31 décembre 2022 au plus tard, se poursuivra jusqu’au 31 mars 2024. Selon l’Allemagne, cette décision vise à atténuer davantage les effets de la crise énergétique actuelle, à économiser du gaz dans le secteur de l’électricité et à renforcer ainsi la sécurité de l’approvisionnement.

(51)

Le gouvernement allemand peut décider, d’ici au 30 septembre 2023, de maintenir ces unités sur le marché jusqu’au 31 mars 2025 ou de les transférer vers une nouvelle réserve (Reserve). Cette nouvelle réserve n’a pas encore été définie et ne relève pas de la présente décision. Dans la mesure où cette nouvelle réserve comporterait une aide d’État, l’Allemagne la notifierait conformément à l’obligation qui lui incombe en vertu de l’article 108, paragraphe 3, du TFUE.

(52)

Sur la base du point 3 de l’avenant, si l’Allemagne décide de poursuivre l’exploitation de ces deux unités pendant une année supplémentaire (du 1er avril 2024 au 31 mars 2025) comme indiqué au considérant 51 ci-dessus, RWE supportera les coûts relatifs à la mise à niveau des unités, les coûts d’adaptation de la planification du personnel, les coûts d’exploitation ainsi que le coût des quotas d’émission de CO2. Parallèlement, RWE continuera à percevoir les recettes provenant de la commercialisation de l’électricité, lesquelles sont soumises à un plafond introduit pour les producteurs d’électricité par la loi allemande relative au frein au prix de l’électricité (Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen vom 20. Dezember 2022 ) et conçu pour contribuer au financement de mesures visant à alléger la facture d’électricité des consommateurs finaux (33).

(53)

Le tableau modifié avec les dates de fermeture, qui figure à l’article 1er, paragraphe 9, de la loi modificative et à l’annexe de l’avenant, est le suivant:

Tableau 3

Installations au lignite: transfert vers le mécanisme de fermeture différée et dates de fermeture (les nouvelles dates sont indiquées en caractères gras)  (34)

(54)

L’Allemagne a également présenté des données sur l’ouverture initiale des centrales électriques de RWE et sur les dates de fermeture présentées dans le tableau 4. Pour la plupart (13 sur 16), les installations de RWE ont été ouvertes entre le milieu des années 1960 et le milieu des années 1970, ce qui signifie qu’à ce jour, elles ont été exploitées entre 50 à 60 ans environ. Sur les 16 installations, trois sont plus récentes: Niederaußem K (ouverte en 2003), Neurath F (BoA 2) (ouverte en 2012) et Neurath G (BoA 3) (ouverte en 2012).

(55)

L’Allemagne affirme que, selon les données communiquées par RWE aux autorités allemandes, les coûts des 14 centrales électriques les plus anciennes sur les 16 que possède RWE ont (auront) été amortis au moment de leur date de fermeture fixée dans la loi relative à la fermeture, conformément aux règles comptables appliquées par RWE.

(56)

L’Allemagne soutient également que, selon les données fournies par RWE, les unités Neurath F et G auraient une valeur bilantaire totale d’environ 570 millions d’EUR au 31 mars 2030. Cette valeur bilantaire représente les coûts amortis et n’inclut pas les biens fonciers. L’Allemagne souligne en outre que le calendrier d’amortissement a été adapté afin de tenir compte de l’obligation de déclasser les centrales conformément à la loi relative à la fermeture. Les valeurs décrites ci-dessus correspondent aux valeurs comptables qui auraient probablement été relevées si le calendrier d’amortissement initial avait été maintenu. En outre, les futures dépenses en capital en vue des coûts d’inspection ne sont pas prises en considération. Les deux centrales électriques font l’objet d’inspections et d’améliorations régulières tous les quatre ans en général, qui coûtent entre 60 et 70 millions d’EUR par centrale. La dernière inspection a eu lieu en 2023 pour Neurath F et en 2021 pour Neurath G.

Tableau 4

Installations au lignite de RWE: date d’ouverture/date de fermeture

(57)

La fermeture de trois unités (Niederaußem K, Neurath F et Neurath G, d’une capacité respective d’environ 1 000 MW) sera avancée du 31 décembre 2038 au 31 mars 2030. Selon l’Allemagne, cela revient à réduire de près de 50 % la durée d’exploitation restante d’une capacité de 3 GW des centrales électriques les plus récentes et les plus efficaces exploitées par RWE.

(58)

L’Allemagne observe que l’avancement des dates de fermeture a également une incidence significative sur les sites miniers qui approvisionnent les trois unités concernées par cette fermeture anticipée. Plus précisément, dans le cadre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, il a été convenu que la mine «Garzweiler» produirait nettement moins de lignite au cours des prochaines années.

(59)

Le gouvernement allemand peut décider, d’ici au 15 août 2026, s’il y a lieu de transférer ces trois unités vers une réserve (Reserve) jusqu’au 31 décembre 2033. Cette nouvelle réserve n’a pas encore été définie et ne relève pas de la présente décision. Dans la mesure où cette nouvelle réserve comporterait une aide d’État, l’Allemagne la notifierait conformément à l’obligation qui lui incombe en vertu de l’article 108, paragraphe 3, du TFUE. Si ces unités sont nécessaires pour une telle réserve, le processus de planification de l’exploitation des mines à ciel ouvert ne devra pas être plus modifié que si ces unités avaient été définitivement fermées d’ici à 2030. En outre, la réhabilitation qui débutera en 2030 se poursuivra comme prévu.

(60)

La mesure en faveur de RWE telle que modifiée ne prévoit pas d’indemnité supplémentaire pour l’entreprise en sus de celle prévue dans le contrat de 2021, mais vient confirmer la somme de 2,6 milliards d’EUR.

(61)

Selon l’Allemagne, les pertes de recettes liées à l’exploitation d’environ 3 GW de capacité qui seront enregistrées entre 2030 et 2038 et les coûts supplémentaires liés à la modification du calendrier sont compensés, entre autres, par des recettes plus élevées que prévu, résultant de 15 mois supplémentaires d’exploitation des centrales Neurath D et E entre 2023 et le premier trimestre de 2024.

(62)

La loi modificative (article 1er, paragraphe 4) et l’avenant (paragraphe 4) prévoient que le nombre de tranches pour le versement de l’indemnisation à RWE sera ramené de 15 à 10 et que ces tranches ne seront pas toutes de même montant, contrairement à ce qui avait été prévu. Les tranches annuelles pour les années 2020 à 2023 s’élèveront à 173 millions d’EUR, tandis que celles pour les années 2024 à 2029 s’élèveront à 318 millions d’EUR. Conformément à la loi modificative et à l’avenant, la première tranche est due à RWE le 31 décembre 2020, sous réserve de la clause de suspension, date à laquelle l’entreprise a fermé sa première centrale.

(63)

Dans le cadre de ses observations du 23 décembre 2022, l’Allemagne a présenté à la Commission des calculs révisés du manque à gagner pour neuf unités de RWE qui ont déjà fermé ou dont la fermeture est prévue pour le 31 mars 2025 (40) conformément à la loi modificative (article 1er, paragraphe 9) (ci-après le «calcul révisé»). Ce calcul, daté du 16 décembre 2022, a été effectué par la société r2b energy consulting.

(64)

Sur la base de ce calcul, la VAN du manque à gagner de huit centrales de RWE (qui fermeront entre le 31 décembre 2021 et le 31 mars 2025) s’élève à environ 2,2 milliards d’EUR (2,3 milliards d’EUR en termes nominaux) et est donc supérieure à la VAN de l’indemnité qu’il a été convenu d’accorder à RWE, d’un montant de 1,7 milliard d’EUR (2,6 milliards d’EUR en termes nominaux) (41). Par conséquent, au vu de ce calcul, l’Allemagne avance que le montant de l’indemnité est justifié.

(65)

Le calcul révisé montre que huit des neuf unités de RWE prises en considération dans le calcul révisé devraient enregistrer un manque à gagner au cours de la période comprise entre 2021 et 2026. Sur ces huit unités, cinq ont déjà été fermées entre 2021 et 2022 (Neurath A et B, Niederaußem C, Weisweiler E et Frechen/Wachtberg) et les trois autres (Weisweiler F et Neurath D et E) devraient fermer en 2025 au plus tard. Pour l’ensemble des neuf unités prises en considération dans le calcul révisé, le manque à gagner n’a été calculé que pour la période comprise entre leur fermeture et la fin de 2026. Le manque à gagner ne dépasse jamais une période de trois ans suivant la date de fermeture prévue de chaque centrale concernée. Pour la neuvième centrale prise en considération dans le calcul révisé (Niederaußem D), qui a été la première unité à fermer, le 31 décembre 2020, aucun manque à gagner n’a été revendiqué.

(66)

Pour les sept unités dont la fermeture est prévue après 2026 (Weissweiler G et H, Niederaußem H, K et G et Neurath F et G), aucun manque à gagner n’est pris en compte dans le calcul révisé étant donné qu’elles seront déclassées après 2026.

(67)

Le calcul révisé applique les principaux paramètres suivants pour estimer le manque à gagner des neuf unités pour lesquelles des données ont été communiquées:

(68)

Le calcul se fonde sur les caractéristiques techniques essentielles de chaque centrale, telles que le rendement, la production électrique, les coûts fixes, la disponibilité habituelle et les taux d’utilisation. Les coûts fixes ont été calculés sur la base de valeurs représentatives pour la classe de centrales concernée et correspondent aux conclusions de l’étude de l’Öko-Institut.

(69)

Les recettes provenant de la production de chaleur et du marché d’équilibrage n’ont pas été prises en compte dans le calcul révisé.

(70)

Pour les unités fermant entre le 31 décembre 2022 et le 31 mars 2025, un plafond sur les recettes issues du marché est appliqué du 1er décembre 2022 au 30 avril 2024 dans le calcul. La base juridique pour la mise en œuvre de ce plafond sur les recettes issues du marché est définie dans la loi allemande relative au frein au prix de l’électricité. Lorsque les prix de l’électricité attendus dépassent le plafond, 90 % des recettes excédentaires issues du marché sont perçues par l’État allemand. Le niveau du plafond prévu dans la loi allemande relative au frein au prix de l’électricité tient compte du coût des quotas d’émissions de CO2. Un prix du CO2 de 81 EUR/t (soit le prix moyen du marché au comptant en 2022) donne un plafond d’environ 160 EUR/MWh. La loi allemande relative au frein au prix de l’électricité prévoit, d’une part, l’application du plafond du 1er décembre 2022 au 30 juin 2023 et, d’autre part, une possibilité de la prolonger jusqu’au 30 avril 2024, sous réserve d’une décision du gouvernement allemand. Pour finir, le gouvernement allemand a décidé de ne pas prolonger l’application du plafond au-delà du 30 juin 2023. Les autorités allemandes font remarquer que le plafond sur les recettes issues du marché n’a une incidence sur le manque à gagner que d’une seule centrale (Frechen/Wachtberg), étant donné que les autres unités de RWE alimentées au lignite ont soit été fermées après la fin de la période de mise en œuvre du plafond, soit été fermées avant l’adoption de plans concrets de plafonnement par le gouvernement allemand.

(71)

Pour les centrales Neurath D et E, dont la fermeture a été reportée au 31 mars 2024 avec la possibilité d’un report jusqu’au 31 mars 2025, le calcul ne tient compte que du manque à gagner enregistré à partir de cette dernière date.

(72)

Le coût moyen pondéré du capital [ci-après le «CMPC» (45)], utilisé aux fins de l’actualisation du manque à gagner et du montant des indemnisations, a été fixé à 7,5 millions d’EUR.

(73)

Compte tenu de l’importance des capacités de production retirées du marché en raison de l’abandon progressif anticipé du lignite, son effet systémique sur les prix de l’électricité en Allemagne est pris en considération. En effet, dans le scénario contrefactuel, les prix de l’électricité sont inférieurs à ceux du scénario réel, car davantage d’unités sont en activité et une plus grande partie de la demande peut être satisfaite par des capacités de production relativement moins chères. Afin de quantifier l’effet, le calcul révisé utilise les résultats de deux analyses qui évaluent l’effet de la fermeture progressive de deux centrales nucléaires (Isar 2 et Neckarwestheim 2) sur le marché allemand de l’électricité (46). Les autorités allemandes font valoir que l’incidence estimée sur les prix sur le marché allemand pourrait également être jugée représentative pour la production de lignite, étant donné que les deux technologies occupent des positions relativement similaires dans l’ordre de préséance économique et tendent à présenter des taux d’utilisation élevés. L’effet de la fermeture anticipée est relativement faible dans un premier temps (étant donné que les premières unités fermées selon le calendrier sont de taille relativement modeste), mais il s’accentue avec les années, à mesure que de nouvelles capacités sont supprimées. Ainsi, les prix de l’électricité dans le scénario contrefactuel sont inférieurs de 1,7 % en 2023 et de 3,2 % en 2026 à ceux du scénario factuel.

(74)

L’Allemagne a fait valoir qu’il n’était pas nécessaire de présenter une version du calcul révisé actualisée sur la base des données les plus récentes disponibles (à partir du deuxième trimestre de 2023) pour les trois unités qui fermeront en janvier et mars 2025 (Weisweiler F, Neurath D et E) (47) compte tenu de la méthode appliquée. Les deux paramètres principaux du calcul, qui influencent de manière significative les recettes et les coûts et sont soumis à une incertitude et à de fréquentes fluctuations, sont les prix des produits à terme de l’électricité et les prix des quotas d’émissions de CO2, que les exploitants de centrales au lignite achètent généralement afin de garantir (ou de couvrir) leur marge d’exploitation pour les mois et les années à venir. Le marché allemand de l’électricité, qui est l’un des marchés les plus développés et les plus liquides d’Europe, permet aux acteurs du marché de couvrir des volumes suffisants jusqu’à trois ans avant la livraison effective (48). L’Allemagne a dès lors expliqué que, dans un scénario contrefactuel, ces trois unités auraient pu entrer sur le marché entre le 21 octobre 2022 et le 4 novembre 2022 (lorsque les données du marché relatives à ces unités ont été extraites aux fins du calcul révisé) et couvrir leur marge pendant plusieurs mois ou années d’activité après la date de fermeture prévue dans le scénario factuel. Pour ce faire, il aurait fallu vendre les volumes d’électricité qu’il était prévu de produire et acheter une quantité de quotas d’émission correspondante pour couvrir l’empreinte carbone de l’électricité produite. L’Allemagne a donc affirmé que le calcul révisé n’avait pas à être mis à jour, étant donné que les trois unités de RWE auraient pu utiliser des instruments de marché standard pour assurer le manque à gagner calculé au moment où les données pour le calcul révisé ont été extraites.

(75)

L’Allemagne soutient par ailleurs que l’introduction d’un mécanisme destiné à actualiser le calcul de l’indemnité sur la base des hypothèses les plus récentes n’est pas justifiée pour la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que les hypothèses utilisées pour calculer le manque à gagner dans le calcul révisé étaient proches de la fermeture effective de ces unités [voir le considérant 67, 1)]. Elle fait remarquer qu’un mécanisme d’actualisation au titre du point 433 des CEEAG ne serait en principe nécessaire que si la fermeture des centrales avait lieu plus de trois ans après l’octroi de l’indemnité pour ces fermetures. Selon elle, cela permet de garantir que les hypothèses sur lesquelles se fonde le calcul sont actuelles au moment de la fermeture effective des centrales électriques. Pour les centrales déjà fermées au moment de la présentation du calcul révisé à la Commission, l’Allemagne affirme avoir calculé le manque à gagner sur la base des hypothèses et attentes du marché qui existaient juste avant les dates de fermeture pertinentes. Les autres unités pour lesquelles un manque à gagner a été calculé seront fermées au cours de la période comprise entre le 31 décembre 2022 et le 31 mars 2025. Selon l’Allemagne, ces fermetures n’interviendront pas plus de trois ans après la notification de la décision de la Commission, soit le moment auquel l’aide est réputée octroyée (voir le considérant 78). Par conséquent, selon l’Allemagne, un mécanisme d’actualisation n’est pas nécessaire.

(76)

Le budget de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée s’élève à 2,6 milliards d’EUR et sera financé sur le budget fédéral de l’Allemagne. L’indemnisation sera versée en 10 tranches annuelles: pour les années 2020 à 2023, la tranche s’élèvera à 173 millions d’EUR et, pour les années 2024 à 2029, à 318 millions d’EUR.

(77)

Le moment de l’octroi de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est celui de la notification de la décision de la Commission. Le dernier décaissement de fonds aura lieu le 31 décembre 2029.

(78)

La mesure notifiée est une subvention accordée à RWE Power AG. RWE Power AG emploie 8 800 personnes, dont environ 7 500 en lien avec l’industrie du lignite. RWE Power AG est une filiale à 100 % de RWE AG. Selon les informations accessibles au public, au 15 mars 2023, environ 87 % des actions de RWE AG étaient détenues par des investisseurs institutionnels et 13 % par des particuliers (y compris des salariés). Depuis le 15 mars 2023, le principal actionnaire de RWE AG est Qatar Holding LLC, avec une participation de 9,1 %.

(79)

RWE AG est une entreprise allemande du secteur de l’énergie dont l’activité consiste à produire et à commercialiser de l’électricité. Selon l’étude de marché réalisée par l’autorité allemande de la concurrence, en 2020, RWE AG a produit environ 25 % du marché total germano-luxembourgeois, ce qui en fait le producteur ayant la plus grande capacité de production (67,8 TWh) (49). En 2021, les recettes totales de RWE AG avoisinaient les 24,5 milliards d’EUR.

(80)

Les autorités allemandes confirment que ni RWE AG ni RWE Power AG ne sont des entreprises en difficulté au sens des lignes directrices concernant les aides d’État au sauvetage et à la restructuration d’entreprises en difficulté autres que les établissements financiers (50).

(81)

Les autorités allemandes confirment également que ni RWE AG ni RWE Power AG ne font l’objet d’une injonction de récupération non exécutée émise dans une décision antérieure de la Commission déclarant une aide illégale et incompatible avec le marché intérieur (51).

(82)

L’Allemagne confirme qu’elle se conformera aux points 56 et 57 des CEEAG. L’aide octroyée au titre de la mesure notifiée ne peut être cumulée avec des aides ad hoc ou de minimis ni avec des fonds de l’Union pour les mêmes coûts admissibles.

(83)

L’Allemagne veillera au respect des exigences de transparence énoncées aux points 58 à 61 des CEEAG. Les données pertinentes relatives à la mesure notifiée seront publiées sur un site web national renvoyant au registre de transparence de la Commission: https://webgate.ec.europa.eu/competition/transparency.

(84)

Un grand nombre de tiers ont présenté leurs observations à la suite de la publication de la décision d’ouverture, de la consultation publique et de la décision d’extension.

(85)

À la suite de la publication de la décision d’ouverture, un grand nombre de tiers (27) ont présenté leurs observations. Des observations ont été reçues de la part des deux bénéficiaires (LEAG et RWE), des actionnaires de LEAG (EPH et PPF Investments — PPFI) et du conseil d’entreprise du groupe LEAG (Konzernbetriebsrat). Les observations présentées par des sociétés incluaient celles de GPE, des observations identiques de huit entreprises locales du secteur de l’énergie (ci-après les «huit entreprises locales») et des observations identiques de deux autres entreprises locales du secteur de l’énergie (ci-après les «deux entreprises locales»). Sept ONG ont transmis des observations, ainsi que les trois Länder allemands où se trouvent les concessions minières de LEAG et de RWE, à savoir la Rhénanie-du-Nord - Westphalie, la Saxe et le Brandebourg. Une association de communes (Lausitzrunde) où se trouvent les concessions minières de LEAG et l’association représentant l’industrie du lignite en Allemagne (ci-après «DEBRIV») ont également présenté des observations.

(86)

À la suite de la publication de la consultation publique, un grand nombre de tiers (19) ont présenté des observations. Des observations ont été reçues de la part des deux bénéficiaires (LEAG et RWE), des actionnaires de LEAG (EPH et PPFI) et du comité d’entreprise du groupe LEAG. Les observations présentées par des entreprises incluaient celles de GPE, des observations identiques des huit entreprises locales et des observations identiques des deux entreprises locales. DEBRIV, le Bureau européen de l’environnement (ci-après le «BEE»), Greenpeace et ClientEarth ont également présenté des observations.

(87)

Le 16 novembre 2022, la Commission a reçu des observations identiques spontanées de la part des huit entreprises locales concernant la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(88)

À la suite de la publication de la décision d’extension, plusieurs tiers (12) ont présenté leurs observations. Des observations ont été reçues de la part des deux bénéficiaires (LEAG et RWE), ainsi que des huit entreprises locales (observations identiques), de GPE et de ClientEarth.

(89)

Les observations présentées par les tiers sont résumées ci-dessous dans les catégories suivantes: i) observations sur l’existence d’une aide (voir la section 4.1), ii) observations sur la base juridique de la compatibilité (voir la section 4.2) et iii) observations sur la compatibilité de l’aide (voir la section 4.3).

(90)

La présente décision se concentrera sur les observations formulées par les tiers concernant le champ d’application de la présente décision.

(91)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait valoir que la mesure ne constituait pas une aide d’État. Elle a affirmé qu’il s’agissait d’une réparation du préjudice subi étant donné que la loi relative à la fermeture violait son droit de propriété, et qu’aucun avantage économique ne lui était donc conféré.

(92)

Selon RWE, une telle ingérence dans le droit de propriété n’est compatible avec l’article 14 de la loi constitutionnelle allemande (Grundgesetz, ci-après la «loi fondamentale») que si l’État accorde une indemnité adéquate. Le montant de l’indemnité dépend de l’importance économique des intérêts juridiques affectés, c’est-à-dire de la valeur des positions immobilières et des droits de propriété saisis, ainsi que des charges supplémentaires supportées en raison de l’ingérence. La protection prévue à l’article 14 de la loi fondamentale couvre i) la propriété des installations et du foncier ainsi que l’utilisabilité respective des centrales électriques et des mines pour produire de l’électricité et réaliser ainsi un bénéfice; ii) le droit de créer et d’exploiter l’ensemble de l’activité de «production d’électricité à partir de lignite» (RWE a indiqué que l’abandon progressif du nucléaire en Allemagne pourrait être utilisé comme analogie); iii) l’irrévocabilité de la propriété des mines, qui est totalement dévaluée du fait des obligations de déclassement; et iv) les licences d’exploitation illimitées prévues par la loi allemande sur le contrôle des émissions pour les centrales électriques et les mines concernées par la loi relative à la fermeture.

(93)

RWE a indiqué qu’en reconnaissance des engagements en capitaux à long terme, du personnel et des plans d’investissement nécessaires pour des projets de ce type et de cette envergure, elle bénéficiait d’une protection constitutionnelle importante et renforcée de sa confiance légitime. La perspective à long terme est inhérente à l’activité de production d’électricité à partir de lignite. Cette protection particulièrement forte de la confiance légitime accroît considérablement l’intensité de l’ingérence dans les positions immobilières de RWE.

(94)

RWE a indiqué qu’elle remplissait ses obligations liées au SEQE de l’UE, qui, selon elle, réglemente de manière exhaustive la réduction des émissions de CO2 des installations concernées. Néanmoins, l’obligation de déclassement prévue par la loi relative à la fermeture impose une contribution supplémentaire des centrales de RWE à la protection du climat, d’où le «sacrifice spécial» (Sonderopfer) qui doit être pris en considération au moment d’accorder l’indemnité.

(95)

RWE a également fait valoir que l’Allemagne avait agi comme l’aurait fait un opérateur en économie de marché lorsqu’elle a signé le contrat de 2021 avec les exploitants. L’Allemagne a dû apprécier ex ante si la solution d’abandon progressif du charbon convenue contractuellement était préférable ou au moins équivalente à une solution purement réglementaire, dont la forme constitutionnelle ou le caractère exécutoire devaient également être appréciés ex ante. RWE soutient que, dans ce contexte, l’Allemagne a agi en tant qu’acteur rationnel en concluant un contrat qui lui confère les droits qui y sont énoncés tout en la dispensant, avec une sécurité juridique, de l’obligation de verser une indemnité qu’elle aurait sinon été contrainte de verser en vertu du droit national ou international. Par conséquent, de l’avis de RWE, la mesure ne contient aucun élément d’aide d’État.

(96)

Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a de nouveau soutenu que la mesure ne constituait pas une aide. Selon elle, le montant total de l’indemnité est inférieur au préjudice total qu’elle a subi et, par conséquent, aucun avantage ne lui a été conféré.

(97)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture et sur la consultation publique, LEAG a exprimé des doutes quant au fait que la mesure constituait une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE. Elle considère, en particulier, que la mesure ne lui confère pas d’avantage économique, étant donné que le montant de l’indemnité est inférieur au préjudice financier causé par la loi relative à la fermeture. Si les autorités allemandes n’avaient pas accordé d’indemnité adéquate, les exploitants auraient eu le droit d’obtenir réparation du préjudice subi, LEAG considérant que la loi relative à la fermeture viole son droit de propriété au titre de l’article 14, paragraphe 1, deuxième phrase, de la loi fondamentale ainsi que de l’article 1er de la convention européenne des droits de l’homme (ci-après la «CEDH») et de l’article 13 du traité sur la Charte de l’énergie (ci-après le «TCE»). Selon LEAG, l’utilisabilité de son patrimoine immobilier est réduite à zéro, ce qui constitue une atteinte particulièrement grave à ses droits, de sorte que les dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété sont soumises à des exigences de proportionnalité renforcées.

(98)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, LEAG a fait valoir que la confiance légitime des exploitants de lignite, dont tenaient compte également les plans relatifs au lignite approuvés pour les mines à ciel ouvert, était sapée par l’abandon progressif anticipé du charbon imposé par la loi, après que les exploitants ont pris des décisions d’investissement déterminantes pour la construction des centrales électriques et le développement des mines à ciel ouvert. LEAG a donc soutenu qu’il existait une confiance légitime dans la poursuite des activités minières et de l’exploitation des centrales au lignite.

(99)

LEAG a également affirmé dans ses observations sur la décision d’ouverture que la période transitoire accordée pour l’abandon progressif du lignite en l’espèce était insuffisante. Selon elle, la fermeture anticipée progressive des centrales au lignite prévue par la loi relative à la fermeture n’est pas en soi de nature à dissiper les préoccupations d’ordre constitutionnel. Par conséquent, l’Allemagne doit accorder une indemnisation financière afin d’établir la proportionnalité de l’atteinte aux positions immobilières concernées. LEAG soutient que cette indemnisation doit placer les exploitants des centrales au lignite et des mines à ciel ouvert au moins dans la situation qui aurait été la leur s’ils avaient bénéficié d’une période transitoire définie conformément aux normes applicables. Selon elle, la norme applicable à l’octroi d’une indemnité pour une mine à ciel ouvert doit tenir compte du volume de production nécessaire, d’une part, pour permettre l’amortissement des investissements réalisés et restant à réaliser dans ladite mine à ciel ouvert (y compris les coûts de remise en culture) et la réalisation d’un bénéfice approprié et, d’autre part, pour placer la mine à ciel ouvert dans une situation appropriée approuvée par une décision de justice définitive (volume de production résiduelle nécessaire). Le temps nécessaire à cette fin dépend donc du taux d’extraction techniquement possible et des besoins en combustible des centrales au lignite. Pour une centrale électrique au lignite, il doit s’agir des recettes nécessaires pour permettre l’amortissement des coûts de construction et de modernisation ainsi que la réalisation d’un bénéfice approprié. Une centrale au lignite ne peut générer de recettes que si elle est alimentée en combustible provenant d’une mine à ciel ouvert associée. L’épuisement de la période transitoire nécessaire présuppose donc qu’une mine à ciel ouvert assurant l’approvisionnement puisse encore être exploitée économiquement pendant une période correspondante, y compris en tenant compte des coûts de réhabilitation de la mine. Le montant de l’indemnité doit donc atteindre au moins le niveau des recettes qui auraient pu être générées au cours de la période transitoire.

(100)

LEAG a également soutenu que les coûts supplémentaires sont les préjudices indirects causés par l’abandon progressif anticipé du charbon imposé par la loi, étant donné que les coûts sont directement causés par l’expropriation (ou l’intervention équivalente à une expropriation). Selon elle, les préjudices indirects sont des dommages matériels qui n’entraînent pas de perte de droits ou de contenu, mais qui représentent un sacrifice spécial (Sonderopfer), en raison, par exemple, d’une perte de valeur.

(101)

Dans ses observations sur la consultation publique et sur la décision d’extension, LEAG a réitéré son point de vue selon lequel la mesure ne constitue pas une aide d’État.

(102)

Les sociétés mères de LEAG, EPH et PPFI, ont également présenté des observations sur la décision d’ouverture, dans lesquelles elles s’accordent sur le fait que la mesure ne peut pas être considérée comme une aide d’État puisqu’elle ne fait que compenser la perte de droits, de propriété et d’opportunités commerciales. En particulier, EPH et PPFI considèrent qu’en l’absence d’indemnisation de la part de l’Allemagne, les exploitants auraient de toute façon été indemnisés pour la fermeture au titre du TCE.

(103)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, GPE a considéré que l’indemnité constituait une aide d’État et a regretté que les critères relatifs à l’avantage et à la sélectivité soient appréciés ensemble, comme un seul et même critère.

(104)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture, les huit entreprises locales ont fait valoir que l’indemnité constituait une aide d’État. Selon elles, elle va au-delà de la simple réparation d’un préjudice et procure donc à RWE un avantage sélectif. Elles admettent qu’en vertu de la loi fondamentale, la réparation d’un préjudice est en principe possible, mais que celle-ci n’est accordée que dans des circonstances exceptionnelles, en présence d’un sacrifice spécial (Sonderopfer). Elles soutiennent qu’il n’existe aucun droit à être mis à l’abri des modifications de la législation jusqu’à ce que tous les investissements aient été entièrement amortis (52). Elles font référence à un document juridique publié en 2018 par le service scientifique (Wissenschaftlicher Dienst) du Parlement allemand concluant, sur la base de l’arrêt de la Cour constitutionnelle allemande sur les fermetures de centrales nucléaires, qu’il devrait théoriquement être possible, en droit allemand, de fermer des installations plus anciennes déjà amorties sans verser d’indemnisation (53). Selon elles, sur les 16 unités de RWE, 13 ont été mises en service avant 1976 et auraient donc dû être amorties à ce jour.

(105)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture, les deux entreprises locales se sont accordées sur le fait que l’indemnité constituait une aide d’État allant au-delà de la simple réparation d’un préjudice et procurant ainsi à RWE un avantage sélectif. Elles soulignent que le droit de propriété, consacré à l’article 14 de la loi fondamentale, ne protège pas les recettes futures ni les perspectives de bénéfices. Si elles admettent que la limitation de l’utilisation des biens est également protégée par la loi fondamentale et s’appliquerait aux installations de production, il n’en va pas de même pour les activités minières. Elles expliquent que les autorisations (Hauptbetriebspläne) ne sont généralement accordées que pour une durée de deux à trois ans et que, par conséquent, l’utilisation de biens dans le cas des mines ne va pas au-delà de ces périodes d’autorisation. Elles affirment également que les discussions relatives à l’abandon progressif du charbon sont en cours depuis un certain temps et que les entreprises ne pouvaient donc pas s’attendre à voir perdurer une situation réglementaire qui leur était bénéfique. Elles expliquent également que seuls un sacrifice spécial (Sonderopfer) ou des circonstances exceptionnelles (Härtefall) permettent à une entreprise dont l’utilisation des biens est limitée d’être indemnisée. Compte tenu des longues périodes de transition, de la possibilité de passer à un autre combustible de production et du fait que de nombreuses installations ont déjà été amorties, la situation ne constitue en aucun cas une circonstance exceptionnelle.

(106)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, ClientEarth a fait valoir que l’indemnité constituait une aide d’État. Selon elle, RWE a bénéficié d’un avantage sélectif, car il est peu probable qu’une juridiction nationale accorde des dommages-intérêts correspondant aux montants promis à RWE par les autorités allemandes. La réparation d’un préjudice au titre de la loi fondamentale allemande ne serait recevable que si l’intervention de l’État avait entraîné un sacrifice spécial. L’article 14 de la loi fondamentale ne couvre pas i) les modifications, l’annulation ou l’expiration d’autorisations au titre de la loi sur le contrôle des émissions (Bundesimmissionsschutzgesetz) ou du droit minier (Bundesberggesetz) (54), ii) les investissements entièrement amortis (55) ni iii) les opportunités de vente manquées et le manque à gagner ou d’autres plans fondés sur l’espoir qu’une situation juridique favorable demeure inchangée (56). ClientEarth soutient également que l’incidence négative de nouvelles dispositions réglementaires sur la valeur des actifs ne saurait être compensée une fois que les investissements ont été amortis (57), ajoutant que les exploitants de lignite devraient faire valoir qu’ils avaient une confiance légitime dans la poursuite de leurs activités et que l’abandon progressif du charbon imposé par la loi les expose indûment à des difficultés économiques exceptionnellement graves. ClientEarth renvoie au document du service scientifique du Parlement allemand ainsi qu’à une étude commandée par le ministère allemand de l’environnement (58), qui fournit de plus amples détails sur le cadre juridique relatif aux indemnités accordées dans le cadre de l’abandon progressif du charbon.

(107)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a soutenu que la mesure ne conférait pas d’avantage aux entreprises de lignite concernées. Au contraire, celles-ci auraient pu demander une indemnité en vertu du droit constitutionnel allemand, de la CEDH et du TCE si elles n’avaient pas été indemnisées de manière adéquate en vertu de la loi relative à la fermeture ou du contrat de 2021. Le montant des demandes d’indemnisation formées pour manques à gagner, coûts, dommages, dépenses supplémentaires et désavantages économiques causés par l’abandon progressif du lignite est au moins égal, voire sensiblement supérieur, à l’indemnité accordée.

(108)

Trois Länder allemands (Brandebourg, Saxe et Rhénanie-du-Nord - Westphalie) ont présenté des observations à la suite de la décision d’ouverture. Les observations qui concernaient uniquement la mesure en faveur de LEAG ne seront pas présentées en détail dans la présente décision, étant donné que cette mesure ne relève pas du champ d’application de la présente décision (voir les considérants 13 et 14).

(109)

La Rhénanie-du-Nord - Westphalie a fait valoir que la date d’abandon du lignite actuellement fixée pour RWE était bien plus proche que ce qui était prévu pour l’entreprise sur la base des dernières licences d’exploitation de ses centrales électriques. Cette interdiction légale d’exploiter les centrales électriques au plus tard à partir de 2038 (ou de 2035 si l’option de déclassement anticipé est retenue) constitue une ingérence dans la gestion de RWE. Selon la Rhénanie-du-Nord - Westphalie, RWE serait certainement en mesure de contester devant la Cour constitutionnelle ces ingérences dans ses activités commerciales et la dévaluation de ses actifs commerciaux en invoquant la protection des biens garantie par la loi fondamentale.

(110)

Dans ses observations sur la consultation publique, RWE estime que les CEEAG ne sont pas applicables pour deux raisons. Premièrement, elle renvoie à ses observations sur la décision d’ouverture, dans lesquelles elle a affirmé que la mesure ne constituait pas une aide d’État (voir les considérants 92 et suivants). Étant donné que les CEEAG décrivent les critères utilisés par la Commission pour examiner la compatibilité des mesures considérées comme des aides d’État, l’entrée en vigueur de ces lignes directrices n’est pas pertinente aux fins de l’appréciation de l’indemnité.

(111)

Deuxièmement, RWE fait valoir que les CEEAG ne sont pas applicables compte tenu de leur champ d’application temporel. Conformément au point 466 des CEEAG, la Commission a l’intention d’appliquer ces lignes directrices à toutes les aides à notifier octroyées ou devant être octroyées à partir du 27 janvier 2022, mais il n’existe aucune disposition expresse indiquant si et quand les CEEAG doivent également s’appliquer aux aides déjà notifiées avant cette date. RWE observe que la mesure a été notifiée avant le 27 janvier 2022, ce qui rend les CEEAG inapplicables. Elle considère que la mesure a déjà été mise à exécution en 2020, lorsque la trajectoire de fermeture a débuté pour elle avec l’entrée en vigueur de la loi relative à la fermeture. Les premières dates de versement annuel étaient fixées à décembre 2020 et 2021, mais ces versements ont été suspendus conformément à l’obligation de suspension de la mise à exécution prévue à l’article 108, paragraphe 3, du TFUE. Par conséquent, RWE considère que l’aide présumée a été octroyée avant le 27 janvier 2022 et que l’obligation de suspension de la mise à exécution a été respectée.

(112)

Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a soutenu que, même si la mesure était qualifiée d’aide d’État, elle serait néanmoins compatible avec le marché intérieur en vertu de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, et ce, que les CEEAG s’appliquent ou non. Elle a fait valoir que les CEEAG ne s’appliquaient pas à la mesure et a souligné qu’elles n’avaient été adoptées qu’après l’adoption de la décision d’ouverture.

(113)

Dans ses observations présentées à la suite de la consultation publique, LEAG a admis que, bien que les CEEAG puissent s’appliquer rétroactivement en l’espèce, leur application n’est pas justifiée. Une appréciation au regard des CEEAG présente de graves inconvénients et compromet la conclusion rapide de la procédure.

(114)

Dans ses observations sur la décision d’extension, LEAG a répété que les CEEAG n’étaient pas applicables, étant donné que, conformément à leur point 466, elles ne s’appliquent qu’aux aides octroyées à partir du 27 janvier 2022. Même si la mesure était considérée comme une aide, elle aurait en tout état de cause été octroyée avant le 27 janvier 2022, puisque la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021 sont entrés en vigueur avant l’adoption des CEEAG. LEAG a également indiqué que, même si la mesure devait être considérée comme une aide d’État et même si elle était appréciée au regard des CEEAG, elle serait compatible avec la section 4.12 desdites CEEAG.

(115)

LEAG renvoie également à la jurisprudence opérant une distinction entre le moment où l’aide est octroyée et celui où elle est versée (59). Selon elle, en l’absence de versement effectif de l’indemnité, qui, en l’espèce, est également soumise à l’autorisation de la Commission en vertu de l’article 10 de la loi relative à la fermeture, il n’y a pas non plus de violation de l’interdiction de mise à exécution prévue à l’article 3 du règlement de procédure sur les aides d’État. Le libellé de l’interdiction de mise à exécution plaide en faveur d’une telle distinction entre la naissance du droit à une indemnité et le versement effectif de cette indemnité, dès lors que, selon l’article 3 de ce règlement, une aide ne peut être mise à exécution avant que la Commission ait pris, ou soit réputée avoir pris, une décision l’autorisant.

(116)

Dans leurs observations sur la consultation publique, les actionnaires de LEAG (EPH et PPFI) ont estimé que les CEEAG ne s’appliquaient pas étant donné que l’indemnité ne constituait pas une aide d’État. Quand bien même il s’agirait d’une aide d’État, celle-ci a été octroyée avant l’entrée en vigueur des CEEAG, étant donné que les faits pertinents sont l’entrée en vigueur de la loi relative à la fermeture (août 2020) ou la signature du contrat de 2021 (février 2021). Même si les CEEAG étaient applicables, la mesure serait en tout état de cause compatible avec le marché intérieur, étant donné que toutes les conditions énoncées aux sections 3 et 4.12 des CEEAG sont remplies.

(117)

Dans ses observations sur la consultation publique, le conseil d’entreprise du groupe LEAG (Konzernbetriebsrat) a fait valoir que les CEEAG ne s’appliquaient pas en l’espèce.

(118)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, GPE a fait valoir que l’utilisation de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE comme base juridique pour l’appréciation était discutable, étant donné que cette disposition vise les aides destinées à faciliter le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques. Or, en l’espèce, il ne s’agit pas du développement d’une activité ou d’une région économique, mais plutôt de la liquidation progressive d’une activité économique. Afin d’illustrer plus avant le prétendu caractère inapproprié de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, GPE a fait référence à la décision du Conseil du 10 décembre 2010 relative à la fermeture des mines de charbon qui ne sont pas compétitives (60), dans laquelle la base juridique utilisée était l’article 107, paragraphe 3, point e), du TFUE. Elle a en outre déclaré que le simple fait que les précédentes lignes directrices concernant les aides à la protection de l’environnement et à l’énergie (61) ne contiennent aucune disposition relative aux aides à la fermeture ne signifie pas que l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE constitue nécessairement et automatiquement la base juridique appropriée pour une telle mesure.

(119)

Dans ses observations présentées à la suite de la consultation publique, GPE a attiré l’attention sur le point 466 des CEEAG et a déclaré que l’aide sous forme d’indemnisation avait été octroyée à RWE et à LEAG au moment de l’adoption de la loi relative à la fermeture en 2020 et au plus tard lors de la signature du contrat de 2021 entre l’Allemagne et RWE (février 2021) et que, par conséquent, les CEEAG n’étaient pas applicables. À cet effet, GPE cite l’arrêt Magdeburg (62), qui a établi qu’une aide était octroyée au moment où le droit légal de l’obtenir était accordé. GPE a donc considéré que les CEEAG ayant été adoptées après l’octroi présumé de l’aide, l’appréciation devait être effectuée directement au regard du traité.

(120)

Dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a réitéré les points de vue résumés au considérant 120 et a ajouté que le fait que certaines modifications aient été apportées au moyen de l’avenant n’avait pas pour effet de modifier les éléments essentiels de la mesure, qu’il y a lieu d’apprécier directement au regard du traité.

(121)

Dans leurs observations présentées à la suite de la consultation publique, les huit entreprises locales ont affirmé que les CEEAG confirmaient l’illégalité de l’aide et étaient à l’origine des critiques formulées par ces entreprises à la suite de la décision d’ouverture.

(122)

Dans leurs observations sur la consultation publique, les deux entreprises locales ont soutenu que les CEEAG étaient applicables. Elles se sont référées au point 466 des CEEAG ainsi qu’à la clause de suspension incluse dans le contrat de 2021 et ont observé qu’à partir du moment où le versement de l’indemnisation n’avait pas encore été accordé en l’espèce, étant donné qu’il était juridiquement subordonné à l’autorisation de la Commission, le champ d’application des CEEAG au sens du point 466 de ces dernières était applicable.

(123)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a fait valoir que, même si la mesure constituait une aide d’État (ce qu’elle conteste, voir le considérant 108), les CEEAG ne sont pas applicables, étant donné qu’elles ne s’appliquent qu’aux aides octroyées à partir du 27 janvier 2022. En l’espèce, à supposer que la mesure constitue une aide, elle aurait en tout état de cause été octroyée avant le 27 janvier 2022, puisque la loi relative à la fermeture était entrée en vigueur le 14 août 2020 et que le contrat de 2021 avait été signé le 10 février 2021. Selon la jurisprudence (63), le seul moment pertinent pour l’octroi de l’aide est celui où le destinataire de l’aide acquiert un droit légal à recevoir ladite aide en vertu de la réglementation nationale applicable, de sorte que l’aide est octroyée au moment de la naissance de ce droit. En outre, même si la Commission jugeait que les CEEAG étaient applicables, la mesure serait en tout état de cause compatible avec le marché intérieur et devrait être appréciée au regard de la section 4.12.1, étant donné qu’elle concerne la cessation d’activités rentables liées au charbon et que ni RWE ni LEAG ne sont des entreprises en difficulté au sens des lignes directrices de la Commission concernant les aides d’État au sauvetage et à la restructuration d’entreprises en difficulté autres que les établissements financiers (64). Le point 425 des CEEAG couvre intégralement à la fois le manque à gagner ainsi que les dommages et les désavantages économiques supplémentaires, si bien que les éléments de l’indemnité dont il est question en l’espèce relèvent du champ d’application des CEEAG.

(124)

Dans ses observations sur la consultation publique, ClientEarth a soutenu que l’aide prévue par la loi relative à la fermeture avait déjà été accordée au moment de la signature du contrat de 2021. Bien que ce contrat contienne une clause faisant référence à l’autorisation de la Commission, sa validité juridique n’est techniquement pas subordonnée à l’autorisation d’aide d’État et il confère donc à RWE le droit d’obtenir l’indemnité, conformément à la jurisprudence (65). L’avenant ne modifie pas ce droit. Étant donné que les CEEAG ne sont pas applicables pour les raisons exposées au considérant 124 ci-dessus, la seule base juridique possible pour la compatibilité est l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE. Toutefois, cette disposition n’autorise que les mesures d’aide visant le développement d’une activité économique, et la mesure ne remplit pas ce critère, puisqu’elle vise la fermeture d’activités. La seule activité économique que l’on pourrait éventuellement considérer comme soutenue par la mesure est le passage de la production d’électricité à partir de charbon à une production à partir de SER; toutefois, pour ce genre de mesures, il existe d’autres conditions spécifiques applicables pour apprécier la compatibilité d’une aide publique, qui ne sont pas remplies en l’espèce. ClientEarth a en outre souligné qu’une autre possibilité serait d’utiliser l’article 107, paragraphe 3, point e), du TFUE, qui prévoit la possibilité pour le Conseil d’adopter des règles concernant la compatibilité d’autres catégories d’aides déterminées par décision du Conseil sur proposition de la Commission.

(125)

Dans ses observations sur la décision d’extension, ClientEarth a répété que les CEEAG ne seraient pas applicables. D’après elle, la référence faite à l’arrêt Freistaat Sachsen (66) pour justifier l’applicabilité des CEEAG trahit une lecture erronée de cet arrêt. Selon le point 44 dudit arrêt, les règles de droit matériel de l’Union doivent être interprétées comme ne visant des situations acquises antérieurement à leur entrée en vigueur que dans la mesure où il ressort clairement de leurs termes, de leur finalité ou de leur économie qu’un tel effet doit leur être attribué. En l’espèce, les autorités allemandes ont décidé d’indemniser RWE pour la fermeture de centrales au lignite en pleine connaissance de l’absence de lignes directrices de la Commission concernant la compatibilité des aides de ce type. Ainsi, au moment de l’octroi de l’indemnité à RWE, l’Allemagne savait que l’appréciation de cette intervention serait effectuée directement au regard du traité. En outre, en se référant au point 46 de cet arrêt, ClientEarth affirme qu’il convient d’opérer une distinction entre les notions de «mise à exécution» et d’«octroi» d’une aide. Le Tribunal a considéré, au point 49 de l’arrêt, que l’article 4, paragraphe 1, du règlement de procédure sur les aides d’État, qui prévoit que la Commission doit procéder à l’examen d’une notification dès sa réception, imposait simplement une obligation de diligence particulière à cette institution et ne constituait donc pas une règle d’application ratione temporis des critères d’appréciation de la compatibilité des aides notifiées.

(126)

Dans ses observations sur la consultation publique, Greenpeace a fait valoir que les CEEAG ne s’appliquaient pas à la mesure en raison de leur point 466, étant donné que la loi relative à la fermeture est entrée en vigueur dès le 21 décembre 2020, de sorte que l’appréciation doit être effectuée directement au regard de l’article 107, paragraphe 3, du TFUE. Selon elle, l’aide pourrait relever du champ d’application de la section 4.12.1 des CEEAG, mais elle n’est pas nécessaire, appropriée et proportionnée. La section 4.12.2 des CEEAG ne s’appliquerait pas, étant donné que l’ensemble du processus de la commission du charbon et l’exposé des motifs de la loi relative à la fermeture s’opposent à son applicabilité.

(127)

RWE a fait valoir que la mesure contribuait de façon importante à la promotion du développement d’une activité économique au sens de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(128)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait référence à la décision de la Commission relative à l’abandon progressif de la houille en Allemagne (67) et a souligné que la même argumentation s’appliquait à l’abandon progressif du lignite, et ce même dans une plus large mesure, étant donné que la contribution environnementale de l’accélération de l’abandon progressif du lignite est encore plus importante. D’une part, les émissions de CO2 provenant spécifiquement de la production d’électricité à partir de lignite sont plus élevées que celles de la production d’électricité à partir de houille. Par ailleurs, étant donné que les coûts de production d’électricité à partir de lignite sont plus bas, il est très peu probable que le développement d’installations supplémentaires de production d’énergie à base de sources renouvelables non assorti de mesures gouvernementales supplémentaires provoque l’éviction du marché des centrales électriques à base de lignite. En outre, l’engagement pris par l’Allemagne de supprimer les quotas d’émission de CO2 économisés (voir le considérant 19) exclut la possibilité de transférer les émissions vers d’autres secteurs ou d’autres États membres, ce qui renforce encore l’efficacité de l’abandon progressif du charbon en Allemagne.

(129)

RWE a également soutenu que la mesure apportait de la prévisibilité et de la sécurité juridique et qu’elle favorisait ainsi le développement non seulement de l’activité économique qu’est la production d’électricité à partir de lignite, mais également du secteur de l’énergie dans son ensemble, étant donné que tous les acteurs du marché ont besoin de fiabilité quant à la trajectoire d’abandon du lignite pour prendre leurs futures décisions d’investissement. Cela vaut pour les entreprises qui produisent de l’électricité à partir de lignite, lesquelles doivent modifier à long terme leur planification de l’exploitation des mines à ciel ouvert, mais aussi pour les acteurs du marché qui souhaitent profiter du déficit de capacité résultant de l’abandon du lignite pour réaliser de nouveaux investissements: en effet, eux aussi supporteraient des risques d’investissement inutiles et pourraient éventuellement s’abstenir d’investir si l’applicabilité d’une trajectoire de fermeture prévue par la loi demeurait sujette à caution pendant des années en raison de litiges juridiques. Cette incertitude entraînerait également des risques pour d’autres stades de la chaîne de valeur dans le secteur de l’énergie: par exemple, la fiabilité de la planification du réseau serait également compromise si la trajectoire de déclassement restait incertaine.

(130)

RWE a souligné en outre que l’Allemagne avait tenu compte de la sécurité de l’approvisionnement lors de la définition des modalités de la trajectoire de déclassement, étant donné qu’elle travaillait en coordination avec les exploitants en ce qui concerne le système d’approvisionnement dans son ensemble et avait offert des garanties contractuelles, offrant ainsi des incitations fiables à l’investissement dans l’ajout de capacités de production. La mesure sert donc à accélérer la transition énergétique tout en garantissant la sécurité de l’approvisionnement.

(131)

Dans ses observations sur la consultation publique, RWE a fait référence aux observations qu’elle avait présentées après la décision d’ouverture, résumées aux considérants 129 à 131 ci-dessus, et a fait valoir que la mesure en sa faveur était conforme au point 426 des CEEAG. Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a rappelé que la mesure en sa faveur telle que modifiée contribuait de manière significative à l’accélération de la décarbonation et à la transformation du secteur de l’énergie et qu’elle facilitait donc le développement d’une activité économique, conformément au point 426 des CEEAG.

(132)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a indiqué que l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de lignite faciliterait le développement de capacités supplémentaires de production d’électricité fondées sur d’autres technologies, en particulier les énergies renouvelables. En outre, selon elle, la mesure aura une incidence positive sur l’environnement et offrira de la prévisibilité en ce qui concerne la fermeture anticipée des centrales au lignite.

(133)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, GPE a soutenu que l’aide ne saurait être considérée comme un soutien à une activité économique, étant donné qu’il n’y a pas de développement d’une activité ou d’une région économique, mais plutôt une liquidation progressive d’une activité économique. Dans ses observations sur la consultation publique, GPE a fait observer qu’il était difficile de savoir quelle activité économique était facilitée par l’indemnité. Si celle-ci sert à couvrir les coûts liés à la fermeture d’une centrale électrique au charbon plus tôt que prévu, on peut se demander dans quelle mesure la cessation d’une activité peut être considérée comme la facilitation d’une activité économique. GPE a également souligné que si l’indemnité n’est pas liée de facto aux coûts de fermeture de la centrale électrique et sera utilisée pour investir dans la production d’énergie renouvelable, la compatibilité de l’aide d’État devrait être appréciée sur la base des dispositions applicables à la production d’électricité renouvelable. Dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a réitéré son point de vue selon lequel l’aide ne saurait être considérée comme un soutien à une activité économique.

(134)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, la consultation publique et la décision d’extension, ClientEarth a exprimé des doutes quant au fait qu’une aide octroyée pour la cessation anticipée d’activités économiques remplisse la condition prévue à l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, selon laquelle l’aide doit viser à développer une activité économique, étant donné que l’objectif direct d’une aide à la fermeture est de faire cesser une activité, même si cette cessation peut indirectement conduire au développement de nouvelles activités.

(135)

Dans ses observations à la suite de la consultation publique, le BEE a indiqué que le gouvernement allemand n’avait pas indiqué quelles étaient les activités économiques qui seraient facilitées par l’aide.

(136)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a soutenu que la mesure avait un effet incitatif. En l’absence d’intervention de l’État ou d’accord contractuel avec le gouvernement allemand, RWE aurait continué de produire de l’électricité à partir de lignite en quantités beaucoup plus importantes que celles désormais autorisées, afin d’obtenir de nouvelles marges sur coûts variables et de pouvoir maintenir son plan initial d’extraction à ciel ouvert. Sans l’indemnité prévue par la loi relative à la fermeture et convenue dans le contrat de 2021, RWE n’aurait pas accepté la cessation anticipée de la production d’électricité à partir de lignite et aurait contesté devant les tribunaux la fermeture réglementaire correspondante qui lui était imposée.

(137)

Dans ses observations sur la consultation publique, RWE a réitéré ces arguments et affirmé que la mesure était conforme au point 427 des CEEAG. Selon elle, l’indemnité est nettement inférieure au préjudice total qui lui est causé par la fermeture anticipée en raison du manque à gagner et des coûts supplémentaires par rapport au scénario contrefactuel. Par rapport à un scénario contrefactuel sans abandon progressif du lignite, RWE n’est soulagée d’aucune charge relative à une activité qu’elle aurait dû de toute façon exercer et n’est pas non plus indemnisée de ses risques commerciaux habituels. Au contraire, seule une indemnisation partielle est prévue pour le préjudice causé par une intervention de l’État.

(138)

Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a répété qu’elle n’aurait fermé prématurément aucune de ses centrales au lignite depuis 2020 et qu’elle n’aurait fermé prématurément aucune autre centrale si aucun accord contractuel et aucun arrangement juridique n’avaient été conclus en vue de l’arrêt total anticipé de la production d’électricité à partir de lignite en échange d’une indemnisation. Selon RWE, l’évolution du marché montre que la production d’électricité à partir de lignite est rentable pour elle. Compte tenu de ses coûts variables peu élevés, des prix élevés du gaz à long terme et de la sortie progressive de l’énergie nucléaire mise en œuvre par l’Allemagne, la production d’électricité à partir de lignite est la technologie la plus compétitive. Cela vaut en particulier pour la poursuite de l’exploitation des installations existantes: en effet, les coûts d’investissement déjà supportés pour les mines à ciel ouvert et les centrales électriques n’entrent pas en ligne de compte au moment de prendre des décisions opérationnelles.

(139)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a fait valoir que la mesure avait un effet incitatif, étant donné qu’elle incite les exploitants à modifier leur comportement économique et à fermer les centrales plus tôt qu’initialement prévu et de manière plus ordonnée et plus prévisible.

(140)

Dans ses observations sur la consultation publique, GPE a estimé que la fermeture de certaines centrales au charbon avait été prévue avant l’introduction de la mesure, rendant la question de l’effet incitatif particulièrement importante. Dans ses observations présentées à la suite de la décision d’extension, GPE a considéré que les freins financiers à l’exploitation de centrales au lignite (c’est-à-dire uniquement l’augmentation des prix du SEQE) auraient conduit RWE à fermer les centrales plus tôt que prévu, peut-être même avant 2030. À ce titre, GPE a considéré que l’indemnité n’avait pas d’effet incitatif.

(141)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture et la consultation publique, les deux entreprises locales ont estimé que la mesure n’incitait pas RWE à modifier son comportement de telle manière que la protection de l’environnement s’en trouverait améliorée. Au contraire, les entreprises laissent entendre que le versement aura l’effet inverse à celui escompté, dans la mesure où, grâce à l’indemnité, les centrales au lignite continueront de fonctionner. Selon elles, en l’absence d’indemnisations, les centrales auraient été retirées depuis longtemps du réseau (68).

(142)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a fait valoir que la mesure avait un effet incitatif conformément au point 427 des CEEAG. La durée de vie des actifs, qui a également été utilisée pour le modèle de calcul du manque à gagner, dépasse largement la date de fermeture fixée en 2038, qui est la date limite de fermeture établie dans la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021. La mesure a donc un effet incitatif au sens des CEEAG, étant donné qu’elle incite les entreprises concernées à fermer leurs centrales plus tôt que prévu et modifie leur comportement, ce qu’elles n’auraient pas fait en son absence.

(143)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, Greenpeace a soutenu que la mesure n’avait pas d’effet incitatif étant donné qu’elle n’entraînait pas de changement de comportement.

(144)

ClientEarth a indiqué dans ses observations sur la décision d’extension que la mesure n’avait pas d’effet incitatif et a attiré l’attention sur le considérant 70 de la décision d’extension, selon lequel le manque à gagner de RWE dans le passé et dans un avenir proche dépasse déjà l’indemnité devant lui être octroyée et la justifie. Selon ClientEarth, si tel est le cas, il est logique de considérer que RWE est indemnisée pour les pertes déjà subies sous la forme d’un manque à gagner et que, par conséquent, l’indemnité n’a pas pour effet d’avancer la fermeture de centrales électriques, mais vise uniquement à réduire les coûts de fermeture de certaines centrales pour RWE.

(145)

Dans ses observations à la suite de la consultation publique, le BEE a contesté l’argument selon lequel les bénéficiaires n’auraient pas modifié leur comportement sans l’indemnité, étant donné que les deux entreprises sont déjà engagées dans une transition vers des technologies plus propres de production d’énergie, ce que démontrent leurs communications publiques. Compte tenu de différents scénarios de marché, on peut supposer que les installations au lignite et les mines de lignite auraient de toute façon été fermées à un moment ou l’autre. Par conséquent, les plans d’entreprise des bénéficiaires auraient dû prévoir non seulement les coûts et bénéfices liés à l’ouverture et à l’exploitation des mines, mais également leur fermeture et leur réhabilitation.

(146)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait valoir que des coûts qui auraient également dû être supportés dans le scénario contrefactuel n’avaient pas été pris en compte dans le calcul du préjudice total. Par conséquent, l’argument soulevé par plusieurs tiers selon lequel une indemnisation des coûts miniers pourrait être contraire au principe du pollueur-payeur (considérant 83 de la décision d’ouverture) est dénué de fondement, étant donné que seuls les coûts miniers supplémentaires qui n’auraient pas été supportés en l’absence d’intervention de l’État feront l’objet d’une indemnisation.

(147)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, GPE a affirmé que l’indemnité violait le principe du pollueur-payeur énoncé à l’article 191 du TFUE. Dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a précisé que les coûts et les recettes pris en considération pour fixer le montant de l’indemnisation ne pouvaient être déterminés sur la base des informations disponibles en Allemagne ou de celles fournies dans la décision de la Commission. Il ne peut être exclu que les coûts que RWE devra financer et qui sont dus à la nécessité de se conformer au principe du pollueur-payeur soient couverts par l’indemnité, ce qui est contraire à ce même principe et compromet la possibilité de considérer une telle mesure de soutien comme étant compatible avec les règles du TFUE. GPE a également considéré que l’indemnité était contraire aux mesures de l’Union européenne en faveur de la protection du climat étant donné qu’elle rendait la taxinomie moins efficace.

(148)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture et sur la consultation publique, Greenpeace a fait valoir que la mesure violait le principe du pollueur-payeur si l’indemnisation couvrait également les coûts miniers.

(149)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, ClientEarth a soutenu que les coûts de réhabilitation des mines devaient être supportés par leurs exploitants conformément au principe du pollueur-payeur. La conformité des indemnités liées à la fermeture avec le principe du pollueur-payeur est une question à part entière qui doit être traitée séparément de la question de l’indemnisation des exploitants pour manque à gagner et autres pertes. Toute prise en charge par l’État des coûts liés à la gestion de la pollution libère le bénéficiaire de coûts qu’il devrait normalement supporter (69). ClientEarth a également affirmé que les exploitants des mines étaient identifiés et légalement responsables des coûts de réhabilitation des mines à ciel ouvert, tout au long de leur exploitation et après leur fermeture.

(150)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, le BEE a considéré que l’indemnité violait le principe du pollueur-payeur énoncé à l’article 191, paragraphe 2, du TFUE et le droit de l’environnement qui en découle. L’indemnité ne tient pas compte de la hausse du prix des émissions de carbone, qui augmentera de plus en plus en raison des nouveaux objectifs de l’Union pour 2030 (dans le cadre du paquet «Ajustement à l’objectif 55») et des engagements internationaux de l’Union au titre de l’accord de Paris. D’ici à 2039, les coûts des quotas d’émission de carbone seront de l’ordre de 19,5 milliards d’EUR pour RWE et de 39 milliards d’EUR pour LEAG, de sorte que tout bénéfice serait impossible. Par conséquent, l’indemnité ne repose sur aucune base solide et est contraire au principe du pollueur-payeur. Le BEE a également considéré que le principe du pollueur-payeur était violé étant donné que la mesure suppose une indemnisation des pollueurs sans que des informations claires sur les calculs ne soient fournies et sans que les externalités négatives des activités desdits pollueurs ne soient prises en considération. Les coûts des dommages dus à la pollution atmosphérique, régis par la directive relative aux émissions industrielles (DEI) (70), n’ont pas été internalisés. La conformité avec les meilleures techniques disponibles (MTD) de l’Union pour les grandes installations de combustion (ci-après les «GIC») est actuellement supérieure aux taux de rejet de mercure dans l’air prévus par les MTD, et si les grandes centrales au lignite étaient tenues d’appliquer les niveaux de performance plus stricts que permet d’atteindre l’application des MTD, le coût de la poursuite de l’exploitation du lignite pour la santé aurait pu être réduit de plusieurs milliards par année grâce à une économie des coûts de santé et d’autres coûts liés à la pollution atmosphérique. En outre, le BEE a allégué que les autorités allemandes n’avaient pas respecté la décision d’exécution (UE) 2018/1135 de la Commission relative à la communication d’informations au titre de la DEI (données pour les années de déclaration 2017 et 2018). Enfin, les redevances sur l’eau et les coûts des dommages n’ont pas été internalisés et les contribuables supportent la charge des activités de RWE et de LEAG liées au lignite, sous la forme de coûts pour la santé. Les coûts de l’eau ne sont pas fixés conformément à l’article 9 de la directive-cadre sur l’eau (71) par les Länder allemands concernés et ils ne tiennent compte du coût environnemental dans aucun des Länder allemands.

(151)

L’Alliance pour la santé et l’environnement (ci-après «HEAL») a déclaré dans ses observations sur la décision d’ouverture que le gouvernement allemand n’avait pas pris toutes les mesures nécessaires pour garantir que les exploitants de lignite réduisent autant que possible la pollution jusqu’à l’abandon du lignite. Elle a souligné que cette situation était renforcée par l’arrêt Hinkley Point C (72) et qu’il y avait lieu de tenir compte des objectifs du pacte vert relatifs à la neutralité climatique, à la réduction de la pollution et à la transition juste.

(152)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait valoir que l’intervention de l’État, par le biais de la loi relative à la fermeture et du contrat de 2021, était nécessaire pour permettre l’abandon progressif anticipé du lignite ainsi que pour permettre au secteur du lignite de contribuer davantage et de manière importante à la réduction des émissions de CO2, étant donné que, sans cette intervention, elle aurait continué de brûler du lignite jusqu’au milieu du siècle, comme elle était autorisée à le faire.

(153)

RWE a également fait référence à l’abandon progressif de la houille en Allemagne et a affirmé que l’appréciation de la Commission figurant dans cette décision (73), à savoir qu’il était peu probable qu’une telle capacité de production d’électricité à partir de houille aurait quitté le marché sans l’intervention de l’État, s’applique également à l’abandon progressif du lignite. En effet, la production d’électricité à partir de lignite est plus compétitive que la production d’électricité à partir de houille et les centrales au lignite seraient donc les dernières à quitter le marché. Les exploitants ont réalisé des investissements considérables (mines à ciel ouvert et centrales électriques), qui sont des coûts fixes qu’ils supportent indépendamment de l’utilisation des centrales. Pour les centrales existantes, la combinaison de coûts fixes élevés et de coûts variables faibles garantit que la production d’électricité au moyen des centrales existantes reste rentable même lorsque de nouveaux investissements ne sont plus utiles.

(154)

RWE a également affirmé que les centrales au lignite ne quitteraient pas le marché sans l’intervention de l’État, compte tenu également de l’incidence sur les mines. Si les quantités de charbon converties en électricité sont considérablement réduites, la planification de l’exploitation des mines doit être modifiée et une telle adaptation entraîne d’énormes coûts supplémentaires. Par conséquent, il peut même se révéler plus économique d’accepter des marges sur coûts variables insuffisantes lorsqu’elles sont considérées isolément que de réduire la production d’électricité.

(155)

De l’avis de RWE, la mesure est également nécessaire sous sa forme d’une intervention sur le marché assortie d’une indemnisation, étant donné qu’une sortie sans indemnisation serait inconstitutionnelle. Sans le contrat de 2021, il n’aurait pas été juridiquement possible de mettre en œuvre l’abandon progressif du lignite, compte tenu de ses effets sur les régions charbonnières, les salariés et la sécurité de l’approvisionnement et de son impact sur la réussite de la transition énergétique.

(156)

Dans ses observations sur la consultation publique et la décision d’extension, RWE a réitéré son point de vue selon lequel la mesure était nécessaire et a fait valoir qu’elle était conforme au point 428 des CEEAG.

(157)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a fait valoir qu’en l’absence de la mesure, le marché de l’électricité ne pourrait pas à lui seul réaliser des économies comparables, de sorte que la mesure est nécessaire pour atteindre les objectifs pertinents. Compte tenu de l’abandon progressif de l’énergie nucléaire en Allemagne et des interruptions de plus en plus fréquentes de l’approvisionnement énergétique en provenance de Russie, la production d’électricité à partir de lignite restera compétitive même en cas d’augmentation considérable de la production d’énergie à partir de sources renouvelables et, par conséquent, les exploitants des centrales au lignite ne seraient pas incités à les fermer avant 2038. Comme indiqué dans la décision d’ouverture (considérant 4), les centrales au lignite ont émis 130,74 millions de tonnes de CO2 en 2018, soit environ 40 % des émissions de CO2 du secteur de l’énergie cette année-là. La loi relative à la fermeture et le contrat de 2021 apportent de la sécurité juridique et une prévisibilité quant à la réalisation des réductions de ces émissions de CO2 en Allemagne.

(158)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture et la consultation publique, GPE a fait valoir que les autorités allemandes avaient défini les centrales pouvant prétendre à une indemnisation sans tenir compte de l’âge réel de la centrale, de son niveau d’amortissement et de sa date de fermeture prévue. La mesure n’est pas nécessaire, étant donné que, dans un marché fonctionnant normalement, les centrales au charbon auraient de toute façon fermé. En effet, i) la proposition d’abandon progressif des centrales au charbon est connue depuis un certain temps et les entreprises auraient dû tenir compte de cette politique au moment d’établir leurs plans d’entreprise/d’investissement, et ii) certaines centrales étaient vieillissantes et leur fermeture était déjà prévue. Dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a ajouté que les effets des politiques climatiques, le plafonnement des recettes applicable à tous les producteurs d’électricité, l’augmentation des prix et la raréfaction prochaine des autorisations SEQE ainsi que le développement rapide et efficace de sources d’énergie plus propres auraient évincé les centrales électriques au lignite du marché à court terme et qu’une intervention de l’État n’était donc pas nécessaire.

(159)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture, les huit entreprises locales ont estimé que les mécanismes du marché (c’est-à-dire l’augmentation des coûts des autorisations d’émission de carbone) auraient conduit à la fermeture anticipée des centrales au lignite (74).

(160)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture et la consultation publique, les deux entreprises locales ont fait valoir que la mesure n’était pas nécessaire et ont donné des exemples de la manière dont d’autres États membres avaient progressivement abandonné le charbon sans verser d’indemnisations (75).

(161)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a fait valoir que la mesure était nécessaire et satisfaisait donc à l’exigence prévue par les CEEAG, étant donné que, sans elle, le marché de l’électricité ne permettrait pas, à lui seul, de réaliser des réductions d’émissions comparables. Compte tenu de l’abandon progressif de l’énergie nucléaire en Allemagne et de la disparition de l’approvisionnement énergétique en provenance de Russie, la production d’électricité à partir de lignite restera compétitive même en cas d’envolée de la production d’électricité à partir de sources renouvelables et, par conséquent, les exploitants des centrales électriques ne sont pas incités à les fermer avant 2038. La mesure cible donc une situation dans laquelle elle est susceptible d’apporter une amélioration significative que le marché à lui seul ne peut apporter.

(162)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, Greenpeace a soutenu que la mesure n’était pas nécessaire étant donné ce qui suit: i) il aurait été suffisant de ne pas accorder d’indemnité ou d’accorder une indemnité limitée pour mettre la loi relative à la fermeture en conformité avec les droits fondamentaux et ii) l’aide n’est pas susceptible d’apporter une amélioration significative que le marché n’est pas capable d’apporter lui-même. Si la loi relative à la fermeture aboutit à un abandon progressif clair et prévisible de l’utilisation du charbon à des fins énergétiques, l’aide n’y joue pas vraiment un rôle.

(163)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, ClientEarth a fait valoir que la mesure n’était pas nécessaire. Dans les conditions du marché, les centrales au lignite et les mines qui y sont associées fermeraient d’elles-mêmes et avant 2038 (notamment en raison de l’augmentation des coûts de mise en conformité environnementale et des prix du SEQE), si bien que la mesure ne fera que retarder l’abandon total du lignite en Allemagne. Dans ses observations sur la décision d’extension, ClientEarth a ajouté que les effets des politiques climatiques et des changements sur le marché de l’électricité auraient rapidement évincé les centrales au lignite du marché. ClientEarth a également fait référence à la décision dans l’affaire SA.54537 — Interdiction de l’utilisation du charbon pour la production d’électricité aux Pays-Bas, dans laquelle les autorités néerlandaises ont versé une indemnité à la seule centrale (Hemweg) n’ayant pas bénéficié d’une période de transition comme les autres centrales couvertes par la loi relative à la fermeture (76).

(164)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, le BEE a noté que, historiquement, dans le monde entier, les centrales au charbon sont mises à l’arrêt à l’âge moyen de 46 ans et il a calculé que l’indemnité prévoyait une date de fermeture plus proche que prévu pour trois des 15 unités de RWE et pour sept des 11 unités de LEAG. Par conséquent, les unités restantes ne devraient pas donner lieu à une quelconque indemnité, étant donné que soit elles auraient déjà dû être fermées, soit elles devraient bientôt fermer afin de limiter les pertes dues à la détérioration croissante de l’économie du charbon. De plus, et comme indiqué au considérant 151, le BEE a également fait valoir que l’indemnité ne tenait pas compte de la hausse du prix des émissions de carbone.

(165)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, le CAN a estimé que la dynamique du marché pouvait suffire à entraîner la fermeture des centrales au charbon. Le CAN a fait référence à l’augmentation des prix du SEQE de l’UE et indiqué que les prix actuels de ce dernier auraient pour effet direct de quasiment diviser par deux la rentabilité des centrales au lignite modernes en Allemagne au-delà de 2024 (77), entraînant une perte de trésorerie pour près de la moitié des centrales au lignite du pays sur la base des prévisions actuelles.

(166)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait valoir que la mesure était appropriée et que la commission du charbon et, à sa suite, le gouvernement allemand avaient soigneusement mis en balance la décision d’adopter un instrument définissant une trajectoire négociée, juridiquement et contractuellement garantie pour l’abandon de la production d’électricité à partir de lignite avec d’autres mesures. Dans la décision d’abandon progressif de la houille (78), la Commission a souligné les avantages d’un abandon progressif du charbon garanti contractuellement et assorti d’une indemnité par rapport à d’autres instruments, tels que le SEQE de l’UE, un prix minimum pour le CO2 ou des interventions purement réglementaires. Le principal avantage d’une solution contractuelle est la possibilité d’orienter la trajectoire d’abandon progressif de manière ciblée, en tenant compte de la sécurité de l’approvisionnement et des emplois concernés, et de la sécuriser juridiquement. Il était nécessaire de trouver une solution définissant une trajectoire de déclassement individuelle qui soit globalement cohérente, qui puisse être mise en œuvre dans les systèmes de production concernés du point de vue du droit technique et réglementaire et qui entraîne le moins de coûts opérationnels, économiques et sociaux possible.

(167)

Dans ses observations sur la consultation publique et sur la décision d’extension, RWE a répété que la mesure était appropriée, étant donné que l’approche retenue, consistant à définir une trajectoire de déclassement globale du début à la fin en consultation avec les exploitants et à établir cette trajectoire d’une manière juridiquement sûre, afin d’éviter les interruptions du système et de ne pas faire peser une charge trop lourde sur les régions charbonnières touchées, était parfaitement conforme au point 429 des CEEAG.

(168)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a soutenu que la mesure était appropriée. Lors des travaux de la commission du charbon, l’Allemagne a analysé différents scénarios et solutions de remplacement pour réduire les émissions de CO2 et a retenu cette solution compte tenu de l’insécurité juridique à laquelle seraient confrontés les exploitants de centrales en cas de demandes de dommages-intérêts.

(169)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, sur la consultation publique et sur la décision d’extension, GPE a affirmé que la Commission n’avait pas analysé correctement le caractère approprié de la mesure et a fait valoir qu’une mesure compensant le manque à gagner sans opérer de distinction entre les différentes installations ne saurait être appropriée. GPE a également fait référence à une affaire d’aide d’État polonaise concernant une aide à la fermeture de mines de charbon, dans laquelle la Commission avait jugé compatible l’aide octroyée pour couvrir des coûts sociaux et environnementaux exceptionnels (79), et a fait observer qu’il était difficile de savoir si les coûts pris en considération pour la mesure en faveur de RWE correspondaient à des coûts sociaux et environnementaux exceptionnels, comme dans l’affaire polonaise, ou s’il s’agissait d’autres types de coûts.

(170)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture, les huit entreprises locales ont affirmé qu’il n’était pas approprié que les versements soient forfaitaires et en aucune façon évolutifs et qu’un modèle de tarification dynamique aurait mieux convenu afin de garantir l’abandon progressif du charbon tout en limitant l’indemnité au niveau nécessaire.

(171)

Dans leurs observations sur la consultation publique, les deux entreprises locales ont fait valoir qu’il existait des solutions de remplacement plus appropriées et tout aussi efficaces pour atteindre l’objectif de protection du climat, et qu’il convenait en premier lieu de déterminer si d’autres politiques et mesures pouvaient être utilisées, telles que des taxes sur le CO2 ou des mécanismes de tarification tels que le SEQE. Ces entreprises ont également donné des exemples de la manière dont d’autres États membres avaient progressivement abandonné le charbon sans verser d’indemnité (80).

(172)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a déclaré que la mesure était appropriée au titre du point 429 des CEEAG. DEBRIV a souligné que l’Allemagne avait examiné d’autres solutions pour parvenir aux réductions d’émissions de CO2 prévues (voir le considérant 25) et que la mesure était la plus appropriée pour atteindre l’objectif poursuivi (c’est-à-dire une réduction des émissions de CO2 juridiquement sûre et fiable).

(173)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, sur la consultation publique et sur la décision d’extension, ClientEarth a fait valoir que la mesure n’était pas appropriée. S’il est possible que, dans certains cas, la Commission estime que la négociation contractuelle d’une indemnisation afin de garantir la sécurité juridique et d’éviter des procédures judiciaires coûteuses constitue une forme d’aide appropriée (81), ce n’est pas le cas en l’espèce, étant donné: i) que la fermeture aurait de toute façon eu lieu même sans indemnisation, étant donné que la plupart des unités auraient fermé sous l’effet des seules forces du marché, ii) que le droit allemand n’exige pas une telle indemnisation pour la redéfinition des droits de propriété de l’exploitant en l’espèce, de sorte que la légalité de l’obligation de fermeture aurait pu être garantie sans indemnité financière (voir, au sujet de l’existence d’une aide, le considérant 107), iii) que des appels d’offres bien conçus constitueraient une forme d’aide plus appropriée que des indemnisations forfaitaires et iv) que si des appels d’offres n’étaient pas une forme d’aide appropriée en l’espèce, une indemnité fondée sur des paramètres d’ajustement serait plus appropriée (également en ce qui concerne la proportionnalité de l’aide). ClientEarth a également fait référence à l’affaire d’aide d’État polonaise concernant un soutien apporté à la fermeture de mines de charbon, dans laquelle la Commission avait jugé compatible l’aide octroyée pour couvrir des coûts sociaux et environnementaux exceptionnels (82), et elle a fait observer que le fait que les mines de lignite sont étroitement liées aux centrales électriques ne justifiait pas à lui seul leur prise en compte dans le calcul de l’indemnité et qu’il était difficile de savoir si les coûts pris en considération pour la mesure en faveur de RWE correspondaient à des coûts sociaux et environnementaux exceptionnels, comme dans l’affaire polonaise, ou s’il s’agissait d’autres types de coûts.

(174)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, le BEE a présenté deux autres solutions que le gouvernement allemand aurait pu mettre en œuvre. Premièrement, le gouvernement allemand n’a pas sérieusement considéré qu’un prix plancher minimal du carbone constituerait une approche présentant un meilleur rapport coût-efficacité pour atteindre le même résultat tout en appliquant le principe du pollueur-payeur et sans recourir à une aide d’État. Deuxièmement, l’indemnité aurait dû être subordonnée à la mise en œuvre intégrale des normes de l’Union, telles que les MTD pour les grandes installations de combustion et y compris les normes relatives aux performances en matière d’efficacité énergétique. À cet égard, le BEE établit une comparaison avec l’approche suivie par les Pays-Bas dans l’affaire néerlandaise d’indemnisation de l’abandon du charbon pour la production d’électricité mentionnée ci-dessus (83), dans laquelle la loi relative à la fermeture fixait des niveaux de rendement électrique contraignants. Le BEE estime que, pour l’Allemagne, il aurait été possible de subordonner toute indemnité au respect des niveaux d’efficacité énergétique associés aux MTD et qu’utiliser une approche fondée sur les performances et fermer d’abord les unités à plus forte intensité de GES aurait été plus judicieux pour réduire les émissions.

(175)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a soutenu que la mesure n’entraînait pas de surindemnisation et était donc proportionnée. Premièrement, l’indemnité ne dépasse pas le montant total des dommages, étant donné que l’ensemble des pertes de RWE (cette dernière ayant calculé le montant total du préjudice lié à la fermeture anticipée à 8,7 milliards d’EUR) dépasse le montant de l’indemnité accordée à RWE. RWE a également fait valoir qu’une procédure de mise en concurrence était hors de question dans le cas du lignite, car elle n’aurait pas créé d’efficacité concurrentielle compte tenu du peu d’acteurs présents sur le marché et du peu de systèmes de production exploités en Allemagne, constitués de centrales électriques et de mines à ciel ouvert.

(176)

Dans ses observations sur la consultation publique, RWE a indiqué que la mesure restait également proportionnée au regard des CEEAG pour les raisons suivantes:

(177)

Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a fait valoir i) qu’une procédure d’appel d’offres serait inappropriée, comme expliqué ci-dessus, ii) que le calcul, par l’Allemagne, d’une partie du préjudice total et des bénéfices réalisés uniquement pour la période jusqu’en 2026 montre que l’indemnité versée à RWE est largement inférieure au préjudice total subi, iii) que RWE apporte une contribution supplémentaire et importante à la décarbonation en avançant l’abandon progressif du lignite à 2030 et iv) qu’un mécanisme d’actualisation n’est pas nécessaire étant donné que les versements d’indemnisation sont déjà justifiés par les désavantages économiques subis au cours de la période de trois ans susmentionnée. Un tel mécanisme ne serait pas nécessaire même si les bénéfices perdus en 2025 et 2026 étaient également évalués et pris en considération pour les unités fermées en 2021 et 2022, étant donné que les CEEAG ne font référence qu’à la période comprise entre l’octroi de l’aide et le moment de la fermeture, mais pas à la période comprise entre l’octroi de l’aide et la survenance du préjudice indemnisé, et que les calculs de l’Allemagne jusqu’en 2026 sont fondés sur les données réelles, et donc fiables, du marché, de sorte qu’il n’est pas non plus nécessaire de revoir le montant de l’indemnité à cet égard.

(178)

En ce qui concerne plus particulièrement les doutes soulevés par la Commission dans la décision d’ouverture, RWE a fait valoir ce qui suit dans ses observations sur la décision d’extension:

(179)

LEAG a fait valoir que la pratique décisionnelle de la Commission fournissait une analogie suffisante du point de vue tant de la proportionnalité que du caractère approprié, à savoir la fermeture de centrales au lignite en Allemagne en 2016 (85), la fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim (86) et la sortie du nucléaire en Allemagne. Bien que la mesure soit fondamentalement différente, certaines indications quant à la proportionnalité du montant de l’indemnité en cause en l’espèce peuvent néanmoins être retirées de la décision de la Commission de 2016, dans laquelle l’Allemagne avait retenu des coûts d’environ 1,6 milliard d’EUR pour ces unités (87). De surcroît, en l’espèce, l’abandon progressif complet de la production d’électricité à partir de lignite entraîne non seulement la fermeture prématurée de centrales électriques plus grandes et plus récentes que celles concernées par la décision de la Commission de 2016, mais, surtout, il déclenche la fin prématurée de l’exploitation des mines à ciel ouvert. Par conséquent, les montants d’indemnisation doivent également tenir compte des investissements considérables dans les mines à ciel ouvert et des coûts supplémentaires engendrés par les conséquences de l’arrêt prématuré de l’exploitation des mines à ciel ouvert (88).

(180)

Contrairement à la fermeture approuvée en 2016, lors de laquelle certaines centrales électriques avaient été temporairement fermées pendant quatre ans avant d’être définitivement déclassées, une période d’indemnisation plus longue allant jusqu’au déclassement définitif en 2038 doit être prise en considération en l’espèce. Cet horizon temporel long est justifié en l’espèce, étant donné que le scénario contrefactuel est déterminant pour le calcul du manque à gagner, c’est-à-dire les bénéfices que les centrales électriques auraient réalisés sur le marché de l’électricité en l’absence d’obligation légale d’abandonner progressivement le lignite. Cette approche va également dans le sens de la décision de la Commission de 2021 autorisant l’aide d’État française octroyée à EDF pour la fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim (89), dans laquelle la Commission avait estimé que le montant de l’aide était proportionné dans la mesure où il permettait d’indemniser EDF des coûts et des désavantages qu’elle avait démontré avoir subi.

(181)

En outre, selon LEAG, il existe des parallèles entre la situation en l’espèce et l’indemnité accordée aux exploitants de centrales nucléaires pour l’abandon progressif du nucléaire. Le 5 mars 2021, le gouvernement allemand est convenu avec E.ON, RWE, EnBW et Vattenfall que les exploitants seraient indemnisés à hauteur d’environ 2,4 milliards d’EUR pour les volumes d’électricité ne pouvant pas être utilisés et les investissements dévalués. En contrepartie, les entreprises se sont engagées à mettre fin à tous les litiges ouverts concernant l’abandon décidé du nucléaire, ainsi qu’aux procédures administratives en cours. Elles ont également accepté de renoncer entièrement à l’exercice de leurs voies de recours. À cette fin, le gouvernement allemand a adopté le projet de 18e modification de l’AtG (Atomgesetz – loi allemande sur l’énergie nucléaire), approuvant la signature d’un contrat de droit public. Cette loi met en œuvre l’arrêt de la Cour constitutionnelle fédérale du 6 décembre 2016 sur la 13e modification de l’AtG, en tenant compte de la décision du 29 septembre 2020 sur la 16e modification de l’AtG. Dans cet arrêt, la Cour avait déclaré acceptable l’abandon progressif du nucléaire, tout en accordant aux exploitants de centrales nucléaires une indemnité appropriée, qui leur avait été précédemment refusée par le gouvernement allemand ou qui n’avait pas été accordée dans la mesure requise.

(182)

LEAG a affirmé que l’indemnité des exploitants nucléaires était nettement plus élevée que celle accordée aux exploitants de centrales au lignite par la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021 si l’on tient compte du montant en EUR/MWh, et ce alors que l’ampleur documentée et vérifiable du préjudice causé par l’arrêt prématuré de la production d’électricité à partir de lignite est nettement plus importante que celle du préjudice causé par l’abandon de l’énergie nucléaire. Alors que, dans le projet de 18e AtG-ÄndG, l’indemnité spécifique est comprise entre 28,7 EUR/MWh et 33,2 EUR/MWh, […]. Dès lors, même par comparaison directe avec l’indemnité octroyée au titre de l’AtG aux exploitants de centrales nucléaires, l’indemnité envisagée pour les exploitants de lignite n’est ni déraisonnable ni injustifiée. Au contraire, elle représente le niveau minimal légalement requis.

(183)

LEAG a également soutenu que la rémunération au titre du mécanisme de fermeture différée concernait un service supplémentaire, qu’elle était indépendante et qu’elle ne devait donc pas être confondue avec l’indemnité pour cessation anticipée.

(184)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a fait valoir que d’autres facteurs et aspects devaient également être pris en considération au moment d’apprécier la proportionnalité de l’indemnité, y compris la renonciation complète à l’exercice des voies de recours prévue dans le contrat de 2021, qui évite des litiges longs et complexes.

(185)

LEAG a fait valoir que le moment pertinent pour la comparaison avec le scénario contrefactuel était celui de la notification de la mesure. En ce qui concerne l’application du point 432 des CEEAG à l’abandon progressif du charbon en Allemagne, en raison de la durée globale d’un tel processus d’abandon progressif et de la volatilité des marchés concernés, il semble approprié que la Commission accepte les hypothèses dûment motivées, discutées et convenues avec les bénéficiaires, qui lui ont été soumises au moment de la notification par l’Allemagne. Dans le cas contraire, la Commission interviendrait in fine, également en raison de la durée de la procédure en matière d’aides d’État, dans la répartition des risques convenue contractuellement: les attentes du marché peuvent toujours évoluer, et l’indemnité peut alors s’avérer trop élevée ou trop faible. Or, l’objet d’un contrat est précisément de parvenir à un accord aussi définitif que possible sur la répartition de ces risques. Une telle interprétation est conforme au principe général du droit des aides d’État selon lequel la conformité d’une mesure doit être décidée ex ante, avant la mise en œuvre de celle-ci (90).

(186)

De l’avis de LEAG, la planification nécessaire à un abandon progressif du charbon socialement acceptable prend plusieurs années. Afin d’éviter aux entreprises et régions concernées les perturbations structurelles économiques et sociopolitiques causées par l’abandon prématuré du charbon décidé par les instances politiques, l’Allemagne a décidé d’abandonner progressivement la production d’électricité à partir de houille et de lignite dans la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021 d’ici à 2038 au plus tard, à l’issue de longues et intenses discussions au sein de la commission du charbon avec toutes les parties prenantes concernées. Afin de ne pas compromettre ce processus long et complexe, il est nécessaire que les hypothèses bien fondées et les décisions prévues dans le cadre du processus ne soient pas remises en cause par des évolutions incertaines à un stade ultérieur. Dans le cas contraire, l’appréciation dépendrait d’événements futurs imprévisibles, ce qui mettrait de nouveau en péril la sécurité juridique et la sécurité de planification qui doivent être garanties dans des processus aussi complexes. Le risque d’une telle imprévisibilité du calendrier est aujourd’hui clairement visible, par exemple, dans les prix de l’électricité sur les marchés au comptant et à terme, qui sont nettement plus élevés que les prix de l’électricité attendus au moment de la notification. En outre, les parties concernées ont accepté de renoncer complètement à l’exercice de leurs voies de recours. Si la date pertinente d’appréciation du scénario contrefactuel devait changer par rapport à l’accord, la volatilité des prix de l’électricité compromettrait l’intégralité des mesures prises de même que la sécurité juridique et la sécurité de planification qu’elles garantissent.

(187)

LEAG a aussi soutenu qu’il n’était pas nécessaire de mettre en place un mécanisme d’actualisation, conformément au point 433 des CEEAG, étant donné que l’exception relative aux circonstances exceptionnelles s’applique. Étant donné que les CEEAG ne fournissent pas de définition de ces circonstances, LEAG renvoie à la jurisprudence, selon laquelle les circonstances sont exceptionnelles si leur caractère et leur ampleur sont inhabituels et imprévisibles (91). LEAG affirme que la situation actuelle constitue une circonstance exceptionnelle pour les raisons suivantes:

(188)

Les actionnaires de LEAG (EPH et PPFI) ont indiqué, dans leurs observations sur la décision d’ouverture, qu’ils souscrivaient pleinement à la position de LEAG selon laquelle la mesure constitue une aide compatible au sens de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, car elle est proportionnée et n’entraîne aucune surindemnisation de LEAG. Dans leurs observations sur la consultation publique, ils ont estimé que la mesure était proportionnée, étant donné que le montant du manque à gagner et des dommages supplémentaires dépassait largement le montant de l’indemnité. Le moment pertinent pour la comparaison des scénarios factuel et contrefactuel devrait être le moment de la notification par l’Allemagne, étant donné que toute autre approche risquerait de remettre en question la justification de l’abandon progressif de la houille et du lignite. Enfin, il n’est pas nécessaire de mettre en place un mécanisme d’actualisation (point 433 des CEEAG), étant donné que l’exception relative à l’existence de circonstances exceptionnelles s’applique en l’espèce, l’abandon progressif du lignite en Allemagne constituant sans aucun doute un événement inhabituel et imprévisible.

(189)

Dans leurs observations sur la consultation publique, les huit entreprises locales ont fait valoir que la mesure n’était pas proportionnée étant donné qu’elle accordait une indemnité largement supérieure au seul montant du manque à gagner et des coûts supplémentaires inhérents à la fermeture des centrales au charbon, autorisé par le point 425 des CEEAG. Elles ont également affirmé que l’absence de mise en concurrence n’était pas justifiée, étant donné qu’aucune circonstance ne justifiait une exception à la règle de la mise en concurrence. En particulier, RWE ne se trouvait pas dans une situation particulière qui l’aurait empêchée d’obtenir une aide pour ses grandes centrales au lignite ainsi que ses centrales au lignite de plus petite taille dans le cadre d’appels d’offres. Elles ont également fait valoir que si l’aide accordée à RWE ne répondait pas aux exigences des CEEAG, c’était également parce qu’elle était fondée sur une prévision de rentabilité (ex ante) irréaliste et qu’elle n’avait pas été comparée à un scénario contrefactuel. Le point 55 des CEEAG prouve clairement la nécessité que la mesure soit dynamique, ce qui n’est prévu ni dans la loi relative à la fermeture ni dans le contrat de 2021. Les dispositions relatives aux changements réglementaires importants figurant aux paragraphes 20 et 21 du contrat de 2021 ne sont pas plus utiles à cet égard, car elles ne sont pas conçues pour des changements sur le marché.

(190)

Dans leurs observations du 16 novembre 2022, les huit entreprises locales ont affirmé que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée démontrait une nouvelle fois que l’indemnité accordée à RWE avait été déterminée de manière non transparente et fixe, c’est-à-dire d’une manière qui ne tient pas compte des changements futurs potentiels. Les entreprises se sont demandé comment le montant de l’indemnité à accorder à RWE était resté le même malgré les modifications apportées à la mesure en faveur de l’entreprise telle que modifiée et aux changements radicaux de la situation sur le marché de l’énergie. Elles ont soutenu que l’Allemagne avait fondé son estimation du manque à gagner subi par RWE en raison de la fermeture anticipée sur des prévisions de rentabilité incertaines et n’avait pas tenu compte de l’évolution dynamique des prix de l’électricité et du CO2. Selon elles, il est d’ores et déjà prévisible qu’à l’avenir, d’une part, la demande d’électricité produite à partir de combustibles fossiles diminuera après 2030 et, d’autre part, que les coûts du CO2 augmenteront de manière significative.

(191)

Dans leurs observations sur la décision d’extension, les huit entreprises locales ont affirmé que le calcul révisé et la justification sous-jacente du montant de l’indemnité étaient toujours insuffisants. Le calcul révisé ne démontre pas que le montant de l’avantage conféré à RWE se limite réellement à ce qui est autorisé en vertu des règles en matière d’aides d’État. Au lieu de cela, l’avantage compense les décisions stratégiquement erronées de RWE et renforce encore son pouvoir de marché grâce au financement du changement de combustible par l’État. Les prix élevés de l’électricité résultant de la guerre menée par la Russie contre l’Ukraine sont utilisés comme justification de l’aide, alors que celle-ci a été promise dans des conditions totalement différentes et n’a rien à voir avec la confiance légitime de RWE quant aux bénéfices protégés par la propriété. Le calcul révisé, qui est désormais obsolète compte tenu de l’évolution de la crise énergétique, est inadéquat du point de vue méthodologique et tient compte d’attentes de rentabilité irréalistes.

(192)

En outre, le fait de calculer des attentes de bénéfices sélectives pour les différentes centrales électriques pendant une seule période de référence opportune ne remplace pas la nécessité d’adopter une vision globale de la situation du parc de centrales électriques. Enfin, le calcul ne légitime pas l’intégralité de l’effet produit par l’avantage, étant donné qu’il ne tient pas compte du soutien accordé par l’État au développement des centrales électriques au gaz adaptées à l’utilisation de l’hydrogène sur les sites des unités au lignite fermées, alors que celui-ci est très important pour les investisseurs sur les marchés de capitaux ainsi que pour les conditions de financement de RWE. En conséquence, l’octroi d’un versement de 2,6 milliards d’EUR à RWE, associé à la perspective d’une aide à la transition vers des centrales électriques adaptées à l’utilisation de l’hydrogène, doit également être interdit après l’avenant.

(193)

Dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a fait valoir qu’il était difficile de comprendre, sur la base des informations présentées dans cette décision, les raisons pour lesquelles le manque à gagner après 2026 n’était pas couvert par l’indemnisation; aucune explication n’a été fournie quant à la raison de l’utilisation de cette date et à l’incidence sur le montant de l’indemnité. Par ailleurs, en vertu de la loi allemande relative à l’impôt sur les bénéfices exceptionnels (92), le plafond de prix applicable est plus élevé de 20 EUR/MWh pour certaines centrales au lignite que pour d’autres. La combinaison de ce plafond de prix plus élevé et de l’indemnité déjà prévue pourrait donner lieu à des versements excessifs et à une surindemnisation. En outre, GPE a présenté une étude de l’institut allemand Forum Ökologische Soziale Marktwirtschaft selon laquelle, en plus de l’indemnité pour fermeture anticipée, l’extraction de lignite et la production d’électricité à partir de lignite sont subventionnées en Allemagne au moyen d’un certain nombre de mesures, telles que le financement de la recherche, une exonération de la taxe sur l’extraction, une exonération des redevances sur les captages d’eau et des allègements fiscaux pour l’énergie.

(194)

GPE a également indiqué qu’il était nécessaire d’introduire un mécanisme d’actualisation, comme indiqué au point 433 des CEEAG. Premièrement, les calculs ont été révisés sur une période de moins de deux ans, ce qui montre à quel point ces types d’estimations sont fragiles et sensibles, de sorte que le risque que l’aide ne soit pas proportionnée et conduise à une surindemnisation est considérable. Deuxièmement, la Commission ayant accepté qu’aucune mise en concurrence ne soit effectuée, il faudrait procéder à une analyse détaillée et approfondie, qui ne devrait pas être uniquement fondée sur ce qui «paraît raisonnable» selon le considérant 102 de la décision d’extension. L’indemnisation couvre une longue période et implique l’octroi de montants d’aide considérables versés en tranches régulières et prédéterminées. Ces éléments justifient à eux seuls la mise en place d’un mécanisme d’actualisation.

(195)

GPE a également affirmé que la Commission ne semblait pas avoir examiné les effets d’un éventuel transfert de certaines unités vers le mécanisme de fermeture différée. Elle a en outre fait valoir que, même s’il est explicitement mentionné qu’un tel transfert ne relève pas du cas d’espèce, il peut néanmoins avoir une incidence substantielle sur le montant de l’indemnité pouvant être accordée à RWE. Toutefois, GPE n’a pas expliqué quelle serait cette incidence ni comment elle se produirait. Enfin, au considérant 34 de la décision d’extension, la Commission explique que le gouvernement allemand peut décider de transférer trois unités (Niederaußem K, Neurath F et Neurath G) vers une réserve jusqu’à la fin de 2033. Si le gouvernement prenait une telle décision, le déclassement définitif ne se concrétiserait qu’en 2033 et non en 2030, ce qui a une incidence sur le manque à gagner.

(196)

Dans leurs observations sur la décision d’ouverture, les deux entreprises locales ont fait valoir que l’indemnité n’était pas proportionnée, compte tenu des éléments suivants:

(197)

Les deux entreprises locales ont par ailleurs soutenu que le fait que l’indemnité ait été déterminée sans procédure transparente en ce qui concerne les calculs de rentabilité et les attentes du marché allait à l’encontre des principes régissant les aides d’État. L’indemnité a été convenue individuellement entre l’État et le bénéficiaire, contrairement à ce qui se passe dans le cadre d’un mécanisme d’appels d’offres transparent. En ce qui concerne le lignite, il ne saurait y avoir de procédure de mise en concurrence pour seulement deux exploitants de centrales électriques au lignite et de mines à ciel ouvert associées, en particulier en ce qui concerne l’indemnisation des bénéfices attendus des activités d’extraction à ciel ouvert. Toutefois, les calculs de rentabilité pourraient être effectués au moins pour les centrales électriques du bénéficiaire (par exemple, sur la base de leur date de mise en service spécifique, de leur nombre d’heures d’utilisation, de leur efficience, ou encore des amortissements déjà réalisés), qui pourraient être comparés avec d’autres centrales électriques au charbon. En outre, malgré les différences fondamentales au niveau des caractéristiques et des structures de coûts des centrales électriques, il était possible d’inclure les petites centrales au lignite dans les appels d’offres relatifs au déclassement des centrales alimentées à la houille conformément à l’article 43 de la loi relative à la fermeture.

(198)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, DEBRIV a soutenu qu’une indemnisation adéquate devait inclure non seulement le manque à gagner, mais également les coûts supplémentaires importants supportés tout au long de la chaîne de valeur de l’extraction à ciel ouvert, les coûts de transport jusqu’à la centrale électrique, les coûts de la centrale électrique et les coûts de conversion associés, dans la mesure où ils sont causés par les fermetures anticipées décidées par le législateur. En outre, les coûts de sécurité sociale supplémentaires engendrés par la mesure doivent être pris en considération au moment d’apprécier la proportionnalité de l’indemnité. DEBRIV observe également que les indemnités ne couvriront pas entièrement les désavantages et préjudices effectivement constatés par les exploitants.

(199)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a soutenu que la mesure était proportionnée au titre de la section 4.12.1.5 des CEEAG. L’absence de procédure de mise en concurrence est justifiée, étant donné qu’il n’y a que deux acteurs principaux (RWE et LEAG) sur le marché et que l’extraction du lignite et la production d’énergie à partir de celui-ci sont des activités étroitement liées entre elles. En ce qui concerne les coûts supplémentaires et les désavantages économiques causés par la mesure, outre les coûts engendrés par cette dernière pour les mines de lignite à ciel ouvert (y compris les coûts supplémentaires liés aux opérations de remise en état et les pertes d’intérêts et de financement qui y sont liées), tous les préjudices (anticipés) causés aux exploitants par l’abandon anticipé du lignite imposé par l’État, les coûts supplémentaires engendrés par la replanification minière et la conversion des mines ainsi que les inconvénients économiques (du point de vue des actifs) doivent également être pris en considération. En outre, il convient également de tenir compte de la renonciation à l’exercice des voies de recours prévue dans la loi relative à la fermeture.

(200)

DEBRIV estime qu’un mécanisme d’actualisation au titre du point 433 des CEEAG n’est pas justifié en l’espèce, étant donné que l’abandon progressif du lignite en Allemagne est d’une ampleur exceptionnelle et imprévisible, autrement dit, il s’agit de circonstances exceptionnelles. Premièrement, la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021 ne concernent pas uniquement quelques unités individuelles; elles réglementent l’abandon progressif du lignite pour toutes les centrales au lignite et toutes les mines à ciel ouvert en Allemagne, avec des conséquences considérables et parfois imprévisibles pour des régions entières. Une intervention d’une telle ampleur nécessite un consensus au sein de la société, qui a été dégagé grâce à la création de la commission du charbon et à la prise en considération des propositions de celle-ci. Sans un tel consensus (y compris le versement d’indemnités), un abandon progressif du charbon couvrant l’ensemble de la production d’électricité à partir de lignite en Allemagne ne serait pas envisageable. L’introduction d’un mécanisme d’actualisation remettrait en cause le consensus global dégagé au sein de la société. Deuxièmement, il n’existe aucun risque de surindemnisation, à savoir ce qu’un mécanisme d’actualisation est censé éviter: en effet, les coûts ou les dommages causés par l’abandon progressif du lignite sont supérieurs au montant d’indemnisation convenu.

(201)

Enfin, DEBRIV a fait valoir que l’intérêt légitime à éviter une distorsion de concurrence provoquée par une surindemnisation doit être mis en balance avec l’intérêt légitime des entreprises concernées à bénéficier d’une sécurité en matière de planification et d’investissement. Il convient de rappeler que, en l’espèce, l’indemnisation accordée par l’État n’a pas été déclenchée par la volonté des entreprises de lignite de bénéficier d’une aide à l’investissement. L’objectif premier est plutôt de compenser l’ingérence de l’État dans les positions juridiques protégées des entreprises et de mettre un terme aux activités liées au lignite qui étaient préalablement légales. Pour cette raison, il serait déraisonnable d’imposer unilatéralement un mécanisme d’actualisation aux entreprises de lignite concernées. Il est donc clair que l’existence de circonstances exceptionnelles impose de s’abstenir d’introduire un mécanisme d’actualisation dans la procédure d’abandon progressif du lignite en cours en Allemagne.

(202)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, Greenpeace a fait valoir que la mesure n’était pas proportionnée étant donné que les paramètres utilisés par les autorités allemandes pour calculer l’indemnité sont irréalistes et non concluants. En particulier, trois hypothèses clés conduisant à une surestimation systématique de l’indemnité posent problème. Premièrement, les hypothèses relatives aux prix de l’électricité et du CO2 sont arbitraires, étant donné que la rentabilité des centrales au lignite n’a cessé de diminuer au fil du temps. Deuxièmement, la fermeture de centrales électriques ou l’arrêt d’activités d’extraction à ciel ouvert peut réduire les coûts fixes, mais ce paramètre n’a pas été pris en considération. Le déclassement permettra d’économiser presque l’intégralité des coûts fixes des centrales et environ 20 % des coûts fixes des mines. Cette économie, à elle seule, entraînerait une réduction de l’indemnité de plus de moitié. Troisièmement, une période d’indemnisation est prévue pour les fermetures anticipées, mais l’Allemagne base son calcul sur une période excessivement longue, puisqu’elle prévoit une durée d’indemnisation de quatre ou cinq ans, en fonction de la date de fermeture de la centrale, mais ne justifie pas cette hypothèse. Sur la base de l’étude réalisée par l’Öko-Institut, l’indemnisation devrait être limitée à trois ans (94). Chacune de ces trois hypothèses prises séparément réduirait considérablement le montant de l’indemnité, tandis qu’une fois prises ensemble, elles réduiraient l’indemnité de 4,4 milliards d’EUR à un maximum de 154 millions d’EUR pour RWE et de 189 millions d’EUR pour LEAG.

(203)

Dans ses observations sur la consultation publique, Greenpeace a ajouté qu’il n’y avait pas de distinction claire entre l’indemnité prévue pour les activités des centrales électriques et celle prévue pour les activités minières, ce qui est contraire aux règles en matière d’aides d’État. La transparence exigée par les règles de l’Union en matière d’aides d’État suppose non seulement d’indiquer le montant total de l’indemnité versée, mais également de publier et d’expliquer les hypothèses sous-jacentes utilisées pour déterminer ce montant. L’aide octroyée ne doit en aucun cas compenser un comportement «anti-économique» adopté à l’avenir en raison d’une nouvelle hausse attendue des prix du CO2. En outre, les objectifs du système d’échange de quotas d’émission ne doivent pas être compromis. Par ailleurs, il n’y a pas eu de mise en concurrence, ce qui est contraire aux principes énoncés dans les CEEAG. Dans le cadre de l’examen au cas par cas imposé par le point 432 des CEEAG, l’appréciation de la proportionnalité de la mesure (voir les considérants 199 et 204) démontre que la mesure est en tout état de cause excessive.

(204)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, ClientEarth a soutenu que la mesure n’était pas proportionnée. Il est difficile de savoir si les indemnités résultent de négociations ou ont été déterminées à l’aide d’une formule. ClientEarth soutient, à l’instar de Greenpeace (voir le considérant 203), que certains paramètres posent problème: les prix de l’électricité et du CO2 ont été choisis de manière arbitraire; il a été supposé que les fermetures anticipées ne permettraient d’économiser aucun coût fixe et que les exploitants de lignite seraient indemnisés pendant une période de quatre à cinq ans après la fermeture des unités, ce qui est trop long: l’Öko-Institut recommande par exemple un maximum de trois ans (95). ClientEarth a également souligné que le calcul devrait également tenir compte i) du mécanisme de fermeture différée et ii) du fait que toutes les centrales au charbon énumérées à l’annexe 2 de la loi relative à la fermeture qui fermeront avant 2025 se verront épargner les coûts d’investissement potentiellement nécessaires à l’adoption des mesures de mise en conformité avec les valeurs limites d’émission plus basses; en d’autres termes, elles ne devront pas réaliser les investissements obligatoires pour limiter les émissions au niveau prescrit par la loi. Selon ClientEarth, l’indemnité devrait inclure des paramètres variables afin d’éliminer le risque de surindemnisation. Étant donné que les dates de fermeture sont, jusqu’à présent, très lointaines (en 2038) et que les indemnités sont censées être versées en 15 tranches annuelles pour chaque exploitant, les tranches et le montant global de l’aide peuvent et doivent être ajustés en fonction du manque à gagner réel escompté des centrales, actualisé à l’aune de l’évolution des conditions du marché, avec un montant plafonné. ClientEarth a donc critiqué l’absence de mécanisme d’actualisation.

(205)

Selon ClientEarth, il n’y a pas de problème de sécurité de l’approvisionnement en Allemagne, contrairement à ce qu’affirment les autorités allemandes pour justifier à la fois la longueur du calendrier de fermeture et l’existence du mécanisme de fermeture différée. Le marché allemand de l’énergie est en surcapacité et il existe de nombreuses mesures de sécurité de l’approvisionnement en Allemagne pour prévenir tout risque. Même s’il existait des preuves d’un problème de sécurité de l’approvisionnement et de la nécessité d’adopter des mesures appropriées, cela devrait se faire conformément au règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil (96) sur le marché de l’électricité. Retarder artificiellement ou reporter la fermeture de certaines unités de LEAG et de RWE au-delà de leur date de fermeture naturelle (dans un scénario de statu quo, guidé par les forces du marché) pour qu’elles contribuent à la sécurité de l’approvisionnement semble constituer un contournement des règles applicables.

(206)

Enfin, ClientEarth a fait valoir que la mesure pourrait entraîner d’éventuels problèmes de cumul. Premièrement, en 2016, pour la Sicherheitsbereitschaft, il n’y avait pas eu de prime de restructuration (Anpassungsgeld; ci-après l’«APG») (97). Cette prime de restructuration est désormais versée directement aux travailleurs âgés de plus de 58 ans lorsqu’ils perdent leur emploi en raison de l’abandon progressif du charbon. Dans le cas de la Sicherheitsbereitschaft, les coûts fixes de personnel n’avaient pas été déduits des recettes du marché de l’électricité car ils n’étaient pas considérés comme des coûts marginaux à court terme. En effet, les entreprises s’étaient également vu octroyer des paiements pour leurs coûts d’ajustement des effectifs grâce aux paiements au titre de la Sicherheitsbereitschaft. Toutefois, étant donné que les coûts d’ajustement des effectifs sont désormais couverts par l’APG, ils ne devraient pas être inclus dans les indemnités accordées aux exploitants pour la fermeture. Ces coûts représentent environ 29 % des coûts des exploitants (98). Deuxièmement, l’article 50 de la loi relative à la fermeture dispose qu’il devrait y avoir un mécanisme de fermeture différée (Zeitlich gestreckte Stilllegung), fondé sur le modèle de la Sicherheitsbereitschaft conformément à l’article 13 octies de la loi sur l’industrie de l’énergie (ci-après l’«EnWG») (99). En ce qui concerne le mécanisme de fermeture différée, les recettes du marché de l’électricité sont de nouveau remboursées pendant la durée de ce mécanisme. Cette indemnisation doit être versée en plus des indemnités d’abandon progressif anticipé, et elle constitue une double indemnisation étant donné que les mêmes marges sur coûts variables ont déjà été remboursées dans le cadre du calcul du chiffre de 4,35 milliards d’EUR. Les exploitants ne devraient donc pas bénéficier d’une indemnité pour le mécanisme de fermeture différée en plus de celle dont ils bénéficient pour le mécanisme de fermeture. Dans ses observations sur la décision d’extension, ClientEarth a également fait valoir que la Commission n’avait examiné aucun des problèmes potentiels de cumul avec d’autres mesures d’aide telles que les mécanismes de capacité etc.

(207)

Dans ses observations sur la décision d’extension, ClientEarth a répété qu’un mécanisme d’actualisation serait nécessaire, en particulier compte tenu du fait que les calculs ont déjà été révisés une fois et des changements intervenus sur le marché de l’électricité à l’échelle mondiale. Un mécanisme permettant d’ajuster les indemnités sur la base du manque à gagner réel et des coûts liés à la fermeture permettrait d’éviter le risque d’une surindemnisation. ClientEarth a soulevé des questions similaires à celles formulées par GPE au sujet de la décision d’extension (voir les considérants 194 à 196) et a souligné que toutes les autres mesures pertinentes en matière d’énergie devraient être prises en considération afin d’éviter une surindemnisation, y compris le plafonnement des prix de l’énergie et le fait que certaines centrales au charbon de RWE bénéficient actuellement de la loi sur l’entretien des centrales électriques de remplacement (Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz). ClientEarth a affirmé qu’il était impossible de savoir s’il y aurait un mécanisme de récupération permettant d’éviter une surindemnisation. Elle s’est également référée à la décision SA.54537 (100) et à l’approche générale suivie par la Commission dans cette décision en ce qui concerne la proportionnalité. Enfin, ClientEarth s’est interrogée sur les raisons pour lesquelles le déclassement de deux unités (Neurath D et E) avait été reporté de deux ans et a déclaré que l’analyse de la Commission à ce sujet n’était pas suffisante et que l’incidence que pourrait avoir ce report sur le calcul de l’indemnité n’avait pas été prise en considération.

(208)

Dans ses observations à la suite de la consultation publique, le BEE a soutenu que d’autres hypothèses plus réalistes auraient dû être utilisées dans le scénario contrefactuel, notamment un prix du carbone plus crédible. Il a également exprimé les mêmes préoccupations que Greenpeace quant au fait que trois hypothèses clés ont conduit à une surévaluation systématique des indemnités (voir le considérant 204 ci-dessus).

(209)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, HEAL a considéré que le calcul de l’indemnité n’avait pas été effectué de manière transparente et responsable, et que la société civile n’avait pas été associée. HEAL a également estimé que les coûts externalisés de l’électricité au charbon pour la santé n’avaient pas été pris en compte dans le calcul du manque à gagner ni dans les coûts de réhabilitation des mines. Les coûts attendus de la pollution pour la santé auraient dû être déduits du manque à gagner pour la période choisie, de sorte que le coût externalisé aurait dû être internalisé pour obtenir un prix réaliste.

(210)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, le CAN a souligné qu’il existait un problème de transparence dans les montants d’indemnisation. Les montants d’indemnisation se composent du manque à gagner, des coûts de remise en culture et des coûts liés à la renonciation aux litiges, mais il reste difficile de déterminer quel montant est payé pour quel poste et si le résultat est fondé sur une formule. Le CAN considère que les montants ne sont pas proportionnés aux coûts de remise en culture, en particulier en ce qui concerne LEAG (101).

(211)

La Saxe a fait valoir que, pour apprécier la proportionnalité de l’indemnité, il convenait de tenir compte de tous les désavantages économiques, qui sont directement liés à la réduction des émissions de CO2 résultant de la production d’électricité à partir de lignite, subis par les entreprises du fait de l’abandon progressif du lignite, en particulier des coûts de l’ajustement socialement acceptable des effectifs.

(212)

La Rhénanie-du-Nord - Westphalie a fait valoir que, dans sa principale décision du 23 mars 2021 relative aux dispositions de la loi relative à la fermeture concernant l’aménagement du territoire du Land, elle avait insisté sur l’importance des dispositions de la loi relative à la fermeture pour la planification de l’occupation des sols du Land. Toutes les mines à ciel ouvert doivent satisfaire aux exigences d’une remise en état adéquate au sens de la loi fédérale sur les mines. Il n’existe aucun doute quant à la légalité de l’indemnité convenue contractuellement entre le gouvernement fédéral et RWE et approuvée par le Bundestag allemand en tant que législateur, à titre d’indemnisation des coûts supplémentaires nécessairement supportés par l’entreprise du fait de l’abandon progressif du lignite, prévu par la loi, d’ici à 2038 ou 2035. Une indemnisation adéquate de RWE est essentielle pour l’intérêt public de l’État de Rhénanie-du-Nord - Westphalie, étant donné qu’il s’agit d’une condition préalable à un développement efficace et tourné vers l’avenir du bassin minier rhénan. Il est important que l’entreprise soit en mesure de remplir ses obligations légales concernant la réparation des dommages causés dans la région.

(213)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, RWE a fait valoir que les désavantages économiques qu’elle subit sont supérieurs au montant de l’indemnité accordée et que, par conséquent, l’indemnité ne provoque pas de distorsions de la concurrence, mais conduit, à l’inverse, du moins dans une certaine mesure, à compenser les distorsions de la concurrence défavorables à RWE causées par l’abandon progressif anticipé du lignite.

(214)

Dans ses observations sur la décision d’extension, RWE a répété que les effets positifs de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée l’emportaient largement sur les effets négatifs potentiels. La mesure en faveur de RWE telle que modifiée conduira à une réduction sûre des émissions de CO2 et encouragera la transformation du secteur de l’énergie en créant des conditions d’investissement sûres pour de nouvelles technologies respectueuses du climat. C’est précisément la garantie contractuelle dont est assortie la trajectoire de fermeture qui génère une sécurité en matière d’investissement pour tous les acteurs du marché, puisque la réduction échelonnée de la capacité des centrales au lignite n’est pas sujette aux années de procédures judiciaires auxquelles on aurait pu s’attendre si l’Allemagne avait imposé une obligation de fermeture par des moyens purement réglementaires. L’avancement de l’abandon progressif à 2030 renforce d’autant plus ces effets de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. Ces effets positifs ne sont pas contrebalancés par les effets négatifs sur la concurrence qui pourraient résulter du versement de l’indemnité. Cette dernière est calculée de manière à ne réparer qu’une partie du préjudice causé à RWE par l’abandon progressif anticipé du lignite et, par conséquent, pour RWE, cet abandon progressif anticipé reste une activité déficitaire du point de vue économique. En outre, il renforce déjà tous les concurrents, étant donné que la pénurie d’approvisionnement causée par les fermetures a une incidence sur les prix.

(215)

Dans ses observations sur la consultation publique, LEAG a fait valoir que, même si la Commission devait partir du principe que la mesure entraînerait une distorsion de la concurrence compte tenu du large champ de ce critère, la mesure n’aurait de toute façon pas d’incidence négative sensible étant donné que, sur le marché, les exploitants seraient en concurrence avec d’autres exploitants, comme indiqué, par exemple, aux considérants 110 à 113 de la décision d’ouverture. À la suite de la fermeture des centrales au lignite, la position de l’exploitant sur le marché serait même affaiblie.

(216)

En outre, et en toute hypothèse, tout avantage pour LEAG serait manifestement secondaire compte tenu des effets positifs considérables de la mesure, notamment en ce qui concerne la réduction des émissions de CO2. L’abandon progressif de la production d’électricité à partir de lignite facilitera le développement de capacités supplémentaires de production d’électricité fondées sur d’autres technologies, en particulier les énergies renouvelables. La mesure aura par ailleurs une incidence positive sur l’environnement et offrira de la prévisibilité en ce qui concerne la fermeture anticipée des centrales au lignite. Partant, la mesure n’altère pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun, de sorte que les effets positifs de la mesure l’emporteraient de toute façon sur les éventuels effets négatifs sur la concurrence et les échanges.

(217)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, GPE cite une analyse effectuée par un tiers sur les prétendus effets de distorsion de la mesure. Le premier risque allégué d’effet de distorsion est que RWE et LEAG seront en mesure de pénétrer les marchés voisins ou de renforcer leur position sur ces marchés au détriment de leurs concurrents, surtout s’ils investissent dans des centrales électriques à forte intensité de capital pour l’utilisation d’énergies renouvelables. La deuxième préoccupation concerne le risque que l’indemnité provoque un retard dans l’abandon progressif du lignite, lequel serait induit par le marché et surviendrait beaucoup plus tôt. Dans ses observations sur la consultation publique, GPE a ajouté que la Commission aurait dû chercher à savoir si la mesure avait des effets potentiellement négatifs sur la concurrence et que l’analyse de l’effet du versement de l’indemnité aurait dû être effectuée non seulement pour le marché de la production d’électricité au moyen de centrales au charbon, mais également sur les marchés voisins tels que celui de l’électricité produite à partir de SER.

(218)

Enfin, dans ses observations sur la décision d’extension, GPE a fait valoir que le versement de l’indemnité en tranches régulières prédéterminées renforcera directement le pouvoir de marché de RWE et que ces tranches seront utilisées de manière à fausser la concurrence sur les marchés de l’électricité verte. GPE a fait remarquer que les acteurs du marché devaient habituellement surmonter deux obstacles majeurs lorsqu’ils investissaient dans les énergies renouvelables: i) trouver des zones appropriées pour les projets et ii) financer les installations. RWE (et LEAG) ont déjà l’avantage de disposer d’un accès facilité à des endroits où installer de nouvelles installations éoliennes et photovoltaïques, puisqu’ils peuvent utiliser les terrains auparavant consacrés à l’extraction de lignite. En outre, les tranches annuelles fournissent à RWE (et à LEAG) des liquidités financières leur permettant d’investir.

(219)

Les huit entreprises locales ont fait valoir, dans leurs observations sur la décision d’ouverture, que l’octroi de l’aide aux exploitants était contraire aux principes fondamentaux du droit de la concurrence de l’Union, étant donné qu’elles sont en concurrence directe avec RWE sur le marché de gros de l’électricité à court terme. Le versement d’une prime de déclassement exclusive, forfaitaire, non déterminée par le jeu de la concurrence et surestimée viole l’article 106 lu en liaison avec l’article 102 du TFUE, et ce, pour les raisons suivantes: i) il consolide la position du producteur d’électricité dominant sur le marché, RWE, en lui octroyant des ressources financières, dans une situation où le marché se réduit de toute façon en faveur de RWE; ii) il crée des conditions de concurrence structurellement inégales sur le marché et permet à RWE de mieux exploiter le potentiel stratégique de ses centrales électriques sur le marché de la vente primaire par rapport aux autres concurrents et d’étendre sa position de chef de file sur le marché des énergies renouvelables et, par conséquent, iii) il existe un risque accru d’éviction des concurrents. Selon ces entreprises, une situation dans laquelle un État membre crée des conditions de concurrence inégales susceptibles d’encourager les transferts et les abus de pouvoir de marché est considérée comme une violation des dispositions du droit primaire en matière de concurrence selon les précédents de la Commission et de la Cour de justice de l’Union européenne (102).

(220)

Dans leurs observations du 16 novembre 2022, les huit entreprises locales ont affirmé que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée soutenait la position dominante de RWE et sa transition écologique d’une manière faussant la concurrence. Selon elles, l’objectif de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est de maintenir le pouvoir de marché de RWE sur le nouveau marché de l’électricité verte et le changement de combustible de RWE est subventionné par l’État allemand, tandis que les autres producteurs doivent se livrer concurrence pour effectuer cette transition. Elles font notamment référence aux projets de RWE de construire des centrales électriques au gaz adaptées à l’utilisation de l’hydrogène d’une capacité approximative de 3 GW sur le site des centrales au lignite qui fermeront en 2030 ainsi qu’à l’engagement pris, selon elles, par l’État allemand de soutenir la construction de ces centrales, même en cas d’appels d’offres.

(221)

Les arguments résumés au considérant 220 ont également été avancés par les deux entreprises locales dans leurs observations sur la décision d’ouverture. Dans leurs observations sur la consultation publique, elles ont ajouté que la mesure nuira aux petits producteurs d’électricité à partir de SER et gonflera artificiellement les prix de l’électricité. Enfin, les entreprises ont estimé que les effets positifs de l’indemnité ne pouvaient être compensés par ses effets négatifs, compte tenu des incidences sur la concurrence et de la surindemnisation alléguée (voir les observations à la section 4.3.6 ci-dessus).

(222)

Dans ses observations sur la consultation publique, DEBRIV a fait valoir qu’il n’existait aucune preuve d’une distorsion de la concurrence et des échanges résultant de l’indemnisation. Premièrement, la mesure génère des avantages quantifiables pour l’environnement, étant donné que la fermeture progressive des centrales concernées au cours de la période pertinente réduira les émissions de CO2. Deuxièmement, l’indemnité versée aux entreprises de lignite compense uniquement le manque à gagner et les dommages et désavantages économiques supplémentaires et ne confère donc pas d’avantage concurrentiel aux entreprises.

(223)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, Greenpeace a fait valoir que le montant disproportionné de l’aide, tel que décrit au considérant 199, entraînerait d’importantes distorsions du marché.

(224)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, ClientEarth a fait valoir que la mesure faussait la concurrence et qu’il n’existait pas d’avantages environnementaux significatifs permettant de compenser les distorsions de concurrence. Selon elle, les exploitants peuvent subventionner de manière croisée leurs autres activités, notamment la production d’énergie à partir de sources d’énergie plus propres. En outre, le retard dans la fermeture des installations engendré par le calendrier prévu par la loi relative à la fermeture crée aussi intrinsèquement un désavantage concurrentiel pour les sources d’énergie plus propres, qui auront plus de difficultés à pénétrer le marché, ou le pénétreront plus lentement que si les centrales au lignite avaient fermé dans les conditions normales du marché et en assumant tous leurs coûts de fermeture.

(225)

ClientEarth a aussi fait référence à l’«arrêt climat» rendu par la Cour constitutionnelle allemande le 24 mars 2021 (103), dans lequel la Cour se pose la question de savoir si la mesure œuvre effectivement à la réalisation de l’objectif de réduction des émissions de GES fixé par l’Allemagne. L’article 2, paragraphe 1, de la loi relative à la fermeture indique que l’objectif premier de l’abandon progressif du charbon est de réduire les émissions de GES en Allemagne. La Cour constitutionnelle a toutefois jugé que les mesures actuellement en vigueur, dont la loi relative à la fermeture, ne permettaient pas à l’Allemagne de remplir son obligation de réduire les émissions et de prendre des mesures efficaces pour prévenir le changement climatique. On pourrait dès lors considérer que les effets négatifs l’emportent sur les effets positifs, étant donné que la mesure ne contribue pas à atteindre les objectifs climatiques nécessaires de l’Allemagne. En réaction à cet arrêt, le gouvernement allemand a proposé un objectif national de réduction de 65 % des émissions de GES d’ici à 2030, ce qui nécessiterait d’abandonner le charbon non pas d’ici à 2038, mais d’ici à 2030.

(226)

ClientEarth a affirmé que des mesures supplémentaires visant à éviter les distorsions de concurrence devraient être mises en place et a cité l’exemple de l’affaire relative à la restructuration de British Energy plc (104). Les mesures nécessaires devraient inclure l’interdiction de subventionner de manière croisée les différentes activités commerciales (production à partir de lignite, production à partir d’autres combustibles que le lignite, ventes sur le marché de gros, approvisionnement direct des entreprises, par exemple), afin d’éviter que l’aide à la fermeture soit utilisée de manière abusive pour développer de nouvelles activités.

(227)

ClientEarth a en outre souligné, dans ses observations sur la décision d’extension, que cette décision confirmait la préoccupation relative aux distorsions de concurrence, étant donné que RWE a elle-même indiqué qu’elle allait investir massivement dans la transition énergétique, en consacrant plus de 50 milliards d’EUR bruts au niveau mondial à l’expansion de son cœur de métier vert, dont 15 milliards d’EUR destinés à l’Allemagne (voir le considérant 22 de la décision d’extension). Si l’indemnité est effectivement utilisée pour développer la production d’énergie renouvelable, la Commission a adopté des règles spécifiques pour l’octroi d’une aide pour ces activités et une appréciation devrait être effectuée conformément à ces règles. Une telle appréciation ne relève pas de la décision d’extension.

(228)

À la suite de la consultation publique, le BEE a fait observer que l’octroi de tels montants de fonds publics à seulement deux acteurs fausserait considérablement le marché intérieur et affecterait la concurrence et les échanges au niveau national et, compte tenu de la taille de RWE et de LEAG, au niveau de l’Union. Selon lui, RWE et LEAG seront aidées à maintenir leur pouvoir de marché et les concurrents qui ont pris des décisions stratégiques en faveur d’une production d’énergie plus propre seront évincés du marché.

(229)

À la suite de la décision d’ouverture et de la décision d’extension, les autorités allemandes ont présenté des observations qui sont résumées dans la section ci-dessous.

(230)

À la suite de la décision d’ouverture, les autorités allemandes ont fait valoir, dans leurs observations du 1er avril 2021, que la question de l’existence d’une aide pouvait être laissée en suspens, étant donné que la mesure est en tout état de cause proportionnée. Par conséquent, l’Allemagne n’a pas fourni d’appréciation quant à l’existence d’un avantage conféré à RWE et LEAG.

(231)

Le 6 septembre 2021, en commentant les observations des tiers, les autorités allemandes ont rejeté comme erroné le point de vue avancé par certains tiers selon lequel l’indemnité convenue conférerait à RWE et à LEAG un avantage supérieur au montant qu’elles auraient obtenu en cas de fermeture réglementaire suivie d’une procédure contentieuse. Elles ont souligné qu’un tel point de vue ne tenait pas compte des nombreux avantages de la solution négociée retenue pour l’abandon progressif du lignite. L’Allemagne a fait référence à la commission du charbon, qui, après de longues et intenses discussions, a notamment recommandé que la question de l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de lignite soit réglée par consensus. Le gouvernement allemand a suivi cette recommandation pour plusieurs raisons:

(232)

Apaisement social: la solution négociée était très importante pour emporter l’adhésion de l’ensemble de la société allemande au projet d’abandon progressif du charbon. Sinon, sans consensus, l’abandon progressif prévu aurait pu être entravé par différents acteurs, ce qui aurait rendu sa mise en œuvre et son application beaucoup plus difficiles sur les plans social et politique.

(233)

Sécurité et prévisibilité juridiques: la solution négociée permet d’apporter rapidement une sécurité et une prévisibilité juridiques à toutes les parties concernées. La réduction de la production d’électricité à partir de lignite en Allemagne constitue un défi structurel majeur, en particulier dans les régions du centre et de l’est du pays, où les exploitants de centrales électriques au lignite et de mines de lignite jouent un rôle de premier plan en tant qu’employeurs et facteurs économiques. Pour que la réduction de la production d’électricité à partir de lignite aille de pair avec des politiques structurelles et sociales, il est important de définir une trajectoire de déclassement fiable.

(234)

Le lignite en tant que système global de centrales électriques et de mines à ciel ouvert: il existe, dans le cas du lignite, un lien opérationnel direct entre les centrales électriques et les mines à ciel ouvert. Par conséquent, la fermeture des centrales électriques doit être étroitement coordonnée avec la planification et la logistique de l’extraction à ciel ouvert. Par exemple, la gestion des trous résiduels, la remise en état des zones minières à ciel ouvert ou la gestion des morts-terrains sont particulièrement difficiles. La solution négociée pour le déclassement des centrales au lignite tient dûment compte de ces difficultés et garantit que la réduction de la production d’électricité à partir de lignite sera aussi efficace que possible pour l’ensemble du système.

(235)

Seule la conclusion d’un contrat peut permettre d’adopter des règles individuelles: l’accord entre l’Allemagne et les exploitants (c’est-à-dire le contrat de 2021) est un contrat de droit public qui régit, outre la fermeture des centrales électriques, d’autres droits et obligations des parties contractantes. Le contrat de 2021 prévoit, entre autres, i) une voie de recours exhaustive, ii) des règles visant à garantir une indemnisation de la restauration des mines à ciel ouvert et iii) la possibilité d’avancer l’abandon progressif de trois ans sans indemnisation supplémentaire. Ces règles ont une valeur monétaire et elles n’auraient pas pu être appliquées, ou pas de la même manière, au moyen d’une solution juridique.

(236)

Voie de recours exhaustive: dans le contrat de 2021, les exploitants déclarent renoncer entièrement à l’exercice de leurs voies de recours, tant devant les juridictions nationales que devant les tribunaux d’arbitrage international. Même si la valeur économique d’une telle renonciation est difficile à quantifier, elle revêt une importance capitale sur le plan politique et économique en procurant une sécurité juridique à l’Allemagne, qui n’a pas à craindre les risques budgétaires liés à d’éventuelles actions en justice. Le contrat de 2021 prévoit également des règles relatives à l’équivalence des contrats pour les évolutions ultérieures de la situation réglementaire et les réexamens de la mesure.

(237)

Indemnisation de la remise en état des mines à ciel ouvert: le contrat de 2021 contient des dispositions exhaustives visant à garantir les montants d’indemnisation nécessaires à la réhabilitation des mines à ciel ouvert. Ces dispositions ne sont pas les mêmes pour RWE et pour LEAG, étant donné que la situation des deux sociétés est différente, compte tenu de la structure du groupe et des instruments de sauvegarde mis en œuvre par les autorités minières. Par conséquent, dans le cas de RWE, l’accent est mis sur la structure du groupe et des mesures de sauvegarde ont été mises en place en cas de changements importants dans le groupe. Dans le cas de LEAG, le montant de l’indemnité est versé aux entités ad hoc qui existent déjà et ont été données en garantie aux Länder de Brandebourg et de Saxe: le montant de l’indemnité est donc transféré vers un fonds spécial.

(238)

Option de déclassement anticipé: le contrat de 2021 prévoit la possibilité d’un déclassement anticipé: dans les années 2030, toutes les centrales électriques pourraient être fermées trois ans plus tôt que ne le prévoit la trajectoire de fermeture, sans indemnisation, à condition que l’Allemagne en fasse la demande au plus tard cinq ans avant la date de fermeture anticipée. Les exploitants accepteront cette fermeture anticipée sans recevoir d’indemnité supplémentaire. La possibilité d’un déclassement anticipé est donc prise en considération dans les montants d’indemnisation convenus. Pour le gouvernement allemand, cette possibilité présente un avantage supplémentaire, car elle lui procure une marge de manœuvre supplémentaire pour réduire davantage les émissions de CO2 et, dans le même temps, elle n’entrave pas d’autres objectifs ou domaines d’action tels que, entre autres, la sécurité de l’approvisionnement et la situation socio-économique des zones touchées. Une telle option sans indemnisation aurait difficilement pu être décidée par le législateur tout en garantissant une sécurité juridique.

(239)

Réduction fiable des émissions de CO2: la solution négociée permet d’atteindre de manière fiable l’objectif de réduction des émissions de CO2 de la mesure. Il n’y a pas lieu de craindre que RWE ou LEAG conteste la fermeture des centrales électriques devant une juridiction nationale. Dès lors, il ne saurait y avoir de situation dans laquelle les fermetures convenues n’auraient pas lieu ou seraient retardées et dans laquelle du CO2 supplémentaire serait ainsi émis.

(240)

Dans ses observations sur la décision d’extension, l’Allemagne a maintenu son point de vue initial selon lequel la qualification en tant qu’aide de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée pouvait être laissée en suspens, étant donné que la valeur actuelle de l’indemnité est inférieure au manque à gagner estimé.

(241)

L’Allemagne n’a pas formulé d’observations à la suite de la consultation publique sur l’applicabilité et l’application des CEEAG en l’espèce, et elle n’a pas non plus commenté les observations présentées par des tiers dans le cadre de cette consultation.

(242)

L’Allemagne fait valoir que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée ne remet pas en cause l’effet incitatif que la mesure en faveur de RWE a eu sur cette dernière lors des fermetures de six unités réalisées depuis 2020.

(243)

RWE a déjà fermé six unités conformément au plan d’abandon progressif du lignite établi dans la loi relative à la fermeture et dans le contrat de 2021. Toutefois, elle n’a reçu aucune indemnité jusqu’à présent, en raison de la clause suspensive figurant à l’article 10 de la loi relative à la fermeture. RWE a fermé ces unités uniquement parce qu’elle avait convenu avec l’Allemagne que ces fermetures anticipées feraient l’objet d’une compensation. En d’autres termes, lorsqu’elle a fermé les unités, RWE s’attendait à ce que l’Allemagne l’indemnise, comme le prévoit la loi. Les attentes de RWE quant à une indemnisation ont été renforcées notamment par la conclusion d’un contrat de droit public juridiquement contraignant avec l’Allemagne, à savoir le contrat de 2021. Outre la loi relative à la fermeture, entrée en vigueur en août 2020, ce contrat prévoit que RWE a droit à une indemnité pour la fermeture anticipée de ses centrales. Cette indemnisation contractuellement convenue incitera également RWE à envisager les futures fermetures. Par conséquent, la mesure en faveur de RWE, telle qu’initialement envisagée et telle que modifiée, a un effet incitatif sur RWE.

(244)

En ce qui concerne le point 427 des CEEAG, les autorités allemandes ont affirmé que l’accélération de l’abandon progressif du lignite dans la zone d’extraction de lignite rhénane ne constituait ni une mesure d’aide visant à renforcer la sécurité de l’approvisionnement au sens des points 325 à 370 des CEAAG ni un contournement des règles en la matière. L’accélération de l’abandon progressif du lignite par RWE n’est pas une mesure visant à remédier aux difficultés à long ou à court terme en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement dans le secteur de l’électricité. Dans le rapport publié début 2023 par l’Agence fédérale allemande des réseaux sur l’état actuel et l’évolution de la sécurité de l’approvisionnement («Versorgungssicherheitsbericht Strom»), il est indiqué qu’un abandon du charbon en Allemagne d’ici à 2030 est possible sans incidence sur la sécurité de l’approvisionnement du côté du marché ou du côté du réseau.

(245)

L’Allemagne a ajouté que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée était clairement axée sur le déclassement anticipé et définitif des centrales au lignite de RWE. C’est cette fermeture définitive des centrales électriques qui fait l’objet d’une indemnité, et aucun paiement de capacité n’est accordé. Le report de deux ans des dates de déclassement initialement convenues pour Neurath D et Neurath E ne contredit pas cette appréciation, étant donné que l’indemnité en faveur de RWE ne sera pas versée pour ce report, mais pour le déclassement anticipé des centrales électriques. Dans la mesure où les économies de gaz naturel réalisées en exploitant plus longtemps deux unités contribuent de fait à garantir la sécurité de l’approvisionnement dans d’autres secteurs, le report n’est pas compensé. En outre, le droit du gouvernement allemand de décider ultérieurement s’il y a lieu de transférer certaines unités de RWE vers une réserve (voir le considérant 278) ne modifie pas l’appréciation selon laquelle la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est une mesure de déclassement.

(246)

Dans ses observations présentées le 6 septembre 2021, l’Allemagne a fait valoir que la mesure n’enfreignait pas le principe du pollueur-payeur, compte tenu des éléments suivants:

(247)

Les obligations des exploitants en vertu du droit minier ne sont pas mises à mal et aucune dépense n’est économisée (voir également le point 7 du contrat de 2021). Dans le même temps, les entreprises n’ont pas «causé» les coûts supplémentaires engendrés par l’abandon progressif du lignite. Ces coûts supplémentaires ont donc été pris en considération lors de la détermination des montants de l’indemnité.

(248)

Les coûts miniers supplémentaires sont les coûts supplémentaires supportés dans les mines à ciel ouvert en raison de la fermeture anticipée, tels que les coûts liés au report de la constitution de provisions (effets du taux d’intérêt) et les dépenses supplémentaires dues, par exemple, à la nécessité d’une replanification. Ils ne couvrent pas les coûts liés à la remise en état régulière des mines à ciel ouvert, que les entreprises auraient de toute façon dû supporter si aucun abandon progressif du lignite n’avait été convenu.

(249)

Le contrat de 2021 contient des garanties supplémentaires pour l’utilisation des mines à ciel ouvert. Outre les obligations légales existantes des exploitants, le contrat prévoit des garanties élaborées individuellement pour chacun des deux exploitants, qui réduisent le risque que les entreprises ne supportent pas entièrement les coûts de l’extraction à ciel ouvert au détriment de la santé humaine et de l’environnement.

(250)

Dans ses observations présentées le 6 septembre 2021, l’Allemagne a déclaré que la mesure était appropriée pour mettre en œuvre l’abandon progressif du lignite d’une manière efficace du point de vue des coûts, prévisible, socialement acceptable et juridiquement sûre. Il ne semble pas exister d’autres mesures tout aussi appropriées. L’Allemagne a souligné ce qui suit.

(251)

L’abandon progressif de la houille mis en œuvre dans d’autres États membres de l’Union (par exemple l’Espagne ou les Pays-Bas) n’est pas comparable à celui du lignite mis en œuvre en Allemagne. Dans ces pays, toutes les centrales au charbon utilisent de la houille, qui peut être achetée de manière économique sur le marché mondial, et il n’y a pas de mines à ciel ouvert. Toutefois, selon l’Allemagne, c’est précisément l’interconnexion entre les centrales électriques et les mines à ciel ouvert au sein d’une unité systémique qui rend l’abandon progressif du lignite particulièrement complexe et contraignant, également en raison de l’importance des économies régionales et des difficultés rencontrées pour associer abandon progressif et ordonné et politiques structurelles. En outre, le charbon en tant que source d’énergie joue un rôle moins important en Espagne et aux Pays-Bas que dans le bouquet énergétique allemand.

(252)

La solution convenue pour le lignite présente de nombreux avantages, notamment en matière d’apaisement social, de sécurité juridique et de prévisibilité (voir le considérant 232 ci-dessus).

(253)

Dans ses observations sur la décision d’ouverture, l’Allemagne a indiqué que le manque à gagner était, à lui seul, supérieur aux montants d’indemnisation et qu’il n’y avait donc aucune surindemnisation.

(254)

Dans ses observations sur la décision d’extension, l’Allemagne a pris note de la conclusion préliminaire de la Commission concernant la proportionnalité de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(255)

L’Allemagne affirme que l’indemnité accordée à RWE est versée pour divers aspects, y compris, en particulier, pour le manque à gagner et les coûts supplémentaires que RWE a dû et doit supporter, étant donné qu’elle a accepté de fermer ses centrales pour des raisons de protection du climat avant que celles-ci n’atteignent la fin de leur durée de vie technique/économique. Si elle avait refusé, la vente de l’électricité produite par ces centrales électriques lui aurait rapporté de l’argent, et elle n’aurait pas dû supporter de coûts supplémentaires.

(256)

L’Allemagne fait valoir que le manque à gagner de RWE dépasse d’ores et déjà l’indemnité qui lui a été accordée et qu’il justifie dès lors cette dernière. Pour en faire la preuve, r2b energy consulting GmbH a préparé pour le ministère allemand le calcul révisé pour les centrales de RWE, dans lequel le manque à gagner a été comparé à l’indemnité versée à RWE, afin de démontrer qu’il n’y a pas de surindemnisation (voir les considérants 63 à 75 pour une description de ce calcul).

(257)

Ce calcul montre que la VAN du manque à gagner pour les années 2022 à 2025 (chiffrée à environ 2,03 milliards d’EUR), calculée sur la base des prix de l’électricité et du CO2 attendus par le marché au cours des années suivant la fermeture, est déjà supérieure à la VAN de l’indemnité à verser à RWE (environ 1,72 milliard d’EUR). L’inclusion de l’année 2026 entraîne une augmentation du manque à gagner de 131 millions d’EUR supplémentaires (en VAN de 2022).

(258)

L’Allemagne souligne également que le calcul a été effectué de manière prudente, ce qui signifie que les bénéfices que les unités fermées auraient pu réaliser dans le scénario contrefactuel ont été sous-estimés. Plus précisément:

(259)

L’Allemagne observe également que le calcul révisé est effectué d’une manière qui reflète globalement l’économie de la production d’électricité à partir de lignite, dans laquelle les mines sont indissociables des centrales électriques. Ainsi, le calcul révisé tient compte non seulement des coûts miniers variables, mais également des coûts fixes des mines de lignite, qui sont beaucoup plus élevés que les coûts miniers variables lorsqu’ils sont évalués par unité de production d’électricité. Cela entraîne des coûts de combustibles totaux par unité de production nettement plus élevés et réduit encore le manque à gagner.

(260)

En ce qui concerne les doutes soulevés dans la décision d’ouverture, l’Allemagne fait valoir que, pour RWE, ces doutes n’ont plus lieu d’être au regard du calcul révisé (voir les considérants 63 à 75), d’autant plus que le calcul supprime la nécessité d’une approche globale de modélisation à long terme.

(261)

Plus précisément, l’Allemagne affirme que les doutes soulevés dans la décision d’ouverture quant aux bénéfices à très long terme (voir les considérants 123 à 132 de la décision d’ouverture) n’ont plus lieu d’être en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que le calcul révisé ne tient compte que du manque à gagner évalué sur un nombre limité d’années proches des dates de fermeture et que ce manque à gagner est d’ores et déjà supérieur à l’indemnité.

(262)

L’Allemagne fait également valoir que les doutes de la Commission concernant les coûts d’investissement (voir les considérants 126 et 127 de la décision d’ouverture) supportés afin de mettre à niveau les centrales électriques et de garantir ainsi leur longévité sont dénués de pertinence au regard de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, en raison de la période beaucoup plus courte prise en considération pour calculer le manque à gagner attendu. En ce qui concerne Niederaußem D, dont la Commission a mis en doute la capacité de fonctionner au-delà de 2020 en raison de la nécessité de se conformer à la directive relative aux émissions industrielles (2010/75/UE) et aux normes plus strictes applicables, dans ce cadre, aux grandes installations de combustion pour ce qui est des principaux processus des centrales électriques, l’Allemagne fait valoir que ce doute n’a plus lieu d’être en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné qu’aucun manque à gagner n’est pris en compte pour cette unité particulière dans le calcul révisé (voir le considérant 65).

(263)

En outre, en ce qui concerne le doute exprimé au considérant 129 de la décision d’ouverture quant à la question de savoir si le taux d’actualisation de 7,5 % tient suffisamment compte des risques et incertitudes élevés liés à la longueur de la période de prévision ou si des mécanismes de correction supplémentaires devraient être prévus, l’Allemagne indique que le taux d’actualisation de 7,5 % est adéquat. Selon l’étude de KPMG (105), le CMPC moyen du secteur est de 5,2 % et celui utilisé par RWE dans ses propres calculs est de 3,5 %. L’Allemagne soutient que ce doute n’a plus lieu d’être en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que la période prise en considération pour l’évaluation est courte et que la valeur du CMPC, même si elle est fixée à un niveau inférieur ou supérieur, ne modifie pas le résultat de la comparaison entre le manque à gagner et l’indemnité. Cela s’explique principalement par la brièveté de la période prise en considération pour le manque à gagner, dont la valeur actuelle nette n’est pas fortement influencée par les variations du CMPC, ainsi que par le fait que la valeur actuelle nette des versements d’indemnité annuels, qui s’étend sur une période plus longue, est également diminuée par les effets de l’inflation [attendue à 2 % après 2025 selon l’objectif de la Banque centrale européenne (106)].

(264)

En ce qui concerne le doute exprimé quant aux futurs prix du carburant et du CO2, que la Commission jugeait obsolètes (voir le considérant 130 de la décision d’ouverture), l’Allemagne fait valoir que cette question n’est plus pertinente en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que le manque à gagner dans le calcul révisé relatif à cette mesure est fondé sur les attentes du marché établies de manière indépendante au moment de la fermeture des unités (dans le cas des unités déjà fermées) ou sur des attentes récentes du marché établies de manière indépendante en ce qui concerne les prix du carburant et du CO2 (pour les unités fermant après la date de présentation du calcul révisé).

(265)

Par ailleurs, le doute exprimé au considérant 131 de la décision d’ouverture, dans lequel la Commission souligne qu’elle n’avait pas reçu de données pour chacune des unités dont la fermeture est prévue, est également dissipé, de l’avis de l’Allemagne, en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que le calcul révisé contient des données pour chaque unité de RWE qui a déjà fermé ou qui devrait enregistrer un manque à gagner dans un avenir proche jusqu’en 2026 (107).

(266)

L’Allemagne fait valoir que le doute exprimé par la Commission au considérant 132 de la décision d’ouverture concernant l’absence d’analyse de sensibilité est également dissipé en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné qu’au lieu d’un modèle du marché de l’électricité fondé sur des paramètres supposés tels que les prix de l’électricité, des combustibles et du CO2 communiqués précédemment, le calcul révisé du manque à gagner pour la mesure en faveur de RWE telle que modifiée se base sur les attentes réelles du marché établies par des sources indépendantes et applique une pratique sectorielle largement établie selon laquelle les centrales électriques couvrent leur marge d’exploitation en utilisant des produits financiers achetés sur les bourses de matières premières (voir le considérant 75).

(267)

De l’avis de l’Allemagne, les doutes exprimés par la Commission au considérant 134 de la décision d’ouverture concernant les autres scénarios présentés par l’Allemagne sont également dissipés en ce qui concerne la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. En effet, sur la base de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, la fermeture définitive des centrales de RWE a été avancée de 2038 à 2030. Par conséquent, l’option de déclassement anticipé (c’est-à-dire l’option consistant à avancer la fermeture de 2038 à 2035) n’est plus pertinente et n’a pas été prise en considération dans le calcul révisé du manque à gagner de RWE (voir les considérants 63 à 75).

(268)

En ce qui concerne les coûts supplémentaires supportés par RWE pour la réhabilitation des mines (voir les considérants 136 à 138 de la décision d’ouverture), l’Allemagne souligne que, dans le calcul révisé, il n’a été tenu compte que du manque à gagner des centrales électriques de RWE (voir les considérants 63 à 75), et non des coûts supplémentaires relatifs à la réhabilitation des mines. Ces coûts supplémentaires de réhabilitation des mines n’ont pas été pris en compte dans le calcul révisé, étant donné que le manque à gagner de RWE dépassait déjà le montant de l’indemnisation accordée à RWE et suffisait donc à justifier cette dernière. Néanmoins, l’Allemagne a insisté sur le fait que les coûts supplémentaires de réhabilitation des mines en général seraient également appropriés pour justifier les indemnisations versées à RWE.

(269)

L’Allemagne souligne que le calcul révisé et les arguments avancés ne concernent que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée et sont spécifiques à celle-ci.

(270)

Enfin, l’Allemagne fait remarquer que la situation des centrales au lignite de plus petite taille est différente, étant donné que leurs propriétaires sont plus diversifiés (environ 45 installations au lignite de plus petite taille sont exploitées en Allemagne) et sont souvent des utilisateurs industriels consommant leur propre production d’électricité (et souvent aussi de chaleur). De fait, certaines installations de plus petite taille produisant également de la chaleur dans une configuration de cogénération ont vu leur date d’arrêt d’activité fixée dans un autre instrument relatif à la décarbonation (Kraft-Wärme Kopplungsgesetz, loi sur la production combinée de chaleur et d’électricité).

(271)

Dans ses commentaires sur les observations des tiers sur la décision d’extension, l’Allemagne a fait valoir que les critiques formulées au sujet de la méthode utilisée pour calculer le manque à gagner dans le calcul révisé n’étaient guère convaincantes. Elle a démontré dans ses observations que la VAN du manque à gagner de RWE était sensiblement plus élevée que celle de l’indemnité. Le calcul révisé montre que le montant de l’indemnité est limité au minimum nécessaire et qu’il n’y a pas de surindemnisation.

(272)

En outre, l’Allemagne a souligné que le gouvernement allemand n’avait garanti à RWE aucune aide d’État pour le développement de centrales électriques au gaz adaptées à l’utilisation de l’hydrogène sur les sites des unités au lignite fermées. Les autorités allemandes reconnaissent que, dans le contexte de l’abandon progressif du charbon en Allemagne, le gouvernement allemand élabore actuellement diverses nouvelles mesures en vue de la transition vers une production d’électricité neutre pour le climat. Toutefois, cela ne signifie pas que RWE se soit vu garantir un quelconque soutien. L’Allemagne prévoit d’accorder un tel soutien sous la forme de primes octroyées au moyen d’appels d’offres généraux et transparents ouverts à tous les acteurs du marché: RWE n’a donc aucune garantie d’obtenir un soutien au titre des nouvelles mesures. En outre, l’Allemagne souligne que ces mesures ne sont liées ni à la mesure en faveur de RWE, ni à la mesure en faveur de RWE telle que modifiée et à la présente procédure.

(273)

Dans ses observations présentées le 6 septembre 2021, l’Allemagne conteste l’affirmation des tiers selon laquelle l’indemnité procure un avantage à RWE et à LEAG à la fois par rapport à leurs concurrents sur le marché allemand et à leurs concurrents sur le marché européen et soutient que la mesure ne fausse pas ou ne menace pas de fausser la concurrence ou d’altérer les échanges entre États membres.

(274)

En outre, l’Allemagne juge infondée l’allégation, formulée par un tiers, relative à l’existence d’une violation présumée de l’article 106, paragraphe 1, en liaison avec l’article 102 du TFUE, décrite au considérant 220. Une telle violation suppose l’existence d’une position dominante sur le marché occupée par une entreprise à laquelle un État membre accorde des droits spéciaux ou exclusifs. Or, en l’espèce, il a déjà été établi par les autorités dans plusieurs décisions en matière de concentrations que RWE n’occupe pas de position dominante sur le marché de produit et le marché géographique en cause (108).

(275)

L’Allemagne fait valoir que le mécanisme de fermeture différée devrait être séparé de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné qu’il s’agit d’instruments différents, portant sur des périodes différentes et suivant une logique différente. L’indemnité accordée à RWE pour la fermeture anticipée est fixée dans la loi relative à la fermeture et le contrat de 2021. Elle a été calculée sur la base du manque à gagner subi après la fermeture définitive de l’unité concernée. La période pendant laquelle une unité donnée peut être incluse dans le mécanisme de fermeture différée (c’est-à-dire le laps de temps écoulé entre la date de fermeture provisoire et la date de fermeture définitive) n’est pas prise en considération dans le calcul du manque à gagner.

(276)

Par ailleurs, la rémunération pour fermeture différée est calculée sur la base d’une formule d’indemnisation pour l’unité concernée et uniquement pour la période pendant laquelle l’unité se trouve dans le mécanisme de fermeture différée. Cette rémunération est donc dénuée de pertinence pour le calcul du manque à gagner effectué pour établir l’indemnité au titre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée et ne devrait pas être prise en considération dans l’appréciation de la proportionnalité de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(277)

Enfin, en ce qui concerne les autres réserves potentielles (Reserve) mentionnées dans la mesure en faveur de RWE telle que modifiée (voir les considérants 51 et 59), l’Allemagne fait valoir que ces options de réserve ne sont pas prévues dans la loi modificative ni dans l’avenant. Si l’Allemagne souhaitait les mettre en œuvre, elle et RWE devraient d’abord les définir. À ce stade, ces options de réserve n’ont pas encore été définies en détail sur le plan juridique. Étant donné que ces réserves n’existent pas encore et qu’il n’est pas encore certain que ces options seront activées à l’avenir, l’Allemagne fait valoir qu’elles ne sont pas pertinentes pour l’appréciation de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. Si le gouvernement allemand optait pour une réserve, il s’agirait d’une nouvelle mesure. En fonction de leur conception, l’Allemagne notifierait ces mesures séparément en vertu de la législation de l’Union en matière d’aides d’État.

(278)

Aux termes de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE, «sont incompatibles avec le marché intérieur, dans la mesure où elles affectent les échanges entre États membres, les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d’État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions».

(279)

La qualification d’aide d’État d’une mesure au sens de cette disposition nécessite donc que les conditions cumulatives suivantes soient remplies: i) la mesure d’aide doit être imputable à l’État et être financée au moyen de ressources d’État; ii) elle doit conférer un avantage à son bénéficiaire; iii) cet avantage doit être sélectif; et iv) la mesure doit fausser ou menacer de fausser la concurrence et affecter les échanges entre États membres.

(280)

La Commission a déjà conclu à titre préliminaire dans la décision d’ouverture, après avoir analysé la mesure en faveur de RWE (voir les considérants 94 à 112 de la décision d’ouverture), que cette mesure constituait une aide. Dans la décision d’extension, la Commission a conclu à titre préliminaire que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée constituait également une aide (voir les considérants 80 à 88 de la décision d’extension).

(281)

Pour qu’une mesure puisse être considérée comme étant accordée par un État membre ou au moyen de ressources d’État sous quelque forme que ce soit, elle doit i) être accordée directement ou indirectement au moyen de ressources d’État et ii) être imputable à l’État.

(282)

En l’espèce, l’indemnité sera versée à RWE sur le budget de l’État conformément aux dispositions de la loi modificative et de l’avenant (voir le considérant 77).

(283)

La Commission conclut par conséquent que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est imputable à l’État et implique l’utilisation de ressources d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(284)

Au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE, un avantage désigne un avantage économique qu’une entreprise n’aurait pu obtenir dans les conditions normales du marché, c’est-à-dire en l’absence d’intervention de l’État (109). L’article 107, paragraphe 1, du TFUE dispose que, pour être qualifiée d’aide d’État, une mesure doit être sélective en ce sens qu’elle favorise «certaines entreprises ou certaines productions».

(285)

La Commission considère que la mesure confère à RWE un avantage qu’elle n’aurait pas obtenu dans les conditions normales du marché, puisqu’elle sera indemnisée à hauteur de 2,6 milliards d’EUR, indemnisation qu’elle n’aurait pas reçue en l’absence de la mesure.

(286)

Plusieurs tiers ont fait valoir que la mesure conférait un avantage (considérants 104 à 107). RWE, en tant que bénéficiaire, a souligné que l’indemnité était inférieure au préjudice total qu’elle subissait et que, par conséquent, aucun avantage ne lui était conféré (considérants 92 à 97). RWE avait calculé que le préjudice total causé par la fermeture anticipée s’élevait à 8,7 milliards d’EUR, dont 5,5 milliards d’EUR de manque à gagner et 3,2 milliards d’EUR de coûts supplémentaires (considérant 177). Elle a en outre fait remarquer que la mesure notifiée visait à réparer un préjudice subi étant donné que la loi relative à la fermeture violait son droit de propriété, et qu’aucun avantage économique ne lui avait donc été conféré. Ce point de vue a également été partagé par certains tiers (considérant 108).

(287)

Les autorités allemandes ont fait valoir que l’indemnité convenue ne conférait pas à RWE un avantage supérieur au montant qu’elle aurait obtenu dans le scénario d’une fermeture réglementaire suivie d’une procédure contentieuse (considérants 231 à 241).

(288)

Plusieurs tiers ont fait valoir que l’abandon progressif du lignite constituait une ingérence dans les droits de propriété de RWE au titre de l’article 14, paragraphe 1, de la loi fondamentale et qu’il ne constituait pas une expropriation au sens de l’article 14, paragraphe 3, de ladite loi. Toutefois, ils ne s’accordaient pas sur la question de savoir si une indemnité devait être octroyée pour une telle ingérence (considérants 93, 100, 103, 105 et 106). Certains tiers ont soutenu que RWE pourrait protéger ses droits de propriété devant la Cour constitutionnelle allemande (voir les considérants 108 et 110).

(289)

Afin de déterminer si la mesure notifiée confère un avantage à RWE, la Commission doit déterminer quel est le niveau minimal d’indemnisation que l’Allemagne aurait été tenue d’accorder à RWE en vertu du droit national si elle avait simplement imposé la fermeture sans conclure de contrat avec les exploitants concernés. Si la mesure notifiée va au-delà de cette indemnisation minimale requise, elle confère un avantage aux exploitants concernés et constitue donc une aide d’État si les autres critères cumulatifs sont remplis.

(290)

Il existe une différence importante entre l’indemnisation constitutionnelle (Entschädigung) au titre de l’article 14 de la loi fondamentale et la réparation du préjudice subi (Schadensersatz) prévue, par exemple, dans le régime juridique civil.

(291)

Les principes de la réparation du préjudice subi en droit civil, qui ne s’appliquent pas en l’espèce, et l’indemnisation pour violation des droits de propriété individuels au titre de la loi fondamentale et du droit public sont deux instruments juridiques différents qui suivent une logique différente. La réparation du préjudice subi dans le contexte du droit civil [par exemple au sens des articles 249, paragraphe 1, et suivants du code civil allemand (110)] a pour objectif de placer la partie lésée dans la même situation que celle dans laquelle elle se serait trouvée en l’absence du fait préjudiciable (111). Autrement dit, le préjudice en lui-même représente la différence entre l’état de l’actif en l’absence du fait générateur du dommage (situation hypothétique) et la situation réelle, c’est-à-dire l’état réel de l’actif (état réel) (112).

(292)

Un tel niveau de réparation n’est toutefois pas requis dans une situation où l’État établit des dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété dans un contexte de droit public. L’indemnisation constitutionnelle signifie une indemnisation appropriée pour le préjudice directement causé par l’intervention sur le bien ayant entraîné une perte financière. Elle est fondée sur le droit auquel il a été porté atteinte et vise à remédier de manière appropriée à cette atteinte (113), mais n’a pas pour but d’opérer une restitution complète et globale.

(293)

Selon la doctrine, il existe deux types d’ingérence dans le droit de propriété protégé par l’article 14 de la loi fondamentale: premièrement, l’expropriation au sens de l’article 14, paragraphe 3, de la loi fondamentale et, deuxièmement, une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété, au sens de l’article 14, paragraphe 1, deuxième phrase, de la loi fondamentale (114). Une situation donnée ne peut pas relever à la fois de l’expropriation et d’une disposition définissant le contenu et les limites d’un objet du droit de la propriété (115). La Commission partage l’avis des tiers selon lequel l’abandon progressif anticipé du lignite ne constitue pas une expropriation au sens de l’article 14, paragraphe 3, de la loi fondamentale (voir le considérant 289). En effet, les exploitants ne perdront pas la propriété des installations et de l’infrastructure environnante, ce qui est une condition préalable à l’expropriation. L’expropriation se compose de deux éléments: d’une part, la privation d’un bien immeuble et, d’autre part, l’appropriation de biens (116). La Cour constitutionnelle allemande (ci-après la «Cour allemande») a jugé que les restrictions de l’utilisation et de la cession de droits de propriété ne sauraient, en tant que telles, constituer une expropriation (117). Par conséquent, dans le cas d’espèce, où la mesure ne transfère aucun droit mais limite uniquement l’utilisation possible du bien, la Commission considère qu’un abandon progressif anticipé du lignite dans un scénario contrefactuel dans lequel l’Allemagne se serait contentée d’ordonner la fermeture sans conclure de contrat avec les exploitants concernés pourrait constituer une ingérence dans les droits de propriété de l’exploitant sous la forme d’une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété au sens de l’article 14, paragraphe 1, deuxième phrase, de la loi fondamentale, mais ne relève pas de l’article 14, paragraphe 3, de cette même loi fondamentale.

(294)

La Commission croit comprendre que les dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété doivent en principe être acceptées par le propriétaire du bien, sans indemnisation en raison des liens sociaux afférents à la propriété (118). Les dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété doivent respecter les principes de proportionnalité et d’égalité. Toutefois, dans des cas particuliers où ces dispositions ne respectent pas les principes de proportionnalité et d’égalité, la situation peut nécessiter une indemnisation. En particulier, une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété peut, à titre exceptionnel, imposer une indemnisation en cas de situation particulièrement difficile (besonderer Härtefall). Ces situations sont des cas «spéciaux» de difficultés qui surviennent lorsque, dans un cas particulier, l’application de la loi conduit à une situation excessivement dure, déraisonnable ou très injuste; ce sont, autrement dit, des cas particuliers qui entraînent une charge déraisonnable (unzumutbare Belastung), même si l’on tient compte de la finalité de la loi (119). Dans de telles circonstances exceptionnelles, afin de satisfaire aux exigences du principe de proportionnalité et de compenser le sacrifice spécial (Sonderopfer) consenti par le propriétaire du bien, des mesures d’indemnisation exceptionnelles peuvent être nécessaires. Il est possible qu’une disposition proportionnée en soi entraîne une charge exceptionnelle dans des cas atypiques, mais que le législateur considère également, dans de tels cas, que la mesure de restriction de propriété est nécessaire dans l’intérêt public. Une indemnité peut alors être nécessaire pour compenser le caractère disproportionné ou non égal de la mesure pour le propriétaire du bien (120).

(295)

Dans la mesure où une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété restreint des positions juridiques existantes, la question se pose de savoir dans quelle mesure l’aspect relatif à la protection de la confiance légitime doit être pris en considération dans le cadre du critère de proportionnalité et dans quelle mesure des dispositions transitoires et des clauses de sauvegarde (Härteklauseln) (121) sont exceptionnellement nécessaires. La Cour allemande a jugé que, en principe, rien n’empêchait le législateur d’appliquer des mesures restreignant la propriété même dans des situations particulièrement difficiles (Härtefälle), s’il évite de faire peser des charges disproportionnées ou inégales sur le propriétaire en prenant des précautions compensatoires et tient dûment compte de la confiance légitime. Par conséquent, pour des raisons de protection de la confiance légitime, il peut être nécessaire d’adopter des dispositions transitoires et des clauses de sauvegarde. Pour déterminer si et dans quelle mesure de telles dispositions transitoires et clauses de sauvegarde sont nécessaires, il y a lieu de mettre en balance la gravité de l’ingérence de la disposition définissant le contenu et les limites de la propriété introduite par la mesure avec les droits protégés par l’article 14, paragraphe 1, de la loi fondamentale et l’importance de l’objectif d’intérêt général poursuivi par la disposition définissant le contenu et les limites de la propriété (122). Il convient de noter à cet égard que la Cour allemande a jugé que l’objectif de politique publique que constitue la protection de l’environnement peut l’emporter sur l’intérêt du propriétaire privé à ne pas être limité dans l’utilisation du bien (123).

(296)

Une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété prévoyant une obligation d’indemnisation n’est adoptée que lorsqu’une position immobilière fait l’objet d’une ingérence particulièrement importante. L’élément déterminant pour l’obligation d’indemnisation est de savoir si la disposition définissant le contenu et les limites de la propriété est déraisonnable pour le propriétaire d’un bien immeuble du point de vue de sa gravité, de son intensité et de sa durée et si elle impose un sacrifice spécial (Sonderopfer) au propriétaire (124). La question de savoir si un tel sacrifice spécial est imposé doit être appréciée au regard de la question de savoir si et dans quelle mesur, une charge potentiellement disproportionnée (unverhältnismäßige Belastung) pourrait être évitée par d’autres moyens, tels que des dispositions transitoires et des clauses de sauvegarde (Übergangsregelungen und Härteklauseln).

(297)

Ce n’est que dans la mesure où une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété impose un sacrifice spécial qu’un droit à indemnisation fondé sur la violation des droits constitutionnels peut naître. Dans un tel cas, l’indemnité appropriée doit être proportionnée au préjudice directement causé par l’ingérence dans la propriété entraînant une perte financière dans la mesure où cette ingérence excède un niveau raisonnable pouvant être justifié par des intérêts légitimes divergents. Une telle indemnité potentielle ne devrait toutefois pas viser une restitution complète et globale (voir le considérant 293).

(298)

RWE a fait valoir que l’abandon progressif anticipé du lignite représentant un sacrifice spécial pour RWE lorsqu’il est associé à ses obligations relatives au SEQE de l’UE (considérant 95), tandis que LEAG a soutenu que les coûts supplémentaires étaient des dommages matériels qui n’entraînent pas de perte de droits ou de substance, mais représentent un sacrifice spécial, par exemple une perte de valeur (considérant 101). D’autres tiers ont fait valoir que les longues périodes de transition, la possibilité de passer à un autre combustible de production et le fait que de nombreuses unités alimentées au lignite dont la fermeture est prévue ont déjà été amorties permettaient de conclure à l’absence d’un tel sacrifice spécial (considérants 105 et 106). L’Allemagne ne s’est pas prononcée sur la question de l’existence d’un sacrifice spécial. La loi relative à la fermeture ne donne aucune indication quant à la question de savoir si l’Allemagne considère que l’abandon progressif du lignite constitue, pour les exploitants concernés, un sacrifice spécial nécessitant une indemnisation.

(299)

Comme indiqué au considérant 295, les interventions ne consistant pas en une expropriation, mais uniquement en une limitation de l’exercice de droits de propriété peuvent, en principe, être proportionnées même lorsque aucune indemnité n’est accordée au propriétaire dont les droits de propriété sont affectés par l’intervention de l’État. Toutefois, la Commission croit comprendre qu’en vertu du droit allemand, cela ne fait pas obstacle à des circonstances exceptionnelles spécifiques dans lesquelles une indemnisation peut être justifiée à la suite de limitations de l’exercice des droits de propriété. Tel est par exemple le cas lorsque la limitation de l’exercice des droits de propriété est particulièrement intrusive et entraîne un sacrifice spécial (Sonderopfer) pour le propriétaire. Alors que les mesures sont prises dans l’intérêt général, il se peut que leurs effets négatifs considérables ne soient supportés que par certains propriétaires immobiliers, ce qui peut être disproportionné. Dans ces cas, les principes généraux du droit allemand imposent à l’État d’inclure dès le départ dans la mesure un mécanisme d’indemnisation afin de garantir la proportionnalité de la mesure (125). Toutefois, pour ce qui est de l’indemnisation, la Commission croit déduire du droit allemand qu’avant de pouvoir envisager une indemnisation financière, d’autres moyens d’indemnisation doivent d’abord être envisagés, tels que des dispositions transitoires.

(300)

Au moment d’analyser la compatibilité de l’abandon progressif du lignite avec l’article 14 de la loi fondamentale, il convient de suivre la structure suivante: premièrement, il y a lieu d’apprécier la proportionnalité de la mesure définissant le contenu et les limites de la propriété. Deuxièmement, si la mesure n’est pas proportionnelle, cela peut donner lieu à une situation particulièrement difficile (besonderer Härtefall) et à un sacrifice spécial (Sonderopfer) pour le propriétaire. Troisièmement, en présence d’un sacrifice spécial, une indemnité financière ne doit être accordée qu’en dernier recours, après que d’autres mesures d’atténuation, telles que des mesures transitoires, ont été mises en place.

(301)

Comme expliqué au considérant 296, la Cour allemande a jugé que l’objectif public de protection de l’environnement l’emportait sur l’intérêt privé à ne pas être limité dans l’utilisation de son bien. La fermeture des installations au lignite de RWE poursuit un objectif environnemental, puisqu’elle entraînera une réduction des émissions de CO2 (considérant 18), ce qui signifie qu’une fermeture obligatoire des installations au lignite peut être justifiée par l’intérêt général.

(302)

Dans le cadre de l’appréciation de la proportionnalité, il convient également de déterminer si la confiance légitime de l’exploitant doit être mise en balance avec l’intérêt public à la protection de l’environnement. À cet égard, la Commission constate qu’il ressort clairement de la jurisprudence allemande pertinente que personne n’est protégé des modifications de la législation qui concernent un investissement existant.

(303)

La Commission rappelle que, comme décrit au considérant 104 de la décision d’ouverture, la Cour allemande a cherché à déterminer, dans son arrêt de 2009 (126), si une personne devait être protégée des modifications apportées à la législation dans le cas d’un investissement existant et a examiné la portée de la protection de la confiance légitime en cas de modification du cadre juridique. Dans cette affaire, les parties étaient en désaccord sur la question de savoir si les exigences plus strictes en matière de bien-être des poules pondeuses, qui étaient entrées en vigueur ultérieurement, étaient aussi directement applicables à l’installation de la requérante qui avait reçu son permis d’exploitation avant l’entrée en vigueur de ces exigences plus strictes et s’attendait à ce que ses investissements soient rentables après 15 à 20 ans d’exploitation. La Cour allemande a rejeté le recours et a conclu que la loi allemande ne prévoyait aucun droit d’être protégé des changements apportés à la législation jusqu’à ce que les coûts d’investissement et les installations soient amortis. Elle a, en outre, souligné qu’une période transitoire suffisante contribuait à cimenter ce principe. Les conditions du bien-être des poules pondeuses avaient déjà fait l’objet de discussions au moment où la requérante avait reçu son permis d’exploitation initial. Selon la Cour allemande, la requérante n’aurait pas pu continuer à se prévaloir d’un maintien en vigueur des exigences en matière de bien-être animal qui s’appliquaient au moment de l’octroi du permis. Le secteur aurait donc dû être en mesure de prévoir et de s’attendre à une modification de la législation.

(304)

En l’espèce, la situation dans laquelle se trouvent les exploitants de lignite est similaire. Les exploitants ont investi dans les installations au lignite qui doivent être fermées avant que le cadre juridique régissant l’abandon progressif du lignite ne soit concrétisé. Toutefois, ainsi qu’il ressort clairement de l’arrêt de 2009 de la Cour allemande décrit au considérant 304, les exploitants ne peuvent pas se prévaloir du maintien du statu quo: autrement dit, ils ne peuvent s’attendre à être protégés des modifications apportées à la législation jusqu’à ce que leur investissement soit entièrement amorti. En outre, il ressort clairement des informations disponibles dans le domaine public qu’avant la mise en place de la commission du charbon, les exploitants de lignite auraient dû avoir connaissance de la politique énergétique de l’Allemagne prévoyant le remplacement de la houille et du lignite par des combustibles moins polluants ou des énergies renouvelables. Bien que la commission du charbon ait commencé ses activités en 2018, l’Allemagne avait déjà pris auparavant des engagements internationaux en matière de protection du climat. Elle a, par exemple, adopté son premier objectif national en matière de politique climatique dès 1995 et a décidé de manière concrète en 2007 de réduire ses émissions de GES d’au moins 40 % à l’horizon 2020 (par rapport à 1990) (voir les considérants 17 et 18). En 2016, le plan d’action allemand pour le climat a adopté la notion de neutralité en matière de GES à l’horizon 2050 (127). En résumé, étant donné que le droit allemand ne prévoit pas de droit d’être protégé des modifications apportées à la législation — pas même jusqu’à ce que les coûts d’investissement aient été amortis —, il est plausible qu’un exploitant de centrale au lignite ne puisse pas nourrir une confiance légitime dans la protection de son investissement qui l’emporterait sur l’intérêt public.

(305)

En ce qui concerne l’argument de RWE selon lequel l’abandon progressif du lignite représente un sacrifice spécial pour l’entreprise lorsqu’il est associé à ses obligations relatives au SEQE de l’UE (considérant 95), la Commission fait remarquer que le SEQE de l’UE touche de nombreux secteurs et pollueurs, et pas seulement RWE ou les exploitants de lignite. La Commission interprète la jurisprudence allemande en ce sens que la question de savoir si une mesure limitant la propriété constitue un sacrifice spécial doit être examinée dans le contexte de la mesure en question. Elle estime par conséquent que le SEQE de l’UE ne peut pas être pris en considération au moment de déterminer si une mesure stratégique spécifique au lignite entraîne un sacrifice spécial.

(306)

En outre, la Commission interprète la jurisprudence allemande en ce sens qu’il est nécessaire d’examiner, avant qu’une indemnisation financière ne soit requise en vertu du droit national, si un sacrifice spécial disproportionné ne peut pas être évité par d’autres moyens, tels que des dispositions transitoires. Par exemple, RWE reste propriétaire de ses terrains et de l’infrastructure existante et a donc la possibilité d’utiliser ces actifs pour produire de l’électricité à partir d’autres combustibles ou à d’autres fins. En outre, comme indiqué au considérant 302, en l’espèce, la plupart des unités au lignite de RWE bénéficient d’une période transitoire avant leur fermeture, et seule Niederaußem D a reçu l’obligation de fermer immédiatement, avant la fin de l’année 2020.

(307)

La Commission souligne en outre qu’il existe des études accessibles au public, résumées aux considérants 309 à 312, qui n’excluent pas qu’un abandon progressif anticipé du lignite sans indemnisation financière soit possible. La Commission a spécifiquement analysé deux études, qui rejoignent le point de vue de la Cour allemande ainsi que la doctrine décrite aux considérants 291 à 299. La Commission a tenu compte de ces études pour les raisons suivantes. Premièrement, elles sont toutes deux relativement récentes, puisqu’elles datent de 2018. Deuxièmement, elles ont toutes deux été rédigées par des scientifiques. Le centre de recherche du Bundestag allemand, qui a préparé la première étude présentée au considérant 309, mène des recherches scientifiques destinées à soutenir les travaux des députés du Bundestag, même si ses rapports ne sont pas censés représenter les points de vue du Bundestag, de ses organes ou de son administration. En ce qui concerne la deuxième étude présentée aux considérants 310 à 312, elle a été commandée par le ministère fédéral de l’environnement, de la protection de la nature, de la sûreté nucléaire et de la protection des consommateurs (ci-après le «BMUV») au professeur Thomas Schomerus, juriste et expert en droit public, et à l’avocat Gregor Franßen.

(308)

En 2018, le centre de recherche du Bundestag allemand a réalisé une étude visant à examiner les exigences constitutionnelles applicables au déclassement réglementaire des centrales électriques au charbon (ci-après l’«étude du Bundestag») (128). Cette étude a conclu que la fermeture de centrales électriques au charbon ne constituait pas une expropriation au sens de l’article 14, paragraphe 3, de la loi fondamentale, mais une disposition définissant le contenu et les limites de la propriété au sens de l’article 14, paragraphe 1, de la loi fondamentale. Elle conclut également qu’une indemnisation ne devrait être accordée qu’aux installations individuelles qui, malgré les dispositions transitoires et exceptionnelles adoptées, sont confrontées à un sacrifice spécial (Sonderopfer). Le centre de recherche a également estimé que, pour les unités plus anciennes ayant déjà été entièrement amorties, un déclassement sans indemnisation pouvait être possible.

(309)

En outre, l’étude intitulée «Protection du climat et possibilités juridiques de déclassement des centrales électriques au lignite et à la houille» (129) (ci-après l’«étude sur le déclassement»), commandée par le BMUV, a également conclu que les règles adoptées concernant le déclassement des centrales au charbon ne constituaient pas une expropriation au sens de l’article 14, paragraphe 3, de la loi fondamentale. En outre, selon l’étude sur le déclassement, ces règles sont des dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété au sens de l’article 14, paragraphe 1, de la loi fondamentale, et, conformément à l’article 14, paragraphe 2, de la loi fondamentale, la liberté d’action du législateur inclut également le pouvoir de supprimer complètement les positions juridiques antérieures protégées par les droits de propriété, pour autant que cela soit justifié par des considérations d’intérêt public correspondantes.

(310)

Il a été conclu, dans l’étude sur le déclassement, que les dispositions définissant le contenu et les limites de la propriété étaient constitutionnelles et ne créaient pas de charge économique déraisonnable. En effet, les règles adoptées concernant le déclassement des centrales au lignite ou à la houille pour des raisons de protection du climat sont constitutionnelles étant donné qu’elles sont appropriées, nécessaires et proportionnées. Plus particulièrement, il a été souligné dans cette étude que les raisons sérieuses d’intérêt public général, à savoir la nécessité de protéger le climat et de parvenir à la neutralité carbone, l’emportent sur la charge économique spécifique qui pèse sur les exploitants concernés. Ces derniers doivent donc supporter le manque à gagner découlant du fait qu’ils ne pourront plus tirer de bénéfices du capital investi en continuant d’exploiter les installations. En outre, l’étude sur le déclassement a souligné que la loi fondamentale n’exigeait pas un amortissement total du capital investi pour un abandon progressif du lignite légalement justifié. Toutefois, la loi relative à la fermeture devrait être conçue de manière à tenir raisonnablement compte des intérêts économiques des parties concernées. L’étude sur le déclassement a en outre souligné que non seulement l’indemnisation monétaire, mais également les mesures transitoires telles que la période transitoire constituaient des formes d’indemnisation et pouvaient compenser l’ingérence dans les activités des exploitants concernés. En ce qui concerne le calendrier d’amortissement, plusieurs exemples ont été présentés dans l’étude sur le déclassement. Par exemple, une partie de la littérature indiquait que l’amortissement pouvait être réalisé en 20 ans (130). En outre, si l’on se réfère aux calculs de l’Agence allemande de l’environnement (Umweltbundesamt), les investissements initiaux dans des centrales à la houille ou au lignite devraient être amortis après environ 15 à 20 ans; après 25 ans au plus tard, l’investissement dans les actifs peut non seulement avoir été amorti, mais également avoir généré un rendement équivalent à celui des obligations d’État (131). Les unités qui avaient déjà largement plus de 25 ans en 2017 avaient probablement déjà été amorties (132). Selon l’étude sur le déclassement et les sources citées, le délai moyen d’amortissement d’une unité au lignite serait donc d’environ 25 ans (133). L’étude sur le déclassement a conclu que, dans la mesure où les investissements réalisés dans des centrales à la houille ou au lignite ont été entièrement amortis, une loi relative à l’abandon du charbon ne nécessiterait pas d’indemnité. Elle a néanmoins indiqué que, par prudence, même pour les centrales amorties, une période transitoire d’un à deux ans devrait être accordée afin de permettre aux exploitants de s’adapter.

(311)

En outre, l’étude sur le déclassement a également examiné la question de savoir si une obligation de fermeture des centrales au charbon porte atteinte à la confiance légitime lorsque les centrales n’ont pas été entièrement amorties. Selon les conclusions des auteurs de cette étude, il n’existe pas de protection spéciale des droits de propriété pour les investissements réalisés après 2010. En 2010, le gouvernement fédéral avait envisagé de limiter, à terme, la production d’électricité à partir de combustibles fossiles à un rôle de fourniture de capacités d’équilibrage et de réserve dans un parc de centrales électriques flexible. Dès lors, à partir de ce moment, la nécessité de protéger les attentes et la confiance légitimes à cet égard est limitée (134). En tout état de cause, il ne pouvait être raisonnablement envisagé, après cette date, que de telles installations continuent simplement de fonctionner, sans limites, à l’avenir.

(312)

À la lumière de ce qui précède, la Commission considère ce qui suit.

(313)

Il est possible, en vertu du droit allemand, de limiter l’utilisation de biens pour des raisons d’ordre public et d’en fixer la date de fermeture, et ce en raison des liens sociaux ou des obligations sociales de la propriété. Les préoccupations environnementales constituent une raison valable, qui est applicable dans le cas du lignite, un combustible utilisé pour la production d’électricité qui génère une forte pollution. Par conséquent, en principe, le droit allemand n’exige pas nécessairement qu’une indemnisation soit accordée en l’espèce.

(314)

S’il est vrai que la confiance légitime du propriétaire du bien dans le fait que ses investissements ne seront pas entravés peut être mise en balance avec l’intérêt public, la Commission considère que, avant même la mise en place de la commission du charbon en 2018, la volonté politique de fixer des objectifs climatiques et de délaisser les combustibles fossiles hautement polluants en faveur de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables était déjà devenue plus concrète. Ce processus a beau avoir été progressif, la Commission est d’accord avec la littérature citée selon laquelle la protection de la confiance légitime était devenue limitée bien avant 2018. La Commission note que l’étude sur le déclassement considère 2010 comme une date particulièrement pertinente à cet égard.

(315)

Il apparaît en outre que l’intérêt des propriétaires susceptible d’être protégé ne dépasse pas, en toute hypothèse, la période pertinente d’amortissement de l’investissement. Dans le cas des unités amorties, comme l’Allemagne l’a confirmé, 14 des 16 unités au lignite de RWE auraient été totalement amorties au moment de leur fermeture (voir le considérant 55), étant donné qu’elles auraient été en activité pendant environ 50 à 60 ans, et 28 ans dans le cas de Niederaußem K. Ces années d’activité sont nettement supérieures à la moyenne de 25 ans d’amortissement décrite dans l’étude sur le déclassement au considérant 310 (voir le tableau 4 et le considérant 54).

(316)

En outre, la Commission croit comprendre qu’en vertu du droit allemand, si une indemnisation était obligatoire, il faudrait alors privilégier des dispositions transitoires plutôt qu’une indemnisation financière. Toutes ces centrales entièrement amorties, à l’exception d’une seule, ont bénéficié de périodes transitoires débutant à la date d’entrée en vigueur de la loi relative à la fermeture (voir le tableau 3). Par conséquent, pour ces centrales, la Commission croit comprendre qu’en vertu du droit allemand, une indemnisation financière n’aurait pas été nécessaire.

(317)

Dans le même temps, il se peut que 2 des 16 unités au lignite ne soient pas entièrement amorties au moment de leur fermeture, puisqu’elles auront été en activité pendant moins de 25 ans. Il s’agit des centrales Neurath F (BoA 2) et Neurath G (BoA 3) (toutes deux mises en service en 2012). Toutefois, à la lumière de ce qui précède, RWE aurait dû savoir, au moment de la mise en service de ces installations, que leur durée de vie potentielle risquait d’être limitée et qu’elle pourrait ne pas être en mesure de les amortir totalement (voir le considérant 312). À partir d’octobre 2022, une période transitoire de sept ans et demi a été mise en place pour ces deux unités. Par conséquent, pour ces deux unités qui pourraient ne pas encore avoir été entièrement amorties, la Commission considère qu’il est plausible que la période transitoire constitue en soi une forme d’indemnisation suffisante et qu’aucune indemnisation financière supplémentaire ne soit justifiée. Même si cela n’était pas le cas, selon l’Allemagne, la valeur bilantaire totale de ces deux installations au 31 mars 2030 s’élèverait à 570 millions d’EUR (voir le considérant 57).

(318)

En résumé, la Commission estime que l’on peut exclure la possibilité que, en vertu du droit allemand, une indemnisation financière ait été nécessaire pour une obligation de fermeture dans les délais fixés par l’Allemagne. Bien que l’unité Niederaußem D n’ait pas bénéficié d’une période transitoire d’un an avant la fermeture, la Commission observe que, dans la notification, l’Allemagne ne l’inclut pas dans ses calculs destinés à démontrer le manque à gagner et que l’unité a été en activité au-delà du délai moyen nécessaire à son amortissement.

(319)

Par conséquent, la Commission conclut qu’aucune indemnisation n’aurait été requise en vertu du cadre juridique national applicable dans l’hypothèse où aucun contrat n’aurait été conclu entre l’État et l’exploitant. Partant, les montants convenus confèrent à RWE un avantage dont elle n’aurait pas bénéficié dans les conditions normales du marché, c’est-à-dire si la fermeture avait été imposée sans indemnisation.

(320)

Même en supposant qu’en l’absence de la mesure notifiée, les juridictions nationales allemandes accorderaient une certaine indemnisation à RWE, celle-ci serait probablement limitée aux deux centrales qui ne seraient pas entièrement amorties d’ici à 2030 [c’est-à-dire Neurath F (BoA 2) et Neurath G (BoA 3)]. En tout état de cause, toute indemnisation hypothétique accordée à la suite d’une procédure judiciaire longue et incertaine n’atteindrait pas la somme de 2,6 milliards d’EUR (voir les considérants 55 et 56). Par conséquent, même s’il existait un droit à indemnisation (ce qui n’est pas le cas), la Commission considère qu’en tout état de cause, l’indemnisation accordée au titre de la mesure notifiée va au-delà de ce qui pourrait être imposé en vertu du droit national. En outre, la mesure notifiée permet à RWE d’éviter les longues procédures judiciaires à l’issue incertaine dans lesquelles elle aurait dû s’engager en son absence.

(321)

À cet égard, la Commission souligne que la mesure notifiée, soit 2,6 milliards d’EUR en termes nominaux, est indiquée comme un seul et unique montant dans la loi relative à la fermeture ainsi que dans l’avenant et n’est ni ventilée ni affectée à la fermeture d’unités individuelles. Par conséquent, les différentes centrales sont indissociables aux fins de la qualification de la mesure en tant qu’aide, étant donné que leur fermeture était prévue en même temps et prévisible, que la mesure avait le même objectif, à savoir indemniser RWE pour l’abandon progressif du lignite, et que la situation de RWE en tant qu’entreprise demeure inchangée. Partant, la Commission conclut que, même si seule une partie du montant de l’indemnité aurait pu être obligatoire en tant qu’indemnisation financière en vertu du droit allemand, la mesure ne peut pas être artificiellement scindée, de sorte que l’intégralité du montant notifié doit être considérée comme une aide.

(322)

La Commission considère donc que, même s’il existait une obligation d’indemnisation financière en vertu du droit national, cette indemnisation potentielle serait inférieure au montant notifié de 2,6 milliards d’EUR. Le montant notifié a été calculé sur la base du manque à gagner des unités qui devaient fermer en premier selon le plan de fermeture établi pour RWE, à savoir entre 2021 et 2025. Le manque à gagner utilisé dans les calculs est calculé à partir de la date de fermeture de chaque unité jusqu’en 2026. Ce calcul ne tient compte d’aucune indemnisation qui aurait pu être accordée sous la forme de périodes transitoires depuis 2020, date à laquelle les fermetures anticipées ont été fixées par la loi. Il ne tient pas non plus compte du fait que les unités en question sont susceptibles d’avoir été amorties à la date de fermeture.

(323)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission conclut que RWE n’aurait pas droit à être indemnisée financièrement en vertu du droit national applicable ou, en tout état de cause, que le montant de l’indemnité financière à laquelle elle aurait pu prétendre en vertu du droit national applicable ne serait pas égal ou supérieur à celui de la mesure notifiée, à savoir 2,6 milliards d’EUR. Par conséquent, au titre de la mesure notifiée, RWE devrait être indemnisée au-delà de ce que prévoit la loi fondamentale. RWE se verra ainsi conférer un avantage dont elle ne bénéficierait pas dans les conditions normales du marché.

(324)

Certains tiers ont souligné que l’abandon progressif du nucléaire en Allemagne pouvait servir d’analogie en l’espèce et que, à ce titre, les exploitants de lignite devraient bénéficier d’une protection supplémentaire en vertu de la loi fondamentale (voir les considérants 93, 182 et 183).

(325)

La Commission ne partage pas le point de vue de ces tiers et estime que l’abandon progressif du nucléaire ne peut être utilisé comme une analogie directe de l’abandon progressif du lignite, et ce pour les raisons ci-après. Premièrement, la Commission relève que, dans le cadre de l’abandon progressif du nucléaire, l’État s’était engagé juridiquement auprès des producteurs, au moyen d’une loi, à leur laisser une période définie durant laquelle ils pourraient continuer de produire certaines quantités d’énergie («Reststrommengen»). Selon l’arrêt rendu en 2016 par la Cour allemande (135), la violation de cet engagement a donné lieu à un droit à indemnisation, en raison des attentes qui avaient été créées en consacrant par une loi la garantie d’une production supplémentaire. Or, en l’espèce, il n’existe aucune garantie de la sorte: les centrales au lignite ne disposent pas d’une telle confiance légitime, étant donné qu’il n’y a eu aucune loi garantissant la poursuite de la production d’une quantité déterminée d’énergie à partir de lignite. Par conséquent, les circonstances des deux affaires diffèrent et l’abandon progressif du nucléaire ne saurait être utilisé comme analogie en l’espèce.

(326)

Deuxièmement, dans le cadre de l’abandon progressif du nucléaire, la Cour allemande avait déclaré (136) qu’il manquait un régime d’indemnisation pour les investissements ayant perdu de leur valeur en raison de l’annulation des quantités résiduelles supplémentaires d’électricité, c’est-à-dire des Reststrommengen. Qui plus est, cette loi ne prévoyait aucun montant d’indemnisation spécifique. À l’inverse, en l’espèce, la base juridique applicable (c’est-à-dire la loi relative à la fermeture) prévoit un montant d’indemnité spécifique et une mesure d’indemnisation détaillée a été mise en place afin d’indemniser les producteurs pour l’abandon progressif du lignite, que les exploitants ont accepté dans le contrat de 2021 et l’avenant (voir les considérants 33 et 60). Par conséquent, les deux affaires ne présentent pas de circonstances comparables.

(327)

Partant, la Commission considère que les processus d’abandon progressif du nucléaire et du lignite en Allemagne ne sont pas comparables, étant donné que le contexte factuel des deux situations est différent.

(328)

La mesure notifiée est accordée à RWE et ne bénéficie qu’à celle-ci, de sorte que l’avantage conféré à RWE est sélectif par nature.

(329)

Selon une jurisprudence constante (137), pour qu’une mesure ait une influence sur la concurrence et les échanges, il suffit que le bénéficiaire de l’aide soit en concurrence avec d’autres entreprises sur des marchés ouverts à la concurrence.

(330)

Étant donné que le marché allemand de l’électricité fait partie d’un marché libéralisé qui est connecté et associé aux zones de dépôt des offres des pays voisins, les exploitants des centrales au lignite sont en concurrence directe avec d’autres producteurs d’électricité.

(331)

En outre, l’abandon progressif de la production d’électricité au lignite signifie que l’électricité qui aurait été produite par ces installations devra désormais être produite par d’autres producteurs, ce qui est susceptible d’avoir une incidence sur l’ordre de préséance économique et donc sur le prix de gros de l’électricité.

(332)

Dès lors, la mesure notifiée a une incidence sur la concurrence et les échanges entre États membres.

(333)

À la lumière de ce qui précède à la section 6.1, la mesure en faveur de RWE telle que modifiée confère un avantage sélectif à RWE, qui provient du budget de l’État et est imputable à l’État, et elle a une incidence sur la concurrence et les échanges entre les États membres. La mesure notifiée constitue dès lors une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(334)

La Commission observe que la loi relative à la fermeture (article 10), le contrat de 2021 [paragraphe 25, point 1)] et la loi modificative (article 3) contiennent une clause suspensive, en vertu de laquelle la mesure en faveur de RWE telle que modifiée ne peut être appliquée que si et dans la mesure où la Commission a donné son autorisation en application des règles en matière d’aides d’État (voir le considérant 37). En outre, l’Allemagne a confirmé qu’aucun versement n’avait été effectué en faveur de RWE (voir le considérant 37).

(335)

La Commission considère donc qu’en notifiant la mesure en faveur de RWE telle que modifiée avant sa mise en œuvre, les autorités allemandes ont respecté les obligations de notification et de statu quo prévues à l’article 108, paragraphe 3, du TFUE.

(336)

L’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE prévoit que la Commission peut déclarer comme étant compatibles avec le marché intérieur les aides destinées à faciliter le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques, quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun. Par conséquent, les aides compatibles au titre de cette disposition du traité doivent contribuer au développement de certaines activités économiques (138). En outre, l’aide ne doit pas fausser la concurrence d’une manière contraire à l’intérêt commun.

(337)

Le 27 janvier 2022, la Commission a adopté les CEEAG. Conformément au point 466 des CEEAG, la Commission appliquera ces dernières pour apprécier la compatibilité de toutes les aides à notifier en faveur du climat, de la protection de l’environnement et de l’énergie octroyées ou destinées à être octroyées à partir du 27 janvier 2022.

(338)

Conformément à la jurisprudence de la Cour, les aides doivent être considérées comme étant octroyées au moment où le droit de les recevoir est conféré au bénéficiaire en vertu de la réglementation nationale applicable. Pour déterminer le moment où une aide doit être considérée comme étant octroyée, il y a lieu de tenir compte de l’ensemble des conditions posées par le droit national pour l’obtention de l’aide en cause (139).

(339)

La Commission considère que l’aide en faveur de RWE n’a pas encore été octroyée compte tenu de la clause suspensive incluse dans la base juridique nationale de la mesure notifiée (considérant 37). Plus spécifiquement, la loi relative à la fermeture (article 10), le contrat de 2021 [paragraphe 25, point 1)] et la loi modificative (article 3) contiennent une clause suspensive, en vertu de laquelle la mesure notifiée ne peut être appliquée que si et dans la mesure où la Commission a donné son autorisation en application des règles en matière d’aides d’État, et, pour l’avenant, la clause suspensive initiale figurant dans le contrat de 2021 reste valable. Par conséquent, le droit légal de RWE d’obtenir l’indemnité en vertu de la loi relative à la fermeture et du contrat (tant initial que modifié) est subordonné à l’autorisation de l’aide d’État par la Commission. En outre, l’Allemagne a confirmé qu’aucun versement n’avait été effectué en faveur de RWE (considérant 37).

(340)

La Commission observe par ailleurs que la notification par un État membre d’une mesure d’aide d’État projetée ne crée pas une situation juridique définitivement constituée qui impliquerait que la Commission se prononce sur sa compatibilité avec le marché intérieur en faisant application des règles en vigueur à la date à laquelle cette notification a eu lieu. Au contraire, la Commission est tenue d’appliquer les règles en vigueur au moment où elle se prononce, même si la notification de la mesure a eu lieu dans un cadre juridique différent (140).

(341)

La Cour a jugé que, lorsque le régime juridique sous l’empire duquel un État membre a procédé à la notification d’une aide projetée vient à changer avant que la Commission ne prenne sa décision, celle-ci doit, en vue de statuer, comme elle y est obligée, sur la base des règles nouvelles, demander aux tiers de prendre position sur la compatibilité de cette aide avec ces dernières (141). Conformément à la jurisprudence de la Cour, la Commission a procédé à la consultation publique en invitant les tiers à présenter leurs observations sur l’applicabilité et l’application des CEEAG en l’espèce (voir le considérant 5).

(342)

À la lumière des considérants 338 à 342, la Commission considère que les CEEAG sont applicables en l’espèce et elle a apprécié la compatibilité avec le marché intérieur de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée sur la base des dispositions générales des CEEAG en matière de compatibilité (section 3 des CEEAG), lorsqu’il y avait lieu, et des critères de compatibilité spécifiques applicables aux aides à la cessation anticipée d’activités rentables liées au charbon (section 4.12.1 des CEEAG), qui couvrent également le lignite. La section 4.12.1 des CEEAG énonce les règles que la Commission appliquera lorsqu’elle appréciera les critères de compatibilité avec le marché intérieur que sont l’effet incitatif, la nécessité, le caractère approprié, la proportionnalité et la prévention des effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges; pour les autres critères de compatibilité avec le marché intérieur, le chapitre 3 des CEEAG s’applique (point 421 des CEEAG).

(343)

RWE considère que les CEEAG ne sont pas applicables en l’espèce étant donné que l’indemnité ne constitue pas une aide d’État et que la mesure en sa faveur a déjà été mise à exécution en 2020 lorsque la trajectoire de fermeture prévue pour RWE a débuté (voir les considérants 111 à 113). Plusieurs tiers ont souligné que les faits pertinents pour l’applicabilité des CEEAG sont l’entrée en vigueur de la loi relative à la fermeture et la signature du contrat de 2021 et que, étant donné que ces faits sont antérieurs à l’entrée en vigueur des CEEAG, l’applicabilité de celles-ci à la mesure notifiée serait exclue (voir les considérants 120 et 121 et 124 à 127).

(344)

Un tiers a toutefois souligné que les éléments de l’indemnité relevaient des CEEAG, étant donné que la mesure notifiée concerne la cessation d’activités rentables liées au charbon et que les exploitants ne sont pas des entreprises en difficulté au sens des lignes directrices de la Commission concernant les aides d’État au sauvetage et à la restructuration d’entreprises en difficulté autres que les établissements financiers (142). Ce tiers estime donc que la section 4.12.1 des CEEAG est applicable (voir le considérant 124).

(345)

À cet égard, la Commission fait remarquer que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée a été adoptée par l’Allemagne afin d’accélérer la fermeture des activités rentables de RWE liées au lignite et d’indemniser l’entreprise concernée. Par conséquent, conformément au point 425 des CEEAG, la mesure en faveur de RWE telle que modifiée relève de la section 4.12.1 desdites CEEAG. En outre, contrairement aux allégations de certains tiers (voir le considérant 197), la Commission fait observer que la section 4.12.1 des CEEAG permet de compenser le manque à gagner en cas d’obligation de cessation anticipée d’activités rentables liées au charbon et ne limite pas l’intensité de l’aide.

(346)

Enfin, un tiers a fait référence à la décision du Conseil du 10 décembre 2010 relative à la fermeture des mines de charbon qui ne sont pas compétitives (143), dans laquelle la base juridique utilisée était l’article 107, paragraphe 3, point e), du TFUE (voir le considérant 119). La Commission observe que cette décision du Conseil concerne les mines de charbon qui ne sont pas compétitives et s’applique à certaines catégories de charbon [voir l’article 1er, point a), de la décision du Conseil], alors qu’en l’espèce, la mesure notifiée concerne des centrales électriques au lignite qui sont rentables. En outre, l’article 107, paragraphe 3, point e), du TFUE impose à la Commission de présenter une proposition au Conseil, ce qui n’est pas le cas en l’espèce. Partant, la Commission considère que la décision du Conseil ne constitue pas une base juridique appropriée.

(347)

Conformément aux points 23 à 25 des CEEAG, les États membres doivent inventorier les activités économiques qui seront facilitées et déterminer si, et le cas échéant, comment l’aide contribuera à la réalisation des politiques et des objectifs de l’Union.

(348)

La Commission a reconnu au point 426 des CEEAG que les mesures en cas de cessation d’activités rentables liées au charbon peuvent favoriser le développement de certaines activités ou de certaines régions économiques y compris en favorisant le développement d’autres activités de production d’énergie conformes au pacte vert pour compenser la réduction de la capacité de production d’électricité découlant des cessations anticipées.

(349)

La Commission observe que la mesure notifiée vise à encourager RWE à modifier son comportement économique en fermant ses centrales au lignite plus tôt que ne le laisserait supposer leur rentabilité, ce qui entraîne une réduction de la capacité de production d’électricité. En supposant que la demande d’électricité reste la même ou augmente, cela créera un déficit de production (144). La Commission considère donc que, puisque la mesure notifiée concerne la cessation progressive d’activités liées au lignite qui auraient autrement été exercées de manière rentable sur le marché, l’activité économique facilitée est la production d’électricité à partir de sources alternatives.

(350)

Une date butoir ferme permettra de renforcer les attentes des autres acteurs quant à la possibilité et à la tangibilité d’une transition vers la neutralité climatique, et ils pourront commencer à investir dans des technologies neutres pour le climat, ce qui amènera le réseau abandonner l’ancienne production d’électricité à partir de houille et de lignite. Dans un scénario contrefactuel, dans lequel la mesure notifiée n’aurait pas été prise, cette évolution économique ne se produirait pas dans la même mesure. La mesure notifiée facilite donc le développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives telles que les énergies renouvelables (145). La Commission souscrit à l’argumentation de RWE selon laquelle la mesure notifiée favorise le développement non seulement de l’activité économique de la production de SER, mais également du secteur de l’énergie dans son ensemble, étant donné que tous les acteurs du marché ont besoin de fiabilité quant à la trajectoire d’abandon progressif du lignite pour leurs futures décisions d’investissement (considérants 128 à 131).

(351)

En outre, dans une situation où les unités au lignite de RWE auraient été tenues de fermer sans indemnisation, des incertitudes juridiques quant à la possibilité d’une indemnisation auraient vu le jour. La prévisibilité et la sécurité juridique introduites par la mesure notifiée contribuent donc à faciliter l’activité économique de production d’électricité à partir de lignite.

(352)

La Commission considère par conséquent que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée contribue au développement d’une activité économique, comme l’exige l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE et conformément aux points 24 et 426 des CEEAG.

(353)

En outre, la Commission note que le développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives telles que les énergies renouvelables aura des effets positifs sous la forme de gains environnementaux. Dans sa communication sur le plan d’investissement pour une Europe durable, qui s’inscrit dans le cadre du pacte vert pour l’Europe, la Commission a reconnu que la fermeture des installations électriques au charbon était cruciale pour mener à bien la transition vers une économie neutre pour le climat (146). Avec la fermeture progressive des centrales au lignite de RWE, la mesure notifiée réduira progressivement les effets négatifs de la production d’électricité sur le climat ou l’environnement et facilitera le développement de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, améliorant ainsi la viabilité du secteur de la production d’électricité.

(354)

En effet, la Commission fait remarquer qu’en facilitant le développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives, la mesure notifiée contribuera à réduire les émissions de CO2 en Allemagne. Compte tenu de l’objectif de l’Union de réduire progressivement ses émissions de GES au fil du temps en vue de réaliser la transition vers une économie neutre pour le climat (147), et eu égard à l’accord de Paris (148), l’Allemagne envisage de devenir neutre pour le climat d’ici à 2045. Comme indiqué au considérant 16, l’Allemagne a également fixé des objectifs intermédiaires, notamment pour le secteur de l’énergie, qui devra réduire ses émissions de CO2 d’environ 257 millions de tonnes en 2022 (149) à 108 millions de tonnes équivalent CO2 d’ici à 2030.

(355)

Plus précisément, la cessation progressive de la production d’électricité à partir de lignite est une mesure stratégique essentielle pour que l’Allemagne parvienne à la neutralité carbone. Selon les estimations allemandes, les installations de RWE alimentées au lignite concernées par l’abandon progressif représentaient environ 67 millions de tonnes d’émissions de CO2 en 2018 et environ 52 millions de tonnes d’émissions de CO2 en 2019 (considérant 18). La mesure notifiée vise à réduire les émissions de CO2 en remplaçant la production d’électricité à partir de lignite par une production d’électricité à partir de sources alternatives. Elle contribue donc à la politique climatique de l’Union et devrait contribuer à l’atténuation du changement climatique. À cet égard, la loi relative à la fermeture prévoit des réexamens réguliers (en 2026, 2029 et 2032) afin d’évaluer la contribution de la mesure notifiée à la réalisation des objectifs climatiques de l’Allemagne (et de l’Union).

(356)

Par conséquent, la Commission considère que l’État membre a décrit la manière dont la mesure notifiée contribue à la réalisation des objectifs de la politique de l’Union en matière de climat, d’environnement et d’énergie, conformément au point 25 des CEEAG.

(357)

Enfin, certains tiers ont fait valoir qu’étant donné que l’indemnité cible la fermeture des centrales électriques et vise à compenser celle-ci, elle ne saurait être considérée comme une aide destinée à faciliter le développement d’une activité économique. L’activité économique dont le développement est facilité par la mesure notifiée est plutôt la transition de la production d’électricité à partir de charbon vers une production d’électricité à partir de sources renouvelables (voir les considérants 134 et 135). Un tiers a également fait valoir que le gouvernement allemand n’avait pas précisé les activités économiques qui seraient facilitées par l’aide et la manière dont la mesure notifiée soutiendrait ces activités (voir le considérant 136). La Commission n’est pas d’accord avec le point de vue exprimé par ces tiers. Comme expliqué aux considérants 349 à 357 ci-dessus, la mesure notifiée facilitera certes l’activité économique de production d’électricité à partir de lignite grâce à la prévisibilité et à la sécurité juridique qu’elle apporte, mais elle facilitera également la production d’électricité à partir de sources alternatives, étant donné que la fermeture anticipée des unités de RWE créera un déficit de production d’électricité qui profitera à cette production.

(358)

Conformément au point 427 des CEEAG, la mesure doit susciter un changement de comportement économique chez les opérateurs qui cessent leurs activités liées au charbon avant la fin de leur durée de vie économique. Pour pouvoir déterminer si tel sera le cas, la Commission comparera le scénario factuel (c’est-à-dire les effets de la mesure notifiée) à un scénario contrefactuel (c’est-à-dire l’absence de la mesure notifiée).

(359)

La Commission considère que la mesure notifiée a un effet incitatif, étant donné qu’elle incite RWE à fermer ses centrales plus tôt qu’elle ne l’aurait fait dans des conditions de marché et modifie donc le comportement de RWE, ce qui n’aurait pas été le cas en l’absence de la mesure notifiée. L’Allemagne a procédé à une évaluation de la rentabilité attendue des centrales au lignite de RWE. Selon le calcul révisé, les centrales sont rentables et leur manque à gagner dépasse le montant de l’indemnité (voir les considérants 64 et 65). Même si l’Allemagne admet qu’il existe un certain degré d’incertitude dans les projections et que des tiers avancent d’autres scénarios de rentabilité, dans un scénario contrefactuel, c’est-à-dire en l’absence de la mesure notifiée, RWE aurait probablement continué à exploiter les centrales. Selon les calculs qu’elle a présentés, dans un scénario contrefactuel, les centrales de RWE auraient continué à réaliser des bénéfices et, en l’absence de la mesure notifiée, RWE n’aurait pas été incitée à fermer progressivement ses centrales au lignite. Étant donné que, dans le scénario factuel, la mesure notifiée précise que la fermeture progressive des installations rentables de RWE se fera en échange d’une contrepartie financière, assortie à la sécurité et à la prévisibilité juridiques et aux autres avantages qu’elle apporte (voir le considérant 232), l’effet incitatif sur RWE est évident.

(360)

La Commission considère également que le fait que RWE a déjà fermé six unités (150) avant que l’Allemagne ne lui soumette la mesure en faveur de RWE telle que modifiée en décembre 2022 ne remet pas en cause l’incitation qu’a eue RWE à fermer ces unités. En effet, lorsqu’elle a fermé ces six unités, RWE s’attendait à ce que l’Allemagne lui verse l’indemnité prévue dans la loi relative à la fermeture (adoptée le 8 août 2020, soit avant toute fermeture de centrale; voir le considérant 30) et dans le contrat de 2021, après avoir reçu toutes les garanties qu’elle pouvait légitimement obtenir de celle-ci quant à l’octroi de l’aide. L’Allemagne a également indiqué que la mesure en faveur de RWE, telle qu’initialement envisagée et telle que modifiée, avait un effet incitatif sur RWE (voir le considérant 244).

(361)

En outre, selon le point 427 des CEEAG, la mesure ne devrait pas aboutir à un contournement des règles applicables aux mesures en faveur de la sécurité de l’approvisionnement. À cet égard, la Commission observe que la mesure notifiée ne vise pas à remédier à des problèmes à long ou à court terme en matière de sécurité de l’approvisionnement résultant d’une défaillance du marché ou de la réglementation, ce qu’ont également confirmé les autorités allemandes (voir les considérants 245 et 246), mais vise à fermer progressivement les centrales électriques au lignite afin de réduire sensiblement les émissions de GES dans le secteur de l’électricité, ce qui permettra à l’Allemagne d’atteindre ses objectifs climatiques pour 2030 et 2045 (voir le considérant 21). Qui plus est, l’indemnité qu’il est prévu d’accorder à RWE au titre de la mesure notifiée ne constitue pas une rémunération de la capacité disponible, mais une compensation du manque à gagner subi par RWE en raison de l’obligation de fermer de manière anticipée ses centrales au lignite. La mesure notifiée n’aboutit donc pas à un contournement des règles applicables aux mesures en faveur de la sécurité de l’approvisionnement, conformément au point 427 des CEEAG.

(362)

Par conséquent, il peut être conclu que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée a un effet incitatif, comme l’exige le point 427 des CEEAG, étant donné qu’elle incite le bénéficiaire à modifier son comportement en fermant ses centrales au lignite plus tôt que prévu et d’une manière plus ordonnée et prévisible, ce qu’il ne ferait pas en l’absence d’aide ou ferait d’une manière moindre ou différente.

(363)

Selon le point 33 des CEEAG, si l’activité bénéficiant de l’aide ou la mesure d’aide ou les modalités dont elle est assortie, notamment son mode de financement, lorsqu’il fait partie intégrante de l’aide, entraînent de manière indissociable une violation du droit de l’Union concerné, l’aide ne saurait être déclarée compatible avec le marché intérieur.

(364)

En l’espèce, la Commission a notamment examiné si la mesure notifiée contrevenait au principe du pollueur-payeur énoncé à l’article 191, paragraphe 2, du TFUE, selon lequel «[l]a politique de l’Union dans le domaine de l’environnement vise un niveau de protection élevé, en tenant compte de la diversité des situations dans les différentes régions de l’Union. Elle est fondée sur les principes de précaution et d’action préventive, sur le principe de la correction, par priorité à la source, des atteintes à l’environnement et sur le principe du pollueur-payeur». Au point 19, 58), des CEEAG, le principe du pollueur-payeur a été défini comme suit: «principe selon lequel les coûts de la lutte contre la pollution devraient être supportés par le pollueur qui la provoque».

(365)

La Commission partage l’avis de l’Allemagne, qui a fait valoir (voir le considérant 247) que le principe du pollueur-payeur était respecté vu que les coûts à indemniser résultent de la fermeture anticipée et ne sont pas imputables aux exploitants. En d’autres termes, l’indemnité ne couvrirait pas des coûts que les exploitants devraient de toute façon supporter dans un scénario où il n’y aurait pas d’abandon progressif anticipé du lignite.

(366)

Aussi la mesure notifiée ne viole-t-elle ni l’article 191, paragraphe 2, du TFUE, ni le principe énoncé au point 19, 58), des CEEAG.

(367)

Un tiers a soutenu que les activités des exploitants violaient le droit dérivé du droit de l’Union, par exemple en ce qui concerne la décision d’exécution (UE) 2018/1135 de la Commission relative à la communication d’informations au titre de la DEI, ou les règles relatives aux redevances sur l’eau et aux coûts des dommages (voir le considérant 151). La Commission considère que ces allégations ne sont pas liées au cas d’espèce, pour les mêmes raisons que celles indiquées au considérant 360.

(368)

Par conséquent, la Commission conclut que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée ne contrevient à aucune disposition pertinente ni à aucun principe général du droit de l’Union et qu’elle est conforme au point 33 des CEEAG.

(369)

La mesure notifiée concerne principalement le marché de l’électricité en Allemagne, où plusieurs fournisseurs sont en concurrence les uns avec les autres. Elle pourrait également avoir une incidence sur les marchés de l’électricité des pays voisins, compte tenu des interconnexions transfrontalières.

(370)

Selon le point 428 des CEEAG, la Commission estime qu’une mesure est nécessaire si l’État membre peut démontrer que cette mesure cible une situation dans laquelle elle est susceptible d’apporter une amélioration significative que le marché à lui seul ne peut apporter. C’est le cas, par exemple, si la mesure permet la suppression progressive de capacités de production d’électricité à partir de charbon, et contribue ainsi au développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives, ce qui ne se produirait pas dans la même ampleur en son absence. Dans ce contexte, la Commission peut également examiner si le marché lui-même aurait permis une réduction similaire des émissions de CO2 sans la mesure ou si la mesure contribue de manière significative à garantir des sécurité et prévisibilité juridiques qui n’auraient pas existé en l’absence de la mesure, facilitant ainsi la transition verte.

(371)

La Commission considère qu’à partir du moment où les unités concernées de RWE sont rentables (voir les considérants 64 et 65), elles n’ont pas d’intérêt à quitter le marché, du moins pas dans la mesure et dans les délais prévus par la mesure notifiée, de sorte que le marché ne peut permettre à lui seul d’atteindre les objectifs de la mesure notifiée. Comme indiqué au considérant 21, le principal objectif de la mesure notifiée est d’atteindre la neutralité climatique d’ici à 2045 ainsi que les objectifs intermédiaires de 2030, en permettant un développement accru des SER sur le marché de la production d’électricité. Un abandon progressif du lignite créera un besoin en unités et en capacités de production d’électricité supplémentaires puisqu’il réduira la capacité existante de production d’électricité allemande c’est-à-dire que l’offre sera réduite tandis que la demande restera inchangée. Cela permettra à de nouvelles SER de pénétrer le marché et à l’Allemagne de réduire ses émissions de CO2 et de parvenir à la neutralité climatique d’ici à 2045. De l’avis de l’Allemagne, indépendamment de la pénétration des SER, la réduction des émissions associée à l’abandon progressif du lignite lui est nécessaire pour atteindre ses objectifs climatiques (voir le considérant 21). En outre, la mesure notifiée apporte une sécurité juridique et une trajectoire de déclassement fiable qui n’auraient pas existé en l’absence de la mesure notifiée et qui sont essentielles dans les régions touchées par l’abandon progressif du lignite.

(372)

Par conséquent, la Commission considère que la mesure notifiée cible une situation dans laquelle elle est susceptible d’apporter une amélioration significative que le marché à lui seul ne peut apporter en temps utile. La Commission souligne en outre que la suppression progressive des capacités de production d’électricité à partir de lignite contribue au développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de SER, ce qui ne se produirait pas dans la même mesure en l’absence de la mesure notifiée (voir les considérants 350 et 351).

(373)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission conclut que la mesure notifiée est nécessaire pour atteindre son objectif et qu’elle facilite la transition verte, conformément au point 428 des CEEAG.

(374)

Le point 429 des CEEAG impose à l’État membre de démontrer que la mesure constitue un instrument d’intervention approprié pour atteindre l’objectif visé, c’est-à-dire qu’il n’existe pas d’instrument d’aide et de politique causant moins de distorsions susceptibles d’atteindre les mêmes résultats. C’est le cas, par exemple, si la mesure est bien ciblée pour contribuer au développement de la production d’électricité à partir de sources alternatives, tout en atténuant l’incidence sur le fonctionnement du marché de l’électricité et l’emploi, et pour garantir la prévisibilité de la cessation, tout en contribuant aux objectifs de réduction des émissions de CO2.

(375)

Les autorités allemandes ont choisi d’abandonner progressivement le lignite au moyen d’une solution négociée, conformément à la recommandation de la commission du charbon (voir les considérants 24 et 232). Les membres de la commission du charbon représentaient un large éventail d’acteurs sociétaux, politiques et économiques et ont indiqué que la mise aux enchères constituait la meilleure voie à suivre.

(376)

Comme expliqué aux considérants 25 à 28, avant d’opter pour la mesure notifiée, l’Allemagne a examiné différentes options. Les autorités allemandes ont étudié trois autres scénarios: i) le recours au SEQE de l’UE existant et aux objectifs en matière d’énergies renouvelables, ii) la fixation d’un prix national minimal du CO2 pour les secteurs déjà couverts par le SEQE de l’UE et iii) une fermeture réglementaire sans indemnisation. De l’avis de l’Allemagne, la mesure notifiée est appropriée en tant qu’instrument politique permettant de mettre en œuvre l’abandon progressif du lignite en Allemagne d’une manière efficace du point de vue des coûts, prévisible, socialement acceptable et juridiquement sûre.

(377)

La Commission prend note de l’explication de l’Allemagne selon laquelle ces autres options n’ont pas été retenues, car elles n’auraient pas permis d’atteindre les objectifs en matière de développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives d’une manière aussi ciblée et qu’il n’aurait pas été possible de déterminer à l’avance une trajectoire de fermeture progressive, ce qui aurait eu une incidence négative sur la sécurité de l’approvisionnement et sur les salariés du secteur. La Commission considère qu’étant donné que le principal objectif des autorités allemandes est de réduire les émissions de CO2 afin de parvenir à la neutralité climatique et que les centrales au lignite génèrent des émissions considérables (par exemple, en 2021, elles ont émis 110 millions de tonnes de CO2, voir le considérant 17), la conclusion de l’Allemagne selon laquelle la neutralité climatique ne pourrait être atteinte que si le secteur de la production d’énergie à partir de lignite est spécifiquement ciblé est raisonnable.

(378)

La Commission observe également qu’ordonner une fermeture réglementaire à partir de 2020 aurait constitué une ingérence plus forte dans les droits de propriété de RWE (voir la section 6.1.2.1 sur les principes d’ingérence dans les droits de propriété au titre de la loi fondamentale), ce qui, selon toute probabilité, aurait porté un coup fatal à la justification économique de l’abandon progressif du lignite convenue entre le gouvernement allemand et les exploitants au moyen du contrat de 2021, qui prévoit une renonciation totale des exploitants à l’exercice de leurs voies de recours (voir le considérant 232), et aurait ainsi pu compromettre la réalisation des objectifs climatiques pour 2030 et 2045. Par conséquent, la Commission estime raisonnable de prévoir une fermeture progressive sur une période plus longue.

(379)

La Commission considère en outre qu’une subvention non remboursable constitue l’instrument d’aide le plus approprié pour atteindre l’objectif visé, par comparaison par exemple, avec un prêt ou une garantie. Seule une subvention permet d’indemniser RWE des bénéfices qu’elle aurait réalisés en l’absence de fermeture anticipée.

(380)

Des tiers ont affirmé que l’indemnité et son calcul n’étaient pas appropriés étant donné que de nombreuses centrales au lignite auraient fermé dans tous les cas, même sans indemnisation, sous l’effet des forces du marché (considérants 170, 171 et 174). La Commission renvoie à cet égard au calcul révisé présenté par l’Allemagne, qui démontre que huit des neuf unités de RWE, pour lesquelles des données par centrale ont été présentées, devraient subir un manque à gagner au cours de la période comprise entre 2021 et 2026 et que la VAN de ce manque à gagner est supérieure à celle de l’indemnité accordée à RWE (considérants 64 et 65).

(381)

Certains tiers ont fait référence à l’affaire polonaise concernant l’aide accordée pour la fermeture de mines de charbon (151) (voir les considérants 170 et 174). La Commission fait observer que cette aide avait été autorisée en vertu de la décision du Conseil de 2010, qui s’applique aux cas de fermeture de mines de charbon qui ne sont pas compétitives. Toutefois, la situation en l’espèce est différente, étant donné que la mesure notifiée vise à compenser le manque à gagner de RWE en lien avec l’exploitation de centrales électriques (voir également le considérant 430). Par conséquent, en l’espèce, l’affaire polonaise relative au soutien apporté à la fermeture de mines de charbon qui ne sont pas compétitives ne saurait être utilisée comme analogie.

(382)

Plusieurs tiers ont également souligné que l’Espagne avait opté pour une mesure différente pour procéder à l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de charbon (considérant 172). La Commission relève à cet égard qu’elle n’a pas à se prononcer abstraitement sur toutes les mesures alternatives susceptibles d’être envisagées, puisque, si l’État membre concerné doit exposer de façon circonstanciée les raisons ayant présidé à l’adoption du régime d’aides en cause, il n’est pas tenu de démontrer en plus, de manière positive, qu’aucune autre mesure imaginable, par définition hypothétique, ne pourrait permettre d’assurer l’objectif poursuivi de meilleure manière (152).

(383)

En outre, la Commission fait remarquer que les circonstances de l’abandon progressif du charbon en Espagne et en Allemagne sont différentes. Premièrement, il convient d’observer que les États membres disposent d’une large marge d’appréciation pour décider de leur politique énergétique et climatique. La Cour a confirmé le droit de chaque État membre de décider de la composition de son bouquet électrique conformément à l’article 194 du TFUE (153). Par conséquent, la Commission n’exprimera des préoccupations concernant la mesure choisie dans le cadre d’une procédure en matière d’aides d’État que s’il est évident qu’il existe une politique et un instrument d’aide entraînant moins de distorsions qui permettraient d’atteindre les mêmes résultats que la mesure notifiée par l’État membre. En l’espèce, aucun des États membres mentionnés par ces tiers n’est comparable à l’Allemagne, notamment parce que la production d’électricité à partir de lignite ne jouait pas un rôle aussi important dans leur bouquet énergétique. En outre, l’Allemagne a démontré que d’autres formes de mesures, telles qu’un prix plancher du carbone, des droits d’accise ou un durcissement des limites d’intensité des émissions, auraient conduit à des résultats moins ciblés ou n’auraient pas permis au gouvernement d’orienter l’abandon progressif du lignite de la même manière, en garantissant notamment la paix sociale et en apportant de la sécurité et de la prévisibilité juridiques, en tenant compte des liens entre les centrales au lignite et les mines et en garantissant une réduction de la production d’électricité à partir de lignite aussi efficace que possible pour l’ensemble du système (voir les considérants 25 à 29 et 232). Par conséquent, les analogies utilisées par les tiers ne sauraient être appliquées à la mesure notifiée.

(384)

Enfin, la Commission observe que la mesure notifiée est non seulement mise en œuvre par la loi, mais également établie dans un contrat par lequel les exploitants ont renoncé à leurs droits légaux de contester l’indemnité. Cela donne à l’État la certitude que la loi relative à la fermeture ne sera pas contestée par les exploitants, ce que cette loi n’aurait pas pu garantir à elle seule.

(385)

En conclusion, la Commission estime que la mesure notifiée est bien ciblée pour parvenir à un développement de la production d’électricité à partir de sources alternatives, tout en atténuant les effets sur la sécurité d’approvisionnement, en garantissant la prévisibilité des fermetures et en contribuant aux objectifs nationaux de réduction des émissions de l’Allemagne. Par conséquent, la mesure notifiée est conforme au point 429 des CEEAG et constitue un instrument approprié pour contribuer au développement de certaines activités économiques.

(386)

Le point 430 des CEEAG dispose que l’aide doit, en principe, être octroyée à l’issue d’une procédure de mise en concurrence fondée sur des critères clairs, transparents et non discriminatoires. Cette exigence ne s’applique pas lorsque l’État membre démontre qu’il est peu probable qu’une telle procédure soit concurrentielle, pour des raisons objectives. Cela peut notamment être le cas si le nombre de participants potentiels est restreint, pour autant que cela ne soit pas dû à des critères d’admissibilité discriminatoires.

(387)

L’Allemagne soutient qu’une procédure de mise en concurrence ne devrait pas être requise en l’espèce. Premièrement, la Commission rappelle le considérant 14 de la décision d’ouverture et le considérant 16 de la décision relative à l’abandon progressif de la houille en Allemagne, selon lesquels les centrales au lignite sont inextricablement liées aux installations minières, ce qui impose d’adopter une approche plus systémique. Contrairement aux centrales électriques à la houille allemandes, qui s’approvisionnent en houille sur le marché mondial en dehors de l’Allemagne, les centrales au lignite disposent de leurs propres mines à proximité. Le lignite n’est pas un produit de base commercialisé à l’échelle mondiale, car son pouvoir calorifique relativement faible rend le transport de grands volumes sur de longues distances non rentable. C’est également le cas des mines et centrales allemandes au lignite, dans lesquelles l’ensemble du processus est mis en place de telle sorte que les centrales d’une région utilisent le lignite provenant de la même région. L’Allemagne a montré que l’extraction de lignite nécessite un aménagement du territoire sur le long terme et des délais importants pour mettre en œuvre toute modification en la matière. Par conséquent, le calendrier de fermetures des centrales est également influencé par des considérations techniques et des aspects liés à l’aménagement du territoire, et une mise aux enchères aux résultats incertains serait donc difficile à mettre en œuvre. Ces aspects d’aménagement du territoire n’existent pas pour les centrales à la houille allemandes (voir le considérant 32). En outre, dans le bassin minier rhénan, qui alimente toutes les centrales au lignite de la région, RWE est le seul exploitant de mines et de grandes centrales, de sorte que les centrales électriques situées dans cette région ne pourraient pas faire l’objet d’une mise en concurrence (voir le considérant 32). Par conséquent, la Commission partage l’avis des autorités allemandes selon lequel une procédure de mise en concurrence ne saurait être requise en l’espèce et l’abandon progressif du lignite exige une approche plus systémique.

(388)

Certains tiers ne partagent pas ce point de vue et ont fait valoir que, pour créer une concurrence dans le cadre des appels d’offres, les petites installations au lignite et les plus grandes installations auraient pu faire l’objet d’un appel d’offres commun (voir le considérant 198).

(389)

La Commission fait remarquer que la situation des centrales au lignite de plus petite taille est différente, étant donné que leurs propriétaires sont plus diversifiés (environ 45 installations au lignite de plus petite taille sont exploitées en Allemagne) et sont souvent des utilisateurs industriels consommant leur propre production d’électricité (et souvent aussi de chaleur). De fait, certaines installations de plus petite taille qui produisent également de la chaleur dans une configuration de cogénération ont vu la date de leur mise à l’arrêt fixée dans un autre instrument relatif à la décarbonation (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, loi sur la production combinée de chaleur et d’électricité) (voir le considérant 271). En outre, en raison de leur taille, la fermeture éventuelle des installations au lignite de plus petite taille n’a pas les mêmes répercussions sur les mines voisines que celle des grandes centrales au lignite (154). À l’inverse, toutefois, si les mines de lignite (appartenant aux mêmes propriétaires que les grandes centrales au lignite) ne disposaient pas d’une trajectoire claire de fermeture progressive, comme le prévoit la mesure notifiée, les installations au lignite de plus petite taille qui dépendent de ces mines pourraient rencontrer des difficultés pour obtenir du combustible. Ainsi, les deux groupes (petites et grandes centrales) ne seraient pas en mesure de participer aux mêmes enchères sur un pied d’égalité.

(390)

En l’absence de procédure de mise en concurrence en l’espèce, la Commission appréciera la proportionnalité au cas par cas afin de s’assurer que l’indemnité est limitée au minimum nécessaire, conformément au point 432 des CEEAG. Dans un tel contexte, la Commission analysera en détail les hypothèses sur lesquelles l’État membre se repose pour quantifier les manques à gagner et les coûts supplémentaires sur la base desquels l’indemnité pour la fermeture anticipée a été calculée. Cette analyse consistera en la comparaison de la rentabilité escomptée dans les scénarios factuels et contrefactuels. Le scénario contrefactuel devrait reposer sur des hypothèses dûment justifiées et des évolutions réalistes du marché et refléter les prévisions de recettes et de coûts de chaque entité en question, tout en tenant compte des éventuels liens fonctionnels directs entre les entités.

(391)

La Commission observe qu’à la suite de l’adoption de la décision d’ouverture, l’Allemagne a présenté un calcul révisé du manque à gagner pour les centrales de RWE (voir les considérants 63 à 75) dont la fermeture est prévue conformément à la loi relative à la fermeture et à la loi modificative (155).

(392)

Plus précisément, pour les six unités déjà fermées, les hypothèses utilisées dans le calcul révisé (concernant, par exemple, les prix de l’électricité et du CO2 et l’inflation) sont fondées sur les attentes du marché et sur les informations qui étaient disponibles juste avant les dates de fermeture respectives de ces unités (156). La Commission estime que cette approche est raisonnable, car c’est à ce montant de bénéfices que RWE pouvait s’attendre à devoir renoncer lorsqu’elle a fermé ces unités.

(393)

Pour les trois unités dont la fermeture est prévue pour janvier et mars 2025, le calcul révisé est fondé sur les informations les plus récentes disponibles au moment de la présentation du calcul révisé. La Commission estime que cette approche est raisonnable et conforme à la jurisprudence de la Cour (157).

(394)

En ce qui concerne la pertinence des principales hypothèses (prix du CO2 et de l’électricité) utilisées pour ces trois unités dans le calcul révisé et les évolutions du marché intervenues depuis la présentation du calcul révisé et l’adoption de la décision d’extension, la Commission considère que les arguments de l’Allemagne selon lesquels une nouvelle actualisation de ces hypothèses n’est pas nécessaire sont raisonnables et justifiés (voir le considérant 75). Il est de pratique courante, dans ce secteur, que les exploitants de lignite utilisent les produits à terme proposés par les bourses pour assurer une couverture financière stable et prévisible de leurs marges pour la période à venir et éviter une exposition aux fortes fluctuations des prix sur le marché au comptant.

(395)

La Commission remarque que la durée de couverture habituellement utilisée par les exploitants de centrales au lignite est de trois ans et correspond à l’étendue de la liquidité du marché allemand de l’électricité (158). Dès lors, dans un scénario contrefactuel, il aurait été possible pour les trois unités d’entrer sur le marché entre le 21 octobre 2022 et le 4 novembre 2022 (lorsque les données du marché relatives à ces installations ont été extraites aux fins du calcul du manque à gagner) et de vendre progressivement leur production d’électricité prévue pendant au moins une partie de la période postérieure à la fermeture dans le scénario factuel et d’acheter un volume correspondant de quotas d’émission. RWE est convenue que la vente à terme de la production d’électricité constituait une pratique commerciale courante [voir le considérant 179, b)]. L’Allemagne a fait valoir qu’il s’agit donc d’un comportement plausible dans le scénario contrefactuel.

(396)

La Commission considère que, puisque l’opération aurait eu lieu en 2022, il est plausible que RWE ait été, à ce moment-là, en mesure de vendre de l’électricité à livrer jusqu’à la fin de l’année 2025. La fermeture des trois unités est prévue pour janvier et mars 2025. La Commission estime par conséquent que le calcul du manque à gagner pour ces trois unités pendant le reste de l’année 2025 constitue un scénario contrefactuel plausible. L’Allemagne allègue également un manque à gagner pour ces unités pour l’année 2026, représentant 131 millions d’EUR, soit 6 % du manque à gagner total en VAN (ces trois unités sont les seules pour lesquelles un manque à gagner est avancé pour 2026; voir le considérant 258). La Commission observe que, même sans tenir compte du manque à gagner des trois unités pour l’année 2026, le manque à gagner restant (2 milliards d’EUR en VAN) demeure supérieur au montant de l’indemnité (1,7 milliard d’EUR en VAN). Ainsi, adopter une telle approche prudente ne modifierait pas fondamentalement le résultat selon lequel la valeur actuelle du montant de l’indemnité est inférieure à celle du manque à gagner.

(397)

À la suite de la décision d’ouverture, des tiers ont fait part de leurs préoccupations quant au fait que certains paramètres clés de l’indemnisation étaient surréalistes ou inappropriés (voir les considérants 190, 197, 203 et 205). La Commission considère que le calcul révisé répond à ces préoccupations. Voir, plus particulièrement, les considérants 393 à 396, 410 et 411 en ce qui concerne les hypothèses émises sur les prix de l’électricité et du CO2, les considérants 397, 403, 405 et 412 concernant la longueur de la période pour laquelle le manque à gagner a été calculé, les considérants 399 et 400 concernant l’absence de mécanisme d’actualisation et le considérant 406 concernant la prise en considération et le traitement des coûts fixes. Plusieurs tiers ont formulé des critiques au sujet de la transparence de la mesure, plus spécifiquement du processus d’élaboration de la mesure, par exemple des calculs de l’indemnité et l’incertitude concernant l’activité spécifique à laquelle l’indemnité se rapporte (voir les considérants 193, 197, 203, 204 et 205). La Commission considère que le calcul révisé répond à ces préoccupations, étant donné qu’il démontre que le manque à gagner d’un groupe de centrales donné suffit à lui seul à justifier le montant de l’indemnité (voir le considérant 403).

(398)

En outre, selon le point 433 des CEEAG, lorsque la cessation des activités liées au charbon a lieu plus de trois ans après l’octroi de la compensation, l’État membre est tenu d’introduire un mécanisme pour actualiser le calcul de la compensation sur la base des hypothèses les plus récentes, à moins qu’il ne soit en mesure de démontrer pourquoi le recours à un tel mécanisme n’est pas justifié, en raison des circonstances exceptionnelles de l’espèce.

(399)

Comme indiqué au considérant 76, l’Allemagne a expliqué pourquoi un mécanisme d’actualisation n’était pas nécessaire en l’espèce, la fermeture des centrales devant intervenir dans un avenir proche. La Commission partage l’avis de l’Allemagne. Elle observe qu’en ce qui concerne les unités de RWE déjà fermées, les hypothèses utilisées sont aussi proches que possible de la date de fermeture effective des centrales. En ce qui concerne les unités dont la fermeture n’a pas encore eu lieu, la fermeture des trois unités prises en considération dans le calcul révisé est prévue pour le 31 mars 2025, c’est-à-dire dans moins de trois ans à compter d’aujourd’hui et du moment retenu pour les hypothèses présentées à la Commission (octobre/novembre 2022), tandis qu’aucun manque à gagner n’a été estimé pour les installations dont la fermeture est prévue après cette date. La Commission rappelle également que le moment de l’octroi de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est le moment de la notification de la décision de la Commission (voir le considérant 78), qui intervient également moins de trois ans avant la fermeture prévue de la dernière des trois unités. Par conséquent, et compte tenu également des arguments présentés au considérant 396 concernant les principales hypothèses, la Commission considère qu’un mécanisme d’actualisation n’est pas nécessaire pour la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(400)

L’appréciation par la Commission du calcul révisé de l’indemnité envisagée au titre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, compte tenu des doutes soulevés dans la décision d’ouverture, est la suivante.

(401)

Dans le calcul révisé effectué pour la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, le manque à gagner des centrales au lignite de RWE faisant l’objet d’une fermeture anticipée a été estimé à 2,2 milliards d’EUR en chiffres de 2022, alors que la VAN de l’indemnité convenue s’élève à 1,7 milliard d’EUR. Par conséquent, la VAN de l’indemnité est inférieure au manque à gagner estimé.

(402)

La Commission observe que le calcul révisé de l’Allemagne montre que huit des 16 unités de RWE incluses dans le calendrier de fermeture progressive devraient afficher un manque à gagner au cours de la période comprise entre 2021 et 2026. Bien que cette période soit nettement plus courte que celle couverte par les données présentées avant la décision d’ouverture, ce qui représente un premier pas vers une évaluation plus prudente et raisonnable, la Commission fait observer que, pour les raisons exposées aux considérants 396 et 397, elle ne tiendra pas compte du manque à gagner avancé par l’Allemagne pour l’année 2026. L’Allemagne n’a pas fourni de calculs pour les sept unités qui fermeront après 2026, car, selon elle, le calcul relatif aux unités fermant avant cette date suffit déjà à justifier le montant de l’indemnité au titre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(403)

La Commission fait remarquer qu’en ce qui concerne les unités déjà fermées des centrales électriques, leur manque à gagner dépend, dans une large mesure, des attentes du marché en ce qui concerne les prix futurs de l’électricité et du CO2 au moment de leur fermeture respective. Par conséquent, toutes les unités de RWE qui ont déjà fermé n’affichent pas un manque à gagner (voir le considérant 66).

(404)

La Commission souligne que, contrairement aux données présentées avant la décision d’ouverture, le calcul révisé ne tient compte que d’une période limitée de moins de trois ans pour estimer le manque à gagner dans un scénario contrefactuel prudent, période qui prend fin avant les dates de fermeture prévues des unités. Cela réduit considérablement l’incertitude entourant les projections, en particulier pour les paramètres d’entrée qui ont une forte incidence sur le manque à gagner, tels que les prix du CO2 et de l’électricité ou la durée de vie présumée des unités. Plus l’horizon temporel est court, moins le risque est grand de voir des événements inattendus ou perturbateurs se produire ou les tendances supposées changer. Cela contribue dans une large mesure à lever les doutes exprimés par la Commission aux considérants 123 à 132 de la décision d’ouverture, dans lesquels celle-ci faisait valoir que les calculs présentés couvraient une période très lointaine et étaient incertains.

(405)

Du côté des coûts, le calcul révisé inclut non seulement les coûts fixes des centrales électriques, mais également les coûts fixes de l’extraction minière. La Commission remarque que cela semble conforme à la pratique du secteur, étant donné que les mines et les centrales au lignite sont généralement considérées comme faisant partie d’un système économique indissociable (voir les considérants 67 et 259). Les calculs présentés avant la décision d’ouverture incluaient uniquement les coûts miniers variables, ce qui tendait à sous-estimer les coûts de production et à surestimer le manque à gagner. À l’inverse, dans le calcul révisé, les coûts miniers totaux (fixes et variables) sont pris en compte, ce que la Commission juge plus réaliste et plus raisonnable. La Commission estime également que la stabilité des coûts miniers par unité de production constitue une hypothèse raisonnable compte tenu de la courte période prise en considération dans le scénario contrefactuel.

(406)

En ce qui concerne la durée d’exploitation des centrales électriques en l’absence de la loi relative à la fermeture et les doutes exprimés à ce sujet aux considérants 124 et 125 de la décision d’ouverture, la Commission observe que le calcul révisé ne prévoit plus de durées d’exploitation pouvant aller jusqu’à 70 ans. Cela s’explique par la période beaucoup plus courte retenue dans le calcul révisé pour estimer le manque à gagner. En outre, sur la base du calcul révisé, aucune centrale pour laquelle un manque à gagner est allégué ne devrait fermer plus de trois ans après la dernière année pour laquelle des bénéfices sont revendiqués dans le scénario contrefactuel; en effet, sept unités sur huit pour lesquelles un manque à gagner est allégué sont censées être exploitées pendant seulement deux ans de plus que la période pour laquelle des bénéfices sont revendiqués dans le scénario contrefactuel (considérant 65). Dès lors, la faible différence entre le scénario factuel et le scénario contrefactuel dans le calcul révisé permet à la Commission de considérer que les doutes exprimés aux considérants 124 et 125 de la décision d’ouverture ont été dissipés, comme l’affirme l’Allemagne (section 5.3.4).

(407)

En outre, pour ce qui est du doute concernant les investissements nécessaires à l’exploitation à long terme des centrales (voir les considérants 126 et 127 de la décision d’ouverture), la Commission observe qu’il est suffisamment dissipé du fait de la période beaucoup plus courte prise en considération pour le manque à gagner attendu dans le calcul révisé, comme l’affirme l’Allemagne (considérant 263). En ce qui concerne Niederaußem D, dont la Commission a mis spécifiquement en doute la capacité de fonctionner au-delà de 2020 en raison de la nécessité de se conformer à la directive relative aux émissions industrielles (2010/75/UE) et aux normes plus strictes applicables, dans ce cadre, aux grandes installations de combustion, la Commission observe que l’Allemagne n’estime plus de manque à gagner pour cette centrale dans le calcul révisé (considérant 263).

(408)

La Commission avait précédemment émis des doutes quant aux incertitudes entourant les projections futures (considérant 129 de la décision d’ouverture). Elle constate à présent que le calcul révisé utilise des données vérifiables et indépendantes fondées sur le marché, qui étaient disponibles soit juste avant la date de fermeture (pour les unités fermées), soit au moment de la présentation du calcul révisé (pour les unités qui sont toujours en activité) (considérant 67). Le calcul révisé ne tient également compte que d’une période limitée pour l’estimation du manque à gagner, ce qui réduit considérablement les incertitudes entourant les projections futures. En outre, le taux d’actualisation (CMPC de 7,5 %) appliqué aux fins de l’actualisation à la fois du manque à gagner et de l’indemnité semble plausible compte tenu de la période plus courte prise en considération pour le calcul du manque à gagner (voir le considérant 264). La Commission conclut par conséquent que ses doutes quant aux incertitudes entourant les projections futures ont été dissipés.

(409)

En ce qui concerne le doute soulevé au sujet des prix du carburant et du CO2 (voir le considérant 130 de la décision d’ouverture), la Commission souligne que le calcul révisé de l’Allemagne tient compte des attentes actualisées du marché en ce qui concerne les prix du CO2, du combustible et de l’électricité (159). Cet aspect joue un rôle important dans l’évaluation de la rentabilité des centrales électriques concernées, étant donné que les prix de l’électricité influencent les recettes tirées de la vente d’électricité et que les prix du CO2 influencent la composante la plus importante et la plus incertaine du coût d’exploitation des centrales au lignite. Plus précisément, pour les unités qui avaient déjà fermé au moment de la présentation du calcul révisé, ce dernier utilise les prix moyens des produits à terme à la Bourse EEX sur une période de deux semaines précédant immédiatement les dates de fermeture respectives, tandis que pour les unités fermées après la présentation du calcul révisé, ce dernier utilise les prix moyens enregistrés entre le 21 octobre 2022 et le 4 novembre 2022.

(410)

La Commission note également que la période beaucoup plus courte pendant laquelle un manque à gagner est pris en considération réduit l’incertitude entourant les prix attendus du CO2 et de l’électricité. Cette période ne couvre que quelques années à l’avenir, contrairement aux calculs présentés par l’Allemagne avant la décision d’ouverture, qui, dans certains cas, allaient jusqu’à 2061. Cette période plus courte a permis d’utiliser, dans le calcul révisé, des attentes récentes du marché concernant l’évolution des prix. Le marché organisé de l’électricité allemand, qui comporte un processus de formation des prix transparent reposant sur des offres concurrentielles offre la possibilité de conclure des contrats d’achat d’électricité garantis, par exemple par l’intermédiaire de la plateforme de négociation EEX, que RWE utilise pour couvrir financièrement ses ventes d’électricité en achetant la même gamme de produits que ceux qui ont été utilisés pour calculer le manque à gagner dans le scénario contrefactuel (160). L’utilisation de ces données réelles et vérifiables sur les prix de marché comme base pour le scénario contrefactuel afin de calculer le manque à gagner renforce considérablement la solidité du calcul révisé, étant donné que ces données correspondent au comportement habituel de RWE en matière de couverture à un horizon temporel crédible.

(411)

L’utilisation d’hypothèses de prix plus récentes et de périodes plus courtes pour le calcul du manque à gagner présenté dans le calcul révisé est également conforme au point 433 des CEEAG, qui exige un mécanisme d’actualisation si une compensation pour la fermeture de centrales au charbon est accordée plus de trois ans avant que la fermeture n’ait effectivement lieu. Dans le cas particulier des unités de RWE, la Commission estime que son doute initial quant à l’adéquation des prix attendus du combustible et du CO2 est dissipé même en tenant compte d’une approche plus prudente que celle requise par le point 433 des CEEAG. Non seulement l’aide est octroyée moins de trois ans avant la fermeture effective de l’ensemble des huit unités pour lesquelles l’Allemagne revendique un manque à gagner, mais sa proportionnalité est appréciée sur la base d’hypothèses qui ne sont pas éloignées de plus de trois ans de la date de fermeture. En outre, le manque à gagner estimé qui suffit à dépasser le montant de l’indemnité en VAN couvre une période qui ne va pas au-delà de trois ans à partir de la date de fermeture des huit unités et n’excède pas l’horizon de couverture habituellement utilisée par ces unités (à partir du moment auquel les hypothèses relatives aux paramètres clés ont été formulées).

(412)

En ce qui concerne le doute qu’elle avait exprimé au considérant 131 de la décision d’ouverture, dans lequel elle soulignait qu’elle n’avait pas reçu de données pour toutes les unités dont la fermeture était prévue, la Commission fait remarquer que le calcul révisé contient des données pour chacune des neuf unités de RWE dont la fermeture est prévue d’ici au 31 mars 2025. La Commission prend note de l’argument de l’Allemagne selon lequel cela suffit à justifier le montant de l’indemnité (considérant 266) et considère que ses doutes à ce sujet sont dissipés.

(413)

S’agissant du doute exprimé au considérant 132 de la décision d’ouverture quant à l’absence d’analyse de sensibilité en ce qui concerne les prix du CO2 et de l’électricité, la Commission observe que le calcul révisé utilise, dans le scénario contrefactuel, des données réelles et vérifiables sur les prix du marché et simule le comportement habituellement adopté par les exploitants de centrales au lignite en matière de couverture à un horizon réaliste. Cela tranche avec les données présentées avant la décision d’ouverture, pour lesquelles des hypothèses non fondées sur le marché, couvrant une longue période, avaient été utilisées. En outre, dans le cas des unités déjà fermées, leur manque à gagner a été calculé sur la base des projections les plus récentes disponibles avant la fermeture, ce qui, selon la Commission, élimine la nécessité d’une analyse de sensibilité. Cela vaut également pour les trois unités qui doivent encore être fermées et pour lesquelles l’Allemagne revendique également un manque à gagner. Pour ces unités, la Commission considère que les arguments avancés aux considérants 395 et 396 démontrent la possibilité réaliste qu’elles avaient, dans le scénario contrefactuel, de verrouiller leurs marges d’exploitation au moment où le calcul révisé a été présenté, compte tenu du comportement habituellement adopté par RWE sur le marché.

(414)

Selon la Commission, le fait que l’effet systémique de la fermeture des centrales électriques sur le marché allemand de l’électricité soit pris en considération sous la forme d’une remise sur les prix de l’électricité dans le scénario contrefactuel (par rapport aux attentes réelles du marché dans le scénario factuel) contribue à la solidité du calcul révisé. Dans le scénario contrefactuel, les prix de l’électricité sont inférieurs à ceux du scénario réel, car davantage d’unités au lignite sont en activité et une plus grande partie de la demande peut être satisfaite par des capacités de production relativement moins chères. Concrètement, les prix de l’électricité dans le scénario contrefactuel sont inférieurs de 1,7 % en 2023 et de 3,2 % en 2026 à ceux du scénario factuel (voir le considérant 74). Autrement dit, le manque à gagner calculé dans le scénario contrefactuel pour les unités de RWE est inférieur à ce qu’il aurait été si cet effet n’avait pas été pris en considération. Le calcul donne donc lieu à des estimations plus prudentes du manque à gagner.

(415)

Enfin, la Commission observe que d’autres paramètres du calcul révisé sont conçus de manière à rendre l’estimation du manque à gagner plus prudente que les calculs présentés avant la décision d’ouverture. Plus précisément, le calcul révisé n’inclut pas les recettes provenant de la production de chaleur et du marché d’équilibrage de l’électricité, ce qui entraîne une sous-estimation du manque à gagner. En outre, le calcul part de l’hypothèse selon laquelle le plafond sur les recettes issues du marché instaure pour les producteurs, dont la durée, au moment de la présentation du calcul révisé, était fixée par voie législative jusqu’au 30 juin 2023, serait prolongé jusqu’au 30 avril 2024, réduisant ainsi le manque à gagner de la centrale de Frechen/Wachtberg. Finalement, le gouvernement allemand a décidé de ne pas prolonger l’application de ce plafond au-delà du 30 juin 2023 (161). Si cette décision avait été prise en considération dans le calcul révisé, le manque à gagner de la centrale de Frechen/Wachtberg aurait été plus élevé de 181 millions d’EUR en VAN. De surcroît, le calcul part du principe que les unités Neurath D et E seront fermées le 31 mars 2025 et n’auront un manque à gagner qu’à partir de cette date, alors qu’elles pourraient fermer à la fin de mars 2024 et donc enregistrer un manque à gagner plus important pendant le reste de l’année 2024 et en 2025 (considérant 259).

(416)

En ce qui concerne les affirmations de tiers concernant la longueur inexpliquée de la période prise en considération pour calculer le manque à gagner dans le calcul révisé (voir le considérant 194), la Commission fait remarquer que la période ne va pas au-delà de ce que l’Allemagne a jugé nécessaire pour démontrer que le manque à gagner était supérieur à l’indemnité. En ce qui concerne le plafond sur les recettes issues du marché appliqué en Allemagne entre le 1er décembre 2022 et le 30 juin 2023 au titre du règlement (UE) 2022/1854 du Conseil (162), la situation juridique en Allemagne est prise en considération dans les calculs; le plafond proprement dit ne fait pas l’objet de la présente procédure. En toute hypothèse, l’argument des tiers est dénué de pertinence étant donné que les trois unités de RWE, qui bénéficieraient prétendument d’un traitement plus favorable du fait de l’application du plafond sur les recettes issues du marché, ne sont pas prises en considération dans le calcul révisé du manque à gagner de RWE présenté par l’Allemagne, puisqu’elles ne fermeront pas avant la fin de 2030, et n’ont donc aucune incidence sur le calcul révisé.

(417)

En ce qui concerne l’argument avancé par des tiers selon lequel les centrales au lignite de RWE profitent actuellement de la loi sur l’entretien des centrales électriques de remplacement (considérant 208), la Commission observe que les unités au lignite relevant de ladite loi (163) sont différentes de celles qui sont couvertes par la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. Par conséquent, il n’y a pas de chevauchement entre les unités au lignite soutenues par la mesure notifiée et par la loi sur l’entretien des centrales électriques de remplacement.

(418)

Enfin, en ce qui concerne l’argument avancé par un tiers selon lequel le calcul du manque à gagner de RWE devrait également tenir compte du soutien potentiellement accordé par l’État au développement des centrales électriques au gaz adaptées à l’utilisation de l’hydrogène sur les sites des unités au lignite fermées (considérant 193), la Commission est satisfaite des explications fournies par l’Allemagne à cet égard, selon lesquelles toute nouvelle mesure distincte en faveur de la transition vers une production d’électricité neutre pour le climat octroierait des aides au moyen d’appels d’offres généraux et transparents ouverts à toutes les entreprises et que de telles nouvelles mesures n’offriraient aucune garantie d’aide à RWE (voir le considérant 273). En outre, si un nouveau soutien de ce type devait être accordé à RWE, il concernerait des coûts admissibles différents, à savoir des coûts liés à la construction d’une nouvelle centrale.

(419)

Comme décrit dans le tableau 3, une installation de RWE sera transférée vers le mécanisme de fermeture différée et recevra une indemnité pour la période pendant laquelle elle y demeurera (de 2029 à 2033), après quoi elle sera définitivement fermée. L’Allemagne a fait valoir que le mécanisme de fermeture différée faisait l’objet d’une indemnisation indépendante et n’avait aucune incidence sur l’indemnité au titre de la mesure notifiée (considérant 35).

(420)

Comme indiqué au considérant 133 de la décision d’ouverture, la Commission a conclu à titre préliminaire que les montants d’indemnisation du mécanisme de fermeture différée étaient inextricablement liés à l’indemnité accordée pour la fermeture. La Commission doutait que le mécanisme de fermeture différée constitue une mesure distincte ne devant pas être prise en considération lors de l’appréciation de la proportionnalité.

(421)

Aux considérants 120 à 123 de la décision d’extension, la Commission avait analysé plus avant les observations présentées par l’Allemagne et avait conclu à ce stade qu’il ne semblait pas y avoir de chevauchement dans le calcul des deux instruments.

(422)

La Commission reste de cet avis et conclut qu’il n’y a pas de chevauchement. Compte tenu des explications fournies par l’Allemagne et RWE (voir les considérants 276 et 179), la Commission est d’avis que les versements relatifs au mécanisme de fermeture différée n’entrent pas en ligne de compte, étant donné que le calcul révisé de l’indemnité pour fermeture anticipée au titre de la mesure notifiée ne couvre pas la centrale (Niederaußem G ou H) qui serait transférée vers le mécanisme de fermeture différée. En outre, la rémunération versée au titre du mécanisme de fermeture différée ne devrait pas être prise en considération dans l’appréciation de la proportionnalité de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que les deux instruments sont distincts:

(423)

En outre, la Commission est d’avis que le mécanisme de fermeture différée et la mesure notifiée sont deux mesures distinctes compte tenu également des critères énoncés dans la jurisprudence. La Cour a dit pour droit qu’il ne saurait être exclu que plusieurs interventions consécutives de l’État doivent, aux fins de l’application de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE, être regardées comme une seule intervention. Tel peut notamment être le cas lorsque des interventions consécutives présentent, au regard de leur chronologie, de leur finalité et de la situation de l’entreprise au moment de ces interventions, des liens tellement étroits entre elles qu’il est impossible de les dissocier (164). En l’espèce, les deux mesures sont réparties sur deux périodes différentes [voir le considérant 423, b)]. Elles ont une finalité différente, étant donné que le mécanisme de fermeture différée répond aux besoins du marché en situation d’urgence et indemnise les exploitants du maintien en veille de leurs unités, tandis que la mesure notifiée compense le manque à gagner faisant suite à l’abandon progressif anticipé du lignite, mais n’oblige pas les exploitants à continuer de produire de l’électricité sous certaines conditions. En outre, les deux mesures reposent sur deux bases juridiques différentes: le mécanisme de fermeture différée est régi par l’article 50 de la loi relative à la fermeture, tandis que le montant de l’indemnité et les modalités de sa gestion sont régis par l’article 44 de la loi relative à la fermeture ainsi que par le contrat de 2021 et son avenant. Enfin, le mécanisme de fermeture différée est géré par les gestionnaires de réseau et les gestionnaires de réseau de transport, ce qui n’est pas le cas de la mesure notifiée. Pour ces raisons, les mesures ne sont pas étroitement liées l’une à l’autre et ne sont donc pas indissociables l’une de l’autre. Partant, le mécanisme de fermeture différée et la mesure notifiée ne sauraient être considérés comme une mesure unique, et ce également à la lumière de la jurisprudence pertinente.

(424)

Enfin, en ce qui concerne l’argument avancé par un tiers concernant l’incidence potentielle sur le manque à gagner de RWE du transfert de trois unités (Niederaußem K, Neurath F et Neurath G) vers une réserve jusqu’au 31 décembre 2033 (considérant 196), la Commission fait observer que ces unités ne sont pas pertinentes aux fins de l’appréciation de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. En effet, ces unités doivent fermer en 2030 et l’Allemagne n’a pas fourni de calculs spécifiques à long terme pour les sept unités qui fermeront après 2027, étant donné que les données existantes dans le calcul révisé relatif aux unités fermant avant 2027 suffisent déjà à justifier le montant de l’indemnité au titre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée. La Commission prend également note de l’explication de l’Allemagne selon laquelle ces nouvelles réserves potentielles ne sont pas prévues dans la loi modificative ni dans l’avenant et devront être juridiquement définies à l’avenir si l’Allemagne décide de les introduire (considérant 278).

(425)

En conclusion, la Commission est d’avis que la rémunération perçue par RWE pour l’installation transférée vers le mécanisme de fermeture différée et un éventuel mécanisme de réserve n’est pas pertinente aux fins de l’appréciation de la proportionnalité de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée.

(426)

Les autres scénarios que l’Allemagne avait présentés avant la décision d’ouverture (voir les considérants 50, 54 et 134 de la décision d’ouverture) ne sont pas pertinents aux fins de l’appréciation de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, étant donné que la fermeture des centrales de RWE a en tout état de cause été avancée à 2030 et que l’option de déclassement anticipé n’a pas été prise en considération pour le calcul révisé du manque à gagner de RWE.

(427)

Conformément au point 425 des CEEAG, la compensation pour cessation anticipée d’activités rentables liées au charbon «peut également couvrir des coûts supplémentaires supportés par les entreprises, par exemple les coûts liés à des charges sociales et environnementales supplémentaires, si ces charges sont directement causées par la cessation anticipée des activités rentables. Les charges supplémentaires ne peuvent inclure de coûts qui auraient également dû être supportés dans le scénario contrefactuel».

(428)

Dans le cadre de la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, l’Allemagne a présenté le calcul révisé du seul manque à gagner (plus précisément du manque à gagner subi par les unités de RWE qui fermeront d’ici au 31 mars 2025), et ce calcul montre que la VAN du manque à gagner de ces unités est supérieure à celle de l’indemnité (considérants 64 et 65). Le calcul révisé ne tient pas compte des coûts supplémentaires liés à la réhabilitation des mines (considérant 269).

(429)

Par conséquent, étant donné qu’aucun coût supplémentaire pour la réhabilitation des mines n’est pris en compte dans le calcul révisé et que le manque à gagner pour les centrales électriques suffit à justifier l’indemnité octroyée à RWE, il n’est pas nécessaire de quantifier et d’évaluer les éventuels coûts supplémentaires de réhabilitation des mines que RWE pourrait supporter du fait de la fermeture accélérée.

(430)

La Commission conclut par conséquent que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est proportionnée.

(431)

La Commission prend note du fait que l’Allemagne veillera au respect des règles de cumul afin d’exclure toute surindemnisation, conformément aux points 56 et 57 des CEEAG (considérant 83).

(432)

Certains tiers ont fait valoir que la mesure, associée à d’autres mesures allemandes telles que, entre autres, l’APG, le mécanisme de fermeture différée ou les mécanismes de capacité, pourrait entraîner une surindemnisation, compte tenu du risque que les mêmes coûts admissibles soient cumulés (voir les considérants 196 et 206). La Commission ne partage pas ce point de vue. Les coûts admissibles de la mesure notifiée concernent le manque à gagner, tandis que, par exemple, le mécanisme de fermeture différée est une mesure distincte qui concerne d’autres coûts admissibles, comme l’a conclu la Commission à la section 6.3.3.1.3.2. Il en va de même pour d’autres mécanismes de capacité ou, par exemple, pour l’APG, qui ne concernent pas le manque à gagner subi par RWE du fait de la fermeture anticipée des centrales au lignite. Le point 56 des CEEAG fait référence au cumul pour les mêmes coûts admissibles. Aussi, la Commission est-elle d’avis qu’il n’y a pas de cumul concernant la mesure notifiée au regard des points 56 et 57 des CEEAG.

(433)

La Commission observe que l’Allemagne a confirmé qu’elle veillerait au respect des exigences de transparence énoncées aux points 58, 59 et 61 des CEEAG (voir le considérant 84).

(434)

Selon le point 434 des CEEAG, l’État membre doit recenser et quantifier les avantages environnementaux attendus de la mesure, si possible en aide par tonne d’émissions d’équivalent CO2 évitée. En outre, la Commission verra d’un bon œil le fait que des mesures prévoient l’annulation volontaire de quotas d’émission de CO2 au niveau national.

(435)

Selon le point 435 des CEEAG, il est important de veiller à ce que la mesure soit structurée de manière à limiter autant que possible les distorsions de concurrence sur le marché. En l’absence de procédure de mise en concurrence, la Commission évaluera l’affectation de la concurrence et des échanges sur la base de la manière dont la mesure est conçue et de ses effets sur le marché en cause.

(436)

Premièrement, comme indiqué au considérant 18, l’Allemagne a estimé que la mesure notifiée permettrait au moins d’économiser une quantité brute de 51 millions de tonnes d’émissions de CO2. Elle a donc recensé et quantifié les avantages environnementaux attendus de la mesure notifiée en aide par tonne d’émissions d’équivalent CO2 évitée. Deuxièmement, la Commission se félicite également que la loi relative à la fermeture introduise l’annulation de quotas d’émission de CO2 au niveau national sur une base annuelle, comme décrit au considérant 19. La loi relative à la fermeture prévoit l’annulation de quotas d’émission de CO2 correspondant aux réductions d’émissions supplémentaires engendrées par la fermeture d’installations électriques au lignite, compte tenu de l’intervention de la réserve de stabilité du marché. L’Allemagne tiendra compte des technologies de remplacement lorsqu’elle déterminera le nombre de quotas d’émission de CO2 qui seront annulés. Par conséquent, la Commission considère que l’exigence énoncée au point 434 des CEEAG est remplie.

(437)

En ce qui concerne le point 435 des CEEAG, la Commission souligne que l’existence d’une procédure de mise en concurrence visant à limiter autant que possible les distorsions de la concurrence et des échanges devrait être l’option privilégiée lors de la conception d’une mesure. Toutefois, comme expliqué au considérant 32, les autorités allemandes ont avancé des arguments valables expliquant pourquoi une procédure de mise en concurrence ne devrait pas être appliquée en l’espèce et la Commission a accepté ce point de vue (considérants 388 et suivants). Par conséquent, la Commission accepte, à titre exceptionnel, l’absence de procédure de mise en concurrence en l’espèce. En l’absence de procédure de mise en concurrence, la Commission évaluera l’affectation de la concurrence et des échanges sur la base de la manière dont la mesure est conçue et de ses effets sur le marché en cause.

(438)

La Commission observe, comme souligné au considérant 333, que la mesure notifiée a un effet sur la concurrence sur le marché de l’électricité. Plus précisément, elle altérera la concurrence en Allemagne et dans les régions voisines, et elle est susceptible d’altérer l’ordre de préséance économique et, partant, le prix de gros de l’électricité.

(439)

La Commission considère néanmoins que la conception de la mesure notifiée permet d’éviter des effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges. Premièrement, la mesure notifiée est limitée dans le temps, compte tenu notamment de l’accélération de l’abandon progressif d’ici à 2030. Deuxièmement, la mesure notifiée est proportionnée et reste inférieure au manque à gagner estimé de RWE: dans le calcul révisé effectué pour la mesure en faveur de RWE telle que modifiée, le manque à gagner des centrales au lignite de RWE faisant l’objet d’une fermeture anticipée a été estimé à 2,2 milliards d’EUR en chiffres de 2022, alors que la VAN de l’indemnité convenue s’élève à 1,7 milliard d’EUR. Par conséquent, la VAN de l’indemnité est inférieure au manque à gagner estimé (voir le considérant 64) et n’est donc pas susceptible d’améliorer la situation financière du bénéficiaire. La Commission fait remarquer que ces deux aspects de la conception de la mesure notifiée atténuent le risque d’effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges.

(440)

Plusieurs tiers ont fait part de leurs préoccupations quant à la prévention des effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges (voir les considérants 224 à 229). Ils affirment qu’avec l’aide de la mesure notifiée, les exploitants de lignite seront en mesure de pénétrer les marchés voisins ou de renforcer leur position sur ces marchés, tel celui de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, au détriment de leurs concurrents. Par exemple, si les exploitants de lignite investissent dans des centrales de production d’électricité à forte intensité de capital pour l’utilisation de SER, cela entraînera d’importantes distorsions de la concurrence. Certains tiers ont également fait valoir que l’indemnité violait l’article 106 en liaison avec l’article 102 du TFUE, étant donné qu’elle consolide la position présumée de RWE en tant que producteur d’électricité dominant sur le marché, dans une situation où le marché est de toute manière en train de se réduire en sa faveur (voir le considérant 220).

(441)

L’Allemagne conteste l’affirmation des tiers selon laquelle l’indemnité bénéficie à RWE sur le marché européen et la mesure notifiée est contraire à l’article 106 en liaison avec l’article 102 du TFUE (voir le considérant 274). L’Allemagne a fait valoir que la mesure notifiée ne faussait ni ne menaçait de fausser la concurrence ou d’affecter les échanges entre États membres, étant donné que RWE n’occupe pas de position dominante sur le marché (voir le considérant 274).

(442)

La Commission ne partage pas ce point de vue des tiers. Premièrement, elle a évalué le scénario contrefactuel et a estimé qu’il était plausible, ce qui signifie que les centrales au lignite auraient continué de fonctionner jusqu’à leur date de fermeture prévue et, par conséquent, RWE aurait réalisé des bénéfices. Par conséquent, étant donné que RWE ne se trouve pas dans une meilleure situation dans le scénario factuel que dans le scénario contrefactuel, il ne saurait, dès lors, y avoir d’avantage indu qui permettrait à RWE de pénétrer les marchés voisins ou de renforcer sa position sur le marché. Deuxièmement, l’abandon progressif du lignite réduira la capacité du marché et permettra à d’autres parties, y compris aux producteurs de SER, de pénétrer sur le marché ou de renforcer leur position sur celui-ci. La mesure en faveur de RWE telle que modifiée ne procure donc pas à RWE un avantage concurrentiel par rapport à ses concurrents. Troisièmement, étant donné que RWE est indemnisée de la perte des bénéfices qu’elle aurait réalisés en l’absence de l’abandon progressif du lignite, elle aurait eu la possibilité de réaliser de nouveaux investissements également en l’absence de la mesure notifiée. Par conséquent, la mesure notifiée ne renforcera pas la position de RWE sur le marché en cause. Enfin, l’appréciation au regard des articles 102 et 106 du TFUE n’est pas couverte par la présente décision, étant donné que la présente procédure formelle d’examen concerne l’article 107 du TFUE. La Commission souligne par ailleurs que, comme l’Allemagne l’a confirmé, RWE ne dispose d’aucune garantie quant à une future aide à l’investissement en raison de la fermeture de ses centrales électriques. Une telle aide, si elle est octroyée, constituera une mesure distincte accordée par voie d’appels d’offres (voir le considérant 273).

(443)

Un tiers avait fait valoir que la mesure avantagerait de manière déraisonnable RWE et que, pour éviter cela, il y avait lieu de mettre en place des engagements supplémentaires, comme cela avait été fait dans l’affaire relative à la restructuration de British Energy plc. (ci-après l’«affaire BE») (165) (voir le considérant 227). La Commission ne partage pas ce point de vue. L’affaire BE a été appréciée au regard des lignes directrices de la Commission concernant les aides d’État au sauvetage et à la restructuration d’entreprises en difficulté autres que les établissements financiers (166), qui traitent d’une situation dans laquelle une entreprise en difficulté a besoin d’une aide au sauvetage ou à la restructuration. Étant donné que, dans ce genre de cas, le bénéficiaire n’est pas en mesure de rester sur le marché sans l’intervention de l’État, des mesures supplémentaires visant à éviter de nouvelles distorsions de concurrence peuvent s’avérer nécessaires en vertu desdites lignes directrices. RWE, en revanche, n’est pas une entreprise en difficulté (voir le considérant 456), et la mesure notifiée ne vise pas une situation de sauvetage ou de restructuration, mais plutôt la fermeture anticipée d’une entreprise rentable. Par conséquent, l’affaire BE ne saurait être utilisée comme analogie en l’espèce.

(444)

Un tiers a en outre fait référence à l’«arrêt climat» rendu par la Cour constitutionnelle allemande le 24 mars 2021, selon lequel un abandon du lignite en 2038 est trop tardif pour atteindre les objectifs climatiques de l’Allemagne et, par conséquent, la mesure ne remplit pas son objectif. Dès lors, selon ce tiers, on pourrait considérer que les effets négatifs l’emportent sur les effets positifs, étant donné que la mesure ne contribue pas à atteindre les objectifs climatiques nécessaires de l’Allemagne (voir le considérant 226). La Commission observe que le déclassement des installations de RWE a été avancé à 2030 et qu’une indemnité n’est demandée que pour les unités qui fermeront en 2025 au plus tard. Par conséquent, l’argument avancé par le tiers n’est pas pertinent.

(445)

En conclusion, la Commission est d’avis que les exigences du point 435 des CEEAG sont remplies et que la mesure notifiée est conçue de manière à éviter des effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges.

(446)

Comme expliqué aux points 71 et 72 des CEEAG, la Commission mettra en balance les effets négatifs recensés de la mesure d’aide sur la concurrence et les conditions des échanges avec les effets positifs de l’aide envisagée sur les activités économiques soutenues, y compris sa contribution à la protection de l’environnement et aux objectifs de la politique énergétique et, plus particulièrement, à la transition vers des activités durables sur le plan environnemental et à la réalisation des objectifs juridiquement contraignants au titre de loi européenne sur le climat et des objectifs de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat. Dans cet exercice de mise en balance, la Commission accordera une attention particulière à l’article 3 du règlement (UE) 2020/852 du Parlement européen et du Conseil (167), y compris au principe consistant à «ne pas causer de préjudice important» ou à d’autres méthodes comparables.

(447)

Les effets négatifs de la mesure sur la concurrence et les échanges doivent être suffisamment limités pour que l’équilibre général de la mesure soit positif. Selon le point 73 des CEEAG, la Commission considérera qu’une mesure d’aide est compatible avec le marché intérieur uniquement lorsque les effets positifs l’emportent sur les effets négatifs.

(448)

La Cour a précisé que pour apprécier si une mesure altère les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun, la Commission doit mettre en balance les effets positifs de l’aide envisagée pour le développement des activités que celle-ci vise à soutenir et les effets négatifs que peut avoir cette aide sur le marché intérieur (168).

(449)

Sur le plan négatif, comme décrit au considérant 439, la mesure notifiée affectera la concurrence en Allemagne et dans les régions voisines et modifiera l’ordre de préséance économique. Toutefois, comme décrit à la section 6.3.3.2, la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est conçue de manière à éviter des effets négatifs non désirés sur la concurrence et les échanges. En particulier, elle permet effectivement au bénéficiaire de renforcer sa position sur le marché ou de pénétrer de nouveaux marchés d’une manière qui n’aurait pas été possible dans le scénario contrefactuel.

(450)

Sur le plan positif, la Commission observe que l’abandon progressif de la production d’électricité à partir de lignite facilitera le développement d’une capacité électrique supplémentaire fondée sur d’autres technologies, à savoir les SER, et permettra à l’Allemagne d’atteindre son objectif de neutralité climatique dans les délais prévus, c’est-à-dire l’objectif intermédiaire d’ici à 2030 et l’objectif final d’ici à 2045 (voir la section 6.3.2). L’aide aura en outre des effets positifs sous la forme de gains environnementaux tels qu’une diminution des émissions de CO2 de plusieurs millions de tonnes par an, laquelle pourrait représenter 40 % environ des émissions de CO2 en Allemagne (considérants 16 et 17). Ces réductions ne seraient pas réalisées dans les mêmes délais sans la mesure notifiée, étant donné que RWE ne serait pas incitée à mettre fin aux activités de ses installations au lignite rentables. De surcroît, la mesure notifiée apporte de la prévisibilité en ce qui concerne la fermeture des centrales au lignite, ce qui garantira la sécurité de l’approvisionnement et fournira aux exploitants de lignite une assurance quant à l’emploi et d’autres effets sociétaux.

(451)

En outre, les autorités allemandes ont conçu la mesure notifiée de manière à réduire au minimum les distorsions potentielles de la concurrence en résultant, comme décrit au considérant 440. Les effets positifs de la mesure notifiée favoriseront donc la transition vers des activités durables sur le plan environnemental et contribueront à la réalisation des objectifs juridiquement contraignants au titre de loi européenne sur le climat et des objectifs de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat en facilitant le développement de la production d’électricité à partir de sources d’énergie alternatives, telles que les SER.

(452)

Par ailleurs, la mesure notifiée est conforme au principe consistant à «ne pas causer de préjudice important», étant donné qu’elle ne favorise pas l’exercice d’activités économiques qui causeraient un préjudice important à un objectif environnemental quelconque par exemple en augmentant les émissions de GES. Au contraire, l’objectif de la mesure notifiée est de réduire les émissions de GES et de faciliter le développement de la production d’électricité à partir de sources d’énergie alternatives, telles que les SER.

(453)

Par conséquent, les effets positifs de la mesure notifiée l’emportent sur ses effets temporaires sur la concurrence en Allemagne et dans les régions voisines, étant donné que la mesure notifiée permettra de réduire davantage les émissions de GES et qu’elle est conçue de manière à limiter les distorsions de concurrence, puisqu’elle est limitée dans le temps compte tenu, en particulier, du fait que l’abandon a été avancé à 2030, qu’elle est proportionnée et qu’elle reste inférieure au manque à gagner estimé de RWE (voir le considérant 440). Dans l’ensemble, la mesure notifiée est conforme aux objectifs de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, étant donné qu’elle facilite le développement de l’activité économique de production d’électricité à partir de sources alternatives et qu’elle n’altère pas la concurrence dans une mesure contraire à l’intérêt commun.

(454)

En conclusion, la Commission est d’avis que les exigences énoncées aux points 71 à 73 des CEEAG sont remplies. La Commission considère par conséquent que les effets positifs de la mesure notifiée l’emportent sur ses potentiels effets négatifs sur la concurrence et les échanges.

(455)

La Commission observe que l’Allemagne a confirmé que RWE n’était pas une entreprise en difficulté et qu’elle ne faisait pas l’objet d’une injonction de récupération non exécutée (considérants 81 et 82). Partant, la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est conforme aux points 14 et 15 des CEEAG (169).

(456)

En conclusion, la Commission estime que la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est compatible avec le marché intérieur, car elle facilite le développement d’une activité économique et n’altère pas indûment les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun. En outre, les effets positifs de l’aide l’emportent sur ses effets négatifs sur la concurrence et les échanges. En conséquence, la mesure en faveur de RWE telle que modifiée est conforme à la section 4.12.1 des CEEAG et à l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(457)

La mesure en faveur de RWE telle que modifiée est compatible avec le marché intérieur en vertu de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, à la lumière des dispositions pertinentes des CEEAG,