(1)

El anexo III de la Decisión 2001/822/CE trata de la definición de la noción de «productos originarios» y los métodos de cooperación administrativa. Su artículo 37 establece que podrán autorizarse excepciones a dichas normas de origen cuando lo justifique el desarrollo de industrias existentes o la implantación de otras nuevas en un país o territorio.

(2)

El artículo 5, apartado 1, letras g), j), k) y o), del anexo III de la Decisión 2001/822/CE dispone que la molienda total o parcial de azúcar, así como su cribado y envasado en bolsas se consideran operaciones insuficientes para conferir a los productos carácter originario.

(3)

El artículo 6, apartado 4, del anexo III de la Decisión 2001/822/CE prevé la supresión progresiva de la acumulación ACP/CE-PTU para todos los productos derivados del azúcar clasificados en el capítulo 17 del SA, y reduce gradualmente las cantidades con respecto a las cuales está permitida tal acumulación. La reducción progresiva desembocó finalmente en la prohibición de tal acumulación el 1 de enero de 2011, al haber quedado fijada dicha cantidad en cero toneladas.

(4)

En 2002, los Países Bajos solicitaron una excepción a las normas de origen respecto de un contingente anual de 3 000 toneladas de productos derivados del azúcar correspondientes a los códigos NC 1701 11 90 , 1701 99 10 y 1701 91 00 transformados en las Antillas Neerlandesas. Dicha solicitud les fue concedida y la excepción expiró el 31 de diciembre de 2007.

(5)

En 2009, los Países Bajos presentaron una solicitud de prórroga de la excepción concedida en 2002, que les fue denegada mediante la Decisión 2009/699/CE de la Comisión (2). Mediante dicha Decisión se autorizó, no obstante, una nueva solicitud de excepción incluida en la solicitud de prórroga, dentro de los límites de las cantidades en relación con las cuales se habían asignado a las Antillas Neerlandesas licencias para la importación de azúcar en 2009 y 2010.

(6)

En 2010, los Países Bajos solicitaron una nueva excepción en relación con los productos derivados del azúcar transformados en las Antillas Neerlandesas para el período comprendido entre 2011 y 2013. Dicha excepción se concedió mediante la Decisión 2011/47/UE de la Comisión (3), de conformidad con el artículo 37, apartados 1, 3 y 7, del anexo III de la Decisión 2001/822/CE, y en determinadas condiciones, encaminadas a lograr un equilibrio entre los intereses legítimos de los operadores de los países y territorios de ultramar (PTU) y los objetivos de la organización común del mercado del azúcar de la Unión. Los productos que se beneficiaron de dicha excepción estaban sujetos a una transformación efectiva en las Antillas Neerlandesas, y se consideró que el valor añadido del azúcar en bruto en ese lugar suponía, como mínimo, el 45 % del valor del producto acabado.

(7)

En la Decisión 2011/47/UE se explicaba que la supresión progresiva de la acumulación de origen ACP/CE-PTU en el caso del azúcar, tal como se establecía en el artículo 6, apartado 4, del anexo III de la Decisión 2001/822/CE, ponía de manifiesto la intención de la Unión Europea de concentrar las preferencias comerciales en una actividad económica que contribuyera de manera duradera al desarrollo de los PTU, respetando al mismo tiempo los intereses del sector azucarero de la Unión. Este principio se aplicó a efectos de la determinación de las cantidades en relación con las cuales se concedió la excepción mediante la Decisión 2011/47/UE. La solicitud presentada en 2010 señalaba asimismo que la empresa de Curazao que se había acogido a anteriores medidas de excepción pretendía diversificar su producción mediante la fabricación de productos distintos del azúcar, lo que exigía la concesión de una excepción adicional. Por lo tanto, las cantidades sujetas a la excepción se fueron eliminando progresivamente (5 000 toneladas para 2011, 3 000 toneladas para 2012 y 1 500 toneladas para 2013).

(8)

En la solicitud presentada en 2010, los Países Bajos pusieron de relieve que la empresa de Curazao, que se había acogido a anteriores medidas de excepción, pretendía diversificar su producción mediante la elaboración de mezclas y «azúcar ecológico», productos claramente destinados a mercados distintos de los de los productos derivados del azúcar a los que se refería la solicitud presentada en 2010. Mediante la excepción solicitada en 2010 se pretendía obtener el capital necesario para las inversiones que exigiría tal diversificación. Por consiguiente, al conceder una excepción en virtud de la Decisión 2011/47/UE, se esperaba que esta generase el volumen de negocios necesario para financiar las inversiones mencionadas con vistas a la diversificación de productos y actividades, de modo que la empresa beneficiaria ya no se viera obligada a solicitar más excepciones.

(9)

El 11 de febrero de 2013, los Países Bajos, en nombre de Gobierno de Curazao, solicitaron una nueva excepción a las normas de origen establecidas en el anexo III de la Decisión 2001/822/CE por el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013, fecha en que expira dicha Decisión. La solicitud abarcaba un contingente anual total de 5 500 toneladas de productos derivados del azúcar del código NC 1701 14 90 , descritos como «azúcar ecológico», originarios de terceros países y transformados en Curazao para su exportación a la Unión.

(10)

Los Países Bajos retiraron oficialmente dicha solicitud el 17 de abril de 2013, ya que las actividades de transformación descritas en la solicitud habían dejado de efectuarse en las Antillas Neerlandesas. En efecto, la empresa de Curazao había trasladado a Bélgica parte de su actividad de transformación, en particular la producción de terrones de azúcar fabricados a partir de azúcar de caña en bruto, envasados para la venta al por menor; desde ese país abastece actualmente a los supermercados de los Países Bajos. La empresa ha reorientado la línea de producción restante hacia el desempolvado, la limpieza, la trituración y la simple mezcla de azúcar ecológico, así como su envasado en bolsas de 1 000 kg para el transporte.

(11)

El 17 de abril de 2013, los Países Bajos presentaron una segunda solicitud de excepción en relación con 5 000 toneladas de productos derivados del azúcar, descritos como azúcar de caña en bruto ecológico correspondiente al código NC 1701 14 90 , para el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2013. Los Países Bajos explicaron que de las conversaciones mantenidas con las autoridades de Curazao se desprendía que las cantidades en relación con las cuales se había concedido una excepción para 2013 mediante la Decisión 2011/47/UE no iban a bastar para proseguir las actividades de la empresa que realiza la transformación de azúcar en Curazao.

(12)

La segunda solicitud fue motivada fundamentalmente por un cambio de las circunstancias de la empresa, ya que esta última había pasado a operar en la transformación de azúcar de caña ecológico, por un cambio en el mercado mundial del azúcar, al haberse convertido la UE en importador neto de azúcar, por el hecho de que el valor añadido de las materias primas del tercer país fuera superior al 45 % del precio franco fábrica del producto acabado, así como por la creación de empleo directo e indirecto en Curazao. El 14 y el 28 de junio de 2013, los Países Bajos facilitaron información adicional en apoyo de su solicitud de 17 de abril de 2013.

(13)

Mediante carta de 16 de julio de 2013, la Comisión pidió a las autoridades neerlandesas que tomaran nota de la evaluación de la solicitud por ella efectuada y de su intención de recomendar la denegación de la solicitud. La Comisión solicitó asimismo a dichas autoridades que remitieran la evaluación a la empresa potencialmente afectada por la excepción, para que esta última y los Países Bajos plantearan cualquier cuestión de hecho o de derecho que pudiera afectar a la solicitud antes de que la Comisión adoptara una decisión definitiva. El plazo de respuesta finalizaba el 25 de julio de 2013. El 24 de julio de 2013 se recibió una respuesta de las autoridades neerlandesas.

(14)

De conformidad con el artículo 37, apartado 7, del anexo III de la Decisión 2001/822/CE, se autorizará una excepción cuando el valor añadido de los productos no originarios utilizados en el PTU de que se trate represente al menos un 45 % del valor del producto acabado, siempre que la excepción no suponga un perjuicio grave a un sector económico de la Unión o de uno o más Estados miembros.

(15)

La información obtenida de la empresa de Curazao, transmitida por los Países Bajos, en lo que atañe al cálculo del valor generado en Curazao correspondiente a la producción de «azúcar de caña ecológico» en 2013 indica el valor añadido resultante de la transformación de 5 000 toneladas de «azúcar de caña ecológico». La empresa también indica el precio de compra de una tonelada de «azúcar ecológico» en bruto originario de terceros países y el precio franco fábrica al que se vende una tonelada de dicho producto. Según la empresa, estas cifras revelan que se ha generado un valor añadido del 52 % en lo que respecta al precio franco fábrica. De acuerdo con la misma información, la producción de 1 500 toneladas de «azúcar ecológico» podría generar un valor añadido del 88 % en lo que respecta al precio franco fábrica.

(16)

La información obtenida de la empresa de Curazao, comunicada por los Países Bajos, en lo que atañe al cálculo del valor generado en Curazao correspondiente a la producción de «azúcar moreno cristalizado» a 1 de enero de 2013 indica el valor añadido resultante de la elaboración y transformación de 5 500 toneladas de dicho producto. En los casos en que se considera realista el valor añadido más elevado por tonelada para el «azúcar moreno cristalizado», el valor añadido en relación con el precio franco fábrica asciende aproximadamente a un 52,4 %. No obstante, el proceso de transformación del «azúcar ecológico» lleva aparejadas menos operaciones que el del «azúcar cristalizado» envasado para la venta al por menor. Por consiguiente, el valor añadido inherente a dichas operaciones y los costes efectivos de transformación del «azúcar ecológico» envasado en sacos de 1 000 kg para su transporte no pueden sino ser inferiores a los del «azúcar moreno cristalizado» para la venta al por menor.

(17)

Según el «Global Sugar Outlook-Report 2013» (4), el coste de producción del azúcar de caña en Brasil, región considerada más competitiva a escala mundial en la producción azucarera, asciende a 224,7 USD por tonelada en concepto de producción de la caña, y a 95 USD por tonelada en concepto de transformación de la caña en azúcar en bruto. Los costes totales, incluidos los gastos administrativos, se elevan a 367,8 USD por tonelada o, aplicando un tipo de cambio de 1 EUR = 1,3 USD, a 283 EUR por tonelada de azúcar de caña en bruto. Teniendo en cuenta las operaciones de cultivo y transformación necesarias para la producción de azúcar de caña en bruto, parece poco probable que los costes que se derivan de las simples labores de limpieza, molienda y envasado del azúcar de caña biológico, que representan únicamente una proporción mínima del proceso de producción, sean más elevados. Si consideramos 283 EUR por tonelada un coste de producción realista con vistas al cálculo del valor añadido derivado de la limpieza, la molienda y el envasado del azúcar de caña ecológico en bruto en la empresa de Curazao, el precio franco fábrica asciende a 1 020,19 EUR por tonelada, y el valor añadido en relación con el precio franco fábrica asciende únicamente a un 32,2 %.

(18)

En la simulación de costes comparables que figura en el considerando 17, el valor añadido no alcanzaría el 45 %. Por tanto, parece poco realista que la empresa de Curazao pueda obtener un valor añadido semejante mediante la realización de una simple transformación. Ahora bien, es preciso tener presente que las cifras transmitidas a la Comisión incluyen otros componentes y beneficios generales que no constituyen importes que contribuyan a mejorar la situación de la población de Curazao.

(19)

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 37, apartado 3, letra c), del anexo III de la Decisión 2001/822/CE, en el examen de las solicitudes de excepción deben tenerse en cuenta los casos específicos en los que pueda demostrarse claramente que las normas de origen podrían desalentar importantes inversiones en una industria determinada y en los que una excepción que favoreciera la realización de un programa de inversiones permitiría cumplir por etapas dichas normas.

(20)

La empresa de Curazao supo con antelación que a 1 de enero de 2011 se iniciaría la reducción progresiva de la acumulación de origen ACP/PTU-CE para el azúcar, y dispuso de tiempo suficiente para prepararse y diversificar su producción hacia otros productos que no exigieran una excepción.

(21)

Durante el período comprendido entre 2009 y 2013, la empresa de Curazao disfrutó de excepciones que le ayudaron a generar el volumen de negocios necesario para invertir en una diversificación de su producción hacia productos que no exigieran una excepción a las normas de origen. De acuerdo con la información facilitada por la empresa, las inversiones fueron muy escasas en 2009, y entre 2010 y 2012 no se produjeron en absoluto. Así pues, las excepciones solo contribuyeron a mantener las actividades actuales de la empresa de Curazao sin contribuir de forma sostenible al desarrollo de la industria existente o la creación de otras nuevas. Parece dudoso, por tanto, que una nueva excepción fomentara la realización de nuevas inversiones por parte de la empresa.

(22)

Para que las mezclas de azúcar de la partida 2106, que contienen pectina o caseína, puedan considerarse originarias de Curazao, y gozar por tanto de un acceso preferente a la Unión, el valor del azúcar no originario utilizado en la fabricación del producto acabado no puede exceder del 30 % del precio franco fábrica del producto. Aun cuando diversificara su producción hacia dichas mezclas, tal como se propone en la actual solicitud, la empresa tendría que continuar solicitando una excepción para poder cumplir las normas de origen.

(23)

Con arreglo a lo dispuesto en el artículo 37, apartado 3, letra b), del anexo III de la Decisión 2001/822/CE, en el examen de las solicitudes de excepción deben tenerse en cuenta los casos en que la aplicación de las normas de origen existentes afectaría sensiblemente a la capacidad de una industria existente en un PTU para proseguir sus exportaciones a la Unión, y especialmente los casos en los que dicha aplicación pudiera implicar ceses de actividad.

(24)

La Comisión mantiene un balance con el fin de analizar el mercado del azúcar y observar si las existencias de azúcar son suficientes, si es necesario prever una cantidad adicional de este producto o si es preciso retirarlo del mercado a fin de mantener un nivel de precios próximo al precio de referencia. El balance ha venido mostrando ininterrumpidamente un volumen de entre 50 000 y 60 000 toneladas de azúcar que se importan sujetas al pago de un derecho de aduana pleno.

(25)

En relación con los productos derivados del azúcar del código NC 1701 14 90 , la Unión aplica un arancel aduanero de 419 EUR por tonelada. Teniendo en cuenta que el precio del azúcar blanco en el mercado mundial, que incluye los costes de refinado, cotizado en el Mercado de Futuros de Londres, es de unos 380 EUR por tonelada y que se aplica un derecho de aduana de 419 EUR por tonelada, el precio de este azúcar ascendería a 800 EUR por tonelada, como mínimo, al entregarse en la Unión una vez abonados los derechos. El precio medio de los productos derivados del azúcar fabricados en la Unión facilitado por los Estados miembros de conformidad con el artículo 9 del Reglamento (CE) no 1234/2007 del Consejo (5) se sitúa alrededor de 725 EUR por tonelada. En tales circunstancias, no es probable que dichos productos vayan a importarse de forma rentable en la Unión, a menos que se trate de un azúcar de alta calidad como el ecológico, o el destinado al comercio justo, que se comercializan a un precio mucho más elevado que otros productos derivados del azúcar.

(26)

Por consiguiente, es probable que una parte importante de las importaciones en la Unión sujetas al derecho de aduana pleno estén constituidas por azúcar ecológico o destinado al comercio justo, ya que esos tipos de azúcar pueden venderse a un precio máximo de 3 000 EUR por tonelada en el sector minorista. El volumen de importaciones de azúcar de caña ecológico gravadas con un derecho de aduana pleno en la Unión muestran que los exportadores de azúcar de todo el mundo sobreviven en el mercado actual.

(27)

Sumando al precio de compra del azúcar en bruto comunicado por la empresa 283 EUR por tonelada, un coste de producción realista para el cálculo del valor añadido de la molienda y el envasado del azúcar de caña en bruto en la empresa de Curazao, así como el margen de beneficios y los costes de transporte comunicados por la empresa y los derechos de importación que deban abonarse en la Unión, la empresa de Curazao debería seguir estando en condiciones de exportar «azúcar ecológico» a la Unión de forma rentable sin tener que recurrir a una excepción que exima al importador en la Unión del pago de los correspondientes derechos de importación. Por otro lado, el nivel del precio de venta por tonelada de «azúcar ecológico» aplicado al comprador en los Países Bajos, tal como figura en la solicitud de los Países Bajos, puede considerarse suficiente para compensar el impacto del derecho de aduana pleno que se está aplicando.

(28)

En su calidad de operador PTU, la empresa de Curazao que lleva a cabo las actividades de transformación de los productos derivados del azúcar se está situando en el mercado mundial y es libre de exportar sus productos a cualquier parte del mundo, incluida la Unión. Por lo tanto, dicha empresa puede compararse con otras empresas a nivel internacional que realizan la misma actividad. En particular, el nivel de los costes de transporte desde los PTU a la Unión, que según la información obtenida de la empresa asciende a 42,59 EUR por tonelada, no sitúa a la empresa de Curazao en una posición de desventaja frente a otros competidores del mercado, puesto que la empresa es libre de vender sus productos en mercados que se encuentren más próximos a su centro de actividad, en vez de hacerlo en la Unión.

(29)

Las exportaciones de azúcar, melaza y miel representan únicamente el 6 % del total de las exportaciones de mercancías de Curazao, exceptuando los productos derivados del petróleo. Las actividades de carga y descarga de contenedores relacionadas con la importación y exportación de productos derivados del azúcar representa exclusivamente un 2 % del total de actividades de carga y descarga de contenedores en relación con la importación y exportación. La contribución de estas exportaciones al desarrollo del territorio solo puede ser pequeña, en el mejor de los casos.

(30)

En términos de empleo, se estima que la excepción crearía 10 puestos de trabajo adicionales, cifra desproporcionadamente baja en comparación con el aumento del volumen de producción solicitado. En particular, la cifra de diez nuevos puestos de trabajo que se espera crear es inferior a los 20 puestos de trabajo perdidos desde la solicitud de 2010, en la que los Países Bajos indicaron que había 35 personas trabajando en la empresa de Curazao, y la segunda solicitud de 2013, en la que declararon que trabajaban en la empresa 15 personas.

(31)

El impacto de la denegación de la nueva excepción solicitada el 17 de abril de 2013 sería mínimo. La denegación tampoco impediría a la empresa proseguir con sus exportaciones a la Unión de productos derivados del azúcar ni disuadiría la inversión en la industria azucarera de Curazao porque el margen de beneficios seguiría siendo suficiente para facilitar las inversiones, incluso aunque en la Unión se siguiera pagando el tipo de derecho pleno.

(32)

En consecuencia, la concesión de la excepción solicitada no está justificada a la luz del artículo 37, apartado 1, apartado 3, letras b) y c), y apartado 7, del anexo III de la Decisión 2001/822/CE.

(33)

Las medidas previstas en la presente Decisión se ajustan al dictamen del Comité del Código Aduanero.

1.

Los centros SOLVIT deben estar accesibles por teléfono o correo electrónico, y proporcionar una respuesta rápida a cuantas comunicaciones reciban.

2.

En el plazo de una semana, el solicitante debe obtener una primera respuesta a su problema, en la que se indique, en la medida en que la información facilitada lo permita, si SOLVIT puede o no hacerse cargo del caso. Al mismo tiempo, debe invitarse al solicitante a presentar, si procede, toda documentación necesaria para tramitar su expediente. En el plazo de un mes a partir de esa primera evaluación, y siempre que su expediente esté completo, el solicitante debe recibir confirmación de si su caso ha sido o no aceptado por el centro responsable y si se ha abierto, por tanto, un expediente SOLVIT.

3.

Cuando un problema no pueda tramitarse a través de SOLVIT, debe informarse al solicitante de los correspondientes motivos y proponérsele otras posibles líneas de actuación que puedan ayudarle a solventarlo, así como señalar o transferir el problema, siempre que sea posible, a otra red de información o resolución de problemas pertinente o a la autoridad nacional competente.

4.

En un plazo de diez semanas a partir de la fecha de apertura del expediente, debe ofrecerse al solicitante una solución a su problema, solución que puede consistir en una aclaración del Derecho de la Unión aplicable. En circunstancias excepcionales, y en particular cuando se esté próximo a alcanzar una solución o cuando el problema sea de índole estructural, el expediente podrá mantenerse abierto más allá del plazo establecido, siempre y cuando se informe al solicitante, hasta un máximo de diez semanas.

5.

Los solicitantes deben ser informados del carácter informal de SOLVIT y de los procedimientos y los plazos aplicables. Esta información debe incluir información sobre otras posibles vías de recurso, la advertencia de que la tramitación de un caso por SOLVIT no deja en suspenso los plazos nacionales de recurso, y que las soluciones ofrecidas por SOLVIT son informales y no recurribles. Debe informarse a los solicitantes asimismo del carácter gratuito de SOLVIT. También debe informárseles periódicamente de la evolución del expediente.

6.

En razón de su carácter informal, el procedimiento SOLVIT no impide al solicitante emprender un procedimiento formal a nivel nacional, lo que dará lugar al archivo del expediente SOLVIT.

7.

En caso de que se alcance una solución satisfactoria, se debe informar al solicitante de las actuaciones a seguir para beneficiarse de la solución propuesta.

8.

Tan pronto como se haga patente la imposibilidad de que SOLVIT resuelva un caso, debe procederse a archivar el expediente e informar de ello al solicitante sin demora. En tal supuesto, SOLVIT debe asimismo informar al solicitante de otras posibles vías de recurso a nivel nacional o de la Unión. Cuando se aconseje a un interesado que presente su denuncia ante la Comisión, los centros SOLVIT deben alentarle a hacer referencia al procedimiento previo en SOLVIT (facilitando un número de referencia y un breve resumen de dicho procedimiento). Los casos no resueltos deben notificarse sistemáticamente a la Comisión a través de la base de datos.

9.

Tras el archivo del expediente, debe invitarse a los solicitantes a manifestar su opinión sobre el tratamiento dispensado al caso por SOLVIT.

1.

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1.

Los solicitantes deben poder presentar sus denuncias ante SOLVIT a través de una interfaz pública vinculada al Sistema de Información del Mercado Interior, puesta a su disposición por la Comisión. Los solicitantes no tendrán acceso a la base de datos SOLVIT.

2.

El centro de origen y el centro responsable deben tener acceso a la base de datos SOLVIT y poder gestionar el caso que se les haya confiado a través de dicha base de datos. Ello incluye la posibilidad de acceder a los datos de carácter personal del solicitante.

3.

Los demás centros SOLVIT que no intervengan en un caso concreto, así como la Comisión, deben tener acceso de solo lectura a la información anónima sobre el caso.

4.

El centro de origen debe normalmente revelar la identidad del solicitante al centro responsable, a fin de facilitar la resolución del problema. El solicitante debe ser informado de ello al inicio del proceso y disfrutar de la posibilidad de oponerse, en cuyo caso la identidad del solicitante no debe divulgarse.

5.

La información facilitada por el solicitante debe ser utilizada por el centro responsable y las autoridades públicas competentes en relación con la denuncia con el fin exclusivo de buscar una solución al caso. Los funcionarios que se ocupen del caso han de tratar los datos de carácter personal únicamente para los fines que hayan motivado su transmisión. Deben asimismo adoptarse las medidas oportunas para salvaguardar la información sensible desde el punto de vista comercial que no contenga datos de carácter personal.

6.

Un expediente solo podrá transferirse a otra red u organismo de resolución de problemas con el consentimiento previo del solicitante.

7.

El personal de la Comisión únicamente debe tener acceso a los datos personales de los solicitantes si ello resulta necesario a fin de:

8.

Los datos de carácter personal relativos a casos SOLVIT deben bloquearse en el Sistema de Información del Mercado Interior dieciocho meses después del archivo del correspondiente expediente. Deben conservarse en la base de datos SOLVIT descripciones de los casos SOLVIT desprovistas de datos de carácter personal, las cuales podrán utilizarse con fines estadísticos, de elaboración de informes o de formulación de políticas.

(1)

Por carta con fecha de 5 de noviembre de 2012 (1) y tras las negociaciones de notificación previa, el Órgano recibió una solicitud del Gobierno de Noruega de adoptar una decisión por la que se establezca la aplicabilidad del artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE, a las actividades relacionadas con el petróleo en la Plataforma Continental Noruega (en lo sucesivo denominada «PCN»). El 25 de enero de 2013, el Órgano remitió una carta al Gobierno de Noruega en la que le solicitó la presentación de información adicional (2), a la que Noruega respondió con otra carta con fecha de 15 de febrero de 2013 (3). El 4 de marzo de 2013 tuvo lugar una conferencia telefónica en la que se trataron la notificación y la respuesta del Gobierno noruego (4). Asimismo, el Órgano envió una serie de cartas al Comité de adjudicación de contratos públicos de la AELC, con fecha de 22 de marzo de 2013, para consultarle acerca de la cuestión y solicitar su opinión en este sentido conforme a un procedimiento escrito (5). El Comité, previa votación de sus miembros, emitió un dictamen favorable el 16 de abril de 2013 acerca del proyecto de decisión del Órgano (6).

(2)

La solicitud del Gobierno de Noruega se refiere a la prospección y explotación de petróleo y gas natural en la PCN, incluido su desarrollo (es decir, el establecimiento de la infraestructura adecuada para la futura producción, como plataformas de explotación, conductos, terminales, etc.). El Gobierno noruego ha descrito tres actividades en la solicitud presentada:

(3)

El artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE pretende permitir una exención de los requisitos establecidos en las normas de contratación pública en una situación en que los operadores del mercado actúen de manera competitiva. El artículo 30, apartado 1, de la Directiva dispone lo siguiente:

«La presente Directiva no se aplicará a los contratos destinados a hacer posible la prestación de una actividad contemplada en los artículos 3 a 7, siempre que en el Estado miembro en que se efectúe dicha actividad ésta esté sometida directamente a la competencia en mercados cuyo acceso no esté limitado».

(4)

El artículo 30, apartado 1, de la Directiva contempla dos requisitos que han de satisfacerse antes de que el Órgano pueda adoptar una decisión favorable en relación con una solicitud de exención en virtud del artículo 30, apartado 4, teniendo en cuenta el artículo 30, apartado 6, de la Directiva.

(5)

El primer requisito establecido en el artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE dispone que la actividad se desarrolle en mercados cuyo acceso no esté limitado. Según se contempla en el artículo 30, apartado 3, de la Directiva, «se considerará que el acceso a un mercado no está limitado cuando el Estado miembro haya incorporado a su legislación nacional y aplicado las disposiciones de la legislación comunitaria mencionada en el anexo XI». En el anexo XI de esta Directiva se enumeran varias directivas.

(6)

Entre las directivas mencionadas en el anexo XI destaca 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 (7), que se incorporó a la legislación del EEE en 1995 y a la que se hace referencia en el punto 12 del anexo IV del Acuerdo EEE.

(7)

La Directiva 98/30/CE es otra de las directivas citadas en el anexo XI, que fue sustituida por la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 98/30/CE. Esta última se incorporó a la legislación del EEE en 2005 y se menciona en el punto 23 del anexo IV del Acuerdo EEE (8).

(8)

Por consiguiente, puede considerarse que el acceso al mercado no está limitado si Noruega ha incorporado y aplicado correctamente los actos a los que se hace referencia en los puntos 12 y 23 del anexo IV del Acuerdo EEE, que se corresponden con la Directiva 94/22/CE y la Directiva 2003/55/CE, respectivamente (9).

(9)

El segundo requisito del artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE establece que la actividad debe estar sometida directamente a la competencia en el Estado de la AELC en que se realice. A efectos de determinar si una actividad está sometida directamente a la competencia, se utilizan «criterios que sean conformes a las disposiciones del Tratado en materia de competencia, como las características de los bienes o servicios de que se trate, la existencia de bienes o servicios alternativos, los precios y la presencia real o potencial de más de un proveedor de los bienes o servicios de que se trate» (10).

(10)

La existencia de una exposición directa a la competencia debe evaluarse con arreglo a distintos indicadores, ninguno de los cuales es decisivo por sí mismo. 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 (11). La exposición directa a la competencia se evalúa con arreglo a criterios objetivos, teniendo en cuenta las características específicas del sector de que se trate. Dado que las condiciones varían para las diferentes actividades objeto de la presente Decisión, se hará una evaluación independiente de cada actividad o mercado de referencia.

(11)

La presente Decisión se adopta solamente a efectos de la concesión de una exención con arreglo a lo dispuesto en el artículo 30 de la Directiva 2004/17/CE, sin perjuicio de la aplicación de las normas de competencia.

(12)

La ley noruega relativa al petróleo (12) proporciona la base jurídica correspondiente para el sistema de licencias que regula las actividades petroleras en la PCN. La ley relativa al petróleo y los reglamentos sobre petróleo regulan la concesión de licencias para la prospección y explotación de petróleo y gas natural en la PCN. El Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega anuncia los bloques para los que las empresas pueden solicitar una licencia. El Consejo Real de Noruega concede la licencia de explotación, para lo que se tienen en cuenta una serie de criterios fácticos y objetivos (13). Por norma general, la licencia de explotación se concede a un grupo de empresas, en el que se designa a una de ellas como el operador responsable de la gestión diaria de la licencia.

(13)

En Noruega se dan dos tipos de concesión de licencias: i) la concesión de licencias para zonas poco desarrolladas de la PCN (concesión de licencias numeradas) y ii) las concesiones en áreas predefinidas (concesión para APA) para zonas desarrolladas. Ambos tipos de concesión de licencias son similares, salvo en la forma en que se inician. La concesión de licencias APA se realiza con carácter anual y abarca la superficie de la PCN que se considera madura (es decir, cuya geología se conoce perfectamente) (14). La concesión de licencias numeradas se efectúa (como promedio) cada dos años y abarca zonas inmaduras (es decir, cuya geología se conoce poco) (15). La concesión de licencias numeradas la inicia el Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega, para lo que invita a las empresas activas en la PCN a designar las zonas (bloques) que desean incluir en la próxima concesión de licencias. Las condiciones legales (leyes, reglamentos y documentos de licencia) que regulan ambos tipos de concesiones de licencias son exactamente las mismas. El Gobierno de Noruega ha informado al Órgano de que las actividades de prospección desarrolladas en el marco de ambos tipos de concesión de licencias también son las mismas.

(14)

En las concesiones de licencias, las empresas petroleras cualificadas solicitan licencias de explotación, a saber, el derecho exclusivo a desarrollar actividades petroleras en la PCN. Tal y como se establece en la sección 1-6, letra c), de la Ley noruega relativa al petróleo, las actividades petroleras comprenden «todas las actividades asociadas con los depósitos de petróleo submarinos, entre otras, la prospección, el sondeo de reconocimiento, la explotación, el transporte, la utilización y el desmantelamiento, incluida la planificación de las mencionadas actividades, pero no el transporte masivo de petróleo en buques». En consecuencia, en la concesión de licencias, las empresas solicitan el derecho exclusivo a prospectar y explotar el petróleo y el gas natural que puedan hallarse en la zona comprendida en la licencia de explotación.

(15)

Cuando se encuentra petróleo o gas natural, si deciden desarrollar el yacimiento, los licenciatarios están obligados a presentar un plan de desarrollo y operaciones (en lo sucesivo denominado «PDO») del yacimiento al Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega para que este último dé su aprobación (16) que, en última instancia, otorga a los licenciatarios el derecho exclusivo a empezar a desarrollarlo para más tarde explotarlo. El petróleo explotado se convierte en propiedad de cada uno de los licenciatarios.

(16)

Las empresas licenciatarias en la PCN comprenden desde grandes empresas petroleras internacionales hasta empresas petroleras muy pequeñas, muchas de las cuales son operadores nuevos en la PCN desde los últimos diez años aproximadamente.

(17)

El Gobierno de Noruega presenta los siguientes gráficos, donde refleja las actividades en la PCN relativas a las nuevas licencias de explotación concedidas, la superficie objeto de explotación y el número de empresas de la PCN (17).

Número de licencias de explotación concedidas:

SDFI

Grandes empresas noruegas

Grandes empresas

Pequeñas y medianas empresas

Nuevas empresas

Superficie objeto de explotación:

SDFI

Grandes empresas noruegas

Grandes empresas

Pequeñas y medianas empresas

Nuevas empresas

Número de empresas de la PCN:

Operadores estab. antes de 2000

Licenciatarios establecidos antes de 2000

Operadores estab. después de 2000

Licenciatarios establecidos después de 2000

(18)

La solicitud del Gobierno de Noruega de una exención en virtud del artículo 30 de la Directiva 2004/17/CE abarca tres actividades independientes en la PCN: a) la prospección de petróleo y gas natural; b) la explotación de petróleo, y c) la explotación de gas natural. El Órgano ha examinado las tres actividades por separado (18).

(19)

A los efectos de la presente Decisión, el término «explotación» también comprenderá el término «desarrollo», a saber, el establecimiento de la infraestructura adecuada de explotación, como plataformas de explotación, conductos, terminales, etc. No obstante, el transporte de gas natural desde la PCN al mercado a través de la red de gasoductos ascendente queda excluido de la presente Decisión.

(20)

La Directiva 94/22/CE (la Directiva de licencias) se incorporó al punto 12 del anexo IV del Acuerdo EEE mediante la Decisión del Comité mixto no 19/1995, que entró en vigor el 1 de septiembre de 1995.

(21)

El Gobierno de Noruega informó al Órgano acerca de la transposición de esta Directiva el 18 de marzo de 1996. El Órgano realizó una evaluación de conformidad, tras la cual Noruega introdujo una serie de modificaciones en su legislación. Después de realizar dichas modificaciones, el Órgano consideró que Noruega había incorporado correctamente la Directiva de licencias.

(22)

La Directiva 2003/55/CE (la Directiva del gas) se incorporó al punto 23 del Acuerdo EEE mediante la Decisión del Comité mixto no 146/2005/CE el 2 de diciembre de 2005. La Directiva entró en vigor el 1 de junio de 2007 para los Estados de la AELC adheridos al EEE.

(23)

El Gobierno de Noruega notificó la ejecución parcial de la Directiva del gas el 4 de junio de 2007 y la ejecución total el 19 de febrero de 2008. En este caso, el Órgano también realizó una evaluación de conformidad de dicha Directiva. Tras una serie de modificaciones introducidas en la legislación nacional de Noruega, el Órgano consideró que Noruega había incorporado correctamente la Directiva del gas.

(24)

En vista de la información presentada en la presente sección, y a efectos del propósito perseguido, aparentemente Noruega ha incorporado y aplicado correctamente las leyes a que se hace referencia en los puntos 12 y 23 del anexo IV del Acuerdo EEE, que se corresponden con la Directiva 94/22/CE y la Directiva 2003/55/CE, respectivamente.

(25)

Por consiguiente, de conformidad con el artículo 30, apartado 3, párrafo primero, de la Directiva 2004/17/CE, debe considerarse que el acceso al mercado no está limitado en el territorio noruego, incluida la PCN.

(26)

Tal como se ha expuesto anteriormente, el Órgano opina que es necesario examinar si los sectores interesados están sometidos directamente a la competencia, para lo que ha analizado las pruebas facilitadas por el Gobierno de Noruega, que ha complementado con las pruebas públicas disponibles cuando lo ha considerado conveniente.

(27)

La prospección de petróleo y gas natural consiste en encontrar nuevas reservas de recursos de hidrocarburos. La explotación comprende tanto el establecimiento de las infraestructuras adecuadas para la explotación como la utilización de los recursos. Por otra parte, la prospección del petróleo y el gas natural constituye un mercado de productos de referencia independiente de los mercados de explotación de petróleo y gas natural. Esta definición se basa en que no es posible determinar desde el principio si la prospección terminará o no con un descubrimiento de petróleo o gas natural. El Gobierno de Noruega ha confirmado que esto se aplica tanto a la concesión de licencias numeradas como a la concesión de licencias APA. Esta definición de mercado también está en consonancia con la práctica de la Comisión Europea (19).

(28)

La prospección de zonas inmaduras y maduras la llevan a cabo los mismos tipos de empresas y, a su vez, las actividades se sirven del mismo tipo de tecnología, con independencia del tipo de concesión de licencias aplicable. Si bien la geología se conoce mejor en el caso de las concesiones de licencias APA, las empresas petroleras no saben a ciencia cierta si existe o no petróleo ni si un posible yacimiento contendrá petróleo o gas natural, o ambos. Por todo ello, el Órgano considera que el mercado de referencia es la prospección de petróleo y gas natural, ya que comprende actividades de prospección cubiertas por la concesión de licencias numeradas y la concesión de licencias APA.

(29)

Las empresas dedicadas a actividades de prospección no tienden a limitarlas a una zona geográfica concreta, ya que la mayoría de las empresas gozan de una presencia global. En sus decisiones, la Comisión Europea ha mantenido reiteradamente que el mercado de la prospección tiene un alcance geográfico mundial (20), y el Gobierno de Noruega concuerda con la definición de mercado geográfico de la Comisión. Asimismo, el Órgano considera que el mercado geográfico de referencia también tiene carácter mundial.

(30)

Durante el período 2011-2013, se ha reconocido a unas 50 empresas la condición de licenciatarias en virtud de las licencias de explotación concedidas, gracias a lo cual han podido desarrollar actividades de prospección en la PCN (21).

(31)

Las cuotas de mercado de los operadores que se dedican a la prospección suelen medirse por referencia a dos variables: reservas probadas y explotación prevista. (22)

(32)

Las reservas de petróleo probadas a escala mundial en 2011 ascendieron a 1,6526 billones de barriles, y la cifra correspondiente para el gas natural ascendió a 208,4 billones de metros cúbicos, o lo que es lo mismo, 1,3108 billones de barriles equivalentes de petróleo (23). A finales de 2011, las reservas de petróleo probadas en Noruega ascendieron a 6 900 millones de barriles, lo que representa un 0,4 % de las reservas en todo el mundo (24). En cuanto al gas natural, las reservas probadas en Noruega en 2011 ascendieron a 2,1 billones de metros cúbicos, a saber, el 1 % de las reservas mundiales (25). Ninguna de las cinco empresas más destacadas operativas en la PCN representa una cuota mundial de minas probadas superior al 1 % (26).

(33)

El Gobierno de Noruega no dispone de información acerca de las cuotas de mercado mundiales de las cinco empresas más destacadas de la PCN medidas en términos de explotación prevista. No obstante, es razonable asumir que existe una relación directa entre las reservas probadas de petróleo y gas natural y la explotación prevista en el futuro (27). Habida cuenta de la información disponible, no es probable que las cuotas de mercado mundiales de las empresas más importantes en la PCN medidas en términos de explotación prevista puedan producir algún cambio en la evaluación del Órgano.

(34)

Asimismo, el Órgano ha considerado la información acerca del número de solicitudes de licencias en la PCN y los nuevos participantes en ella. Las cifras recibidas por parte del Gobierno de Noruega acerca de la concesión de licencias en las tres últimas rondas de concesiones de licencias en la PCN (celebradas en 2011-2012) revelan que el número de solicitudes ha ascendido a nueve empresas por cada licencia anunciada. En el período comprendido entre 2008 y 2012, se concedió una licencia de explotación a 13 nuevos candidatos para la PCN. Por tanto, resulta considerable el número de empresas a las que se han concedido licencias para operar en la PCN (28).

(35)

Sobre la base de los elementos anteriores, el grado de concentración de la prospección de petróleo y gas natural en el mercado mundial debe caracterizarse como bajo. Es probable que las empresas activas en este mercado estén sometidas a una presión competitiva considerable. No existe indicador alguno de que el sector no está funcionando conforme al impulso del mercado. Por tanto, el Órgano concluye que el mercado de la prospección de petróleo y gas natural está directamente sometido a la competencia en el sentido de la Directiva 2004/17/CE.

(36)

El petróleo constituye un producto primario mundial, y su precio está sujeto a la oferta y la demanda mundial. Según la práctica establecida de la Comisión Europea (29), el desarrollo y la explotación de petróleo constituyen un mercado de productos independiente con un alcance geográfico mundial. El Gobierno de Noruega está de acuerdo con esta definición de mercado (30), y el Órgano mantiene esta misma definición a los efectos de la presente Decisión.

(37)

Cuando se encuentra petróleo (o gas natural), los licenciatarios, si deciden desarrollar el yacimiento, están obligados a presentar un plan de desarrollo y operaciones (en lo sucesivo denominado «PDO») del yacimiento al Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega para que este manifieste su aprobación. Los yacimientos de la PCN en los que principalmente se explota petróleo (31) y para los que se ha presentado y aprobado un PDO durante los cinco últimos años son los siguientes:

(38)

En definitiva, entre 2008 y 2012, se han aprobado PDO para la explotación de petróleo para un total de veinte empresas. Asimismo, en 2010, el Ministerio de Petróleo y Energía aceptó un PDO que comprendía tres nuevos operadores de mercado (32).

(39)

Además de las empresas noruegas de titularidad pública, la lista de licenciatarios incluye tanto grandes como pequeñas empresas petroleras. El Gobierno de Noruega sostiene que la mayoría de las empresas petroleras de la PCN forman parte de corporaciones con una cartera de negocios global diversificada. Esto significa, por tanto, que gran parte del petróleo explotado se vende a empresas asociadas, si bien más de la mitad de la producción se vende en el mercado al contado. En el gráfico siguiente se representa el volumen de venta de petróleo en 2009 extraído de la PCN.

Volumen de venta de petróleo en 2009 extraído de la PCN:

Gráfico. Vendedores de petróleo noruego en 2009. La categoría Otros incluye a Altinex Oil, Bayerngas, Ruhrgas, Dana, Wintershall, Det Norske Oljeselskap, VNG, Revus Energy, Endeavour y EADS (MPE).

(40)

La producción diaria total de petróleo a escala mundial en 2011 ascendió a 83 576 000 barriles. También en 2011 el volumen diario total de producción en Noruega ascendió a 2 039 000 barriles, una cifra que representa el 2,3 % de la producción mundial (33).

(41)

En cuanto a la explotación de petróleo en la PCN, Statoil representaba la cuota máxima en 2011. Entre otros productores de la PCN se encontraban grandes empresas petroleras internacionales, como ExxonMobil, Total, ConocoPhillips, Marathon, Shell, BP y Eni. Ninguno de estos operadores tenía una cuota de mercado en el mercado mundial de explotación de petróleo en 2011 superior al 3 % (34). Por tanto, el grado de concentración en el mercado de referencia en su conjunto era bajo.

(42)

En sus decisiones con arreglo a la Directiva 2004/17/CE, la Comisión Europea consideró que el mercado mundial de la explotación de petróleo se caracteriza por una fuerte competencia entre distintos operadores (35). No hay indicios de que esta situación haya cambiado durante los últimos años.

(43)

En vista de lo anterior, el Órgano concluye que no hay ningún indicador de que el sector no está funcionando conforme al impulso del mercado y, por ello, también concluye que el mercado del desarrollo y la explotación de petróleo está directamente sometido a la competencia en el sentido de la Directiva 2004/17/CE.

(44)

La Comisión Europea ha estudiado el mercado del desarrollo, la explotación y la venta al por mayor de gas en el marco del Reglamento de concentraciones de la UE (36) en una serie de decisiones en las que ha considerado que existe un mercado para el suministro ascendente de gas (que comprende también el desarrollo y la explotación de gas) a los clientes del EEE (es decir, el gas que se explota en los yacimientos de gas y se vende a los clientes —incluidos los nacionales— del EEE) (37).

(45)

El gas natural puede transportarse a través de gasoductos ascendentes o en buques en forma de gas natural licuado (en lo sucesivo denominado «GNL»). En 2012, Noruega exportó un volumen de gas aproximado de 112 000 millones de metros cúbicos, de los que 107 000 millones eran gas canalizado y 5 000 millones GNL. (38)

(46)

El Gobierno de Noruega sostiene que los suministros de GNL son reemplazables y que compiten directamente con el gas canalizado. Tras regasificar el gas natural licuado, este se puede introducir en la red de conductos de gas natural pudiéndose intercambiar con el gas suministrado por conductos desde los yacimientos ascendentes. Como ejemplo, se menciona Zeebrugge en Bélgica: cuando el gas canalizado procedente de la PCN ha pasado por la terminal de desembarque y después de haber regasificado el GNL en la terminal de GNL de Zeebrugge, ambas fuentes de gas son totalmente reemplazables. Aunque no todos los Estados del EEE cuentan con una infraestructura de regasificación, la capacidad de regasificación ha experimentado un notable aumento durante los últimos años. De hecho, esta capacidad se aproxima a los 200 000 millones de metros cúbicos en el EEE. Con la expansión de la red de gasoductos, cada vez son más los clientes del EEE que tienen acceso al GNL.

(47)

La Comisión Europea ha dejado abierta en sus últimas decisiones la cuestión relativa a si cabe establecer una distinción entre el suministro de GNL y el de gas canalizado (39).

(48)

A los efectos de la presente Decisión, el Órgano también considera oportuno dejar abierta la cuestión acerca de si es necesario establecer tal distinción.

(49)

En la fase descendente existen redes independientes para la distribución de gas con poder calorífico alto (en lo sucesivo, «PCA») y gas con poder calorífico bajo (en lo sucesivo, «PCB»), y los usuarios finales se conectan a la red de suministro apropiada. El PCA puede convertirse en PCB, y viceversa. Los productores noruegos de gas suministran gas del tipo PCA.

(50)

El Gobierno de Noruega sostiene que el nivel de sustituibilidad entre el gas PCA y PCB debe implicar que estos productos pertenecen al mismo mercado de suministro de gas desde el punto de vista ascendente. También se afirma que el suministro de gas PCB supone un porcentaje relativamente reducido del total de suministro de gas en el EEE, a saber, en torno al 10 %.

(51)

A los efectos de la presente Decisión, el Órgano también considera oportuno dejar abierta la cuestión acerca de si es necesario establecer una distinción entre PCA y PCB.

(52)

Por lo que respecta a la definición de mercado de productos, a los efectos de la presente Decisión, el Órgano considera que existe un mercado para el suministro ascendente de gas (que comprende también el desarrollo y la explotación de gas). Las cuestiones relativas a si el GNL o el gas PCB están incluidos en el mercado de productos de referencia revisten poca importancia para la conclusión de esta Decisión.

(53)

El Gobierno de Noruega sostiene que las tres directivas que regulan el mercado del gas han creado un mercado liberalizado e integrado del gas natural en Europa Noroccidental. El objetivo de la UE es que los mercados estén totalmente integrados para 2014. Con un mercado único del gas, el Gobierno de Noruega considera que no es importante tener en cuenta las cuotas de mercado de cada uno de los Estados del EEE. Cuando el gas alcance la frontera del mercado interior europeo, según se afirma, circulará libremente hasta llegar donde sea necesario, según las fuentes de suministro y la demanda.

(54)

En lo que respecta a la exportación de gas desde la PCN por gasoductos, en torno a un 70 % se transportó hasta las terminales receptoras de Alemania y el Reino Unido, y el resto hasta las terminales de Bélgica y Francia. El gas canalizado extraído en Noruega se vende a través de conexiones de gasoductos y acuerdos de intercambio a algunos otros Estados del EEE, a saber, a más de diez Estados del EEE en total. En cuanto a la explotación de GNL de la PCN, tradicionalmente se han vendido unos dos tercios al EEE. Esto significa que prácticamente todo el gas noruego se exporta al EEE.

(55)

El Gobierno de Noruega sostiene asimismo que los compradores de gas del EEE tienen a su disposición diversas fuentes de suministro, entre las que se incluye el gas procedente de la UE (por lo general, de Dinamarca, Países Bajos y el Reino Unido) o de países vecinos (por lo general, de Rusia, Argelia y Libia, además de Noruega) o de países más lejanos (por ejemplo, de los países de Oriente Medio o Nigeria, en forma de GNL).

(56)

El Gobierno de Noruega también afirma que los centros petroleros del Reino Unido y del continente europeo tienden cada vez más al estado licuado y que la fijación de precios en los distintos centros revela que se ha conseguido un nivel considerable de integración.

(57)

Por lo que respecta a la definición de mercado geográfico, en sus decisiones anteriores relativas al Reglamento de concentraciones de la UE, la Comisión Europea ha concluido que lo más probable es que esta definición comprenda el EEE, además de las importaciones de gas de Rusia y Argelia, a pesar de que ha dejado abierta la definición en cuestión. En la decisión relativa a las concentraciones entre Statoil e Hydro, la Comisión no estimó oportuno decidir si la zona geográfica de referencia apropiada que cabía considerar era: i) el EEE, ii) un espacio que comprendiera los países del EEE a los que se vende el gas extraído en la PCN (directamente por gasoductos o a través de intercambios), o iii) cada uno de los países en los que las partes venden gas (40). Con independencia de la definición geográfica que se tenga en cuenta, dicha concentración no plantearía inquietudes sobre la competitividad del mercado en el suministro ascendente de gas.

(58)

A los efectos de la presente Decisión, y por las razones que figuran a continuación, el Órgano no considera necesario decidir el alcance exacto del mercado geográfico del gas natural. Dentro de cualquier delimitación razonable del mercado geográfico, el Órgano manifiesta que el sector de que se trata está directamente expuesto a la competencia.

(59)

Cuando se encuentra gas natural (o petróleo), si deciden desarrollar el yacimiento, los licenciatarios están obligados a presentar un plan de desarrollo y operaciones (en lo sucesivo denominado «PDO») del yacimiento al Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega para que este último dé su aprobación. Los yacimientos de la PCN en los que principalmente se explota gas (41) y para los que se ha presentado y aprobado un PDO durante los últimos años son los siguientes:

(60)

Desde 2008 a 2012, se han aprobado PDO para la explotación de gas que comprenden catorce empresas en total. Asimismo, entre 2009 y 2011, se han aprobado PDO que comprenden tres nuevos operadores (42). Más de veinticinco empresas que operan en la PCN exportan gas al EEE (43).

(61)

En 2011, la explotación de gas en Noruega ascendía a 101 400 millones de metros cúbicos, lo que representa un 3,1 % de la producción mundial (44). Más del 95 % de la producción extraída de la PCN se exporta al EEE a través de gasoductos hasta seis puntos de desembarque en cuatro países (Reino Unido, Alemania, Bélgica y Francia) (45). Un volumen aproximado de 1 400 billones de metros cúbicos (menos del 2 %) del gas producido en la PCN se había consumido en Noruega.

(62)

En la PCN también operan una serie de empresas independientes dedicadas a la explotación de gas. Además, se conceden licencias a nuevas empresas. Las cinco empresas productoras de gas más importantes de la PCN, en términos de nivel de producción anual, son: Petoro, Statoil, Exxon Mobil, Total y Shell. Statoil es la empresa productora de gas más importante de la PCN. La cuota combinada de producción total de gas de las tres empresas productoras de gas más destacadas de la PCN no supera el 50 % (46).

(63)

Los Estados miembros de la UE consumen alrededor de 500 000 millones de metros cúbicos de gas al año. Según Eurogas (47), en 2011, los suministros de gas de los Estados miembros de la UE representaron el 33 % de los suministros netos totales, seguidos por Rusia (24 %), Noruega (19 %) (48) y Argelia (9 %), tanto a través de gasoductos como en forma de gas natural licuado. Otras fuentes de distintas partes del mundo aportaron el 15 % restante.

(64)

Todos los licenciatarios de la PCN son responsables de vender su propio gas. Las empresas productoras de la PCN tienen contratos de venta de gas suscritos con los compradores en varios Estados miembros de la UE. En 2011, la cuota de consumo total de gas procedente de Noruega en cada uno de los seis Estados miembros de la UE que importan la mayor parte del gas de la PCN se distribuía como sigue (49):

(65)

Statoil destaca como el segundo proveedor de gas más importante para el EEE por detrás de Gazprom, con una cuota aproximada del 20 % (50) del consumo total del EEE. Como puede verse en el cuadro anterior, en los principales Estados del EEE a los que se suministra gas de Noruega, los proveedores que operan en la PCN compiten con los proveedores que suministran gas procedente de otras zonas geográficas. En consecuencia, los compradores mayoristas de estos Estados del EEE disponen de fuentes de suministro alternativas al gas procedente de la PCN. Esto se ilustra mejor con las estadísticas recopiladas por Eurogas (cuadro siguiente), que revelan que, además del gas noruego, los Estados miembros de la UE recibían suministros de gas de producción propia, así como de Rusia, Argelia, Qatar y otras fuentes:

SUMINISTROS DE GAS NATURAL EN LOS PAÍSES MIEMBROS DE EUROGAS Y LA UE, 2011 (51)

(66)

Los Estados miembros de la UE con el mayor porcentaje de gas procedente de Noruega disponen de fuentes de suministro alternativas, entre las que destacan:

(67)

Los compradores mayoristas deben cumplir los compromisos que han contraído en virtud de los contratos a largo plazo que han suscrito con los proveedores de gas noruegos. Tras haber satisfecho dichos compromisos, los compradores mayoristas tienen plena libertad para cambiar a fuentes de suministro alternativas, como el gas canalizado al contado o el GNL al contado, o bien pueden ampliar los volúmenes adquiridos en virtud de contratos a largo plazo con otros proveedores. Los últimos contratos de venta tienden a tener una duración más corta. Según sostiene el Gobierno de Noruega, el mercado al contado reviste cada vez más importancia con un número cada vez mayor de centros de gas licuado tanto en el Reino Unido como en el continente europeo. Asimismo, en la UE, la capacidad de regasificación ha aumentado más del doble en los cinco últimos años. En 2011, el 25 % de las importaciones netas de gas de la UE correspondían a GNL, con el siguiente desglose por Estados miembros de la UE:

SUMINISTROS DE GNL EN LOS PAÍSES MIEMBROS DE EUROGAS Y LA UE, 2011 (54)

(68)

La presión competitiva a la que está sometido el mercado del gas natural también es fruto de la existencia de productos alternativos al gas (como el carbón o las energías renovables).

(69)

Todos los gasoductos importantes desde la PCN hasta el continente europeo y el Reino Unido son propiedad de Gassled (55). El acceso a la red ascendente de gasoductos lo gestiona Gassco AS, una empresa cuya plena titularidad corresponde al Estado noruego. Gassco AS no posee ninguna cuota ni capacidad alguna en la red ascendente de gasoductos y actúa de manera independiente para conceder acceso a la capacidad disponible. El sistema de transporte de gas es neutral para todos los operadores que necesitan transportar gas natural. Las empresas productoras y los usuarios cualificados tienen derecho a acceder al sistema con arreglo a unas condiciones no discriminatorias, objetivas y transparentes. Los usuarios tienen acceso a la capacidad del sistema en función de sus necesidades de transporte de gas (56). Por consiguiente, los operadores de gas existentes y nuevos de la PCN pueden acceder a la red ascendente de gasoductos y pueden suministrar gas a los clientes compitiendo con otros operadores de la PCN.

(70)

En vista de lo anterior, el Órgano concluye que no hay ningún indicador de que el sector no está funcionando conforme al impulso del mercado y, por ello, también concluye que la producción de gas natural en la PCN está directamente sometida a la competencia en el sentido de la Directiva 2004/17/CE.

(71)

El Órgano considera que las siguientes actividades desarrolladas en Noruega y, en particular en la Plataforma Continental Noruega, están directamente sometidas a la competencia en el sentido del artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE:

(72)

Habida cuenta de que se considera que se cumple la condición del acceso al mercado sin limitaciones, la Directiva 2004/17/CE no debe aplicarse cuando los poderes adjudicadores adjudiquen contratos destinados a permitir el desarrollo de los servicios citados en las letras a), b) y c) de los apartados 2 y 71 de esta Decisión en Noruega y, en particular, en la Plataforma Continental Noruega.

(73)

La presente Decisión se basa en la situación de hecho y de derecho existente en marzo de 2013 según la información facilitada por el Gobierno de Noruega. Puede 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.