14.7.2009   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 181/53

(1)

Mediante la Decisión 93/676/CEE de la Comisión (2), se autorizó a las entidades adjudicadoras que realizaban prospecciones o extracciones de petróleo o gas en los Países Bajos a que solicitaran acogerse a un régimen alternativo en lugar del conjunto de normas habitual establecido de conformidad con la Directiva entonces aplicable. El 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, de obras y de 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. Los efectos de esa Decisión quedaban preservados, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 30 de la Directiva 2004/17/CE, a través de su artículo 27 cuando sustituyó a la Directiva precedente.

(2)

Por correo electrónico de 26 de febrero de 2009, NAM transmitió a la Comisión una solicitud con arreglo al artículo 30, apartado 5, de la Directiva 2004/17/CE. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 30, apartado 5, párrafo primero, la Comisión informó al respecto a las autoridades neerlandesas por carta de 5 de marzo de 2009, y estas respondieron a la misma por correo electrónico de 26 de marzo de 2009. La Comisión solicitó asimismo a NAM información complementaria mediante correo electrónico de 9 de marzo de 2009, que le fue enviada igualmente por correo electrónico de 23 de marzo de 2009.

(3)

La solicitud presentada por NAM se refiere a la prospección y explotación de petróleo y gas en los Países Bajos. De acuerdo con Decisiones anteriores de la Comisión sobre concentraciones (3), se describieron en la solicitud tres actividades independientes a las que NAM se dedica, a saber:

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

(4)

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 sujeción directa a la competencia se determina sobre la base de criterios objetivos, en función de las características específicas del sector en cuestión. Se considera que el acceso a un mercado no está limitado cuando el Estado miembro ha transpuesto y aplicado las disposiciones de la legislación comunitaria pertinente que liberalizan un sector determinado o parte de este.

(5)

Puesto que los Países Bajos han 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 (4), se debe considerar 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 sujeción directa a la competencia en un mercado concreto debe evaluarse con arreglo a distintos indicadores, ninguno de los cuales es decisivo por sí mismo.

(6)

Por lo que se refiere a los mercados objeto de la presente Decisión, un criterio que ha de tenerse en cuenta es la cuota de mercado que los principales operadores poseen en ellos. Otro criterio es el grado de concentración de esos mercados. Dado que cada una de las actividades contempladas en esta Decisión se desarrolla en condiciones distintas, el análisis de la competencia ha de tomar en consideración la diversidad de situaciones de los diferentes mercados.

(7)

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

(8)

En las anteriores Decisiones de la Comisión mencionadas en el considerando 3 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, deben ser examinadas por separado.

(9)

Según la práctica establecida de la Comisión (5), 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.

(10)

Cabe distinguir tres maneras de medir la cuota de mercado de los operadores activos en la prospección: gastos de capital, reservas conocidas y producción prevista. En ocasiones se ha pensado utilizar los gastos de capital como parámetro para evaluar la cuota de mercado de los operadores del mercado de la prospección (6). Sin embargo, se llegó a la conclusión de que este parámetro no era adecuado, debido a las grandes diferencias existentes entre los niveles de inversión necesarios en las distintas zonas geográficas. De este modo, la prospección de petróleo y gas en el Mar del Norte requiere inversiones más cuantiosas que la prospección, por ejemplo, en Oriente Medio. Por otra parte, se aplicaron otros dos parámetros para evaluar la cuota de mercado de los operadores económicos presentes en este sector, a saber, su porcentaje de reservas conocidas y de producción prevista (7).

(11)

A 31 de diciembre de 2007, las reservas conocidas de petróleo y de gas eran en total, tomadas en conjunto, de 378 600 millones de metros cúbicos estándar equivalente de petróleo (en lo sucesivo, «Sm3 e.p.») en todo el mundo, según la información disponible (8). A 1 de enero de 2008, las reservas conocidas de petróleo y de gas en los Países Bajos, tomadas en conjunto, eran de algo más de 1 426 millones de de Sm3 e.p. (9), es decir, algo más del 3,7 ‰. El porcentaje de NAM en esta cantidad es aún menor. Según la información disponible, la cuota de mercado de NAM también debería considerarse despreciable si se utilizara como criterio la producción prevista. En efecto, aunque se espera que la producción de petróleo efectiva de NAM, de 0,04 millones de barriles de petróleo al día, aumente a 0,06 millones de barriles al día gracias a la reorganización completa del yacimiento petrolífero de Schoonebeek, en los Países Bajos Orientales, esta previsión debería valorarse con respecto a una producción diaria mundial de petróleo de 81 533 millones de barriles y, por lo tanto, sería equivalente a un porcentaje de aproximadamente el 0,7 ‰. Considerando también el grado de concentración del mercado de la prospección, que, aparte de las empresas estatales, se caracteriza por la presencia de tres operadores privados de ámbito internacional integrados verticalmente a los que se denomina «macrooperadores» (BP, ExxonMobil y Shell), además de un cierto número de las denominadas «grandes empresas», estos factores deben entenderse como una indicación de sujeción directa a la competencia.

(12)

De acuerdo con la práctica establecida de la Comisión (10), el desarrollo y la producción de petróleo (crudo) constituyen un mercado de producto distinto cuyo ámbito geográfico es mundial. Según la información disponible (11), la producción diaria total de petróleo en todo el mundo fue, en 2007, de 81 533 millones de barriles. Ese mismo año, NAM produjo un total de 0,04 millones de barriles al día, lo cual representa una cuota de mercado del 0,49 ‰. Considerando también el grado de concentración del mercado de la producción de petróleo crudo, que, aparte de las empresas estatales, se caracteriza por la presencia de tres operadores privados de ámbito internacional integrados verticalmente a los que se denomina «macrooperadores» (BP, ExxonMobil y Shell, cuyos respectivos porcentajes de producción de petróleo en 2007 fueron de 3,08 %, 2,32 % y 2,96 %, según la información disponible), además de un cierto número de las denominadas «grandes empresas» (12), estos factores deben entenderse como una indicación de sujeción directa a la competencia.

(13)

En una Decisión anterior de la Comisión (13) relativa al suministro de gas a clientes finales se distinguió entre gas de poder calorífico inferior y gas de poder calorífico superior. La Comisión consideró también si habría que distinguir entre los suministros de gas natural licuado (GNL) y los suministros de gas natural por tuberías (14). No obstante, en una Decisión posterior de la Comisión (15) 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:

(14)

Por consiguiente, a los efectos de la presente Decisión, la definición del mercado de producto de referencia puede dejarse abierta y considerarse la producción de gas natural en general, sin distinguir entre poder calorífico inferior, poder calorífico superior y GNL. En cuanto al mercado geográfico, en Decisiones (16) anteriores de la Comisión se ha considerado que este incluye el Espacio Económico Europeo (EEE) y posiblemente también Rusia y Argelia.

(15)

Según la información disponible (17), la producción total de gas en la UE fue de 191 900 millones de Sm3 en 2007, y la del EEE, de 281 600 millones de Sm3 en el mismo año. La producción de NAM en 2007 fue de 50 000 millones de Sm3, lo cual representa una cuota de mercado del 17,76 %. También en 2007, la producción de Rusia y de Argelia fue, respectivamente, de 607 400 y 83 000 millones de Sm3. Por consiguiente, la producción total del EEE más la de Rusia y Argelia fue en conjunto de 972 000 millones de Sm3, en los que la cuota de NAM fue de un 5,14 %. Considerando también el grado de concentración del mercado de producción de gas natural, que se caracteriza por la presencia de tres macrooperadores (BP, ExxonMobil y Shell), junto con la de otros grandes operadores como el ruso Gazprom, estos factores deben entenderse como una indicación de sujeción directa a la competencia.

(16)

En vista de los factores examinados en los considerandos 3 a 15, 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 lo que respecta a los siguientes servicios en los Países Bajos:

(17)

Por considerarse cumplida la condición de acceso no limitado al mercado, la Directiva 2004/17/CE no debe aplicarse cuando las entidades adjudicadoras adjudiquen contratos destinados a posibilitar la prestación en los Países Bajos de los servicios indicados en el considerando 16, letras a) a c), ni cuando se organicen concursos para el ejercicio de esas actividades en los Países Bajos.

(18)

La presente Decisión se basa en la situación de hecho y de derecho existente entre los meses de febrero y marzo de 2009 según la información facilitada por NAM y el Reino de los Países Bajos. Podrá revisarse en caso de que, como consecuencia de cambios significativos en la situación de hecho o de derecho, dejen de cumplirse las condiciones de aplicabilidad previstas en el 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.