12.7.2014

Journal officiel de l'Union européenne

L 205/25

DÉCISION DE LA COMMISSION

du 4 février 2014

relative à l'aide d'État SA.21817 (C 3/07) (ex. NN 66/06) mise à exécution par l'Espagne concernant la mesure relative aux tarifs d'électricité espagnols: consommateurs

[notifée sous le numéro C(2013) 7741]

(Le texte en langue espagnole est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

(2014/456/UE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément auxdits articles (1), et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

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

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

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

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

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

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

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

(8)

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

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

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

(11)

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

(12)

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

2. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE

LE SYSTÈME D'ÉLECTRICITÉ ESPAGNOL EN 2005

(13)

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

(14)

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

(15)

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

(16)

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

(17)

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

TARIFS INTÉGRAUX

Basse tension

1.0

Puissance n'excédant pas 770 kW

2.0

Général, puissance maximale de 15 kW

3.0

Général

4.0

Général, utilisation longue

B.0

Éclairage public

R.0

Irrigation agricole

Haute tension

Tarifs généraux

Utilisation courte

1.1

Général, jusqu'à 36 kV

1.2

Général, au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

1.3

Général, au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

1.4

Général, au-delà de 145 kV

Utilisation moyenne

2.1

Jusqu'à 36 kV

2.2

Au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

2.3

Au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

2.4

Au-delà de 145 kV

Utilisation longue

3.1

Jusqu'à 36 kV

3.2

Au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

3.3

Au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

3.4

Au-delà de 145 kV

Tarifs de traction

T.1

Jusqu'à 36 kV

T.2

Au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

T.3

Au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

Tarifs d'irrigation agricole

R.1

Jusqu'à 36 kV

R.2

Au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

R.3

Au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

G. Tarif des grands consommateurs (G4)

Tarifs pour la vente aux distributeurs

D.1

Jusqu'à 36 kV

D.2

Au-delà de 36 kV et jusqu'à 72,5 kV

D.3

Au-delà de 72,5 kV et jusqu'à 145 kV

D.4

Au-delà de 145 kV

TARIFS D'ACCÈS

Basse tension

2,0 A

Tarif ordinaire d'accès pour la basse tension

2,0 NA

Tarif ordinaire d'accès pour la basse tension avec différenciation jour-nuit

3,0 A

Tarif général d'accès pour la basse tension

Haute tension

3.1.A

Tarif d'accès pour des tensions maximales de 36 kV (puissance maximale de 450 kW)

6.1

Tarif d'accès pour des tensions maximales de 36 kV (puissance supérieure à 450 kW)

6.2

Tarif d'accès pour des tensions comprises entre 36 kV et 72,5 kV (puissance supérieure à 450 kW)

6.3

Tarif d'accès pour des tensions comprises entre 72,5 kV et 145 kV (puissance supérieure à 450 kW)

6.4

Tarif d'accès pour des tensions supérieures à 145 kV (puissance supérieure à 450 kW)

6.5

Tarifs d'accès pour les échanges internationaux

(18)

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

Tableau 1

Montant de base des tarifs réglementés intégraux en 2005

A/Composante «puissance»

B/Composante «énergie»

Tarif intégral de la composante puissance-énergie

EUR/kW/mois

EUR/kWh

EUR/MWh

Basse tension

1.0.	Puissance < 770 W

0,277110

0,062287

62,67

3.0.

Général

1,430269

0,083728

85,71

4.0.	Général, utilisation longue

2,284634

0,076513

79,69

Haute tension

1.4.	Utilisation courte, général > 145 kV

1,759358

0,058412

60,86

2.4.	Utilisation moyenne, général > 145 kV

3,632629

0,053224

58,27

3.4.	Utilisation longue, général > 145 kV

9,511921

0,042908

56,12

G.	Grands consommateurs G4

10,208070

0,011265

25,44

Source: Annexe I du décret royal no 2392/2004, calculs de la Commission.

(19)

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

Graphique 1

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

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

LE DÉFICIT TARIFAIRE DE 2005

(20)

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

(21)

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

(22)

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

Mécanisme adopté pour préfinancer le déficit

(23)

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

—	Iberdrola S.A.: 35,01 %,

—	Unión Eléctrica Fenosa S.A.: 12,84 %,

—	Hidroeléctrica del Cantábrico S.A: 6,08 %,

—	Endesa S.A.: 44,16 %,

—	Elcogas S.A.: 1,91 %.

(24)

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

Mécanisme adopté pour rembourser le déficit en recourant aux utilisateurs finals

(25)

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

(26)

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

Effets du déficit tarifaire sur le marché espagnol

(27)

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

(28)

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

Tableau 2

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

Électricité	2004				2005				2006
	Mar	Juin	Sep	Décembre	Mar	Juin	Sep	Décembre	Mar	Jun	Sep	Décembre
En pourcentage de centres d'approvisionnement	1,53	2,82	4,21	5,73	7,42	9,42	10,37	10,66	10,20	9,28	8,86	8,15
En pourcentage d'énergie	29,30	33,60	36,19	33,57	33,15	35,34	41,39	37,41	29,38	27,10	25,74	24,87
Source: Rapport de la CNE intitulé «Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006».

(29)

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

3. DÉCISION D'OUVRIR LA PROCÉDURE PRÉVUE À L'ARTICLE 108, PARAGRAPHE 2, TFUE

(30)

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

Tableau 3

Comparaison des prix en fonction des catégories de consommateurs

Catégorie de consommateurs

Tarif réglementé

(EUR/MWh)

Estimation du prix du marché (uniquement le prix de gros, plus le tarif d'accès au réseau)

(EUR/MWh)

Estimation du prix du marché (plus la marge de commercialisation de 10 EUR)

1.	Grands consommateurs industriels raccordés au réseau à haute tension (tarif G4)

23,9

61,17

71,17

2.	Grands consommateurs industriels dont l'approvisionnement peut être interrompu

27,0

73,87-76,47

83,87-86,47

3.	Consommateurs raccordés au réseau à haute tension

76,2

81,57

91,57

Ménages

101,2

107,75

117,75

5.	Petits consommateurs industriels ou entreprises de services raccordés au réseau à basse tension

103,9

101,07

111,07

Source: Céntrica.

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

(32)

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

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

(34)

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

(35)

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

(36)

Après avoir signalé qu'aucune des exceptions prévues à l'article 107 TFUE ne semblait applicable, la Commission a, dans la décision d'ouverture de la procédure, examiné si la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés pouvait être considérée comme un service d'intérêt économique général (SIEG) et, en tant que tel, bénéficier de l'exception visée à l'article 106, paragraphe 2, TFUE. Elle a établi que la marge d'appréciation des États membres pour la définition des obligations de service public dans le secteur de l'électricité est limitée par la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE (10) (ci-après la «directive sur l'électricité»). Cette directive dispose que les États membres doivent mettre en place un service universel obligatoire (incluant en particulier le droit d'être approvisionné à des prix raisonnables) limité uniquement aux ménages et aux petites entreprises (11). La Commission a conclu dans sa décision qu'à la lumière de cette directive, la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés à des entreprises moyennes et grandes ne pouvait être considérée comme un véritable SIEG.

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

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

4. OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(39)

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

OBSERVATIONS DES FOURNISSEURS INDÉPENDANTS

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

Observations de Céntrica et de l'ACIE

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

(42)

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

(43)

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

(44)

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

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

(46)

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

(47)

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

(48)

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

(49)

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

OBSERVATIONS DES UTILISATEURS GRANDS CONSOMMATEURS D'ÉNERGIE

(50)

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

(51)

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

Absence d'avantages économiques

(52)

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

(53)

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

(54)

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

(55)

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

(56)

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

(57)

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

(58)

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

(59)

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

(60)

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

(61)

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

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

Absence de ressources d'État

(63)

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

(64)

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

(65)

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

(66)

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

(67)

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

(68)

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

(69)

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

Absence d'effets sur la concurrence et le commerce

(70)

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

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

(72)

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

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

Même si les tarifs industriels interruptibles constituaient une aide, il s'agirait d'une «aide existante».

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

(75)

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

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

(77)

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

La confiance légitime empêcherait la récupération des aides

(78)

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

OBSERVATIONS DE LA XUNTA DE GALICIA ET DU PRINCIPADO DE ASTURIAS

(79)

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

(80)

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

(81)

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

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

OBSERVATIONS ET COMMENTAIRES DE L'ESPAGNE

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

Il n'existe aucun lien de causalité entre les mesures prises par l'État et le déficit, qui ne peut être imputé à l'État.

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

(85)

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

(86)

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

(87)

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

Absence de ressources d'État

(88)

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

(89)

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

(90)

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

Absence d'avantages

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

(92)

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

L'approvisionnement à des tarifs réglementés est un service d'intérêt économique général.

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

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

(95)

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

Engagement de l'Espagne

(96)

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

(97)

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

5. APPRÉCIATION DE LA MESURE

EXISTENCE D'UNE AIDE D'ÉTAT AU SENS DE L'ARTICLE 107, PARAGRAPHE 1, TFUE

(98)

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

Existence d'un avantage économique

(99)

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

Comparaison avec les prix moyens du «pool» de l'électricité

(100)

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

(101)

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

(102)

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

Remboursement du déficit du système d'électricité de 2005

(103)

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

(104)

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

(105)

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

(106)

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

(107)

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

Comparaison avec les prix de marché de l'électricité

(108)

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

(109)

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

(110)

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

(111)

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

(112)

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

(113)

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

(114)

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

(115)

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

(116)

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

(117)

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

(118)

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

(119)

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

(120)

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

6. CONCLUSION SUR LA MESURE

(121)

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

(122)

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

(123)

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

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

Le système de tarifs réglementés appliqué par le Royaume d'Espagne en 2005 ne constitue pas une aide d'État relevant de l'article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne.

Article 2

Le Royaume d'Espagne est destinataire de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 4 février 2014.

Par la Commission

Joaquin ALMUNIA

Vice-président

(1) JO C 43 du 27.2.2007, p. 9.

(2) Voir note 1.

(3) L'article 12, paragraphe 2, de la LSE disposait que les tarifs de l'électricité étaient, en principe, fixés une fois par an, mais qu'ils pouvaient être adaptés tout au long de l'année en question.

(4) Conformément à l'article 8 du décret royal no 1432/2002, le tarif moyen ne pouvait être augmenté de plus de 1,40 % (d'une année à l'autre), tandis que les tarifs individuels ne pouvaient être augmentés que d'un pourcentage équivalant à l'augmentation du tarif moyen: + 0,60 % (2 % au total).

(5) Décret royal no 2392/2004 du 30 décembre 2004 établissant le tarif d'électricité pour 2005 (BOE 315, p. 42766).

(6) Décret-loi royal no 5/2005 du 11 mars 2005 portant réformes urgentes pour stimuler la productivité et pour améliorer les marchés publics (BOE 62 du 14.3.2005, p. 8832).

(7) Les coûts échoués sont les pertes subies par les fournisseurs historiques d'électricité en conséquence des investissements non récupérables réalisés avant la libéralisation. La Commission a autorisé l'octroi d'une aide compensatoire pour couvrir ces pertes conformément aux critères établis dans la méthodologie relative aux coûts échoués (communication de la Commission relative la méthodologie d'analyse des aides d'État liées à des coûts échoués) par la lettre SG (2001) D/290869 du 6 août 2001. Par la décision SG (2001) D/290553 du 25 juillet 2001 dans l'affaire NN 49/1999, la Commission a autorisé l'Espagne à octroyer jusqu'en 2008 une compensation pour les coûts échoués aux entreprises auxquelles elle avait demandé de préfinancer le déficit de 2005.

(8) Première disposition additionnelle du décret royal no 809/2006 du 30 juin 2006 révisant le tarif d'électricité du 1er juillet 2006 (BOE 156 du 1.7.2006).

(9) L'Espagne a libéralisé le marché du détail de l'électricité avant la date prévue dans les directives sur l'électricité de 1996 et 2003, qui établissaient un calendrier de libéralisation entre 1999 et 2004 pour les utilisateurs finals commerciaux (en commençant par les plus grands) et ne rendait la libéralisation du segment domestique obligatoire qu'à partir du 1er juillet 2007.

(10) JO L 176 du 15.7.2003, p. 37.

(11) L'article 3, paragraphe 3, de la directive sur l'électricité de 2003 dispose ceci: «Les États membres veillent à ce qu'au moins tous les clients résidentiels et, lorsqu'ils le jugent approprié, les petites entreprises (à savoir les entreprises employant moins de 50 personnes et dont le chiffre d'affaires n'excède pas 10 millions d'euros) aient le droit de bénéficier du service universel, c'est-à-dire du droit d'être approvisionnés, sur leur territoire, en électricité d'une qualité bien définie, et ce à des prix raisonnables, aisément et clairement comparables et transparents. Pour assurer la fourniture d'un service universel […], les États membres peuvent désigner un fournisseur du dernier recours.»

(12) Céntrica elle-même a séparé les consommateurs en cinq groupes. Cette division ne correspond pas à la structure des tarifs réglementés publiée dans le décret établissant les tarifs annuels d'électricité, comme indiqué au considérant 17.

(13) Voir l'annexe A, points b) et c), de la directive sur l'électricité.

(14) Conclusions de l'avocat général dans les affaires jointes C-261/01 et C-262/01, Van Calster, point 41.

(15) Arrêt de la Cour dans les affaires jointes C261/01 et C262/01, Van Calster, ibidem, points 49 et 50.

(16) Décision de la Commission du 25 juillet 2001 concernant l'aide d'État NN 49/99 — Espagne. Régime transitoire du marché de l'électricité.

(17) Lettre de la Commission au Royaume-Uni du 27 février 2002 (aide d'État N 661/99).

(18) JO L 83 du 27.3.1999, p. 1.

(19) Wilson, R. (1993), Nonlinear Pricing, Oxford University Press.

(20) Castro Rodríguez, F. (1999), Wright tariffs in the Spanish electricity industry, The case of residential consumption, Utilities Policy, p. 17.

(21) Arrêt de la Cour de justice du 17 mars 1993 dans les affaires jointes C-72/91 et C-73/91, point 21: «le régime en cause ne tend pas, de par sa finalité et son économie générale, à créer un avantage qui constituerait une charge supplémentaire pour l'État […]».

(22) Les chiffres indiqués dans la décision d'ouverture sont principalement tirés du rapport de la CNE intitulé «El Consumo Eléctrico en el Mercado Peninsular en el Año 2005» du 25 juillet 2006, section 2. Pour les grands consommateurs industriels (possibilité d'interrompre l'approvisionnement et tarif horaire basé sur la puissance), il ressort du rapport que la forte modulation de la charge avec approvisionnement en périodes creuses, qui exige d'adapter les processus de production, permet de réduire considérablement le tarif du titulaire.

(23) JO L 33 du 4.2.2006, p. 22; voir article 3, paragraphe 3, point c), et article 5, paragraphe 2, point b).

(24) «El Sistema Eléctrico Español 2005», p. 54 et 55, Red Eléctrica de España.

12.7.2014

Journal officiel de l'Union européenne

L 205/45

DÉCISION DE LA COMMISSION

du 4 février 2014

concernant la mesure relative aux tarifs d'électricité espagnols: distributeurs SA.36559 (C3/07) (ex. NN 66/06) mise à exécution par l'Espagne

[notifiée sous le numéro C(2013) 7743]

(Le texte en langue espagnole est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

(2014/457/UE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément auxdits articles (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

PROCÉDURE

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

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

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

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

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

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

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

(8)

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

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

(10)	Céntrica a présenté des informations complémentaires par lettres du 1er juin 2007, du 28 août 2007, du 4 février 2008 et du 1er mars 2008.

(11)

(12)

Le 19 avril 2013, le dossier a été divisé en deux parties: l'affaire SA.21817 (C3/07 ex NN 66/06), qui concerne les aides aux utilisateurs finals d'électricité, et l'affaire SA.36559 (C3/07 ex NN 66/06), qui concerne les aides aux distributeurs d'électricité. La présente décision porte exclusivement sur les aides aux distributeurs d'électricité.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE

LE SYSTÈME D'ÉLECTRICITÉ ESPAGNOL EN 2005

Distinction entre activités réglementées et non réglementées

(13)	Dans le cadre législatif établi par la loi no 54/1997 du 27 novembre 1997 sur le secteur de l'électricité (ci-après la «LSE»), qui constitue la pierre angulaire du système d'électricité espagnol, une distinction fondamentale est opérée entre activités réglementées et activités libéralisées.

(14)

La production, l'importation, l'exportation et la fourniture au détail d'électricité sont des activités libéralisées, autrement dit, des activités que les opérateurs économiques peuvent exercer librement dans des conditions de marché et sur lesquelles l'État n'exerce aucun contrôle de réglementation strict au moyen, par exemple, du contrôle des prix et des conditions d'approvisionnement.

(15)

En revanche, la distribution, le transport et les activités menées par l'opérateur du marché (3) et par l'opérateur du système (4) sont entièrement réglementés par l'État. Normalement, l'État réglemente ces activités dans tout système d'électricité, étant donné que les opérateurs qui les entreprennent jouissent de monopoles de fait ou de droit et que, faute de réglementation, rien n'empêcherait les opérateurs d'enfreindre les règles de concurrence et d'appliquer des prix monopolistiques, supérieurs au prix normal du marché.

Simple distribution et fourniture à des tarifs réglementés

(16)

En 2005, la distribution comprenait trois types d'activités réglementées dans le système d'électricité espagnol. La première était la simple distribution. Ce type de distribution consiste à transmettre de l'électricité vers les points de consommation par l'intermédiaire des réseaux de distribution et constitue un monopole, étant donné qu'il n'existe pas d'autres réseaux. Le deuxième type d'activité regroupe certaines activités de gestion commerciale étroitement liées à la distribution, comme le relevé de compteurs, la conclusion de contrats, la facturation, la prestation de services aux clients, etc. En 2005, la troisième activité réglementée était la fourniture d'électricité à un tarif réglementé, qui était confiée par la loi aux distributeurs, en sus de leur mission légale principale (gérer les réseaux de distribution d'électricité et donner accès à ces réseaux) (5). À la suite de la réforme achevée en 2009, les distributeurs ne fournissent plus d'électricité à des tarifs réglementés.

(17)

La loi prévoyait que les distributeurs devaient acheter l'électricité nécessaire pour approvisionner les clients ayant opté pour les tarifs réglementés sur le marché de gros organisé (le «pool») au prix du jour (prix marginal du système ou «prix du pool») ou directement auprès des producteurs d'énergies renouvelables (6), et revendre ensuite l'électricité aux consommateurs finals au tarif réglementé applicable.

Rôle des distributeurs en tant qu'intermédiaires financiers du système

(18)

En 2005, il y avait pas moins de 25 tarifs réglementés différents pour les utilisateurs finals en fonction du niveau, du profil et/ou de l'usage de la consommation ainsi que de la tension de raccordement au réseau. Parallèlement, neuf droits d'accès au réseau réglementés, variant également en fonction de la tension de raccordement et d'autres caractéristiques, étaient appliqués aux utilisateurs finals sur le marché libre (7). Sur le marché libre, les utilisateurs finals payaient les droits d'accès au réseau aux fournisseurs, qui les répercutaient sur les distributeurs. Sur le marché réglementé, les droits d'accès au réseau étaient intégrés dans un tarif réglementé global que les utilisateurs finals payaient aux distributeurs (ils étaient implicites). Depuis 2005, l'Espagne a apporté des modifications au système des tarifs réglementés. Le dernier changement date de 2013, lorsque l'Espagne a adopté un nouveau cadre législatif pour le secteur de l'électricité (la loi no 24/13) comprenant, entre autres, la réforme de la réglementation des prix du marché de détail. L'Espagne a annoncé que cette nouvelle loi et ses dispositions d'application seraient développées en 2014.

(19)

Les niveaux des tarifs intégraux réglementés et des droits d'accès au réseau réglementés étaient décidés au préalable, une fois pour toute l'année, en général avant la fin de l'année N-1, même s'ils pouvaient être adaptés au fil de l'année (8). Cependant, les augmentations annuelles des tarifs ne pouvaient pas dépasser une limite maximale (9). En principe, tous les niveaux des tarifs et des droits étaient fixés, sur la base de prévisions, afin de garantir que les recettes résultant de leur application suffisent pour couvrir l'ensemble des coûts réglementés du système d'électricité. En 2005, ces coûts comprenaient les coûts de la fourniture d'énergie pour les tarifs intégraux, les coûts de l'achat d'énergie dans le cadre de régimes spéciaux de soutien (sources renouvelables, cogénération, etc.), les coûts de transport et de distribution, les mesures de gestion de la demande, les coûts supplémentaires de la production d'électricité dans les îles espagnoles, le soutien au carbone national, les déficits des années précédentes, etc.

(20)

Dans le régime de réglementation d'Espagne, les distributeurs étaient, et restent, les principaux intermédiaires financiers du système. Ils géraient toutes les recettes du système de tarifs réglementés, c'est-à-dire les droits d'accès au réseau et les recettes des tarifs intégraux. Ces recettes, appelées collectivement «recettes liquidables», étaient utilisées pour financer tous les coûts réglementés du système. Il n'existait pas de règles destinant une catégorie donnée de recettes, ou une partie de celles-ci, à une catégorie spécifique de coûts, ou à une partie de ceux-ci. En conséquence, les recettes provenant des droits d'accès au réseau n'étaient ni entièrement ni partiellement destinées à financer les coûts plus élevés de soutien à l'électricité produite à partir de sources renouvelables ou les coûts de production dans les îles espagnoles.

(21)

Les comptes étaient compensés dans le cadre d'une procédure de liquidation menée sous le contrôle direct du régulateur espagnol, la Comisión Nacional de Energía (Commission nationale de l'énergie, CNE). La rémunération des distributeurs (pour les activités liées à la distribution même) provenait également des recettes liquidables, après déduction de tous les autres coûts.

Distributeurs contre fournisseurs et prix respectifs

(22)

Par conséquent, en 2005, deux catégories d'opérateurs étaient actives sur le marché du détail de l'électricité en Espagne: les distributeurs, qui étaient tenus de vendre l'électricité à des tarifs réglementés, et les fournisseurs, qui vendaient l'électricité dans des conditions négociées librement. Pour des raisons historiques, en Espagne, les distributeurs font partie de groupes intégrés verticalement, à savoir les opérateurs historiques, qui ont traditionnellement exploité les réseaux de distribution dans certaines zones géographiques et qui n'ont connu de changements qu'à la suite de fusions et de consolidations. Sur le marché réglementé, les distributeurs appliquaient des tarifs intégraux, qui n'opéraient pas de distinction entre les coûts de l'achat d'énergie et les coûts de l'accès au réseau.

(23)

Les fournisseurs peuvent faire partie de groupes intégrés verticalement (qui possèdent normalement plusieurs divisions de production, distribution et fourniture) ou être de nouveaux opérateurs du marché. Souvent, les nouveaux opérateurs n'ont pas une capacité de production suffisante et opèrent uniquement sur le marché de détail. Céntrica fait partie de ces nouveaux opérateurs. Sur le marché libre, les fournisseurs pratiquaient des prix qui devaient couvrir le droit d'accès au réseau (qu'ils devaient payer aux distributeurs), les coûts d'achat de l'énergie (coûts d'achat sur le marché de gros ou coûts de production propre, dans le cas des entreprises intégrées verticalement) et une «marge de commercialisation», qui couvrait d'autres coûts (frais de commercialisation, systèmes informatiques, facturation, etc.), ainsi qu'une rémunération sur le capital investi.

(24)

En 2005, étant donné la coexistence du marché libre et du marché réglementé et, en particulier, la possibilité pour les utilisateurs finals de passer librement de l'un à l'autre, les tarifs réglementés faisaient office de référence (ou de limitation en fait) pour les prix sur le marché libre. Par conséquent, un fournisseur pouvait seulement opérer de façon rentable sur une segment donné du marché s'il existait une marge de commercialisation positive, c'est-à-dire une certaine différence entre le prix de détail — en l'occurrence, le tarif réglementé auquel le client avait droit — et les coûts généraux exposés pour fournir le service aux clients.

Le déficit tarifaire de 2005

(25)

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

(26)

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

(27)

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

Graphique 1

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

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

(28)

Un autre facteur important qui a contribué à augmenter les coûts généraux du système a été le niveau élevé de subventions à la production d'énergies renouvelables. En particulier, les producteurs d'énergies renouvelables pouvaient choisir de participer directement au «pool». En 2005, ce choix était particulièrement attrayant, de sorte qu'un plus grand nombre de producteurs d'énergies renouvelables que prévu initialement a participé au «pool», ce qui a donné lieu à des coûts plus élevés pour le système. En outre, le soutien direct aux coûts de l'électricité provenant du régime spécial (énergies renouvelables, cogénération) non vendue au «pool», qui étaient inscrits en comptabilité comme des coûts réglementés, se montait à 2,701 milliards EUR en 2005, ce qui supposait une augmentation de 5,75 % par rapport à 2004. À titre illustratif, les coûts de transport et de distribution du système s'élevaient à 4,142 milliards EUR en 2004, 4,410 milliards EUR en 2005 et 4,567 milliards EUR en 2006.

Mécanisme adopté pour préfinancer et rembourser le déficit

(29)

Le déficit n'est pas passé inaperçu. Dès mars 2005, lorsqu'il est devenu évident qu'un déficit tarifaire apparaissait, les autorités espagnoles ont décidé, par l'article 24 du décret-loi royal no 5/2005 (10), que les fonds nécessaires pour combler la différence seraient fournis par les cinq plus grandes «entreprises d'électricité ayant des droits de recouvrement», à savoir les entreprises ayant le droit de recevoir des compensations pour les coûts échoués (11), à hauteur des pourcentages suivants:

—	Iberdrola S.A.: 35,01 %,

—	Unión Eléctrica Fenosa S.A.: 12,84 %,

—	Hidroeléctrica del Cantábrico S.A.: 6,08 %,

—	Endesa S.A.: 44,16 %,

—	Elcogás S.A.: 1,91 %.

(30)

Le solde négatif du compte des coûts échoués donnerait lieu à des droits de recouvrement consistant en le droit pour les entreprises de recevoir des recettes des consommateurs d'électricité à l'avenir. Les entreprises devant fournir les fonds pouvaient titriser ces droits et les vendre sur le marché. Ces entreprises, à l'exception d'Elcogás S.A., sont des entreprises mères d'entités intégrées verticalement qui sont normalement actives dans le domaine de la production d'électricité ainsi que dans le secteur de la distribution par l'intermédiaire de branches de distribution. D'après l'article 24 du décret-loi royal no 5/2005, il semble que les motifs et les critères régissant la désignation de ces cinq entreprises aux fins du préfinancement du déficit tarifaire de 2005 — et non d'autres entreprises actives sur le marché espagnol de l'électricité — soient leur droit de recevoir des compensations pour les coûts échoués et non, par exemple, leur activité dans le secteur de la distribution. En effet, Elcogás S.A. était et est toujours une entreprise uniquement active dans le domaine de la production d'électricité (12). De même, afin de préfinancer le déficit du système d'électricité les années suivantes, l'Espagne a désigné, en alternance, l'entreprise mère de l'entité (par exemple, Endesa S.A ou Iberdrola S.A.) ou sa branche chargée de la production (Endesa Generación S.A. ou Iberdrola Generación S.A. dans le décret-loi royal no 6/2009), mais jamais la branche responsable de la distribution (à savoir, Endesa Distribución Eléctrica S.L, filiale à 100 % chargée de la distribution d'électricité dans le système de tarifs réglementés en 2005).

(31)

En juin 2006, les autorités espagnoles ont adopté une décision relative aux modalités de comblement du déficit de 2005 par les consommateurs d'électricité au moyen des tarifs réglementés. Par le décret royal no 809/2006 (13), les autorités espagnoles ont établi que les consommateurs paieraient le déficit de 2005 ou, plus précisément, les droits de recouvrement conférés aux cinq entreprises choisies, et ce durant quatorze ans et demi par une taxe spéciale appliquée tant sur les tarifs intégraux que sur les tarifs d'accès. Cette taxe, calculée comme étant la somme annuelle nécessaire pour combler de manière linéaire la valeur actuelle nette du déficit de 2005 au cours de quatorze années et demie, a été fixée à 1,378 % du tarif intégral et à 3,975 % du tarif d'accès pour 2006. Le taux d'intérêt applicable était le taux Euribor à trois mois.

(32)

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

Effets des niveaux tarifaires sur le marché espagnol

(33)

En 2005, 37,49 % de la demande d'électricité en Espagne était acquise sur le marché libre. Cette quantité correspond à un nombre relativement réduit de consommateurs: seuls 8,5 % des consommateurs faisaient appel au marché libre, tandis que 91,5 % continuaient d'être soumis aux tarifs réglementés (ce qui supposait une réduction par rapport aux 97 % de 2004). Les clients achetant de la haute tension (essentiellement les clients industriels) représentaient le groupe le plus important présent sur le marché libre: 38,9 % d'entre eux avaient exercé leur droit de choisir et leurs achats représentaient 29 % de la consommation totale d'électricité dans la péninsule espagnole en 2005. L'immense majorité des ménages et des petits consommateurs de basse tension, qui ont pu commencer à choisir leur fournisseur en 2003 (14), continuaient d'opter pour les tarifs réglementés, même si, en 2005, nombre d'entre eux sont passés au marché libre. Au 31 décembre 2005, on dénombrait plus de deux millions de consommateurs sur le marché libre (comparé à 1,3 million en 2004).

(34)

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

Tableau 2

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

Électricité	2004				2005				2006
	Mar	Juin	Sep	Décembre	Mar	Juin	Sep	Décembre	Mar	Juin	Sep	Décembre
en pourcentage de centres d'approvisionnement	1,53	2,82	4,21	5,73	7,42	9,42	10,37	10,66	10,20	9,28	8,86	8,15
en pourcentage d'énergie	29,30	33,60	36,19	33,57	33,15	35,34	41,39	37,41	29,38	27,10	25,74	24,87
Source: rapport de la CNE intitulé «Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006».

(35)

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

DÉCISION D'OUVRIR LA PROCÉDURE PRÉVUE À L'Article 108, PARAGRAPHE 2, TFUE

(36)	La décision de la Commission d'ouvrir la procédure formelle d'examen était fondée sur divers motifs précisés ci-après.

(37)

Dans sa décision, la Commission a comparé les tarifs réglementés payés par les différentes catégories d'utilisateurs finals aux prix estimés qu'ils auraient dû payer sur le marché libre en l'absence de ces tarifs, et elle a découvert qu'il semblait exister un avantage en faveur de la majorité des catégories d'utilisateurs. La présumée aide en faveur des utilisateurs finals fait l'objet d'une décision indépendante dans l'affaire no SA.21817 — Tarifs réglementés d'électricité: consommateurs.

(38)

Pour ce qui est des distributeurs, la Commission a indiqué dans la décision d'ouverture de la procédure qu'en encourageant les utilisateurs finals à retourner sur le marché réglementé, le système aurait pu bénéficier aux distributeurs, qui semblaient favorisés par une marge bénéficiaire garantie sur leurs activités réglementées. Cet avantage semblait avoir été accordé de manière sélective aux distributeurs, puisqu'ils étaient les seuls opérateurs du marché autorisés à vendre de l'électricité à des tarifs réglementés.

(39)

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

(40)

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

(41)

Après avoir signalé qu'aucune des exceptions prévues à l'article 107 TFUE ne semblait applicable, la Commission a, dans la décision d'ouverture de la procédure, examiné si la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés pouvait être considérée comme un service d'intérêt économique général (SIEG) et, en tant que tel, bénéficier de l'exception visée à l'article 106, paragraphe 2, TFUE. Elle a rappelé que la marge d'appréciation des États membres pour la définition des obligations de service public dans le secteur de l'électricité est limitée par la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE (15) (ci-après la «directive sur l'électricité»). Cette directive oblige les États membres à mettre en place un service universel obligatoire (incluant en particulier le droit d'être approvisionné à des prix raisonnables) limité uniquement aux consommateurs particuliers et aux petites entreprises (16). La Commission a conclu dans sa décision qu'à la lumière de cette directive, la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés à des entreprises moyennes et grandes, mais pas aux ménages et aux petites entreprises, ne pouvait être considérée comme un véritable SIEG.

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

OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES

(43)

De nombreux grands consommateurs industriels, distributeurs, fournisseurs indépendants et gouvernements de communautés autonomes espagnoles ont répondu à l'invitation de la Commission de présenter des observations sur la décision d'ouvrir l'examen approfondi. Nous n'examinerons ci-dessous que les observations correspondant à la position des distributeurs.

OBSERVATIONS DES FOURNISSEURS INDÉPENDANTS

(44)	La Commission a reçu des observations de Céntrica et de l'ACIE, l'association des négociants indépendants en énergie. Leurs allégations et conclusions étant en grande partie équivalentes, elles sont exposées conjointement.

(45)

L'élément le plus marquant des observations de Céntrica est l'aide d'État présumée accordée aux distributeurs d'électricité. Céntrica signale que le coût moyen d'achat d'électricité sur le marché de gros en 2005 était de près de 70 % supérieur au coût moyen d'achat prévu dans les tarifs intégraux fixés par le gouvernement par le décret royal no 2329/2004.

(46)

En conséquence de cette divergence entre ces prévisions et les coûts réels, les recettes du système n'ont pas été suffisantes pour couvrir les coûts, surtout parce que le prix payé par les distributeurs pour acheter l'électricité était supérieur au prix réglementé auquel ils devaient la vendre. Aussi les distributeurs ont-ils un enregistré un déficit dans leurs comptes. Cependant, grâce au mécanisme adopté par les autorités espagnoles pour combler le déficit de recettes (qui consistait à exiger des producteurs qui remplissaient les exigences de préfinancer le déficit en échange d'un droit de remboursement postérieur), les comptes des distributeurs sont restés en équilibre et leurs pertes ont, dans les faits, été compensées par l'État.

(47)

Les fournisseurs du marché libre ont été traités différemment, alors qu'ils ont subi des pertes similaires. D'après Céntrica et l'ACIE, les coûts d'achat des fournisseurs du marché libre étaient similaires à ceux des distributeurs (17). De plus, ils étaient en fait obligés de s'adapter au niveau du tarif intégral établi par le gouvernement pour chaque catégorie de clients, car dans le cas contraire ils n'auraient pas pu attirer de nouveaux clients ou conserver ceux qu'ils avaient déjà. En particulier, l'ACIE signale que, début 2005, ses membres ont conclu des contrats sur la base des prévisions des prix de gros faites par le gouvernement et qu'ils ont ensuite dû les respecter, même s'ils n'étaient pas rentables. En conséquence, les fournisseurs indépendants ont enregistré des pertes. Cependant, contrairement à celles des distributeurs, l'État ne les a pas compensées. Céntrica calcule qu'en 2005, elle a connu des pertes d'une valeur de dix millions EUR. Selon l'ACIE, plusieurs fournisseurs — dont Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energía et RWE — ont été contraints d'abandonner le marché.

(48)

D'après l'ACIE et Céntrica, la compensation des pertes des distributeurs a faussé la concurrence, a entraîné une discrimination à l'égard des fournisseurs indépendants et doit être considérée comme une aide d'État. En plus d'affirmer que la compensation des pertes constitue un avantage en soi, Céntrica a soutenu que les opérateurs historiques du marché (des entreprises intégrées verticalement) pouvaient conserver leur part de marché et éviter des pertes en incitant les clients à faire appel non pas à leurs divisions de fourniture, qui enregistraient des pertes, mais à leurs divisions de distribution, qui recevraient le cas échéant une compensation.

(49)

D'après l'ACIE et Céntrica, l'avantage pour les entreprises déjà établies était «spécifique», c'est-à-dire sélectif, puisque le mécanisme de financement et de compensation bénéficiait concrètement aux distributeurs en leur octroyant un avantage financier et concurrentiel par rapport aux fournisseurs du marché libre. Céntrica alléguait que la distinction entre distributeurs et fournisseurs du marché libre était purement formelle, étant donné que les deux catégories étaient en concurrence sur le même marché (la vente d'électricité au détail), que toutes deux étaient concernées par les tarifs intégraux (que ce soit parce qu'ils leur avaient été imposés juridiquement ou parce qu'ils agissaient dans les faits comme une limitation des prix du marché) et que toutes deux achetaient l'électricité au même prix et subissaient les mêmes pertes.

(50)

De l'avis de Céntrica, le traitement préférentiel accordé aux distributeurs n'était justifié par aucune raison liée à la logique et au régime du système d'électricité ni ne pourrait être considéré comme une compensation pour un service d'intérêt économique général. Céntrica soutient que le système a enfreint la directive sur l'électricité, non seulement en raison du caractère discriminatoire des dispositions relatives au déficit, mais aussi parce qu'il a privé les consommateurs de leur droit à bénéficier de prix et tarifs transparents (18). Dans la mesure où une partie du prix à payer pour l'électricité en 2005 a été reportée à des années ultérieures, les prix définitifs pratiqués n'étaient pas transparents pour les consommateurs.

(51)

Céntrica considère que l'avantage sélectif accordé par les dispositions relatives au déficit bénéficiait non seulement aux distributeurs mais aussi aux entreprises intégrées verticalement auxquelles ils appartenaient. D'après Céntrica, un groupe intégré verticalement doit être considéré comme une seule entreprise aux fins de l'application des règles relatives aux aides d'État. Céntrica allègue que le système espagnol permettait aux entreprises productrices d'augmenter les prix sur le marché de gros et de continuer d'obtenir des bénéfices. Dans ces circonstances, il était intéressant pour les groupes de conserver la part de marché de leurs divisions de distribution. Par conséquent, les groupes intégrés verticalement devaient également être considérés comme bénéficiaires d'aides d'État.

OBSERVATIONS DES DISTRIBUTEURS

(52)	La Commission a reçu des observations de l'UNESA (association qui représente les distributeurs), d'Iberdrola Distribución, d'Unión Fenosa Distribución, d'Enel Viesgo Distribución et d'Endesa Distribución. Leurs observations étant en grande partie identiques, elles sont exposées conjointement.

(53)

Les distributeurs (représentés par l'UNESA) établissent une distinction entre, d'une part, la simple distribution et les activités de gestion commerciale, qu'ils considèrent comme un SIEG, et, d'autre part, la fourniture à des tarifs réglementés qui, selon eux, n'implique pas d'aide d'État vu qu'elle ne présente pas d'avantage financier.

(54)

Les distributeurs rappellent que le contexte juridique dans lequel les fournisseurs et les distributeurs exerçaient leurs activités était très différent, puisque les seconds étaient obligés d'acheter l'électricité pour la fourniture à des tarifs réglementés de manière concrète (que ce soit dans le «pool» ou aux producteurs relevant du «régime spécial»), tandis que les premiers pouvaient négocier librement leurs prix. Les distributeurs ne pouvaient pas refuser de fournir de l'électricité aux clients ayant choisi les tarifs réglementés ni attirer d'autres clients que ces derniers. Les distributeurs ne pouvaient pas non plus offrir des services auxiliaires, alors que les fournisseurs étaient habilités à fixer leurs conditions de fourniture.

(55)

Le tableau ci-dessous résume les différences entre les fournisseurs du marché libre et les distributeurs en ce qui concerne la vente d'électricité au détail (19):

	Obligation de fourniture	Marché potentiel	Achats d'énergie
Fournisseurs	Non	Tous les utilisateurs espagnols	Tout mécanisme
Distributeurs	Oui	Uniquement les utilisateurs raccordés à leurs réseaux	Par l'intermédiaire du pool ou de producteurs relevant du régime spécial
	Prix d'achat de gros	Prix de vente	Marge bénéficiaire
Fournisseurs	Libre	Libre	Marge sur les ventes
Distributeurs	Prix du «pool» ou du «régime spécial» réglementé	Tarifs réglementés	Pas de marge bénéficiaire

(56)	Par conséquent, les distributeurs concluent qu'au vu du contexte juridique et factuel différent, les fournisseurs du marché libre n'étaient pas en concurrence avec les distributeurs, mais avec les tarifs réglementés, qui faisaient office de prix de référence sur le marché.

(57)

Les distributeurs prétendent que l'activité de fourniture d'électricité à des tarifs réglementés ne leur procurait aucun bénéfice ni avantage. Si la rémunération des distributeurs provenant de la simple distribution et de la gestion commerciale incluait une marge bénéficiaire pour rétribuer le capital investi, les distributeurs obtenaient seulement un remboursement des coûts qu'ils avaient exposés pour la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés, sans aucune marge bénéficiaire. En particulier, les coûts «reconnus» à un distributeur étaient basés sur le prix moyen pondéré versé pour l'électricité durant la période de référence. Dans certaines circonstances, ces coûts reconnus pouvaient être inférieurs aux coûts réels totaux supportés par un distributeur. Lorsque l'activité de vente à des prix réglementés générait un excédent, ces fonds ne finissaient pas dans les poches des distributeurs; durant le processus de liquidation, ils étaient affectés au financement d'autres coûts généraux du système. La somme reconnue par l'État était égale à la différence entre le prix moyen pondéré des achats d'électricité, multipliée par la quantité d'énergie transférée par chaque distributeur, après correction des pertes ordinaires.

(58)

Les distributeurs allèguent également qu'ils n'ont obtenu aucun avantage financier, direct ou indirect, du retour aux tarifs réglementés de clients qui avaient opté pour le marché libre, étant donné que leur rémunération pour la simple distribution et la gestion commerciale était totalement indépendante du nombre de clients qui payaient des tarifs réglementés ou de la quantité d'électricité vendue à ces tarifs.

—	Premièrement, comme nous l'avons déjà indiqué, la rémunération pour la fourniture à des tarifs réglementés était uniquement un remboursement de coûts.

—

Deuxièmement, la rémunération pour la simple distribution ne dépendait pas non plus du nombre de clients qui payaient des tarifs réglementés, étant donné qu'elle dépendait du volume d'«énergie transférée», qui comprenait toute l'électricité transférée par les distributeurs sur le réseau, indépendamment de si cette énergie était vendue à des tarifs réglementés ou aux prix du marché libre.

—

Troisièmement, la rémunération pour les activités de gestion commerciale ne dépendait pas non plus du nombre de clients qui payaient des tarifs réglementés, puisque la loi prévoyait des paiements fondés sur le nombre de contrats conclus (tant pour les tarifs d'accès que pour les tarifs réglementés), et qu'elle n'était dès lors pas liée au nombre de clients qui payaient des tarifs réglementés. En tout état de cause, les distributeurs devaient gérer les demandes de tous les clients, comme les changements du type de raccordement, les contrats, la facturation des tarifs d'accès, le relevé de compteurs, etc., quel que soit le type de fourniture.

(59)	Les distributeurs concluent par conséquent que la «compensation» qu'ils ont reçue pour la fourniture à des tarifs réglementés doit plutôt être considérée comme le remboursement des sommes qu'ils devaient payer par avance en application de la loi, ou comme une indemnisation pour dommages-intérêts.

(60)

Concrètement, Iberdrola soutient qu'il ne serait pas correct d'un point de vue juridique ou économique d'imputer le déficit aux distributeurs. Les coûts exposés pour l'achat d'électricité pour le marché réglementé étaient imputables au système d'électricité, pas aux distributeurs, qui étaient de simples exécutants. Les recettes provenant des ventes à des prix réglementés n'ont jamais été aux mains des distributeurs, mais appartenaient au système d'électricité dans son ensemble et, par conséquent, le système doit être considéré comme le «vendeur» d'électricité à des prix réglementés. Dans un système aussi réglementé que le système espagnol, il serait peu raisonnable, selon Iberdrola, d'imputer aux distributeurs les déséquilibres financiers provoqués par la structure de réglementation ou par les erreurs dans les estimations des coûts futurs de l'énergie.

(61)

Iberdrola signale également que les distributeurs n'ont pas conservé les recettes de la taxe qui, en leur qualité de cotisation affectée à un but précis, ont été transférées immédiatement sur le compte de dépôt ouvert pas la CNE, puis ont été transmises aux producteurs qui ont préfinancé le déficit.

OBSERVATIONS DU PRINCIPADO DE ASTURIAS

(62)	Les observations du Principado de Asturias étant identiques à celles présentées ci-dessous par le gouvernement espagnol, nous renvoyons à ces dernières.

COMMENTAIRES DE L'ESPAGNE

(63)

L'Espagne soutient que le système de tarifs réglementés de 2005 n'impliquait d'aides ni pour les utilisateurs finals ni pour les distributeurs. En particulier, en ce qui concerne les distributeurs, l'Espagne considère que la compensation qu'ils ont reçue est conforme à la jurisprudence de la Cour de justice dans l'affaire Altmark et ne constitue dès lors pas une aide d'État.

EXISTENCE D'UNE AIDE

IL N'EXISTE AUCUN LIEN DE CAUSALITÉ ENTRE LES MESURES DE L'ÉTAT ET LE DÉFICIT, QUI NE PEUT ÊTRE IMPUTÉ À L'ÉTAT

(64)	L'Espagne soutient que le déficit n'était pas imputable à l'État, puisqu'il a été provoqué par des circonstances extérieures imprévisibles et non par l'intention délibérée de l'État de subventionner certaines activités.

(65)

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

(66)

Les distributeurs percevaient des fonds par l'intermédiaire des tarifs intégraux et des droits d'accès, puis transféraient une partie de ces recettes vers des comptes spéciaux (selon les pourcentages établis dans le décret annuel sur les tarifs). Ensuite, ils déduisaient les achats d'électricité auprès du «pool» et des producteurs relevant du «régime spécial». Si les recettes des tarifs intégraux et des droits d'accès ne couvraient pas le coût des activités réglementées, il y avait un déficit tarifaire.

(67)

L'Espagne soutient que le déficit de 2005 a été provoqué par une différence entre les prévisions des prix de gros de l'électricité établies par le gouvernement et les prix réels enregistrés dans le «pool». Les prix exceptionnellement élevés de 2005 étaient dus à des causes imprévisibles constituant une force majeure (voir le considérant 26.

(68)

Dans la mesure où l'événement qui a provoqué la prétendue aide serait une augmentation des prix de gros supérieure aux prévisions, le prétendu avantage ne pourrait être imputé à un acte juridique. Même à supposer que cet avantage aurait existé, il aurait été créé par des circonstances étrangères à la volonté de l'État. D'après l'Espagne, l'existence de la force majeure rompt le lien de causalité entre la décision administrative fixant les tarifs et l'avantage concurrentiel qui aurait donné lieu à une aide d'État. Même à supposer que la condition objective du lien de causalité était remplie, la condition subjective de l'intention (imputabilité) de la part de l'État ne serait pas remplie.

ABSENCE DE FONDS DE L'ÉTAT

(69)

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

(70)

Deuxièmement, les fonds n'étaient pas perçus par l'État et n'étaient pas destinés à un fonds désigné par ce dernier. Les tarifs étaient perçus par les distributeurs et non par l'État et, par conséquent, c'étaient des prix privés qui garantissaient la rémunération équitable des opérateurs (prévue dans la LSE). Ce n'étaient pas des impôts ni des prix publics. L'État ne rémunérait rien, puisque c'était le système qui offrait une rémunération en vertu des forces du marché pour les activités non réglementées et à des tarifs d'accès établis par l'État pour les activités réglementées. Dans la mesure où, dans ce système, il n'existe pas de charge pour l'État, il n'y aurait pas de ressources d'État, conformément à la jurisprudence de l'affaire Sloman Neptune (20). De plus, ces fonds n'ont jamais atterri dans les caisses de l'État, ils n'étaient pas mentionnés dans les lois budgétaires, la Cour des comptes ne les vérifiait pas et ils ne pouvaient pas être récupérés auprès des débiteurs par des voies administratives. Le taux d'intérêt applicable aux dettes contractées auprès du système d'électricité n'était pas le même que celui applicable aux dettes contractées envers l'État.

(71)

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

(72)

Troisièmement, l'Espagne réfute la conclusion de la Commission selon laquelle les ventes à tarif réglementé des distributeurs étaient financées par un «impôt spécial» que tous les consommateurs finals d'électricité espagnols devaient payer. D'après l'Espagne, les distributeurs n'étaient pas «financés par l'État», mais recevaient une rémunération raisonnable et équitable pour la réalisation d'une tâche qui leur était imposée par la loi et qu'ils étaient obligés d'accomplir.

(73)

Qui plus est, en vendant l'électricité aux tarifs réglementés et en l'achetant dans le «pool» aux producteurs, les distributeurs généraient un déficit (qui était couvert par le mécanisme de préfinancement prévu par le décret-loi royal no 5/2005), mais c'étaient les producteurs, et non les distributeurs, qui recevraient les recettes provenant de la taxe ajoutée au tarif.

ABSENCE D'AVANTAGES

(74)	L'Espagne n'est pas d'accord avec la conclusion préliminaire de la Commission selon laquelle les tarifs réglementés accordaient un avantage économique aux distributeurs.

(75)

En ce qui concerne les distributeurs, l'Espagne réfute la conclusion de la Commission selon laquelle les systèmes de tarifs garantissaient une marge bénéficiaire minimale aux distributeurs. L'Espagne soutient que la fourniture par les distributeurs d'électricité à des tarifs réglementés se justifiait par la nécessité de garantir un service d'intérêt général et que la rémunération des activités réglementées était destinée exclusivement à couvrir les coûts exposés pour respecter les obligations liées à ces activités.

ABSENCE DE RÉPERCUSSIONS SUR LA CONCURRENCE ET LE COMMERCE ENTRE LES ÉTATS MEMBRES

(76)

D'après les autorisés espagnoles, les dispositions réglementaires applicables à la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés ne limitaient pas la liberté d'établissement des fournisseurs d'électricité et les fournisseurs espagnols ne bénéficiaient pas d'un traitement plus favorable que ceux des autres États membres.

(77)

En 2005, la péninsule ibérique avait une capacité d'interconnexion tellement réduite qu'il n'y avait pas de véritable marché intérieur de l'énergie. De l'avis des autorités espagnoles, compte tenu de cette situation d'isolement, il serait disproportionné de conclure, comme le fait la Commission, que le tarif portait atteinte à la concurrence et au commerce entre les États membres.

(78)

Les autorités espagnoles soutiennent que l'électricité n'était pas exportée en dehors de l'Espagne et que les distributeurs qui étaient actifs dans le pays ne pouvaient pas vendre de l'énergie espagnole en dehors du territoire national. Par ailleurs, toute entreprise remplissant les exigences pouvait participer aux activités de distribution dans les mêmes conditions que les entreprises espagnoles et bénéficier du même traitement juridique et économique.

(79)

Les fournisseurs, en revanche, exerçaient, selon l'Espagne, une activité libre et non réglementée et étaient confrontés aux risques et avantages que cela supposait. Le fait d'assumer ces risques supposait d'accepter que, dans certaines conditions imprévisibles, leur activité de détail pouvait ne pas être rentable. Cependant, les fournisseurs renoueraient avec la rentabilité dès que les tarifs le permettraient ou que ces circonstances exceptionnelles disparaitraient.

ANALYSE À LA LUMIÈRE DE LA JURISPRUDENCE DANS L'AFFAIRE ALTMARK

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

(81)	D'après l'Espagne, la couverture des coûts exposés par les distributeurs pour la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés respectait les quatre critères fixés par la jurisprudence dans l'affaire Altmark et, par conséquent, cette intervention ne relève pas de la notion d'aide d'État.

(82)

Premièrement, la fourniture d'électricité est un service d'intérêt général et l'État doit intervenir pour éviter l'abus de positions dominantes dues à l'existence d'un réseau unique (monopole naturel). Par conséquent, les entreprises qui exercent des activités réglementées remplissent les obligations de service public.

(83)	Deuxièmement, les paramètres de fixation des tarifs ont été établis de manière objective et transparente. La rémunération des activités réglementées était objective et transparente. Les autres entreprises de l'Union pouvaient également pénétrer sur le marché de la distribution.

(84)	Troisièmement, les paiements pour des activités réglementées couvraient uniquement les coûts exposés pour remplir l'obligation de service public. Les distributeurs pouvaient seulement obtenir le remboursement des coûts liés aux activités réglementées.

(85)	Quatrièmement, le cadre réglementaire complexe fixant les tarifs et la procédure de liquidation montrent que le système tarifaire reposait sur une analyse exhaustive des coûts et des recettes du système, ainsi que sur une analyse de la demande d'électricité.

(86)	Pour toutes ces raisons, l'Espagne conclut que le système tarifaire ne constituait pas une aide d'État, puisqu'il était conforme à la jurisprudence de l'affaire Altmark.

APPRÉCIATION DE LA MESURE

(87)

Le champ d'application de la présente décision se limite à la fourniture d'électricité aux grandes et moyennes entreprises par des distributeurs appliquant des tarifs réglementés et n'aborde pas les autres activités exercées par les distributeurs et correspondant à la simple distribution. Ces dernières sont totalement indépendantes, du point de vue tant juridique que financier, de l'activité de vente à des tarifs réglementés et, en tout état de cause, ne relèvent pas du champ d'application de la décision d'ouverture de la procédure, dans laquelle la Commission émettait seulement des doutes à propos de la compatibilité avec le marché intérieur du prétendu avantage accordé aux distributeurs en conséquence du faible niveau des tarifs réglementés et des mesures appliquées pour compenser et rembourser le déficit de 2005.

EXISTENCE D'UNE AIDE D'ÉTAT AU SENS DE L'ARTICLE 107, PARAGRAPHE 1, TFUE

(88)

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

Existence d'un avantage économique

(89)

En vertu de l'article 107, paragraphe 1, TFUE, les entreprises sont favorisées si elles obtiennent un avantage économique dont elles ne bénéficieraient pas dans les conditions de marché. À cet égard, la Cour de justice de l'Union européenne a établi que, dans certains cas, les indemnités allouées pour les services fournis dans le cadre d'obligations imposées par les États membres, qui n'excèdent pas les coûts annuels non couverts et qui sont destinées à garantir que les entreprises concernées ne subissent pas de pertes, ne constituent pas une aide au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE, mais la contrepartie des prestations effectuées par les entreprises en question (21).

(90)

En ce qui concerne plus concrètement le secteur de l'électricité, dans son abondante pratique décisionnelle en application de l'article 107, paragraphe 1 et paragraphe 3, point c), TFUE ayant trait à l'obligation imposée aux distributeurs d'acheter l'électricité produite par certaines sources énergétiques à un prix supérieur à celui du marché, la Commission n'a pas non plus considéré que les compensations qui couvraient la différence entre les coûts d'achat et les prix du marché supposaient un avantage économique au profit des distributeurs. Dans ces cas-là, les opérateurs en question agissaient conformément à des obligations réglementaires en tant que simples intermédiaires dans le système d'électricité, et ils recevaient une compensation pour leurs coûts, sans que celle-ci soit considérée comme supposant un avantage économique, alors qu'il convient de souligner que la législation pourrait avoir imposé une simple obligation d'achat sans compensation des coûts.

(91)

Il en va de même, plus concrètement, dans le domaine de la fourniture d'électricité à des tarifs réglementés, en ce qui concerne les compensations destinées à financer les différences entre les recettes et les coûts d'achat de l'électricité sur le marché de gros à des tarifs réglementés demandés par les consommateurs remplissant les exigences (22). On peut en déduire qu'une compensation des coûts d'achat d'électricité exposés par les distributeurs du secteur de l'électricité n'a aucune raison de supposer nécessairement un avantage économique au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE. La présumée compensation octroyée aux distributeurs espagnols pour les coûts de fourniture à des tarifs réglementés doit être examinée en tenant compte de ces précédents.

(92)

Dans sa décision d'ouvrir la procédure formelle d'examen, la Commission a conclu à titre préliminaire qu'il existait un avantage économique en ce qui concerne les conditions de marché pour les distributeurs espagnols sur la base de deux arguments. Premièrement, les distributeurs auraient obtenu une marge bénéficiaire garantie grâce à l'activité de fourniture à des tarifs réglementés. Deuxièmement, en encourageant les utilisateurs à opter pour le marché réglementé sur lequel les distributeurs opéraient, les tarifs auraient permis d'augmenter les recettes de ces derniers. Ces deux arguments peuvent être regroupés en une seule proposition: le bénéfice des distributeurs a augmenté proportionnellement à leurs fournitures d'électricité à des tarifs réglementés en 2005.

(93)

La description disponible du système d'électricité espagnol et les informations fournies au cours de la procédure, qui sont reflétées dans les considérants 16, 19, 20, 57 et 58, n'appuient pas cette proposition. Si, pour la simple distribution, la rémunération perçue par les distributeurs en 2005 incluait une marge bénéficiaire, les distributeurs ne recevaient qu'un remboursement («reconnaissance») des coûts sans aucune marge bénéficiaire pour la fourniture au tarif réglementé. De même, la rémunération des distributeurs pour leurs activités de distribution proprement dites ne dépendait pas du nombre de clients qui payaient des tarifs réglementés ni de la quantité d'électricité vendue à ces tarifs. Par conséquent, leurs recettes n'auraient pas augmenté s'ils avaient fourni des services à des tarifs réglementés à un plus grand nombre de clients.

(94)	On peut en déduire que les informations recueillies au cours de la procédure n'étayent pas l'affirmation selon laquelle les ventes d'électricité à des tarifs réglementés ont accru les bénéfices des distributeurs espagnols en 2005 parce qu'ils jouissaient d'une marge bénéficiaire garantie.

(95)

Pour ce qui concerne la question de savoir si la reconnaissance des coûts de fourniture et leur compensation ont accordé aux distributeurs un avantage économique dont ils n'auraient pas autrement bénéficié dans les conditions du marché, il convient de souligner que la reconnaissance des coûts exposés sous la forme de droits de recouvrement conférés aux cinq entreprises désignées par l'article 24 du décret-loi royal no 5/2005, à savoir Iberdrola S.A, Unión Eléctrica Fenosa S.A., Hidroeléctrica del Cantábrico S.A, Endesa S.A et Elcogás S.A., n'était pas une rémunération pour leur activité de distribution. En effet, comme nous l'avons déjà expliqué dans les considérants 29 et 30, si Elcogás S.A, qui n'avait pas de filiale, n'était pas active dans le secteur de la distribution en 2005 (ni au cours des années suivantes), les entreprises en question ont été désignées en vertu de leur droit antérieur de recevoir des coûts échoués, éventuellement en tenant compte de leur activité de production d'électricité, mais pas de l'activité de distribution à des tarifs réglementés.

(96)

Deuxièmement, même à supposer que les droit de recouvrement, qui reflètent l'obligation pour les cinq entreprises susmentionnées de préfinancer le déficit du système d'électricité de 2005, pourraient être interprétés comme une compensation des coûts de distribution pour les quatre entreprises qui étaient actives dans le secteur de la distribution à des tarifs réglementés, il faut tenir compte des conditions réelles dans lesquelles les distributeurs ont été contraints d'exercer cette activité totalement réglementée. Comme nous l'avons déjà décrit dans les considérants 54 et 55, les distributeurs ne pouvaient pas enregistrer des bénéfices, pas plus qu'ils ne pouvaient subir des pertes, choisir comment acheter l'électricité, choisir leurs clients, fixer le prix de vente ou offrir des services supplémentaires qui donneraient lieu à une marge bénéficiaire. Ni les distributeurs mêmes ni les groupes intégrés verticalement auxquels ils appartenaient n'avaient d'intérêt économique, direct ou indirect, à participer à la fourniture d'électricité à un tarif réglementé. Pour un groupe intégré verticalement, il aurait été plus intéressant de fournir les utilisateurs finals dans des conditions de marché libre, puisque leur branche de fourniture aurait tiré des bénéfices de ces ventes, ce qui ne serait pas le cas si le distributeur du groupe fournissait les utilisateurs à des tarifs réglementés.

(97)

Par conséquent, une comparaison avec les conditions de fourniture dans les conditions de marché ne tient pas compte des différences juridiques et factuelles existantes entre les fournisseurs sur le marché libre et les distributeurs qui fournissent l'électricité à des tarifs réglementés. Même si l'État peut, en principe imposer des prix d'achat et de vente ainsi que d'autres conditions commerciales aux distributeurs dans un système d'électricité, cela ne signifie pas que la compensation des coûts exposés par ces derniers leur confère un avantage économique dont ils n'auraient pas autrement bénéficié dans les conditions de marché. En effet, la réglementation de tarifs, qui plus est assortie d'une obligation de fourniture, ne laisse aucune marge pour décider des composantes les plus essentielles de l'offre, comme les prix et la production. Non seulement, dans des conditions hypothétiques de marché, c'est-à-dire sans obstacles réglementaires s'appliquant à des paramètres aussi fondamentaux, les distributeurs seraient en mesure d'appliquer aux consommateurs finals un tarif plus élevé couvrant tous les coûts. Mais en plus, point plus important encore, dans le système d'électricité espagnol en 2005, comme dans tout système d'électricité, le distributeur — ou l'opérateur du réseau de haute tension pour les grands consommateurs d'énergie — est un simple intermédiaire qui raccorde physiquement l'utilisateur au réseau, ce qui est une condition indispensable pour la fourniture d'électricité. Étant donné l'absence d'autre réseau de distribution théorique en Espagne en 2005, les distributeurs en question ont été désignés et fournissaient de l'électricité pour le compte tant du marché libre que du marché réglementé. Les distributeurs jouent un rôle indispensable, puisqu'ils permettent la fourniture d'électricité, sans que les régimes de réglementation ou la politique déterminés, ni le fait que les conditions de concurrence qui régissent la fourniture soient basées sur un mécanisme de marché ou un mécanisme de réglementation n'entrent en ligne de compte.

(98)

Dans un système de tarifs réglementés comme le système espagnol en 2005, normalement, tout déficit de ressources enregistré une année dans la comptabilité générale du système serait, en général, comblé l'année suivante par l'augmentation des tarifs et/ou des droits d'accès pour les utilisateurs finals, tandis que les diminutions de coûts pourraient donner lieu à un excédent qui permettrait d'appliquer ensuite des tarifs ou des droits inférieurs. Cependant, sans affecter au préalable certaines catégories de recettes aux coûts, l'augmentation (ou la réduction) des recettes et/ou des coûts peut ne pas donner lieu à un déficit ou à un excédent correspondant pour les distributeurs. Par exemple, comme indiqué au considérant 27 en ce qui concerne le graphique 1, si les prix implicites de l'énergie dans les tarifs réglementés étaient en général inférieurs aux prix du marché de gros au cours de la plupart des mois de 2005, durant la période de novembre 2006 à décembre 2007, ce fut le contraire, sans que cela ne se traduise par des bénéfices accrus tirés de l'activité de fourniture à des tarifs réglementés des distributeurs. Cette situation est cohérente avec la structure réglementaire du système, selon laquelle les distributeurs ne supporteraient pas les coûts des déséquilibres pour la totalité ou une partie des coûts et recettes du système, de même qu'ils ne tireraient jamais un bénéfice de cette activité et que tout excédent découlant de la vente d'électricité à des tarifs réglementés serait utilisé pour couvrir d'autres coûts du système.

(99)

Les distributeurs ont agi en tant qu'intermédiaires financiers du système d'électricité en centralisant tous les flux financiers, tant d'entrée (recettes réglementées issues des tarifs et des droits d'accès) que de sortie (tous les coûts généraux du système). Les recettes et coûts réglementés du système d'électricité en 2005, tel que décrit aux considérants 19, 20 et 28, incluent une grande variété de coûts réglementés générés par le marché ou la stratégie adoptée, comme les coûts d'achat d'électricité, y compris de sources renouvelables, les coûts supplémentaires de production d'électricité dans les îles espagnoles, les coûts de transport et de distribution, etc., sans que des recettes spécifiques ne soient affectées au préalable à certains coûts. Les recettes réglementées n'ont jamais été aux mains des distributeurs, à l'exception de la rémunération pour la simple distribution, qu'ils ont conservée après déduction de tous les autres coûts du système.

(100)

Par conséquent, tout déficit comptable, comme celui enregistré en 2005, quelles qu'en soient les causes, apparaîtrait dans la comptabilité des distributeurs, sans qu'il y ait de marge de manœuvre pour adopter des décisions que ce soit quant au niveau des recettes et des coûts réglementés ou concernant le financement de coûts spécifiques par des recettes spécifiques. Et, de fait, comme il ressort des chiffres mentionnés dans le considérant 28, les coûts de transport et de distribution du système d'électricité se sont montés à 4,410 milliards EUR en 2005, chiffre qui correspondait respectivement à celui des mêmes catégories de coûts en 2004 et 2006. Le montant des coûts des distributeurs n'est dès lors pas lié au montant du déficit de 2005.

(101)

Par conséquent, il ne semble pas justifié de qualifier le déficit de 2005 de «pertes des distributeurs», étant donné qu'il n'est pas imputable à ceux-ci mais bien aux dispositions réglementaires établissant le droit des utilisateurs d'être approvisionnés en électricité à des tarifs réglementés et, dans une certaine mesure, aux choix réglementaires et stratégiques opérés afin de promouvoir la production d'électricité à partir de sources renouvelables et la cogénération, par exemple. On peut en déduire que le financement du déficit comptable du système d'électricité par les mécanismes décrits aux considérants 29 à 32 n'est pas un moyen d'éponger les pertes spécifiques des distributeurs, mais bien les pertes générales du système. En effet, sans la reconnaissance du déficit de 3,811 milliards EUR en 2005 et son préfinancement par les cinq grandes entreprises d'électricité, il n'aurait pas été possible de payer les coûts de transport et de distribution du système exposés au profit de tous les utilisateurs, tant sur le marché réglementé que sur le marché libre.

(102)

L'examen formel n'atteste l'existence d'aucun autre élément d'avantage en faveur des distributeurs. Ces derniers répercutaient la totalité du bénéfice des bas tarifs réglementés sur les utilisateurs finals, ne tiraient aucun profit des ventes et ne jouissaient d'aucun avantage si les utilisateurs revenaient sur le marché réglementé. On peut en déduire que, du point de vue financier, la position des distributeurs en Espagne était totalement comparable à celle d'un intermédiaire du système. À cet égard, la reconnaissance des coûts de fourniture à un tarif réglementé prévue dans le système d'électricité espagnol de 2005 ne diffère pas, dans son principe, de la compensation des coûts d'achat de l'électricité que la Commission n'a pas considérée comme une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, TFUE, en ce qui concerne tant l'électricité provenant de certaines sources (considérant 90) que l'électricité de gros pour la fourniture à un tarif réglementé (considérant 91).

(103)

Bien que la décision d'ouverture de la procédure ne soit pas dirigée contre les entités intégrées verticalement auxquelles les distributeurs appartiennent, en procédant à une désagrégation comptable et juridique partielle afin de tenir compte des allégations de Céntrica, la Commission a aussi examiné si ces entités ont pu avoir obtenu des avantages indirects susceptibles de constituer une aide d'État. Céntrica soutenait, en particulier, que les entités intégrées actives sur le marché libre de détail de l'électricité (par l'intermédiaire d'une branche de distribution) ont pu éviter des pertes en encourageant les utilisateurs à opter pour leur propre branche de distribution. De plus, elle affirmait que les producteurs qui appartenaient à une entité intégrée étaient incités à maintenir les prix de gros à un niveau élevé, étant donné que la branche de distribution de l'entité intégrée (qui vendait l'électricité à un tarif réglementé) resterait à l'abri des pertes.

(104)

La Commission n'a pas pu déterminer l'existence d'un avantage économique découlant du fait que les utilisateurs d'électricité aient opté pour les distributeurs au détriment des fournisseurs. Du point de vue économique, ce choix n'a pas généré de bénéfices mais a simplement évité des pertes pour les divisions de fourniture des quatre groupes intégrés verticalement, à savoir Iberdrola S.A, Unión Eléctrica Fenosa S.A., Hidroeléctrica del Cantábrico S.A et Endesa S.A; Elcogás, quant à elle, était seulement active dans le secteur de la production d'électricité. Cependant, on ne saurait considérer qu'il s'agissait là d'un avantage pour les quatre autres entreprises en question, puisque les divisions de fourniture auraient de toute façon pu éviter ces pertes en résiliant les contrats de fourniture. Par conséquent, le système n'impliquait pas un avantage mais une pénalité pour les divisions de fourniture: la perte de clients. Pour les distributeurs (pour les raisons exposées ci-dessus), le système était également financièrement […]. Les entreprises productrices, quant à elles, auraient de toute manière vendu leur électricité sur le marché de gros.

(105)

Pour ce qui est de l'incitation qu'aurait supposé, pour les producteurs, le maintien des prix de gros à un niveau élevé, il convient de signaler que, même si l'environnement de marché créé par les autorités espagnoles pourrait avoir incité les producteurs à augmenter les prix, les tarifs en eux-mêmes n'ont pas donné lieu à une hausse des prix de gros. Une hausse effective des prix aurait nécessité des stratégies complexes et un comportement anticoncurrentiel de la part des producteurs. Aucun lien de causalité direct n'a été attesté entre les tarifs et une éventuelle augmentation artificielle des prix de gros, qui reste une hypothèse théorique non démontrée.

(106)

La Commission a également évalué la possibilité que le système, en évinçant du marché de l'électricité les concurrents qui opéraient librement, ait octroyé un avantage aux groupes déjà établis en augmentant et en «remodelant» leur part de marché, de manière à ce qu'elle corresponde, globalement, à la taille du réseau de distribution de chaque groupe, et ce pour les quatre groupes intégrés verticalement. Cet avantage hypothétique n'a pas non plus été prouvé, et ce pour les raisons suivantes:

—

tout d'abord, il n'est pas toujours possible de «déplacer» des clients au sein du même groupe. Un client de la branche de fourniture d'Endesa dans une région où le distributeur local était Iberdrola ne pouvait pas choisir la branche de distribution d'Endesa, mais uniquement celle d'Iberdrola. Par ailleurs, le fait d'opter pour le marché réglementé entraînait un coût net pour les entités intégrées étant donné que ce choix augmentait le déficit qu'elles devaient financer dans des conditions défavorables,

—

ensuite, les groupes ne tiraient aucun bénéfice des ventes réalisées par les distributeurs. Par conséquent, l'avantage potentiel découlant d'une augmentation de la part de marché ne pouvait se traduire par des bénéfices en 2005 (année faisant l'objet de l'examen), mais uniquement durant les années suivantes, lorsque le marché libre serait à nouveau viable. Pour que cet avantage se concrétise, il aurait fallu que les utilisateurs auxquels le distributeur d'un groupe fournissait des services optent à nouveau pour la branche de fourniture de ce groupe. Or, à ce moment-là, un client envisageant de changer à nouveau de fournisseur aurait eu la liberté de choisir entre tous les fournisseurs actifs sur le marché espagnol. La Commission n'a dès lors pas pu déterminer l'existence d'un avantage concret lié au simple fait que les groupes auraient possédé une plus grande part de marché durant la période faisant l'objet de l'examen,

—

au contraire, les groupes intégrés ont subi une pénalité objective: l'obligation de financer le déficit dans des conditions non rentables, étant donné que le taux d'intérêt pour les droits de recouvrement était inférieur à un taux de marché adéquat et que, par conséquent, les droits de recouvrement ont été titrisés avec une rémunération peut-être inférieure à celle qu'ils auraient obtenue en appliquant un taux de marché.

(107)

À la lumière des considérations qui précèdent, la Commission a conclu qu'en ce qui concerne la fourniture d'électricité aux entreprises, le système de réglementation établi en Espagne en 2005 n'accordait aucun avantage économique direct ni indirect aux distributeurs ni aux groupes intégrés auxquels ils appartenaient.

(108)

Enfin, pour ce qui est de l'allégation de Céntrica selon laquelle le système introduisait une discrimination entre les distributeurs et les fournisseurs du marché libre, la Commission rappelle qu'il peut y avoir discrimination lorsque des personnes qui se trouvent dans la même situation juridique ou factuelle sont traitées différemment ou vice versa, lorsque des personnes qui se trouvent dans des conditions juridiques ou factuelles différentes sont traitées de la même manière.

(109)

Premièrement, cette allégation est manifestement non fondée dans le cas d'Elcogás S.A, à laquelle des droits de recouvrement ont été conférés sans qu'elle soit active dans le secteur de la distribution. Deuxièmement, il n'a pas été prouvé que les quatre autres entreprises désignées, Iberdrola S.A, Unión Eléctrica Fenosa S.A., Hidroeléctrica del Cantábrico S.A et Endesa S.A., ont reçu une compensation pour leur activité de distributeurs fournissant de l'électricité à des tarifs réglementés, comme nous l'avons déjà indiqué dans le considérant 30. Troisièmement, et en tout état de cause, dans le système d'électricité espagnol, les distributeurs et les fournisseurs du marché libre ne se trouvaient pas dans les mêmes conditions juridiques et factuelles. L'obligation de fournir de l'électricité à des tarifs réglementés était assortie de restrictions réglementaires en vertu desquelles les distributeurs agissaient comme de simples intermédiaires financiers et intermédiaires de fourniture qui exécutaient des dispositions législatives, tandis que la fourniture dans des conditions de libre marché était une activité totalement libéralisée. Par conséquent, la différence de traitement critiquée par Céntrica ne peut être considérée comme une discrimination, même si le niveau des tarifs réglementés a peut-être eu des conséquences négatives sur le processus de libéralisation. Cependant, ces effets n'étaient pas la conséquence d'une aide d'État illégale octroyée aux distributeurs.

CONCLUSIONS

(110)

Au cours de l'examen formel, les doutes émis par la Commission dans sa décision d'ouverture de la procédure ont été dissipés. La Commission est convaincue que la reconnaissance par l'Espagne des coûts exposés par les distributeurs d'électricité dans l'exercice de leur activité de fourniture d'électricité à des tarifs réglementés aux moyennes et grandes entreprises n'impliquait pas un avantage économique pour les distributeurs au sens des dispositions de l'article 107, paragraphe 1, TFUE.

(111)

Étant donné que les critères fixés à l'article 107, paragraphe 1, TFUE sont cumulatifs, il n'y a pas lieu d'examiner si les autres critères sont remplis. Par conséquent, la Commission conclut que la mesure ne constitue pas une aide d'État en faveur des distributeurs d'électricité. Cette conclusion concerne la situation et la période couvertes par la plainte, sans préjudice de la possible évaluation par la Commission de mesures prises par l'Espagne après 2005.

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

La reconnaissance, par le Royaume d'Espagne, des coûts exposés par les distributeurs pour la fourniture d'électricité aux moyennes et grandes entreprises à des tarifs réglementés en 2005 sous la forme de droits de recouvrement conférés à Iberdrola S.A, Unión Eléctrica Fenosa S.A., Hidroeléctrica del Cantábrico S.A, Endesa S.A et Elcogás S.A. par le décret-loi royal no 5/2005 ne constitue pas une aide d'État relevant de l'article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne.

Article 2

Le Royaume d'Espagne est destinataire de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 4 février 2014.

Par la Commission

Joaquín ALMUNIA

Vice-président

(1) JO C 43 du 27.2.2007, p. 9.

(2) Voir la note 1 de bas de page.

(3) L'opérateur du marché (OMEL) gère les achats et les ventes d'électricité sur le marché de gros.

(4) L'opérateur du réseau (Red Eléctrica de España) est chargé de garantir la sécurité de l'approvisionnement en électricité et la coordination du système de production et de transport.

(5) L'article 11 du décret royal no 2819/1998 définit la distribution comme suit: «l'activité dont l'objet principal est la transmission d'énergie électrique du réseau de transport vers les points de consommation dans les conditions de qualité adéquates, ainsi que la vente d'énergie électrique aux consommateurs ou aux distributeurs, qui l'achètent au tarif».

(6) Les producteurs relevant du «régime spécial». Le «régime spécial» est un système de tarifs pour l'alimentation en énergie sur le réseau: les distributeurs (et l'opérateur du système de transmission) sont obligés d'acheter la production totale des installations de cogénération produisant essentiellement des énergies renouvelables admissibles situées dans leur zone de distribution à un prix permettant de couvrir leurs coûts fixé par l'État.

(7) Décret royal no 2392/2004 du 30 décembre 2004 établissant le tarif d'électricité pour 2005, BOE 315, p. 42766, annexe I.

(8) L'article 12, paragraphe 2, de la LSE disposait que, même si les tarifs de l'électricité étaient, en principe, établis une fois par an, ils pouvaient être adaptés tout au long de l'année.

(9) Conformément à l'article 8 du décret royal no 1432/2002, le tarif moyen ne pouvait être augmenté de plus de 1,40 % (d'une année à l'autre), tandis que les tarifs individuels ne pouvaient être augmentés que d'un pourcentage calculé comme suit: augmentation du tarif moyen + 0,60 % (2 % au total).

(10) Décret-loi royal no 5/2005 du 11 mars 2005 portant réformes urgentes pour stimuler la productivité et améliorer la passation de marchés publics. BOE 62 du 14.3.2005, p. 8832.

(11) Les coûts échoués sont les pertes subies par les fournisseurs historiques d'électricité en conséquence des investissements non récupérables réalisés avant la libéralisation. La Commission a autorisé l'octroi d'une aide compensatoire pour couvrir ces pertes conformément aux critères établis dans la méthodologie relative aux coûts échoués (communication de la Commission relative la méthodologie d'analyse des aides d'État liées à des coûts échoués) par la lettre SG (2001) D/290869 du 6 août 2001. Par la décision SG (2001) D/290553 du 25 juillet 2001 dans l'affaire NN 49/99, la Commission a autorisé l'Espagne à octroyer jusqu'en 2008 une compensation pour les coûts échoués aux entreprises auxquelles elle avait demandé de préfinancer le déficit de 2005.

(12) Rapport annuel 2005 d'Elcogás SA, disponible à l'adresse suivante: http://www.elcogas.es/images/stories/3-principales-indicadores/1-datos-economico-financieros/esp2005.pdf.

(13) Première disposition additionnelle du décret royal no 809/2006 du 30 juin 2006 révisant le tarif d'électricité du 1er juillet 2006. BOE 156 du 1.7.2006.

(14) L'Espagne a libéralisé le marché du détail de l'électricité avant la date prévue dans les directives sur l'électricité de 1996 et 2003, qui établissaient un calendrier de libéralisation entre 1999 et 2004 pour les utilisateurs finals commerciaux (en commençant par les plus grands) et ne rendait la libéralisation du segment domestique obligatoire qu'à partir du 1er juillet 2007.

(15) JO L 176 du 15.7.2003, p. 37.

(16) L'article 3, paragraphe 3, de la directive sur l'électricité de 2003 dispose ceci: «Les États membres veillent à ce qu'au moins tous les clients résidentiels et, lorsqu'ils le jugent approprié, les petites entreprises (à savoir les entreprises employant moins de 50 personnes et dont le chiffre d'affaires n'excède pas 10 millions d'euros) aient le droit de bénéficier du service universel, c'est-à-dire du droit d'être approvisionnés, sur leur territoire, en électricité d'une qualité bien définie, et ce à des prix raisonnables, aisément et clairement comparables et transparents. Pour assurer la fourniture d'un service universel […], les États membres peuvent désigner un fournisseur du dernier recours.»

(17) Les fournisseurs achetaient également de l'électricité sur le marché de gros (le «pool») et, même s'ils auraient en théorie pu conclure des contrats bilatéraux avec les producteurs, rien n'incitait en réalité ces producteurs (en majorité des groupes intégrés verticalement) à le faire.

(18) Voir l'annexe A, points b) et c), de la directive 2003/54/CE.

(19) Source: observations d'Iberdrola du 26 avril 2007.

(20) Arrêt de la Cour de justice du 17 mars 1993 dans les affaires jointes C-72/91 et C-73/91, point 21: «[…] le régime en cause ne tend pas, de par sa finalité et son économie générale, à créer un avantage qui constituerait une charge supplémentaire pour l'État […]».

(21) Arrêt de la Cour de justice du 7 février 1985 dans l'affaire 240/83. Procureur de la République/Association de défense des brûleurs d'huiles usagées (ADBHU), Rec. 1985, p. 531, et en particulier les p. 543 et 544 et le point 18.

(22) Décision de la Commission du 12 juin 2012 concernant à l'aide d'État SA.21918 (C 17/07) (ex NN 17/07) mise à exécution par la France — Tarifs réglementés d'électricité en France, JO C 398 du 22.12.2012, p. 10 à 30, en particulier les considérants 30 à 37 et 134 à 137.

12.7.2014

Journal officiel de l'Union européenne

L 205/62

DÉCISION D'EXÉCUTION DE LA COMMISSION

du 9 juillet 2014

écartant du financement de l'Union européenne certaines dépenses effectuées par les États membres au titre du Fonds européen d'orientation et de garantie agricole (FEOGA), section «Garantie», du Fonds européen agricole de garantie (FEAGA) et du Fonds européen agricole pour le développement rural (Feader)

[notifiée sous le numéro C(2014) 4479]

(Les textes en langues allemande, anglaise, danoise, espagnole, finnoise, française, hongroise, italienne, lettone, néerlandaise, polonaise, portugaise, slovène, suédoise et tchèque sont les seuls faisant foi.)

(2014/458/UE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu le règlement (CE) no 1258/1999 du Conseil du 17 mai 1999 relatif au financement de la politique agricole commune (1), et notamment son article 7, paragraphe 4,

vu le règlement (CE) no 1290/2005 du Conseil du 21 juin 2005 relatif au financement de la politique agricole commune (2), et notamment son article 31,

après consultation du comité des Fonds agricoles,

considérant ce qui suit:

(1)

L'article 7, paragraphe 4, du règlement (CE) no 1258/1999 et l'article 31 du règlement (CE) no 1290/2005 prévoient que la Commission procède aux vérifications nécessaires, communique aux États membres les résultats de ces vérifications, prend connaissance des observations émises par ceux-ci, engage des discussions bilatérales pour parvenir à un accord avec les États membres concernés et communique formellement ses conclusions à ces derniers.

(2)	Les États membres ont eu la possibilité de demander l'ouverture d'une procédure de conciliation. Cette possibilité a été utilisée dans certains cas, et les rapports émis à l'issue de la procédure ont été examinés par la Commission.

(3)	En vertu du règlement (CE) no 1258/1999 et du règlement (CE) no 1290/2005, seules les dépenses agricoles effectuées conformément aux règles de l'Union européenne peuvent être financées.

(4)	Il ressort des vérifications effectuées, des discussions bilatérales et des procédures de conciliation qu'une partie des dépenses déclarées par les États membres ne remplit pas cette condition et ne peut donc être financée au titre du FEOGA, section «Garantie», du FEAGA et du Feader.

(5)

Il y a lieu d'indiquer les montants qui n'ont pas été reconnus comme pouvant être imputés au FEOGA, section «Garantie», au FEAGA et au Feader. Ces montants ne concernent pas les dépenses effectuées plus de vingt-quatre mois avant la communication écrite de la Commission informant les États membres du résultat des vérifications.

(6)	Pour les cas visés à la présente décision, l'évaluation des montants à écarter en raison de leur non-conformité aux règles de l'Union européenne a été communiquée par la Commission aux États membres dans le cadre d'un rapport de synthèse.

(7)	La présente décision ne préjuge pas les conséquences financières que la Commission pourrait tirer d'arrêts rendus par la Cour de justice dans des affaires en instance à la date du 15 mars 2014 et portant sur des matières faisant l'objet de la présente décision,

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

Les dépenses des organismes payeurs agréés des États membres déclarées au titre du FEOGA, section «Garantie», au titre du FEAGA ou au titre du Feader et indiquées à l'annexe sont écartées du financement de l'Union européenne en raison de leur non-conformité aux règles de l'Union européenne.

Article 2

Le Royaume de Belgique, la République tchèque, le Royaume de Danemark, la République fédérale d'Allemagne, le Royaume d'Espagne, la République française, la République italienne, la République de Lettonie, la Hongrie, la République de Pologne, la République portugaise, la République de Slovénie, la République de Finlande, le Royaume de Suède et le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d'Irlande du Nord sont destinataires de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 9 juillet 2014.

Par la Commission

Dacian CIOLOȘ

Membre de la Commission

(1) JO L 160 du 26.6.1999, p. 103.

(2) JO L 209 du 11.8.2005, p. 1.

ANNEXE

EM	Mesure	Exercice	Motif	Type	%	Devise	Montant	Déductions	Incidence financière
POSTE BUDGÉTAIRE: 6701
BE	Autres aides directes — Bovins	2010	Paiements effectués pour des animaux inéligibles et application incorrecte des sanctions	PONCTUELLE		EUR	– 133 335,00	0,00	– 133 335,00
BE	Autres aides directes — Bovins	2011	Paiements effectués pour des animaux inéligibles et application incorrecte des sanctions	PONCTUELLE		EUR	– 62 275,00	0,00	– 62 275,00
BE	Autres aides directes — Bovins	2012	Paiements effectués pour des animaux inéligibles et application incorrecte des sanctions	PONCTUELLE		EUR	– 110 550,00	0,00	– 110 550,00
TOTAL BE						EUR	– 306 160,00	0,00	– 306 160,00
CZ	Autres aides directes — Articles 68 à 72 du règlement no 73/2009	2011	Paiements indus et non-application de réductions ou d'exclusions pour animaux en cas d'irrégularités	PONCTUELLE		EUR	– 4 195,16	0,00	– 4 195,16
CZ	Autres aides directes — Articles 68 à 72 du règlement no 73/2009	2012	Paiements indus et non-application de réductions ou d'exclusions pour animaux en cas d'irrégularités	PONCTUELLE		EUR	– 68,74	0,00	– 68,74
TOTAL CZ						EUR	– 4 263,90	0,00	– 4 263,90
DE	Aides directes découplées	2008	Absence d'extrapolation en cas de surdéclaration inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 106 694,14	0,00	– 106 694,14
DE	Aides directes découplées	2009	Absence d'extrapolation en cas de surdéclaration inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 104 776,14	0,00	– 104 776,14
DE	Aides directes découplées	2009	Faiblesses dans la tolérance de mesure	PONCTUELLE		EUR	– 56 327,48	0,00	– 56 327,48
DE	Aides directes découplées	2010	Absence d'extrapolation en cas de surdéclaration inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 72 254,33	0,00	– 72 254,33
DE	Aides directes découplées	2010	Faiblesses dans la tolérance de mesure	PONCTUELLE		EUR	– 56 781,05	0,00	– 56 781,05
TOTAL DE						EUR	– 396 833,14	0,00	– 396 833,14
DK	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans les contrôles sur place	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 1 529 693,10	0,00	– 1 529 693,10
DK	Aides directes découplées	2011	Recouvrements rétroactifs et traitement incorrect des droits au paiement	PONCTUELLE		EUR	– 69 494,00	0,00	– 69 494,00
DK	Aides directes découplées	2012	Faiblesses dans les contrôles sur place	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 1 489 167,20	0,00	– 1 489 167,20
DK	Aides directes découplées	2012	Recouvrements rétroactifs et traitement incorrect des droits au paiement	PONCTUELLE		EUR	– 3 654,00	0,00	– 3 654,00
TOTAL DK						EUR	– 3 092 008,30	0,00	– 3 092 008,30
ES	Mesures en matière de pêche	2004	Contrôles administratifs non concluants, lacunes dans les contrôles sur place et le contrôle externe	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 185 468,74	0,00	– 185 468,74
ES	Mesures en matière de pêche	2005	Contrôles administratifs non concluants, lacunes dans les contrôles sur place et le contrôle externe	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 253 547,34	0,00	– 253 547,34
ES	Mesures en matière de pêche	2006	Contrôles administratifs non concluants, lacunes dans les contrôles sur place et le contrôle externe	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 117 708,85	0,00	– 117 708,85
ES	Aides directes découplées	2010	Faiblesses dans les contrôles administratifs, les contrôles sur place et les recouvrements	PONCTUELLE		EUR	– 53 541,40	0,00	– 53 541,40
ES	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans les contrôles administratifs, les contrôles sur place et les recouvrements	PONCTUELLE		EUR	– 368,20	0,00	– 368,20
ES	Conditionnalité	2009	Indulgence du système de sanction, année de demande 2008	PONCTUELLE		EUR	– 191 873,53	– 383,75	– 191 489,78
ES	Conditionnalité	2009	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses exigences réglementaires en matière de gestion (ERMG), année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 790 454,36	– 218,52	– 790 235,84
ES	Conditionnalité	2009	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2010	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 24 049,41	0,00	– 24 049,41
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 638,55	0,00	– 638,55
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 781 951,76	– 1 002,96	– 780 948,80
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2010	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 30,92	0,00	– 30,92
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 117,27	0,00	– 117,27
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 570,44	0,00	– 570,44
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2010	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 824 194,02	0,00	– 824 194,02
TOTAL ES						EUR	– 3 224 514,79	– 1 605,23	– 3 222 909,56
FI	Aides directes découplées	2010	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 289 992,10	0,00	– 289 992,10
FI	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 961 208,71	0,00	– 961 208,71
FI	Aides directes découplées	2012	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 1 384 610,18	0,00	– 1 384 610,18
TOTAL FI						EUR	– 2 635 810,99	0,00	– 2 635 810,99
FR	Lait — Lait distribué dans les écoles	2009	Contrôles sur place tardifs pour le programme en faveur de la consommation de lait à l'école (année scolaire 2008-2009)	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 290 282,58	0,00	– 290 282,58
FR	Lait — Lait distribué dans les écoles	2010	Contrôles sur place tardifs pour le programme en faveur de la consommation de lait à l'école (année scolaire 2008-2009)	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 351 047,94	0,00	– 351 047,94
FR	Lait — Lait distribué dans les écoles	2011	Contrôles sur place tardifs pour le programme en faveur de la consommation de lait à l'école (année scolaire 2008-2009)	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 1 610,58	0,00	– 1 610,58
FR	Lait — Lait distribué dans les écoles	2012	Contrôles sur place tardifs pour le programme en faveur de la consommation de lait à l'école (année scolaire 2008-2009)	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 474,30	0,00	– 474,30
FR	Droits	2010	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 5 938 076,49	0,00	– 5 938 076,49
FR	Droits	2010	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	PONCTUELLE		EUR	– 2 584 040,40	0,00	– 2 584 040,40
FR	Droits	2011	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 3 176 345,75	0,00	– 3 176 345,75
FR	Droits	2011	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	PONCTUELLE		EUR	– 2 584 032,47	0,00	– 2 584 032,47
FR	Droits	2012	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 3 176 345,75	0,00	– 3 176 345,75
FR	Droits	2012	Attributions irrégulières de droits issus de la réserve nationale et consolidation des superficies fourragères	PONCTUELLE		EUR	– 2 584 031,62	0,00	– 2 584 031,62
TOTAL FR						EUR	– 20 686 287,88	0,00	– 20 686 287,88
GB	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans les contrôles croisés SIPA et dans les contrôles sur place	PONCTUELLE		EUR	– 2 563 473,00	0,00	– 2 563 473,00
TOTAL GB						EUR	– 2 563 473,00	0,00	– 2 563 473,00
IT	Fruits et légumes — Transformation des tomates	2008	Faiblesses dans les contrôles administratifs et comptables; Les pièces comptables de concordance avec la comptabilité nécessaires conformément au droit national ne sont pas en possession des organisations de producteurs et des responsables du traitement	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 2 332 156,30	– 932 862,52	– 1 399 293,78
IT	Fruits et légumes — Transformation des tomates	2010	Faiblesses dans les contrôles administratifs et comptables; Les pièces comptables de concordance avec la comptabilité nécessaires conformément au droit national ne sont pas en possession des organisations de producteurs et des responsables du traitement	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	720,02	0,00	720,02
IT	Irrégularités	2012	Manque d'information sur les mesures de recouvrement prises	PONCTUELLE		EUR	– 2 362 005,73	0,00	– 2 362 005,73
IT	Irrégularités	2012	Négligence dans la procédure de recouvrement	PONCTUELLE		EUR	– 1 283 164,95	0,00	– 1 283 164,95
IT	Irrégularités	2012	Non-déclaration à l'annexe III	PONCTUELLE		EUR	– 1 460 976,88	0,00	– 1 460 976,88
TOTAL IT						EUR	– 7 437 583,84	– 932 862,52	– 6 504 721,32
LV	Aides directes découplées	2011	Faiblesses liées aux erreurs manifestes et aux contrôles sur place présentant un taux d'erreur inférieur à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 15 324,30	0,00	– 15 324,30
LV	Aides directes découplées	2012	Faiblesses liées aux erreurs manifestes et aux contrôles sur place présentant un taux d'erreur inférieur à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 3 399,21	0,00	– 3 399,21
LV	Conditionnalité	2009	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 254 163,51	0,00	– 254 163,51
LV	Conditionnalité	2010	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 181 777,79	0,00	– 181 777,79
LV	Conditionnalité	2010	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 179,81	0,00	– 179,81
LV	Conditionnalité	2011	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 100,05	0,00	– 100,05
LV	Conditionnalité	2011	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	14,86	0,00	14,86
LV	Conditionnalité	2011	Lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2010	PONCTUELLE		EUR	– 2 230,28	0,00	– 2 230,28
LV	Conditionnalité	2012	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 0,19	0,00	– 0,19
TOTAL LV						EUR	– 457 160,28	0,00	– 457 160,28
SE	Aides directes découplées	2010	Faiblesses dans le SIPA, année de demande 2009	PONCTUELLE		EUR	– 1 117 986,60	0,00	– 1 117 986,60
SE	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans le SIPA, année de demande 2010	PONCTUELLE		EUR	– 15 591,00	0,00	– 15 591,00
TOTAL SE						EUR	– 1 133 577,60	0,00	– 1 133 577,60
SI	Aides directes découplées	2010	Faiblesses dans la vérification des petites parcelles en ce qui concerne le respect de la définition des parcelles agricoles	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 85 780,08	– 2 203,29	– 83 576,79
SI	Aides directes découplées	2010	Non-extrapolation du résultat du contrôle lorsque la différence constatée est inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 1 771,90	– 10,97	– 1 760,93
SI	Aides directes découplées	2011	Faiblesses dans la vérification des petites parcelles en ce qui concerne le respect de la définition des parcelles agricoles	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 115 956,46	0,00	– 115 956,46
SI	Aides directes découplées	2011	Non-extrapolation du résultat du contrôle lorsque la différence constatée est inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 6 376,67	– 7,62	– 6 369,05
SI	Aides directes découplées	2012	Faiblesses dans la vérification des petites parcelles en ce qui concerne le respect de la définition des parcelles agricoles	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 131 269,23	0,00	– 131 269,23
SI	Aides directes découplées	2012	Non-extrapolation du résultat du contrôle lorsque la différence constatée est inférieure à 3 %	PONCTUELLE		EUR	– 6 506,76	– 7,78	– 6 498,98
TOTAL SI						EUR	– 347 661,10	– 2 229,66	– 345 431,44
TOTAL 6701						EUR	– 42 285 334,82	– 936 697,41	– 41 348 637,41
POSTE BUDGÉTAIRE: 6711
DK	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2011	Faiblesses dans les contrôles sur place	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 138 216,28	0,00	– 138 216,28
DK	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2012	Faiblesses dans les contrôles sur place	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 114 814,02	0,00	– 114 814,02
TOTAL DK						EUR	– 253 030,30	0,00	– 253 030,30
ES	Conditionnalité	2009	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 25 382,59	0,00	– 25 382,59
ES	Conditionnalité	2009	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 1 341,72	0,00	– 1 341,72
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	18,14	0,00	18,14
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 34 511,04	0,00	– 34 511,04
ES	Conditionnalité	2010	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2010	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 317,20	0,00	– 317,20
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2008	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 36,65	0,00	– 36,65
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 69,84	0,00	– 69,84
ES	Conditionnalité	2011	Contrôle partiel et inefficace de nombreuses ERMG, année de demande 2010	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 39 292,14	0,00	– 39 292,14
TOTAL ES						EUR	– 100 933,04	0,00	– 100 933,04
FI	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2010	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 132 350,41	0,00	– 132 350,41
FI	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2011	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 449 325,95	0,00	– 449 325,95
FI	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2012	Faiblesses dans le SIPA, les contrôles sur place et le calcul des réductions	PONCTUELLE		EUR	– 558 189,31	0,00	– 558 189,31
TOTAL FI						EUR	– 1 139 865,67	0,00	– 1 139 865,67
GB	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2011	Faiblesses dans les contrôles croisés SIPA et dans les contrôles sur place	PONCTUELLE		EUR	– 614 769,00	0,00	– 614 769,00
TOTAL GB						EUR	– 614 769,00	0,00	– 614 769,00
HU	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2009	Contrôle clé inadéquat — soutien accordé à des bénéficiaires inéligibles (non-participation à la formation obligatoire)	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 131 333,83	0,00	– 131 333,83
HU	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2010	Contrôle clé inadéquat — soutien accordé à des bénéficiaires inéligibles (non-participation à la formation obligatoire)	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 149 391,75	0,00	– 149 391,75
HU	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2011	Contrôle clé inadéquat — soutien accordé à des bénéficiaires inéligibles (non-participation à la formation obligatoire)	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 42 101,65	0,00	– 42 101,65
HU	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2012	Contrôle clé inadéquat — soutien accordé à des bénéficiaires inéligibles (non-participation à la formation obligatoire)	FORFAITAIRE	10,00 %	EUR	– 60 885,25	0,00	– 60 885,25
TOTAL HU						EUR	– 383 712,48	0,00	– 383 712,48
LV	Conditionnalité	2009	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 212 566,45	0,00	– 212 566,45
LV	Conditionnalité	2010	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 92 731,87	0,00	– 92 731,87
LV	Conditionnalité	2010	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	1 146,35	0,00	1 146,35
LV	Conditionnalité	2011	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	249,48	0,00	249,48
LV	Conditionnalité	2011	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	425,78	0,00	425,78
LV	Conditionnalité	2012	2 BCAE non définies, lacunes en ce qui concerne les contrôles des ERMG4 et le niveau de tolérance utilisé pour les ERMG7, année de demande 2009	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	106,22	0,00	106,22
LV	Conditionnalité	2012	4 BCAE non définies, calcul inexact de la sanction, année de demande 2008	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	183,03	0,00	183,03
TOTAL LV						EUR	– 303 187,46	0,00	– 303 187,46
PL	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2009	Absence de critères de sélection	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 16 237,92	0,00	– 16 237,92
PL	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2010	Absence de critères de sélection	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 2 189 601,12	0,00	– 2 189 601,12
PL	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2011	Absence de critères de sélection	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 2 290 180,19	0,00	– 2 290 180,19
PL	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2012	Absence de critères de sélection	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 1 175 231,69	0,00	– 1 175 231,69
PL	Développement rural Feader Axes 1+3 — Mesures axées sur les investissements (2007-2013)	2013	Absence de critères de sélection	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 172 311,40	0,00	– 172 311,40
TOTAL PL						EUR	– 5 843 562,32	0,00	– 5 843 562,32
PT	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2008	Contrôles sur place tardifs	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 81 992,88	– 81 992,88	0,00
PT	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2009	Contrôles sur place tardifs	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 3 374 908,49	– 2 911 944,67	– 462 963,82
PT	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2009	Contrôles sur place tardifs	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 353 974,42	0,00	– 353 974,42
PT	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2010	Contrôles sur place tardifs	FORFAITAIRE	2,00 %	EUR	– 213 427,37	0,00	– 213 427,37
PT	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2010	Contrôles sur place tardifs	FORFAITAIRE	5,00 %	EUR	– 1 682 133,84	– 1 446 076,06	– 236 057,78
TOTAL PT						EUR	– 5 706 437,00	– 4 440 013,61	– 1 266 423,39
SE	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2010	Faiblesses dans le SIPA, année de demande 2009	PONCTUELLE		EUR	– 190 380,00	0,00	– 190 380,00
SE	Développement rural Feader Axe 2 (2007-2013, mesures liées à la surface)	2011	Faiblesses dans le SIPA, année de demande 2010	PONCTUELLE		EUR	– 143 719,00	0,00	– 143 719,00
TOTAL SE						EUR	– 334 099,00	0,00	– 334 099,00
TOTAL 6711						EUR	– 14 679 596,27	– 4 440 013,61	– 10 239 582,66

		ISSN 1977-0693
Journal officiel de l'Union européenne		L 205

Édition de langue française	Législation	57e année 12 juillet 2014

Sommaire		II Actes non législatifs	page
		ACCORDS INTERNATIONAUX
	*	Informations concernant l'entrée en vigueur de la reconduction de l'accord de coopération scientifique et technologique entre la Communauté européenne et le gouvernement des États-Unis d'Amérique	1
		2014/451/UE
	*	Décision du Conseil du 26 mai 2014 relative à la signature et à la conclusion de l'accord de participation entre l'Union européenne et la Confédération suisse relatif à la participation de la Confédération suisse à la mission d'assistance de l'Union européenne pour une gestion intégrée des frontières en Libye (EUBAM Libya)	2
		Accord de participation entre l'Union européenne et la Confédération suisse relatif à la participation de la Confédération suisse à la mission d'assistance de l'Union européenne pour une gestion intégrée des frontières en Libye (EUBAM Libya)	3
		RÈGLEMENTS
	*	Règlement d'exécution (UE) no 753/2014 du Conseil du 11 juillet 2014 mettant en œuvre le règlement (UE) no 269/2014 concernant des mesures restrictives eu égard aux actions compromettant ou menaçant l'intégrité territoriale, la souveraineté et l'indépendance de l'Ukraine	7
	*	Règlement d'exécution (UE) no 754/2014 de la Commission du 11 juillet 2014 portant refus de l'autorisation de Pediococcus pentosaceus (NCIMB 30068) et de Pediococcus pentosaceus (NCIMB 30044) en tant qu'additifs pour l'alimentation animale ( 1 )	10
		Règlement d'exécution (UE) no 755/2014 de la Commission du 11 juillet 2014 établissant les valeurs forfaitaires à l'importation pour la détermination du prix d'entrée de certains fruits et légumes	12
	*	Règlement (UE) no 756/2014 de la Banque centrale européenne du 8 juillet 2014 modifiant le règlement (UE) no 1072/2013 (BCE/2013/34) concernant les statistiques sur les taux d'intérêt appliqués par les institutions financières monétaires (BCE/2014/30)	14
		DÉCISIONS
		2014/452/UE
	*	Décision du Conseil du 8 juillet 2014 relative à la position à adopter au nom de l'Union européenne, au sein du Comité mixte de l'EEE, sur une modification du protocole 31 de l'accord EEE concernant la coopération dans des secteurs particuliers en dehors des quatre libertés	15
		2014/453/UE
	*	Décision du Conseil du 8 juillet 2014 relative à la position à adopter au nom de l'Union européenne, au sein du Comité mixte de l'EEE, sur une modification du protocole 31 de l'accord EEE concernant la coopération dans des secteurs particuliers en dehors des quatre libertés	18
		2014/454/UE
	*	Décision du Conseil du 8 juillet 2014 relative à la position à adopter au nom de l'Union européenne, au sein du Comité mixte de l'EEE, sur une modification de l'annexe XX (environnement) de l'accord EEE	20
	*	Décision 2014/455/PESC du Conseil du 11 juillet 2014 modifiant la décision 2014/145/PESC concernant des mesures restrictives eu égard aux actions compromettant ou menaçant l'intégrité territoriale, la souveraineté et l'indépendance de l'Ukraine	22
		2014/456/UE
	*	Décision de la Commission du 4 février 2014 relative à l'aide d'État SA.21817 (C 3/07) (ex. NN 66/06) mise à exécution par l'Espagne concernant la mesure relative aux tarifs d'électricité espagnols: consommateurs [notifée sous le numéro C(2013) 7741] ( 1 )	25
		2014/457/UE
	*	Décision de la Commission du 4 février 2014 concernant la mesure relative aux tarifs d'électricité espagnols: distributeurs SA.36559 (C3/07) (ex. NN 66/06) mise à exécution par l'Espagne [notifiée sous le numéro C(2013) 7743] ( 1 )	45
		2014/458/UE
	*	Décision d'exécution de la Commission du 9 juillet 2014 écartant du financement de l'Union européenne certaines dépenses effectuées par les États membres au titre du Fonds européen d'orientation et de garantie agricole (FEOGA), section Garantie, du Fonds européen agricole de garantie (FEAGA) et du Fonds européen agricole pour le développement rural (Feader) [notifiée sous le numéro C(2014) 4479]	62
		2014/459/UE
	*	Décision de la Commission du 10 juillet 2014 relative à la mise sur le marché de produits biocides contenant du cuivre, en vue d'une utilisation essentielle [notifiée sous le numéro C(2014) 4611]	76

	Nom	Informations d'identification	Motifs d'inscription	Date d'inscription
1.	Aleksandr Yurevich BORODAI (Александр Юрьевич Бородай)	Date de naissance: 25.7.1972 à Moscou	«Premier ministre» de la «République populaire de Donetsk (RPD)». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk» (a notamment déclaré le 8 juillet: «nos forces militaires mènent une opération spéciale contre les» fascistes «ukrainiens»). Signataire du mémorandum d'entente sur «l'Union de la nouvelle Russie» («Novorossiya union»)	12.7.2014
2.	Alexander KHODAKOVSKY (Александр Сергеевич Ходаковский)		«Ministre de la sécurité» de la «République populaire de Donetsk». Responsable des activités séparatistes en matière de sécurité du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
3.	Alexandr Aleksandrovich KALYUSSKY, (Александр Александрович Калюсский)		«Vice-Premier ministre de facto des affaires sociales de la RPD». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
4.	Alexander KHRYAKOV		«Ministre de l'information et des médias de la RPD». Responsable des activités de propagande pro-séparatistes du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
5.	Marat BASHIROV		«Premier ministre» du «Conseil des ministres de la République populaire de Louhansk», confirmé le 8 juillet. Responsable des activités séparatistes gouvernementales «du» gouvernement «de la» République populaire de Louhansk«	12.7.2014
6.	Vasyl NIKITIN		»Vice-Premier ministre «du» Conseil des ministres de la République populaire de Louhansk«, (auparavant» Premier ministre «de la» République populaire de Louhansk«, et ancien porte-parole de l'»Armée du Sud-Est«). Responsable des activités séparatistes» gouvernementales «du» gouvernement «de la» République populaire de Louhansk«. Responsable de la déclaration de l'Armée du Sud-Est selon laquelle l'élection présidentielle ukrainienne ne peut se tenir dans la» République populaire de Louhansk «en raison du» nouveau «statut de la région.	12.7.2014
7.	Aleksey KARYAKIN (Алексей Карякин)	1979	»Président «du» Conseil suprême de la République populaire de Louhansk«. Responsable des activités séparatistes gouvernementales» du «Conseil suprême», responsable de la demande faite à la Fédération de Russie de reconnaître l'indépendance de la «République populaire de Louhansk». Signataire du mémorandum d'entente sur «l'Union de la nouvelle Russie» («Novorossiya union»)	12.7.2014
8.	Yurij IVAKIN (Юрий Ивакин)		«Ministre de l'intérieur» de la «République populaire de Louhansk». Responsable des activités séparatistes gouvernementales «du» gouvernement «de la» République populaire de Louhansk«	12.7.2014
9.	Igor PLOTNITSKY		»Ministre de la défense «de la» République populaire de Louhansk«. Responsable des activités séparatistes gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Louhansk»	12.7.2014
10.	Nikolay KOZITSYN	20 juin 1956 dans la région de Donetsk	Commandant des Forces cosaques. Responsable du commandement de séparatistes dans l'Est de l'Ukraine combattant contre les forces gouvernementales ukrainiennes	12.7.2014
11.	Oleksiy MOZGOVY (Олексій Мозговий)		L'un des chefs des groupes armés dans l'Est de l'Ukraine. Responsable de la formation des séparatistes en vue de combattre les forces gouvernementales ukrainiennes	12.7.2014

(EUR/100 KG)
Code NC	Code des pays tiers (1)	Valeur forfaitaire à l'importation
0702 00 00	AL	53,5
	MK	97,3
	TR	53,3
	XS	47,9
	ZZ	63,0
0707 00 05	AL	74,4
	MK	27,7
	TR	76,0
	ZZ	59,4
0709 93 10	TR	97,2
0709 93 10	ZZ	97,2
0805 50 10	AR	92,8
	TR	148,4
	UY	122,9
	ZA	112,0
	ZZ	119,0
0808 10 80	AR	106,9
	BR	111,7
	CL	103,6
	NZ	132,2
	ZA	120,0
	ZZ	114,9
0808 30 90	AR	76,3
	CL	99,3
	NZ	184,8
	ZA	98,2
	ZZ	114,7
0809 10 00	BA	82,8
	MK	85,8
	TR	242,4
	XS	59,5
	ZZ	117,6
0809 29 00	TR	236,1
0809 29 00	ZZ	236,1
0809 30	MK	60,6
	TR	138,6
	ZZ	99,6
0809 40 05	BA	70,3
0809 40 05	ZZ	70,3

	Nom	Informations d'identification	Motifs d'inscription	Date d'inscription
1.	Aleksandr Yurevich BORODAI (Александр Юрьевич Бородай)	Date de naissance: 25.7.1972 à Moscou	«Premier ministre» de la «République populaire de Donetsk (RPD)». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk» (a notamment déclaré le 8 juillet: «nos forces militaires mènent une opération spéciale contre les» fascistes «ukrainiens»). Signataire du mémorandum d'entente sur «l'Union de la nouvelle Russie» («Novorossiya union»)	12.7.2014
2.	Alexander KHODAKOVSKY (Александр Сергеевич Ходаковский)		«Ministre de la sécurité» de la «République populaire de Donetsk». Responsable des activités séparatistes en matière de sécurité du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
3.	Alexandr Aleksandrovich KALYUSSKY, (Александр Александрович Калюсский)		«Vice-Premier ministre de facto des affaires sociales de la RPD». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
4.	Alexander KHRYAKOV		«Ministre de l'information et des médias de la RPD». Responsable des activités de propagande pro-séparatistes du «gouvernement» de la «République populaire de Donetsk»	12.7.2014
5.	Marat BASHIROV		«Premier ministre» du «Conseil des ministres de la République populaire de Louhansk», confirmé le 8 juillet. Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Louhansk»	12.7.2014
6.	Vasyl NIKITIN		«Vice-Premier ministre» du «Conseil des ministres de la République populaire de Louhansk», (auparavant «Premier ministre» de la «République populaire de Louhansk», et ancien porte-parole de l'«Armée du Sud-Est»). Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Louhansk». Responsable de la déclaration de l'Armée du Sud-Est selon laquelle l'élection présidentielle ukrainienne ne peut se tenir dans la «République populaire de Louhansk» en raison du «nouveau» statut de la région.	12.7.2014
7.	Aleksey KARYAKIN (Алексей Карякин)	1979	«Président» du «Conseil suprême de la République populaire de Louhansk». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «Conseil suprême», responsable de la demande faite à la Fédération de Russie de reconnaître l'indépendance de la «République populaire de Louhansk». Signataire du mémorandum d'entente sur «l'Union de la nouvelle Russie» («Novorossiya union»)	12.7.2014
8.	Yurij IVAKIN (Юрий Ивакин)		«Ministre de l'intérieur» de la «République populaire de Louhansk». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Louhansk»	12.7.2014
9.	Igor PLOTNITSKY		«Ministre de la défense» de la «République populaire de Louhansk». Responsable des activités séparatistes «gouvernementales» du «gouvernement» de la «République populaire de Louhansk»	12.7.2014
10.	Nikolay KOZITSYN	20 juin 1956 dans la région de Donetsk	Commandant des Forces cosaques. Responsable du commandement de séparatistes dans l'Est de l'Ukraine combattant contre les forces gouvernementales ukrainiennes	12.7.2014
11.	Oleksiy MOZGOVY (Олексій Мозговий)		L'un des chefs des groupes armés dans l'Est de l'Ukraine. Responsable de la formation des séparatistes en vue de combattre les forces gouvernementales ukrainiennes	12.7.2014

No	État membre	Type de produits 11
1	Croatie	Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des navires.
2	Espagne	Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des plates-formes gazières et pétrolières en mer, et d'autres installations marines et côtières. Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des navires.
3	Irlande	Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des plates-formes gazières et pétrolières en mer, et d'autres installations marines et côtières. Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des navires.
4	Grèce	Pour la prévention des salissures biologiques dans les arrivées d'eau/les pompes et l'ensemble du réseau de canalisations et de distribution d'eau des navires.