Décision (UE) 2026/2114 de la Commission du 7 avril 2026 relative à l’aide d’État SA.44678 (2022/C) (ex 2018/N) — Modification de l’aide en faveur du terminal GNL en Lituanie mise à exécution par la Lituanie [notifiée sous le numéro C(2026) 2114] (Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.) (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

(1) Le 20 novembre 2013, la Commission a adopté la décision C(2013) 7884 final (ci-après la «décision de 2013»), par laquelle des mesures d’aide en faveur de la construction et de l’exploitation d’un terminal flottant de gaz naturel liquéfié dans le port maritime de Klaipėda (ci-après le «terminal GNL») ont été déclarées compatibles avec le marché intérieur.

(2) La Lituanie a modifié les mesures d’aide le 1er janvier 2016 (ci-après les «modifications de 2016»). Les modifications de 2016 ont fait l’objet d’une notification préalable à la Commission après leur entrée en vigueur, le 26 février 2016.

(3) Le 7 juillet 2016, Achema et Achemos Grupė (ci-après les «plaignants») ont déposé une plainte auprès de la Commission alléguant que les modifications de 2016 constituaient une aide d’État illégale et incompatible avec le marché intérieur (ci-après la «plainte»).

(4) En janvier 2018, les autorités lituaniennes ont informé la Commission de leur intention d’apporter des modifications aux mesures d’aide à partir du 1er janvier 2019 (ci-après les «modifications de 2019»).

(5) Le 9 juillet 2018, les autorités lituaniennes ont notifié à la Commission les modifications de 2016 et de 2019, conformément à l’article 108, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (ci-après le «TFUE»).

(6) Le 31 octobre 2018, la Commission a adopté la décision C(2018) 7141 final (ci-après la «décision de 2018») approuvant les modifications de 2016 et de 2019.

(7) Le 8 septembre 2021, à la suite d’un recours en annulation formé par Achema AB et Achema Gas Trade UAB (ci-après les «requérantes»), le Tribunal a partiellement annulé la décision de 2018, dans la mesure où la Commission avait décidé de ne pas soulever d’objections à l’égard de l’aide d’État résultant des modifications de 2016.

(8) Le Tribunal a rejeté le recours pour le surplus ainsi que la contestation de la décision de 2018 concernant les modifications de 2019.

(9) Par lettre du 1er décembre 2022, la Commission a fait part à la Lituanie de sa décision d’ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne concernant l’aide résultant des modifications de 2016.

(10) La décision de la Commission d’ouvrir la procédure (ci-après 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.

(11) La Lituanie a adressé ses observations sur la décision d’ouverture le 17 février 2023. La Commission n’a pas reçu d’observation des parties intéressées.

(12) Des informations supplémentaires ont été transmises par la Lituanie le 27 août 2024, ainsi que les 22 et 26 septembre 2025.

(13) Par lettre du 20 mars 2026, la Lituanie a accepté, à titre exceptionnel, de renoncer à ses droits découlant de l’article 342 du TFUE, lu en liaison avec l’article 3 du règlement no 1/1958, et de voir la présente décision adoptée et notifiée en anglais.

(14) Le projet de terminal GNL a été développé par la Lituanie dans le but de diversifier les sources d’approvisionnement en gaz, d’accroître la sécurité de l’approvisionnement et d’introduire davantage de concurrence sur le marché lituanien du gaz.

(15) Avant que le terminal GNL ne devienne opérationnel, la seule voie d’approvisionnement en gaz de la Lituanie était le gaz acheminé par gazoduc depuis la Russie, et le seul fournisseur de gaz était l’entreprise de gaz naturel russe OAO Gazprom (ci-après «Gazprom»).

(16) Cette dépendance totale résultait de l’isolement du marché lituanien du gaz, compte tenu des possibilités limitées de flux transfrontaliers de gaz naturel vers la Lituanie. Le réseau de gaz naturel de la Lituanie n’était connecté qu’aux réseaux de gaz naturel de la République de Biélorussie (ci-après la «Biélorussie»), de la République de Lettonie (ci-après la «Lettonie») et de la région de Kaliningrad de la Fédération de Russie (ci-après «Kaliningrad»). Avant la construction du terminal GNL, la Lituanie n’était approvisionnée en gaz qu’au départ de la Russie (via la Biélorussie ou la Lettonie), tant pour sa consommation intérieure que pour le transit depuis la Biélorussie vers Kaliningrad.

(17) En vertu de la décision de 2013, les mesures d’aide d’État autorisées étaient les suivantes:

a) aide à l’investissement et au fonctionnement en faveur du propriétaire et exploitant du terminal GNL, AB Klaipėdos Nafta (ci-après «KN»). L’aide à l’investissement couvrait la partie des coûts d’installation de KN qui ne pouvait pas être financée par d’autres moyens, tandis que l’aide au fonctionnement couvrait les coûts d’exploitation fixes du terminal GNL. Les deux mesures d’aide ont été financées par le supplément GNL — un prélèvement spécial perçu par le gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel lituanien (ci-après le «GRT») auprès de l’ensemble des utilisateurs du réseau de transport de gaz naturel, d’une durée de 55 ans;

b) une garantie d’État en faveur de KN, couvrant 100 % des prêts nécessaires à l’exploitant du terminal pour la construction du terminal GNL;

c) l’obligation pour certains producteurs d’électricité et de chauffage d’acheter un quota obligatoire minimal de gaz importé par le biais du terminal GNL (ci-après l’«obligation d’achat»). Cette obligation d’achat avait pour objet de garantir la fourniture du minimum technique de volume de GNL nécessaire pour que le terminal GNL soit en permanence opérationnel (ci-après la «quantité obligatoire de GNL»). L’obligation d’achat a été imposée aux entreprises privées et publiques opérant dans le segment réglementé de la production d’électricité et de chauffage [ci-après les «acheteurs obligés»]. Ensemble, les acheteurs obligés ont acheté la quantité obligatoire de GNL à un fournisseur sélectionné (ci-après le «fournisseur désigné»). Chaque acheteur obligé disposait d’un quota de soutirage fixé sous la forme d’un pourcentage de la quantité obligatoire de GNL. Au moment de la décision de 2013, la quantité totale imposée aux acheteurs obligés s’élevait à 0,54 milliard de m3 de GNL par an. La part de quantité obligatoire de GNL imposée à chaque acheteur obligé était proportionnelle à ses besoins d’approvisionnement.

(18) Le 10 février 2014, à l’issue d’un appel d’offres, le ministère de l’énergie lituanien a désigné la société publique Litgas UAB (ci-après «Litgas») en tant que fournisseur désigné.

(19) Le 21 août 2014, à la suite d’un appel d’offres, Litgas a signé avec Statoil un contrat de 5 ans pour la fourniture de la quantité minimale de GNL (0,54 milliard de m3 par an).

(20) Afin d’assurer la regazéification constante du terminal GNL, le contrat prévoyait un calendrier de livraison fixe, selon lequel quatre cargaisons de GNL par an, à raison d’une par trimestre, étaient livrées de manière régulière au terminal GNL.

(21) Le contrat a été conclu au moment où les marchés asiatiques du GNL se caractérisaient par des prix élevés, lesquels exerçaient une pression à la hausse sur les prix européens du GNL. Néanmoins, les autorités lituaniennes ont démontré que le contrat conclu avec Statoil était économiquement plus intéressant que les autres options reçues au cours de la procédure d’appel d’offres (voir graphique 1 ci-dessous). Bien que les autres soumissionnaires aient proposé des prix inférieurs pour les années 2017-2019, Statoil a proposé des prix nettement inférieurs pour les deux premières années du contrat de sorte que, globalement, sur la période de fourniture de 5 ans, l’offre retenue était la plus intéressante.

Graphique 1

Comparaison des offres (en EUR/MWh)

[…] (*)

Source: Autorités lituaniennes.

(22) En décembre 2014, le terminal GNL est entré en exploitation commerciale et Litgas a commencé à fournir, en amont, du GNL au terminal GNL et, en aval, du gaz aux acheteurs obligés.

(23) Le prix payé par les acheteurs obligés pour le GNL était réglementé par l’autorité nationale de régulation (ci-après l’«ANR») et couvrait l’ensemble des coûts encourus par Litgas pour fournir la quantité obligatoire de GNL. Ce mécanisme visait à faire supporter aux acheteurs obligés tous les coûts supplémentaires liés à la fourniture de la quantité obligatoire de GNL, lesquels pouvaient ensuite répercuter ces coûts sur leurs consommateurs finaux.

(24) Toutefois, ce mécanisme s’est révélé inefficace lorsque la demande de gaz naturel a considérablement diminué et que les coûts de fourniture de la quantité obligatoire de GNL ont été répartis entre les acheteurs obligés proportionnellement à leur demande respective décroissante de gaz naturel.

(25) Ainsi que le montre le graphique 2, de 2011 à 2014, la consommation annuelle de gaz naturel en Lituanie a chuté de 24 % (passant de 3,4 milliards de m3 en 2011 à 2,6 milliards de m3 en 2014) et une nouvelle diminution de la demande était attendue les années suivantes. Le «secteur de l’énergie» fait référence à la demande des acheteurs obligés et la ligne en pointillés rouges correspond à la quantité obligatoire de GNL de 0,54 milliard de m3 de gaz, telle qu’approuvée par la décision de 2013.

Graphique 2

Consommation annuelle de gaz naturel en Lituanie

Source: Autorités lituaniennes.

(26) La demande de gaz naturel a considérablement diminué et les coûts de fourniture de la quantité obligatoire de GNL ont dû être répartis entre les acheteurs obligés sur la base d’une plus petite quantité de gaz achetée. En effet, en raison de la baisse de la demande de gaz naturel, le prix unitaire appliqué aux acheteurs obligés afin de couvrir les coûts nécessaires pour maintenir le terminal GNL opérationnel a considérablement augmenté. Dans ce contexte, la Lituanie a réalisé que la charge nécessaire pour maintenir le terminal GNL opérationnel devait être répartie entre tous les consommateurs du système de gaz naturel qui bénéficiaient de la sécurité d’approvisionnement garantie par le terminal GNL.

(27) Parallèlement, ainsi que l’a expliqué la Lituanie, le savoir-faire accumulé par KN dans l’exploitation du terminal GNL pendant quelques années lui a permis de réaliser que, dans des conditions favorables, le terminal GNL pouvait être exploité non seulement dans le cadre d’un régime stable, mais aussi en régime de veille. La différence entre ces deux régimes réside simplement dans les différents moyens techniques utilisés pour atteindre le même objectif (à savoir maintenir le refroidissement du terminal GNL), lequel exige des quantités minimales de gaz différentes pour assurer la regazéification. À la suite du passage vers un régime de veille, les autorités lituaniennes ont pu réduire à 0,37 milliard de m3 par an la quantité obligatoire de GNL nécessaire pour assurer l’exploitation du terminal GNL.

(28) Compte tenu des considérations qui précèdent, et notamment du fait que le coût pour les acheteurs obligés s’est avéré insoutenable, les autorités lituaniennes ont adopté les modifications suivantes:

a) les modifications de 2016 couvrant la période 2016-2018, qui prévoyaient:

1) la modification de la structure de l’obligation d’achat impliquant un nouveau mécanisme de fixation des prix pour la quantité obligatoire de GNL que les acheteurs obligés étaient tenus d’acheter;

2) l’introduction d’un SIEG compensé par une nouvelle composante du supplément GNL payable au fournisseur désigné pour la fourniture de la quantité obligatoire de GNL;

b) les modifications de 2019 couvrant la période 2019-2024, qui prévoyaient:

1) la suppression de l’obligation d’achat;

2) l’introduction d’une nouvelle méthode de calcul pour la compensation du SIEG confié au fournisseur désigné.

(29) Une description détaillée des modifications est fournie aux sections 2.5 et 2.6.

30) La base juridique nationale indiquée par la Lituanie pour les modifications de 2016 est la loi sur l’énergie et la loi relative au terminal de gaz naturel liquéfié (ci-après la «loi relative au terminal GNL»), telle que modifiée. L’article 11 de la loi relative au terminal GNL impose au fournisseur désigné l’obligation de livrer au terminal GNL la quantité obligatoire de GNL.

31) En outre, la Lituanie a indiqué une liste d’actes d’exécution:

a) la résolution gouvernementale no 1354 du 7 novembre 2012 «relative à l’ordonnance portant approbation de la diversification de l’approvisionnement en gaz naturel», modification adoptée le 2 décembre 2015 (ci-après la «DivReg»);

b) la résolution no O3-650 de l’ANR approuvée le 15.12.2015 «concernant l’approbation de la méthode de fixation du prix de référence prévisionnel du gaz naturel»;

c) l’ordonnance du ministre de l’énergie du 10 février 2014 no 1-20 «relative à la désignation de Litgas UAB en tant que fournisseur désigné» (ci-après l’«ordonnance attribuant à Litgas le statut de fournisseur désigné»);

d) la résolution no O3-367 de la Commission nationale de contrôle des prix et de l’énergie du 13 septembre 2013 «relative à l’approbation de la méthode de fixation des prix réglementés par l’État dans le secteur du gaz naturel», modifications adoptées le 18 décembre 2015 (ci-après la «méthodologie no O3-367 de l’ANR»). La méthodologie no O3-367 de l’ANR détaille les paramètres de calcul de la compensation accordée au fournisseur désigné.

(32) Le budget total estimé pour la mesure était de 276 703 731 EUR pour la période 2016-2024. L’exécution du SIEG a été achevée en 2024 et le budget total réel pour la période 2016-2024 a été inférieur aux estimations, s’élevant à 217 684 793 EUR.

(33) Le budget total estimé alloué à la mesure au cours de la période 2016-2018 s’élevait à 78 631 120 EUR. Le budget réel pour la période 2016-2018 était de 71 846 326 EUR, alloués comme indiqué dans le tableau 1 ci-dessous.

Tableau 1

Budget alloué à la mesure au cours de la période 2016-2018

| | 2016 | 2017 | 2018 | Total

| Aide en EUR | 30 258 089 | 19 066 043 | 22 522 194 | 71 846 326

Source: Autorités lituaniennes.

(34) Le bénéficiaire des modifications de 2016 est le fournisseur désigné, Litgas, le destinataire du nouveau composant du supplément GNL.

(35) Litgas a été fondée en décembre 2012 par KN. En octobre 2016, la société publique d’énergie Lietuvos Energija est devenue l’actionnaire unique de Litgas avec une participation de 100 %.

(36) Le 1er janvier 2019, Litgas a fusionné avec Lietuvos duju tiekimas UAB (ci-après «LDT»), qui est également contrôlée par Lietuvos Energija. Ses fonctions de fournisseur désigné ainsi que son statut de bénéficiaire ont été reprises par LDT.

2. 5. Les modifications de 2016

(37) En vertu des modifications de 2016, l’obligation d’achat a été modifiée comme suit:

a) Litgas, en tant que fournisseur désigné, s’est vu confier un SIEG consistant en l’obligation de fournir au terminal GNL la quantité obligatoire de GNL. Le SIEG a été financé par un nouveau composant du supplément GNL afin de compenser les coûts encourus par Litgas dans le cadre du SIEG qui n’étaient pas entièrement couverts par les recettes provenant de la revente en aval du gaz à un prix réglementé. Ce nouveau composant du supplément GNL en faveur de Litgas a été ajouté au supplément GNL en faveur de KN;

b) la méthode de calcul du prix réglementé que les acheteurs obligés ont payé à Litgas pour l’achat de la quantité obligatoire de GNL a été modifiée. Ce prix était désormais calculé par l’ANR par référence au prix du marché, sur la base des prix moyens du marché du gaz, en prenant en considération des données relatives aux contrats de fourniture de gaz négociés sur la bourse du gaz de Lituanie et sur une base bilatérale;

c) la quantité obligatoire de GNL a été réduite de 0,54 milliard de m3 par an à 0,37 milliard de m3 par an;

d) la quantité de gaz que chaque acheteur obligé devait acheter à Litgas était désormais déterminée exclusivement par rapport à sa demande individuelle de gaz; si la demande de gaz de tous les acheteurs obligés était inférieure à la quantité obligatoire de GNL, Litgas devait vendre les quantités non revendues aux acheteurs obligés sur le marché national ou international.

(38) Le 18 février 2016, Litgas et Statoil ont signé un avenant selon lequel, premièrement, la quantité annuelle de GNL fournie par Statoil à Litgas a été réduite à 0,37 milliard de m3 par an, deuxièmement, la durée du contrat a été prorogée jusqu’en 2024 et, troisièmement, le prix du GNL a été réduit.

(39) À la suite des modifications de 2016, le GNL acheté à Litgas par les acheteurs obligés a été vendu à un nouveau prix réglementé, calculé sur la base des prix prévisionnels du marché du gaz naturel pour le marché lituanien.

(40) L’ANR a fixé le prix réglementé du gaz naturel en utilisant une «Méthodologie pour la fixation du prix de référence prévisionnel du gaz naturel» approuvée (ci-après la «méthodologie»).

(41) La méthodologie reposait sur plusieurs principes. Selon la méthodologie, les projections de prix sur lesquelles était fondé le prix réglementé du gaz naturel ont été calculées en prenant en considération les prix et les volumes des quantités de gaz naturel importées en Lituanie au cours des 12 mois précédents. À cette fin, les données provenant des contrats de fourniture de gaz négociés sur la bourse du gaz de la Lituanie et sur une base bilatérale (tant sur les marchés de gros que sur les marchés de détail) ainsi que les prix prévisionnels de chaque entreprise importatrice de gaz naturel sur la base de leurs conditions contractuelles ont été pris en compte. En outre, les prix moyens pondérés respectifs ont été calculés en prenant en considération les effets de corrélation ainsi que les dépenses et bénéfices supplémentaires éventuels des fournisseurs de gaz.

(42) Le prix réglementé du gaz naturel a été actualisé une fois par an. En cas de modification majeure de l’un des principaux paramètres d’entrée utilisés pour le calcul du prix du gaz naturel, ce dernier pouvait être actualisé plus fréquemment — une fois tous les trois ou six mois. Une modification majeure a été définie comme étant une augmentation ou une diminution soudaine du prix du marché du gaz naturel de plus de 10 %. Le cas échéant, le nouveau prix réglementé du gaz naturel aurait fait l’objet d’une révision à la hausse ou à la baisse de 10 % au maximum. Depuis la mi-2017, le prix réglementé du gaz naturel a été actualisé une fois par trimestre.

(43) Selon les autorités lituaniennes, le nouveau mécanisme de fixation des prix ne présentait aucun risque sérieux de distorsion des marchés en aval. Cela s’explique par le fait que les acheteurs obligés, qui achetaient du gaz naturel au nouveau prix réglementé, opéraient sur des marchés réglementés et vendaient de l’électricité et de la chaleur à des prix réglementés. La Lituanie a confirmé qu’en vertu de la structure modifiée de l’obligation d’achat, les acheteurs obligés continuaient d’être soumis aux exigences de séparation des comptes s’ils exerçaient des activités non réglementées.

(44) Les dispositions de la loi relative au terminal GNL prévoyaient que les quantités de gaz naturel non vendues aux acheteurs obligés seraient mises aux enchères sur le marché. Les enchères ont été organisées par l’opérateur du marché (GET Baltic), comme défini dans la loi de la République de Lituanie sur le gaz naturel. Si la vente des quantités excédentaires de gaz naturel n’était pas entièrement réalisée à l’issue des enchères, la vente des quantités restantes devait être réalisée par le fournisseur désigné par l’intermédiaire de la bourse du gaz ou par la conclusion d’accords commerciaux bilatéraux.

(45) Les autorités lituaniennes ont expliqué que la méthodologie modifiée ne donnait lieu à aucun bénéfice supplémentaire pour les acheteurs obligés. Tous les effets financiers positifs des modifications décrites ci-dessus ont été entièrement répercutés sur les consommateurs finaux sous la forme d’une baisse des prix réglementés du chauffage et de l’électricité.

(46) L’article 5, paragraphe 2, de la loi relative au terminal GNL portait sur la compensation des coûts au moyen du supplément GNL.

(47) La compensation versée à Litgas tenait compte des recettes de Litgas provenant du GNL vendu à des prix réglementés aux acheteurs obligés et sur le marché libre, de l’ensemble des coûts de Litgas découlant de ses activités en tant que fournisseur désigné, ainsi que d’une marge bénéficiaire réglementée. La compensation couvrait notamment la différence entre, d’une part, le prix du GNL payé en amont par Litgas à Statoil et, d’autre part, le prix auquel Litgas vendait en aval aux acheteurs obligés et sur le marché libre. L’introduction du nouveau composant du supplément GNL en faveur de Litgas était une conséquence directe de la nouvelle méthodologie de calcul du prix de la quantité obligatoire de GNL achetée par les acheteurs obligés.

(48) Sur la base des modifications de 2016, Litgas s’est vu octroyer une marge bénéficiaire fixe approuvée par l’ANR de 0,24 EUR/MWh sur la vente de la quantité obligatoire de GNL aux acheteurs obligés.

(49) Un mécanisme différent était applicable aux ventes de la quantité obligatoire de GNL réalisées sur le marché libre. Litgas était en droit de conserver la moitié du bénéfice tiré de ces ventes, mais ce bénéfice ne pouvait en aucun cas dépasser la marge bénéficiaire moyenne réalisée par les entreprises de gaz naturel en Lituanie. Au cours des années 2016-2018, la marge bénéficiaire réalisée par Litgas était comprise entre 1,1 % et 1,5 %.

(50) En vertu de la loi sur le gaz naturel applicable au secteur gazier lituanien, les sociétés de gaz naturel avaient l’obligation de tenir des comptes séparés pour chaque activité en rapport avec le gaz naturel (transport, liquéfaction, distribution, stockage, fourniture aux consommateurs non domestiques et domestiques) et toutes les entreprises, y compris Litgas, étaient tenues de soumettre à l’ANR des rapports annuels sur les coûts exposés ainsi que des rapports annuels vérifiés pour les activités réglementées. Conformément à ces exigences, Litgas devait tenir des comptes séparés pour ses activités réglementées en tant que fournisseur désigné (ce qui englobait toutes les activités liées à la gestion de la quantité obligatoire de GNL) et pour ses activités non réglementées (lesquelles couvraient des activités telles que le conseil et le rechargement à petite échelle non liées à la quantité obligatoire de GNL).

(51) La Lituanie a indiqué qu’au cours de la période 2016-2018, presque toutes les activités du fournisseur désigné ont été consacrées à l’exécution du SIEG.

(52) Le nouveau composant du supplément GNL a été conçu pour compenser les coûts encourus par Litgas en rapport avec les activités du fournisseur désigné. En vertu de la loi relative au terminal GNL, les coûts liés aux activités du fournisseur désigné exécutant le SIEG et couverts par le nouveau composant du supplément GNL devaient être des «coûts justifiés», de sorte que les coûts liés au SIEG exposés par le fournisseur désigné devaient être encourus «de manière efficace».

(53) La méthodologie no O3-367 de l’ANR prévoyait un mécanisme permettant au prestataire du SIEG d’exécuter efficacement les obligations qui lui avaient été assignées. Pour un certain nombre de dépenses d’exploitation (réparations, entretien, personnel, assurances, frais de commercialisation et frais administratifs, etc.), l’ANR a fixé un plafond pour le prix du service réglementé. Les coûts dépassant cette limite n’étaient pas compensés. En outre, depuis 2017, les entreprises réglementées étaient davantage incitées à réduire encore leurs OPEX. Une entreprise qui réduisait ses coûts au-delà ce qui était exigé par l’ANR au cours d’une période donnée pouvait conserver une partie de ces économies. En outre, les coûts qui ont été pris en considération pour fixer le nouveau composant du supplément GNL ainsi que la compensation n’ont été augmentés que de la moitié du coefficient d’inflation et pas au-delà de 3 %.

(54) Le nouveau composant du supplément GNL couvrait des coûts tels que les coûts d’acquisition du gaz, les coûts de la main-d’œuvre, les frais administratifs, les coûts d’amortissement, les frais de réparation, de commercialisation et de vente, ainsi que les frais financiers. En outre, comme expliqué au considérant 20, en vertu du contrat de fourniture de GNL conclu avec Statoil, le calendrier de livraison était fixe et quatre cargaisons de GNL étaient livrées au terminal GNL par an, une fois par trimestre et sur une base uniforme. Ce type de contrat à long terme assorti d’un calendrier de livraison fixe entraîne certains coûts, à savoir les coûts liés au gaz d’évaporation, les coûts d’équilibrage et les coûts de financement d’une garantie à long terme. En 2017, ces coûts spécifiques représentaient plus des deux tiers du total des coûts encourus par le fournisseur désigné.

(55) Aux fins de la détermination des coûts justifiés, Litgas a présenté à l’ANR des rapports mensuels contenant des données sur les quantités de GNL achetées et vendues ainsi que sur l’ensemble des dépenses et recettes découlant de l’achat et de la vente de GNL. L’ANR a évalué les coûts réels et prévisionnels des activités de Litgas en tant que fournisseur désigné ainsi que la manière dont ils ont été encourus et a établi les coûts éligibles qui pouvaient être couverts par le nouveau composant du supplément GNL.

(56) Le fournisseur désigné a dû conserver son GNL dans des réservoirs au terminal GNL et regazéifier le GNL au débit minimal afin de maintenir le terminal GNL opérationnel (plutôt que de libérer immédiatement du GNL dans le système de gaz naturel), même si cette regazéification lente entraîne des pertes naturelles élevées de GNL dues à l’évaporation (gaz d’évaporation). Le gaz d’évaporation est une perte naturelle de GNL, qui se produit au cours de la période comprise entre l’injection de GNL dans les réservoirs et son rejet dans le système de gaz naturel. En règle générale, moins le temps de rétention du GNL dans un réservoir est long, moins l’utilisateur spécifique du terminal GNL est confronté à des pertes naturelles de GNL.

(57) La Lituanie a indiqué que les coûts liés au gaz d’évaporation représentaient une part importante des coûts supportés par le fournisseur désigné dans le cadre de la fourniture de la quantité obligatoire de GNL (en 2017, les coûts liés au gaz d’évaporation s’élevaient à environ 55 % des coûts totaux encourus par le fournisseur désigné) et qu’ils étaient supportés principalement pendant la période hivernale (de décembre à mars). Ainsi que le montre le graphique 3 ci-dessous, cela peut s’expliquer par le fait que le volume de gaz d’évaporation est plus élevé en hiver et que, pendant cette période, Litgas est généralement le seul utilisateur du terminal GNL. Pendant la période estivale, le volume de gaz d’évaporation est plus faible et une partie des coûts liés au gaz d’évaporation est imputée aux autres utilisateurs du terminal GNL. Le graphique ci-dessous illustre les fluctuations du gaz d’évaporation au terminal GNL tout au long de l’année.

Graphique 3

Fluctuation mensuelle du gaz d’évaporation en 2017 au terminal GNL.

[…]

Source: Autorités lituaniennes.

(58) Les autorités lituaniennes ont fourni des éléments de preuve montrant que, pour l’ensemble de l’année 2017, le fournisseur désigné a perdu [5-15 %] de son GNL en raison de l’évaporation, tandis que les autres fournisseurs n’en ont perdu que 1,23 %. Selon les autorités lituaniennes, ces différences s’expliquent par le fait que, contrairement au fournisseur désigné, les autres fournisseurs n’utilisent généralement pas le terminal GNL pendant la période hivernale et peuvent regazéifier le GNL à un rythme beaucoup plus rapide que le fournisseur désigné. La Lituanie a souligné que seuls les coûts réels liés à l’évaporation et imputables au fournisseur désigné étaient inclus dans le calcul de la compensation versée à Litgas.

(59) La Lituanie a expliqué que le fournisseur désigné était exposé à des coûts d’équilibrage importants. En 2017, ces coûts s’élevaient à 900 000 EUR, soit quelque 12 % du total des coûts encourus par le fournisseur désigné.

(60) Afin d’assurer un fonctionnement stable du terminal GNL, le fournisseur désigné doit libérer son GNL dans le système de gaz naturel à un débit de sortie stable tout au long de l’année. Par conséquent, le calendrier de livraison du fournisseur désigné ne correspond pas à la demande de gaz naturel prévue par ses consommateurs. Par exemple, en période hivernale, lorsque la demande est plus élevée, le fournisseur désigné ne peut pas libérer immédiatement le gaz naturel stocké dans les réservoirs, car le terminal GNL resterait ainsi vide jusqu’à la livraison suivante de GNL, tandis que le fait de demander de livrer anticipativement une cargaison de GNL (sous réserve d’approbation de la part de Statoil) compromettrait le calendrier de livraison pour l’ensemble de l’année.

(61) La Lituanie a fait observer que, compte tenu de ces considérations, le fournisseur désigné se trouvait dans une situation différente de celle des autres acteurs du marché. En particulier, le profil d’importation des fournisseurs de gaz par gazoduc reflète la demande de gaz naturel tout au long de l’année. Grâce à des contrats de fourniture de gaz flexibles, d’autres fournisseurs de gaz naturel ont été exposés à des coûts d’équilibrage minimes.

(62) Néanmoins, tout en s’acquittant de ses obligations à l’égard du terminal GNL, le fournisseur désigné doit également répondre à la demande des clients. Pour satisfaire à leur demande et assurer le fonctionnement stable du terminal GNL, le fournisseur désigné peut recourir à deux instruments:

a) les contrats d’échange — comprenant des accords de prêt (pendant la période estivale) ou d’emprunt (pendant la période hivernale, lorsque le fournisseur désigné dispose de quantités insuffisantes de gaz ou lorsque l’utilisation du terminal GNL est impossible, par exemple pour des raisons de maintenance) de gaz naturel;

b) le site de stockage d’Inčukalns en Lettonie — cette installation fournit une solution de stockage souterrain physique lorsque le fournisseur désigné dispose de quantités excédentaires de gaz naturel (principalement en période estivale) et permet de récupérer du gaz lorsque le fournisseur désigné ne dispose pas de quantités suffisantes. Au cours de la période 2016-2018, le stockage a été utilisé par le fournisseur désigné à des fins d’équilibrage uniquement en 2018.

(63) Le coût de ces contrats d’échange et de stockage a également été compensé dans le cadre des coûts d’équilibrage. Ainsi que l’a expliqué la Lituanie, en mettant en œuvre ces types de contrats, le fournisseur désigné a augmenté son ratio d’efficacité, notamment en raison des économies de coûts réalisées du fait de l’utilisation saisonnière du gaz naturel et des fluctuations des courbes de l’offre et de la demande. Un avantage supplémentaire découlant de l’utilisation de contrats d’échange est la possibilité d’optimiser l’exploitation du terminal GNL par l’application de taux de regazéification qui permettent une réduction significative du taux de perte de gaz d’évaporation.

(64) Enfin, la Lituanie a également estimé que le fournisseur désigné devait recevoir une compensation pour les coûts associés à la garantie à long terme. Pour conclure le contrat à long terme avec Statoil, le fournisseur désigné devait émettre une garantie de bonne exécution afin que Statoil puisse couvrir un engagement allant jusqu’en 2024. Le coût de la garantie s’élève à 300 000 EUR par an. La Lituanie a expliqué que le coût était spécifique à la nature à long terme du contrat conclu avec Statoil et que les autres acteurs du marché n’encouraient pas un tel coût.

(65) La Lituanie a suivi de près le fonctionnement du terminal GNL ainsi que le développement du marché du gaz naturel dans le pays. En raison des évolutions positives observées en 2018, les autorités lituaniennes ont décidé d’apporter plusieurs modifications à la mesure à compter du 1er janvier 2019.

(66) La Lituanie a modifié le modèle de calcul de la compensation du SIEG versée à Litgas et a introduit davantage de concurrence sur le marché du gaz naturel à partir du 1er janvier 2019. L’obligation d’achat a été supprimée et Litgas a pu vendre librement sur le marché la quantité obligatoire de GNL.

2. 6.1. Suppression de l’obligation d’achat

(67) Les autorités lituaniennes ont continué de considérer qu’il était nécessaire de garantir un approvisionnement régulier en GNL du terminal GNL au moyen du contrat de fourniture à long terme conclu avec Statoil. La Lituanie a expliqué que des options d’achat de gaz probablement moins onéreuses, telles que des réservations annuelles de capacités ou des réservations immédiates, ne pouvaient garantir la réalisation de cet objectif. Premièrement, les réservations annuelles de capacités autorisent la réorientation des cargaisons vers une autre destination (moyennant pénalités). Deuxièmement, les réservations immédiates ne sont pas suffisamment fiables, dans la mesure où les activités du terminal GNL doivent être planifiées à l’avance.

(68) Par conséquent, à compter du 1er janvier 2019, l’obligation d’achat a été transformée en une obligation de livraison imposée à Litgas. Litgas restait tenue de fournir la quantité obligatoire de GNL, qui était nécessaire pour maintenir le terminal GNL opérationnel indépendamment des conditions du marché (ci-après l’«obligation de livraison»). L’obligation de livraison s’applique pour la même période et aux mêmes conditions que celles qui s’appliquaient à l’obligation d’achat, à savoir jusqu’en 2024 et pour une quantité obligatoire de GNL de 0,37 milliard de m3 par an.

(69) Dans le même temps, à compter du 1er janvier 2019, l’obligation d’acheter de telles quantités de gaz naturel à Litgas, initialement imposée aux acheteurs obligés, a été supprimée.

(70) En conséquence, Litgas était pleinement exposée aux risques du marché en vendant la quantité obligatoire de GNL sur le marché, tandis que les acheteurs obligés pouvaient acheter du gaz sur le marché à un prix de marché déterminé par les conditions du marché, sans aucune intervention de l’ANR et entièrement en fonction de leurs besoins.

(71) En vertu des modifications de 2019, Litgas a continué de recevoir une compensation financée par le supplément GNL.

(72) Conformément à l’article 11 de la loi relative au terminal GNL, les coûts suivants ont été compensés en faveur de Litgas:

a) la différence entre, d’une part, le prix à l’importation de la quantité obligatoire de GNL fournie par le fournisseur désigné dans le cadre du contrat avec Statoil et, d’autre part, le prix à l’importation moyen pondéré réel mensuel du gaz naturel importé en Lituanie calculé par l’ANR;

b) les coûts liés au gaz d’évaporation: a) tous les coûts réels liés au gaz d’évaporation supportés par le fournisseur désigné au cours des périodes pendant lesquelles Litgas était le seul utilisateur du terminal GNL; et b) la différence entre les coûts réels liés au gaz d’évaporation supportés par Litgas et les coûts moyens liés au gaz d’évaporation supportés par les autres utilisateurs du terminal GNL pendant les périodes où Litgas n’était pas le seul utilisateur du terminal GNL;

c) les coûts de financement de la garantie à long terme.

(73) Selon la nouvelle méthode de compensation, Litgas n’était plus indemnisée pour les coûts d’équilibrage.

(74) En outre, Litgas vendait le GNL directement sur le marché et son bénéfice marginal n’était plus réglementé par l’ANR. Par conséquent, la marge bénéficiaire du fournisseur désigné obtenue en vendant la quantité obligatoire de GNL sur le marché dépendait uniquement de son efficacité et des conditions du marché.

(75) Les autorités lituaniennes ont informé la Commission que les conclusions des discussions publiques sur la nécessité d’un fournisseur désigné ainsi que sur la portée et la durée du SIEG confié au fournisseur désigné étaient accessibles dans divers actes législatifs et divers documents relatifs aux débats parlementaires, lesquels sont publiés dans le registre central des lois disponible à l’adresse https://www.e-tar.lt/.

(76) En outre, les informations relatives aux montants des compensations accordées chaque année à Litgas sont disponibles sur le site web de l’ANR: www.regula.lt.

(77) Enfin, l’autorité lituanienne de la concurrence est chargée de publier ces informations sur le portail consacré à la transparence des aides d’État: https://webgate.ec.europa.eu/competition/transparency/public/.

(78) Dans la plainte, les plaignants ont avancé plusieurs allégations concernant les modifications de 2016.

(79) Les plaignants ont notamment fait valoir que le nouveau composant du supplément GNL, versé à Litgas depuis le 1er janvier 2016, constituait une subvention directe, ce qui laisse supposer l’existence d’une aide d’État, étant donné qu’il conférait un avantage économique à Litgas.

(80) En outre, les plaignants ont déclaré que les paramètres de la compensation accordée à Litgas n’avaient pas été fixés de manière objective et avaient conduit à une surcompensation en faveur de Litgas. La surcompensation résultait du fait que la compensation de Litgas couvrait la différence entre le prix auquel le fournisseur désigné achetait le GNL et le prix auquel il le vendait. Les plaignants ont également affirmé que Litgas avait la garantie d’être indemnisée même au-delà de la quantité relative à l’obligation d’achat, étant donné que la compensation comprenait des éléments de coûts supplémentaires.

(81) Les plaignants ont également considéré que le contrat de fourniture de gaz conclu entre Litgas et Statoil reposait sur un prix du gaz très élevé et que le volume à acheter par Litgas était excessif. Dans ce contexte, les coûts de Litgas n’étaient pas comparables à ceux d’une entreprise moyenne bien gérée.

(82) Enfin, les plaignants ont prétendu que Litgas n’avait pas été désignée comme fournisseur désigné conformément aux règles applicables en matière de marchés publics.

(83) Le 7 septembre 2016, la Commission a transmis la plainte aux autorités lituaniennes en leur demandant de présenter leurs observations sur les questions soulevées. Les autorités lituaniennes ont répondu les 5 octobre 2016, 11 novembre 2016 et 27 janvier 2017.

(84) En réponse à l’allégation relative à l’existence d’un avantage économique conféré à Litgas par le nouveau composant du supplément GNL, les autorités lituaniennes ont répondu qu’en vertu de la mesure approuvée par la décision de 2013, Litgas ne pouvait pas vendre la quantité obligatoire de GNL sur les marchés libres et sur une base commerciale. Dans un premier temps, elle était tenue de vendre la quantité obligatoire de GNL uniquement aux producteurs d’électricité et de chauffage désignés, lesquels étaient tous soumis à des tarifs réglementés dans les secteurs de la chaleur et de l’électricité.

(85) En outre, les autorités lituaniennes ont déclaré que la nouvelle structure de l’obligation d’achat prévue par les modifications de 2016 ne conférait pas d’avantage économique à Litgas, étant donné que toutes les ventes réalisées par le fournisseur désigné sur le marché libre du gaz étaient contrôlées et réglementées par l’ANR, ce qui empêchait Litgas de conserver un bénéfice qui lui aurait permis d’être mieux rémunérée que le fournisseur de gaz moyen sur le marché.

(86) Les autorités lituaniennes ont réfuté les allégations des plaignants relatives à la surcompensation au motif que le prix de vente du GNL appliqué par le fournisseur désigné était réglementé par l’ANR. Les règles établies prenaient en considération les coûts réels supportés par le fournisseur désigné dans le cadre de la mise en œuvre du SIEG qui lui avait été confié. Ces calculs ont été effectués par l’ANR. La procédure d’évaluation de l’ANR a été menée en tenant compte du produit de la revente de la partie de la quantité obligatoire de GNL qui dépassait le volume acheté par les acheteurs obligés. Ce produit était limité par la loi au produit moyen des fournisseurs de gaz opérant sur le marché lituanien du gaz.

(87) Les autorités lituaniennes ont souligné que le contrat conclu avec Statoil offrait les meilleures conditions tarifaires par rapport aux autres propositions reçues au cours de la procédure d’appel d’offres.

(88) Selon les autorités lituaniennes, la sélection de Litgas n’a pas enfreint les règles en matière de marchés publics. Les conditions de l’appel d’offres étaient clairement énoncées dans la loi relative au terminal GNL.

(89) Le Tribunal a conclu qu’en ce qui concerne les modifications de 2016, la Commission aurait dû éprouver des doutes quant à la compatibilité de la mesure avec le marché intérieur et qu’elle aurait dû ouvrir la procédure formelle d’examen.

(90) Plus précisément, le Tribunal a constaté que la décision de 2018 ne contenait pas suffisamment d’informations justifiant les raisons pour lesquelles les coûts liés à l’évaporation et les coûts d’équilibrage étaient entièrement compensés dans le cadre des modifications de 2016, tandis que dans le cadre des modifications de 2019, les coûts liés au gaz d’évaporation n’étaient compensés que partiellement et les coûts d’équilibrage ne l’étaient pas du tout. Le Tribunal a considéré que cela revêtait une importance d’autant plus grande que les coûts liés à l’évaporation et les coûts d’équilibrage représentaient une part importante des coûts totaux de Litgas et qu’ils affectaient dès lors significativement le montant de la compensation pendant la période allant de 2016 à 2018.

(91) Le Tribunal a également souligné que la Commission n’avait pas examiné si l’obligation d’achat déterminait, de quelque façon que ce soit, l’ampleur des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage encourus par Litgas dans le cadre de l’obligation de SIEG.

(92) Selon le Tribunal, la Commission aurait dû expliciter les raisons pour lesquelles elle avait considéré que la compensation du même SIEG (dont elle estimait que la nature et la portée étaient restées inchangées) était compatible avec le marché intérieur tant dans sa version issue des modifications de 2016 que dans celle issue des modifications de 2019, malgré les différences patentes quant à la compensation desdits coûts.

(93) À la suite de l’annulation partielle de la décision de 2018 et comme expliqué à la section 3.3.1 de la décision d’ouverture, la Commission a apprécié la compatibilité des modifications de 2016 avec le marché intérieur sur la base des conditions établies dans l’encadrement SIEG de 2012.

(94) À la lumière des conclusions du Tribunal (voir section 2.9.1) selon lesquelles la Commission aurait dû éprouver des doutes quant à la compatibilité avec le marché intérieur de certains aspects des modifications de 2016, la Commission a décidé d’ouvrir la procédure formelle d’examen.

(95) Dans la décision d’ouverture, la Commission s’est demandé si la Lituanie avait correctement compensé l’intégralité des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage au cours de la période 2016-2018, ou si elle n’aurait dû compenser que la partie des coûts que Litgas n’aurait pas supportés en l’absence du SIEG (voir considérant 212 de la décision d’ouverture).

(96) En outre, la Commission a émis des doutes quant à la question de savoir si l’ensemble des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage pouvaient être considérés comme des coûts «économiquement justifiés» liés au SIEG et supportés efficacement au cours de la période 2016-2018. La Commission s’est également demandé si la compensation de l’intégralité des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage au titre des modifications de 2016 était «nécessaire» pour le fonctionnement du SIEG (voir considérant 212 de la décision d’ouverture).

(97) Enfin, la Commission a demandé des éclaircissements afin de déterminer si la différence dans la compensation des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage avant et après 2019 pouvait être due à l’existence de l’obligation d’achat au cours de la période 2016-2018 et à sa suppression à partir de 2019. En d’autres termes, la Commission a soulevé la question de savoir si l’obligation d’achat déterminait, de quelque manière que ce soit, l’ampleur des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage supportés par Litgas dans le cadre du SIEG (voir considérant 212 de la décision d’ouverture).

(98) La présente section résume les observations reçues de la Lituanie le 17 février 2023 sur la décision d’ouverture et complétées le 27 août 2024 à la suite de questions posées par la Commission.

(99) Premièrement, la Lituanie a rappelé que l’encadrement SIEG de 2012 prévoyait deux méthodes pour déterminer le montant maximal de la compensation: la méthode du coût net évité et la méthode de répartition des coûts. La méthode du coût net évité consiste à calculer la compensation maximale comme étant la différence entre le coût net supporté par le prestataire lorsqu’il exécute des obligations de service public et le coût ou bénéfice net du même prestataire lorsqu’il ne les exécute pas. Bien que le coût net évité soit considéré comme la méthode la plus précise, l’encadrement SIEG de 2012 autorise d’autres méthodes, telles que la méthode fondée sur la répartition des coûts, lorsque le recours à la méthode du coût net évité est impossible ou inapproprié. La Lituanie a expliqué que la méthode utilisée pour calculer le montant de la compensation pour la période 2016-2018 était fondée sur la répartition des coûts, tandis qu’à partir de 2019, elle reposait sur le coût net évité.

(100) À cet égard, la Lituanie a rappelé que l’exploitation commerciale du terminal GNL avait débuté en décembre 2014. À la fin de l’année 2015, lorsque les modifications de 2016 ont été introduites, la Lituanie avait très peu d’expérience dans l’exploitation de terminaux GNL et l’évaluation des coûts pertinents, ou dans la réglementation de ces opérations. Le terminal GNL flottant dont il est question a été l’un des premiers dans toute l’UE. Par conséquent, la Lituanie ne pouvait pas s’appuyer sur l’expérience d’autres États membres pour projeter le comportement probable que le fournisseur désigné aurait adopté en l’absence de SIEG. Au cours des années 2016 à 2018, l’autorité de régulation a développé le savoir-faire nécessaire pour appliquer une méthodologie plus sophistiquée.

(101) En outre, lorsque les autorités lituaniennes ont initialement conçu le SIEG, elles ne savaient pas si le terminal de GNL ferait l’objet d’une utilisation commerciale. En fin de compte, en 2016-2018, le terminal GNL n’a été utilisé que par deux autres opérateurs, ce qui, selon la Lituanie, n’aurait en aucun cas fourni un exemple valable d’opérateur commercial «moyen» du marché susceptible d’être utilisé pour appliquer la méthode du coût net évité.

(102) Avant décembre 2014, la Lituanie était un «îlot énergétique» dépendant à 100 % de l’approvisionnement en gaz naturel en provenance de Russie. Par conséquent, le marché n’avait aucune expérience en matière d’achat, de livraison, de conservation et de vente de GNL. Les premières années d’exploitation du terminal étaient différentes des années suivantes tant en ce qui concerne la maturité du marché que la concurrence: alors qu’en 2016-2018, on ne comptait que 2 utilisateurs commerciaux supplémentaires du terminal GNL, il y en avait 6 ou 7 par an en 2019-2022. La modification de la structure du marché du gaz a amené la Lituanie à croire que le marché était suffisamment mature pour commencer à appliquer la méthode du coût net évité à partir de 2019.

(103) Dans ce contexte, la Lituanie a expliqué que la décision d’utiliser la méthode de répartition des coûts et de compenser l’intégralité des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage en 2016-2018 était justifiée par: i) le manque de savoir-faire en 2015, qui a empêché l’autorité de régulation d’appliquer jusqu’en 2019 la méthode plus sophistiquée du coût net évité; ii) le manque de données suffisantes permettant de déterminer le coût nécessaire à Litgas pour fonctionner en l’absence de SIEG, lequel est indispensable pour appliquer la méthode du coût net évité.

(104) La Lituanie a également montré que l’application de la méthode du coût net évité pour calculer la compensation des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage en 2016-2018 n’aurait pas modifié de manière significative le montant de la compensation. En effet, les coûts liés à l’évaporation et les coûts d’équilibrage supportés par les autres utilisateurs du terminal GNL en 2016-2018 étaient minimes. Ainsi, le montant de la compensation n’aurait pas été sensiblement différent, que l’on prenne en considération l’intégralité des coûts ou uniquement ceux qui dépassent les coûts moyens encourus par d’autres opérateurs du marché.

(105) La Lituanie a expliqué qu’en ce qui concerne la quantité obligatoire de GNL, la modification de l’obligation d’achat en obligation de livraison en 2019 n’avait pas influencé, sur le plan technique, le niveau des coûts liés au gaz d’évaporation. En vertu de l’obligation de livraison, Litgas était toujours tenue de livrer et de libérer du GNL dans le réseau de gaz naturel en respectant les quantités minimales et les échéances nécessaires pour maintenir le terminal GNL opérationnel. Litgas était toujours confrontée à des coûts plus élevés concernant le gaz d’évaporation, étant donné que le fournisseur désigné était tenu de libérer lentement du GNL dans le réseau de gaz naturel afin de répondre aux besoins techniques du terminal GNL.

(106) Toutefois, la Lituanie a expliqué que la suppression de l’obligation d’achat réduisait les coûts d’équilibrage sur le plan technique, étant donné qu’en vendant librement sur le marché, Litgas était désormais en mesure de mieux répondre à la demande du marché et de réduire ses besoins d’équilibrage. Néanmoins, selon la Lituanie, des coûts d’équilibrage supplémentaires étaient encore prévus après 2019 et auraient pu être partiellement compensés selon la méthode du coût net évité. Cependant, la Lituanie a expliqué qu’elle avait délibérément décidé de sous-compenser le SIEG après 2019 en excluant l’intégralité des coûts d’équilibrage, de sorte que Litgas soit encore plus exposée à la concurrence. La Lituanie a souligné que cette décision ne devait pas être interprétée comme une confirmation du fait que les coûts d’équilibrage n’étaient pas nécessaires à l’exécution du SIEG.

(107) Enfin, la Lituanie a déclaré qu’en 2016-2018, tout risque de surcompensation avait été éliminé compte tenu du contrôle exercé par l’ANR sur i) chaque élément de coût distinct inclus dans la compensation du SIEG et ii) la marge bénéficiaire de Litgas. À la suite de ce contrôle, la marge bénéficiaire de Litgas était très faible en 2016-2018, de l’ordre de 1,1 % à 1,5 %, tandis que la marge bénéficiaire moyenne réalisée par les fournisseurs actifs sur le marché lituanien de la fourniture de gaz s’élevait historiquement à 3,2 %. Ainsi, même s’il y avait eu surcompensation de certains coûts, le régulateur a exclu un tel risque de surcompensation en établissant la marge bénéficiaire réglementée.

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

(109) Afin de pouvoir apprécier l’existence d’une aide d’État, la Commission doit déterminer si les conditions cumulatives prévues à l’article 107, paragraphe 1, du TFUE (transfert de ressources d’État, imputabilité de l’État, avantage sélectif, risque de distorsion de la concurrence et affectation des échanges dans l’UE) sont remplies pour la mesure analysée.

(110) Dans la décision de 2013, la Commission a conclu que le supplément GNL constituait une aide d’État en faveur de KN.

(111) Étant donné que, par les modifications de 2016, la Lituanie a introduit le nouveau composant du supplément GNL en faveur de Litgas, la Commission doit apprécier si les critères cumulatifs énoncés à l’article 107, paragraphe 1, du TFUE sont remplis pour que le nouveau composant du supplément GNL constitue une aide d’État.

(112) La Commission a déjà conclu à titre préliminaire dans la décision d’ouverture (voir considérants 98 à 106 de ladite décision) que l’aide constitue une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(113) Ainsi que l’a jugé la Cour, les ressources d’État englobent à la fois les avantages accordés directement par l’État et ceux accordés par un organisme public ou privé désigné ou institué par l’État. La Commission considère que le nouveau composant du supplément GNL constitue des ressources d’État imputables à l’État pour les raisons suivantes.

(114) Premièrement, le système d’attribution et de perception du supplément GNL a été établi par la Lituanie. Après les modifications de 2016, l’article 5, paragraphe 2, de la loi relative au terminal GNL disposait que le nouveau composant du supplément GNL était perçu, géré et versé à Litgas par le GRT sous la supervision de l’ANR. Le supplément GNL ne finance pas les services de transport, il constitue une surtaxe distincte.

(115) Deuxièmement, l’État a désigné le GRT comme gestionnaire du supplément GNL. Le GRT est mandaté par l’État par voie d’actes juridiques et sous la supervision de l’ANR. L’ANR contrôle l’ensemble du processus en ce qui concerne la gestion et le transfert à Litgas des fonds perçus.

(116) La Commission observe également que le GRT — AB «Amber Grid» — est contrôlé par «EPSO-G» UAB, qui est détenue à 100 % par le ministère lituanien de l’énergie.

(117) Sur la base de ces éléments, la Commission conclut que le nouveau composant du supplément GNL a été fourni à Litgas par l’État au moyen de ressources d’État et est imputable à l’État.

(118) Le nouveau composant du supplément GNL confère un avantage économique à Litgas, car il garantit une certaine couverture des coûts et des recettes nettes positives qui ne seraient pas réalisées dans des conditions de concurrence normales sur le marché.

(119) Le nouveau composant du supplément GNL constitue un avantage sélectif puisqu’il a été accordé uniquement à Litgas en vertu d’un acte juridique spécifique, à savoir la loi relative au terminal GNL. En vertu de ladite loi, les autres fournisseurs de gaz n’étaient pas habilités à exercer cette fonction (voir section 4.3.5).

(120) Le nouveau composant du supplément GNL avait pour objectif d’assurer le fonctionnement continu du terminal GNL. Le gaz est un produit qui fait l’objet d’échanges entre les États membres. Favoriser un fournisseur de GNL en particulier — Litgas — est susceptible d’affecter les courants d’échanges entre États membres. En outre, le gaz est utilisé pour la production d’électricité. L’électricité est un autre produit soumis à des échanges entre États membres. Par conséquent, le nouveau composant du supplément GNL fausse ou menace de fausser la concurrence et est susceptible d’affecter les échanges entre États membres.

(121) Sur la base des éléments susmentionnés, la Commission conclut que le nouveau composant du supplément GNL constitue une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE.

(122) La Lituanie a octroyé à Litgas le nouveau composant du supplément GNL dans le cadre des modifications de 2016 avant l’adoption de la décision de 2018 autorisant la mesure. En outre, cette dernière décision a été annulée par le Tribunal, dans la mesure où elle concernait les modifications de 2016. L’aide octroyée au titre des modifications de 2016 doit donc être considérée comme illégale.

(123) Comme indiqué au considérant 93, la Commission a apprécié la compatibilité des modifications de 2016 avec le marché intérieur sur la base des conditions établies dans l’encadrement SIEG de 2012.

(124) Comme indiqué au point 13 de l’encadrement SIEG de 2012, les États membres disposent d’un large pouvoir discrétionnaire quant à la nature des services pouvant être qualifiés de SIEG. La tâche de la Commission est de veiller à ce que ce pouvoir discrétionnaire soit appliqué sans erreur manifeste en ce qui concerne la définition des SIEG. La compétence de la Commission en la matière se limite à vérifier que l’État membre n’a pas commis d’erreur manifeste en qualifiant un service de SIEG et à apprécier toute aide d’État relevant de la compensation.

(125) Toutefois, comme le prévoit le point 46 de la communication SIEG de 2012, lorsque des règles spécifiques existent au niveau de l’Union, celles-ci lient le pouvoir d’appréciation des États membres, sans préjudice de l’appréciation effectuée par la Commission afin de savoir si le SIEG a été correctement défini aux fins du contrôle des aides d’État. Par conséquent, la mesure serait incompatible avec l’article 106, paragraphe 2, TFUE si elle violait des dispositions spécifiques du droit de l’Union. En l’espèce, les dispositions pertinentes sont énoncées dans la directive sur le gaz.

(126) Une «mission de service public particulière» implique la prestation d’un service qu’un opérateur, s’il considérait son propre intérêt commercial, n’assumerait pas ou n’assumerait pas dans la même mesure ou dans les mêmes conditions. Les États membres ou l’Union peuvent soumettre ce type de services à des obligations spécifiques en vertu d’un critère d’intérêt général.

(127) La Commission observe que, conformément à l’article 3, paragraphe 2, de la directive sur le gaz, la sécurité d’approvisionnement est un objectif qui pourrait justifier une obligation de service public.

(128) Comme expliqué au considérant 208 de la décision de 2013, la simple construction du terminal GNL ne garantirait pas la sécurité de l’approvisionnement en Lituanie. Pour atteindre cet objectif, il est indispensable que le terminal GNL demeure opérationnel à tout moment.

(129) La loi relative au terminal GNL impose à Litgas l’obligation de fournir la quantité obligatoire de GNL nécessaire pour assurer le fonctionnement stable du terminal GNL et maintenir le terminal GNL opérationnel.

(130) Afin de maintenir le terminal GNL opérationnel, certaines quantités de GNL doivent être conservées dans les réservoirs du terminal et constamment libérées dans le système de gaz naturel.

(131) En outre, la Commission observe que les réservations annuelles de capacités ou les réservations immédiates n’étaient pas suffisantes pour garantir un fonctionnement stable du terminal GNL. En effet, d’une part, les livraisons effectuées dans le cadre de réservations annuelles peuvent toujours être redirigées vers un autre point de livraison si les prix du GNL le justifient et, d’autre part, les activités du terminal GNL doivent être planifiées deux semaines à l’avance, de sorte que le terminal ne peut répondre aux livraisons immédiates. Par conséquent, la Commission affirme que certaines quantités de GNL doivent être livrées sur une base uniforme tout au long de l’année selon un calendrier fixe, y compris dans les périodes où la demande de gaz naturel est faible.

(132) Compte tenu de l’appréciation qui précède, la Commission conclut que l’obligation de Litgas de maintenir le terminal GNL opérationnel en lui fournissant la quantité obligatoire de GNL selon un calendrier fixe constitue un véritable SIEG au sens de l’article 106 du TFUE. Le Tribunal a confirmé dans son arrêt que les requérantes n’avaient pas démontré que la Commission aurait dû éprouver des doutes quant au fait que les mesures en cause soient qualifiées de véritables SIEG ainsi qu’en ce qui concerne leur nécessité et leur étendue.

(133) Comme indiqué à la section 2.3 de l’encadrement SIEG de 2012, la notion de SIEG au sens de l’article 106 du TFUE suppose que la responsabilité de la gestion du SIEG soit confiée à l’entreprise ou aux entreprises concernées au moyen d’un ou de plusieurs actes officiels.

(134) Ces actes doivent notamment préciser i) la nature précise et la durée du SIEG; ii) les entreprises et le territoire concernés; iii) la nature de tout droit exclusif octroyé aux entreprises concernées; iv) les paramètres de calcul, de contrôle et de révision de la compensation; et v) les modalités de récupération des éventuelles surcompensations et les moyens d’éviter ces dernières.

(135) La Commission observe que la nature précise du SIEG est déterminée à l’article 11 de la loi relative au terminal GNL. En effet, ladite disposition prévoit que le fournisseur désigné est chargé de l’obligation de livrer la quantité obligatoire de GNL au terminal GNL (voir considérant 30).

(136) En outre, la Commission prend note du fait que, par arrêté du ministre de l’énergie no 1-20 du 10 février 2014, Litgas a été nommée comme fournisseur désigné sur le territoire lituanien [voir considérant 31, point c)].

(137) En ce qui concerne les paramètres de calcul de la compensation, la Commission note que l’article 11 de la loi relative au terminal GNL a établi les principes de calcul de la compensation en faveur du fournisseur désigné. Les paramètres détaillés ont été définis dans le règlement d’exécution correspondant — méthodologie de l’ANR no O3-367 complétant la loi relative au terminal GNL [voir considérant 31, point d)].

(138) La Commission considère que les actes juridiques tels que la loi relative au terminal GNL et la méthodologie de l’ANR no O3-367 ont établi un modèle clair pour le calcul de la compensation. Les paramètres de la compensation versée à Litgas ont été fixés par l’ANR.

(139) La méthodologie de l’ANR no O3-367 prévoyait la formule lui permettant de calculer la compensation à verser à Litgas. La Commission observe que cette formule incluait l’ensemble des coûts pour lesquels Litgas était indemnisée. La liste des coûts a été clairement définie et aucun autre coût n’a été inclus dans le modèle de compensation.

(140) En outre, la Commission note que le bénéfice de Litgas était strictement limité à une marge bénéficiaire fixe approuvée par l’ANR de 0,24 EUR/MWh et que le bénéfice tiré des ventes ne pouvait, en aucun cas, dépasser la marge bénéficiaire moyenne réalisée en Lituanie par les entreprises de gaz naturel.

(141) Conformément à la loi relative au terminal GNL, la compensation était limitée uniquement à la quantité obligatoire de GNL.

(142) Enfin, Litgas devait soumettre à l’ANR des rapports réguliers sur les coûts et les recettes afin que toute surcompensation soit détectée en temps utile et éliminée par la suite.

(143) En définissant clairement les coûts admissibles, en soumettant le fournisseur désigné à des obligations de déclaration régulière et en limitant ses bénéfices à la marge bénéficiaire moyenne observée sur le marché (voir considérants 48 et 49), la Commission considère que le mandat et ses règlements d’exécution prévoyaient les dispositions nécessaires pour le calcul, le contrôle et la révision de la compensation et pour éviter toute surcompensation.

(144) La Commission juge donc dénuées de fondement les allégations des plaignants selon lesquelles les paramètres de la compensation accordée à Litgas pour la période allant du 1er janvier 2016 au 31 décembre 2018 n’ont pas été objectivement fixés et selon lesquelles Litgas était assurée d’être indemnisée même au-delà de la quantité relative à l’obligation d’achat (voir considérant 80).

(145) À la lumière de ce qui précède, la Commission conclut que le mandat est conforme aux exigences de la section 2.3 de l’encadrement SIEG de 2012.

(146) Comme indiqué à la section 2.4 de l’encadrement SIEG de 2012, «[l]a durée du mandat doit se justifier au regard de critères objectifs, tels que la nécessité d’amortir des immobilisations incessibles. En principe, la durée du mandat ne devrait pas excéder la période nécessaire à l’amortissement comptable des principaux actifs indispensables à la prestation du SIEG».

(147) L’article 11 de la loi relative au terminal GNL dispose que la durée du SIEG est limitée à 10 ans et est révisée chaque année par l’ANR. La Commission considère que la durée du mandat est justifiée en ce qu’elle est liée à la durée du contrat conclu avec Statoil pour la fourniture de la quantité obligatoire de GNL, lequel expire en 2024 (voir considérant 38).

(148) Selon le point 18 de l’encadrement SIEG de 2012: «Une aide ne pourra être considérée comme compatible avec le marché intérieur sur la base de l’article 106, paragraphe 2, du TFUE que si l’autorité se conforme, le cas échéant, à la directive 2006/111/CE relative à la transparence des relations financières entre les États membres et les entreprises publiques ainsi qu’à la transparence financière dans certaines entreprises.»

(149) En vertu de l’article 2, point d), de la directive 2006/111/CE, toute entreprise chargée de la gestion d’un SIEG au sens de l’article 106, paragraphe 2, du TFUE, qui reçoit une compensation de service public sous quelque forme que ce soit en relation avec ce service et qui exerce d’autres activités, a l’obligation de tenir des comptes séparés.

(150) Le respect des exigences en matière de séparation des comptes et de transparence pour les entreprises publiques établies dans la directive 2006/111/CE est assuré par des actes d’exécution, à savoir la résolution no 768 du gouvernement de la République de Lituanie du 14 juillet 2005 et la résolution modificative no 1333 du 12 décembre 2007.

(151) Comme indiqué au considérant 50, Litgas a l’obligation de tenir des comptes séparés pour ses activités réglementées en tant que fournisseur désigné et pour ses activités non réglementées.

(152) Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que les exigences de la directive 2006/111/CE sont respectées.

(153) Le point 19 de l’encadrement SIEG de 2012 exige que l’autorité responsable confie la prestation du service en question conformément aux règles de l’Union applicables dans le domaine des marchés publics.

(154) La Commission considère que le contrat entrerait en principe dans le champ d’application matériel de la directive 2004/18/CE du Parlement européen et du Conseil.

(155) Comme indiqué dans la décision de 2013 (considérants 229 à 236), le projet de terminal GNL est un projet d’importance majeure pour la Lituanie et la désignation d’AB Klaipėdos Nafta en tant qu’exploitant du terminal GNL par le gouvernement lituanien a été exemptée des règles applicables en matière de marchés publics pour des raisons de protection des intérêts essentiels d’un État membre, ainsi que le prévoit l’article 14 de la directive 2004/18/CE.

(156) La Commission considère que la nomination de Litgas en tant que fournisseur désigné est soumise, à cet égard, aux mêmes principes que la désignation d’AB Klaipėdos Nafta. Comme dans le cas d’AB Klaipėdos Nafta, le contrat par lequel Litgas a été nommée en tant que fournisseur désigné est donc également couvert par l’exemption prévue à l’article 14 de la directive 2004/18/CE.

(157) Cela s’explique par le fait que la mission consistant à maintenir le terminal GNL opérationnel grâce aux livraisons de la quantité obligatoire de GNL doit être considérée comme essentielle pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz de la Lituanie. Toute perturbation dans la livraison de la quantité obligatoire de GNL compromettrait l’exploitation du terminal GNL et, partant, l’approvisionnement en GNL du marché lituanien du gaz et donc, en fin de compte, la sécurité d’approvisionnement de la Lituanie. En particulier, compte tenu de la structure du marché lituanien de la fourniture de gaz, si les tâches dévolues au fournisseur désigné étaient attribuées dans le cadre d’une procédure de passation de marché public conformément à la directive 2004/18/CE, il se pourrait que le véritable SIEG soit confié à une entreprise liée à l’ancien fournisseur unique de gaz. En outre, une entreprise sélectionnée dans le cadre de la procédure prévue par la directive 2004/18/CE sans être contrôlée par l’État aurait pu (au moment de l’appel d’offres ou ultérieurement) développer des liens avec l’ancien fournisseur unique qui permettraient à ce dernier d’influencer son comportement sur le marché d’une manière susceptible d’avoir une incidence négative sur l’accomplissement de sa mission de SIEG.

(158) De l’avis de la Commission, adopter à l’égard du fournisseur désigné une approche différente de celle du gestionnaire du terminal GNL (AB Klaipeda Nafta) compromettrait les intérêts essentiels invoqués dans la décision de 2013. Par conséquent, la nomination de Litgas en tant que fournisseur désigné par le ministère de l’énergie devrait être exemptée des règles applicables en matière de marchés publics pour des raisons de protection des intérêts essentiels d’un État membre, ainsi que le prévoit l’article 14 de la directive 2004/18/CE.

(159) Dans ce contexte, la Commission note également que, indépendamment de l’applicabilité de l’exemption prévue à l’article 14, la Lituanie a mené en 2014 une procédure de sélection pour la nomination du fournisseur désigné. Les critères de sélection ont été approuvés par le ministère de l’énergie le 3 janvier 2014 et rendus publics. Les critères d’évaluation des offres ont été établis dans le droit dérivé, à savoir l’article 49 de la résolution DivReg. Afin de prendre en considération les préoccupations susmentionnées en matière de sécurité, la participation à cette procédure d’appel d’offres n’a été ouverte qu’aux entreprises répondant aux critères de sélection suivants:

a) 2/3 des voix de l’assemblée générale des actionnaires devraient être détenues directement ou indirectement par l’État; et

b) le fournisseur désigné ne devrait pas être associé à des activités liées au transport et (ou) à la distribution de gaz.

(160) Litgas a participé à l’appel d’offres et a été retenue. En conséquence, par l’ordonnance no 1-20 du ministre de l’énergie du 10 février 2014 relative à la «nomination de LITGAS UAB en tant que fournisseur désigné», Litgas a été nommée comme fournisseur désigné.

(161) Sur la base de ce qui précède et ainsi que l’a confirmé le Tribunal dans son arrêt, la Commission considère que le point 19 de l’encadrement SIEG de 2012 est respecté.

(162) Le point 21 de l’encadrement SIEG de 2012 dispose que «[l]e montant de la compensation ne doit pas dépasser ce qui est nécessaire pour couvrir le coût de l’exécution des obligations de service public, compte tenu d’un bénéfice raisonnable». Le montant de la compensation peut être établi soit sur la base des coûts et recettes escomptés, soit sur la base des coûts effectivement supportés et des recettes effectivement perçues, ou encore sur la base d’une combinaison des deux (point 22 de l’encadrement SIEG de 2012). Lorsque la compensation se fonde, en tout ou en partie, sur les coûts et recettes escomptés, le mandat doit en faire mention. Ces anticipations doivent reposer sur des paramètres plausibles et observables concernant l’environnement économique dans lequel le SIEG est fourni et, le cas échéant, elles doivent se fonder sur le savoir-faire des autorités de régulation du secteur ou d’autres entités indépendantes de l’entreprise. Les États membres doivent préciser les sources sur lesquelles ces anticipations s’appuient (point 23 de l’encadrement SIEG de 2012).

(163) Les coûts nets nécessaires, effectifs ou escomptés, doivent être calculés en utilisant la méthode du coût net évité lorsque cela est exigé ou possible (point 24 de l’encadrement SIEG de 2012). Bien que la Commission considère la méthode du coût net évité comme la plus précise pour déterminer le coût d’une obligation de service public, il peut y avoir des cas dans lesquels le recours à cette méthode est impossible ou inapproprié. La Commission peut alors, lorsque cela est dûment justifié, accepter d’autres méthodes de calcul du coût net nécessaire à l’exécution du SIEG, telles que la méthode basée sur la répartition des coûts (point 27 de l’encadrement SIEG de 2012).

(164) En vertu des modifications de 2016, la compensation accordée à Litgas pour l’exécution du SIEG tenait compte des recettes de Litgas provenant du GNL vendu à des prix réglementés aux acheteurs obligés et sur le marché libre, de l’ensemble des coûts encourus par Litgas et découlant de ses activités en tant que fournisseur désigné, ainsi que d’une marge bénéficiaire réglementée. La compensation a été calculée, en substance, sur la base des trois facteurs suivants: i) la différence entre le prix du GNL payé en amont par Litgas à Statoil et le prix auquel Litgas vendait en aval aux acheteurs obligés et sur le marché libre; plus ii) une compensation pour les coûts «justifiés» encourus dans le cadre du SIEG, à savoir les coûts d’exploitation, les coûts liés au gaz d’évaporation, les coûts d’équilibrage et les coûts de financement d’une garantie d’État à long terme; plus iii) une marge bénéficiaire déterminée par l’ANR (voir section 2.5.2).

(165) À la suite des modifications de 2019, qui ont imposé une obligation de livraison à Litgas et supprimé l’obligation d’achat (voir section 2.6.1), exposant ainsi Litgas aux risques de marché, la compensation accordée à Litgas pour le SIEG a été calculée, en substance, sur la base des deux facteurs suivants: i) la différence entre le prix du GNL payé en amont par Litgas à Statoil et le prix moyen réel du gaz importé en Lituanie, calculé par l’ANR; à laquelle s’ajoutait ii) une compensation pour une partie des coûts liés au gaz d’évaporation et pour les coûts de financement d’une garantie d’État à long terme. Les coûts liés au gaz d’évaporation encourus par Litgas ont été intégralement compensés pendant les périodes où Litgas était le seul utilisateur du terminal GNL et pour la partie dépassant la moyenne des coûts liés au gaz d’évaporation supportés par les autres utilisateurs du terminal GNL pendant les périodes où Litgas n’était pas l’unique utilisateur du terminal GNL (voir section 2.6.2).

(166) Il s’ensuit notamment que, tandis que la totalité des coûts liés au gaz d’évaporation et des coûts d’équilibrage encourus par Litgas était incluse dans la compensation du SIEG pendant la période allant de 2016 à 2018, Litgas n’était plus compensée, en vertu des modifications de 2019, que pour une partie des coûts liés au gaz d’évaporation et pas du tout pour les coûts d’équilibrage qu’elle encourait.

(167) Dans la décision d’ouverture, la Commission s’est demandé si la Lituanie avait correctement compensé les coûts liés à l’évaporation et les coûts d’équilibrage au cours de la période 2016-2018 compte tenu de cette différence (voir section 2.9.2).

(168) Dans sa réponse, la Lituanie a fait valoir que cette différence était justifiée par le fait qu’elle avait utilisé la méthode de répartition des coûts pour calculer le montant de la compensation en 2016-2018, tandis qu’à partir de 2019, elle avait utilisé la méthode du coût net évité (voir considérant 99). La Lituanie considère que l’utilisation de la méthode de répartition des coûts au cours de la période 2016-2018 était justifiée (voir considérants 100 à 103).

(169) La Commission a donc examiné i) si l’utilisation de la méthode de répartition des coûts plutôt que de la méthode du coût net évité pour la période 2016-2018 était effectivement justifiée et ii) si la méthode de répartition des coûts avait été appliquée correctement.

(170) Comme rappelé au considérant 163, en vertu de l’encadrement SIEG de 2012, les coûts nets nécessaires, effectifs ou escomptés, pour exécuter le SIEG doivent être calculés en utilisant la méthode du coût net évité lorsque cela est exigé ou possible. Toutefois, dans les cas où le recours à cette méthode est impossible ou inapproprié, et lorsque cela est dûment justifié, la Commission peut accepter d’autres méthodes, telles que la méthode fondée sur la répartition des coûts.

(171) La méthode du coût net évité consiste à calculer le coût net nécessaire, effectif ou escompté, pour exécuter les obligations de service public comme la différence entre le coût net supporté par le prestataire lorsqu’il exécute ces obligations et le coût ou bénéfice net du même prestataire lorsqu’il ne les exécute pas (point 25 de l’encadrement SIEG de 2021). La méthode du coût net évité exige donc que les États membres établissent ex ante un scénario contrefactuel de ce que serait le coût net ou le bénéfice net du prestataire en l’absence d’obligation de service public.

(172) Premièrement, la Commission fait observer que le terminal GNL était le premier en Lituanie et l’un des premiers terminaux flottants dans l’UE, et qu’il n’existait pas d’expertise de marché établie en matière d’approvisionnement et de négoce de GNL (voir considérant 100). La Lituanie n’avait donc pas encore acquis de savoir-faire et n’aurait pas pu l’acquérir auprès d’autres pays de l’UE, savoir-faire qu’elle a développé au cours des années 2016 à 2018, lorsque le terminal était opérationnel.

(173) Deuxièmement, la Commission considère qu’au moment où la Lituanie devait décider de la méthode à utiliser, le marché lituanien du GNL n’était pas suffisamment développé, étant donné que, jusqu’alors, Gazprom était l’unique fournisseur et que la Lituanie ne savait pas si le terminal serait effectivement utilisé par des entreprises privées (voir considérants 101 et 102). La Lituanie était dans l’impossibilité d’élaborer un scénario contrefactuel parce qu’elle ignorait comment Litgas se comporterait en tant qu’utilisateur moyen du terminal GNL flottant et quels coûts elle supporterait en l’absence de l’obligation de SIEG.

(174) Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que l’utilisation de la méthode du coût net évité n’était ni possible ni appropriée au cours de la période 2016-2018 et que l’application de la méthode de répartition des coûts était justifiée aux fins de l’évaluation des modifications de 2016.

(175) La Commission estime que le fait que la Lituanie ait modifié sa méthode de compensation en 2019 est dû à des évolutions du marché et à une concurrence accrue sur le marché qui ne pouvaient plus justifier l’application de la méthode de répartition des coûts et qui ont permis d’appliquer la méthode du coût net évité. En effet, il était désormais possible pour la Lituanie de définir un scénario contrefactuel pertinent pour Litgas et de déterminer les coûts d’exploitation qu’elle encourrait en l’absence de l’obligation de SIEG.

(176) La Commission comprend que la suppression de l’obligation d’achat reflète également ces évolutions sur le marché. En effet, l’obligation d’achat a été initialement mise en place pour assurer le développement du terminal GNL au cours des premières années d’exploitation et pour garantir le soutirage de la quantité obligatoire de GNL. L’obligation d’achat devait normalement durer 10 ans, mais les autorités lituaniennes avaient prévu que cette durée puisse être raccourcie si le développement et l’intégration du marché lituanien du gaz naturel étaient suffisants pour garantir le soutirage minimal requis pour que le terminal GNL demeure opérationnel (voir note de bas de page 7). La Commission considère que le fait que la Lituanie ait initialement mis en place l’obligation d’achat montre qu’à cette époque, le marché était immature et que les autorités lituaniennes ne savaient pas si, et comment, le marché allait se développer. Le fait que la Lituanie ait supprimé l’obligation d’achat en 2019 montre que le marché était suffisamment développé et que la Lituanie considérait qu’il y avait suffisamment de demande sur le marché pour acheter la quantité obligatoire de GNL.

(177) Comme l’a expliqué la Lituanie (voir considérant 106), la Commission note que la suppression de l’obligation d’achat en 2019 a eu une incidence sur les coûts d’équilibrage et a permis de réduire ces coûts. Cette suppression n’a toutefois pas eu d’incidence directe sur le niveau des coûts liés au gaz d’évaporation supportés par Litgas, car l’évaporation est déterminée par la quantité minimale qui est elle-même définie par les caractéristiques techniques du terminal, mais ne dépend pas de l’existence ou non d’une obligation d’achat (voir considérants 105 et 106).

(178) La méthode de répartition des coûts consiste à calculer le coût net nécessaire à l’exécution des obligations de service public comme la différence entre les coûts et les recettes d’un prestataire désigné liés à l’exécution des obligations de service public.

(179) Comme décrit au considérant 47, la compensation versée à Litgas tenait compte des recettes de Litgas provenant du GNL vendu à des prix réglementés aux acheteurs obligés et sur le marché, de l’ensemble des coûts de Litgas découlant de ses activités en tant que fournisseur désigné, ainsi que d’une marge bénéficiaire réglementée.

(180) La Commission fait observer que Litgas avait l’obligation de tenir des comptes séparés pour les activités réglementées menées en tant que fournisseur désigné (lesquelles comprenaient toutes les activités liées à la gestion de la quantité obligatoire de GNL) (voir considérant 50). Par conséquent, la Commission considère que les coûts et les recettes de Litgas liés à ses activités de SIEG ont été correctement identifiés dans ses comptes.

(181) Outre les coûts d’exploitation décrits au considérant 54, la compensation couvrait les coûts suivants: les coûts liés au gaz d’évaporation, les coûts d’équilibrage et les coûts liés à la garantie d’État.

(182) La Commission considère que les coûts liés à l’évaporation et les coûts d’équilibrage sont intrinsèquement liés à la fonction du fournisseur désigné. En effet, Litgas a supporté les coûts liés à l’évaporation ainsi que les coûts d’équilibrage en rapport avec la quantité obligatoire de GNL et avec la manière dont Litgas a dû acheter et vendre cette quantité pour s’acquitter de son obligation de SIEG (voir considérants 56 à 63, 105 et 106).

(183) À cet égard, la Commission partage l’avis des autorités lituaniennes selon lequel la décision de ne plus compenser les coûts d’équilibrage en 2019 n’implique pas automatiquement que ces coûts n’étaient pas liés au SIEG ni nécessaires à l’exécution du SIEG (voir considérant 106).

(184) Selon la méthode de répartition des coûts, tous les coûts nécessaires à l’exécution du SIEG peuvent être compensés, et pas seulement la partie des coûts que le prestataire n’aurait pas supportés en l’absence du SIEG.

(185) Sur la base de ce qui précède, la Commission considère que la Lituanie a correctement appliqué la méthode de répartition des coûts en compensant intégralement les coûts liés au gaz d’évaporation et les coûts d’équilibrage en tant que coûts directs nécessaires à l’exécution du SIEG.

(186) Par conséquent, la Commission est d’avis qu’au cours de la période 2016-2018, l’ensemble des coûts liés à l’évaporation et des coûts d’équilibrage étaient des coûts économiquement justifiés en lien avec le SIEG.

(187) En ce qui concerne les coûts liés à la garantie à long terme, la Commission note que, pour assurer l’approvisionnement à long terme en GNL auprès de Statoil, Litgas a dû émettre des garanties d’exécution des contrats à long terme à l’égard de Statoil et a encouru des coûts pour ces garanties (voir considérant 64).

(188) La Commission estime que ces coûts de garantie à long terme sont des coûts justifiés encourus en lien direct avec le SIEG, étant donné que ces coûts sont liés à la nature à long terme du contrat que Litgas a conclu avec Statoil pour remplir sa mission de SIEG.

(189) Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que l’ensemble des coûts pris en compte dans la compensation sont directement liés à l’exécution des obligations de Litgas au titre du SIEG et sont nécessaires à l’exécution du SIEG.

(190) Conformément au point 32 de l’encadrement SIEG de 2012, les recettes à prendre en considération doivent inclure à tout le moins la totalité des recettes tirées du SIEG.

(191) Sur la base des modifications de 2016, les recettes que Litgas a perçues à la suite de la vente du GNL aux acheteurs obligés, au prix réglementé établi, ont été prises en considération. En outre, les recettes que Litgas a tirées de la vente sur le marché de la partie de la quantité obligatoire de GNL non achetée par les acheteurs obligés ont également été incluses. Par conséquent, la Commission conclut que toutes les recettes possibles que Litgas pouvait tirer du SIEG qui lui avait été confié ont été couvertes.

(192) L’encadrement SIEG de 2012 permet à l’entité qui exécute le SIEG de réaliser un bénéfice raisonnable. Il s’agit du taux de rendement du capital qu’exigerait une entreprise moyenne s’interrogeant sur l’opportunité de fournir le SIEG pendant toute la durée du mandat, en tenant compte du niveau de risque (points 33 et 35 de l’encadrement SIEG de 2012). Dans les cas dûment justifiés, il est possible de se fonder sur d’autres indicateurs de bénéfice (point 34 de l’encadrement SIEG de 2012).

(193) En ce qui concerne la marge bénéficiaire, la Commission fait observer que, conformément à la décision de 2013, Litgas avait déjà droit à une marge bénéficiaire raisonnable. En vertu des modifications de 2016, l’ANR a établi une marge bénéficiaire fixe pour Litgas en tenant compte des conditions du marché du gaz naturel en Lituanie. Sur la base des calculs de l’ANR, Litgas avait droit 1) à une marge bénéficiaire fixe de 0,24 EUR/MWh sur la vente de la quantité obligatoire de GNL aux acheteurs obligés et 2) à la moitié du bénéfice tiré des ventes de GNL sur le marché, à condition que ce bénéfice n’excède pas la marge bénéficiaire d’une entreprise de gaz naturel opérant sur le marché.

(194) Les autorités lituaniennes ont expliqué que la marge bénéficiaire pour les ventes de GNL sur le marché établie par les modifications de 2016 était nettement inférieure à la marge bénéficiaire moyenne réalisée par les fournisseurs actifs sur le marché lituanien du gaz, laquelle s’élevait historiquement à 3,2 %. Pour la période 2016-2018, la marge bénéficiaire de Litgas était comprise entre 1,1 % et 1,5 %.

(195) En outre, conformément à la méthodologie de l’ANR no O3-367, tout bénéfice supplémentaire au-delà du bénéfice moyen observé sur le marché a été récupéré auprès du bénéficiaire.

(196) Compte tenu des éléments probants fournis selon lesquels la marge bénéficiaire de Litgas était conforme au marché, la Commission considère qu’elle correspond à un bénéfice raisonnable au sens de l’encadrement SIEG de 2012.

(197) En ce qui concerne les incitations à l’efficience, le point 39 de l’encadrement SIEG de 2012 prévoit que «[l]orsqu’ils mettent au point la méthode de compensation, les États membres doivent introduire des mesures incitatives pour favoriser la prestation efficiente de SIEG de qualité élevée, excepté lorsqu’ils sont en mesure de justifier dûment qu’il est impossible ou qu’il n’est pas judicieux de le faire».

(198) Les mécanismes d’efficience applicables à Litgas ont été établis dans la méthodologie de l’ANR no O3-367.

(199) La méthodologie no O3-367 de l’ANR prévoyait un mécanisme permettant au prestataire du SIEG d’exécuter efficacement les obligations qui lui avaient été assignées. Pour un certain nombre de dépenses d’exploitation (réparations, entretien, personnel, assurances, frais de commercialisation et frais administratifs, etc.), l’ANR a fixé un plafond pour le prix du service réglementé. Les coûts dépassant cette limite n’étaient pas compensés. En outre, depuis 2017, les entreprises réglementées étaient davantage incitées à réduire encore leurs OPEX. Une entreprise qui réduisait ses coûts au-delà ce qui était exigé par l’ANR au cours d’une période donnée pouvait conserver une partie de ces économies (voir considérant 53).

(200) En outre, les mesures incitant à une exploitation efficiente étaient également liées à l’ajustement à l’inflation. Les coûts qui ont été pris en considération pour fixer le supplément GNL et la compensation n’ont été augmentés que de la moitié du coefficient d’inflation et pas au-delà de 3 % (voir considérant 53).

(201) En conclusion, la Commission considère que les modifications de 2016 ont introduit de nouveaux mécanismes incitant positivement Litgas non seulement à maintenir son efficience, mais aussi à l’accroître. Sur la base des modifications de 2016, Litgas avait 1) la possibilité d’accroître sa rentabilité en réduisant les OPEX dépassant la valeur de référence établie par l’ANR et 2) la possibilité de conserver une partie du bénéfice tiré de la vente de la partie excédentaire de la quantité obligatoire de GNL.

(202) Le point 16 e) de l’encadrement SIEG de 2012 exige que le mandat prévoie les modalités de récupération des surcompensations et les moyens d’éviter ces dernières. Il convient d’entendre par «surcompensation» une compensation perçue par l’entreprise qui excède le montant d’aide tel qu’il est défini au point 21 de l’encadrement SIEG de 2012 pour toute la durée du contrat (point 47 de l’encadrement SIEG de 2012).

(203) Le point 49 de l’encadrement SIEG de 2012 dispose que «[l]es États membres doivent veiller à ce que la compensation octroyée pour la gestion du SIEG respecte les exigences énoncées dans la présente communication, et notamment que les entreprises ne reçoivent pas une compensation supérieure au montant défini conformément aux exigences énoncées dans la présente section. Ils doivent fournir des éléments de preuve à la Commission, sur demande de celle-ci. Ils doivent procéder à des contrôles réguliers, ou veiller à ce que de tels contrôles soient effectués, à la fin du mandat et, en tout état de cause, au minimum tous les trois ans. Pour les aides qui ne sont pas accordées dans le cadre d’une procédure de marché public avec publication, des contrôles devront normalement être effectués au moins tous les deux ans».

(204) Litgas était tenue de soumettre à l’ANR des rapports réguliers sur les coûts et les recettes afin que toute surcompensation soit détectée en temps utile et soit éliminée par la suite (voir considérants 50 à 55).

(205) À la lumière de ce qui précède, la Commission considère que la mesure comprend les modalités de récupération des surcompensations et les moyens d’éviter ces dernières.

(206) Les plaignants déclarent que Litgas n’a pas fonctionné de manière efficiente en tant qu’entreprise moyenne bien gérée. Ils prétendent en particulier qu’en vertu du contrat conclu avec Statoil, Litgas devait acheter des volumes excessifs à un prix du gaz très élevé (voir considérant 81).

(207) Compte tenu des éléments de preuve présentés par les autorités lituaniennes en ce qui concerne les prix mondiaux du GNL et les offres reçues (voir considérant 21), la Commission considère que les allégations des plaignants concernant le prix élevé du contrat de fourniture de gaz conclu par Litgas sont dénuées de fondement. En particulier, la Commission observe que, même si au cours de la procédure d’appel d’offres, d’autres soumissionnaires ont proposé des prix inférieurs pour les années 2017 à 2019, Statoil a proposé des prix nettement inférieurs pour les deux premières années du contrat (2015-2016), de sorte que, globalement, sur la période de livraison de cinq ans, l’offre retenue était la plus intéressante. En outre, la Commission prend note du fait que le contrat de fourniture de gaz renégocié en 2016 prévoyait une baisse du prix d’acquisition du gaz et des quantités de GNL initialement convenus.

(208) La Commission juge également non fondées les allégations des plaignants concernant les volumes excessifs contractés dans le cadre de l’accord de fourniture liant Litgas et Statoil. Le volume initialement convenu correspondait à la quantité obligatoire de GNL qui était nécessaire pour maintenir le terminal GNL opérationnel de façon stable dans sa phase initiale lorsqu’il n’y avait pas d’autres utilisateurs du terminal GNL. Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que le volume de gaz initialement convenu était nécessaire pour que Litgas puisse s’acquitter de ses obligations au titre du SIEG. La Commission note également qu’à la suite de la renégociation du contrat avec Statoil, la quantité obligatoire de GNL (voir considérant 38) et le prix d’achat du gaz naturel ont été revus à la baisse. Par conséquent, la Commission fait observer que la différence dans la quantité obligatoire de GNL découle d’exigences technologiques différentes pour l’exploitation du terminal GNL, lesquelles étaient fondées sur l’expertise technique fournie aux autorités lituaniennes.

(209) La Commission considère également que les contrats d’échange et les options de stockage de gaz constituaient un autre moyen de réduire au minimum les coûts résultant des variations de la demande saisonnière (voir considérants 61 et 62). Le cadre juridique applicable contenait des dispositions visant à promouvoir ces mesures.

(210) Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que les allégations des plaignants concernant l’efficience de Litgas sont dénuées de fondement et que les exigences de l’encadrement SIEG de 2012 concernant les incitations à l’efficience sont respectées.

(211) À cet égard, le Tribunal a conclu dans son arrêt que les plaignants n’avaient pas démontré que la Commission aurait dû éprouver des doutes quant à la question de savoir si la prorogation du contrat entre Litgas et Statoil aurait rendu disproportionnée la compensation pour le SIEG.

(212) Bien que ses activités en tant que fournisseur désigné représentent le cœur de métier de Litgas, l’entreprise exerce également un nombre limité d’activités ne relevant pas du SIEG (voir considérant 50).

(213) Conformément au point 44 de l’encadrement SIEG de 2012, lorsqu’une entreprise exerce des activités qui se situent à la fois dans le cadre du SIEG et en dehors de celui-ci, sa comptabilité interne doit indiquer séparément les coûts et les recettes liés au SIEG et ceux liés aux autres services.

(214) La Commission observe que les autorités lituaniennes ont démontré que Litgas était tenue à une séparation complète des comptes (voir considérant 50).

(215) L’obligation légale de séparer les comptes des activités SIEG et hors SIEG est établie à l’article 44 de la loi sur le gaz naturel. La méthode détaillée applicable à la séparation des comptes et à la répartition des coûts et des recettes est régie par la décision no O3-316 de l’ANR intitulée «Séparation des comptes et coûts des entreprises de gaz naturel».

(216) Dans ce cadre, la Commission considère que les exigences du point 44 de l’encadrement SIEG de 2012 sont remplies.

(217) Les exigences énoncées aux sections 2.1 à 2.8 de l’encadrement SIEG de 2012 sont généralement suffisantes pour garantir que l’aide ne fausse pas la concurrence d’une manière contraire à l’intérêt de l’Union. On peut toutefois envisager que dans certaines circonstances exceptionnelles, de graves distorsions de la concurrence sur le marché intérieur restent sans réponse et que l’aide affecte les échanges dans une mesure contraire à l’intérêt de l’Union (voir points 51 et 52 de l’encadrement SIEG de 2012).

(218) En l’espèce, la Commission considère qu’aucune distorsion grave de la concurrence dans le marché intérieur n’est restée sans réponse et que l’aide ne peut pas affecter les échanges dans une mesure contraire à l’intérêt de l’Union. Ce point de vue est confirmé par l’arrêt du Tribunal.

(219) La Commission considère que les effets négatifs potentiels sur la concurrence et les échanges seront minimes. Litgas est chargée de fournir la quantité obligatoire de GNL, qui s’élève à 0,37 milliard de m3. Compte tenu de sa capacité totale de 3,75 milliards de m3, le terminal GNL a la capacité de fournir un accès à d’autres fournisseurs de gaz potentiels. Pour l’année 2018, au moins deux autres fournisseurs ont utilisé le terminal GNL.

(220) En outre, les modifications notifiées de 2016 ont été limitées dans le temps, du 1er janvier 2016 au 31 décembre 2018, ce qui permet d’éviter des distorsions de concurrence à long terme.

(221) Le point 60 de l’encadrement SIEG de 2012 prévoit que les États membres doivent publier, pour chaque compensation de SIEG qu’ils octroient: i) les résultats de la consultation publique, ii) la nature et la durée du SIEG, iii) les entreprises et le territoire concernés, et iv) les montants annuels correspondant à l’aide octroyée aux entreprises.

(222) En l’espèce, les autorités lituaniennes ont publié les informations susmentionnées sur un site web accessible au public (voir considérants 75 à 77).

(223) La Commission constate que la Lituanie a mis à exécution l’aide en question en violation de l’article 108, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. Toutefois, la Commission estime que la mesure est compatible avec le marché intérieur sur la base de l’article 106 du TFUE, à la lumière des dispositions pertinentes de l’encadrement SIEG de 2012,