(1)

À la suite d'une enquête antidumping (ci-après l'«enquête initiale»), le Conseil a institué, par le règlement d'exécution (UE) no 157/2013 (2), un droit antidumping définitif de 62,3 EUR par tonne métrique («tonne») sur les importations de bioéthanol originaire des États-Unis d'Amérique (ci-après les «États-Unis» ou le «pays concerné»). Ces mesures seront dénommées ci-après «mesures en vigueur».

(2)

À la suite de la publication d'un avis d'expiration prochaine (3) des mesures en vigueur, la Commission a été saisie, le 7 novembre 2017, d'une demande d'ouverture d'un réexamen au titre de l'expiration des mesures conformément à l'article 11, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/1036.

(3)

La demande a été introduite par e-PURE (ci-après le «requérant»), au nom de producteurs représentant plus de 25 % de la production totale de bioéthanol dans l'Union.

(4)

Le requérant faisait valoir que l'expiration des mesures serait susceptible d'entraîner la continuation et la réapparition du dumping et la continuation et la réapparition du préjudice causé à l'industrie de l'Union.

(5)

Ayant déterminé qu'il existait des éléments de preuve suffisants pour ouvrir un réexamen au titre de l'expiration des mesures, la Commission a annoncé, le 20 février 2018, par un avis publié au Journal officiel de l'Union européenne (4) (ci-après l'«avis d'ouverture»), l'ouverture d'un réexamen au titre de l'expiration des mesures conformément à l'article 11, paragraphe 2, du règlement de base.

(6)

Dans l'avis d'ouverture, la Commission a invité les parties intéressées à prendre contact avec elle en vue de participer à l'enquête. La Commission a également informé expressément les autres producteurs de l'Union connus, les producteurs-exportateurs connus, les négociants/mélangeurs et les pouvoirs publics des États-Unis, les importateurs, fournisseurs et utilisateurs connus, ainsi que les négociants de l'ouverture de l'enquête et les a invités à participer.

(7)

Les parties intéressées ont eu l'occasion de formuler des observations concernant l'ouverture de l'enquête et de demander à être entendues par la Commission et/ou par le conseiller-auditeur dans le cadre des procédures commerciales.

(8)

Dans son avis d'ouverture, la Commission a indiqué qu'elle était susceptible de procéder à un échantillonnage des parties intéressées conformément à l'article 17 du règlement de base.

(9)

Afin de décider s'il était nécessaire de procéder par échantillonnage et, dans l'affirmative, de sélectionner un échantillon, la Commission a invité tous les producteurs-exportateurs et négociants/mélangeurs des États-Unis à fournir les informations spécifiées dans l'avis d'ouverture. De plus, la Commission a demandé aux autorités compétentes des États-Unis d'identifier et/ou de contacter d'autres producteurs-exportateurs et négociants/mélangeurs éventuels qui souhaiteraient participer à l'enquête.

(10)

Huit producteurs de biocarburants se sont manifestés. Toutefois, aucun d'entre eux ne fabriquait le produit faisant l'objet du réexamen.

(11)

Par ailleurs, trois associations américaines du secteur des biocarburants se sont manifestées et ont été enregistrées comme parties intéressées.

(12)

Dans son avis d'ouverture, la Commission a annoncé qu'elle avait provisoirement sélectionné un échantillon de producteurs de l'Union. L'échantillon reposait principalement sur le volume de production, mais il assurait aussi une bonne répartition géographique et une représentation de différents groupes. L'échantillon proposé était constitué de quatre producteurs de l'Union. La Commission a invité les parties intéressées à formuler des observations sur l'échantillon provisoire.

(13)

À la suite des observations reçues, un producteur préalablement retenu dans l'échantillon a été remplacé en raison de ses liens avec un autre producteur préalablement retenu dans l'échantillon. Les quatre producteurs de l'échantillon représentaient 25 % de la production de bioéthanol dans l'Union pendant la période d'enquête de réexamen. L'échantillon est représentatif de l'industrie de l'Union.

(14)

Afin de décider s'il était nécessaire de procéder par échantillonnage et, dans l'affirmative, de sélectionner un échantillon, la Commission a invité les importateurs indépendants à fournir les informations spécifiées dans l'avis d'ouverture.

(15)

Trois importateurs indépendants ont fourni les informations requises et ont accepté d'être inclus dans l'échantillon. Sur cette base, la Commission a décidé qu'il n'était pas nécessaire de procéder à un échantillonnage.

(16)

Étant donné qu'aucun des producteurs américains qui se sont manifestés lors de l'exercice d'échantillonnage ne fabriquait le produit faisant l'objet du réexamen au cours de la période d'enquête de réexamen, la Commission a dû utiliser les données disponibles en ce qui concerne les producteurs-exportateurs, conformément à l'article 18 du règlement de base.

(17)

La Commission a informé les autorités des États-Unis de l'application de l'article 18, paragraphe 1, du règlement de base, et leur a donné la possibilité de présenter des observations. La Commission n'a reçu aucune observation.

(18)

Si aucun des producteurs-exportateurs n'a coopéré, les trois associations américaines du secteur des biocarburants qui se sont manifestées ont, quant à elles, présenté des observations tout au long de l'enquête. Ces observations ont été prises en compte.

(19)

La Commission a envoyé des questionnaires aux quatre producteurs de l'Union retenus dans l'échantillon et aux trois importateurs indépendants qui se sont manifestés.

(20)

Les quatre producteurs de l'Union retenus dans l'échantillon et les trois importateurs indépendants ont communiqué des réponses au questionnaire. Deux des trois importateurs indépendants n'importaient pas en réalité le produit faisant l'objet du réexamen en provenance du pays concerné au cours de la période d'enquête de réexamen; ils n'ont donc pas été pris en compte. Les réponses au questionnaire fournies par le troisième importateur indépendant ont été dûment prises en compte.

(21)

La Commission a recherché et vérifié toutes les informations jugées nécessaires pour déterminer, d'une part, la probabilité d'une continuation ou d'une réapparition du dumping et la probabilité d'une continuation ou d'une réapparition du préjudice et, d'autre part, l'intérêt de l'Union. Conformément à l'article 16 du règlement de base, des visites de vérification ont été effectuées dans les locaux des sociétés suivantes:

Producteurs de l'Union

Importateurs

(22)

Malgré le défaut de coopération des producteurs-exportateurs, comme indiqué aux considérants 10 et 16 à 18, les trois associations américaines du secteur des biocarburants et le plaignant ont présenté plusieurs séries d'observations concernant l'ouverture. Eu égard aux conclusions exposées au chapitre 3 ci-dessous, ces observations n'ont pas été traitées dans le présent document.

(23)

Le 1er mars 2019, la Commission a communiqué les faits et considérations essentiels sur la base desquels elle envisageait d'abroger le droit antidumping en vigueur (ci-après la «communication des conclusions»). Un délai a été accordé à l'ensemble des parties pour leur permettre de présenter leurs observations sur les conclusions communiquées.

(24)

Le 12 mars 2019, le requérant a soumis une contribution écrite exposant son point de vue sur les conclusions de la Commission. Pour résumer, il a contesté la conclusion préliminaire de la Commission selon laquelle il était peu probable que le dumping réapparaisse en cas d'expiration des mesures.

(25)

Compte tenu de ces observations, les trois associations américaines du secteur des biocarburants ont demandé à être entendues par les services de la Commission. L'audition a eu lieu le 19 mars 2019. À la suite de l'audition, ces associations ont transmis des documents supplémentaires à la Commission à l'appui de certaines déclarations. Le 20 mars 2019, le requérant a exposé son point de vue lors d'une audition.

(26)

Les observations présentées par les parties intéressées ont été examinées et prises en considération, le cas échéant.

(27)

L'enquête relative au dumping et au préjudice a porté sur la période comprise entre le 1er janvier 2017 et le 31 décembre 2017 (ci-après la «période d'enquête de réexamen»). L'examen des tendances utiles pour l'évaluation du préjudice a porté sur la période comprise entre le 1er janvier 2014 et la fin de la période d'enquête (ci-après la «période considérée»).

(28)

Le produit faisant l'objet du réexamen est le bioéthanol, parfois appelé «éthanol-carburant», c'est-à-dire l'alcool éthylique obtenu à partir de produits agricoles (tels qu'énumérés à l'annexe I du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne), dénaturé ou non dénaturé, à l'exclusion des produits d'une teneur en eau supérieure à 0,3 % (m/m) mesurée conformément à la norme EN 15376, mais incluant l'alcool éthylique obtenu à partir de produits agricoles (tels qu'énumérés à l'annexe I du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne) et mélangé à l'essence dans une proportion supérieure à 10 % (v/v), destiné à être utilisé comme carburant, originaire des États-Unis et relevant actuellement des codes NC ex 2207 10 00, ex 2207 20 00, ex 2208 90 99, ex 2710 12 21, ex 2710 12 25, ex 2710 12 31, ex 2710 12 41, ex 2710 12 45, ex 2710 12 49, ex 2710 12 50, ex 2710 12 70, ex 2710 12 90, ex 3814 00 10, ex 3814 00 90, ex 3820 00 00 et ex 3824 99 92 (codes TARIC 2207100012, 2207200012, 2208909912, 2710122111, 2710122592, 2710123111, 2710124111, 2710124511, 2710124911, 2710125011, 2710127011, 2710129011, 3814001011, 3814009071, 3820000011 et 3824999266). Le bioéthanol peut être produit à partir de différentes matières premières agricoles, telles que la canne à sucre, la betterave à sucre, la pomme de terre, le manioc et le maïs. Il peut exister de légères différences dans le procédé de production en fonction du producteur.

(29)

Bien qu'ils ne soient pas tous produits à partir des mêmes matières premières ni selon le même procédé, les types de bioéthanol et le bioéthanol contenu dans les mélanges couverts par le présent réexamen au titre de l'expiration des mesures présentent des propriétés physiques, chimiques et techniques de base identiques ou très similaires et sont destinés aux mêmes utilisations. Les éventuelles légères différences du produit faisant l'objet du réexamen ne modifient en rien sa définition de base ou ses caractéristiques.

(30)

Le bioéthanol destiné à des applications autres que le carburant n'était pas couvert par l'enquête initiale. Par conséquent, le présent réexamen au titre de l'expiration des mesures ne le couvre pas non plus.

(31)

Dans le cadre de l'enquête initiale, la Commission avait conclu que le bioéthanol fabriqué par l'industrie de l'Union et vendu sur le marché de l'Union présentait les mêmes caractéristiques physiques, chimiques et techniques de base que le bioéthanol américain exporté vers l'Union. Malgré l'utilisation d'un éventail de matières premières agricoles, le bioéthanol originaire des États-Unis et le bioéthanol produit dans l'Union sont interchangeables.

(32)

La principale différence entre la majeure partie du bioéthanol vendu sur le marché américain et le bioéthanol vendu sur le marché de l'Union a trait à la différence de normes déterminant le taux d'humidité. Les producteurs américains fabriquent généralement un bioéthanol dont la teneur en eau est supérieure ou égale à 0,5 %, tandis que les spécifications applicables sur le marché de l'Union exigent une teneur maximale en eau de 0,3 %, mesurée conformément à la norme EN 15376, ce qui oblige les producteurs des pays tiers à procéder à un raffinage supplémentaire afin de respecter les spécifications du marché de l'Union.

(33)

La Commission n'a reçu aucune observation sur le produit similaire de la part des parties intéressées ayant formulé des observations au cours de ce réexamen au titre de l'expiration des mesures. En conséquence, la Commission a confirmé que ces produits étaient similaires au sens de l'article 1er, paragraphe 4, du règlement de base.

(34)

Aucun des producteurs-exportateurs ou négociants/mélangeurs américains du produit faisant l'objet du réexamen n'a coopéré à l'enquête. La Commission a donc utilisé les données disponibles, conformément à l'article 18 du règlement de base, afin de déterminer la probabilité d'une continuation ou d'une réapparition du dumping. À cet égard, la Commission a utilisé des données statistiques [c'est-à-dire la base de données constituée en application de l'article 14, paragraphe 6, les données du Agricultural Marketing Resource Center (ci-après l'«AGMRC»), les statistiques de la United States International Trade Commission (ci-après l'«ITC») et les statistiques de la United States Energy Information Administration (ci-après l'«EIA»)], ainsi que les informations fournies par le requérant dans sa demande de réexamen.

(35)

La Commission a informé les autorités des États-Unis de l'application de l'article 18, paragraphe 1, du règlement de base et leur a donné la possibilité de présenter des observations. La Commission n'a reçu aucune observation.

(36)

Conformément à l'article 11, paragraphe 2, du règlement de base, la Commission a examiné s'il existait actuellement un dumping et si l'expiration des mesures risquait d'entraîner une continuation ou une réapparition de celui-ci.

(37)

Au cours de la période considérée, qui inclut la période d'enquête de réexamen, les exportations de bioéthanol vers l'Union en provenance des États-Unis étaient négligeables. D'après la base de données constituée en application de l'article 14, paragraphe 6, les importations en provenance du pays concerné représentaient seulement 4 213,5 tonnes pendant la période d'enquête de réexamen, soit une part de marché de 0,1 %. La majeure partie de ce volume (soit 99 %) a été importée dans un État membre sur une période d'un mois au cours de ce qui semble être une livraison unique.

(38)

Compte tenu de cette situation, la Commission a estimé dans un premier temps qu'elle ne disposait pas de données suffisantes pour conclure que la continuation du dumping dans l'Union était démontrée par une quantité représentative d'importations du produit faisant l'objet du réexamen pendant la période d'enquête de réexamen.

(39)

Par la suite, la Commission a examiné la probabilité de réapparition du dumping de la part des États-Unis sur la base des données disponibles, conformément à l'article 18 du règlement de base.

(40)

La Commission a examiné s'il existait une probabilité de réapparition du dumping en cas d'expiration des mesures. Pour ce faire, elle a analysé les éléments suivants: prix sur le marché intérieur aux États-Unis, prix des exportation américaines vers les pays tiers, capacité de production, capacités inutilisées, consommation et stocks de bioéthanol de tous les producteurs des États-Unis – qu'ils respectent ou non la norme relative au taux d'humidité du marché de l'Union – et attrait du marché de l'Union.

(41)

En l'absence de coopération de la part des producteurs-exportateurs américains de bioéthanol, la valeur normale a été fondée sur les données fournies par le requérant dans la demande de réexamen, conformément à l'article 18 du règlement de base.

(42)

La demande de réexamen était fondée sur les données de l'AGMRC (5) accessibles au public. Pour déterminer la valeur normale, la demande de réexamen a utilisé le prix du bioéthanol pratiqué dans l'Illinois, un des plus grands États américains producteurs de bioéthanol.

(43)

Par souci d'exhaustivité, la Commission a inclus dans son calcul de la valeur normale la cotation annuelle moyenne des prix de vente sur le marché intérieur dans quatre des plus grands États producteurs de bioéthanol aux États-Unis pour lesquels l'AGMRC a fourni des données complètes en ce qui concerne la période d'enquête de réexamen, à savoir l'Iowa, l'Illinois, le Nebraska et le Dakota du Sud.

(44)

En outre, la Commission a évalué les prix de marché du bioéthanol cotés au Chicago Board of Trade (ci-après le «CBOT»). Le prix moyen au CBOT était légèrement supérieur au prix de vente moyen sur le marché intérieur indiqué par l'AGMRC au cours de la période d'enquête de réexamen.

(45)

Sur la base des informations accessibles au public, la Commission a constaté que les normes applicables au bioéthanol aux États-Unis étaient différentes des normes applicables sur d'autres marchés en ce qui concerne les exigences en matière de teneur en eau, notamment sur les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis: le Brésil, le Canada et le Pérou. Les normes américaines permettent une teneur en eau plus élevée que celle qui est autorisée sur les marchés brésilien, canadien et péruvien.

(46)

Dans la demande de réexamen, le requérant a affirmé que, lors de l'examen des exportations américaines potentielles de bioéthanol vers l'Union, la Commission devrait tenir compte des coûts de production supplémentaires liés à la réduction de la teneur en eau dans le bioéthanol (ci-après la «prime de transformation de l'Union»). Étant donné que cette méthodologie a été utilisée lors de l'enquête initiale, la Commission a accepté cette demande.

(47)

Pour permettre une comparaison équitable conformément à l'article 2, paragraphe 10, point a), du règlement de base, la Commission a ajusté le prix de vente sur le marché américain sur la base des informations fournies par l'AGMRC et le CBOT pour tenir compte des coûts de transformation supplémentaires liés à la réduction de la teneur en eau dans le bioéthanol destiné à l'exportation. En l'absence de coopération de la part des producteurs-exportateurs américains, la Commission s'est appuyée sur les données fournies par le requérant, qui a évalué la prime de transformation de l'Union à 12,30 EUR par tonne. Afin d'adopter une approche prudente, la Commission a appliqué cette prime à la valeur normale. Cette valeur normale a été utilisée dans tous les calculs du dumping, même pour les exportations vers des marchés où les normes relatives au bioéthanol permettent une teneur en eau plus élevée que la norme de l'Union.

(48)

Les prix à l'exportation au cours de la période d'enquête de réexamen ont été établis sur la base de données accessibles au public, à savoir les statistiques de l'ITC. Dans sa demande de réexamen, le requérant a recensé le Brésil, le Canada et le Pérou comme étant les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis et a proposé d'examiner la probabilité de réapparition du dumping à la lumière des exportations américaines vers ces pays. Le requérant a en outre fourni des estimations concernant le fret international et intérieur et concernant la prime de transformation de l'Union, comme expliqué plus en détail au considérant 47. La Commission a accepté cette approche proposée par le requérant et a évalué les prix des ventes de bioéthanol américain sur les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis au cours de la période d'enquête de réexamen.

(49)

En outre, dans un souci d'exhaustivité, la Commission a analysé le prix moyen à l'exportation de l'ensemble des ventes de bioéthanol américain sur les marchés tiers, à l'exclusion de l'Union.

(50)

Les prix à l'exportation disponibles dans la base de données statistiques de l'ITC étaient communiqués au niveau «franco le long du navire» (ci-après «FAS»). La Commission a corrigé ces données pour en faire des données départ usine en déduisant les coûts du transport intérieur aux États-Unis. En l'absence de coopération de la part des producteurs-exportateurs américains, la Commission s'est fondée sur les informations communiquées par le requérant en ce qui concerne les coûts du transport intérieur aux États-Unis.

(51)

Faute de preuve du contraire, la Commission a considéré que les prix à l'exportation américains vers les différents marchés d'exportation comprenaient déjà les coûts de transformation liés à la réduction de la teneur en eau dans le bioéthanol. La Commission n'a donc pas appliqué d'ajustement pour les coûts supplémentaires encourus par les producteurs-exportateurs américains.

(52)

Conformément à l'article 2, paragraphe 11, du règlement de base, une comparaison a été établie au niveau départ usine entre la valeur normale moyenne et le prix à l'exportation moyen pondéré du produit concerné des États-Unis vers les trois principaux marchés d'exportation du pays. Une autre comparaison a été réalisée entre la valeur normale moyenne et le prix à l'exportation moyen pondéré des États-Unis vers tous les marchés tiers, à l'exclusion de l'Union.

(53)

Pour procéder à une évaluation prudente, la Commission a utilisé une valeur normale majorée de la prime de transformation de l'Union, comme expliqué au considérant 47, et un prix à l'exportation pour lequel elle a supposé que les coûts de transformation éventuels étaient déjà inclus et qu'il n'était donc pas nécessaire d'ajuster le prix à l'exportation en fonction des coûts de transformation.

(54)

Pour établir la marge de dumping sur les exportations vers les pays tiers, la Commission a comparé la valeur normale fondée tant sur les données de l'AGMRC que du CBOT avec le prix à l'exportation, dûment ajusté au niveau départ usine, vers les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis et vers tous les marchés tiers, à l'exclusion de l'Union.

(55)

La Commission a déterminé qu'aucun dumping n'a été constaté au cours de la période d'enquête de réexamen en ce qui concerne les exportations vers les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis pris individuellement et vers l'ensemble des marchés tiers, à l'exclusion de l'Union, ni en tenant compte des données de l'AGMRC ni en tenant compte du prix au CBOT pour le calcul de la valeur normale.

(56)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a soutenu que la Commission avait conclu à tort qu'aucun dumping n'avait été constaté au cours de la période d'enquête de réexamen. Dans ses observations sur les conclusions, le requérant a mis en évidence un dumping sur deux marchés d'exportation des États-Unis (l'Inde et les Émirats arabes unis) et également en ce qui concerne les exportations vers deux États membres (l'Espagne et le Royaume-Uni).

(57)

En ce qui concerne les arguments du requérant concernant les exportations américaines vers ces deux États membres, il convient de noter que l'analyse de la Commission reposait sur les importations enregistrées dans la base de données constituée en application de l'article 14, paragraphe 6, qui est considérée comme plus fiable que les statistiques américaines sur les exportations pour la détermination des volumes des importations dans l'Union en provenance des États-Unis. Un examen de ces importations dans les différents États membres n'était pas pertinent aux fins de l'enquête puisque l'Union est traitée comme un marché unique et qu'il n'y avait aucune allégation ou preuve d'un dumping ciblé dans le dossier (les importations dans l'Union visées au considérant 37 ne constituaient pas une configuration des prix à l'exportation qui différait sensiblement d'une région ou d'une période à l'autre, et elles ne remplissaient donc pas les conditions justifiant une analyse de dumping ciblé, étant donné que plus de 99 % de ces importations étaient effectuées vers un seul État membre).

(58)

En tout état de cause, les importations dans l'Union en provenance des États-Unis ont été considérées comme négligeables et non représentatives au cours de la période d'enquête de réexamen, comme indiqué aux considérants 37 et 38.

(59)

La Commission a vérifié le calcul réalisé par le requérant dans ses observations sur les conclusions et, contrairement au requérant, n'a pas constaté de dumping supérieur au niveau de minimis pour les exportations américaines vers l'Inde. Elle a seulement constaté un dumping limité supérieur au niveau de minimis de 3,1 % pour les exportations vers les Émirats arabes unis. Toutefois, ces dernières ne représentaient que 3 % du total des exportations américaines de bioéthanol et ne peuvent donc être considérées à elles seules comme représentatives. La Commission a constaté que la différence de résultats entre ces deux calculs s'explique par le fait que le requérant n'a utilisé que des données de l'Illinois pour calculer la valeur normale, alors que des données complètes étaient disponibles pour quatre États des États-Unis, et par le taux de change utilisé. Si le requérant a utilisé un taux de change annuel moyen pour convertir les valeurs des exportations du dollar des États-Unis en euros, la Commission a, quant à elle, converti les valeurs des exportations des différents mois de la période d'enquête de réexamen au taux de change mensuel moyen correspondant. Dans le même temps, le requérant a appliqué un ajustement en euros pour le fret intérieur américain au niveau proposé dans la demande. Étant donné que le requérant a estimé les ajustements en dollars des États-Unis dans la demande, la Commission a converti la valeur estimée du dollar des États-Unis en euros pour les différents mois de la période d'enquête de réexamen au taux de change mensuel moyen correspondant.

(60)

Sur la base des conclusions figurant au considérant 59, la Commission a estimé que les constatations d'un dumping limité en ce qui concerne les exportations vers les Émirats arabes unis n'étaient pas de nature à infirmer ses conclusions précédentes sur la politique en matière de prix suivie par les producteurs et/ou exportateurs américains sur les marchés tiers. L'argument exposé au considérant 56 doit donc être rejeté.

(61)

Il convient en outre de noter que, comme expliqué au considérant 48, la Commission a examiné les exportations de bioéthanol des États-Unis vers les trois principaux marchés d'exportation du pays selon la suggestion du requérant. Ce faisant, la Commission, en l'absence de coopération de la part des producteurs-exportateurs américains, a suivi l'approche proposée par le requérant dans sa demande. À cet égard, le requérant n'a fourni aucune justification quant aux raisons pour lesquelles les trois marchés d'exportation des États-Unis désignés dans sa demande, et examinés par la Commission, ne constituent plus une base appropriée pour l'analyse des pratiques de dumping potentielles des producteurs et/ou exportateurs américains sur les marchés tiers. De même, le requérant n'a pas indiqué pourquoi les quatre pays figurant dans les observations relatives aux conclusions seraient plus représentatifs ni pourquoi ils seraient plus représentatifs que les prix moyens de toutes les exportations des États-Unis vers les pays tiers, à l'exclusion de l'Union.

(62)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a également fait valoir que la Commission n'avait pas tenu compte de l'analyse mensuelle qu'il a fournie et selon laquelle il existe des marges de dumping importantes sur les exportations américaines vers les marchés étrangers.

(63)

La Commission a pris note des précédentes observations du requérant concernant l'analyse mensuelle. Elle a rappelé que, conformément à l'article 6, paragraphe 1, du règlement de base, aux fins d'une détermination représentative, une période d'enquête choisie, en cas de dumping, ne devrait normalement pas couvrir une période de moins de six mois. En l'espèce, la Commission avait proposé une période d'enquête de douze mois, conformément à sa pratique habituelle en matière de détermination du dumping et du préjudice. Sur la base de la période d'enquête proposée par la Commission, une marge moyenne de dumping a été calculée pour la période d'enquête de réexamen. L'analyse de la Commission a montré qu'au cours de la période d'enquête de réexamen dans son ensemble, il n'y a pas eu de dumping sur les exportations vers les trois marchés sélectionnés par le requérant et vers l'ensemble des marchés tiers, à l'exclusion de l'Union. Ces conclusions n'impliquaient pas la probabilité de nouvelles pratiques de dumping préjudiciable, comme l'exige l'article 11, paragraphe 2, du règlement de base, bien au contraire. Le fait qu'un dumping ait pu être observé au cours de certains mois précis n'a pas permis de tirer une conclusion différente à cet égard. En particulier, c'est la période d'enquête dans son ensemble qui sert d'indicateur de dumping. Le requérant n'ayant pas contesté le choix de douze mois pour la période d'enquête au stade de l'avis d'ouverture (ni à un stade ultérieur), la Commission n'a trouvé aucune raison de faire porter son évaluation du dumping sur une période plus courte. En tout état de cause, la Commission a fait observer qu'une période de moins de six mois ne devrait être choisie que dans des circonstances exceptionnelles. Le requérant n'a pas fait état de telles circonstances et la Commission n'a pas jugé que de telles circonstances existaient. De même, le fait qu'un dumping n'ait été constaté que pour certaines destinations d'exportation ne peut pas non plus être considéré comme un élément indicatif de pratiques de dumping de la part des producteurs et/ou exportateurs américains sur les marchés tiers, pas plus qu'il ne peut servir à conclure que le dumping à destination de l'Union réapparaîtrait. Cet argument doit par conséquent être rejeté.

(64)

Les statistiques de l'EIA (6) font apparaître une capacité de production de bioéthanol de 46,4 millions de tonnes aux États-Unis au cours de la période d'enquête de réexamen. Ce chiffre est plus de dix fois supérieur à la taille du marché de l'Union, où la consommation représentait 4,3 millions de tonnes au cours de la période d'enquête de réexamen.

(65)

L'enquête n'a toutefois pas révélé de capacités inutilisées aux États-Unis. Les statistiques de l'EIA ont montré que la production de l'industrie des États-Unis a dépassé 100 % (47,6 millions de tonnes) de sa capacité de production nominale pendant la période d'enquête de réexamen.

(66)

Dans sa demande de réexamen au titre de l'expiration des mesures, le requérant a fourni des éléments de preuve concernant l'offre excédentaire sur le marché des États-Unis en raison du potentiel de croissance limité de la consommation intérieure. Dans ses observations du 20 novembre 2018, le requérant a réitéré cet argument.

(67)

La Commission a examiné la consommation intérieure et les exportations sur la base des statistiques de l'EIA et de l'ITC et a déterminé que les producteurs américains n'ont exporté que 8 % de leurs volumes de production au cours de la période d'enquête de réexamen. L'essentiel de la production de bioéthanol des États-Unis a donc été consommé sur le marché intérieur. La consommation américaine s'élevait à 43,3 millions de tonnes au cours de la période d'enquête de réexamen; elle représentait donc 91 % de la production et 93 % de la capacité de production des États-Unis.

(68)

Les stocks de bioéthanol atteignaient 2,9 millions de tonnes, soit 6 % seulement de la production totale de bioéthanol aux États-Unis pendant la période d'enquête de réexamen. Bien que ce volume de stocks représente 68 % de la consommation de l'Union au cours de la période d'enquête de réexamen, la Commission a considéré qu'un tel volume représente un niveau normal nécessaire pour éviter toute rupture d'approvisionnement. La Commission a fondé cette conclusion sur les statistiques de l'EIA accessibles au public. Les données historiques ont montré que les stocks de clôture représentaient 9 % à 12 % du total de la production américaine entre 1992 et 2003 et 5 % à 7 % entre 2004 et la période d'enquête de réexamen.

(69)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a fait valoir que le fait que 8 % de la production américaine de bioéthanol ont été exportés au cours de la période d'enquête de réexamen constituait un élément de preuve d'une offre excédentaire qui devait être mise en perspective avec la taille du marché de l'Union, puisque ce volume d'exportation représentait 98 % de la consommation de l'Union. Dans le même temps, le requérant a soutenu que la situation d'offre excédentaire s'aggraverait en raison du potentiel de croissance limité de la consommation intérieure, ce qui serait corroboré par la tendance à l'augmentation continue des volumes exportés des États-Unis.

(70)

La Commission a reconnu que le marché des États-Unis est beaucoup plus vaste que le marché de l'Union en ce qui concerne la production, la consommation et les ventes à l'exportation. Néanmoins, le requérant n'a fourni aucun élément de preuve expliquant en quoi la taille de l'industrie américaine impliquerait une probabilité de réapparition du dumping. Le requérant n'a pas non plus fourni d'élément de preuve indiquant que l'augmentation continue des exportations était due au potentiel de croissance limité de la consommation intérieure américaine et non à d'autres facteurs, notamment la demande croissante de bioéthanol sur les marchés des pays tiers. En réalité, l'enquête a montré que la consommation d'éthanol-carburant sur les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis a augmenté de 1,3 million de tonnes, alors que la production dans ces pays n'a augmenté que de 200 000 tonnes. En outre, l'enquête a montré que non seulement la production et les exportations des États-Unis augmentaient, mais aussi la consommation intérieure. Au cours de la période considérée, la production des États-Unis a augmenté de 4,8 millions de tonnes, les exportations de 1,5 million de tonnes et la consommation intérieure de 3,1 millions de tonnes. Cet argument doit donc être rejeté.

(71)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a également fait valoir que la Commission aurait dû examiner la capacité de production maximale durable indiquée par l'EIA, qui est supérieure de 4,5 % à la capacité nominale et supérieure également à la production américaine pendant la période d'enquête de réexamen. Le requérant a laissé entendre qu'en considérant la capacité de production maximale durable comme capacité de production réelle de l'industrie des États-Unis, il existait des capacités inutilisées s'élevant à 0,8 million de tonnes pendant la période d'enquête de réexamen.

(72)

En outre, le requérant a fourni des articles de presse datés de septembre 2018 à janvier 2019 sur des fermetures d'installations de production d'éthanol prévues par plusieurs producteurs américains pour appuyer ses arguments concernant les capacités inutilisées aux États-Unis.

(73)

À cet égard, selon le requérant, la Commission s'est écartée de la pratique qu'elle a suivie dans le passé lorsque les capacités supplémentaires représent[ai]ent un volume important par rapport à la consommation de l'Union au cours de la PER […] Si ces capacités étaient utilisées à des fins d'exportation vers l'Union et en vue de concurrencer, sur le plan des prix, les producteurs de l'Union ou les principales importations en provenance de pays tiers, il est fort probable que ces exportations se feraient à des prix de dumping (7).

(74)

En ce qui concerne les arguments mentionnés au considérant 71, il convient de noter que l'EIA n'a communiqué sur la capacité nominale et la capacité de production maximale durable que pour les années 2011 et 2012 (8). Les années suivantes, les informations communiquées se limitaient aux données relatives à la capacité nominale. Aucune donnée concernant la capacité de production maximale durable n'était disponible pour la période d'enquête de réexamen ou la période considérée. À cet égard, la Commission a reconnu que la capacité nominale n'est pas nécessairement une limite physique de production pour de nombreuses usines d'éthanol. En appliquant des techniques d'exploitation plus efficaces, de nombreuses usines d'éthanol peuvent fonctionner à des niveaux qui dépassent leur capacité de production nominale. Ce niveau d'exploitation, appelé capacité maximale durable, est toutefois intrinsèquement subjectif (9) et dépend notamment de la teneur en eau que le producteur entend obtenir (10). Il ressort des éléments de preuve figurant dans le dossier que, pour obtenir une faible teneur en eau, exigée pour les exportations vers l'Union, la capacité de production maximale durable est nettement inférieure à celle pouvant être atteinte avec une teneur en eau supérieure. Par conséquent, la Commission a considéré que les données historiques relatives à la capacité de production maximale durable pour 2011 et 2012, qui n'ont pas fait l'objet d'une mise à jour, ne constituent pas une indication fiable de la capacité de l'industrie américaine à produire au-delà du niveau déjà atteint pendant la période d'enquête de réexamen, lequel, comme la Commission l'a déjà reconnu, était supérieur à la capacité de production nominale. La Commission a donc confirmé sa conclusion initiale selon laquelle les éléments de preuve figurant dans le dossier, pris dans leur intégralité, ne démontrent pas l'existence de capacités inutilisées importantes aux États-Unis.

(75)

En ce qui concerne les fermetures potentielles des installations de production américaines, les informations ne concernaient ni la période d'enquête de réexamen ni la période considérée. Bien que le réexamen au titre de l'expiration des mesures soit un exercice prospectif, l'enquête analyse strictement ce qui est susceptible de se produire dans les conditions observées pendant la période d'enquête de réexamen.

(76)

La Commission a considéré que les arguments du requérant concernant la capacité de production présentés aux considérants 71 à 73 n'étaient pas fondés et qu'ils devaient donc être rejetés.

(77)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a fait valoir que des niveaux de stocks s'élevant à 6 % de la production ne pouvaient pas être considérés comme un niveau normal pour éviter une rupture d'approvisionnement, dans la mesure où les stocks des producteurs de l'Union ne dépassaient pas une fourchette de 1,5 % à 4 %. Le requérant a en outre souligné que les niveaux actuels des stocks sont loin d'être normaux, comme le montre un article de presse daté de février 2016 (11).

(78)

En ce qui concerne le niveau des stocks, le requérant a ajouté que la Commission n'avait pas répondu à une préoccupation majeure de l'industrie de l'Union, qui considérait que, puisque l'industrie des États-Unis avait pu exporter à des prix de dumping pendant la période d'enquête initiale (du 1er octobre 2010 au 30 septembre 2011), rien ne permettait de penser qu'elle ne serait pas en mesure de le faire avec des stocks encore plus élevés.

(79)

En ce qui concerne l'argument exposé au considérant 77, le requérant n'a fourni aucun élément de preuve permettant à la Commission de conclure que les niveaux des stocks aux États-Unis sont anormalement élevés et, de ce fait, menaçants. L'article daté de février 2016 cité par le requérant décrivait une situation exceptionnelle. En effet, sur la base des données communiquées par l'EIA, les stocks de clôture en janvier et février 2016 étaient les plus élevés au cours de la période considérée lorsqu'ils étaient exprimés en pourcentage de la production réalisée pendant la période des 12 mois précédents se terminant le mois pour lequel les stocks étaient déclarés.

(80)

En ce qui concerne l'argument décrit au considérant 78, la Commission a reconnu que les stocks avaient augmenté en valeur absolue par rapport à la période d'enquête initiale. L'augmentation exprimée en pourcentage de la production était toutefois insignifiante, puisque celui-ci est passé de 5,6 % pendant la période d'enquête initiale à 6 % pendant la période d'enquête de réexamen. En outre, les stocks aux États-Unis sont restés stables au cours des 14 dernières années, oscillant entre 5 % et 7 % de la production, comme expliqué au considérant 68. Le requérant n'ayant fourni aucun élément de preuve à l'appui de son argument selon lequel le niveau des stocks dans l'Union pouvait être considéré comme plus normal que celui des États-Unis, la Commission n'avait aucune raison de considérer les niveaux des stocks américains comme anormalement élevés.

(81)

Par conséquent, les arguments concernant les stocks décrits aux considérants 77 et 78 doivent être rejetés.

(82)

Afin de déterminer si le marché de l'Union serait attractif pour les producteurs américains en cas d'expiration des mesures, la Commission a examiné la taille du marché de l'Union et le prix du marché de l'Union, notamment à la lumière d'une éventuelle réorientation des flux commerciaux.

(83)

Comme expliqué au considérant 64, le marché de l'Union est un marché relativement petit, en particulier par rapport à la production américaine.

(84)

Les importations dans l'Union étaient limitées; pendant la période d'enquête de réexamen, l'industrie de l'Union détenait une part de marché de 96 %.

(85)

Pour évaluer l'attrait du marché de l'Union en ce qui concerne les prix, la Commission a comparé le prix du marché de l'Union au prix des importations au débarquement dans l'Union sur la base des prix à l'exportation pratiqués par les producteurs-exportateurs américains pendant la période d'enquête de réexamen sur les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis et sur tous les marchés d'exportation tiers, à l'exclusion de l'Union (sur la base des statistiques de l'ITC concernant les exportations au niveau FAS).

(86)

Étant donné que les spécifications en matière d'humidité sur le marché de l'Union sont différentes de celles du marché intérieur des États-Unis et de la plupart des autres marchés d'exportation, si les producteurs américains décidaient de reprendre leurs exportations vers l'Union, ils devraient supporter des coûts de production supplémentaires liés à la réduction de la teneur en eau du bioéthanol, comme expliqué aux considérants 45 à 47. La Commission a donc dûment ajusté les prix à l'exportation américains pour tenir compte de la prime de transformation de l'Union.

(87)

Il convient en outre de préciser qu'en mai 2012, la Commission a publié un règlement pour déterminer le classement tarifaire correct de certaines marchandises dans la nomenclature combinée (12). Depuis lors, certaines importations du produit concerné qui ont pu être classées sous d'autres codes tarifaires au cours de la période d'enquête initiale doivent être classées sous le code NC 2207 20 00, qui est assorti d'un droit à l'importation ayant un effet dissuasif sur les exportateurs. Au cours de la période d'enquête de réexamen, le droit conventionnel à l'importation applicable au produit faisant l'objet du réexamen était de 129 EUR par tonne ou de 243 EUR par tonne, selon le code tarifaire sous lequel a été classé le produit faisant l'objet du réexamen. Au cours de la période d'enquête de réexamen, ces droits conventionnels à l'importation représentaient 18 % à 34 % du prix des importations débarquées dans l'Union, tel que construit au considérant 88, ou 18 % à 36 % du prix des importations débarquées dans l'Union, tel que construit au considérant 89.

(88)

En ce qui concerne les exportations américaines du produit faisant l'objet du réexamen vers les trois principaux marchés d'exportation des États-Unis et vers tous les marchés d'exportation tiers à l'exclusion de l'Union, le prix au débarquement dans l'Union construit, compte tenu des coûts du transport international, de la prime de transformation de l'Union et du droit conventionnel à l'importation, variait entre 694 EUR par tonne et 719 EUR par tonne. Même le prix au débarquement dans l'Union le plus bas était donc supérieur au prix du marché de l'Union, qui a été établi à 655 EUR par tonne au cours de la période d'enquête de réexamen. Cela signifie que les producteurs-exportateurs américains ne seraient pas en mesure de vendre sur le marché de l'Union aux prix qu'ils pratiquaient normalement sur les marchés tiers pendant la période d'enquête de réexamen.

(89)

Par souci d'exhaustivité et afin d'adopter une approche prudente, la Commission a également construit un prix au débarquement dans l'Union sans tenir compte de la prime de transformation de l'Union puisque les prix à l'exportation américains devraient normalement déjà comprendre certains coûts de transformation, comme expliqué aux considérants 45 à 47. Selon cette approche, le prix au débarquement dans l'Union, tel que mentionné au considérant précédent, serait ramené à un niveau allant de 682 EUR par tonne à 707 EUR par tonne. Ainsi, même sans la prime de transformation de l'Union, les producteurs-exportateurs américains ne seraient pas en mesure d'obtenir sur le marché de l'Union les prix auxquels ils ont vendu le produit faisant l'objet du réexamen sur les marchés tiers au cours de la période d'enquête de réexamen.

(90)

La Commission a donc conclu que les producteurs-exportateurs américains ne seraient pas motivés par le prix pour réorienter leurs exportations vers l'Union si les mesures venaient à expirer.

(91)

La demande de réexamen faisait référence à des mesures antidumping appliquées au bioéthanol originaire des États-Unis en Chine, au Pérou et au Brésil, ainsi qu'au risque correspondant de réorientation des flux commerciaux vers l'Union, comme autre source d'une éventuelle réapparition du dumping.

(92)

La Commission a reconnu les effets potentiels de réorientation des exportations de bioéthanol originaire des États-Unis liés à ces mesures. Cela étant, comme indiqué ci-dessous, elle a estimé que le risque de réorientation des flux commerciaux serait limité dans le cadre d'une évaluation globale de la réapparition du dumping.

(93)

Premièrement, les mesures antidumping et compensatoires en Chine ont été instituées sur les drêches de distillerie séchées, et non sur le bioéthanol, et ces mesures ont été instituées bien avant la période d'enquête de réexamen. Elles concernent donc un produit différent, et on ne peut en inférer automatiquement l'existence d'un lien direct avec une augmentation des importations de bioéthanol dans l'Union.

(94)

Ensuite, dans ses observations du 5 juillet 2018, le requérant a fait valoir que les autorités chinoises ont augmenté le droit à l'importation applicable au bioéthanol américain, qui est passé de 5 % en 2016 à 30 % en 2017, puis successivement à 45 % et à 70 % en 2018. Toutefois, selon la base de données de l'OMC sur les droits NPF et les tarifs préférentiels (13), le droit à l'importation en Chine associé à la sous-position 2207 10 du SH était de 5 % en 2009, avant une augmentation à 40 % par la suite et une baisse en 2017, à 8 %. Le droit à l'importation applicable en Chine à la sous-position 2207 20 du SH était de 80 % à partir de 2006, avant de baisser à 30 % en 2016 et de se stabiliser à ce niveau pendant la période d'enquête de réexamen. La Commission n'a donc pas été en mesure de confirmer l'affirmation du requérant.

(95)

À cet égard, les statistiques de l'ITC ont montré que les exportations du produit faisant l'objet du réexamen en provenance des États-Unis vers la Chine ont, en tout état de cause, déjà été absorbées par l'augmentation des exportations vers d'autres pays tiers au cours des dernières années. Par conséquent, le risque que ces exportations soient réorientées vers l'Union, en cas d'expiration des mesures, est limité. Même si l'ensemble des exportations de bioéthanol des États-Unis vers la Chine effectuées au cours de la période d'enquête de réexamen, soit 140 000 tonnes à un prix moyen de 442 EUR/tonne au niveau FAS, avaient été réorientées vers l'Union à la suite de l'augmentation des droits à l'importation, elles n'auraient représenté que 3 % de la consommation de l'Union pendant la période d'enquête de réexamen.

(96)

Deuxièmement, en ce qui concerne le Brésil, la demande de réexamen faisait référence à un contingent tarifaire mis en place en août 2017, établissant un droit de 20 % pour les importations de bioéthanol dépassant un contingent de 600 millions de litres (14) (473 000 tonnes). Toutefois, même avec la mise en place de ce droit, les exportations de bioéthanol des États-Unis vers le Brésil représentaient 318 millions de litres (251 000 tonnes) au cours du dernier trimestre de la période d'enquête de réexamen, soit plus du double du contingent pour ce trimestre. Le produit faisant l'objet du réexamen était exporté des États-Unis vers le Brésil à un prix moyen de 522 EUR/tonne. Cela indique que, malgré l'existence d'un droit de douane de 20 %, le Brésil est resté attractif pour les exportations américaines. Par conséquent, la Commission estime qu'il est peu probable que ces exportations soient réorientées vers l'Union.

(97)

Troisièmement, en ce qui concerne les mesures en vigueur au Pérou, en supposant que les mesures compensatoires au niveau proche de 48 USD par tonne instituées par le Pérou en novembre 2018 (15) aient eu un effet totalement prohibitif sur les exportations américaines de bioéthanol vers le Pérou (la Commission n'a pas été en mesure de réunir des éléments de preuve en ce sens), une réorientation vers l'Union de ces importations, qui s'élevaient à 127 000 tonnes au cours de la période d'enquête de réexamen, n'aurait représenté que 3 % de la consommation de l'Union au cours de cette même période. Par conséquent, même dans le scénario le plus pessimiste d'une réorientation des flux commerciaux découlant des mesures péruviennes, il n'a pas été possible de tirer des conclusions déterminantes sur la réapparition d'un dumping sur le bioéthanol originaire des États-Unis.

(98)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a affirmé que, contrairement aux conclusions de la Commission concernant l'attrait du marché, les producteurs américains de bioéthanol considéraient le marché de l'Union comme très attractif. Le requérant a fondé cette affirmation sur le fait que l'industrie américaine avait commencé à renouveler la certification de durabilité nécessaire pour vendre du bioéthanol sur le marché de l'Union à la suite de la directive sur les énergies renouvelables (ci-après la «RED») (16). Selon le requérant, la seule raison qui pousse les producteurs et les négociants des pays tiers à investir dans la certification au titre de la RED est de pouvoir exporter vers l'Union. Le requérant a fourni une liste de sept producteurs américains (Marquis Energy, Archer Daniels Midland, Green Plains, Cargill, Conestoga Energy Partners – deux certificats, Plymouth Energy) qui auraient renouvelé leur certification de durabilité de l'Union.

(99)

Pour étayer les allégations décrites au considérant 98, le requérant a cité un article de presse du mois d'août 2017 portant sur les projets du producteur et négociant américain Archer Daniels Midland (ci-après «ADM») de «[re]configurer son usine de production d'éthanol par voie sèche de Peoria (Illinois) pour fabriquer de l'alcool industriel et alimentaire et du carburant à marge plus élevée pour l'exportation (17)».

(100)

Bien que le requérant n'ait fourni aucun élément de preuve concernant la certification de durabilité de l'Union au titre de la RED recherchée par les producteurs et négociants américains, la Commission a analysé cet argument. À cet égard, il convient de noter que la certification de durabilité de l'Union au titre de la RED est de jure volontaire, c'est-à-dire que les importations dans l'Union peuvent également se faire sans cette certification. Toutefois, l'utilisation de biocarburants non certifiés ne serait pas prise en compte lors de la mesure du respect, par un État membre, des exigences de ladite directive en ce qui concerne les objectifs nationaux relatifs à la part globale de l'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie et à la part de l'énergie produite à partir de sources renouvelables dans les transports, ni lors de la mesure du respect des obligations en matière d'énergie renouvelable (18). Étant donné que le bioéthanol est plus cher que le carburant ordinaire, il n'y a donc, d'après les éléments de preuve figurant dans le dossier, aucun motif économique d'importer du bioéthanol qui n'est pas certifié durable pour l'Union au titre de la RED. La Commission a donc conclu qu'il existe une incitation claire à vendre de l'éthanol certifié au titre de la RED sur le marché de l'Union, ce qui rend de fait la certification de durabilité nécessaire pour les exportations vers l'Union. La Commission a constaté que seules quatre (Marquis Energy, Green Plains, une entreprise de Conestoga Energy Partners et Plymouth Energy) des sept sociétés américaines citées par le demandeur possédaient effectivement une certification de durabilité valable pour l'Union (certification ISCC-UE (19)). Les trois autres sociétés (Archer Daniels Midland, Cargill, une entreprise de Conestoga Energy Partners) ont renouvelé leur certification ISCC-PLUS (20) applicable aux livraisons en dehors de l'Union, en particulier au Japon. En outre, tous les producteurs et négociants américains certifiés pour l'Union l'ont été de manière continue depuis 2011 (21). Ces sociétés ont continué à renouveler leur certification également pendant la période d'application des mesures antidumping, même si elles n'ont rien vendu à l'Union. Par conséquent, les éléments de preuves figurant dans le dossier donnent à penser que la certification de l'Union au titre de la RED est également importante d'un point de vue économique pour les ventes sur d'autres marchés, en tant qu'indice de qualité mondialement reconnu. Par conséquent, sur la base des données disponibles, la Commission a conclu que le renouvellement de la certification ne peut être compris uniquement comme une indication de l'intention des producteurs américains de reprendre leurs exportations vers l'Union, mais plus généralement comme une preuve de durabilité, qui est également utile pour les exportations vers d'autres marchés. Par ailleurs, l'obligation de certification est un facteur supplémentaire, en plus de l'exigence relative à la teneur en eau et des droits à l'importation existants, qui limite l'accès des producteurs et/ou exportateurs américains au marché de l'Union et, partant, réduit l'attractivité de celui-ci.

(101)

S'agissant des plans d'ADM, si la Commission a reconnu qu'ADM avait l'intention de mettre davantage l'accent sur les exportations d'éthanol-carburant produit dans son usine de Peoria, rien n'indique que la société ait eu l'intention de cibler le marché de l'Union, d'autant plus qu'ADM n'était pas certifiée au titre de la RED. Il convient en outre de noter que la reconfiguration de l'usine était censée réorienter la production de l'éthanol-carburant vers l'éthanol industriel et alimentaire. Ce changement réduirait en réalité la capacité de production de cette usine de 100 millions de gallons (environ 300 000 tonnes), comme l'explique un autre article de presse (22).

(102)

Il s'ensuit que les deux arguments concernant l'intention des producteurs et négociants américains de réorienter leurs ventes vers le marché de l'Union, décrits aux considérants 98 et 99, doivent être rejetés.

(103)

Le requérant a en outre présenté une étude réalisée par une équipe externe d'économistes pour affirmer que les calculs de la Commission concernant l'attractivité du marché de l'Union en ce qui concerne les prix n'étaient pas corrects et que, contrairement aux conclusions de la Commission, le marché de l'Union est intéressant pour les exportations américaines.

(104)

La Commission a reconnu que, par comparaison avec certains marchés d'exportation des États-Unis, le marché de l'Union pourrait être un marché attractif en termes de prix. Néanmoins, dans le cadre de l'évaluation de la probabilité de nouvelles pratiques de dumping préjudiciable, comme l'exige l'article 11, paragraphe 2, du règlement de base et comme expliqué aux considérants 48 et 59, la Commission a analysé l'attrait du marché de l'Union en ce qui concerne les prix sur la base des trois différents marchés d'exportation proposés par le requérant. Par souci d'exhaustivité, elle a procédé de la même manière avec les prix de toutes les exportations américaines vers les pays tiers, excepté les exportations vers l'Union, au total. La Commission n'est pas légalement tenue d'examiner chaque marché d'exportation individuellement. En l'espèce, la Commission a analysé les deux plus grands marchés d'exportation des États-Unis et un troisième marché choisi par le requérant. Il serait disproportionné d'analyser chacun des 36 marchés d'exportation (à l'exclusion de l'Union) des producteurs et/ou exportateurs américains du produit concerné si une analyse des principaux marchés d'exportation ne révèle pas de preuves suffisantes de l'attractivité des prix. En outre, ainsi qu'il a été conclu au considérant 59, le requérant n'a fourni aucune justification quant aux raisons pour lesquelles les trois marchés d'exportation des États-Unis, qu'il a initialement proposés et que la Commission a examinés, ne constituaient plus une base appropriée pour l'analyse de la Commission. En ce qui concerne le Brésil, le Canada et le Pérou, les trois marchés proposés par le requérant, l'étude aboutit aux mêmes conclusions que la Commission en ce qui concerne l'attrait du marché de l'Union du point de vue des prix. Par conséquent, la Commission a considéré que l'étude présentée n'apportait pas de preuve d'une erreur dans le calcul de la Commission. Au contraire, la Commission a estimé que l'étude présentée par le requérant étayait ses conclusions initiales.

(105)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a présenté des éléments de preuve concernant le niveau des droits à l'importation en Chine. En ce qui concerne la Chine, le requérant a ajouté que le fait que les exportations vers ce pays avaient déjà été absorbées par d'autres pays tiers aurait dû être compris comme le signe clair qu'une réorientation des flux commerciaux avait déjà eu lieu.

(106)

La Commission a reconnu que le requérant avait présenté des éléments de preuve suffisants concernant le niveau des droits à l'importation imposés par la Chine sur l'éthanol originaire des États-Unis. La Commission n'a pas nié que les exportateurs américains cherchaient de nouveaux marchés après l'augmentation des droits à l'importation en Chine. Néanmoins, elle a considéré que les niveaux des exportations américaines vers la Chine au cours de la période d'enquête de réexamen sont les plus pertinents pour analyser la menace d'une éventuelle réorientation des flux commerciaux vers le marché de l'Union. Les volumes qui avaient déjà trouvé de nouveaux marchés ne sont pas considérés comme pertinents.

(107)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a fait valoir que le marché brésilien n'était pas attractif pour les producteurs et/ou exportateurs américains en raison des droits de 20 % imposés sur les importations dépassant un certain contingent d'importation, comme expliqué au considérant 96. À l'appui de cet argument, le requérant a fait référence à un article de presse daté d'octobre 2018 qui indiquait que les «exportations d'éthanol américain à base de maïs vers le Brésil avaient atteint leur plus bas niveau en près de trois ans en août (23)». Le requérant a également fait valoir que la Commission aurait dû tenir compte du fait que le Brésil se caractérise par une forte demande intérieure, mais que sa situation en matière d'approvisionnement, et donc ses besoins d'importation, varient. Selon le requérant, la plupart des raffineries brésiliennes de sucre et de bioéthanol sont des «unités mixtes» capables d'alterner la production de sucre avec celle de bioéthanol en fonction des prix et de la rentabilité de ces deux produits.

(108)

En ce qui concerne l'effet du contingent tarifaire, il convient de noter que l'article de presse cité indiquait simplement que le volume mensuel des exportations en août 2018 avait atteint son niveau le plus bas depuis octobre 2015. En effet, les statistiques de l'ITC sur les exportations faisaient apparaître un volume d'exportation nul en août 2018, une situation qui s'était produite pour la dernière fois en octobre 2015. Toutefois, l'article de presse ne fournit aucune information sur les tendances à l'exportation, sauf pour cette comparaison entre août 2018 et octobre 2015. En réalité, les exportations américaines vers le Brésil ont repris en septembre 2018 et ont augmenté au total en 2018 par rapport à l'année précédente.

(109)

Par ailleurs, la Commission a estimé que le requérant n'avait pas fourni d'éléments de preuve suffisants sur la structure et le fonctionnement de l'industrie brésilienne du bioéthanol. La Commission n'a pas non plus été en mesure de trouver de tels éléments. Contrairement aux arguments du requérant, les statistiques de l'ITC sur les exportations ont montré que les exportations américaines d'éthanol-carburant vers le Brésil n'avaient cessé d'augmenter au cours de la période considérée et qu'elles avaient également augmenté en 2018. Par conséquent, les allégations du requérant concernant l'attrait du marché brésilien pour les producteurs et/ou exportateurs américains doivent être rejetées.

(110)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a fait valoir que la Commission avait artificiellement réduit l'incidence probable des mesures péruviennes sur le marché de l'Union en considérant séparément la réorientation potentielle des flux commerciaux depuis la Chine et le Pérou.

(111)

Compte tenu des spécificités du marché de l'Union, à savoir la teneur maximale en eau autorisée du produit faisant l'objet du réexamen et la certification de durabilité au titre de la RED, qui est de fait nécessaire pour vendre sur le marché de l'Union, comme expliqué au considérant 100, la Commission a estimé qu'il était peu probable que les exportations américaines vers le Pérou et la Chine soient réorientées dans leur intégralité vers le marché de l'Union. En outre, le requérant n'a fourni aucun élément de preuve à l'appui de son affirmation. Cet argument doit donc être rejeté.

(112)

À la lumière de l'évaluation ci-dessus de la probabilité de réapparition du dumping en cas d'expiration des mesures, la Commission a conclu qu'il était peu probable que les producteurs américains de bioéthanol exportent des quantités importantes de bioéthanol vers l'Union à des prix de dumping en cas d'expiration des mesures.

(113)

À la suite de la communication des conclusions, le requérant a fait valoir que la Commission aurait dû suivre sa pratique antérieure et conclure que le défaut de coopération des producteurs américains constitue un élément de preuve supplémentaire – et important – que «ces producteurs-exportateurs n'étaient ni désireux, ni capables de démontrer qu'ils ne pratiqueraient pas le dumping en cas d'expiration des mesures (24)».

(114)

En réponse, la Commission a tout d'abord rappelé que sa pratique décisionnelle – fondée sur une évaluation au cas par cas – ne saurait être contraignante pour les enquêtes futures et n'est donc pas un indicateur de la manière dont certaines conclusions de la Commission devraient être formulées. Deuxièmement, la détermination faite dans le cadre de l'enquête citée a été considérée comme un facteur supplémentaire, parmi de nombreux autres, qui a conduit la Commission à conclure de la sorte en l'espèce. Troisièmement, en tant qu'autre facteur supplémentaire, le défaut de coopération des producteurs-exportateurs américains peut être considéré comme un obstacle à la collecte d'informations détaillées destinées à l'évaluation de la probabilité de continuation ou de réapparition du dumping, ce qui conduit nécessairement à recourir aux données disponibles en application de l'article 18 du règlement de base. La Commission a toutefois estimé que le défaut de coopération ne pouvait justifier la prorogation des mesures. En l'espèce, la Commission a effectivement considéré que le défaut de coopération des producteurs-exportateurs américains constituait un obstacle à une évaluation complète et approfondie de tous les facteurs, et elle a donc utilisé les données disponibles. Après examen de tous les éléments de preuve disponibles et en application de l'article 18 du règlement de base, la Commission a conclu à l'absence de probabilité de réapparition du dumping en cas d'expiration des mesures. Cet argument doit donc être rejeté lui aussi.

(115)

En conséquence, compte tenu de l'absence de probabilité de réapparition d'exportations faisant l'objet d'un dumping en provenance du pays concerné, il n'est pas nécessaire d'analyser la probabilité de réapparition du préjudice et l'intérêt de l'Union. Il convient donc d'abroger les mesures applicables aux importations de bioéthanol originaire des États-Unis d'Amérique et de clore la procédure.

(116)

Il résulte des considérations qui précèdent que, conformément à l'article 11, paragraphe 2, du règlement de base, il convient d'abroger les mesures antidumping applicables aux importations de bioéthanol originaire des États-Unis instituées par le règlement d'exécution (UE) no 157/2013.

(117)

Le comité institué par l'article 15, paragraphe 1, du règlement (UE) 2016/1036 n'a pas émis d'avis,

(1)

À la suite des contacts préliminaires au cours de l'année 2013 entre les services de la Commission et la France, celle-ci a notifié le 11 octobre 2013 son régime de soutien à l'éolien terrestre lequel était financé à cette date par une charge sur l'électricité appelée «contribution au service public de l'électricité» («CSPE»).

(2)

Le régime étant déjà en vigueur au moment de la notification, le dossier a été transféré au registre des aides non notifiées le 29 novembre 2013.

(3)

Par lettre du 27 mars 2014, la Commission a informé la France qu'elle ne soulevait pas d'objection à l'égard du soutien à l'éolien terrestre mais qu'elle avait des doutes quant à la compatibilité avec le marché intérieur des réductions de CSPE octroyées aux auto-consommateurs, aux grands consommateurs d'électricité et aux consommateurs électro-intensifs. Par conséquent, elle a informé la France 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 ces réductions de CSPE.

(4)

La décision de la Commission d'ouvrir la procédure (la «décision d'ouverture») a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne. La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations sur les mesures en cause et sur une éventuelle application des lignes directrices concernant les aides d'État à la protection de l'environnement et à l'énergie pour la période 2014-2020 (2) («les lignes directrices de 2014») aux réductions de CSPE en cause.

(5)

La Commission a reçu des observations de la part de cinq parties intéressées: i) Air Liquide, par un courrier du 3 novembre 2014; ii) EDF, par un courrier du 17 novembre 2014; iii) la RATP, par un courrier du 2 décembre 2014; iv) la SNCF, par un courrier du 3 décembre 2014; et v) l'Union des Industries Utilisatrices d'Énergie (UNIDEN), par un courrier du 3 novembre 2014. Ces observations ont porté d'abord sur l'existence d'aide d'État, et ensuite sur la conformité des mesures au TFUE d'une part et d'autre part avec les lignes directrices de 2014.

(6)

La France a fait part de ses observations dans une note du 5 mai 2014, complétée par un courrier du 22 octobre 2015. Dans cette correspondance, après avoir rappelé les différentes réductions de CSPE, la France a d'abord fait valoir que les réductions de la CSPE dont bénéficiaient les auto-générateurs ne constituaient pas une aide. Elle a ensuite estimé que le plafonnement de la CSPE par site et le plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée étaient compatibles avec les règles en matière d'aides d'État.

(7)

Au cours de la procédure formelle d'examen, la Commission a adressé sept demandes d'information entre le 21 août 2014 et le 27 octobre 2017. Pour leur part, les autorités françaises ont envoyé onze notes et documents informatifs entre le 7 mai 2014 et le 12 décembre 2017. Ces échanges d'information ont porté i) sur la clarification des montants de CSPE versés et des réductions accordées à certains types de bénéficiaires; ii) sur la qualification des mesures en tant qu'd'aides d'État et l'analyse juridique de leur respect des règles en matière d'aides d'État; et iii) sur la présentation d'un plan d'ajustement, visant à ramener les niveaux de réduction de CSPE octroyés vers des niveaux compatibles avec les règles applicables en matière d'aides d'État. Le premier plan d'ajustement proposé a été présenté dans la note du 4 novembre 2014 et finalisé par la note du 23 novembre 2017.

(8)

Dans cette section sont présentées successivement la CSPE d'une part, et les réductions de cette contribution octroyées pour la période 2003-2015 d'autre part, ces dernières faisant l'objet de la présente décision.

(9)

La CSPE a été instituée par la loi no 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie («loi no 2003-8»). Le dispositif décrit dans cette décision est celui qui précède la réforme de la CSPE de 2016, introduite par la loi no 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015 (LFR 2015).

(10)

La CSPE est destinée à compenser les surcoûts liés aux charges de service public de l'électricité, supportées par les fournisseurs historiques d'électricité (EDF et les entreprises locales de distribution). Ces surcoûts résultent principalement du financement de quatre types de politiques:

(11)

La Commission relève qu'en sus de ces politiques financées par la CSPE, d'autres politiques sont financées par la CSPE, dans une moindre mesure. Ces mesures représentent moins de 2 % de la CSPE collectée. Celles-ci correspondent principalement:

(12)

L'article L121-7 du code de l'énergie prévoit que la compensation des charges imputables aux missions de service public de l'électricité est assurée par des contributions dues par les consommateurs finaux d'électricité installés sur le territoire national. L'ensemble de ces composantes représente ainsi un seul et même surcoût pour les consommateurs français. La contribution est payée par tous les consommateurs finaux d'électricité au prorata des kWh (kilowattheures) consommés, y compris par les auto-producteurs d'électricité. Entre 2003 et 2015, la CSPE a varié de la manière suivante:

Variations du montant CSPE prélevée - 2003/2015

(13)

Les contributions des consommateurs finaux éligibles, ayant exercé les droits accordés au point III de l'article 22 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (ci-après «loi no 2000-108»), alimentés par l'intermédiaire du réseau public de transport ou par un réseau public de distribution, sont recouvrées par l'opérateur en charge de la gestion du réseau auquel ces consommateurs sont raccordés, sous la forme d'un prélèvement additionnel aux tarifs d'utilisation des réseaux.

(14)

Les contributions recouvrées par cet opérateur sont reversées aux opérateurs qui supportent les charges de service public par l'intermédiaire de la Caisse des dépôts et consignations («CDC»). La CDC reverse cette contribution, quatre fois par an, aux opérateurs qui supportent les charges visées par les sommes collectées. Le 1er janvier de chaque année, elle verse au médiateur national de l'énergie une somme égale au montant de son budget.

(15)

La CDC retrace ces différentes opérations dans un compte spécifique. Les frais de gestion exposés par la caisse sont arrêtés annuellement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie. Lorsque le montant des contributions collectées ne correspond pas au montant constaté des charges de l'année, la régularisation intervient l'année suivante au titre des charges dues pour cette année. Si les sommes dues ne sont pas recouvrées au cours de l'année, elles sont ajoutées au montant des charges de l'année suivante (3).

(16)

La Commission de régulation de l'énergie («CRE») évalue chaque année dans son rapport annuel le fonctionnement du dispositif relatif aux charges du service public de l'électricité visées. Le décret no 2004-90 modifié (Décret no 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité) organise le fonctionnement de la compensation: chaque année, avant le 15 octobre, la CRE propose, au ministre chargé de l'énergie, les charges prévisionnelles de l'année suivante, ainsi que la contribution unitaire par kWh consommé en France permettant de les financer. La proposition de la CRE est établie à partir de la déclaration de charges constatées pour l'année antérieure (N – 1) et à partir de la déclaration de charges prévisionnelles pour l'année suivante (N + 1). Les déclarations sont effectuées par les opérateurs supportant des charges. Comme expliqué aux considérants 14 et 15, le mécanisme de recouvrement est centralisé au niveau de la CDC.

(17)

La CRE vérifie le montant des charges constatées. S'agissant des charges liées au soutien aux énergies renouvelables, elles correspondent à la différence entre le montant du soutien et le prix du marché obtenu pour la vente de cette énergie par les opérateurs obligés. La référence au prix de marché sert ainsi à déterminer le montant de la compensation. La CRE a précisé la méthode de détermination de ce prix de marché. Il ne correspond pas à la valeur réelle de marché qu'en a retiré l'opérateur obligé, mais à une valeur de référence, établie en fonction de divers paramètres (prix de marché à terme et prix spot avec des pondérations différentes selon les filières, prix de marché en infra-journalier, le prix de règlement des écarts), qui permettent de refléter au plus près le comportement d'un acteur de marché performant afin d'inciter l'opérateur obligé à la performance.

(18)

Sans préjudice de l'application des sanctions prévues par la loi, en cas de défaut ou d'insuffisance de paiement de la contribution dans un délai de deux mois à compter de la date à laquelle elle est due, la CRE adresse une lettre de rappel assortie d'une pénalité de retard dont le taux est fixé à 10 % du montant de la contribution due. Enfin, en cas de défaillance de paiement par un redevable des contributions prévues, le ministre chargé de l'énergie prononce une sanction administrative dans les conditions prévues par cet article 41.

(19)

Entre 2003 et 2015, le montant de CSPE collectée par l'opérateur en charge du réseau s'est élevé à 36,9 milliards d'EUR. Il se répartit de la manière suivante:

Montants recouvrés par EDF au titre de la CSPE

(20)

Entre 2003 et 2015, la composition de la CSPE a varié de la manière suivante:

Variation CSPE – 2003-2015

(en Mrd EUR)

Autres

Tarifs sociaux

Péréquation tarifaire

Cogénération

ENR

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

Source: France — note du 20.12.2016.

(21)

La loi prévoit trois catégories de réduction de la CSPE pour certains consommateurs. Ces réductions sont cumulables et sont présentées ci-après:

(22)

Entre 2003 et 2015, ces différentes réductions de CSPE, hors entreprises de transport, se sont élevées à 6,8 milliards d'EUR et se sont réparties de la manière suivante:

Ventilation des réductions de CSPE octroyées par catégorie – 2003-2015 (6,8 Mrd EUR)

Autoconsommation

Valeur ajoutée

Site

Site

Auto consommation

Valeur ajoutée

Source: France — 15.11.2017

(23)

Une présentation détaillée de ces plafonnements est présentée ci-après.

(24)

Le plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée, qui s'applique aux industriels consommant plus de 7 GWh par an, a été institué en 2005 dans le cadre de la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique et mis en œuvre effectivement en 2006.

(25)

La France a indiqué que ce plafonnement avait pour objectif de préserver la compétitivité des entreprises électro-intensives, actives principalement dans les secteurs de la métallurgie, la papeterie, l'industrie chimique, etc., c'est à dire des secteurs exposés à la concurrence internationale, en particulier celles dont le niveau de consommation est supérieur au seuil de 7 GWh par an, tout en limitant, grâce au seuil de 7 GWh, son impact sur les autres catégories de consommateurs.

(26)

Ce plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée fait l'objet d'une déclaration à la CRE qui, après vérification, prend la décision de rembourser les montants dus. Ces montants ne sont remboursés qu'une fois la valeur ajoutée de l'entreprise connue (soit au plus tôt au cours de l'année N + 1, pour des montants prélevés en année N).

(27)

La France a indiqué que, sur un total 6,8 milliards d'EUR de réductions octroyées entre 2003 et 2015, le plafonnement de la CSPE à 0,5 % la valeur ajoutée a constitué 69 % (4,7 milliards d'EUR) des exonérations totales. D'après les informations communiquées par la France, ce plafonnement a concerné au total 1 636 entreprises au cours de la période 2003-2015.

(28)

Ce plafonnement a été institué au moment de la création de la CSPE, par l'article 37 de la loi no 2003-8 du 3 janvier 2003 citée précédemment (lequel modifiée l'article 5 de la loi no 2000-108). Il est entré en vigueur en 2003. Le plafonnement de la CSPE par site a initialement été fixé à 500 000 EUR. Ce plafond a ensuite été relevé à 550 000 EUR dans le cadre de l'article 37 de la loi no 2010-1657 du 29 décembre 2010 de finances pour 2011. Cet article prévoyait l'actualisation de ce plafond dans une proportion égale au taux prévisionnel de croissance de l'indice des prix à la consommation hors tabac, associé au projet de loi de finances de l'année. En 2013, le Parlement a fixé ce plafond à 569 418 EUR et a adopté, dans le cadre de l'article 59 de la loi de finances rectificatives pour 2013, une nouvelle règle d'actualisation de ce plafond: il est alors actualisé chaque année dans une proportion égale à l'évolution du montant de la contribution unitaire de CSPE, dans la limite d'une augmentation de 5 % par an. Au 1er janvier 2015, il s'élevait à 627 783 EUR.

(29)

Le plafonnement de la CSPE par site constitue, selon la France, la déclinaison du plafond de 0,5 % de la valeur ajoutée mais à l'échelle d'un site de consommation plutôt qu'à l'échelle de la société. La France a également précisé que ce plafonnement à l'échelle d'un site permet d'inclure des entreprises consommant beaucoup d'électricité à l'échelle d'un site, sans toutefois être électro-intensives.

(30)

La France a indiqué que, sur un total de 6,8 milliards d'EUR de réductions octroyées entre 2003 et 2015, le plafonnement de la CSPE par site a constitué 29 % (2,0 milliards d'EUR) de ce montant. D'après la France, 522 entreprises ont bénéficié de ce plafonnement.

(31)

L'exonération pour l'électricité autoproduite est héritée du Fonds du Service Public de la Production d'Electricité (FSPPE, dispositif antérieur à la CSPE). Ce Fonds a été créé par l'article 5 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité. Il était alimenté par les producteurs, les fournisseurs d'électricité, les importateurs d'électricité ainsi que par les producteurs d'électricité produisant pour leur propre usage, au-delà d'une quantité d'électricité produite annuellement et fixée par décret. Cette quantité a été fixée à 240 GWh dans le décret no 2001-1157 du 6 décembre 2001 relatif au fonds du service public de la production d'électricité, pris pour l'application de l'article 5 de la loi no 2000-108.

(32)

Un producteur d'électricité peut ainsi bénéficier d'une exonération de contribution à hauteur du nombre de kWh produits autoconsommés, à concurrence du plafond de 240 GWh par site de production. Ce même producteur peut faire bénéficier de cette exonération un seul et unique consommateur sur le même site, tant que le nombre de kWh exonérés par autoconsommation et vendus à ce consommateur ne dépasse pas le seuil des 240 GWh par site de production.

(33)

La France a indiqué que le but de l'exonération accordée au titre de l'électricité produite pour usage propre est de limiter la taxation des auto-consommateurs d'électricité qui, en finançant leurs propres installations, ont fait le choix de ne pas contribuer mais aussi de ne pas bénéficier de la politique énergétique nationale.

(34)

Cette exonération est entrée en vigueur en 2002. Elle a été conservée au moment de la création de la CSPE (en remplacement du FSPPE) en 2003, par l'article 37 de la loi no 2003-8: «L'électricité produite par un producteur pour son propre usage ou achetée pour son propre usage par un consommateur final à un tiers exploitant une installation de production sur le site de consommation n'est prise en compte pour le calcul de la contribution qu'à partir de 240 millions de kilowattheures par an et par site de production.»

(35)

La France a précisé qu'en pratique cette exonération concernait essentiellement des sites industriels dont la majorité possède des installations de cogénération (hors production d'électricité), et qu'en outre les particuliers ne bénéficiaient pas de cette exonération.

(36)

En 2011, 88 sites avaient bénéficié de cette exonération pour l'autoconsommation, pour un volume exonéré de 11 TWh (terawattheures). Par ailleurs, 94,8 TWh, 84,6 TWh et 87,4 TWh ont été exonérés en 2012, 2013 and 2014 respectivement (5).

(37)

D'après la France, sur la totalité de la période 2003-2015, 88 sites ont bénéficié de cette exonération. Elle a constitué environ 2 % du total des réductions accordées, sur un total de 6,8 milliards d'EUR.

(38)

Sur l'ensemble de la période considérée, 2003-2015, les réductions de CSPE se sont élevées à 6,8 milliards d'EUR. La ventilation de ces réductions par type a été présentée aux sections 2.2.1 à 2.2.3.

(39)

Les sociétés bénéficiant de réductions de CSPE sont de grands consommateurs d'électricité, appartenant à environ 227 secteurs, sous codification NACE. Les principaux domaines d'activité dans lesquels elles opèrent sont la métallurgie, l'industrie chimique et pétrochimique, les sociétés gazières, la papeterie, l'industrie nucléaire, l'aéronautique, la production électronique, la construction automobile, l'agroalimentaire et les transports. Il est possible pour une société de bénéficier simultanément de plusieurs critères d'exonération.

(40)

Ces bénéficiaires des mesures sont éligibles à l'application d'un ou plusieurs des plafonnements de CSPE. D'après les informations communiquées par la France, sur l'ensemble de la période concernée, 2003-2015, 1 664 entreprises ont bénéficié de réductions de CSPE qui se ventilent de la manière suivante: 1 636 au titre du plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, 552 éligibles à des plafonnements de CSPE par site, 88 (6) au titre de l'exonération pour auto-consommation. Certaines entreprises ont pu cumuler plusieurs types de réductions.

(41)

La CSPE a été introduite en 2003. Son montant et sa répartition ont été présentés aux sections 2.2.1 à 2.2.3.

(42)

En 2015, elle a été remplacée par un nouveau dispositif. La loi no 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015 (LFR 2015) a introduit une réforme de la fiscalité énergétique, portant notamment sur le financement des charges de service public de l'électricité et du gaz. La CSPE a donc été supprimée pour les consommations postérieures au 31 décembre 2015.

(43)

À partir du 1er janvier 2016, le financement des politiques, antérieurement assuré par la CSPE, s'effectue à partir du budget de l'État.

(44)

Compte tenu du cadre normatif spécifique applicable aux entreprises de transport par rail (7), les réductions de CSPE octroyées aux entreprises de transport par rail sont exclues de la présente procédure et feront l'objet d'une décision spécifique de la Commission. Elles sont par conséquent exclues du champ d'application de la présente décision.

(45)

Le montant des réductions de CSPE, exposées dans la section 2.2, ne comporte donc pas les réductions octroyées aux entreprises de transport par rail.

(46)

Dans sa décision d'ouverture (8), la Commission a estimé que les mesures étaient constitutives d'aide d'État dont la compatibilité avec le marché intérieur n'était pas suffisamment démontrée.

(47)

La Commission a considéré que les réductions de CSPE octroyées constituaient une aide d'État.

(48)

Elle a d'abord estimé que les diverses réductions de CSPE prévues par la loi constituaient un avantage sélectif au profit des entreprises auto-consommatrices, grandes consommatrices d'électricité et électro-intensives: premièrement, l'exonération de CSPE octroyée aux entreprises productrices d'électricité auto-consommée, comme exposé au considérant 144 de la décision d'ouverture constitue une aide sélective. Deuxièmement, la Commission a conclu à l'existence d'un avantage octroyé aux bénéficiaires d'un plafonnement de CSPE par site, accordé en fait uniquement à certains secteurs économiques. Enfin, le plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée ne concerne que les entreprises industrielles dépassant un certain seuil de consommation, et octroie par conséquent également un avantage à ces entreprises.

(49)

La Commission a ensuite observé que les avantages résultant des réductions de CSPE étaient financés, tout comme la CSPE, par des ressources étatiques et qu'ils étaient imputables à l'État. La CSPE étant une ressource d'origine étatique, les réductions de CSPE constituent a fortiori une renonciation à des ressources d'origine étatique.

(50)

Enfin, la Commission a également estimé que les différentes réductions de CSPE étaient susceptibles d'avoir un impact sur le commerce entre États membres et d'entraîner des distorsions de concurrence en raison de la différence de traitement entre les bénéficiaires des mesures et leurs concurrents, privés de la possibilité d'en bénéficier.

(51)

En ce qui concerne la compatibilité des mesures avec le marché intérieur, la Commission a relevé qu'à la date de la décision d'ouverture la CSPE n'était ni une taxe environnementale harmonisée au sens du point 153) des LDAE, ni une taxe environnementale non harmonisée au sens du point 151), lu en combinaison avec le point 70) 14) de ces lignes directrices de 2008 (9).

(52)

À cet égard, elle a relevé que la base imposable spécifique n'avait pas nécessairement un effet négatif sur l'environnement, vu que la CSPE est en partie due sur l'électricité renouvelable. Pour cette raison celle-ci ne peut non plus être considérée comme ayant vocation à internaliser des coûts environnementaux dans le montant de la CSPE. En outre, elle ne vise pas à orienter les fabricants ni le consommateur final vers des activités respectant davantage l'environnement. Au contraire, une réduction de la consommation entrainerait la nécessité d'augmenter la CSPE due pour couvrir les coûts de production d'énergie renouvelable. Par conséquent le chapitre 4 (10) des lignes directrices de 2008 ne trouve pas à s'appliquer.

(53)

La Commission a cependant considéré que les mesures visant à réduire la CSPE pouvaient être analysées à l'aune de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, tout en invitant la France à en préciser les modalités.

(54)

La Commission a également noté que le processus de révision des lignes directrices de 2008 était en cours et que le projet de lignes directrices 2014 contenait les points suivants:

(55)

La Commission a enfin relevé que le projet de lignes directrices de 2014 [point 229)] prévoyait que les aides accordées sous forme de réduction des contributions servant à financer le soutien aux énergies produites à partir de sources renouvelables, seraient appréciées sur la base des nouvelles lignes directrices sur les aides à l'environnement et l'énergie, une fois celles-ci adoptées (même si les aides ont été accordées avant l'entrée en vigueur des lignes directrices de 2014).

(56)

La France ayant fourni très peu d'éléments sur l'objectif des réductions et leur justification, la Commission a par ailleurs émis des doutes sur la compatibilité de l'aide avec le marché intérieur. Elle a ainsi invité la France à préciser: i) l'objectif d'intérêt commun servi par la mesure; ii) son caractère approprié; iii) son effet incitatif; iv) sa prévention suffisante d'effets négatifs et non désirés sur les échanges.

(57)

Dans sa décision d'ouverture, la Commission a donc considéré que la France n'avait pas suffisamment justifié la compatibilité des mesures visant à réduire la CSPE pour certains bénéficiaires, avec le marché intérieur.

(58)

Les lignes directrices de 2014 sont entrées en vigueur le 1er juillet 2014. Elles introduisent une section 3.7.2 relative aux «aides sous forme de réductions des contributions servant à financer le soutien à l'énergie produite à partir de sources renouvelables».

(59)

Cette section reconnaît premièrement, que des charges perçues pour financer des politiques énergétiques n'ont pas d'effet direct sur l'environnement et ne constituent pas des taxes environnementales, au sens strict du terme, qui visent à accroître le coût des comportements préjudiciables à l'environnement. Elles peuvent néanmoins indirectement contribuer à la protection de l'environnement en permettant le financement de régimes de soutien contribuant à la protection de l'environnement.

(60)

Deuxièmement, ces lignes directrices relèvent que, dans certains cas, le système de financement de ces mesures de soutien au moyen d'une charge sur l'électricité n'est envisageable que si les entreprises particulièrement concernées par les coûts liés au financement du soutien aux énergies renouvelables peuvent bénéficier de réductions.

(61)

Troisièmement, ces lignes directrices déterminent les niveaux de réductions jugés acceptables pour préserver l'acceptabilité financière des mesures de soutien, en évitant un report de charge trop significatif sur les autres consommateurs.

(62)

Enfin, la section 3.7.3 des lignes directrices de 2014 prévoit la possibilité d'adopter un plan d'ajustement pour faire progressivement converger les niveaux de réduction prévus par une mesure nationale vers des niveaux de réduction compatibles avec les prescriptions des lignes directrices et proportionnels au regard de la réglementation en matière d'aides d'État.

(63)

Hormis les entreprises de transport, traitées de manière séparée, la décision d'ouverture a fait l'objet des observations suivantes.

(64)

EDF a communiqué ses observations à la Commission le 17 novembre 2014. Selon ce Groupe, les exonérations dont il a bénéficié concernent, pour près de […] %, la consommation d'électricité auto-consommée en vue de produire de l'électricité injectée sur le réseau public. Selon EDF, cette auto-consommation concerne d'une part la consommation électrique des équipements auxiliaires des centrales, et d'autre part celle des stations de transfert d'énergie par pompage dans les centrales hydro-électriques, fournie dans ce dernier cas par les centrales nucléaires.

(65)

Le Groupe considère que cette auto-consommation doit bénéficier d'une exonération totale de CSPE, d'une part, conformément à la directive 2003/96/CE du Conseil (11), citée au paragraphe 51, dont l'article 14, paragraphe 1), point a), prévoit que les États membres exonèrent d'accise les produits énergétiques ainsi que l'électricité utilisés pour produire de l'électricité ou pour maintenir la capacité de produire de l'électricité, et d'autre part, en vertu de la décision validant, au titre des aides d'État, le dispositif allemand de «surcharge EEG» établi dans la loi «EEG 2014» (12).

(66)

A titre complémentaire, EDF souligne la nécessité d'assurer la cohérence entre les systèmes d'exonération de charges liées à l'énergie, entre les différents États membres, et bénéficiant en particulier aux industries électro-intensives. Une différence de traitement de ces exonérations entre États membres pourrait par conséquent accroître les écarts de compétitivité actuellement constatés dans les différents marchés.

(67)

ALFI (Air Liquide France Industrie) a communiqué ses observations à la Commission le 3 novembre 2014. Le Groupe souligne premièrement que les coûts supportés par le Groupe, liés à l'énergie, représentent […] à […] % des coûts de production. Deuxièmement, ALFI soutient qu'une augmentation trop importante du coût de l'électricité inciterait à une internalisation de la production de gaz industriels, par les différentes industries qui les utilisent (chimie, acier, pétrochimie, verre), mais à plus petite échelle, ce qui conduirait à une augmentation mondiale de la consommation énergétique.

(68)

ALFI conteste ensuite que les réductions de CSPE entraînent l'octroi d'un avantage à leurs bénéficiaires. Selon ce Groupe, ces réductions de CSPE ne font que répondre à une «mission de service public» d'approvisionnement, et ne sauraient par conséquent constituer une aide, sans exactement en préciser la base juridique.

(69)

Enfin, ALFI estime que, sans préjudice de l'absence d'aide, tel que souligné au considérant précédent, ces réductions de CSPE seraient, en cas de qualification d'aide d'État, compatibles avec la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014, qui reconnaît, sous certaines conditions, la compatibilité d'une différenciation et de réductions ciblées au profit d'entreprises industrielles électro-intensives. Par conséquent, un recouvrement de l'aide, si son existence était avérée, serait de toute manière à exclure.

(70)

UNIDEN, association représentant les intérêts des industries grandes consommatrices d'énergie en France, a communiqué ses observations à la Commission le 3 novembre 2014. Selon cette association, les réductions de CSPE poursuit plusieurs objectifs d'intérêt commun, rendant les mesures compatibles au sens de l'article 107, paragraphe 3, du TFUE et les lignes directrices de 2014.

(71)

Premièrement, les mesures poursuivent un objectif de maintien de la compétitivité des secteurs industriels exposés à la concurrence mondiale. Deuxièmement, les mesures poursuivent un objectif social. Troisièmement, les mesures poursuivent un objectif de cohésion économique, sociale et territoriale, consistant notamment dans la protection des consommateurs les plus défavorisés. Enfin, les mesures poursuivent un objectif d'efficacité énergétique, en pleine cohérence avec le droit de l'Union européenne.

(72)

La France a transmis des observations tant sur la qualification des mesures que sur leur compatibilité avec le marché intérieur.

(73)

Les principaux arguments mis en avant par la France pour justifier l'absence d'aide concernent l'absence de sélectivité d'une part et l'absence de distorsion de concurrence d'autre part.

(74)

Selon la France, les mesures ne sont pas sélectives, pour trois raisons principales:

(75)

Premièrement, la jurisprudence a considéré que l'instauration de réductions de surcharges, par des États membres ne suffisait pas à établir la sélectivité dans la mesure où, par hypothèse, les entreprises dépassant les seuils fixés ne se trouvent pas dans la même situation factuelle que les autres entreprises. La jurisprudence de la Cour a ainsi considéré que le plafonnement par site ne suffisait pas à en faire une mesure sélective et que des plafonnements de taxes pouvaient en effet ne pas constituer une aide sélective (13). Concernant le plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, la France s'appuie sur la jurisprudence du Conseil constitutionnel (14) pour rappeler qu'en considérant la CSPE conforme au principe d'égalité devant l'impôt, le juge avait reconnu que les bénéficiaires de ce plafonnement se trouvaient dans une situation factuelle différente des autres entreprises, d'où l'absence d'aide sélective.

(76)

Deuxièmement, concernant plus précisément l'autoconsommation, la France considère que l'exonération de CSPE octroyée aux auto-consommateurs concerne des bénéficiaires situés dans une situation factuelle différente des autres contributeurs à la CSPE et exclut par conséquent la sélectivité de l'aide.

(77)

Troisièmement, l'absence de sélectivité est justifiée par la nature du système fiscal français, dont résultent les mesures, et qui ne présente aucun caractère sélectif. Selon la France, les plafonnements de CSPE résultent de la nature même du système fiscal qui prévoit que la charge fiscale doit tenir compte des facultés contributives de chacun.

(78)

Enfin, pour les auto-consommateurs qui produisent de l'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable («ENR») ou de cogénération, actifs principalement sur les secteurs d'activité de la chimie, sidérurgie, pétrochimie principalement, la France souligne qu'il est logique que l'électricité produite et autoconsommée soit exonérée de la part de la CSPE finançant les ENR ou le soutien à la cogénération, dans la mesure où cette électricité n'a bénéficié d'aucun soutien public financé par la CSPE, alors pourtant qu'elle contribue à l'objectif de protection environnementale poursuivi par le soutien aux ENR et à la cogénération financé par la CSPE de la même manière que l'électricité injectée dans le réseau (qui elle bénéficie du soutien financé par le CSPE). La France souligne que pour cette raison, l'exonération des auto-consommateurs utilisant des ENR ou la cogénération n'est pas constitutive d'un avantage sélectif.

(79)

La France fait valoir qu'une mesure similaire existait avant l'entrée en vigueur de la CSPE en 2003. Par conséquent, la France considère que l'aide n'a eu que peu d'impact sur la situation économique et concurrentielle des entreprises situées en France.

(80)

Dans l'hypothèse où la qualification d'aide serait toutefois confirmée, la France propose une analyse de compatibilité de la CSPE selon trois axes différents:

(81)

Premièrement, la compatibilité des mesures résulte du fait qu'elles respectent les dispositions prévues par la directive 2003/96 (voir section 4.2.1).

(82)

Deuxièmement, la CSPE, pouvant être considérée comme une taxe environnementale, ses réductions sont de ce fait pleinement compatibles avec l'encadrement communautaire des aides d'État pour la protection de l'environnement (15) (ci-après «les lignes directrices de 2001»), les lignes directrices de 2008 et celles de 2014 (voir section 4.2.2).

(83)

Troisièmement, si la CSPE ne pouvait être qualifiée de taxe environnementale, alors ses plafonnements seraient compatibles avec les lignes directrices de 2014 pour la partie de la CSPE finançant les énergies renouvelables, et avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE pour les autres volets de la CSPE (voir section 4.2.3).

(84)

La France souligne que la directive 2003/96/CE autorise certaines exonérations:

(85)

Premièrement, la directive autorise, en son article 14, paragraphe 1, point a), l'exonération de charges relatives à l'électricité utilisée pour produire de l'électricité, ou maintenir la capacité de production. Cette exonération recouvre en grande partie l'exonération de l'auto-consommation prévue dans le cadre des mesures en cause.

(86)

Deuxièmement, la directive autorise, en son article 15, paragraphe 1, point e), les exonérations de charge pour l'électricité auto-consommée et produite à partir de la cogénération.

(87)

Enfin, la directive autorise, en son article 17, paragraphe 1, point a), des exonérations partielles pour les entreprises «grande consommatrices d'énergie», définies comme des entreprises dont les achats de produits énergétiques et d'électricité représentent 3 % de la valeur de la production, ou dont les taxes énergétiques représentent 0,5 % de leur valeur ajoutée.

(88)

Dans sa correspondance avec la Commission, la France estime que la CSPE peut être considérée comme une taxe environnementale, telle que définie par le point 70) 14) des lignes directrices de 2008. La France a en effet estimé que la base imposable comportait des effets négatifs sur l'environnement, quand bien même elle vise à financer les énergies renouvelables, et que par conséquent ce régime d'aide est favorable à l'environnement. Cette qualification a pour conséquence l'évaluation de la compatibilité des mesures avec le marché intérieur à l'aune de trois bases successives de compatibilité.

(89)

Premièrement, pour la période allant de 2003 à 2008, la compatibilité des réductions de CSPE doit être évaluée au regard des lignes directrices de 2001. Selon la France, cette compatibilité est assurée par le fait que les bénéficiaires paient une part significative de la CSPE, soit au moins 20 %, conformément aux points 51) 1) a) et 51) 1) b) des lignes directrices de 2001.

(90)

Deuxièmement, la France considère que les mesures sont conformes aux lignes directrices de 2008, pour la période 2008-2014. D'une part, la France considère la CSPE comme une taxe environnementale. D'autre part les lignes directrices de 2008 prévoient en leur point 4) que les taxes environnementales sont compatibles avec le marché intérieur. Par conséquent, la compatibilité des mesures avec le marché intérieur serait ainsi suffisamment démontrée.

(91)

Enfin la France estime que les deux plafonnements de CSPE sont compatibles avec les lignes directrices de 2014, applicables entre le 1er juillet et la fin des mesures en 2015, et qu'ils respectent notamment, le point 170) des dites lignes directrices.

(92)

Dans sa notification du 22 octobre 2015, la France a toutefois accepté d'envisager la possibilité de ne pas considérer la CSPE comme une taxe environnementale, et d'en tirer les conséquences quant à l'analyse de sa compatibilité avec le marché intérieur au regard de la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 d'une part, et de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE d'autre part.

(93)

Selon la France, la conformité des mesures avec les lignes directrices de 2014 est démontrée. La France fait explicitement référence à la section 3.7.2 comme base légale pour évaluer la compatibilité des mesures en cause (16) avec le marché intérieur.

(94)

Premièrement, la France fait remarquer que toutes les aides, octroyées, avant le 1er janvier 2011, sous forme de réduction de contributions servant à financer le soutien à l'électricité produite à partir de sources renouvelables, peuvent être déclarées compatibles avec le marché intérieur, comme prévu au point 248) des lignes directrices de 2014.

(95)

Deuxièmement, pour la période postérieure à 2011, la France considère que les aides peuvent être octroyées pour autant qu'elles soient soumises à un plan d'ajustement assurant, par des critères objectifs, la convergence des niveaux de réduction octroyés dans le cadre des mesures en cause, vers les niveaux autorisés par la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014.

(96)

La France souligne que 50 % du soutien à l'incinération doit être qualifié de soutien à la production d'énergie renouvelable étant donné que 50 % des déchets incinérés sont des déchets biodégradables, ainsi qu'il ressort des statistiques de l'AIE et d'Eurostat.

(97)

Pour la part de la CSPE ne concernant pas le financement de la génération d'électricité à partir des énergies renouvelables, la France a fourni une analyse de compatibilité détaillée des mesures, que la Commission décrit ci-dessous.

(98)

La France considère que le traité fournit une base juridique satisfaisante pour justifier compatibilité de la mesure avec le marché intérieur, pour la part des plafonnements de la CSPE portant sur les «politiques autres que le développement des énergies renouvelables, les plafonnements concernant la part de la CSPE qui finance le développement des énergies renouvelables étant […] régis par les […] LDAEE 2014.»

(99)

La France relève en premier lieu que la législation européenne permet de considérer comme légitime que les entreprises électro-intensives ne supportent pas des charges excessives d'approvisionnement en électricité, à raison des objectifs d'intérêt commun que sont i) la cogénération; ii) l'objectif de cohésion territoriale et de protection des régions ultra périphériques; iii) l'objectif de cohésion sociale et de lutte contre l'exclusion.

(100)

Selon la France, les deux plafonnements de la CSPE, par site et à 0,5 % de la valeur ajoutée, poursuivent en second lieu un objectif de préservation de la compétitivité des entreprises, étayé par l'article 173, paragraphe 1, du TFUE. La France relève en complément que la directive 2003/96/CE donne également la faculté aux États membres d'appliquer des exonérations en faveur des entreprises grandes consommatrices afin de préserver leur compétitivité, possibilité en outre reconnue par les lignes directrices de 2014 (section 3.7.2) pour le financement des énergies renouvelables. Si cet objectif de préservation de la compétitivité n'est pas suffisant pour justifier l'existence d'un intérêt commun, il contribue selon la France à justifier cet objectif d'intérêt commun.

(101)

La nécessité des mesures est, selon la France, dûment justifiée, car elles contribuent à renforcer la compétitivité des entreprises bénéficiaires et donc à prévenir les risques de délocalisation. De plus, les mesures étant correctement ciblées et les plafonnements correctement dimensionnés, elles ne sont par conséquent pas discriminatoires. La France fait à ce titre remarquer la cohérence des seuils choisis entre les deux familles d'exemption, par site et de la valeur ajoutée, le plafonnement par site n'étant qu'une déclinaison par site du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée. Enfin, les bénéficiaires sont sélectionnés selon des critères transparents et objectifs, visant à cibler les entreprises les plus exposées à une perte de compétitivité.

(102)

La France justifie également la nécessité des mesures par le fait qu'une remise en cause de ces réductions se traduirait par des coûts supplémentaires, évalués entre 12 % et 24 % de la valeur ajoutée. La France soutient par ailleurs qu'une augmentation de 2 EUR/MWh de la facture énergétique représente une augmentation de 2 % des coûts de production, ce qui représente davantage que la «marge nette» de ces entreprises. Dans ce contexte, un effort financier supplémentaire provoqué par la suppression des réductions de CSPE, ne ferait, selon la France, qu'accroître le risque de délocalisation des entreprises électro intensives, et entraîner un risque sur le financement des politiques visées en en reportant la charge sur les autres consommateurs.

(103)

De même, la France estime que le caractère approprié des mesures trouve sa justification dans la directive 2003/96/CE, qui admet que les entreprises versant un montant de taxe énergétique égal à 0,5 % de leur valeur ajoutée puissent bénéficier d'exonérations au-delà de ce seuil, tant en raison de l'absence d'harmonisation fiscale que des risques de perte de compétitivité au niveau international.

(104)

Les réductions de CSPE sont donc, selon la France, appropriées dans un contexte d'absence d'harmonisation complète de la fiscalité et compte tenu de la dégradation sensible de la compétitivité européenne.

(105)

La France souligne ensuite que les réductions de CSPE sont proportionnées. Ils correspondent à une contribution moyenne de 31 % à 34 % de la contribution totale, soit entre 5,1 et 5,6 EUR/MWh (estimation de 2014), à comparer avec une CSPE s'élevant à 16,5 EUR/MWh à la même date. La France fait remarquer que ce taux de 31 %-34 % est supérieur au taux minimum autorisé par les lignes directrices de 2008, mais aussi par les sections 3.7.1 et section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 et qu'il est par conséquent proportionné.

(106)

Les réductions peuvent donc, selon la France, être considérés comme proportionnés dans la mesure où ils laissent à la charge de leurs bénéficiaires une part suffisamment importante de CSPE à payer.

(107)

La France a communiqué les montants de CSPE par bénéficiaire pour l'année 2014. La Commission relève ainsi que, sur la seule année 2014, 124 bénéficiaires au moins se sont acquittés d'un niveau de CSPE inférieur au taux de 15 % prévu au point 188) des lignes directrices de 2014.

(108)

La France estime que cette condition n'est pas applicable en l'espèce. Elle fait remarquer que les mesures ne visent pas à inciter les bénéficiaires à changer leurs comportements, mais cherchent plutôt à éviter, dans un but préventif, que leur compétitivité ne se dégrade.

(109)

La France soutient à ce titre que les exonérations de CSPE mises en place permettent précisément de limiter ces distorsions de concurrence. Dans ses observations elle fait en effet remarquer qu'en dépit de ces plafonnements de CSPE, l'écart de prix entre la France et l'Amérique du Nord reste significatif, de l'ordre de 10 EUR/MWh, pour les entreprises électro-intensives. La France cite également une étude de l'ICF pour faire remarquer que la France accorde moins d'exonérations que l'Allemagne, l'Italie et le Danemark (19).

(110)

Concernant enfin les autres volets de la CSPE, décrits au considérant 11, points 1) à 3), la France a fourni les éléments suivants:

(111)

A titre préliminaire, la France fait remarquer que cette exonération, dans le cas de l'auto-consommation pour produire de l'électricité, est pleinement compatible avec la directive 2003/96/CE, qui prévoit que les petits producteurs d'électricité peuvent être exonérés de taxe sur l'électricité pour autant que les produits utilisés pour produire cette électricité soient taxés par ailleurs.

(112)

Concernant l'existence de l'aide, la France explique premièrement que ces exonérations de CSPE ne constituent pas une aide sélective. La France fait remarquer que cette exonération est indépendante de la nature de l'activité des bénéficiaires et qu'elle s'applique en principe à l'intégralité des entreprises, dans la limite d'une capacité de 240 GWh. En outre, ces bénéficiaires ne font peser aucune charge sur le système électrique pour la part auto-consommée. Il est donc légitime qu'ils soient traités différemment des consommateurs achetant la totalité de leur électricité.

(113)

La France considère ensuite que l'exonération de CSPE octroyée aux entreprises auto-consommatrices d'électricité ne crée pas de distorsion de concurrence, dans la mesure où plusieurs pays, au sein de l'Union européenne notamment, appliquent le même type d'exonération. Par conséquent, cette exonération ne saurait constituer une aide d'État.

(114)

Concernant la compatibilité de l'exonération, la France estime que, dans l'hypothèse où l'auto-consommation serait constitutive d'une aide, celle-ci poursuivrait un objectif d'intérêt commun, en contribuant à la sécurité d'approvisionnement par une atténuation des effets des pointes de consommation d'électricité.

(115)

La France, ayant envisagé l'hypothèse d'une base de compatibilité avec le marché intérieur fournie de manière conjointe par la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 et l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, comme exposé dans la section 4.2.3, en a tiré les conséquences dans un courrier du 27 octobre 2017 adressé à la Commission. Dans cette correspondance, la France a communiqué une nouvelle version du plan d'ajustement, en application de la section 3.7.3 des lignes directrices de 2014, visant à faire converger, selon des règles objectives, les réductions octroyées dans le cadre des mesures, vers les niveaux d'exonération compatibles avec ces lignes directrices, tels que définis dans leur section 3.7.2.

(116)

Cette étape de calcul de la CSPE allouée à différents objectifs permet de calculer le montant à payer par les bénéficiaires des réductions de CSPE dans le cadre du plan d'ajustement. Ce montant se situe entre le montant de CSPE déjà payé et le montant calculé en application des lignes directrices. Le montant de CSPE à acquitter est calculé de manière différente en fonction des volets de CSPE concernés, et déterminé de la manière indiquée à la section 4.4.1.

(117)

Pour la part de la CSPE servant à financer les énergies renouvelables, y compris l'incinération de déchets biodégradables, la France envisage un plan d'ajustement conduisant à ce qu'à la date théorique du 1er janvier 2019, la CSPE ayant été interrompue au 1er janvier 2016, et de façon progressive, le montant de CSPE à payer au 1er janvier 2019, soit celui calculé selon les lignes directrices de 2014:

(118)

Si l'entreprise i) appartient à un secteur d'activité listé à l'annexe 3 des lignes directrices de 2014 et présente une électro intensité supérieure à 20 % ou ii) présente conjointement une électro intensité d'au moins 20 % et une exposition aux échanges internationaux supérieure à 4 % (ou figurant à l'annexe 5 de ces lignes directrices), alors celle-ci doit acquitter la moindre valeur entre 15 % de la charge ou 0,5 % de sa valeur ajoutée.

(119)

Si l'entreprise appartient à un secteur listé à l'annexe 3 des lignes directrices de 2014 et présente moins de 20 % d'électro intensité, alors celle-ci doit payer la moindre valeur entre 15 % de la charge ou 4 % de sa valeur ajoutée.

(120)

Dans les autres cas, si l'entreprise i) appartient à un secteur d'activité qui n'est pas listé à l'annexes 3 des lignes directrices; ou ii) que son secteur est listé à l'annexe 5 mais qu'elle présente une électro intensité de moins de 20 %; et iii) qu'elle a bénéficié d'une aide avant le 1er juillet 2014, alors celle-ci doit payer au moins 20 % de la charge.

(121)

Enfin, dans tous les autres cas, le niveau de CSPE à atteindre, au 1er janvier 2019, est de 100 %.

(122)

Pour la cogénération, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, le plan d'ajustement conduit à ce qu'en 2019 au plus tard, le montant de la CSPE payé soit de:

(123)

La France considère que ce plan d'ajustement se justifie pour les mêmes raisons exposées dans la section 3.7.3 des lignes directrices de 2014 concernant les réductions de charges destinées à financer les énergies renouvelables. En particulier, le plan d'ajustement permet d'éviter une augmentation trop brutale de la charge qui résulterait d'une application immédiate des critères exposés aux points 185) à 189) des lignes directrices de 2014. En ce sens il participe de la soutenabilité financière de la CSPE en assurant l'acceptabilité du soutien et des modalités de son financement.

(124)

Concernant cependant la réduction de la CSPE allouée aux objectifs décrits au considérant 110, paragraphes 1 et 2, la France n'a pas prévu de les inclure dans le plan d'ajustement. La France a confirmé que la CSPE allouée à ces objectifs devait être intégralement payée pour la période considérée, 2003-2015 (20), et les réductions de CSPE octroyées, pour la CSPE allouée à ces objectifs, feront l'objet d'un recouvrement intégral.

(125)

Pour les volets ENR et cogénération, la France fait démarrer le plan d'ajustement en 2011. La France s'appuie à cet égard sur le point 248) des lignes directrices de 2014 et sur les décisions de la Commission du 15 juin 2017 (SA.38635 (21)) et du 21 septembre 2017 (SA.47887) (22).

(126)

Pour les autres volets financés par la CSPE, la France, suite aux doutes exprimés par la Commission dans sa décision d'ouverture, fait démarrer le plan d'ajustement démarre en 2004. La France estime que cette date se justifie en raison de la prescription de 10 années applicable en l'espèce au titre de la prescription décennale prévue à l'article 17 du règlement (UE) 2015/1589 du Conseil (23).

(127)

Selon la France, conformément à l'article 14 de la directive 2003/96/CE, qui prévoit que la consommation d'électricité utilisée pour produire de l'électricité, ainsi que pour maintenir la capacité de produire de l'électricité, est exonérée totalement de taxation, les bénéficiaires de la franchise en autoconsommation qui sont les producteurs d'électricité (code NACE 3511) peuvent bien être exonérés de CSPE sur l'électricité autoconsommée. La France considère qu'il n'est dès lors pas nécessaire d'inclure ces bénéficiaires dans le plan d'ajustement.

(128)

Pour les bénéficiaires de la franchise qui produisent de l'électricité à partir d'ENR, l'électricité produite et autoconsommée peut être exonérée de la part de la CSPE finançant les ENR, dans la mesure où cette électricité n'a bénéficié d'aucun soutien public tandis que la CSPE finançait en partie le soutien aux ENR.

(129)

La France a cependant inclus dans le plan d'ajustement l'exonération portant sur la part restante de la CSPE, sauf si l'avantage correspondant est inférieur au plafond des aides de minimis.

(130)

De la même manière, pour les bénéficiaires de la franchise qui produisent l'électricité à partir de cogénération, l'électricité produite et autoconsommée peut être exonérée de la part de CSPE finançant la cogénération dans la mesure où celle-ci n'a pas bénéficié du soutien public.

(131)

La France a cependant inclus dans le plan d'ajustement l'exonération portant sur la part restante de la CSPE, sauf si l'avantage correspondant est inférieur au plafond des aides de minimis.

(132)

Pour la CSPE à payer, hors exonération, la France procède à un calcul pour chaque entreprise, sur la base du taux annuel et de la consommation de l'entreprise. Ce montant théorique de CSPE est réparti par politique selon la répartition transmise par la CRE, communiquée à la Commission le 20 décembre 2016:

Poids annuel de chaque politique — note des autorités françaises du 20 décembre 2016

(133)

La France souligne que les ENR, la cogénération, la péréquation et les tarifs sociaux représentent 98,2 % des montants de la CSPE supportée depuis 2003.

(134)

Concernant l'incinération, la France souligne que les statistiques de l'Agence internationale de l'énergie et d'Eurostat autorisent à considérer que l'énergie produite par la filière UIOM (Unité d'Incinération d'Ordures Ménagères), valorisée sous forme de chaleur ou d'électricité, soit comptabilisée pour moitié comme renouvelable. Par conséquent, 50 % de la CSPE allouée au soutien à l'incinération est intégrée à la part ENR. De plus, le soutien à l'incinération de déchets non biodégradables, utilisés pour la cogénération à haut rendement, est affecté au volet cogénération de la CSPE. Cette hypothèse conduit la France à opter pour la répartition suivante:

(135)

La France précise que pour chacune des réductions de CSPE octroyées, le seuil de minimis prévu par le règlement (UE) no 1407/2013 de la Commission (24) a été appliqué: pour chaque bénéficiaire, le montant de l'aide accordée sur les trois dernières années glissantes est comparé au montant de 200 000 EUR. Dans le cas où le montant de l'aide accordée sur les trois dernières années glissantes est inférieur à 200 000 EUR, alors le montant du remboursement est nul pendant ces trois années. La France précise qu'elle tiendra également compte de la décision N 7/2009 (25) de la Commission européenne prévoyant une hausse du seuil de minimis à 500 000 EUR, pour les années 2009 et 2010, afin de tenir compte du contexte de crise économique d'alors.

(136)

Pour les bénéficiaires qui ne peuvent être qualifiés d'entreprises électro intensives, au sens des points 185) à 187) des lignes directrices de 2014, ou qui ne respectent pas pleinement les dispositions de la section 3.7.2 de ces lignes directrices la France a soumis un plan d'ajustement qui conduit à une augmentation progressive de leur contribution (voir considérants 117 et 118).

(137)

Ce plan d'ajustement est commun à toutes les composantes de la CSPE. Il corrige l'ensemble des plafonnements et exonérations octroyés dans le cadre de la mesure. Il couvre aussi toutes les politiques financées par la CSPE.

(138)

Le plan d'ajustement a pour point de départ la CSPE réellement payée par les bénéficiaires au cours de l'année de démarrage du plan (2004 ou 2011 selon les cas).

(139)

Ce plan d'ajustement relatif aux diverses réductions de CSPE octroyées doit conduire à ce qu'au 1er janvier 2019 au plus tard, les montants payés atteignent les niveaux de contributions minimum conformes avec la réglementation en matière d'aides d'État. Le montant de la CSPE requis selon les règles décrites aux considérants 118 à 122, est à atteindre.

(140)

Cette augmentation est réalisée par application de la règle de progression suivante:

(141)

Montant à payer par année par politique financée = montant payé

(142)

+ (montant à payer – montant payé) × [(e^n)-1]/[(e^N)-1]

avec n: numéro de l'année du plan d'ajustement (exemple: pour un plan avec démarrage en 2011 et application totale en 2019, en 2011 n = 0, en 2012 n = 1, …, en 2019 n = 8)

et N: nombre d'années du plan (exemple: pour le même exemple que ci-dessus, N = 8)

(143)

Cette règle fait en sorte que le montant de CSPE à payer se rapproche au fil du temps du niveau théorique de CSPE à payer à l'horizon 2019. Comme la CSPE a été abolie en 2016, le plan d'ajustement ne sera cependant pas appliqué au-delà de 2015.

(144)

La fonction utilisée pour aller de ce point de départ au point d'arrivée théorique est progressive.

(145)

Le plan d'ajustement prévoit que les montants de CSPE exonérés, au-delà des niveaux autorisés par le plan d'ajustement, seront recouvrés.

(146)

Le montant devant faire l'objet d'un remboursement, est la différence entre i) la CSPE à payer décrite aux sections 4.4.1 à 4.4.7 et ii) la CSPE effectivement payée par les bénéficiaires. Ce montant est calculé pour chaque bénéficiaire et pour chaque année.

(147)

Dans le cas des bénéficiaires de la franchise en autoconsommation produisant l'électricité auto-consommée à partir d'ENR ou de cogénération, le niveau de CSPE minimum est nul pour la CSPE finançant respectivement les ENR et la cogénération.

(148)

Dans l'hypothèse où, pour un bénéficiaire et une année donnée, le montant payé pour une politique donnée est supérieur ou égal au montant à payer au niveau minimum de CSPE requis, alors le montant retenu pour le plan d'ajustement est le niveau minimum requis de CSPE à payer pour cette année. Dans ce cas l'excédent payé n'est pas déduit du montant du recouvrement dû par ce bénéficiaire, résultant du calcul effectué pour les autres années.

(149)

Dans sa note du 11 octobre, la France a communiqué une estimation préliminaire des sommes à recouvrer, de l'ordre de 31 000 000 EUR. Environ 700 entreprises seraient concernées par une procédure de recouvrement. Toutefois la France a précisé que l'évaluation de ce montant doit être finalisée, lorsque les informations sur les réductions par bénéficiaire seront rassemblées, pour toutes les années.

(150)

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

(151)

La Commission a examiné la qualification d'aide des différents réductions de CSPE, au regard de ces dispositions:

(152)

La Commission avait conclu à la section 3.1.1 de la décision d'ouverture de 2014 que la CSPE constituait une ressource étatique.

(153)

La Commission note en premier lieu qu'aucune partie intéressée ne conteste la conclusion de la Commission mentionnée au considérant précédent.

(154)

La Commission relève que selon la jurisprudence de la Cour de Justice de l'Union européenne, seuls les avantages accordés directement ou indirectement à travers des ressources publiques peuvent être considérées comme des aides d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(155)

Le simple fait qu'un avantage ne soit pas directement financé à partir de ressources d'origine étatique n'est pas suffisant pour exclure l'implication de ressources étatiques. Il résulte en effet de la jurisprudence de la Cour de Justice de l'Union européenne qu'il n'est pas nécessaire d'établir qu'un transfert de fonds ait eu lieu, depuis le budget général de l'État ou de la part d'une entité publique, pour qu'un avantage accordé à une ou plusieurs entreprises puisse être considéré comme une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE (26).

(156)

En vertu de la jurisprudence et d'une pratique décisionnelle constante de la Commission, les produits issus des prélèvements par l'État, gérés et alloués selon les dispositions législatives nationales, constituent des aides d'État au sens de l'article 107(1) du TFUE qu'ils soient gérés par une entité publique ou privée (Essent (27), Vent de Colère (28)).

(157)

Or, en ce qui concerne la CSPE, la Cour a déjà eu l'occasion de confirmer qu'elle constituait une ressource étatique. En effet, dans le dossier ayant fait l'objet de l'arrêt de la Cour de Justice du 19 décembre 2013, Association Vent de Colère! (29), et qui concernait l'obligation d'achat d'électricité éolienne décrite au considérant 10 a) ci-dessus financée par la CSPE, la Cour a conclu que la CSPE constituait une ressource étatique.

(158)

En troisième lieu, la Commission relève que l'avantage est imputable à l'État, car les plafonnements découlent de la loi et d'actes administratifs d'application, qui en déterminent le régime et les modalités d'application.

(159)

Le caractère étatique de la CSPE est par ailleurs confirmé par le dispositif mis en place par la France pour le collecter. Comme expliqué aux considérants 14 et 15, la collecte de la CSPE est centralisée par la Caisse des Dépôts et Consignations, entité publique, de sorte que la gestion financière de la CSPE est assurée par une entité publique et contrôlée par l'État, ce qui conforte la qualification de ressource étatique.

(160)

Par conséquent, la Commission confirme les conclusions qu'elle avait exposées dans sa décision d'ouverture. La CSPE, et a fortiori ses plafonnements, sont imputables à l'État et accordées au moyen de ressources de l'État.

(161)

S'agissant de l'appréciation de l'existence d'un avantage, la Commission note qu'en vertu de la jurisprudence de la Cour de Justice de l'Union européenne, les mesures qui, sous des formes diverses, atténuent les charges supportées par une entreprise et qui, sans être des subventions au sens strict, sont par nature similaires à des aides d'État et sont par conséquent considérées comme des aides d'État (30).

(162)

En l'espèce, la Commission relève que l'article 5 de la loi no 2000-108 (tel que modifié par l'article 37 de la loi no 2003-8) établit le principe que la CSPE est due par les consommateurs finaux d'électricité installés sur le territoire français, et que le montant de la CSPE est calculé au prorata de la quantité d'électricité consommée. En exonérant l'électricité consommée de la CSPE pour tout ce qui dépasse le plafond par site ou pour les entreprises industrielles électro-intensives 0,5 % de leur valeur ajoutée, l'État a atténué les charges de CSPE que les entreprises bénéficiaires auraient sinon dû payer. Les plafonnements par site et à la valeur ajoutée constituent donc des avantages pour les entreprises bénéficiaires.

(163)

S'agissant de l'existence d'un avantage sélectif, la Cour a rappelé dans son arrêt du 21 décembre 2016, dans les affaires Commission c. World Duty Free Group d'une part et Commission c. Banco Santander et Santusa d'autre part (31), que pour établir la sélectivité d'une mesure fiscale ou d'une charge, il doit être établi si celle-ci introduit entre des opérateurs se trouvant, au regard de l'objectif poursuivi par le régime fiscal général concerné, dans une situation factuelle et juridique comparable, une différenciation non justifiée par la nature et l'économie de ce régime.

(164)

La notion d'aide ne vise toutefois pas des mesures introduisant une différenciation entre entreprises en matière de charges, lorsque cette différenciation résulte de la nature et de l'économie du système de charges en cause. Il incombe dans ce cas à l'État membre qui a introduit une telle différenciation entre entreprises en matière de charges, de démontrer qu'elle est effectivement justifiée par la nature et l'économie du système en cause (32).

(165)

La Commission relève que l'article 5 de la loi no 2000-108 (tel que modifié par l'article 37 de la loi no 2003-8) établit le principe que la CSPE est due par les consommateurs finaux d'électricité installés sur le territoire français, et que le montant de la CSPE est calculé au prorata de la quantité d'électricité consommée. La CSPE sert à financer les mesures suivantes:

(166)

La Commission relève que les entreprises bénéficiant des plafonnements de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée et par site se trouvent dans la même situation factuelle que les autres consommateurs finaux au regard des objectifs de la CSPE. D'une part il s'agit bien de consommateurs d'électricité et rien ne permet de considérer que ces consommateurs bénéficiant de ces plafonnements seraient différents des consommateurs n'en bénéficiant pas au regard des objectifs de financement de soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux. Ces bénéficiaires devraient donc contribuer, dans la même proportion que les autres consommateurs finaux, au financement du service public de l'électricité.

(167)

En outre, les critères d'éligibilité aux plafonnements, à 0,5 % de la valeur ajoutée et par site, entraînent des discriminations additionnelles au sein du groupe d'entreprises susceptibles d'être concernées par ces plafonnements.

(168)

Premièrement, le plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée, qui est censé concerner des entreprises électro-intensives, est en fait uniquement réservé aux plus grandes entreprises, en raison du seuil minimal de consommation d'éligibilité retenu de 7 GWh par an. Ainsi les entreprises électro-intensives pour lesquelles la CSPE dépasse 0,5 % de la valeur ajoutée, mais ayant une consommation annuelle moindre, ne sont pas éligibles au plafonnement à la valeur ajoutée alors que pourtant elles ont la même électro-intensité et sont actives dans le même secteur. En outre le plafonnement à la valeur ajoutée est réservé aux entreprises industrielles, à l'exclusion d'entreprises électro-intensives actives dans le secteur des services par exemple. La Commission en conclut qu'aucune de ces différentiations ne s'explique par la nature et l'objectif de la CSPE.

(169)

Deuxièmement, concernant le plafonnement par site, la loi no 2000-108 (telle que modifiée par l'article 37 de la loi no 2003-8) plafonne la CSPE à 500 000 EUR — montant initial — par site de consommation. La Commission note que d'après les informations complémentaires communiquées par la France, ce plafond, en s'appuyant sur la valeur du plafond et de la CSPE de 2013, correspond à une consommation annuelle de 42 GWh (gigawattheures). Une telle consommation n'est atteinte que par certains secteurs économiques, ainsi que le confirme la France dans les informations transmises sur les secteurs concernés. Ce plafond procure donc un avantage sélectif à certaines entreprises ou certains secteurs, et ne peut être expliqué par la logique de la CSPE. La Commission en conclut que, pour ce second plafonnement, aucune de ces différentiations instaurées par la loi ne s'explique par la nature et l'objectif de la CSPE.

(170)

S'agissant de l'argument, exposé par la France au considérant 77, selon lequel les plafonnements de CSPE seraient justifiés par l'application du principe selon lequel les charges sont prélevées en fonction de la capacité contributive du contribuable, la Commission note que la France n'a pas démontré que ce principe est un principe sous-jacent de la CSPE. La France n'a pas non plus démontré que les entreprises ne bénéficiant pas du plafond sont capables de la payer, ce qui est nécessaire pour justifier que ces plafonnements sont dans la logique du système. Enfin, la France n'a pas démontré que les entreprises bénéficiant du plafonnement sont toutes incapables de payer un montant plus élevé de CSPE (33).

(171)

En outre, le plafonnement par site est appliqué sans aucun lien avec la capacité contributive du contribuable. En réalité, alors qu'il peut être admis qu'il existe un lien entre la capacité contributive et le chiffre d'affaires ou la valeur ajoutée d'une entreprise, le plafonnement par site entraîne l'exonération de CSPE au-delà du plafond, indépendamment de la croissance du chiffre d'affaires ou de la valeur ajoutée. Par conséquent l'argument présenté par la France au considérant 77 n'est pas recevable.

(172)

Enfin, s'agissant du plafonnement à la valeur ajoutée, la Commission note qu'il semble effectivement être en lien avec la capacité contributive de l'entreprise concernée. Cependant, à supposer même que la CSPE reposerait sur le principe de la capacité contributive, ce que la France n'a pas établi, le plafonnement à la valeur ajoutée n'en serait pas moins sélectif car il n'est pas appliqué de manière non discriminatoire à toutes les entreprises se trouvant dans la même situation factuelle et juridique. En effet, le plafonnement à la valeur ajoutée est limité aux seules entreprises industrielles, à l'exclusion des entreprises non industrielles. Or celles-ci pourraient avoir une consommation d'électricité telle que le bénéfice du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée pourrait se justifier. Par ailleurs, ce plafonnement à la valeur ajoutée est également limité aux seules entreprises suffisamment grandes pour atteindre une consommation annuelle de 7 GWh, à l'exclusion des entreprises plus petites n'atteignant pas ce seuil de consommation même lorsque la CSPE atteint 0,5 % de leur valeur ajoutée.

(173)

Pour ces raisons, la Commission conclut que les différents plafonds prévus par la loi constituent un avantage sélectif au profit de certaines entreprises ou secteurs de l'économie et confirme ainsi son analyse exposée dans la décision d'ouverture du 16 septembre 2014. Les mesures constituent en effet un avantage pour ses bénéficiaires, par rapport au système de référence qui prévoit que l'ensemble des consommateurs finaux doivent participer au système afin de financer les objectifs de la CSPE. En ce sens la Commission ne partage pas la position d'ALFI exposée au considérant 68, ni de la France exposée aux considérants 74 à 78.

(174)

Enfin, comme exposé au considérant 164, la France n'a pas démontré que cette différence de traitement résultait du système de charge. La charge de la preuve repose en l'espèce sur l'État membre.

(175)

Les entreprises favorisées par les plafonnements de la CSPE par site et à la valeur ajoutée sont en concurrence avec des entreprises d'autres États membres (métallurgie, papeterie, agroalimentaire, industrie chimique, etc.). Par conséquent les plafonnements par site et à la valeur ajoutée sont susceptibles d'avoir un impact sur la concurrence et le commerce entre États membres.

(176)

Par conséquent la Commission ne partage pas la position défendue par la France, exposée au considérant 79.

(177)

Pour les raisons rappelées aux considérants 48 à 50, la Commission confirme les conclusions formulées dans sa décision d'ouverture et considère ainsi que les plafonnements par site et à la valeur ajoutée constituent une aide d'État.

(178)

Pour les même raisons que celles exposées à la section 5.1.1.1, la Commission confirme que ces exonérations sont imputables à l'État et accordées au moyen de ressources d'État.

(179)

Les entreprises bénéficiant de ces exonérations de CSPE (principalement des producteurs d'électricité utilisant des centrales nucléaires et des centrales hydroélectriques utilisant le pompage) sont en concurrence avec des entreprises d'autres États membres. Par conséquent ces exonérations sont susceptibles d'avoir un impact sur la concurrence et le commerce entre États membres.

(180)

La France considère ensuite que l'exonération de CSPE octroyée aux entreprises auto-consommatrices d'électricité ne crée pas de distorsion de concurrence, dans la mesure où plusieurs pays, au sein de l'Union européenne notamment, appliquent le même type d'exonération, comme expliqué au considérant 79.

(181)

Selon une jurisprudence constante, une mesure mise en œuvre par un État est considérée comme distortive, quand celle-ci améliore la position concurrentielle d'un bénéficiaire, vis-à-vis de ses concurrents (34). Tel est le cas d'une mesure, lorsque celle-ci diminue les charges qui pèsent normalement sur une entreprise. En outre, la Cour a déjà décidé que les mesures individuelles par lesquelles un État membre aligne les conditions concurrentielles d'un secteur sur celles existant dans d'autres États membres, ne peuvent le cas échéant échapper à la qualification d'aide d'État (35).

(182)

La Commission note que l'exonération constitue à première vue un avantage pour les auto-consommateurs. Comme déjà mentionné au considérant 162, la CSPE est due par les consommateurs finaux d'électricité installés sur le territoire français et le montant de la CSPE est calculé au prorata de la quantité d'électricité consommée. En exonérant une partie de l'autoconsommation de la CSPE, l'État a atténué les charges de CSPE que les entreprises bénéficiaires auraient sinon dû payer.

(183)

La Commission a ensuite examiné si cet avantage était sélectif. En premier lieu, la Commission souligne que le système de référence, la CSPE, a été décrit au considérant 165. Il consiste en une charge qui est due par l'ensemble des consommateurs finals d'électricité sur leur consommation d'électricité. La charge est collectée afin de financer des mesures de soutien poursuivant des objectifs spécifiques.

(184)

Deuxièmement, la Commission doit vérifier si les bénéficiaires de la franchise en autoconsommation en vue de produire de l'électricité entre dans la logique d'un système de charge sur l'électricité. La consommation d'électricité en vue de produire de l'électricité constitue une consommation (finale) d'électricité. À ce titre, la consommation électrique d'un producteur d'électricité ne se distingue pas de la consommation d'électricité d'un autre consommateur au regard des objectifs de la CSPE et l'exonération partielle de l'auto-consommation d'électricité aux fins de produire de l'électricité semble induire une différence non justifiée au regard de l'objectif de la CSPE. La Commission conclut par conséquent que la mesure semble être prima facie sélective car elle introduit une différenciation entre des entreprises qui sont dans une situation factuelle et juridique comparable au regard de l'objectif de la CSPE.

(185)

La France avance cependant que l'exonération vise à éviter la double taxation, qui est un principe généralement admis dans les régimes fiscaux.

(186)

En effet, sans l'exonération, l'électricité consommée par le consommateur final comporterait deux fois la CSPE: une fois sur l'électricité A utilisée pour produire l'électricité B et une fois sur l'électricité B générée à partir de l'électricité A.

(187)

La Commission a déjà reconnu que le souci de la prévention de la double taxation est un principe que l'on retrouve généralement dans les systèmes de charge sur la consommation électrique (36), mais également dans d'autres régimes fiscaux (37). Il s'agit aussi du principe ayant mené à l'adoption de l'article 14(1)(a) de la directive 2003/96/CE du 27 octobre 2003. La Commission approuve donc l'argument exposé par la France au considérant 111.

(188)

La Commission considère dès lors que les exonérations octroyées aux sociétés auto-consommatrices d'électricité, pour la production d'électricité, elles sont justifiées par la nature et de l'économie du système de charges de la CSPE.

(189)

Par conséquent, la Commission considère que les exonérations en faveur de l'auto-consommation d'électricité destinée à la consommation d'électricité ne constituent pas un avantage sélectif. Elle conclut que les exonérations de CSPE octroyées aux sites auto-consommateurs utilisant l'électricité pour produire de l'électricité, ne sont pas constitutives d'une aide d'État.

(190)

Pour les raisons rappelées aux considérants 178 à 189, la Commission conclut que les exonérations de CSPE octroyées pour l'autoconsommation destinée à la production d'électricité ne sont pas constitutives d'une aide d'État.

(191)

La Commission confirme ainsi les conclusions de la France, exposées au considérant 127, selon lesquelles aucun plan d'ajustement n'est requis pour ces bénéficiaires.

(192)

Pour les mêmes raisons que celles exposées à la section 5.1.2.1, la Commission confirme que ces exonérations sont imputables à l'État et accordées au moyen de ressources d'État.

(193)

Comme déjà mentionné aux considérants 182 à 189, la Commission considère à première vue que l'exonération partielle de CSPE octroyée aux auto-consommateurs constitue un avantage pour eux.

(194)

La Commission a ensuite examiné si cet avantage était sélectif pour l'autoconsommation d'électricité auto-générée à partir de la cogénération à haut rendement et des énergies renouvelables.

(195)

Premièrement, le système de référence a été décrit au considérant 165. Le système de référence, la CSPE, c'est-à-dire une charge financée par l'ensemble des consommateurs d'électricité et poursuivant des objectifs spécifiques.

(196)

Deuxièmement, s'agissant de l'exonération de la CSPE, pour l'autoconsommation d'électricité produite par des installations utilisant des énergies renouvelables ou la cogénération à haut rendement, pour la part de la CSPE servant à financer les énergies renouvelables et la cogénération à haut rendement, la Commission considère que les bénéficiaires de cette franchise se trouvent dans la même situation factuelle et juridique que les autres contributeurs à la CSPE au regard de l'objectif poursuivi par la CSPE qui prévoit que l'ensemble des consommateurs finaux d'électricité, doivent participer au système afin de financer les objectifs de la CSPE.

(197)

La Commission observe que les auto-producteurs ayant fait le choix de recourir aux énergies renouvelables ou à la cogénération haut rendement pour leur propre consommation d'électricité contribuent directement aux objectifs de deux mesures que la CSPE doit financer, à savoir le soutien à la production d'énergie renouvelable et la production d'électricité à partir d'installations de cogénération de haut rendement. La France a toutefois confirmé que les auto-producteurs ne bénéficiaient pas de mesures de soutien pour la partie autoconsommée. Seule l'électricité injectée dans le réseau peut obtenir un soutien financé via la CSPE. Étant donné que l'auto-production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement contribue de la même manière que l'électricité injectée dans le réseau aux objectifs de protection environnementale et d'efficacité énergétique poursuivis par les mesures de soutien financées par la CSPE, la Commission considère dès lors qu'il est dans la logique et la nature de la CSPE d'exonérer les auto-producteurs recourant aux énergies renouvelables ou à la cogénération à haut rendement pour leur propre consommation d'électricité (et ne bénéficiant d'aucun soutien financé via la CSPE pour cette électricité) de la part de la CSPE visant à financer respectivement les mesure de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération (38). Cette exonération ne constitue dès lors pas un avantage sélectif.

(198)

S'il est justifié d'exonérer un auto-producteur utilisant la cogénération à haut rendement de la partie de la CSPE finançant le soutien à la cogénération, il n'en est en revanche pas de même pour la partie de la CSPE finançant le soutien aux énergies renouvelables sauf si l'installation de cogénération utilise en plus des énergies renouvelables. De même, s'il est justifié d'exonérer un auto-producteur utilisant des énergies renouvelables de la partie de la CSPE finançant le soutien aux énergies renouvelables, il n'en est pas de même pour la partie de la CSPE finançant le soutien à la cogénération, sauf si l'installation est elle-même une installation de cogénération à haut rendement.

(199)

En outre, il n'est pas non plus justifié d'exonérer un auto-producteur utilisant la cogénération à haut rendement ou des énergies renouvelables de la partie de la CSPE finançant les autres objectifs (notamment les tarifs sociaux et la péréquation tarifaire). En effet, au regard du financement de ces autres objectifs, les auto-producteur utilisant la cogénération à haut rendement ou des énergies renouvelables se trouvent dans une situation factuelle et légale comparable aux autres consommateurs d'électricité, étant donné que leur autoproduction ne contribue pas à ces autres objectifs.

(200)

La Commission souligne également que les exonérations de CSPE octroyées aux sites auto-consommateurs ne sauraient se justifier par un objectif d'intérêt commun lié à l'amélioration de la gestion des pics de demande, comme allégué par la France, car cet objectif d'intérêt commun n'est pas un objectif rattaché au système de référence que constitue la CSPE. En outre, en supposant même que la CSPE s'appuie sur un tel objectif, l'exonération de l'autoconsommation ne permettrait pas en tant que telle de gérer les pics de consommation. En effet, les auto-consommateurs sont toujours connectés au réseau afin de pouvoir d'une part injecter les surplus de production mais aussi de bénéficier de l'électricité du réseau en cas de maintenance ou panne de leurs installations ou tout simplement de complémenter leur installation d'auto-consommation. Or l'exonération n'est pas soumise à la condition de ne pas consommer l'électricité du réseau en cas de pointe de consommation.

(201)

La France a également soutenu que l'exonération partielle de l'auto-production se justifiait eu égard au fait que les auto-producteurs ont fait le choix de ne pas bénéficier du service public de l'électricité. La Commission relève cependant d'une part que la France n'a pas établi que la CSPE était établie en fonction du degré d'utilisation du service public de l'électricité. Ainsi, la France a confirmé que tous les auto-producteurs bénéficiant de l'exonération partielle à l'auto-production étaient connectés au réseau public, de sorte qu'ils bénéficient tous de la possibilité d'utiliser le réseau si nécessaire pour injecter leur surplus de production d'électricité ou pour consommer l'électricité du réseau si leur installation est défectueuse ou en maintenance. La Commission note par ailleurs que s'agissant de la part de la CSPE visant à financer la péréquation tarifaire avec les territoires d'outremer, les auto-producteurs et les consommateurs finals en France continentale sont dans la même situation puisque ni les uns ni les autres ne bénéficient de ce service mais sont amenés à le financer dans un esprit de solidarité.

(202)

Enfin, la France a estimé que l'exonération (partielle) se justifiait en raison de la directive 2003/96 qui prévoit que les petits producteurs d'électricité puissent être exonérés de taxe sur l'électricité pour autant que les produits utilisés pour produire cette électricité soient taxés par ailleurs (voir considérants 76 et 111). La Commission relève sur ce point que la directive 2003/96 n'est en tant que telle pas applicable à la CSPE, ce que la France indiquait déjà dans ses écrits avant l'ouverture de la procédure formelle d'examen. En outre, si elle l'était ou s'il convenait d'appliquer à la CSPE les principes directeurs de la directive 2003/96 par analogie, force est de conclure que l'exonération n'est pas justifiée. La CSPE étant prélevée uniquement sur l'électricité, elle ne s'applique pas sur les produits (autres que l'électricité) utilisés pour produire cette électricité. Ainsi, l'application de la directive 2003/96 mènerait en réalité à la confirmation que la CSPE doit bien être prélevée sur l'électricité.

(203)

Les entreprises favorisées par ces exonérations de CSPE sont en concurrence avec des entreprises d'autres États membres. Les auto-consommateurs traités ici ne sont pas producteurs d'électricité mais des industriels, actifs sur les secteurs d'activité suivants: chimie, sidérurgie, pétrochimie principalement, comme exposé par la France et rappelé au considérant 78. Par conséquent ces exonérations sont susceptibles d'avoir un impact sur la concurrence et le commerce entre États membres.

(204)

La Commission conclut que les exonérations de CSPE octroyées respectivement pour l'autoconsommation d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable et de la cogénération à haut rendement et destinée à la production d'électricité ne sont pas constitutives d'une aide d'État, pour la part de la CSPE destinée à financer respectivement le renouvelable et la cogénération à haut rendement. En revanche l'exonération de la part de la CSPE destinée à financer les composantes de la CSPE autres que respectivement le soutien au renouvelable et le soutien à la cogénération de haut rendement est constitutive d'une aide d'État.

(205)

La Commission approuve ainsi les conclusions formulées par la France aux considérants 128 à 131.

(206)

Pour les même raisons que celles exposées à la section 5.1.2.1, la Commission confirme que ces exonérations sont imputables à l'État et accordées au moyen de ressources d'État.

(207)

Comme déjà mentionné au considérant 193, la Commission considère que l'exonération partielle de CSPE octroyée aux auto-consommateurs constitue un avantage pour eux.

(208)

La Commission considère aussi que les exonérations octroyées aux auto-consommateurs, lorsque l'auto-consommation ne vise pas à i) produire de l'électricité, ou lorsque l'électricité auto-produite et auto-consommée n'est pas issue (ii) des énergies renouvelables ni de la cogénération à haut rendement, octroient un avantage sélectif à leurs bénéficiaires, par rapport aux contributeurs à la CSPE situés cependant dans une même situation factuelle que leur concurrent s'acquittant de la CSPE.

(209)

Le système de référence a été décrit au considérant 165. Pour rappel, la CSPE est une charge qui s'applique par principe à l'ensemble de la consommation électrique en France et qui vise à financer des mesures poursuivant des objectifs spécifiques.

(210)

Lorsque le bénéficiaire de l'exonération est un auto-consommateur qui n'utilise pas l'autoconsommation pour la production d'électricité, ou lorsque l'électricité autoproduite et autoconsommée n'est pas issue des énergies renouvelables ni de la cogénération à haut rendement, il se trouve dans la même situation factuelle et légale que les autres consommateurs au regard de l'objectif de la CSPE. En particulier, il consomme de l'électricité et son autoproduction ne contribue à aucun des objectifs des mesures financées par la CSPE.

(211)

La Commission souligne également que les exonérations de CSPE octroyées aux sites auto-consommateurs ne sauraient se justifier par le service d'un objectif d'intérêt commun lié à l'amélioration de la gestion des pics de demande, comme allégué par la France, car cet objectif d'intérêt commun n'est pas un objectif rattaché au système de référence que constitue la CSPE. En outre, en supposant même la CSPE s'appuie sur un tel objectif, l'exonération de l'autoconsommation ne permettrait pas en tant que telle de gérer les pics de consommation. En effet, les auto-consommateurs sont toujours connectés au réseau afin de pouvoir d'une part injecter les surplus de production mais aussi de bénéficier de l'électricité du réseau en cas de maintenance ou panne de leurs installations ou tout simplement de complémenter leur installation d'auto-consommation. Or l'exonération n'est pas soumise à la condition de ne pas consommer l'électricité du réseau en cas de pointe de consommation.

(212)

La France a également soutenu que l'exonération partielle de l'autoproduction se justifiait eu égard au fait que les auto-producteurs ont fait choix de ne pas bénéficier du service public de l'électricité. La Commission relève cependant d'une part que la France n'a pas établi que la CSPE était établie en fonction du degré d'utilisation du service public de l'électricité. En outre, la France a confirmé que tous les auto-producteurs bénéficiant de l'exonération partielle à l'autoproduction étaient connectés au réseau public, de sorte qu'ils bénéficient tous de la possibilité d'utiliser le réseau si nécessaire pour injecter leur surplus de production d'électricité ou pour consommer l'électricité du réseau si leur installation est défectueuse ou en maintenance. La Commission note par ailleurs que la CSPE vise aussi à financer la péréquation tarifaire avec les territoires d'outre-mer. Or, par rapport à l'objectif de financement de la péréquation tarifaire, les auto-producteurs et les consommateurs finals en France continentale sont dans la même situation, puisque ni les uns ni les autres ne bénéficient de ce service mais sont amenés à le financer, dans un esprit de solidarité. En outre, les auto-consommateurs visés ici ne contribuent pas non plus aux objectifs de développement de l'énergie renouvelable ou de la cogénération, leur production – par définition d'origine fossile et n'utilisant pas la cogénération – va même à l'encontre de ces objectifs.

(213)

La France a également soutenu que l'exonération partielle de l'auto-génération, jusqu'à 240 GWh, était d'application générale. Sur ce point, la Commission relève d'une part que la France a confirmé que l'exonération ne concernait dans les faits que certains secteurs de l'économie (voir considérants 35 et 36). D'autre part, la Cour a rappelé, dans son arrêt du 21 décembre 2016 (Commission c. World Duty Free Group) (39), qu'une mesure fiscale ou une charge est sélective s'il est établi que celle-ci introduit entre des opérateurs se trouvant, au regard de l'objectif poursuivi par le régime fiscal général concerné, dans une situation factuelle et juridique comparable, une différenciation non justifiée par la nature et l'économie de ce régime et il a été démontré, aux considérants 161 et 162, que l'exonération introduit entre des opérateurs se trouvant, au regard de l'objectif poursuivi par le régime fiscal général concerné, dans une situation factuelle et juridique comparable, une différenciation non justifiée par la nature et l'économie de ce régime.

(214)

La Commission ne partage ainsi pas la position argumentée par la France et rappelée aux considérants 111 et 112.

(215)

Les entreprises favorisées par ces exonérations de CSPE sont en concurrence avec des entreprises d'autres États membres. Les auto-consommateurs traités ici ne sont pas producteurs d'électricité mais des industriels actifs sur les secteurs d'activité suivants: chimie, sidérurgie, pétrochimie principalement, comme exposé par la France et rappelé au considérant 78 de cette décision. Par conséquent ces exonérations sont susceptibles d'avoir un impact sur la concurrence et le commerce entre États membres.

(216)

La Commission conclut que les exonérations de CSPE octroyées à l'auto-consommation d'électricité qui n'est pas destinée à produire de l'électricité et produite à partir d'autres sources que les énergies renouvelables et la cogénération à haut rendement, sont constitutives d'une aide d'État.

(217)

Les plafonnements de la CSPE par site et à 0,5 % de la valeur ajoutée constituent une aide d'État.

(218)

Les exonérations octroyées aux sites auto-consommateurs constituent une aide sauf si l'électricité a été auto-consommée en vue de produire de l'électricité et sauf lorsque l'exonération porte sur l'électricité auto-produite à partir d'énergies renouvelables ou de cogénération à haut rendement, pour la part de la CSPE finançant respectivement les énergies renouvelables et la cogénération à haut rendement.

(219)

Les réductions de CSPE ayant été mises en œuvre avant toute notification à la Commission, les autorités françaises n'ont pas rempli leurs obligations résultant de l'article 108, paragraphe 3, du TFUE.

(220)

Par conséquent la Commission conclut que les plafonnements de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée et par site, ainsi que les exonérations octroyées aux auto-consommateurs constitutives d'une aide d'État, sont constitutives d'une aide illégale.

(221)

La Commission a d'abord vérifié si la CSPE pouvait être considérée comme une taxe environnementale au sens de la section 3.7.1 des lignes directrices de 2014, du point 151) des lignes directrices de 2008 et du point 6) des lignes directrices de 2001.

(222)

Les taxes environnementales au sens des lignes directrices de 2014 [point 167)] ont pour finalité d'accroître les coûts des comportements préjudiciables à l'environnement afin de décourager les comportements (et donc d'augmenter le niveau de protection de l'environnement). La qualification de taxe environnementale au sens du point 167) lu en combinaison avec le point 19) 15) des lignes directrices implique donc que les mesures modifient les comportements dans un sens moins dommageable pour l'environnement et intègre les coûts environnementaux du produit ou service concerné. Une définition semblable de la notion de taxe environnementale est également présente dans les lignes directrices 2008 [voir point 70) 14) lu en combinaison avec le point 151) des lignes directrices] et dans les lignes directrices de 2001 [point 6)].

(223)

En l'espèce, le montant de la CSPE n'est pas déterminé par un effet incitatif visant à diminuer les comportements polluants, ni à internaliser les impacts environnementaux de l'électricité consommée. La base imposable spécifique n'a pas nécessairement un effet négatif sur l'environnement, dans la mesure où la CSPE est aussi due sur l'électricité générée à partir de sources d'énergie renouvelable. En réalité, la CSPE est due sur toute consommation d'électricité, indépendamment de l'impact sur l'environnement de l'électricité consommée. Par ailleurs la CSPE n'a pas pour vocation à orienter les fabricants ou le consommateur vers des activités respectant davantage l'environnement. Au contraire, une réduction de la consommation entrainerait la nécessité d'augmenter la CSPE due pour couvrir les coûts de production d'énergie renouvelable et des autres politiques à financer.

(224)

De plus, la Commission relève en outre que le point 181) des lignes directrices de 2014 spécifie explicitement que «le financement du soutien apporté à l'énergie produite à partir de sources renouvelables, au moyen de redevances, ne cible pas, en tant que tel, un effet externe négatif sur l'environnement».

(225)

La CSPE ne constitue donc pas une taxe environnementale au sens des points 167) et 181) des lignes directrices de 2014, ni au sens des points 70) 14) et 151) des lignes directrices de 2008 et de la section E.3.2. des lignes directrices de 2001 quand bien même la CSPE se traduirait par une augmentation des prix de l'électricité.

(226)

Par conséquent, la Commission ne partage pas l'appréciation portée par la France sur la nature de la CSPE, rappelée au considérant 82.

(227)

La Commission souligne en premier lieu que la France n'a à aucun moment affirmé ou démontré que la CSPE constituait une taxe environnementale harmonisée au sens de la directive 2003/96/CE. Au contraire, la France soutient que les dispositions de la directive 2003/96/CE seraient applicables par analogie, admettant ainsi, comme antérieurement à l'ouverture de procédure, que la CSPE n'est pas une taxe harmonisée sur l'énergie au sens de la directive 2003/96/CE.

(228)

De plus, la Commission remarque que la CSPE ne peut être considérée comme une taxe harmonisée au sens de la directive 2003/96/CE, car les recettes collectées ne sont pas allouées au budget général.

(229)

La Commission confirme ainsi les conclusions qu'elle avait formulées au considérant 155 de la décision d'ouverture. Par ailleurs, la Commission ne confirme pas les observations formulées par la France aux considérants 81, et 84 à 87.

(230)

Puisque la CSPE ne constitue pas une taxe environnementale, la section 3.7.1 des lignes directrices de 2014, relative aux réductions de taxes environnementales, ne s'applique pas.

(231)

De même, le point 151) des lignes directrices de 2008, qui détermine les conditions de compatibilité des réductions de taxes environnementales avant l'entrée en vigueur des lignes directrices de 2014, ne s'applique pas.

(232)

Ainsi la Commission ne partage pas les observations formulées par la France, exposées aux considérants 88 et 90.

(233)

Puisqu'il n'a pas été démontré que la CSPE constitue une taxe environnementale harmonisée, ni même une taxe environnementale, comme exposé à la section 5.3.2, les points 173) à 175) des lignes directrices de 2014, les points 152) et 153) des lignes directrices de 2008 et le point 49) des lignes directrices de 2001 ne s'appliquent pas à la CSPE étant donné qu'ils s'appliquent uniquement aux taxes environnementales harmonisées.

(234)

Même si la CSPE devait être analysée comme une taxe environnementale, elle serait alors une taxe environnementale non harmonisée pour laquelle les lignes directrices de 2014 énoncent des critères de comptabilité spécifiques en leurs points 176) et 178). Les points 173) à 175) des lignes directrices de 2014 ne sauraient donc en aucun cas être appliqués par analogie.

(235)

Pour les mêmes raisons, les points 152) et 153) des lignes directrices de 2008, relatifs aux réductions de taxes harmonisées et d'application avant le 1er juillet 2014, ne sauraient fournir une base de compatibilité avec le marché intérieur valable aux réductions de CSPE, qui ne constituent pas une taxe environnementale harmonisée. Les lignes directrices de 2008 contenaient également des critères de compatibilité pour des taxes environnementales non harmonisées. Ainsi, à supposer même que la CSPE puisse être considérée comme une taxe environnementale, étant non harmonisée, elle devrait être analysée, non pas par analogie à l'aune des points 152) et 153) des lignes directrices de 2008, mais à l'aune des points 154) à 159) des lignes directrices de 2008.

(236)

La Commission constate que, si la CSPE était qualifiée de taxe environnementale non harmonisée, ce qui n'a pas été démontré par la France en l'espèce, les réductions de CSPE ne sauraient pour autant être considérées comme compatibles.

(237)

Premièrement, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 177) a) des lignes directrices de 2014, que l'aide octroyée est applicable de la même manière à tous les concurrents d'un même secteur, s'ils se trouvent dans une même situation factuelle. Notamment, le plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, applicable uniquement pour les clients industriels consommant plus de 7 GWh, crée des discriminations entre des concurrents actif sur un même secteur de marché: bien que la CSPE représente le même poids par rapport à leur valeur ajoutée, l'exonération n'est accordée que lorsque la consommation atteint un certain seuil ce qui de facto exclut les plus petites entreprises d'un secteur déterminé du bénéfice de l'exonération.

(238)

Deuxièmement, comme spécifié par le point 177 b) des lignes directrices de 2014, l'impact de la surcharge environnementale sans réduction, sur l'augmentation des coûts de production, exprimée en proportion de la valeur ajoutée brute de nature, par bénéficiaire et pour l'ensemble de la période 2003-2015, n'a pas en l'espèce été suffisamment quantifiée. De manière générale, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 177) c) des lignes directrices de 2014, que cette augmentation des coûts ne pouvait être répercutée sans entraîner une importante baisse des ventes;

(239)

Troisièmement, les réductions de CSPE ne garantissent pas le paiement du minimum de 20 % requis au point 178) a). Il apparaît au contraire que dans un nombre important de cas, le minimum de 20 % n'a pas été payé. A titre d'exemple, les informations communiquées par la France montrent qu'en 2014, 203 bénéficiaires ont payé un niveau de CSPE inférieur à 20 %;

(240)

Ainsi, à supposer même que la CSPE soit qualifiée de taxe non harmonisée sur l'énergie, la conformité des réductions de CSPE à la section 3.7.1-2 des lignes directrices de 2014 n'a pas été établie.

(241)

Premièrement, la Commission considère que les dispositions formulées au point 155) de ces lignes directrices selon lesquelles la France doit, pour chaque bénéficiaire, fournir la liste des secteurs en les décrivant précisément et décrire la situation des bénéficiaires, n'ont pas été respectées.

(242)

Deuxièmement, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 158) a) des lignes directrices de 2008, que l'aide est octroyée est applicable de la même manière à tous les concurrents du même secteur se trouvant dans une même situation factuelle. Notamment, le plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, applicable uniquement pour les clients industriels consommant plus de 7 GWh, crée des discriminations entre des concurrents actif sur un même secteur ou marché (voir aussi considérant 237).

(243)

Troisièmement, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 158) b) des lignes directrices de 2008, que la taxe sans réduction entraînerait une augmentation substantielle des coûts de production, pour chaque secteur ou pour chaque catégorie de bénéficiaires individuels bénéficiant du plafonnement par site.

(244)

Quatrièmement, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 158) c) des lignes directrices de 2008, que l'augmentation des coûts résultant de l'application de la CSPE ne pourrait être répercutée sur les prix de vente sans entraîner une importante baisse des ventes.

(245)

Cinquièmement, il n'a pas été démontré, comme spécifié par le point 159) a) des lignes directrices de 2008, que le montant de CSPE versée par les bénéficiaires de l'aide équivaut à la performance environnementale de chaque bénéficiaire par rapport à la performance liée à la technique la plus performante, ni que tous les bénéficiaires paient au moins 20 % de la CSPE. Au contraire, il est établi que certains bénéficiaires ont payé moins de 20 % de la CSPE, contrairement aux dispositions du point 178) a). A titre d'exemple, les informations communiquées par la France montrent que, pour certaines années, un nombre significatif de bénéficiaires a payé un niveau de CSPE inférieur à 20 % en 2014.

(246)

Ainsi la Commission ne partage pas les observations formulées par la France, exposées au considérant 90.

(247)

Premièrement, compte tenu des niveaux de la CSPE payée par les bénéficiaires, parfois très peu significatifs, la Commission considère que les réductions de CSPE ne respectent pas les dispositions du paragraphe 51, point 1) b) de ces lignes directrices, qui précise que les «entreprises bénéficiaires de la réduction doivent néanmoins payer une part significative de la taxe nationale.» À titre d'exemple, pour les années pour lesquelles la France a communiqué des informations détaillées par bénéficiaire, il apparaît que 202 bénéficiaires ont payé moins de 20 % de la CSPE.

(248)

Deuxièmement, la taxe en cause doit avoir un effet positif en termes de protection de l'environnement, comme prévu au paragraphe 51, point 2) b). En l'effet, la CSPE, au moins une partie de la taxe, servant à financer la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, ne vise donc pas exclusivement à avoir un effet positif en termes de protection de l'environnement. En outre, ce n'est pas la taxe en tant que telle qui a un effet positif sur l'environnement mais seulement les mesures pour partie financées par la CSPE, de sorte que les paragraphes 51 et suivants des lignes directrices de 2001 ne sont en l'espèce pas applicables.

(249)

Troisièmement, s'agissant du plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, qui a été introduit après l'introduction de la CSPE, la France n'a pas démontré que l'exonération a été décidée lors de l'élaboration de la CSPE ni qu'elle serait justifiée par une modification significative des conditions économiques, qui place les entreprises dans une situation concurrentielle particulièrement difficile. Le montant de la réduction de la CSPE n'excède pas l'augmentation des charges résultant de la modification des conditions économiques à la suite de l'introduction de la charge. Il n'est par conséquent pas démontré que les réductions de CSPE octroyées par la France sur la période 2003-2011 respectent le paragraphe 51, point 2) b) des lignes directrices de 2001. En outre, s'agissant du plafonnement par site de la CSPE, il n'était pas limité à dix ans comme prévu par le paragraphe 51, point 1), des lignes directrices de 2001.

(250)

Ainsi la Commission ne partage pas les observations formulées par la France, exposées au considérant 89.

(251)

La Commission a évalué la conformité de la réduction en tant que la CSPE sert à financer les énergies renouvelables sur la base des sections 3.7.2 («Aides sous forme de réductions servant à financer le soutien à l'énergie produite à partir de sources renouvelables») et 3.7.3 («Règles transitoires applicables aux aides octroyées pour réduire la charge que représente le financement du soutien apporté à l'énergie produite à partir de sources renouvelables») des lignes directrices de 2014. Elle a également évalué la conformité de la réduction en tant que la CSPE sert à financer des mesures de soutien autres que le soutien aux énergies renouvelables sur la base de l'article 107, paragraphe 3, du TFUE.

(252)

La section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 expose comment la Commission analyse la compatibilité avec le marché intérieur d'aides sous forme de réduction des contributions servant à financer le soutien à l'énergie produite à partir de sources renouvelables. Dans la mesure où la CSPE finance pour partie la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, la Commission a analysé la compatibilité des réductions de la CSPE allouée au financement de la génération à partir d'énergies renouvelables à l'aune des sections 3.7.2 et 3.7.3 des lignes directrices de 2014.

(253)

Le point 182) des lignes directrices de 2014 explique que dans la mesure où les coûts générés par le financement du soutien apporté aux énergies renouvelables sont récupérés auprès des consommateurs d'énergie, ils devraient l'être sans distinction entre ces derniers et de manière telle que certaines réductions ciblées de ces coûts puissent néanmoins se révéler nécessaires pour garantir une base de financement suffisante pour le soutien apporté à l'énergie produite à partir de sources renouvelables et, de ce fait, contribuer à atteindre les objectifs fixés au niveau de l'Union en matière d'énergies renouvelables. Afin d'éviter que des entreprises particulièrement concernées par les coûts liés au financement du soutien aux énergies renouvelables ne doivent subir un handicap concurrentiel important, les États membres peuvent être amenés à accorder une compensation partielle pour ces coûts supplémentaires. Sans une telle compensation, le financement du soutien apporté aux énergies renouvelables peut se révéler intenable, et le public peu disposé à accepter l'adoption de mesures ambitieuses en faveur des énergies renouvelables.

(254)

À titre liminaire, la Commission relève que la France prétend que le soutien à la production d'électricité à partir de l'incinération des déchets doit être de 50 % pour être considérée comme du soutien aux énergies renouvelables. La Commission est d'accord avec cette analyse, étant donné que la France a justifié ce pourcentage sur la base de statistiques publiques (Agence internationale de l'énergie et Eurostat), comme exposé au considérant 134, indiquant que les déchets incinérés représentent 50 % des déchets biodégradables et constituent dès lors des sources d'énergie renouvelable au sens du point 19) 5) et 6) des lignes directrices de 2014.

(255)

Le point 184) des lignes directrices de 2014 dispose qu'afin de garantir que l'aide servira à faciliter le soutien aux énergies renouvelables, les États membres devront démontrer que les coûts supplémentaires, se traduisant par des prix de l'électricité plus importants supportés par les bénéficiaires, sont uniquement imputables au soutien aux énergies renouvelables. Les coûts supplémentaires engendrés par la partie de la CSPE qui finance les énergies renouvelables ne peuvent donc excéder le montant des contributions servant à financer le soutien aux énergies renouvelables.

(256)

En l'espèce, la CRE vérifiait que les contributions collectées auprès des consommateurs finaux au titre du soutien aux énergies renouvelables ne sont pas supérieures au coût du soutien aux énergies renouvelables (et à toutes les autres politiques financées par la CSPE), comme expliqué aux considérants 14 et 15. En particulier, la CRE vérifiait que les charges déclarées par les acheteurs obligés au titre du financement du soutien aux sources d'énergie renouvelable ne dépassent pas les coûts du soutien, à savoir la différence entre les montants versés par les acheteurs obligés aux producteurs d'énergies renouvelables et le prix de marché que les acheteurs obligés ont obtenu en vendant l'électricité produite par des sources d'énergies renouvelables. La CRE a même développé une méthode de détermination du prix de marché de référence incitant les opérateurs à vendre l'électricité produite par des sources d'énergies renouvelables de manière performante. Par conséquent, la Commission conclut que les dispositions du point 184) des lignes directrices de 2014 sont respectées.

(257)

Les points 185) et 186) des lignes directrices de 2014 spécifient que l'aide devrait être limitée aux secteurs exposés à un risque pour le maintien de leur position de marché, provoqué par le coût de financement de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables.

(258)

De plus, l'aide ne peut être accordée que si l'entreprise appartient à l'un des secteurs dont la liste figure à l'annexe 3 des lignes directrices de 2014, ou si elle présente conjointement une électro intensité d'au moins 20 % et une exposition aux échanges internationaux d'au moins 4 % au niveau de l'Union européenne.

(259)

Une liste des secteurs miniers et manufacturiers non incluse à l'annexe 3 des lignes directrices de 2014 avec une exposition aux échanges internationaux d'au moins 4 % est fournie à l'annexe 5 des lignes directrices de 2014.

(260)

La Commission observe que la France a reconnu que des entreprises ont bénéficié de réductions ou d'exonération de CSPE alors qu'elles n'étaient pas éligibles au regard des critères établis par les lignes directrices de 2014, soit parce qu'elles n'étaient actives dans aucun des secteurs figurant aux annexes 3 et 5 des lignes directrices de 2014, soit parce qu'elles étaient actives dans un secteur de l'annexe 5 des lignes directrices de 2014 mais n'atteignaient pas une électro-intensité d'au moins 20 %.

(261)

Le point 188) des lignes directrices de 2014 précise que l'aide sera considérée comme proportionnée si les bénéficiaires paient au moins 15 % de la surcharge sans réduction.

(262)

Le point 189) des lignes directrices de 2014 reconnaît en outre que, du fait de l'augmentation significative des surcharges prélevées pour financer les énergies renouvelables, une contribution de 15 % du montant de la surcharge pourrait aller au-delà des montants de ce que les entreprises particulièrement affectées par cette surcharge pourraient supporter. Par conséquent, les États membres ont la possibilité de limiter le montant de la surcharge à 4 % de sa valeur ajoutée si l'entreprise présente une électro-intensivité inférieure à 20 %, et 0,5 % de la valeur ajoutée si électro-intensivité de cette entreprise est au moins égale à 20 %.

(263)

En l'espèce, la Commission constate que, sur la seule année 2014, 124 bénéficiaires au moins se sont acquittés d'un niveau de CSPE (destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables) inférieur à 15 % et par conséquent ne respectent pas le point 188) des lignes directrices de 2014. De plus, la France a octroyé des réductions de CSPE de 0,5 % de la valeur ajoutée selon un critère de consommation, et non pas selon un critère explicite d'électro-intensivité. De même, le critère du plafonnement par site de la CSPE ne correspond pas au critère d'électro intensité des lignes directrices de 2014. Par conséquent, la Commission conclut que la France n'a pas démontré que les règles de proportionnalité établies par les lignes directrices de 2014 étaient pleinement respectées. La Commission n'approuve ainsi pas les observations formulées par la France et résumées aux considérants 105 et 106.

(264)

Les points 193) et 194) des lignes directrices de 2014, prévoient que les États membres doivent appliquer les critères d'éligibilité et de proportionnalité établis à la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 de 2014, au plus tard à la date du 1er janvier 2019. La Commission note que la France a présenté un plan d'ajustement prévoyant une augmentation progressive de la contribution minimale à payer, afin que la réduction appliquée sur la partie de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables soit conforme aux prescriptions de la section 3.7.2. des lignes directrices de 2014 au plus tard le 1er janvier 2019. Elle a en outre décidé d'abolir la CSPE en 2016.

(265)

Le point 195) des lignes directrices de 2014 permet au plan d'ajustement d'atteindre de manière progressive les niveaux d'aides résultant de l'application des critères d'éligibilité et de proportionnalité définis par la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014, afin d'éviter une augmentation brutale de la surcharge à payer par les entreprises individuelles.

(266)

En outre, le point 196) des lignes directrices de 2014 précise que, dans la mesure où l'aide a été octroyée sur une période antérieure à l'entrée en vigueur des lignes directrices de 2014 de 2014, le plan d'ajustement doit également assurer une application progressive des critères d'éligibilité et de proportionnalité sur cette période antérieure.

(267)

En vertu du point 197) des lignes directrices de 2014, dans la mesure où l'aide, prenant la forme d'une réduction ou d'une exemption de charge relative au financement de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, a été octroyée avant la date d'application des lignes directrices de 2014 à des entreprises non éligibles en vertu des critères établis par la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014, une telle aide peut néanmoins être déclarée compatible si le plan d'ajustement prévoit l'atteinte d'un minimum de 20 % de la contribution, à atteindre au plus tard le 1er janvier 2019.

(268)

Les informations communiquées par la France, pour certaines années uniquement pour lesquelles elle dispose de statistiques, ont permis de montrer que pour ces années un nombre significatif de bénéficiaires ont obtenu des réductions supérieures aux niveaux de réduction autorisés par les lignes directrices de 2014. Ainsi par exemple en 2004, 124 bénéficiaires du plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée ont payé une CSPE inférieure à 15 cent et 202 ont payé une CSPE inférieure à 20 % de son niveau maximum. En outre, 27 bénéficiaires du plafonnement par site ont payé moins de 15 % de la CSPE, 39 moins de 20 % de CSPE. De plus la Commission note que les 934 bénéficiaires du plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée appartiennent à 135 secteurs d'activité différents (131 codes NACE), soit une base plus large que celle autorisée par les annexes 3 (68 codes NACE) des lignes directrices de 2014.

(269)

Par conséquent, la France a communiqué un plan d'ajustement visant à ramener les niveaux de réductions octroyées dans le cadre des mesures en cause, à des niveaux conformes aux lignes directrices de 2014 et à déterminer les niveaux de CSPE à payer. Les détails et modalités de ce plan d'ajustement ont été présentés à la section 4.4. La Commission considère en premier lieu que ce plan d'ajustement respecte les dispositions de l'article 3.7.3 des lignes directrices de 2014. La France s'est en particulier engagée à vérifier que pour les bénéficiaires appartenant à l'un des secteurs listés à l'annexe 3 des lignes directrices de 2014 et pour les bénéficiaires présentant conjointement une électro intensité d'au moins 20 % et appartenant à l'un des secteurs listés à l'annexe 5 des lignes directrices de 2014, le montant payé de CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables atteigne au moins l'une des valeurs suivantes:

(270)

Si tel n'est pas le cas, elle s'est engagée à vérifier que le montant payé de CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables atteigne au moins le niveau de contribution requis par le plan d'ajustement basé sur la formule de progression décrite au considérant 140. Enfin, la France a expliqué que si la contribution payée par un bénéficiaire ne correspond pas au montant requis par le plan d'ajustement, la différence entre la contribution déjà payée et la contribution due au titre du plan d'ajustement devra faire l'objet d'un recouvrement.

(271)

Conformément au point 197) des lignes directrices de 2014, la France s'est engagée à vérifier que les bénéficiaires non éligibles en vertu de la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 mais ayant bénéficié de réductions de la CSPE avant le 1er juillet 2014, paient au moins 20 % de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables. Quand c'est le cas, aucun ajustement supplémentaire n'est requis. Si ce n'est pas le cas, un plan d'ajustement progressif sera appliqué lequel augmentera progressivement le montant annuel de CSPE à payer pour atteindre au plus tard le 1er janvier 2019 20 % de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables. Si la contribution payée par un bénéficiaire ne correspond pas au montant requis par le plan d'ajustement, la France prévoit de recouvrir la différence entre la contribution déjà payée et la contribution due au titre du plan d'ajustement. La France ayant décidé d'abolir la CSPE en 2016, l'application du plan d'ajustement peut s'arrêter au 31 décembre 2015.

(272)

Les bénéficiaires non éligibles en vertu de la section 3.7.2 des lignes directrices de 2014 n'ayant pas bénéficié de réductions de la CSPE avant le 1er juillet 2014 devront payer 100 % de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables au plus tard le 1er janvier 2019.

(273)

La Commission relève que la version du plan d'ajustement proposée par la France le 23 novembre 2017, et exposée à la section 4.4, s'appuie sur une analyse étendue et détaillée de la situation de chaque bénéficiaire au regard de la CSPE. Par conséquent la Commission considère que les points 198) à 200) des lignes directrices de 2014 ont été respectés par la France.

(274)

Enfin, la Commission note que le point 248) des lignes directrices de 2014 autorise un début du plan d'ajustement en 2011. En vertu de ce même paragraphe, la Commission considère que les réductions appliquées sur la partie de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables avant le 1er janvier 2011 peuvent être déclarées compatibles avec le marché intérieur.

(275)

Sur la base des éléments présentés aux considérants 115 à 148, la Commission conclut que le plan d'ajustement présenté par la France et décrit à la section 4.4 est compatible avec la section 3.7.3 des lignes directrices de 2014 en tant qu'il concerne la partie de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables. De même, les exonérations de CSPE en tant que la CSPE finance la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables est compatible avec la section 3.7.3. des lignes directrices de 2014 et avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, dans la mesure où les réductions octroyés ne dépassent pas les réductions autorisées sur base du plan d'ajustement et que le montant minimum de la partie de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables tel que décrit aux considérants 269 à 272 a été payé.

(276)

En revanche, la Commission conclut que tout montant d'aide supérieur aux niveaux autorisés par le plan d'ajustement est considéré comme incompatible avec le marché intérieur et qu'il doit faire l'objet d'un recouvrement. La Commission valide à ce titre les modalités de mise en œuvre de ce plan d'ajustement, telles que définies par la France, à la section 4.4 de cette décision.

(277)

La Commission relève, en premier lieu, que la compatibilité avec le marché intérieur des réductions de CSPE en tant que celle-ci finance les régimes de soutien autres que le soutien à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, ne peut être évaluée ni à l'aune de la section 3.7.1 des lignes directrices de 2014, ni à l'aune des sections 3.7.2 et 3.7.3 de ces mêmes lignes directrices:

(278)

D'une part, la Commission considère que les réductions de CSPE octroyées pour les régimes de soutien à la cogénération, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux, ne peuvent être qualifiées de «taxes environnementales» pour les raisons déjà exposées aux considérants 223 à 225.

(279)

D'autre part, les sections 3.7.2 et 3.7.3 des lignes directrices de ne s'appliquent qu'aux réductions de charges destinées au financement du soutien aux énergies renouvelables. Elles ne couvrent donc pas les réductions de surcharges destinées à financer des mesures de soutien à la cogénération, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux.

(280)

Aucune autre ligne directrice ne trouvant à s'appliquer aux réductions octroyées sur ces composantes de la CSPE, la Commission a examiné la compatibilité avec le marché intérieur de ces mesures à l'aune de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE. La Commission pourrait déclarer une mesure d'aide compatible directement d'après l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE si elle contribue à un objectif d'intérêt commun, est adéquate et nécessaire pour atteindre cet objectif et proportionnée et si ses effets positifs dépassent les effets négatifs sur la concurrence et les échanges.

(281)

La Commission a déjà conclu que des exonérations de charges autres que dédiées au financement des énergies renouvelables pouvaient être considérées comme poursuivant un objectif d'intérêt commun. En particulier, la Commission a relevé, dans ses décisions SA.38635 (41) et SA.42393 (42) que les réductions de charges sur l'électricité destinées au financement de la cogénération à haut rendement peuvent être considérées comme contribuant à l'objectif d'intérêt commun, comme étant adéquates et nécessaires pour atteindre cet objectif si elles sont nécessaires au maintien des charges assurant le financement du soutien à cette politique qui est elle-même constitutive d'une politique d'intérêt commun.

(282)

La Commission a vérifié si la CSPE servant à financer la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, servent un objectif d'intérêt commun et si les réductions étaient nécessaires au maintien de la stabilité du financement de ces politiques:

(283)

L'article 38 de la directive 2012/27/UE du Parlement et du Conseil (43) définit la cogénération à haut rendement comme permettant de réaliser des économies d'énergie, calculées selon l'annexe II de la directive. Selon cette annexe II, cette cogénération à haut rendement doit satisfaire à deux critères. Premièrement, la production par cogénération doit assurer des économies d'énergie primaire d'au moins 10 %, par rapport aux données de référence de la production séparée de chaleur et d'électricité. Deuxièmement, la production des petites unités de cogénération et des unités de micro-génération, assurant des économies d'énergie primaire, peut être considérée comme de la cogénération à haut rendement.

(284)

En l'espèce, comme exposé au considérant 10, point b), la France a expliqué que les installations de cogénération financées par la CSPE étaient d'une part les installations de cogénération dont le rendement énergétique était supérieur à 65 % et d'autre les installations de cogénération au gaz naturel à haut rendement de plus de 12 MW. La France a confirmé que toutes ces installations répondaient aux critères des installations à haut rendement tels que définis par la directive 2012/27/UE (44).

(285)

La Commission partage par ailleurs l'avis de la France que le soutien à l'incinération de déchets non biodégradables mais recourant à la cogénération à haut rendement peut également être assimilée à un soutien à la cogénération de haut rendement (voir aussi considérant 134).

(286)

La Commission constate que la promotion de la cogénération à haut rendement est reconnue comme un objectif d'intérêt commun étant donné que celle-ci contribue à l'efficacité de la production d'énergie et réduit les émissions carbone mais que ces externalités positives ne sont pas entièrement répercutées dans les prix, de sorte que la cogénération à haut rendement ne se développe généralement pas spontanément sans soutien additionnel (voir paragraphe 51 des lignes directrices de 2008). C'est pourquoi la Commission autorise des aides opérationnelles à la cogénération à haut rendement [voir points 138), 139) et 151) des lignes directrices de 2014, section 3.1.7. des lignes directrices de 2008, section E.3.4. des lignes directrices de 2001] (45). La Commission rejoint ainsi les observations formulées par la France, exposées au considérant 99, paragraphe 1.

(287)

La Commission observe en premier lieu que le financement de mesures visant à limiter les coûts énergétiques dans les régions éloignées poursuit bien un objectif d'intérêt commun. Ce financement se justifie d'abord par l'impératif de cohésion régionale visé par l'article 3, paragraphe 3, du TUE. De plus, l'article 174 TFUE précise que l'Union européenne «développe et poursuit son action tendant au renforcement de sa cohésion économique, sociale et territoriale. En particulier, l'Union vise à réduire l'écart entre les niveaux de développement des diverses régions et le retard des régions les moins favorisées. Parmi les régions concernées, une attention particulière est accordée aux zones rurales, aux zones où s'opère une transition industrielle et aux régions qui souffrent de handicaps naturels ou démographiques graves et permanents telles que les régions les plus septentrionales à très faible densité de population et les régions insulaires, transfrontalières et de montagne». Enfin, l'article 349 TFUE insiste sur la nécessité de prendre en considération les caractéristiques et les contraintes des régions les plus périphériques.

(288)

En ce qui concerne les régions les plus périphériques, qui bénéficient de manière significative de la «péréquation tarifaire», la Commission elle-même dans sa récente Communication sur les régions les plus éloignées (46), insiste sur la «nécessité d'accroître les efforts pour permettre aux régions les plus périphériques de tirer pleinement profit de l'adhésion à l'Union européenne et d'atténuer les difficultés entraînées par la mondialisation auxquelles elles sont exposées.» En ce qui concerne le secteur de l'énergie, la Communication reconnaît explicitement le problème lié à une connexion insuffisante de ces territoires aux réseaux électriques du continent et donc le besoin de recevoir des subventions afin d'éviter des prix de l'électricité élevés.

(289)

De plus, la Commission a déjà approuvé des mesures financées par les États membres en faveur des territoires insuffisamment connectés, visant à plafonner les prix de l'électricité, afin d'éviter une différence trop significative avec les prix de le continent (47).

(290)

Par conséquent la Commission conclut à l'existence d'un objectif d'intérêt commun poursuivi par la part de la CSPE allouée au financement de la «péréquation tarifaire».

(291)

La Commission rejoint ainsi les observations formulées par la France, exposées au considérant 99(2).

(292)

La Commission souligne en premier lieu que le volet de la CSPE destiné à financer les tarifs sociaux poursuit un objectif d'intérêt commun. Celui-ci est clairement exprimé par les articles 3 TUE et 174 TFUE, qui établissent explicitement la cohésion sociale et économique comme un objectif de l'Union européenne.

(293)

Ces objectifs sont également repris dans la législation secondaire de l'Union européenne applicable dans le domaine de l'électricité. En particulier, la directive 2009/72/EC («Directive Énergie») stipule au considérant 45 que «les États membres devraient s'assurer que les clients résidentiels et […] les petites entreprises, aient le droit d'être approvisionnés en électricité d'une qualité bien définie à des prix clairement comparables, transparents et raisonnables». Le considérant 53 de cette directive valorise l'adoption de mesures et le développement de plan d'actions nationaux visant à lutter contre la pauvreté énergétique. De plus, l'article 3(7) de la directive oblige explicitement les États membres à prendre les mesures adéquates pour protéger les consommateurs finaux, et en particulier les clients vulnérables. Enfin la Communication de la Commission «Énergie Propre pour tous les européens insiste sur la nécessité de protéger les clients vulnérables» (48), insiste également sur la nécessité de protéger les consommateurs les plus vulnérables.

(294)

Par conséquent la Commission conclut à l'existence d'un objectif d'intérêt commun poursuivi par la part de la CSPE allouée au financement des tarifs sociaux.

(295)

La Commission rejoint ainsi les observations formulées par l'association UNIDEN, exposées au considérant 71, et celles formulées par la France, exposées au considérant 99(3).

(296)

La Commission a ensuite vérifié si les réductions de CSPE peuvent être considérées comme nécessaires pour assurer le maintien du financement des mesures de soutien à la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux.

(297)

La Commission reconnaît que des réductions de CSPE allouée au financement des tarifs sociaux, octroyées aux entreprises électro intensives peut se justifier par la nécessité d'assurer un financement suffisant de la mesure, en évitant qu'un montant élevé de CSPE n'entraîne une charge trop lourde pour les entreprises particulièrement sensibles aux surcharges appliquées sur la consommation d'électricité, à savoir les entreprises électro-intensives exposées au commerce international. Une charge trop lourde pourrait mener à la fermeture d'entreprises et porterait préjudice à la durabilité du financement des mesures de soutien et in fine aux objectifs poursuivis par les mesures de soutien.

(298)

Afin d'éviter que les consommateurs d'électricité particulièrement affectés par les coûts de financement de la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux, à savoir des sociétés à la fois électro-intensives et exposées à la concurrence internationale, puissent se retrouver en situation de faillite ou de délocalisation hors de l'Union européenne, des réductions de charges imposées sur la consommation d'électricité peuvent s'avérer nécessaire. En effet, la faillite ou la délocalisation d'un nombre trop élevé de sociétés peut en éroder la base financière. Au lieu de payer un montant plus réduit de CSPE, les sociétés ainsi affectées n'auraient plus du tout contribué à son financement, ce qui impliquerait un financement plus significatif de la part des autres consommateurs pour financer le soutien à la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux réduisant d'autant l'acceptabilité des mesures pour les contributeurs restants.

(299)

La Commission note à ce titre que la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 sur l'efficacité énergétique, a fixé un objectif de 20 % d'efficacité énergétique et fourni des objectifs nationaux, que la cogénération à haut rendement peut significativement contribuer à atteindre. Le 23 octobre 2014, le Conseil européen a en outre fixé un objectif de 27 % d'amélioration de l'efficacité énergétique pour 2030.

(300)

En conséquence, les besoins de financement du soutien à la cogénération à haut rendement peuvent être significatifs. C'est le cas en France, puisque la CSPE est allouée à hauteur de 25 % au financement de la cogénération, soit 1,7 milliard d'EUR. De plus, en France la surcharge destinée à financer la cogénération s'additionne aux autres composantes de la CSPE, dont celle destinée à financer les énergies renouvelables (2,7 milliards d'EUR).

(301)

Cette charge est encore alourdie par le financement de la «péréquation tarifaire» et des tarifs sociaux qui viennent s'additionner aux autres composantes de la CSPE. Ces volets «péréquation tarifaire» et tarifs sociaux de la CSPE ont représenté ensemble 34 % de la CSPE sur la période 2003-2014 et 12,7 milliards d'EUR.

(302)

La Commission reconnaît que vu l'importance relative de la CSPE (montant de la CSPE de 19,5 EUR/MWh, à comparer avec un prix Day-ahead en Base de 38,8 EUR/MWh pour la même année) et son augmentation importante au cours de la période 2003-2015 (+ 550 %), la France a pu considérer nécessaire de prévoir des réductions de CSPE pour les entreprises les plus sensibles à cette augmentation de charge.

(303)

La Commission relève également que les mesures revêtent un caractère approprié pour atteindre l'objectif d'intérêt commun poursuivi. La Commission note à cet égard que toutes les mesures de soutien se rapportent au service public de l'électricité en France: promotion de la cogénération afin d'améliorer l'efficacité énergétique de la production électrique française et son impact sur l'environnement, lutte contre la pauvreté énergétique par l'établissement de tarifs sociaux d'électricité, garantie d'un accès à une électricité d'un prix équivalent pour les Territoires d'Outremer moins bien connectés et ne disposant pas d'un parc de production équivalent au parc disponible en Métropole. Il est à cet égard cohérent pour la France de vouloir assurer le financement des mesures concernées au travers une contribution obligatoire sur la consommation électrique en France.

(304)

Sur la base de ces éléments, la Commission conclut que les réductions de CSPE destinées au financement de la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux peuvent être considérées comme contribuant à l'objectif d'intérêt commun car elles peuvent être considérées comme nécessaires au maintien de ces composantes de la CSPE, assurant ainsi le soutien à ces politiques.

(305)

La Commission rejoint ainsi les observations formulées par la France, exposées au considérant 99(1) à (99)(3).

(306)

Il convient cependant de souligner que si la poursuite d'objectifs d'efficacité énergétique, de lutte contre la pauvreté énergétique et du maintien de la cohésion territoriale au travers de tarifs d'électricité de niveau équivalent entre la France continentale et les Territoires d'Outremer peuvent être reconnue comme poursuivant des objectifs d'intérêt commun, l'amélioration ou la préservation de la compétitivité d'une entreprise ne saurait en soi et de manière générale être constituer un objectif d'intérêt commun au sens de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(307)

La Commission souligne que l'appréciation portée sur les objectifs d'intérêt commun ne saurait constituer une reconnaissance générale et systématique de toute réduction de taxe ou de surcharge supportée par les entreprises électro intensives.

(308)

L'existence d'un objectif d'intérêt commun à une réduction de CSPE n'a été reconnue qu'en tant ce que cette réduction permet d'assurer la stabilité du financement de mesures de soutien poursuivant un objectif d'intérêt commun avéré relevant des politiques énergétiques de l'Union.

(309)

En ce sens, la Commission se démarque des observations formulées par ALFI, exposées au considérant 67, par UNIDEN, exposées au considérant 71, et de la France, exposées aux considérants 100 à 102, qui tendraient à considérer la prévention d'un risque sur la compétitivité et de délocalisation comme un objectif d'intérêt commun. Or l'amélioration de la compétitivité de certaines entreprises au détriment de leurs concurrents ne peut être en soi considérée comme un objectif d'intérêt commun au sens de l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(310)

La Commission observe que si les réductions de surcharges destinées à financer la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux sont trop significatives, ou sont octroyées à un nombre trop significatif de secteurs ou de bénéficiaires, la charge globale destinée à financer ces mesures pourrait être également menacée et l'acceptation du public pour ces mesures pourrait être compromise. Parallèlement, les distorsions de concurrence et l'impact sur les échanges, provoqués par ces réductions peuvent être significatives.

(311)

Afin d'évaluer la compatibilité avec le marché intérieur de ce type de réductions, la Commission a indiqué dans ses décisions SA. 42393 et SA.38635 que les dispositions des paragraphes (185)-(187) des lignes directrices de 2014 constituent une base d'analyse pertinente pour l'identification des entreprises les plus sensibles à l'introduction de charges élevées sur la consommation électrique et pour déterminer l'effet incitatif de l'aide. Cela semble particulièrement justifié étant donné que d'une part le soutien à la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux sont toutes financées par la CSPE et servent des objectifs d'intérêt commun en lien avec le secteur de l'énergie, tout comme le soutien aux énergies renouvelables, et que d'autre part la CSPE allouée à la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux s'additionnent à la composante renouvelable de la CSPE. Toutes ces composantes de la CSPE se structurent et sont prélevées d'une manière identique et indifférenciée. Étant donné que la CSPE est prélevée à proportion de l'électricité consommée, elle impactera en particulier les sociétés pour lesquelles le coût de l'énergie représente une part importante de leur valeur ajoutée et qui ne peuvent aisément transférer ces coûts aux consommateurs finaux sans perdre des parts de marché, étant donnée l'exposition au commerce international des secteurs dans lesquels celles-ci opèrent. Il s'agit des entreprises que les critères spécifiés aux paragraphes (185) à (187) des lignes directrices de 2014 permettent d'identifier.

(312)

La Commission a également indiqué dans ses décisions SA.42393 et SA.38635 qu'elle peut utiliser les paragraphes (188) et (189) des lignes directrices de 2014 comme base pour évaluer la proportionnalité des réductions de surcharges destinées à financer la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux. Cela semble approprié étant donné que d'une part la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaires et les tarifs sociaux poursuivent des objectifs d'intérêt commun relatifs au secteur de l'énergie, tout comme le soutien aux énergies renouvelables, également assuré par la CSPE, et que d'autre part les réductions octroyées et visant à assurer la soutenabilité du financement de ces mesures de soutien en limitant la charge pour les sociétés particulièrement affectées par les surcharges à l'énergie, tout en requérant d'elles une contribution suffisante. À ce titre les critères établis aux points 188) et 189) des lignes directrices de 2014 servent à définir cet équilibre.

(313)

La Commission note à cet égard qu'un nombre important de bénéficiaires éligibles sont des entreprises électro intensives au sens des points 185) à 187) des lignes directrices de 2014 et qu'un certain nombre de bénéficiaires contribuent au minimum requis, i.e. 15 % de la charge.

(314)

Pour les bénéficiaires ne pouvant être qualifiés d'entreprises électro-intensives au sens des points 185) à 187) des lignes directrices de 2014, et pour celles qui, bien qu'étant électro-intensives au sens de ces paragraphes, n'ont pas payé au moins 15 % de la CSPE, ou 0,5 % de la valeur ajoutée, selon les cas, la France a soumis un plan d'ajustement qui permet une augmentation progressive de leur contribution propre (voir la section 4.4) afin d'atteindre 15 % [pour les entreprises électro-intensives au sens des points 185) à 187) des lignes directrices de 2014] et 100 % (pour les entreprises non électro-intensives) au plus tard le 1er janvier 2019. La CSPE, ayant été abolie au 1er janvier 2016, le plan d'ajustement ne sera appliqué que jusqu'au 31 décembre 2015.

(315)

Ce plan d'ajustement est un ajustement cumulé qui porte sur toutes les réductions de CSPE, qui finance de manière combinée les énergies renouvelables, la cogénération, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, et dont la compatibilité avec le marché intérieur a déjà été évaluée par la Commission aux sections 5.4.1 et 5.4.2.

(316)

La Commission considère que le plan d'ajustement est justifié pour les mêmes raisons que pour celui mis en œuvre pour le volet renouvelable de la CSPE. En particulier, ce plan d'ajustement évite une augmentation trop brutale et abrupte de la charge financière à supporter par les consommateurs ne pouvant plus bénéficier des réductions de CSPE à la suite de l'application des critères de proportionnalité, définis aux paragraphes (185) et (189) des lignes directrices de 2014 et en ce sens contribuent à la soutenabilité du soutien à la cogénération à haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux, en maintenant l'acceptabilité du soutien et son financement sécurisé et continu.

(317)

La Commission approuve les dates de démarrage des plans d'ajustement:

(318)

Concernant la cogénération à haut rendement, la Commission considère que le point de départ du plan d'ajustement, fixé à 2011, pour les réductions de CSPE visant à financer les énergies renouvelables et la cogénération, est justifiée. En effet, en juin 2010 le Conseil européen a accepté une cible de 20 % d'efficacité énergétique à atteindre à l'horizon 2020. Au cours de 2010 et 2011, l'Union européenne a adopté plusieurs Plans d'Action et Communications (49) insistant sur l'importance de l'efficacité énergétique et le besoin de renforcer les efforts en ce sens, en matière de génération d'électricité y compris financés par des taxes, pour accroître cette efficacité énergétique. Pris conjointement avec la directive sur l'efficacité énergétique, qui incite les États membres à accroître leurs mesures de soutien, contribuant à augmenter les coûts de financement de ces charges, un démarrage de ce plan en 2011 se justifie.

(319)

La Commission considère en outre qu'à la lumière de l'avancement limité de ces mesures, avant 2011 (avant la mise en place de l'objectif de 20 %), les montants de réductions octroyées avant ces années de référence peuvent être considérés comme ne respectant pas les critères de l'article 107, paragraphe 1, du TFUE, mais comme couverts par l'article 2 du règlement (CE) no 994/98 du Conseil (50) qui était applicable à l'époque (aide de minimis) ou comme conformes à l'article 107, paragraphe 3, point b), du TFUE étant donné que ces réductions octroyées entre décembre 2008 et décembre 2010 tombaient dans le champs d'application du Cadre temporaire de l'Union pour les mesures d'aides d'État destinées à soutenir l'accès au financement dans la crise financière et économique (en particulier sa section 4.2.2.) (51) et étaient couvertes par la décision de la Commission N7/2009 (52).

(320)

Concernant les autres volets financés par la CSPE, la Commission considère que le point de départ du plan d'ajustement, fixé à 2004, pour les réductions de CSPE visant à financer la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, est également justifiée, cette fois en raison de la prescription de dix années applicable en l'espèce, prévue à l'article 17 du règlement (UE) 2015/1589.

(321)

Pour les bénéficiaires qualifiés d'entreprises électro intensives au sens des paragraphes 185 à 187 des lignes directrices de 2014, la France a démontré que certains bénéficiaires s'acquittaient d'au moins 15 % de la CSPE, 4 % ou 0,5 % de la valeur ajoutée. Pour les bénéficiaires payant un montant inférieur à ces seuils, la France a proposé la mise en œuvre d'un plan d'ajustement adaptant leur contribution de manière progressive vers les minima requis (voir la section 4.4), de sorte qu'à la date théorique du 1er janvier 2019, elles devront payer au moins 15 % de la CSPE ou 0,5/4 % de la valeur ajoutée selon les cas.

(322)

Sur la base des éléments exposées, en particulier l'engagement de mettre en œuvre un plan d'ajustement, la Commission conclut que la France a démontré que les réductions des charges de CSPE destinées à financer la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, sont nécessaires, appropriées, ont un effet incitatif et ne distordent pas de manière indue la concurrence qu'elles sont ainsi compatibles avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE, pour autant qu'elles ne dépassent pas les réductions prévues par le plan d'ajustement.

(323)

La Commission rajoute que dans tous les autres cas, l'entreprise doit atteindre 100 % de la charge au 1er janvier 2019. Les réductions de CSPE accordées dans ces autres cas devront donc faire l'objet d'un recouvrement. En ce sens la Commission approuve la position proposée par la France, exposée aux considérants 122 et 124.

(324)

Par conséquent, la Commission approuve les modalités d'application du plan d'ajustement telles que présentées aux considérants 117 à 124, ainsi qu'aux sections 4.4.5. à 4.4.8.

(325)

La Commission considère que la France n'a pas démontré que les autres composantes de la CSPE financent des mesures de soutien poursuivant un objectif d'intérêt commun, ni que les réductions de charge seraient nécessaires pour la poursuite de ces objectifs et qu'elles seraient proportionnées à ce qui est nécessaire pour atteindre l'objectif poursuivi.

(326)

En particulier, s'agissant de la partie de la CSPE servant à financer le soutien à la production d'énergie à partir de l'incinération de déchets non biodégradables et sans recours à la cogénération de haut rendement, la Commission relève qu'elle autorise généralement un soutien à la production d'électricité à partir de l'incinération de déchets uniquement lorsque les déchets sont biodégradables ou lorsqu'il est fait utilisation de la cogénération à haut rendement. En effet, la production d'électricité à partir de l'incinération de déchets fossiles ne nécessite généralement aucun soutien pour être rentable et est susceptible de poser des problèmes en rapport à la hiérarchie des déchets. En particulier l'incitation à la production d'électricité à partir de déchets fossiles est émettrice de C02 et risque de réduire les incitations à recycler ou réutiliser les déchets concernés; en outre, elle risque de réduire l'incitation à utiliser la chaleur directement plutôt que de la convertir en électricité alors que d'un point de vue environnemental l'utilisation de la chaleur est plus pertinente en raison d'un meilleur rendement énergétique. La France n'a pas démontré que le soutien à la production d'électricité à partir de l'incinération de déchets fossiles (et autres déchets non biodégradables) ne comportait aucune incitation à contourner la hiérarchie des déchets et en particulier à les recycler. En toute hypothèse elle n'a pas démontré que des mesures de soutien à financer par la CSPE étaient nécessaires pour inciter les incinérateurs de déchets fossiles à produire de l'électricité eu égard aux conditions de marché.

(327)

Elle a d'ailleurs reconnu dans sa note du 23 novembre 2017 que la cette part de CSPE allouée au financement des installations d'incinération utilisant des ressources non biodégradables ne pouvait faire l'objet de réductions.

(328)

Deuxièmement, la France n'a pas démontré que le soutien financé par la CSPE et destinée à soutenir des installations de pointe était nécessaire pour assurer la sécurité d'approvisionnement, au regard de l'ensemble des mesures déjà mises en place par la France pour assurer la sécurité d'approvisionnement et des conditions de marché prévalant entre 2003-2015. Par ailleurs, la France n'a pas démontré que l'hypothétique impact positif du soutien aux moyens de pointe concernés contrebalançait l'effet distortif sur la concurrence du soutien à ces moyens de productions (en particulier s'agissant des générateurs de type diesel construits dans les années 90). La France a de plus conclu que la part de la CSPE allouée à cet objectif devait être intégralement payée, ce que confirme la Commission.

(329)

Enfin, la France n'a pas suffisamment démontré que les réductions de CSPE, pour la part de la CSPE allouée aux mesures visant à encourager la production indépendante, d'une utilité accessoire pour les service public de l'électricité, présenté au considérant 11(3), poursuivait un objectif d'intérêt commun. De manière générale, l'objectif poursuivi n'est pas clairement établi. La nécessité d'un soutien n'est pas établie non plus et il est encore moins établi que les hypothétiques effets positifs de ces mesures de soutien contrebalanceraient leurs effets négatifs sur la concurrence. Par voie de conséquence, le caractère approprié et nécessaire des réductions concernant cette partie de la CSPE ne sont pas non plus établis. La France a confirmé dans sa note du 23 novembre 2017 que la CSPE allouée à cet objectif devait être intégralement payée, ce que confirme la Commission.

(330)

La Commission confirme ainsi l'analyse proposée par la France et présentée au considérant 124.

(331)

Les États membres doivent publier, en vertu de la section 3.2.7. des lignes directrices de 2014, à compter du 1er juillet 2016, certaines informations relatives aux bénéficiaires de l'aide. L'application des mesures ayant pris fin au 1er janvier 2016, la section 3.2.7. des lignes directrices de 2014 n'est pas applicable.

(332)

En premier lieu, la Commission conclut que la part de la CSPE destinées à financer divers objectifs, autres que les énergies renouvelables incluant l'incinération utilisant des déchets biodégradables, la cogénération incluant l'incinération de déchets non biodégradables utilisée dans la cogénération à haut rendement, la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, doit être intégralement acquittée et que celle-ci ne peut faire l'objet de réductions. Le cas échéant, elle devra faire l'objet d'un recouvrement.

(333)

Deuxièmement, sur la base des éléments présentés aux considérants 251 à 274, concernant à la fois les mesures et le plan d'ajustement proposé, la Commission conclut que la France a suffisamment démontré qu'une partie des réductions de CSPE est nécessaire, appropriée, a un effet incitatif et ne distord pas la concurrence et qu'ils sont ainsi compatibles avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(334)

En revanche, la Commission conclut que tout montant d'aide supérieur aux niveaux autorisés par le plan d'ajustement est considéré comme incompatible et qu'il doit être remboursé par les bénéficiaires de la mesure. La Commission valide à ce titre les modalités de mise en œuvre de ce plan d'ajustement, telles que définies par la France, à la section 4.4 de cette décision.

(335)

La Commission relève que la France, comme exposé au considérant 135, a fait part de son intention d'appliquer les seuils de minimis prévus par le règlement d'exécution (UE) 2016/1046 (53), lorsque le montant de l'aide est inférieur à 200 000 EUR sur trois années glissantes, pour chacune des réductions.

(336)

La Commission précise qu'afin d'être considérées comme applicables, les mesures doivent être conformes à l'ensemble des dispositions du règlement d'exécution 2016/1046.

(337)

Comme exposé aux sections 5.4.1 et 5.4.2, sur la base des éléments présentés aux considérants 252 à 334, concernant à la fois les mesures et le plan d'ajustement proposé, la Commission conclut que la France a suffisamment démontré qu'une partie des réductions de CSPE poursuit un objectif d'intérêt commun, est nécessaire, appropriée, a un effet incitatif, est proportionné et ne distord pas la concurrence dans une mesure contraire à l'intérêt commun et qu'ils sont ainsi compatibles avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(338)

Par contre, la France n'a pas démontré que les aides dépassant les montants d'aide permis par le plan d'ajustement poursuivent un objectif d'intérêt commun, seraient nécessaires, appropriées, auraient un effet incitatif, seraient proportionnées et ne distordraient pas la concurrence dans une mesure contraire à l'intérêt commun. Ces aides sont donc incompatibles avec l'article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE. Il en est de même des réductions de CSPE accordées pour la part de la CSPE allouée aux mesures de soutien, autres que le soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération de haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux.

(339)

En outre, la Commission approuve les modalités de mise en œuvre du plan d'ajustement, telles que décrites par la France à la section 4.4 et précisées par les considérants 329 et 334.

(340)

Selon une jurisprudence constante de la Cour, les taxes n'entrent pas dans le champ d'application des dispositions du traité en matière d'aides d'État, à moins qu'elles constituent le mode de financement d'une mesure d'aide, de sorte qu'elles font partie intégrante de cette mesure (54).

(341)

De plus, le paragraphe 29 des lignes directrices de 2014 précise que si une aide d'État ou les conditions qui lui sont attachées, incluant sa méthode de financement, lorsque celle-ci fait partie intégrante de la mesure, entraîne de manière indissociable une violation du droit de l'Union, précisément des articles 30 et 110 du TFUE, l'aide ne saurait être déclarée compatible avec le marché intérieur.

(342)

La Commission a vérifié si la CSPE devait être considérée comme faisant partie intégrante de l'aide, et si par conséquent elle devait examiner la conformité de la CSPE, par exemple, aux articles 30 et 110 du TFUE.

(343)

La jurisprudence stipule que pour qu'une taxe puisse être considérée comme faisant partie intégrante d'une mesure d'aide, il doit exister un lien d'affectation contraignant entre la surcharge et l'aide, c'est-à-dire les mesures de soutien financées, en vertu de la réglementation nationale pertinente. Le produit de la surcharge doit être nécessairement affecté au financement de ces mesures de soutien et influencer directement l'importance de celle-ci et, par voie de conséquence, l'appréciation de la compatibilité de cette aide avec le marché intérieur (55).

(344)

La Commission considère que tel n'est pas le cas en l'espèce et ce pour deux raisons:

(345)

D'une part, la CSPE est une contribution obligatoire servant à financer le soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération haut rendement et d'autres politiques. Elle n'a pas été instituée pour financer les exonérations examinées dans la présente décision.

(346)

Il ressort de la jurisprudence de la Cour que ne fait pas partie intégrante d'une mesure de soutien une contribution servant à financer cette mesure si le montant de cette mesure ne dépend pas des recettes tirées de la contribution obligatoire. Ainsi, lorsqu'une contribution budgétaire est utilisée, en plus d'une contribution obligatoire, pour compléter le financement d'une aide, cette contribution ne fait pas partie intégrante de l'aide (56).

(347)

La Commission constate qu'il n'y a pas en l'espèce de lien d'affectation contraignant entre la CSPE et le régime de soutien. S'il y a bien affectation de la CSPE au financement du régime de soutien, la Commission considère en revanche qu'il n'y a pas de corrélation contraignante entre le montant de la taxe et le montant de l'aide. Il ne peut en effet être soutenu que le produit de la CSPE influence directement l'importance du régime d'aide. Le graphique ci-dessous illustre l'absence de lien d'affectation contraignant et montre que la contribution unitaire appliquée ne permet pas de couvrir, à partir de 2007, le coût de financement réel des mesures soutenues:

€/MWh

Contribution unitaire appliqée

Contribution unitaire nécessaire pour les charges de service public

2014

2015

2013

2012

S2

2012

S1

2011

S2

2011

S1

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

Évolution de la contribution unitaire

Source: Commission de régulation de l'énergie

(348)

La différence a été financée par EDF directement. Chaque année, la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) a déterminé le montant de contribution nécessaire pour couvrir le coût réel les politiques censées être financées par celle-ci.

(349)

Par ailleurs, d'un point de vue technique, la CSPE est collectée par EDF, à qui incombe le financement des politiques devant en théorie être couvertes par la CSPE. La différence entre la CSPE collectée et les montants décaissés par EDF s'élève à plus de 5,3 milliards d'EUR. Cette différence se présente de la manière suivante (par année et par politique):

Differences entre la CSPE collectée par EDF et coût réel des politiques financées

(350)

Le déficit d'EDF a par suite été remboursé sur base du budget de l'État (voir article 5 de la loi no 2015-1786 de finances rectificative pour 2015 sur la composition du compte d'affectation spéciale).

(351)

Compte tenu de l'absence de lien d'affectation entre la CSPE et les mesures soutenues, la conformité de la CSPE aux articles 30 et 110 du TFUE ne doit donc pas être évaluée.

(352)

Sur la base du TFUE et de la jurisprudence constante de la Cour, la Commission est compétente, lorsqu'elle constate l'incompatibilité d'une aide avec le marché intérieur, pour décider que l'État membre intéressé doit la supprimer ou la modifier (57). De même, la Cour a maintenu, de façon constante, que l'obligation reposant sur un État membre de supprimer une aide considérée par la Commission comme étant incompatible avec le marché intérieur est destinée à rétablir la situation antérieure (58).

(353)

Dans ce contexte, la Cour a estimé que cet objectif est atteint lorsque le bénéficiaire a remboursé les montants des aides incompatibles accordées. Par cette restitution, le bénéficiaire perd l'avantage dont il avait bénéficié sur le marché par rapport à ses concurrents, et la situation antérieure au versement de l'aide est rétablie (59).

(354)

Dans la continuité de cette jurisprudence, l'article 16, paragraphe 1, du règlement (UE) 2015/1589 prévoit qu'«en cas de décision négative concernant une aide illégale, la Commission décide que l'État membre concerné prend toutes les mesures nécessaires pour récupérer l'aide auprès de son bénéficiaire […]».

(355)

Étant donné que les mesures en question ont été mises à exécution en violation de l'article 108 du TFUE, elles constituent des aides illégales. Elles sont en outre incompatibles et doivent dès lors faire l'objet d'un recouvrement afin de rétablir la situation existant sur le marché avant leur octroi. La recouvrement doit couvrir le délai depuis le moment où l'avantage a été accordé au bénéficiaire, c'est-à-dire à partir du moment où l'aide a été mise à la disposition du bénéficiaire, jusqu'à son recouvrement effectif, et les sommes à recouvrir doivent produire des intérêts jusqu'au moment de leur recouvrement effectif.

(356)

Par conséquent, l'aide accordée par la France doit faire l'objet d'un recouvrement dans la proportion incompatible avec le marché intérieur. Le recouvrement ne doit concerner que les réductions de CSPE octroyées entre 2004 et 2015, pour les réductions de CSPE finançant la péréquation tarifaire et les tarifs sociaux, et entre 2011 et 2015 pour les réductions de CSPE destinées à financer la génération à partir d'énergies renouvelables et la cogénération à haut rendement.

(357)

Le montant à recouvrer doit être calculé pour chaque année et pour chaque bénéficiaire. Il doit être limité, pour chaque année concernée, à la différence entre le montant compatible pour cette année et le montant de CSPE effectivement payé. Le montant compatible de CSPE est déterminé — s'agissant de la CSPE destinée au financement du soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération de haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux — conformément à l'application du plan d'ajustement. S'agissant de la part de la CSPE finançant d'autres objectifs que le soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération de haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux, le montant de CSPE compatible devant être payé correspond à la totalité de la CSPE pour la part de la CSPE allouée à ces autres objectifs.

(358)

Pour chaque bénéficiaire, pour chaque année et pour chaque politique, deux montants sont calculés: le montant de CSPE payé, ainsi que le montant du niveau minimum de CSPE à payer sur la base du plan d'ajustement additionné de la totalité de la CSPE servant à financer le soutien aux objectifs autres que le soutien aux énergies renouvelables, à la cogénération de haut rendement, à la péréquation tarifaire et aux tarifs sociaux.

(359)

Le montant de CSPE qui a été effectivement payé par les bénéficiaires sur une année donnée est obtenu grâce aux informations collectées par les services des autorités françaises. Ces montants résultent de l'application des différentes réductions de CSPE. La France a cependant fait part du fait qu'elle ne dispose pas encore de l'intégralité des informations nécessaires, mentionnant le fait que les données de 2003 à 2010 n'existent pas sous format informatique. Un calcul précis du montant à rembourser, sur la base des archives papier, doit donc encore être effectué.

(360)

Concernant les bénéficiaires du plafonnement de la CSPE à 0,5 % de la valeur ajoutée, la CSPE effectivement payée est égale au minimum entre CSPE théorique déterminée par le plan d'ajustement et 0,5 % de la valeur ajoutée. En cas de valeur ajoutée négative, le montant de CSPE considéré comme payé est nul. Ce montant est ensuite réparti par politique selon le tableau présenté au considérant 133.

(361)

Concernant les bénéficiaires du plafonnement par site, la CSPE effectivement payée est égale au minimum entre la CSPE théorique déterminée par le plan d'ajustement et le montant du plafonnement par site de l'année considérée. Ce montant est également réparti par politique selon le tableau présenté par la France, figurant au considérant 133.

(362)

Concernant les bénéficiaires de la franchise en autoconsommation, la CSPE effectivement payée est égale à la différence entre consommation totale et la consommation exonérée, que multiplie le taux unitaire annuel de la CSPE présenté au considérant 133.

(363)

Pour chaque site bénéficiaire du plafonnement par site, il est déterminé s'il appartient à une entreprise bénéficiaire par ailleurs du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée. Pour chaque site bénéficiaire de la franchise en autoconsommation, il est déterminé s'il appartient à une entreprise bénéficiaire du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée et s'il bénéficie par ailleurs du plafonnement par site.

(364)

Dans le cas où un site, bénéficiaire du plafonnement par site ou de la franchise d'autoconsommation, appartient à une entreprise bénéficiaire du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée, alors seul le plafonnement à la valeur ajoutée est pris en compte afin de ne pas comptabiliser deux fois le bénéfice accordé. Si en effet l'entreprise bénéficie du plafonnement à 0,5 % de la valeur ajoutée, connue à l'année suivante, le remboursement effectué a posteriori consiste en la différence entre la CSPE payée et 0,5 % de la valeur ajoutée de l'entreprise.

(365)

Dans le cas où un site bénéficie du plafonnement par site et de la franchise en autoconsommation, mais n'appartient pas à une entreprise bénéficiaire du plafonnement à la valeur ajoutée, alors seul le plafonnement par site est pris en compte.

(366)

La Commission considère en premier lieu que la CSPE intégralement due par les bénéficiaires et exclue du plan d'ajustement concerne la part de la CSPE destinée à financer l'incinération de déchets non biodégradables ou non affectés à la cogénération à haut rendement, le soutien aux installations de pointe et le soutien à diverses mesures telles que le financement de contrats de puissance garantie, et présentée au considérant 11, paragraphes 1 à 3 et aux considérants 326 à 331. La CSPE déjà payée par les bénéficiaires peut être affectée par priorité au financement de ces autres politiques pour l'application du plan d'ajustement et de la détermination du montant d'aide à recouvrer.

(367)

La Commission approuve la date de début de mise en œuvre des plans d'ajustement présentée aux considérants 275, 318 à 321, pour la part de la CSPE destinée à financer les énergies renouvelables et la cogénération à haut rendement d'une part, et pour la part de la CSPE destinée à financer la péréquation tarifaire, et les tarifs sociaux, d'autre part.

(368)

La Commission approuve la méthode de calcul des sommes à payer pour les différents volets de la CSPE soumis à un plan d'ajustement et détaillée aux considérants 265 à 274, pour la part de la CSPE destinée à financer les énergies renouvelables, aux considérants 316 et 317, pour la part de la CSPE allouée au financement de la cogénération à haut rendement, des tarifs sociaux et de la péréquation tarifaire d'autre part.

(369)

La Commission approuve le principe et la méthode de calcul de la progressivité des montants de CSPE à payer, décrite au considérant 140, s'appuyant sur une loi statistique.

(370)

La Commission approuve la méthode de calcul de la CSPE à payer déterminée, pour un bénéficiaire et une année donnée par la formule suivante: Montant à payer par année par politique financée = montant payé + (montant à payer – montant payé) × [(e^n)-1]/[(e^N)-1] avec n: numéro de l'année du plan (exemple: pour un plan avec démarrage en 2011 et application totale en 2019, en 2011 n = 0, en 2012 n = 1, …, en 2019 n = 8) et N: nombre d'années du plan (exemple: pour le même exemple que ci-dessus, N = 8).

(371)

La Commission approuve également la méthode de prise en compte des seuils de minimis, telle qu'exposée au considérant 135.

(372)

Le montant des sommes à recouvrer, pour chaque bénéficiaire, est égal i) à la différence entre les montants de CSPE dus en vertu de l'application des règles en matière d'aides d'État et ii) aux montants de CSPE effectivement acquittés par les bénéficiaires éligibles.

(373)

En ce sens, la Commission approuve la méthode de calcul des sommes à recouvrer décrite par la France et présentée aux considérants 145 à 148.

(374)

La Commission constate que la France a illégalement mis à exécution les plafonnements de CSPE en violation de l'article 108, paragraphe 3, du TFUE.