31.3.2010   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 84/52

(1)

En virtud del artículo 27 de la Directiva 2004/17/CE, se autorizó a las entidades adjudicadoras que realizasen prospecciones o extracciones de petróleo o gas en el Reino Unido a aplicar un régimen alternativo en lugar de las normas habituales. Este régimen alternativo conllevaba determinadas obligaciones estadísticas, así como la obligación de observar los principios de no discriminación y de apertura a la competencia para la adjudicación de los contratos de suministros, obras y servicios, en particular por lo que se refiere a la información que pusieran a disposición de los operadores económicos en relación con sus intenciones de contratación.

(2)

El mecanismo del artículo 30, que establece una exención de lo dispuesto en la Directiva 2004/17/CE, en determinadas circunstancias y para ciertos operadores, se aplica también en lo que se refiere a estas obligaciones reducidas en virtud del artículo 27 de dicha Directiva.

(3)

Por correo electrónico de 15 de octubre de 2009, Shell transmitió a la Comisión una solicitud con arreglo al artículo 30, apartado 5, de la Directiva 2004/17/CE. De conformidad con el artículo 30, apartado 5, párrafo primero, la Comisión informó al respecto a las autoridades del Reino Unido mediante carta de 21 de octubre de 2009, y estas respondieron mediante mensaje electrónico de 16 de noviembre de 2009. La Comisión solicitó asimismo a Shell información complementaria mediante mensaje electrónico de 17 de noviembre de 2009, que esta le remitió por correo electrónico de 25 de noviembre de 2009.

(4)

La solicitud presentada por Shell se refiere a la prospección y explotación de petróleo y gas en Inglaterra, Escocia y País de Gales. De acuerdo con Decisiones anteriores de la Comisión sobre concentraciones (2), en la solicitud se describieron tres actividades independientes a las que Shell se dedica, a saber:

De conformidad con las citadas Decisiones de la Comisión, a los efectos de la presente Decisión se entiende que «producción» incluye también el «desarrollo», es decir, la implantación de la infraestructura adecuada para la futura producción (plataformas petrolíferas, tuberías, terminales, etc.).

(5)

El artículo 30 de la Directiva 2004/17/CE dispone que esta no se aplicará a los contratos destinados a hacer posible la prestación de una de las actividades contempladas en la Directiva, siempre que, en el Estado miembro en que se efectúe dicha actividad, esta esté sometida directamente a la competencia en mercados cuyo acceso no esté limitado. La exposición directa a la competencia se determina con arreglo a criterios objetivos, tomando en consideración las características específicas del sector afectado. Se considera que el acceso a un mercado no está limitado cuando el Estado miembro ha incorporado al Derecho interno y aplicado la legislación comunitaria apropiada para la apertura de un sector dado o de una parte del mismo.

(6)

Puesto que el Reino Unido ha transpuesto y aplicado la Directiva 94/22/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 1994, sobre las condiciones para la concesión y el ejercicio de las autorizaciones de prospección, exploración y producción de hidrocarburos (3), debe considerarse que el acceso al mercado no está limitado, de conformidad con el artículo 30, apartado 3, párrafo primero, de la Directiva 2004/17/CE. La exposición directa a la competencia en un determinado mercado tiene que evaluarse a partir de varios criterios, ninguno de los cuales es, por sí solo, decisivo.

(7)

A fin de evaluar si los operadores están expuestos de manera directa a la competencia en los mercados objeto de la presente Decisión, se tendrán en cuenta la cuota de mercado de los principales operadores y el grado de concentración de dichos mercados. Dado que las condiciones varían para las diferentes actividades afectadas por la presente Decisión, se hará una evaluación por separado para cada actividad/mercado.

(8)

La presente Decisión no afecta a la aplicación de las normas de competencia.

(9)

En las anteriores Decisiones de la Comisión mencionadas en el considerando 4, se consideró que cada una de las tres actividades que constituyen el objeto de la presente solicitud (prospección de petróleo y gas natural, producción de petróleo y producción de gas natural) constituía un mercado de producto diferente. Por lo tanto, cada actividad debe examinarse por separado.

(10)

Según la práctica establecida de la Comisión (4), la prospección de petróleo y gas natural constituye un mercado de producto de referencia, ya que no es posible determinar desde el principio si la prospección tendrá como resultado el hallazgo efectivo de petróleo o de gas natural. La misma práctica habitual de la Comisión ha establecido también que el ámbito geográfico de ese mercado es mundial.

(11)

Las cuotas de mercado de los operadores que trabajan en la exploración pueden medirse en relación con tres variables: gastos de capital, reservas conocidas y producción prevista. La utilización de los gastos de capital para medir la cuota de mercado de los operadores en el mercado de la prospección se ha visto que no era adecuada, entre otras cosas, por las grandes diferencias entre los niveles de inversión necesarios en distintas zonas geográficas. Por ejemplo, la prospección de petróleo y gas en el Mar del Norte requiere inversiones más cuantiosas que la prospección en Oriente Medio.

(12)

Para evaluar la cuota de mercado de los operadores económicos presentes en este sector, se vienen aplicando normalmente otros dos parámetros, a saber, el porcentaje de reservas conocidas y el de producción prevista (5).

(13)

A 31 de diciembre de 2008, las reservas conocidas de petróleo y de gas en todo el mundo ascendían a un total de 385 000 millones de metros cúbicos estándar de equivalente de petróleo (en lo sucesivo, «Sm3 e.p.»), según la información disponible (6). La parte de Shell ascendió a 1 759 millones de Sm3 e. p., lo cual representa una cuota de mercado del 0,46 %. A 1 de enero de 2009, las reservas conocidas de petróleo y de gas en Gran Bretaña, tomadas en conjunto, eran de algo más de 880 millones de Sm3 e.p. (7), es decir, algo más del 0,22 %. El porcentaje de esta cantidad que corresponde a Shell es aún menor. Según la información disponible, hay una correlación directa entre las reservas conocidas de petróleo y gas y la producción futura prevista. Por lo tanto, nada en la información disponible indica que la cuota de mercado de Shell pudiera ser sustancialmente diferente si se midiera en producción prevista en vez de en reservas conocidas. En los considerandos 14 y 17 siguientes se presentan las cuotas de mercado de Shell y de sus principales competidores en la producción, respectivamente, de petróleo y gas. Dada la relación entre reservas conocidas y producción efectiva, estas cifras pueden tomarse como una indicación también de la situación de la competencia en el mercado correspondiente. El mercado de la prospección no está muy concentrado. Aparte de las empresas estatales, el mercado se caracteriza por la presencia de dos operadores internacionales privados, verticalmente integrados, denominados «macroooperadores»(super majors) (BP y ExxonMobil), así como un cierto número de «grandes empresas»(majors). Estos elementos son una indicación de la exposición directa a la competencia.

(14)

De acuerdo con la práctica establecida de la Comisión (8), el desarrollo y la producción de petróleo (crudo) constituye un mercado de producto distinto cuyo ámbito geográfico es mundial. Según la información disponible (9), la producción diaria total de petróleo en todo el mundo fue, en 2008, de 81 820 millones de barriles. Ese mismo año, Shell produjo un total de 1 771 millones de barriles al día, lo cual representa una cuota de mercado del 2,16 %. A los fines del presente análisis, es importante tener en cuenta el grado de concentración de un mercado en su conjunto. En este sentido, la Comisión señala que el mercado de la producción de petróleo crudo se caracteriza por la presencia de grandes empresas estatales y de dos operadores privados internacionales verticalmente integrados [los denominados «macrooperadores»(super majors): BP y ExxonMobil, cuyo porcentaje de la producción de petróleo en 2008 ascendió a 3,08 % y 2,32 %], así como un cierto número de grandes empresas (majors)  (10). Estos datos indican que en el mercado interviene un número de agentes entre los cuales puede presumirse que existe competencia efectiva.

(15)

En una Decisión anterior de la Comisión (11) relativa al suministro de gas a clientes finales se distinguió entre gas de poder calorífico inferior y gas de poder calorífico superior. La Comisión también consideró si había que distinguir entre los suministros de gas natural licuado (GNL) y los suministros de gas natural por tuberías (12). No obstante, en una Decisión posterior de la Comisión (13) relativa, entre otras cosas, al desarrollo y la producción de gas natural, se dejaba abierta la cuestión de si, a los efectos de esa Decisión, existían mercados distintos para el gas de poder calorífico inferior, el gas de poder calorífico superior y el GNL, «ya que, en todo caso, la definición que se adoptase no afectaría a la evaluación final.». A los efectos de la presente Decisión, la cuestión también puede dejarse abierta por las siguientes razones:

(16)

En cuanto al mercado geográfico, en Decisiones anteriores de la Comisión (14) se ha considerado que este incluye el Espacio Económico Europeo (EEE) y posiblemente también Rusia y Argelia.

(17)

Según la información disponible (15), la producción total de gas en la UE fue de 190 300 millones de Sm3 en 2008, y la del EEE, ese mismo año, de 289 500 millones de Sm3. La producción de Shell en 2008 fue de 37 600 millones de Sm3, lo cual representa una cuota de mercado del 12,99 %. En 2008, la producción de Rusia y de Argelia fue, respectivamente, de 601 700 y 86 500 millones de Sm3. Por consiguiente, la producción total del EEE más la de Rusia y Argelia fue, en conjunto, de 976 700 millones de Sm3, en los que la cuota de Shell fue de un 3,85 %. El grado de concentración del mercado de la producción de gas natural también es bajo, considerando la presencia de los «macrooperadores»(super majors) (ExxonMobil y BP, con cuotas de mercado de [10-20] % y de [5-10] % respectivamente), y de las «grandes empresas»(majors) (Statoil y Total con [10-20] % y [5-10] % cada una), así como la presión de otras dos importantes empresas estatales: la rusa Gazprom y la argelina Sonatrach [con cuotas de mercado de [30-40] % y de [10-20] % (16) respectivamente].

(18)

En vista de los factores examinados en los considerandos 5 a 17, la condición que establece el artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE, a saber, la sujeción directa a la competencia, debe considerarse cumplida en Inglaterra, Escocia y País de Gales en lo que respecta a los siguientes servicios:

(19)

Por considerarse cumplida la condición de acceso no limitado al mercado, no debe aplicarse la Directiva 2004/17/CE cuando las entidades adjudicadoras suscriban contratos destinados a posibilitar la prestación en Inglaterra, Escocia y País de Gales de los servicios indicados en el considerando 18, letras a) a c), ni cuando se organicen concursos para el ejercicio de esas actividades en esas zonas geográficas.

(20)

La presente Decisión se basa en la situación de hecho y de derecho existente entre los meses de octubre y diciembre de 2009 según resulta de la información facilitada por Shell y las autoridades del Reino Unido. La Decisión podrá revisarse en caso de que, como resultado de algún cambio significativo en esa situación, dejen de cumplirse las condiciones de aplicabilidad del artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE.

a)

prospección de petróleo y gas natural;

b)

producción de petróleo, y

c)

producción de gas natural.