19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/16

(1)

Par courrier du 5 novembre 2012 (1) et au terme des discussions menées lors de la phase de prénotification, l’Autorité a reçu une demande du gouvernement norvégien en faveur de l’adoption d’une décision établissant l’applicabilité de l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE, à l’exercice d’activités pétrolières sur le plateau continental norvégien (ci-après: «PCN»). Dans un courrier daté du 25 janvier 2013, l’Autorité a invité le gouvernement norvégien à lui transmettre un complément d’information (2). Le gouvernement norvégien a communiqué sa réponse à l’Autorité par lettre du 15 février 2013 (3). La notification et la réponse du gouvernement norvégien ont fait l’objet de discussions lors d’une conférence téléphonique organisée le 4 mars 2013 (4). Par courriers du 22 mars 2013 émanant de l’Autorité (5), le comité des marchés publics de l’AELE a été consulté et invité à soumettre son avis par procédure écrite. Sur la base des votes de ses membres, le comité des marchés publics de l’AELE a émis, le 16 avril 2013, un avis positif sur le projet de décision de l’Autorité (6).

(2)

La demande du gouvernement norvégien concerne la prospection et la production de pétrole brut et de gaz naturel sur le PCN, en ce compris les activités de développement (à savoir la mise en place des infrastructures nécessaires à la production future, telles que les plateformes pétrolières, les canalisations, les terminaux, etc.). Le gouvernement norvégien a décrit trois activités dans sa demande:

(3)

L’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE a pour objet d’autoriser une exemption des exigences imposées par les règles régissant la passation de marchés publics dès lors que les acteurs d'un marché opèrent dans un environnement concurrentiel. L’article 30, paragraphe 1, dispose que:

«Les marchés destinés à permettre la prestation d'une activité visée aux articles 3 à 7 ne sont pas soumis à la présente directive si, dans l'État membre où l'activité est prestée, elle est directement exposée à la concurrence, sur des marchés dont l’accès n’est pas limité.»

(4)

L’article 30, paragraphe 1, de la directive comporte deux exigences devant être toutes deux respectées avant que l’Autorité puisse adopter une décision positive à l’égard d’une demande d’exemption au titre de l’article 30, paragraphe 4, et compte tenu des dispositions de l’article 30, paragraphe 6, de la directive.

(5)

La première exigence contenue à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE, impose que l’activité soit exercée sur un marché dont l’accès n’est pas limité. L’article 30, paragraphe 3, de la directive prévoit que «l'entrée sur un marché sera considérée comme étant non limitée si l'État membre a mis en œuvre et a appliqué les dispositions de la législation communautaire mentionnée à l'annexe XI». L’annexe XI de la directive énonce plusieurs directives.

(6)

Parmi les directives énoncées à l’annexe XI figure la directive 94/22/CE du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 1994 sur les conditions d’octroi et d’exercice des autorisations de prospecter, d’exploiter et d’extraire des hydrocarbures (7), intégrée à la réglementation de l’EEE en 1995 et visée au point 12 de l’annexe IV de l’accord EEE.

(7)

Parmi les directives énoncées à l’annexe XI figure également la directive 98/30/CE, remplacée par la directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98/30/CE. Cette dernière a été intégrée à la réglementation de l’EEE en 2005 et est visée au point 23 de l’annexe IV de l’accord EEE (8).

(8)

En conséquence, l’accès au marché peut être considérée comme étant non limitée dès lors que l’État norvégien a mis en œuvre et appliqué correctement les actes visés aux points 12 et 23 de l’annexe IV de l’accord EEE, correspondant respectivement aux directives 94/22/CE et 2003/55/CE (9).

(9)

La seconde exigence contenue à l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE impose que l’activité soit directement exposée à la concurrence dans l’État de l’AELE où elle est exercée. Afin de déterminer si une activité est directement exposée à la concurrence, il convient de se fonder sur des «critères qui soient conformes aux dispositions du traité en matière de concurrence tels que les caractéristiques des biens ou services concernés, l'existence de biens ou de services alternatifs, les prix et la présence, réelle ou potentielle, de plus d'un fournisseur des biens ou des services en question» (10).

(10)

L’exposition directe à la concurrence doit être évaluée sur la base de différents indicateurs dont aucun n’est déterminant en soi. Eu égard aux marchés concernés par la présente décision, la part de marché des principaux acteurs sur un marché donné constitue un critère à prendre en considération, le degré de concentration de ces marchés en étant un autre (11). L’exposition directe à la concurrence est évaluée à partir de critères objectifs prenant en considération les caractéristiques spécifiques du secteur concerné. Les conditions étant variables selon les différentes activités visées par la présente décision, chaque activité ou marché doit faire l’objet d’une évaluation séparée.

(11)

La présente décision a pour seule fin d'accorder une exemption en application de l'article 30 de la directive 2004/17/CE et ne porte pas préjudice à l'application des règles en matière de concurrence.

(12)

La loi norvégienne sur le pétrole (12) constitue le cadre juridique de référence pour le système d’octroi des licences attribuées en vue de l’exercice d’activités pétrolières sur le PCN. La loi et les règlements d’exécution relatifs au pétrole régissent l’octroi des licences en vue de la prospection et de la production de pétrole brut et de gaz naturel sur le PCN. Le ministère norvégien du pétrole et de l’énergie annonce les blocs pour lesquels les entreprises peuvent introduire une demande de licence et le roi en conseil accorde la licence de production. L’octroi d’une licence de production est effectué sur la base de critères factuels et objectifs (13). Une licence de production sera généralement octroyée à un groupe d’entreprises, au sein duquel une société est désignée comme l’exploitant responsable de la gestion journalière de la licence.

(13)

Il existe, en Norvège, deux types de séries d’octroi de licences: (i) les attributions couvrant des zones immatures du PCN (séries numérotées) et (ii) les attributions portant sur des zones prédéfinies (séries AZP) couvrant des zones matures. Ces deux processus d’octroi de licences sont comparables à l’exception de leur mode de lancement. Dans les séries AZP, les licences sont attribuées sur une base annuelle et couvrent des surfaces du PCN considérées comme matures (c.-à-d. des zones dont la géologie est parfaitement connue) (14). Les séries d’octroi de licences numérotées sont proposées (en moyenne) tous les deux ans et couvrent des zones immatures (c.-à-d. des zones dont la géologie est peu connue) (15). Ce dernier processus est lancé par le ministère norvégien du pétrole et de l’énergie, lequel invite les entreprises actives sur le PCN à désigner les zones (blocs) qu’elles souhaiteraient voir incluses dans la série suivante. Les cadres juridiques (législation, réglementation, documents nécessaires à l’octroi de la licence) régissant ces deux types de séries sont parfaitement identiques. Le gouvernement norvégien a informé l’Autorité que les activités de prospection exercées dans le cadre de ces deux types de licences étaient également identiques.

(14)

Lors des séries d’octroi de licences, les compagnies pétrolières répondant aux conditions requises introduisent une demande de licence de production, c.-à-.d le droit exclusif d’exercer des activités pétrolières sur le PCN. Comme défini au point 1-6 c) de la loi norvégienne sur le pétrole, les activités pétrolières englobent «toutes les activités associées aux gisements de pétrole sous-marins, y compris la prospection, les forages de prospection, la production, le transport, l’utilisation et le déclassement, ainsi que la planification de ces activités, mais à l’exclusion, cependant, du transport maritime de pétrole en vrac». Par conséquent, lors des séries d’octroi de licences, les entreprises demandent le droit exclusif d’explorer et d’exploiter tout gisement de pétrole brut et de gaz naturel susceptible d’être découvert dans la zone couverte par la licence de production.

(15)

En cas de découverte de pétrole brut et/ou de gaz naturel, les titulaires de licences souhaitant exploiter le gisement sont tenus de soumettre, pour approbation, un plan de développement et d’exploitation («PDE») au ministère norvégien du pétrole et de l’énergie (16). L’approbation du PDE confère aux titulaires de licences le droit exclusif d’entamer le développement et, par la suite, la production. Le pétrole produit devient la propriété unique du titulaire de licence concerné.

(16)

Les titulaires de licences présents sur le PCN représentent aussi bien de grands groupes pétroliers internationaux que de très petites compagnies pétrolières dont la plupart sont de nouveaux entrants ayant accédé au PCN au cours des dix dernières années environ.

(17)

Les tableaux ci-dessous sont fournis par le gouvernement norvégien et illustrent les activités exercées sur le PCN en fonction des nouvelles licences de production, de la superficie attribuée et du nombre d’entreprises présentes sur le PCN (17).

Nouvelles licences attribuées:

Superficie attribuée:

Nombre d’entreprises présentes sur le PCN:

(18)

La demande d’exemption du gouvernement norvégien au titre de l’article 30 de la directive 2004/17/CE couvre l’exercice de trois activités distinctes sur le PCN: (a) la prospection de pétrole brut et de gaz naturel; (b) la production de pétrole brut; et (c) la production de gaz naturel. L’Autorité a examiné les trois activités séparément (18).

(19)

La «production» comprendra également, aux fins de la présente décision, le «développement», c.-à-d. la mise en place des infrastructures nécessaires à la production (plates-formes pétrolières, canalisations, terminaux, etc.). Le transport de gaz naturel, du PCN aux marchés de destination, par le réseau de gazoducs situé en amont ne relève pas de la présente décision.

(20)

La directive 94/22/CE (la directive sur les licences) a été intégrée au point 12 de l’annexe IV de l’accord EEE par décision du Comité mixte no 19/1995, entrée en vigueur le 1er septembre 1995.

(21)

Le gouvernement norvégien a notifié à l’Autorité la transposition de cette directive le 18 mars 1996. Une évaluation de la conformité a été effectuée par l’Autorité, à l’issue de laquelle la Norvège a apporté un certain nombre de modifications à sa législation. À la suite de ces modifications, l’Autorité a estimé que la Norvège avait correctement mis en œuvre la directive sur les licences.

(22)

La directive 2003/55/CE (la directive «gaz») a été intégrée au point 23 de l’accord EEE par décision du Comité mixte no 146/2005/CE le 2 décembre 2005. La directive est entrée en vigueur à l’égard des États de l’AELE et de l’EEE le 1er juin 2007.

(23)

Le gouvernement norvégien a notifié la mise en œuvre partielle de la directive «gaz» le 4 juin 2007 et la mise en œuvre complète le 19 février 2008. Une évaluation de la conformité a également été effectuée par l’Autorité pour ladite directive. À la suite d’un certain nombre de modifications apportées à la législation nationale norvégienne, l’Autorité a estimé que la Norvège avait correctement mis en œuvre la directive «gaz».

(24)

À la lumière des informations figurant à la présente section, et aux fins de la présente, il apparaît que l’État norvégien a mis en œuvre et correctement appliqué les actes visés aux points 12 et 23 de l’annexe IV de l’accord EEE, qui correspondent respectivement aux directives 94/22/CE et 2003/55/CE.

(25)

En conséquence, et conformément à l’article 30, paragraphe 3, premier alinéa, de la directive 2004/17/CE, il y a lieu de considérer que l’accès au marché doit être considéré comme étant non limité sur le territoire de la Norvège, en ce y compris le PCN.

(26)

Comme expliqué ci-dessus, l’Autorité est d’avis qu’il convient d’examiner si les secteurs concernés sont directement exposés à la concurrence. À cet effet, elle a examiné les éléments de preuve fournis par le gouvernement norvégien et complétés, le cas échéant, par des documents relevant du domaine public.

(27)

La prospection de pétrole brut et de gaz naturel consiste à trouver de nouvelles réserves de ressources en hydrocarbures. La production englobe la mise en place d’infrastructures nécessaires non seulement à la production mais également à l’exploitation des ressources. La prospection de pétrole brut et de gaz naturel constitue un marché de produits en cause distinct des marchés de la production de pétrole brut et de gaz naturel. Cette définition est fondée sur le fait qu’il est impossible de déterminer, au départ, si la prospection donnera lieu à la découverte de gisements de pétrole brut ou de gaz naturel. Le gouvernement norvégien a confirmé que cette définition s’appliquait tant aux séries d’octroi de licences numérotées qu’aux séries de licences AZP. Cette définition du marché est également conforme à la pratique de la Commission européenne (19).

(28)

La prospection de zones matures et immatures est effectuée par le même type d’entreprises et les activités reposent sur le même type de technologie (indépendamment, donc, du type de licence attribuée). Même si la géologie est mieux connue dans les séries de licences AZP, les compagnies pétrolières n’ont pas une connaissance précise de l’existence de pétrole ou ignorent si un éventuel gisement est susceptible de contenir du gaz et/ou du pétrole. C’est pourquoi l’Autorité est d’avis que le marché en cause consiste en la prospection de pétrole brut et de gaz naturel, qui comprend les activités de prospection exercées dans le cadre tant des séries de licences numérotées que des licences AZP.

(29)

Les entreprises engagées dans des activités de prospection ne limitent généralement pas leur activité à une zone géographique déterminée. Au contraire, la plupart des entreprises ont un ancrage international. La Commission européenne a toujours considéré dans ses décisions que le marché de la prospection avait une portée géographique mondiale (20). Le gouvernement norvégien partage cette définition de la Commission et l’Autorité estime que le marché géographique en cause a une portée mondiale.

(30)

Au cours de la période 2011 – 2013, des licences de production ont été attribuées à quelque 50 entreprises qui, en tant que titulaires de ces licences, ont pu prendre part à des activités de prospection sur le PCN (21).

(31)

Les parts de marché des opérateurs exerçant une activité de prospection sont généralement mesurées à partir de deux variables: les réserves prouvées et la production prévue (22).

(32)

Les réserves mondiales prouvées de pétrole s’élevaient, en 2011, à 1 652,6 milliards de barils et le chiffre correspondant pour le gaz naturel était de 208,4 milliers de milliards de mètres cubes, soit approximativement 1 310,8 milliards de barils d’équivalent pétrole (23). À la fin 2011, les réserves prouvées de pétrole en Norvège s’élevaient à 6,9 milliards de barils, soit 0,4 % des réserves mondiales (24). Les réserves prouvées de gaz en Norvège s’élevaient, en 2011, à 2,1 milliers de milliards de mètres cubes, soit 1 % des réserves mondiales (25). Aucune des cinq plus grosses entreprises présentes sur le PCN ne détient, à l’échelle mondiale, une part de réserves prouvées supérieure à 1 % (26).

(33)

Le gouvernement norvégien ne possède pas d’informations sur les parts de marché mondiales des cinq plus grandes entreprises en activité sur le PCN mesurées sur la base de la production prévue. Toutefois, il est raisonnable de supposer qu’il existe une corrélation directe entre les réservées prouvées de pétrole brut et de gaz naturel et la production prévue (27). À la lumière des informations disponibles, les parts de marché mondiales des cinq plus grandes entreprises actives sur le PCN mesurées sur la base de la production prévue ne devraient pas, en tout état de cause, modifier l’évaluation de l’Autorité de quelque manière que ce soit.

(34)

En outre, l’Autorité a examiné les données relatives au nombre de demandes introduites dans le cadre des séries d’octroi de licences pour le PCN, ainsi que les données concernant les nouveaux entrants sur le PCN. Les chiffres reçus du gouvernement norvégien relatifs à l’attribution des licences pour le PCN lors des trois dernières séries d’octroi (organisées en 2011 – 2012) montrent que jusqu’à neuf entreprises ont introduit des demandes pour chaque licence annoncée. Au cours de la période 2008 – 2012, 13 nouveaux entrants ont obtenu une licence de production pour le PCN. Le nombre de sociétés ayant obtenu une licence pour le PCN est donc considérable (28).

(35)

Sur la base des éléments ci-dessus, le degré de concentration du marché mondial de la prospection de pétrole brut et de gaz naturel doit être défini comme faible. Il est probable que les entreprises en activité sur ce marché soient soumises à une pression concurrentielle significative. Rien ne semble indiquer que le secteur n’évolue pas selon la loi du marché. L’Autorité conclut en conséquence que le marché de la prospection de pétrole brut et de gaz naturel est directement exposé à la concurrence au sens de la directive 2004/17/CE.

(36)

Le pétrole brut est un produit de base mondial dont le cours est déterminé par l’offre et la demande à l’échelle du globe. Selon la pratique constante de la Commission européenne (29), le développement et la production de pétrole brut constituent un marché de produits distinct de portée géographique mondiale. Le gouvernement norvégien partage cette définition du marché (30). L’Autorité maintient cette même définition du marché aux fins de la présente décision.

(37)

En cas de découverte de pétrole brut (ou de gaz naturel), les titulaires de licences ayant décidé d’exploiter le gisement sont tenus de présenter, pour approbation, un plan de développement et d’exploitation (un «PDE») au ministère norvégien du pétrole et de l’énergie. Les gisements du PCN produisant essentiellement du pétrole (31) et pour lesquels un PDE a été présenté et approuvé au cours des cinq dernières années sont les suivants:

(38)

Des PDE en vue de la production de pétrole couvrant 20 entreprises au total ont donc été approuvés pour la période 2008 – 2012. En outre, un PDE couvrant trois nouveaux entrants sur le marché a été accepté en 2010 par le ministère du pétrole et de l’énergie (32).

(39)

À l’exception des entreprises publiques norvégiennes, la liste montre que les titulaires de licences sont de grandes compagnies pétrolières ou des entreprises plus petites. Le gouvernement norvégien fait valoir que la plupart des compagnies pétrolières présentes sur le PCN appartiennent à des groupes bénéficiant d’un portefeuille d’activités diversifié à l’échelle internationale. Dès lors, le pétrole produit est, dans une mesure considérable, vendu à des sociétés associées. Toutefois, plus de la moitié de la production est vendue sur le marché au comptant. Le graphique ci-dessous illustre le volume des ventes de pétrole brut en 2009 provenant du PCN.

Volume des ventes de pétrole brut en 2009 provenant du PCN:

(40)

La production totale journalière de pétrole dans le monde s’élevait, en 2011, à 83,576 millions de barils. En 2011, un total de 2,039 millions de barils par jour étaient produits en Norvège, soit 2,3 % de la production mondiale (33).

(41)

En 2011, le plus grand producteur de pétrole brut sur le PCN était Statoil. Les autres producteurs en activité sur le PCN étaient de grands groupes pétroliers internationaux tels qu’ExxonMobil, Total, ConocoPhillips, Marathon, Shell, BP et Eni. En 2011, aucun de ces acteurs ne détenait une part de marché sur le marché mondial de la production de pétrole supérieure à 3 % (34). Dès lors, le degré de concentration de l’ensemble du marché en cause était faible.

(42)

Dans ses décisions prises au titre de la directive 2004/17/CE, la Commission européenne a estimé que le marché mondialisé de la production de brut se caractérisait par une forte concurrence entre un certain nombre d’acteurs (35). Rien n’indique que la situation ait changé au cours des dernières années.

(43)

À la lumière des éléments ci-dessus, l’Autorité conclut que rien ne semble indiquer que le secteur n’évolue pas selon la loi du marché et que, dès lors, le marché du développement et de la production de pétrole brut est directement exposé à la concurrence au sens de la directive 2004/17/CE.

(44)

Le marché du développement, de la production et de la vente en gros de gaz a été examiné par la Commission européenne sur la base du règlement CE sur les concentrations (36) dans le cadre de plusieurs décisions dans lesquelles il a été estimé qu’il n’existait qu’un seul marché pour l’approvisionnement en gaz en amont (comprenant également le développement des gisements et la production de gaz) à destination des clients établis dans l’EEE (c.-à-d. le gaz produit dans les gisements gaziers et vendus aux clients – en ce compris les exploitants nationaux traditionnels – établis dans l’EEE) (37).

(45)

Le gaz naturel peut être transporté au moyen d’un réseau de gazoducs en amont ou par des navires sous la forme de gaz naturel liquéfié («GNL»). Les exportations de gaz au départ de la Norvège s’élevaient, en 2012, à quelque 112 milliards de mètres cubes, dont 107 milliards sous la forme de gaz en canalisation et 5 milliards sous la forme de GNL (38).

(46)

Le gouvernement norvégien fait valoir que le GNL peut se substituer au gaz en canalisation et que les deux sources sont donc directement concurrentes. Après regazéification, le GNL peut emprunter le réseau de transport de gaz naturel de manière interchangeable avec le gaz acheminé par gazoducs depuis les gisements en amont. Zeebrugge, en Belgique, est cité en exemple: une fois que le gaz transporté par canalisations depuis le PCN est passé par le terminal d’atterrage et que le GNL a été regazéifié au terminal GNL de Zeebrugge, les deux sources sont complètement interchangeables. Bien que des infrastructures de regazéification ne soient pas disponibles dans tous les États de l’EEE, la capacité de regazéification connaît, ces dernières années, une forte croissance. La capacité de regazéification dans l’EEE approche les 200 milliards de mètres cubes. Avec l’extension du réseau de gazoducs, un nombre croissant de clients de l’EEE peuvent aujourd’hui avoir accès au GNL.

(47)

Dans ses récentes décisions, la Commission européenne ne s’est pas prononcée sur l’opportunité de distinguer les approvisionnements en GNL du gaz transporté par canalisations et a laissé cette question ouverte (39).

(48)

Aux fins de la présente décision, l’Autorité estime que cette question peut également rester ouverte.

(49)

En aval, des réseaux séparés sont mis en place pour la distribution de gaz à haut pouvoir calorifique (HPC) et de gaz à faible pouvoir calorifique (FPC), l’utilisateur final étant raccordé au réseau approprié pour son approvisionnement. Le gaz HPC peut être converti en gaz FPC et vice versa. Les producteurs de gaz norvégiens fournissent du gaz de type HPC.

(50)

Le gouvernement norvégien fait valoir qu’étant donné le niveau d’interchangeabilité entre le gaz HPC et le gaz FPC, ces produits devraient relever du même marché en ce qui concerne l’approvisionnement en amont. Il est également argumenté que l’approvisionnement en gaz FPC représente une partie relativement faible, de l’ordre de 10 %, de l’approvisionnement total en gaz à destination de l’EEE.

(51)

Aux fins de la présente décision, l’Autorité est d’avis que la question de savoir s’il convient de faire une distinction entre le gaz HPC et le gaz FPC peut rester ouverte.

(52)

En ce qui concerne la définition du marché de produits, et aux fins de la présente décision, l’Autorité considère qu’il n’existe qu’un seul marché pour l’approvisionnement en gaz en amont (comprenant également le développement et la production de gaz). La question de savoir si le GNL ou le gaz FPC relève du marché de produits en cause n'est pas pertinente aux fins de la présente décision.

(53)

Le gouvernement norvégien fait valoir que les trois directives relatives au marché du gaz ont contribué à créer pour le gaz naturel un marché libéralisé et intégré en Europe du Nord-Ouest. L’Union européenne vise une intégration totale des marchés à l’horizon 2014. Avec la mise en place d’un marché du gaz unique, le gouvernement norvégien est d’avis qu’il n’est pas pertinent de tenir compte des parts de marché respectives des différents États de l’EEE. Une fois que le gaz a atteint les frontières du marché intérieur européen, est-il argumenté, celui-ci sera librement acheminé là où il doit l’être en fonction des sources d’offre et de demande.

(54)

Quelque 70 % des exportations de gaz transporté par canalisations depuis le PCN ont été acheminés vers des terminaux de réception en Allemagne et au Royaume-Uni, le reste étant transporté vers des terminaux situés en Belgique et en France. Le gaz distribué par canalisations au départ de la Norvège est également vendu à d’autres États de l’EEE (plus de 10 États au total) via des raccordements au gazoduc et dans le cadre d’accords d’échanges. Quant à la production de GNL en provenance du PCN, deux-tiers environ ont été traditionnellement vendus aux pays de l’EEE. Il en résulte que le gaz norvégien est, dans sa quasi-totalité, exporté vers l’EEE.

(55)

En outre, le gouvernement norvégien fait valoir que les acheteurs de gaz au sein de l’EEE disposent de plusieurs sources d’approvisionnement différentes. Celles-ci englobent les deux types de gaz, en provenance de l’UE (généralement le Danemark, les Pays-Bas et le Royaume-Uni), de pays voisins (généralement la Russie, l’Algérie ou la Lybie, en plus de la Norvège) ou de pays plus éloignés (les pays du Moyen-Orient ou le Nigéria, par exemple, sous la forme de GNL).

(56)

Le gouvernement norvégien fait également valoir que, tant au Royaume-Uni qu’en Europe continentale, les plateformes de négoce du gaz sont de plus en plus liquides et que la tarification appliquée sur les différentes plateformes révèle un niveau d’intégration considérable.

(57)

En ce qui concerne la définition du marché géographique, il découle des décisions prises précédemment par la Commission européenne au titre du règlement CE sur les concentrations qu'elle couvre plus que probablement l’EEE, ainsi que les importations de gaz en provenance de Russie et d’Algérie. Toutefois, la définition du marché géographique est restée ouverte. Dans la décision relative à l’opération de concentration entre Statoil et Hydro, la Commission n’a pas jugé utile de décider si la zone géographique pertinente et appropriée à prendre en considération était: (i) l’EEE, (ii) une zone constituée des pays de l’EEE acheteurs de gaz en provenance du PCN (directement par gazoducs ou par le biais d’accords d’échanges) ou (iii) chaque pays respectif dans lequel du gaz est vendu par les diverses parties (40). Indépendamment de la définition géographique prise en considération, le degré de concentration ne devrait pas générer de problèmes de concurrence sur le marché de l’approvisionnement en gaz en amont.

(58)

Aux fins de la présente décision, et pour les motifs exposés ci-dessous, l’Autorité est d’avis qu’il n’est pas nécessaire de décider de la portée exacte du marché géographique du gaz naturel. Quelle que soit la définition raisonnable retenue pour le marché géographique, l’Autorité estime que le secteur concerné est directement exposé à la concurrence.

(59)

En cas de découverte de gaz naturel (ou de pétrole brut), les titulaires de licences ayant décidé d’exploiter le gisement sont tenus de soumettre, pour approbation, un plan de développement et d’exploitation («PDE») au ministère norvégien du pétrole et de l’énergie. Les gisements du PCN qui produisent essentiellement du gaz (41) et pour lesquels un PDE a été présenté et approuvé au cours des dernières années sont les suivants:

(60)

Des PDE en vue de la production de gaz couvrant un total de 14 entreprises ont été approuvés pour la période 2008 – 2012. Des PDE couvrant trois nouveaux entrants sur le marché ont également été acceptés pour la période 2009 – 2011 (42). Plus de 25 entreprises en activité sur le PCN exportent du gaz vers l’EEE (43).

(61)

En 2011, la production de gaz en Norvège s’élevait à 101,4 milliards de mètres cubes, soit 3,1 % de la production mondiale (44). Plus de 95 % de la production du PCN sont destinés à l’EEE et exportés par gazoducs vers six points d’atterrage dans quatre pays (Belgique, Allemagne, France et Royaume-Uni) (45). Quelque 1,4 milliard de mètres cubes (moins de 2 %) du gaz produit sur le PCN ont été destinés à la consommation intérieure.

(62)

Un certain nombre de compagnies indépendantes sont actives dans la production de gaz sur le PCN. En outre, de nouvelles entreprises obtiennent le statut de titulaires de licences. Les cinq plus grands producteurs de gaz en activité sur le PCN, mesurés sur la base du niveau de production annuel, sont: Petoro, Statoil, Exxon Mobil, Total et Shell. Statoil est le plus grand producteur de gaz sur le PCN. La part combinée des trois plus grands producteurs de gaz dans le volume total de gaz produit sur le PCN n’excède pas 50 % (46).

(63)

Les États membres de l’UE consomment quelque 500 milliards de mètres cubes de gaz par an. Selon Eurogas (47), l’approvisionnement en gaz au départ des États membres de l’UE représentait, en 2011, 33 % de l’approvisionnement total net, effectué soit par gazoducs, soit sous la forme de GNL. Viennent ensuite la Russie (24 %), la Norvège (19 %) (48) et l’Algérie (9 %). D’autres sources d’approvisionnement en provenance de diverses parties du monde couvraient les 15 % restants.

(64)

Tous les titulaires de licences en activité sur le PCN sont responsables de la vente de leur propre production de gaz. Les producteurs de gaz présents sur le PCN ont conclu des accords de vente avec des acheteurs dans plusieurs États membres de l’UE. Le pourcentage de la consommation totale que représente, en 2011, le gaz norvégien dans chacun des six principaux États membres de l’UE importaient du gaz en provenance du PCN se présente comme suit (49):

(65)

Statoil est le deuxième plus grand fournisseur de gaz à destination de l’EEE après Gazprom, avec approximativement 20 % (50) de la consommation totale de l’EEE. Comme il ressort du tableau ci-dessus, dans les principaux États de l’EEE destinataires du gaz norvégien, les fournisseurs du PCN sont en concurrence avec d’autres fournisseurs dont les sources d’approvisionnement se situent dans d’autres zones géographiques. En conséquence, les acheteurs en gros de ces pays EEE disposent de sources de substitution au gaz provenant du PCN. Cette constatation ressort également des statistiques compilées par Eurogas (tableau ci-dessous), qui révèlent qu’outre le gaz norvégien, les États membres de l’UE ont reçu des approvisionnements en gaz provenant, entre autres, de leur production propre, de Russie, d’Algérie et du Qatar:

APPROVISIONNEMENTS EN GAZ NATUREL DANS LES PAYS MEMBRES D’EUROGAS ET DANS L’UE, 2011 (51)

(66)

Les États membres de l’UE dans lesquels le pourcentage de gaz en provenance de la Norvège est le plus élevé disposent d’autres sources d’approvisionnement. Par exemple:

(67)

Les acheteurs en gros doivent honorer leurs engagements «take-or-pay» en vertu des contrats de vente à long terme conclus avec les producteurs de gaz norvégiens. Une fois ces engagements honorés, les acheteurs en gros sont libres de se tourner vers d’autres sources d’approvisionnement, telles que l’achat au comptant de gaz en canalisation ou de GNL. Ils peuvent également augmenter les volumes d’achat dans le cadre de contrats à long terme conclus avec d’autres fournisseurs. Les contrats de vente plus récents sont généralement de plus courte durée. Comme le fait valoir le gouvernement norvégien, le marché au comptant revêt une importance croissante avec la présence de plateformes de négoce du gaz de plus en plus liquides tant au Royaume-Uni qu’en Europe continentale. En outre, les capacités de regazéification au sein de l’UE ont plus que doublé au cours des cinq dernières années. En 2011, 25 % des importations nettes de gaz de l’UE ont été fournis sous la forme de GNL dans les États membres ci-dessous, selon la répartition suivante:

APPROVISIONNEMENTS EN GNL DANS LES PAYS MEMBRES D’EUROGAS ET DANS L’UE, 2011 (56)

(68)

La pression de la concurrence sur le marché du gaz naturel provient également de l'existence de produits de substitution (tels que le charbon ou les énergies renouvelables).

(69)

L’ensemble des principaux gazoducs reliant le PCN au Royaume-Uni et à l’Europe continentale sont la propriété de Gassled (57). L’accès au réseau de gazoducs en amont est géré par Gassco AS, une société détenue intégralement par l’État norvégien. Gassco AS ne détient aucune part ni capacité dans le réseau de gazoducs en amont et l’octroi de l’accès aux capacités non réservées s’effectue en toute indépendance. Le système de transport gazier est neutre pour l’ensemble des acteurs devant transporter du gaz naturel. Les sociétés productrices et les utilisateurs autorisés jouissent d’un droit d’accès au système sur la base de conditions non discriminatoires, objectives et transparentes. Les utilisateurs peuvent accéder aux capacités du système de transport gazier selon leurs besoins (58). Les opérateurs gaziers actuels et nouveaux, en activité sur le PCN, peuvent ainsi accéder au réseau de gazoducs en amont et fournir du gaz aux clients en concurrence avec d’autres opérateurs présents sur le PCN.

(70)

À la lumière des éléments ci-dessus, l’Autorité estime que rien ne semble indiquer que le secteur n’évolue pas selon la loi du marché et que, dès lors, la production de gaz sur le PCN est directement exposée à la concurrence au sens de la directive 2004/17/CE.

(71)

L’Autorité est d’avis que les activités suivantes exercées en Norvège, et plus particulièrement sur le plateau continental norvégien, sont directement exposées à la concurrence au sens de l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE:

(72)

La condition de libre accès au marché étant réputée satisfaite, la directive 2004/17/CE ne doit pas s’appliquer lorsque des pouvoirs adjudicateurs attribuent des marchés destinés à permettre la prestation des services énumérés aux sous-points (a), (b) et (c) des points 2 et 71 de la présente décision, en Norvège et, plus particulièrement, sur le plateau continental norvégien.

(73)

La présente décision est fondée sur la situation juridique et factuelle au mois de mars 2013, telle qu’elle ressort des informations transmises par le gouvernement norvégien. Elle pourra être révisée si, par suite de changements significatifs dans la situation juridique ou dans les faits, les conditions d’applicabilité de l’article 30, paragraphe 1, de la directive 2004/17/CE ne sont plus remplies.

(a)

prospection de pétrole brut et de gaz naturel;

(b)

production de pétrole brut; et

(c)

production de gaz naturel.

Unités:

térawatt-heure (valeur calorifique brute).

Remarque:

ces chiffres sont les meilleures estimations disponibles au moment de la publication.

Unités: