ISSN 1977-0693

doi:10.3000/19770693.L_2013.249.fra

Journal officiel

de l'Union européenne

L 249

European flag  

Édition de langue française

Législation

56e année
19 septembre 2013


Sommaire

 

II   Actes non législatifs

page

 

 

RÈGLEMENTS

 

*

Règlement d’exécution (UE) no 895/2013 de la Commission du 18 septembre 2013 modifiant pour la deux cent deuxième fois le règlement (CE) no 881/2002 du Conseil instituant certaines mesures restrictives spécifiques à l’encontre de certaines personnes et entités liées au réseau Al-Qaida

1

 

 

Règlement d'exécution (UE) no 896/2013 de la Commission du 18 septembre 2013 établissant les valeurs forfaitaires à l'importation pour la détermination du prix d'entrée de certains fruits et légumes

3

 

 

DÉCISIONS

 

 

2013/459/UE

 

*

Décision du Conseil du 16 septembre 2013 portant nomination d’un membre suédois du Comité économique et social européen

5

 

 

2013/460/UE

 

*

Décision d’exécution de la Commission du 17 septembre 2013 portant refus d’accorder une dérogation à la décision 2001/822/CE du Conseil pour ce qui concerne les règles d’origine applicables au sucre de Curaçao [notifiée sous le numéro C(2013) 5826]

6

 

 

RECOMMANDATIONS

 

 

2013/461/UE

 

*

Recommandation de la Commission du 17 septembre 2013 sur les principes régissant SOLVIT ( 1 )

10

 

 

III   Autres actes

 

 

ESPACE ÉCONOMIQUE EUROPÉEN

 

*

Décision de l'Autorité de surveillance AELE no 178/13/COL du 30 avril 2013 exemptant la prospection et l’extraction de pétrole brut et de gaz naturel sur le plateau continental norvégien de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (Norvège)

16

 

 

 

*

Avis aux lecteurs — Règlement (UE) no 216/2013 du Conseil du 7 mars 2013 relatif à la publication électronique du Journal officiel de l’Union européenne (voir page 3 de la couverture)

s3

 

*

Avis aux lecteurs — mode de citation des actes (voir page 3 de la couverture)

s3

 


 

(1)   Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE

FR

Les actes dont les titres sont imprimés en caractères maigres sont des actes de gestion courante pris dans le cadre de la politique agricole et ayant généralement une durée de validité limitée.

Les actes dont les titres sont imprimés en caractères gras et précédés d'un astérisque sont tous les autres actes.


II Actes non législatifs

RÈGLEMENTS

19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/1


RÈGLEMENT D’EXÉCUTION (UE) No 895/2013 DE LA COMMISSION

du 18 septembre 2013

modifiant pour la deux cent deuxième fois le règlement (CE) no 881/2002 du Conseil instituant certaines mesures restrictives spécifiques à l’encontre de certaines personnes et entités liées au réseau Al-Qaida

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu le règlement (CE) no 881/2002 du Conseil du 27 mai 2002 instituant certaines mesures restrictives spécifiques à l'encontre de certaines personnes et entités liées au réseau Al-Qaida (1), et notamment son article 7, paragraphe 1, point a), et son article 7 bis, paragraphe 5,

considérant ce qui suit:

(1)

L’annexe I du règlement (CE) no 881/2002 énumère les personnes, groupes et entités auxquels s’applique le gel des fonds et des ressources économiques ordonné par ce règlement.

(2)

Le 11 septembre 2013, le Comité des sanctions du Conseil de sécurité des Nations unies a décidé de radier une personne de la liste des personnes, groupes et entités auxquels s’applique le gel des fonds et des ressources économiques.

(3)

Il convient donc de mettre à jour l’annexe I du règlement (CE) no 881/2002 en conséquence,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Article premier

L’annexe I du règlement (CE) no 881/2002 est modifiée conformément à l’annexe du présent règlement.

Article 2

Le présent règlement entre en vigueur le jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

Fait à Bruxelles, le 18 septembre 2013.

Par la Commission, au nom du président,

Chef du service des instruments de politique étrangère


(1)  JO L 139 du 29.5.2002, p. 9.


ANNEXE

L’annexe I du règlement (CE) no 881/2002 est modifiée comme suit:

La mention suivante, qui figure dans la rubrique «Personnes physiques», est supprimée:

«Mufti Rashid Ahmad Ladehyanoy [alias a) Ludhianvi, Mufti Rashid Ahmad, b) Ahmad, Mufti Rasheed, c) Wadehyanoy, Mufti Rashid Ahmad]. Nationalité: pakistanaise. Renseignements complémentaires: a) fondateur de l’Al-Rashid Trust; b) serait décédé au Pakistan le 18 février 2002. Date de la désignation visée à l'article 2 bis, paragraphe 4, point b): 17.10.2001.»


19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/3


RÈGLEMENT D'EXÉCUTION (UE) No 896/2013 DE LA COMMISSION

du 18 septembre 2013

établissant les valeurs forfaitaires à l'importation pour la détermination du prix d'entrée de certains fruits et légumes

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu le règlement (CE) no 1234/2007 du Conseil du 22 octobre 2007 portant organisation commune des marchés dans le secteur agricole et dispositions spécifiques en ce qui concerne certains produits de ce secteur (règlement «OCM unique») (1),

vu le règlement d'exécution (UE) no 543/2011 de la Commission du 7 juin 2011 portant modalités d’application du règlement (CE) no 1234/2007 du Conseil en ce qui concerne les secteurs des fruits et légumes et des fruits et légumes transformés (2), et notamment son article 136, paragraphe 1,

considérant ce qui suit:

(1)

Le règlement d’exécution (UE) no 543/2011 prévoit, en application des résultats des négociations commerciales multilatérales du cycle d'Uruguay, les critères pour la fixation par la Commission des valeurs forfaitaires à l'importation des pays tiers, pour les produits et les périodes figurant à l'annexe XVI, partie A, dudit règlement.

(2)

La valeur forfaitaire à l'importation est calculée chaque jour ouvrable, conformément à l'article 136, paragraphe 1, du règlement d'exécution (UE) no 543/2011, en tenant compte des données journalières variables. Il importe, par conséquent, que le présent règlement entre en vigueur le jour de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Article premier

Les valeurs forfaitaires à l'importation visées à l'article 136 du règlement d’exécution (UE) no 543/2011 sont fixées à l'annexe du présent règlement.

Article 2

Le présent règlement entre en vigueur le jour de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

Fait à Bruxelles, le 18 septembre 2013.

Par la Commission, au nom du président,

Jerzy PLEWA

Directeur général de l'agriculture et du développement rural


(1)  JO L 299 du 16.11.2007, p. 1.

(2)  JO L 157 du 15.6.2011, p. 1.


ANNEXE

Valeurs forfaitaires à l'importation pour la détermination du prix d'entrée de certains fruits et légumes

(EUR/100 kg)

Code NC

Code des pays tiers (1)

Valeur forfaitaire à l'importation

0702 00 00

MK

59,4

XS

46,1

ZZ

52,8

0707 00 05

MK

53,8

TR

121,6

ZZ

87,7

0709 93 10

TR

132,6

ZZ

132,6

0805 50 10

AR

108,8

CL

148,5

IL

110,5

TR

117,7

UY

99,8

ZA

118,3

ZZ

117,3

0806 10 10

EG

188,1

TR

147,0

ZZ

167,6

0808 10 80

AR

100,9

BA

65,7

BR

41,7

CL

114,6

CN

66,9

NZ

150,8

US

140,8

ZA

119,4

ZZ

100,1

0808 30 90

AR

231,4

CL

29,5

CN

82,5

TR

131,5

ZZ

118,7

0809 30

TR

125,5

ZZ

125,5

0809 40 05

BA

47,2

XS

46,6

ZZ

46,9


(1)  Nomenclature des pays fixée par le règlement (CE) no 1833/2006 de la Commission (JO L 354 du 14.12.2006, p. 19). Le code «ZZ» représente «autres origines».


DÉCISIONS

19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/5


DÉCISION DU CONSEIL

du 16 septembre 2013

portant nomination d’un membre suédois du Comité économique et social européen

(2013/459/UE)

LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 302,

vu la proposition présentée par le gouvernement suédois,

vu l’avis de la Commission européenne,

considérant ce qui suit:

(1)

Le 13 septembre 2010, le Conseil a adopté la décision 2010/570/UE, Euratom portant nomination des membres du Comité économique et social européen pour la période allant du 21 septembre 2010 au 20 septembre 2015 (1).

(2)

Un siège de membre du Comité économique et social européen est devenu vacant à la suite de la fin du mandat de Mme Annika BRÖMS,

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

M. Jonas BERGGREN, Head of the Brussels office of the Confederation of Swedish Enterprise, est nommé membre du Comité économique et social européen pour la durée du mandat restant à courir, à savoir jusqu’au 20 septembre 2015.

Article 2

La présente décision entre en vigueur le jour de son adoption.

Fait à Bruxelles, le 16 septembre 2013.

Par le Conseil

Le président

L. LINKEVIČIUS


(1)  JO L 251 du 25.9.2010, p. 8.


19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/6


DÉCISION D’EXÉCUTION DE LA COMMISSION

du 17 septembre 2013

portant refus d’accorder une dérogation à la décision 2001/822/CE du Conseil pour ce qui concerne les règles d’origine applicables au sucre de Curaçao

[notifiée sous le numéro C(2013) 5826]

(2013/460/UE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,

vu la décision 2001/822/CE du Conseil du 27 novembre 2001 relative à l’association des pays et territoires d’outre-mer à la Communauté européenne («décision d’association outre-mer»), et notamment l’article 37 de son annexe III (1),

considérant ce qui suit:

(1)

L’annexe III de la décision 2001/822/CE concerne la définition de la notion de «produits originaires» et les méthodes de coopération administrative. L’article 37 de cette annexe prévoit que des dérogations aux règles d’origine peuvent être accordées lorsque le développement d’industries existantes ou l’implantation d’industries nouvelles dans un pays ou un territoire le justifient.

(2)

L’annexe III, article 5, paragraphe 1, points g), j), k) et o), de la décision 2001/822/CE dispose que la mouture partielle ou totale, le criblage et la mise en sacs du sucre sont considérés comme des opérations insuffisantes pour conférer le caractère de produit originaire.

(3)

L’annexe III, article 6, paragraphe 4, de la décision 2001/822/CE dispose que le cumul d’origine ACP/PTOM/CE est progressivement supprimé pour tous les produits du secteur du sucre relevant du chapitre 17 du SH, et réduit progressivement les quantités pour lesquelles ce cumul est autorisé. La quantité autorisée au 1er janvier 2011 étant fixée à zéro tonne, la suppression progressive a finalement abouti à l’interdiction de ces cumuls à compter de cette date.

(4)

En 2002, les Pays-Bas ont demandé une dérogation à la règle d’origine pour les produits du secteur du sucre relevant des codes NC 1701 11 90, 1701 99 10 et 1701 91 00 transformés aux Antilles néerlandaises, pour une quantité annuelle de 3 000 tonnes. Cette demande a été acceptée, et la dérogation a pris fin le 31 décembre 2007.

(5)

En 2009, les Pays-Bas ont soumis une demande de prorogation de la dérogation accordée en 2002, qui a été rejetée par la décision 2009/699/CE de la Commission (2). Cette décision acceptait cependant une nouvelle demande de dérogation incluse dans la demande de prorogation, dans les limites des quantités pour lesquelles des certificats d’importation pour le sucre avaient été accordés aux Antilles néerlandaises, en 2009 et en 2010.

(6)

En 2010, les Pays-Bas ont sollicité une nouvelle dérogation pour les produits du secteur du sucre transformés aux Antilles néerlandaises durant la période 2011-2013. La dérogation a été accordée par la décision 2011/47/UE de la Commission (3) conformément à l’annexe III, article 37, paragraphes 1, 3 et 7, de la décision 2001/822/CE et sous réserve du respect de certaines conditions visant à trouver un équilibre entre les intérêts légitimes des pays et territoires d’outre-mer (PTOM) et les objectifs de l’organisation commune du marché du sucre de l’Union. Les produits bénéficiant de la dérogation faisaient l’objet de véritables activités de transformation aux Antilles néerlandaises, et on estime que la valeur ajoutée au sucre brut dans ce territoire représentait au moins 45 % de la valeur du produit fini.

(7)

Dans sa décision 2011/47/UE, la Commission a expliqué que la suppression progressive du cumul d’origine ACP/PTOM/CE pour le sucre prévue à l’annexe III, article 6, paragraphe 4, de la décision 2001/822/CE illustrait la volonté de l’Union d’orienter les préférences commerciales vers les activités économiques qui contribuent durablement au développement des PTOM, tout en tenant dûment compte du secteur du sucre de l’Union. Ce principe a été appliqué aux fins de la détermination des quantités pouvant bénéficier de la dérogation accordée par la décision 2011/47/UE. La demande soumise en 2010 indiquait également que l’entreprise de Curaçao qui avait bénéficié des dérogations précédentes souhaitait diversifier ses activités et ne pas se limiter à la production de sucre nécessitant l’obtention de nouvelles dérogations. C’est pourquoi les quantités couvertes par une dérogation ont été progressivement réduites (5 000 tonnes pour 2011, 3 000 tonnes pour 2012 et 1 500 tonnes pour 2013).

(8)

Dans la demande soumise en 2010, les Pays-Bas ont souligné que l’entreprise de Curaçao qui avait bénéficié des dérogations précédentes souhaitait diversifier ses activités en produisant des mélanges et du «sucre bio», produits qui ciblent clairement des marchés différents de ceux des produits du secteur du sucre couverts par la demande de 2010. La dérogation demandée en 2010 était indispensable pour réunir les capitaux nécessaires aux investissements requis pour cette diversification. En conséquence, au moment de l’octroi de la dérogation par la décision 2011/47/UE, on s’attendait à ce que la dérogation génère le chiffre d’affaires requis pour financer lesdits investissements en vue de la diversification des produits et des activités, de manière que l’entreprise bénéficiant de la dérogation ne soit plus amenée à demander de nouvelles dérogations.

(9)

Le 11 février 2013, les Pays-Bas ont demandé, au nom du gouvernement de Curaçao, une nouvelle dérogation aux règles d’origine énoncées à l’annexe III de la décision 2001/822/CE pour la période du 1er janvier au 31 décembre 2013, date d’expiration de la décision 2001/822/CE. La demande couvrait une quantité annuelle totale de 5 500 tonnes de produits du secteur du sucre relevant du code NC 1701 14 90, décrits comme «sucre bio», provenant de pays tiers et transformés à Curaçao en vue de leur exportation vers l’Union.

(10)

Cette demande a été officiellement retirée par les Pays-Bas, le 17 avril 2013, au motif que les activités de transformation décrites dans la demande n’étaient plus réalisées aux Antilles néerlandaises. L’entreprise de Curaçao avait transféré une partie de ses activités de transformation du sucre, et notamment la fabrication de sucre en morceaux à partir de sucre de canne brut, conditionné pour la vente au détail, vers la Belgique, d’où elle approvisionne actuellement des supermarchés situés aux Pays-Bas. Elle a réorienté la chaîne de production restante vers le criblage, le nettoyage, la mouture et le simple mélange de sucre bio et son conditionnement en sacs de 1 000 kg en vue du transport.

(11)

Le 17 avril 2013, les Pays-Bas ont soumis une deuxième demande de dérogation pour 5 000 tonnes de produits du secteur du sucre, décrits comme du sucre de canne brut biologique relevant du code NC 1701 14 90, pour la période du 1er janvier au 31 décembre 2013. Les Pays-Bas ont expliqué qu’il était apparu, lors de discussions avec les autorités de Curaçao, que les quantités pour lesquelles une dérogation avait été accordée pour 2013 par la décision 2011/47/UE ne seraient pas suffisantes pour permettre à l’entreprise réalisant la transformation du sucre à Curaçao de poursuivre ses activités.

(12)

La deuxième demande était essentiellement motivée par une modification de la situation de l’entreprise concernée (laquelle avait réorienté ses activités vers la transformation de sucre de canne biologique), par l’évolution du marché mondial du sucre (l’Union européenne étant devenue un importateur net de sucre), par le fait que la valeur ajoutée aux matières premières en provenance de pays tiers représentait plus de 45 % du prix départ usine du produit fini, et par la volonté de créer des emplois directs et indirects à Curaçao. Le 14 juin et le 28 juin 2013, les Pays-Bas ont communiqué des informations complémentaires à l’appui de leur demande du 17 avril 2013.

(13)

Par lettre du 16 juillet 2013, la Commission a demandé aux autorités néerlandaises de prendre note de son évaluation de leur demande, ainsi que de son intention de recommander qu’elle soit rejetée. La Commission a également demandé aux autorités néerlandaises de transmettre cette évaluation à l’entreprise potentiellement concernée par la dérogation afin de permettre à la fois aux Pays-Bas et à l’entreprise en question de soulever les questions de fait ou de droit liées à la demande avant que la Commission n’arrête sa décision finale. Le délai de réponse était fixé au 25 juillet 2013. Une réponse a été reçue des autorités néerlandaises le 24 juillet 2013.

(14)

L’annexe III, article 37, paragraphe 7, de la décision 2001/822/CE dispose que les dérogations sont accordées lorsque la valeur ajoutée aux produits non originaires mis en œuvre dans le PTOM concerné est au moins de 45 % de la valeur du produit fini, pour autant que la dérogation ne soit pas de nature à causer un préjudice grave à un secteur économique de l’Union ou d’un ou de plusieurs de ses États membres.

(15)

Les informations concernant le calcul de la valeur générée à Curaçao pour la production de «sucre de canne bio» en 2013, communiquées par l’entreprise de Curaçao et transmises par les Pays-Bas, indiquent la valeur ajoutée par la transformation de 5 000 tonnes de «sucre bio». L’entreprise a également indiqué le prix d’achat d’une tonne de «sucre bio» brut en provenance de pays tiers, ainsi que le prix de vente départ usine d’une tonne de «sucre bio». Selon l’entreprise en question, ces chiffres font apparaître une valeur ajoutée représentant 52 % du prix départ usine. D’après les mêmes informations, la production de 1 500 tonnes de «sucre bio» générerait une valeur ajoutée représentant 88 % du prix départ usine.

(16)

Les informations concernant le calcul de la valeur générée à Curaçao pour le «sucre brun cristallisé» au 1er janvier 2013, communiquées par l’entreprise et transmises par les Pays-Bas, indiquent la valeur ajoutée par l’ouvraison et la transformation de 5 500 tonnes de «sucre brun cristallisé». Si l’on considère que la valeur ajoutée la plus élevée par tonne de «sucre brun cristallisé» est réaliste, la valeur ajoutée représente environ 52,4 % du prix départ usine. Toutefois, les opérations de transformation effectuées sur le «sucre bio» sont moins importantes que celles effectuées sur le «sucre cristallisé» conditionné pour la vente au détail. La valeur ajoutée inhérente à ces opérations et les coûts de transformation réels sont donc forcément moins élevés pour le «sucre bio» conditionné pour le transport en sacs de 1 000 kg que pour le «sucre brun cristallisé» conditionné pour la vente au détail.

(17)

D’après le rapport intitulé «Global Sugar Outlook – 2013 Report» (4), le coût de production du sucre de canne au Brésil, qui est la région la plus compétitive au monde en ce qui concerne la production de sucre, s’élève à 224,7 USD/tonne pour la production de la canne et à 95 USD/tonne pour la transformation de la canne en sucre brut. Les coûts totaux, y compris les frais administratifs, s’élèvent à 367,8 USD/tonne ou, si l’on se base sur un taux de change de 1 EUR = 1,3 USD, à 283 EUR/tonne de sucre de canne brut. Compte tenu des travaux agricoles et des opérations de transformations nécessaires pour produire le sucre brut à partir de la canne, il semble peu probable que les coûts liés aux seuls nettoyage, mouture et conditionnement du sucre de canne biologique, qui ne représentent qu’une fraction du processus de production, soient supérieurs. Si l’on part du principe qu’un montant de 283 EUR par tonne représente un coût de production réaliste pour le calcul de la valeur ajoutée du nettoyage, de la mouture et du conditionnement de sucre de canne brut biologique dans l’entreprise de Curaçao, on obtient un prix départ usine de 1 020,19 EUR/tonne, dans lequel la valeur ajoutée ne représente que 32,2 %.

(18)

Dans la simulation de coûts comparables figurant au considérant 17, la valeur ajoutée n’atteindrait pas 45 %. Il est dès lors irréaliste d’affirmer que l’entreprise de Curaçao pourrait générer une valeur ajoutée aussi élevée en réalisant de simples opérations de transformation. Il convient plutôt de considérer que les chiffres transmis à la Commission incluent d’autres frais généraux et bénéfices ne correspondant pas à des montants profitant à la population de Curaçao.

(19)

En vertu de l’annexe III, article 37, paragraphe 3, point c), de la décision 2001/822/CE, l’examen des demandes de dérogation tient compte des cas où il peut être clairement démontré que d’importants investissements dans une industrie pourraient être découragés par les règles d’origine et où une dérogation favorisant la réalisation d’un programme d’investissement permettrait de satisfaire, par étapes, à ces règles.

(20)

L’entreprise de Curaçao était informée de la suppression du cumul d’origine ACP/PTOM/CE pour le sucre au 1er janvier 2011 et disposait de suffisamment de temps pour s’y préparer et diversifier ses activités en les réorientant vers la fabrication de produits ne nécessitant pas de dérogation.

(21)

Durant la période 2009-2013, l’entreprise de Curaçao a bénéficié de dérogations qui l’ont aidée à générer un chiffre d’affaires suffisant pour diversifier ses activités et s’orienter vers la fabrication de produits ne nécessitant pas de dérogation aux règles d’origine. D’après les informations communiquées par cette entreprise, les investissements ont été très faibles, en 2009, et inexistants entre 2010 et 2012. Les dérogations n’ont donc servi qu’à permettre de maintenir les activités existantes de l’entreprise de Curaçao, sans contribuer réellement au développement d’industries existantes ou à l’implantation d’industries nouvelles. Il est donc peu probable qu’une nouvelle dérogation encourage l’entreprise à réaliser de nouveaux investissements.

(22)

Pour que les mélanges de sucre de la position 2106 du SH contenant de la pectine ou de la caséine puissent être considérés comme originaires de Curaçao et bénéficier à ce titre d’un accès préférentiel au marché de l’Union, il faut que la valeur du sucre non originaire utilisé dans la fabrication du produit fini ne dépasse pas 30 % du prix départ usine du produit. Si elle diversifiait sa production vers ce type de mélanges, comme elle le propose dans sa demande actuelle, l’entreprise devrait encore obtenir une dérogation pour pouvoir respecter les règles d’origine.

(23)

En vertu de l’annexe III, article 37, paragraphe 3, point b), de la décision 2001/822/CE, l’examen des demandes de dérogation doit tenir compte des cas où l’application des règles d’origine existantes affecterait sensiblement la capacité, pour une industrie existante dans un PTOM, de poursuivre ses exportations vers l’Union, et particulièrement des cas où cette application pourrait entraîner des cessations d’activités.

(24)

La Commission dresse un bilan afin d’analyser le marché du sucre et de déterminer si les stocks de sucre sont suffisants, si des quantités supplémentaires de sucre sont nécessaires ou s’il convient de retirer du sucre du marché afin de maintenir un niveau de prix proche du prix de référence. Ce bilan fait constamment apparaître une quantité de 50 000 à 60 000 tonnes de sucre importées au taux plein de droits de douane.

(25)

Les produits du secteur du sucre relevant du code NC 1701 14 90 sont soumis, dans l’Union, à des droits de douane de 419 EUR par tonne. Étant donné que le prix du marché mondial pour le sucre blanc, y compris les coûts de raffinage, pratiqué sur le marché à terme de Londres se situe aux alentours de 380 EUR/tonne, et que ce produit est soumis à des droits de douane de 419 EUR/tonne, le prix de ce sucre serait d’au moins 800 EUR/tonne, après dédouanement, à sa livraison dans l’Union. Le prix moyen des produits du secteur du sucre correspondants fabriqués dans l’Union, tel qu’il a été communiqué par les États membres conformément à l’article 9 du règlement (CE) no 1234/2007 du Conseil (5), est d’environ 725 EUR/tonne. Dans ces conditions, il y a peu de chances que les produits du secteur du sucre en question puissent être importés dans l’Union dans des conditions économiquement rentables, à moins qu’il ne s’agisse de produits haut de gamme comme le sucre biologique ou le sucre issu du commerce équitable, qui sont vendus à des prix nettement plus élevés que les autres produits du secteur du sucre.

(26)

Il est dès lors probable qu’une part importante des importations dans l’Union au taux plein de droits de douane soit constituée de sucre biologique ou de sucre issu du commerce équitable, le prix de ce type de sucre dans le commerce de détail pouvant atteindre 3 000 EUR/tonne. Le volume des importations dans l’Union, au taux plein de droits de douane, de sucre de canne biologique indique que, dans le monde, les exportateurs de sucre parviennent à survivre dans le marché actuel.

(27)

Si l’on ajoute au prix d’achat du sucre brut communiqué par l’entreprise 283 EUR/tonne en tant que coût de production réaliste pour le calcul de la valeur ajoutée correspondant à la mouture et au conditionnement de sucre de canne brut bio par l’entreprise de Curaçao, ainsi que la marge bénéficiaire et les frais d’expédition communiqués par l’entreprise et les droits à l’importation à acquitter dans l’Union, l’entreprise de Curaçao devrait encore être en mesure d’exporter du «sucre bio» vers l’Union dans des conditions économiquement rentables sans devoir obtenir une dérogation exemptant l’importateur de l’Union de l’obligation d’acquitter les droits à l’importation exigibles. En outre, le niveau du prix de vente par tonne pratiqué pour le «sucre bio» envers l’acheteur néerlandais, tel qu’il a été communiqué par les Pays-Bas dans leur demande, peut être considéré comme suffisamment élevé pour compenser l’impact de l’application du taux plein de droit de douane.

(28)

En tant qu’opérateur des PTOM, l’entreprise de Curaçao qui réalise les opérations de transformation sur les produits du secteur du sucre se positionne sur le marché mondial. Elle est libre d’exporter ses produits partout dans le monde, y compris dans l’Union. Cette entreprise peut donc être comparée aux autres opérateurs du monde entier qui exercent la même activité. En particulier, le niveau des frais d’expédition du PTOM vers l’Union, lesquels, selon les informations transmises par l’entreprise de Curaçao, s’élèvent à 42,59 EUR/tonne, ne placent pas cette dernière dans une position défavorable par rapport aux autres acteurs du marché, étant donné qu’elle est libre de vendre ses produits sur des marchés plus proches de son lieu d’exploitation que ne l’est l’Union.

(29)

Les exportations de sucre, de mélasse et de miel ne représentent que 6 % de l’ensemble des exportations en provenance de Curaçao, à l’exclusion des produits pétroliers. Les activités de manutention de conteneurs liées à l’importation et à l’exportation de produits du secteur du sucre ne représentent quant à elles que 2 % de l’ensemble des activités de manutention de conteneurs en rapport avec les importations et les exportations. Ces exportations ne sauraient donc contribuer que dans une mesure limitée au développement du territoire.

(30)

En termes d’emploi, la dérogation devrait créer dix emplois supplémentaires. Ce chiffre est anormalement faible, compte tenu de l’augmentation requise du volume de production. En particulier, le nombre d’emplois supplémentaires qui devraient être créés (à savoir dix) est inférieur au nombre d’emplois perdus entre la demande de 2010, dans laquelle les Pays-Bas avaient indiqué que l’entreprise de Curaçao employait trente-cinq personnes, et la deuxième demande de 2013, selon laquelle elle en employait quinze.

(31)

Le rejet de la nouvelle demande de dérogation du 17 avril 2013 aurait un impact minime. Il n’aurait pour effet ni d’empêcher l’entreprise de poursuivre ses exportations de produits du secteur du sucre vers l’Union, ni de dissuader les investissements dans l’industrie sucrière à Curaçao, dans la mesure où la marge bénéficiaire resterait suffisamment élevée pour permettre les investissements, même en cas d’acquittement du taux plein de droit de douane dans l’Union.

(32)

La dérogation demandée n’est donc pas justifiée au regard de l’annexe III, article 37, paragraphe 1, paragraphe 3, points b) et c), et paragraphe 7, de la décision 2001/822/CE.

(33)

Les mesures prévues à la présente décision sont conformes à l’avis du comité du code des douanes,

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

La demande de dérogation à la décision 2001/822/CE en ce qui concerne les règles d’origine pour le sucre de Curaçao, soumise le 17 avril 2013 par les Pays-Bas et complétée les 14 et 28 juin 2013, est rejetée.

Article 2

Les États membres sont destinataires de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 17 septembre 2013.

Par la Commission

Algirdas ŠEMETA

Membre de la Commission


(1)  JO L 314 du 30.11.2001, p. 1.

(2)  JO L 239 du 10.9.2009, p. 55.

(3)  JO L 21 du 25.1.2011, p. 3.

(4)  Publié dans l’étude «Sugar and HFCS production costs – global benchmarking» de LMC International.

(5)  JO L 299 du 16.11.2007, p. 1.


RECOMMANDATIONS

19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/10


RECOMMANDATION DE LA COMMISSION

du 17 septembre 2013

sur les principes régissant SOLVIT

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

(2013/461/UE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 292,

considérant ce qui suit:

(1)

L’article 26 du TFUE définit le marché intérieur comme un espace sans frontières intérieures dans lequel la libre circulation des marchandises, des personnes, des services et des capitaux est assurée. L’article 4, paragraphe 3, du traité sur l’Union européenne impose aux États membres de prendre les mesures nécessaires pour se conformer pleinement aux obligations qui leur incombent en vertu du droit de l’Union.

(2)

Le marché intérieur offre de nombreuses possibilités aux personnes qui souhaitent vivre et travailler dans un autre État membre et aux entreprises qui veulent étendre leurs marchés. Le marché intérieur fonctionne généralement bien, mais des problèmes se posent parfois lorsque des autorités publiques ne respectent pas le droit de l’Union.

(3)

À la suite de la recommandation 2001/893/CE de la Commission du 7 décembre 2001 établissant les principes pour l’utilisation de «SOLVIT» — le réseau de résolution des problèmes dans le marché intérieur (1), SOLVIT a vu le jour sous la forme d’un réseau de centres établis par les États membres au sein de leur administration nationale, en tant que moyen rapide et informel de résoudre les problèmes auxquels les particuliers et les entreprises se heurtent dans l’exercice des droits que leur confère le marché intérieur.

(4)

Si SOLVIT revêt un caractère informel et pragmatique, il contribue néanmoins, par sa structure, à garantir la conformité des solutions trouvées avec le droit de l’Union. Il repose sur une procédure transparente de résolution des problèmes impliquant deux États membres. Si la Commission ne participe pas en principe à la résolution des cas, elle maintient un contact étroit avec les centres SOLVIT, dispense des formations juridiques régulières et, pour certains cas complexes, fournit des conseils informels. Elle contrôle également, au moyen de la base de données en ligne, le traitement des dossiers SOLVIT et les résultats obtenus, et peut ainsi intervenir lorsqu’elle considère que la solution proposée par un centre SOLVIT n’est pas conforme au droit de l’Union. Ce mode d’organisation contribue non seulement à la légalité des résultats obtenus dans chaque cas, mais aussi, d’après une évaluation de ceux-ci, à une amélioration globale du respect du droit de l’Union par les autorités nationales.

(5)

SOLVIT a considérablement évolué depuis sa création. Il traite désormais dix fois plus de dossiers qu’il y a dix ans. La diversité des cas traités est aussi plus grande que prévu à l’origine. L’immense majorité des cas est résolue avec succès, dans un délai moyen de neuf semaines, d’où un niveau de satisfaction élevé parmi les utilisateurs du service.

(6)

SOLVIT rencontre un succès certain, mais la dimension accrue du service a amplifié plusieurs difficultés. Il ressort d’une évaluation approfondie du réseau menée en 2010 que tous les centres SOLVIT ne sont pas dotés de ressources suffisantes ou ne sont pas bien placés au sein des administrations. Le taux de prise en charge des dossiers et le niveau de service varient aussi. De plus, le nombre de personnes et d’entreprises qui se tournent vers SOLVIT reste encore limité.

(7)

Eu égard à ces constatations, il est nécessaire de prendre des mesures pour renforcer encore SOLVIT et accroître sa visibilité en ligne et hors ligne, ainsi que le soulignent le document de travail des services de la Commission intitulé «Reinforcing effective problem-solving in the Single Market», la communication sur une meilleure gouvernance pour le marché unique (2) et le rapport sur la citoyenneté de l’Union (3). Dans ce cadre, une nouvelle recommandation devrait remplacer la recommandation 2001/893/CE. La présente recommandation vise à définir clairement le mandat du réseau SOLVIT, sur la base des meilleures pratiques. Elle définit des objectifs et des normes, tant pour les États membres que pour la Commission, afin que les entreprises et les citoyens reçoivent une assistance efficace en cas d’infraction au droit de l’Union. Elle vise aussi à garantir que les centres SOLVIT appliquent les mêmes règles et fournissent le même type de service dans l’ensemble du réseau.

(8)

Afin de garantir l’interprétation uniforme du mandat dans l’ensemble du réseau, la présente recommandation définit les types de cas qui devront être traités par SOLVIT. La recommandation 2001/893/CE indiquait que SOLVIT traite les cas de «mauvaise application» des «règles relatives au marché intérieur». Cette définition du champ d’application de SOLVIT a conduit à des incohérences. Il a été allégué, premièrement, que l’expression «mauvaise application» laisse entendre que les centres SOLVIT ne peuvent pas traiter les cas dans lesquels les règles nationales ne respectent pas le droit de l’Union («cas structurels») et, deuxièmement, que SOLVIT ne peut intervenir que si la législation de l’Union en cause se rapporte au marché intérieur.

(9)

Selon la nouvelle définition, les «cas SOLVIT» regroupent tous les problèmes transfrontaliers résultant d’une infraction présumée au droit de l’Union relatif au marché intérieur commise par une autorité publique, pour autant que ces problèmes ne fassent pas l’objet d’une action en justice au niveau national ou au niveau de l’Union européenne.

(10)

Le terme «infraction» est employé pour indiquer que les centres SOLVIT considèrent comme un «cas SOLVIT» toutes les situations dans lesquelles une autorité publique enfreint le droit de l’Union relatif au marché intérieur, quelle que soit la cause principale du problème. L’immense majorité des cas traités par SOLVIT concerne des situations dans lesquelles une autorité publique n’applique pas correctement le droit de l’Union relatif au marché intérieur. Les centres SOLVIT ont toutefois démontré qu’ils pouvaient apporter une aide efficace en cas de problèmes structurels. Même si les cas structurels ne représentent qu’une petite partie des cas traités par SOLVIT, leur prise en charge par le réseau est importante pour garantir que ce genre de problème ne passe pas inaperçu. SOLVIT constitue la meilleure garantie que les problèmes structurels seront traités efficacement au niveau approprié.

(11)

La présente recommandation rappelle que SOLVIT traite les cas concernant un problème transfrontalier avec une autorité publique. Le critère du caractère transfrontalier donne l’assurance qu’un cas SOLVIT sera traité par les centres SOLVIT de deux États membres, ce qui garantit la transparence et la qualité des résultats. Le critère de l’autorité publique tient au fait que SOLVIT fait partie de l’administration nationale et n’intervient qu’à titre informel.

(12)

La présente recommandation vise également à clarifier le niveau de service que les particuliers et les entreprises peuvent attendre de SOLVIT. Elle précise les modalités d’information des demandeurs et le niveau d’assistance minimal qui doit leur être proposé. Elle définit également les différentes étapes de la procédure et les délais de traitement d’un dossier SOLVIT, ainsi que la suite à donner à un cas qui ne peut être résolu dans SOLVIT.

(13)

En outre, la présente recommandation définit les normes minimales que les centres SOLVIT doivent respecter en matière d’organisation, d’expertise juridique et de relations avec d’autres réseaux. Elle précise également le rôle de la Commission dans le cadre du réseau SOLVIT.

(14)

La Commission a récemment restructuré la base de données en ligne SOLVIT pour en faire un module indépendant dans le système d’information du marché intérieur. Compte tenu de cette évolution technique, les règles énoncées dans le règlement (UE) no 1024/2012 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 concernant la coopération administrative par l’intermédiaire du système d’information du marché intérieur et abrogeant la décision 2008/49/CE de la Commission (le «règlement IMI») (4) sur le traitement des données à caractère personnel et des informations confidentielles s’appliquent également aux procédures SOLVIT. La présente recommandation apporte des précisions sur certains aspects du traitement des données à caractère personnel par le réseau SOLVIT, en conformité avec le règlement IMI.

(15)

La présente recommandation n’a pas pour objectif de préciser la façon dont la Commission traite les plaintes qui lui sont directement adressées et ne porte en aucun cas préjudice à son rôle de gardienne des traités. Elle n’a pas non plus pour objectif de définir le rôle de EU Pilot et de ses coordinateurs nationaux. Ces aspects font l’objet de lignes directrices spécifiques, régulièrement mises à jour,

A ADOPTÉ LA PRÉSENTE RECOMMANDATION:

I.   OBJECTIFS ET DÉFINITIONS

A.   Objectifs

La présente recommandation énonce les principes régissant le fonctionnement de SOLVIT. SOLVIT vise à fournir une solution rapide, efficace et informelle aux problèmes rencontrés par des particuliers et des entreprises lorsque des autorités publiques ne reconnaissent pas leurs droits relatifs au marché intérieur de l’Union européenne. Il contribue à un meilleur fonctionnement du marché unique, en favorisant et en promouvant un respect plus strict du droit de l’Union. Pour atteindre cet objectif, les centres nationaux SOLVIT doivent collaborer entre eux, en respectant les principes énoncés dans la présente recommandation.

B.   Définitions

Dans le cadre de la présente recommandation, les définitions suivantes s’appliquent:

1)   «demandeur»: personne physique ou morale qui rencontre un problème transfrontalier et le soumet à SOLVIT directement ou par la voie d’un intermédiaire, ou organisation qui soumet un problème concret au nom d’un ou plusieurs de ses membres;

2)   «problème transfrontalier»: problème rencontré par un demandeur dans un État membre et concernant une infraction présumée au droit de l’Union européenne relatif au marché intérieur commise par une autorité publique dans un autre État membre; il s’agit notamment des problèmes causés aux demandeurs par l’administration publique de leur État d’origine, après avoir exercé leur droit à la libre circulation ou au moment de l’exercer;

3)   «droit de l’Union relatif au marché intérieur»: toute législation, toutes règles ou tous principes de l’Union liés au fonctionnement du marché intérieur au sens de l’article 26, paragraphe 2, du TFUE; il s’agit notamment des règles qui n’ont pas pour objectif de réglementer le marché intérieur en tant que tel, mais qui ont une incidence sur la libre circulation des marchandises, des services, des personnes ou des capitaux entre les États membres;

4)   «autorité publique»: organe de l’administration publique d’un État membre, au niveau national, régional ou local, ou organisme qui, quelle que soit sa forme juridique, a été chargé, en vertu d’un acte de l’État, d’accomplir, sous le contrôle de ce dernier, un service d’intérêt public et qui dispose, à cet effet, de pouvoirs exorbitants par rapport aux règles applicables dans les relations entre particuliers;

5)   «action en justice»: action formelle engagée devant une instance judiciaire ou quasi-judiciaire en vue de résoudre un litige, à l’exclusion des recours administratifs engagés contre l’autorité à l’origine du problème;

6)   «problème structurels»: infraction causée par une règle nationale incompatible avec le droit de l’Union;

7)   «centre d’origine»: centre SOLVIT de l’État membre avec lequel le demandeur présente les liens les plus étroits, compte tenu, par exemple, de la nationalité, du lieu de résidence, de l’établissement ou du lieu où le demandeur a acquis les droits en question;

8)   «centre “chef de file” »: centre SOLVIT de l’État membre dans lequel l’infraction présumée au droit de l’Union relatif au marché intérieur a été commise;

9)   «base de données SOLVIT»: application électronique créée dans le système d’information du marché intérieur (IMI) afin de faciliter le traitement des dossiers SOLVIT.

II.   MANDAT DE SOLVIT

Le réseau SOLVIT traite les problèmes transfrontaliers résultant d’une infraction présumée au droit de l’Union relatif au marché intérieur commise par une autorité publique, pour autant que ces problèmes ne fassent pas l’objet d’une action en justice au niveau national ou au niveau de l’Union européenne. Il contribue à un meilleur fonctionnement du marché unique, en favorisant et en promouvant un respect plus strict du droit de l’Union.

III.   SERVICE PROPOSÉ PAR SOLVIT

Les États membres doivent veiller à ce que les demandeurs puissent bénéficier du service minimum suivant:

1)

les centres SOLVIT doivent être accessibles par téléphone ou par courrier électronique, et fournir une réponse rapide aux communications qui leur sont adressées.

2)

les demandeurs doivent recevoir dans un délai d’une semaine une première réponse indiquant, dans le cas où les informations qu’ils ont fournies le permettent, si SOLVIT peut traiter ou non leur problème. Le cas échéant, les demandeurs doivent être invités en même temps à fournir tout document nécessaire au traitement de leur dossier. Dans le mois suivant cette première évaluation, et pour autant que leur dossier soit complet, les demandeurs doivent recevoir confirmation de l’acceptation ou du rejet de leur dossier par le centre «chef de file» et, par conséquent, de l’ouverture ou non d’un dossier SOLVIT.

3)

lorsqu’un problème ne peut pas être traité par SOLVIT, les demandeurs doivent être informés des raisons de ce refus et être conseillés sur les autres voies de recours, telles que par exemple le signalement ou, si possible, le transfert du problème à un autre réseau d’information ou de résolution de problèmes, ou à l’autorité nationale compétente.

4)

dans un délai de dix semaines à compter de la date d’ouverture du dossier, le demandeur reçoit une solution à son problème, qui peut consister en des éclaircissements sur le droit de l’Union applicable. Dans des circonstances exceptionnelles, et notamment lorsqu’une solution est à portée de main ou qu’il s’agit d’un problème structurel, le délai de traitement du dossier peut être prorogé de dix semaines au maximum, sous condition d’en informer le demandeur.

5)

les demandeurs doivent être informés du caractère informel de SOLVIT et des procédures et délais applicables. Ils doivent notamment être informés des autres voies de recours possibles et être avertis que le traitement de leur dossier par SOLVIT n’est pas suspensif des délais de recours nationaux et que les solutions proposées par SOLVIT sont informelles et ne sont pas susceptibles de recours. Les demandeurs doivent également être informés que SOLVIT est un service gratuit. Ils doivent être régulièrement informés de l’état d’avancement de leur dossier.

6)

compte tenu de son caractère informel, la procédure SOLVIT n’empêche pas un demandeur d’engager une procédure formelle au niveau national, avec pour conséquence la clôture de son dossier SOLVIT.

7)

lorsqu’une issue favorable a été trouvée, le demandeur doit être conseillé sur les démarches à accomplir pour pouvoir bénéficier de la solution proposée.

8)

dès qu’il apparaît qu’une affaire ne sera pas résolue par SOLVIT, le dossier correspondant doit être clos et le demandeur informé sans délai. Dans ce cas, le réseau SOLVIT doit aussi informer le demandeur des autres voies de recours existantes au niveau national ou au niveau de l’Union. Lorsqu’ils conseillent aux plaignants de déposer une plainte auprès de la Commission, les centres SOLVIT doivent les inviter à se reporter à des procédures antérieures dans SOLVIT (en leur communiquant un numéro de référence et un résumé de la procédure concernée). Les affaires non résolues doivent être systématiquement notifiées à la Commission au moyen de la base de données.

9)

après la clôture du dossier, les demandeurs doivent être invités à donner leur avis sur la façon dont leur cas a été traité par SOLVIT.

IV.   ORGANISATION DES CENTRES SOLVIT

1)

Chaque État membre doit disposer d’un centre SOLVIT.

2)

Pour que les centres SOLVIT puissent exécuter les tâches énoncées dans la présente recommandation, les États membres doivent veiller à ce que ceux-ci:

a)

disposent d’un personnel suffisant et qualifié ayant une connaissance active de plusieurs langues de l’Union, le cas échéant, afin d’assurer une communication rapide et transparente avec les autres centres du réseau;

b)

disposent d’une expertise juridique suffisante ou d’une expérience pertinente en matière d’application du droit de l’Union afin de pouvoir procéder à une évaluation juridique indépendante de chaque cas;

c)

soient situés dans un organe de l’administration nationale doté de pouvoirs de coordination suffisants pour pouvoir garantir la mise en œuvre correcte du droit de l’Union au sein de leur administration;

d)

soient en mesure d’établir un réseau au sein de l’administration nationale pour avoir accès à l’expertise et à l’assistance juridiques spécifiques nécessaires pour trouver une solution pratique à chaque cas.

V.   PROCÉDURE SOLVIT

A.   Principes régissant le traitement des cas SOLVIT

1)

Tous les cas SOLVIT doivent être traités par deux centres SOLVIT: le centre d’origine et le centre «chef de file».

2)

Le centre d’origine et le centre «chef de file» doivent coopérer de manière ouverte et transparente afin de fournir des solutions rapides et efficaces aux demandeurs.

3)

Le centre d’origine et le centre «chef de file» doivent convenir de leur langue de communication, en tenant compte de la nécessité de résoudre aussi rapidement et efficacement que possible les problèmes par des contacts informels et d’assurer la transparence et la communication d’informations.

4)

Tous les problèmes soumis au réseau, toutes les évaluations réalisées par les centres SOLVIT associés à l’affaire, toutes les mesures prises ainsi que toutes les solutions proposées doivent être clairement et intégralement enregistrés dans la base de données SOLVIT. Les affaires concernant un problème structurel doivent être signalées comme telles dans la base de données afin de permettre à la Commission d’assurer une surveillance systématique de ces cas.

5)

Les solutions proposées doivent toujours être parfaitement conformes au droit de l’Union.

6)

Les centres SOLVIT doivent respecter les règles détaillées relatives au traitement des cas édictées dans le manuel de traitement des cas SOLVIT, que la Commission réexaminera régulièrement en coopération avec les centres SOLVIT.

B.   Centre d’origine

1)

Le centre d’origine doit enregistrer tous les problèmes juridiques dont il a été saisi, qu’ils remplissent ou non les conditions nécessaires pour être traités par SOLVIT.

2)

Une fois que le centre d’origine a accepté de traiter une plainte, il doit constituer un dossier complet et procéder à une analyse juridique exhaustive du problème avant de le soumettre au centre «chef de file».

3)

Lorsqu’il reçoit une proposition de solution de la part du centre «chef de file», notamment des éclaircissements sur le droit de l’Union applicable, le centre d’origine doit s’assurer que la solution est conforme au droit de l’Union.

4)

Le Centre d’origine doit fournir en temps utile au demandeur des informations appropriées au cours des différentes étapes de la procédure.

C.   Centre «chef de file»

1)

Le centre «chef de file» doit confirmer l’acceptation d’un cas dans la semaine qui suit sa notification par le centre d’origine.

2)

Le centre «chef de file» doit viser à trouver des solutions aux demandeurs, notamment des éclaircissements sur le droit de l’Union applicable, et à informer régulièrement le centre d’origine de l’état d’avancement de ses travaux.

3)

Lorsque le problème soumis par le demandeur est un problème structurel, le centre «chef de file» doit déterminer le plus tôt possible si ce problème peut être résolu par la procédure SOLVIT. S’il considère que cela n’est pas possible, il classe le dossier et en informe les autorités nationales responsables de la bonne application du droit de l’Union dans cet État membre, afin qu’il soit effectivement remédié à l’infraction au droit de l’Union. Il en informe également la Commission au moyen de la base de données.

VI.   RÔLE DE LA COMMISSION

1)

La Commission assiste et soutient le fonctionnement de SOLVIT.

a)

en organisant des sessions de formation et des manifestations régulières en coopération avec les centres SOLVIT nationaux;

b)

en rédigeant et en mettant à jour le manuel de traitement des dossiers SOLVIT en coopération avec les centres SOLVIT nationaux;

c)

en apportant son concours au traitement des dossiers, sur demande des centres SOLVIT. Dans des cas complexes, il peut s’agir de conseils juridiques informels. Les services de la Commission doivent répondre aux demandes de conseils juridiques informels dans un délai de deux semaines. Ces avis ne revêtiront qu’un caractère informel et ne pourront être considérés comme contraignants pour la Commission;

d)

en assurant la gestion et la maintenance de la base de données SOLVIT et d’une interface publique, ainsi qu’en fournissant des formations et des supports spécifiques pour en faciliter l’utilisation par les centres SOLVIT;

e)

en contrôlant la qualité et l’efficacité des centres SOLVIT, ainsi que les dossiers qu’ils traitent. Dans les affaires concernant un problème structurel, la Commission suivra le dossier de près et apportera, au besoin, ses conseils et son assistance afin de remédier au problème structurel en question. La Commission examinera la suite éventuelle à donner aux problèmes structurels non résolus;

f)

en assurant une communication appropriée entre SOLVIT, CHAP (5) et EU Pilot (6) afin de garantir un suivi approprié des dossiers SOLVIT non résolus, de contrôler les dossiers concernant un problème structurel et d’éviter qu’une même plainte soit traitée plusieurs fois;

g)

en informant les centres SOLVIT, à leur demande, de la suite donnée par la Commission aux cas non résolus, lorsqu’une plainte a été déposée auprès de la Commission.

2)

Le cas échéant, la Commission pourra renvoyer à SOLVIT les plaintes qu’elle aura reçues, afin de trouver une solution rapide et informelle, sous réserve de l’accord du plaignant.

VII.   CONTRÔLE DE QUALITÉ ET RAPPORTS

1)

Les centres SOLVIT doivent procéder à des contrôles de qualité réguliers des dossiers qu’ils traitent en tant que «Centre d’origine» et en tant que «Centre “chef de file” », ainsi que le prévoit le manuel de traitement des dossiers.

2)

Les services de la Commission procéderont, quant à eux, à des contrôles réguliers de la qualité globale de tous les dossiers et signaleront les problèmes éventuels aux centres SOLVIT concernés. Ces derniers devront alors prendre les mesures nécessaires pour remédier aux lacunes mises en évidence.

3)

La Commission fera régulièrement rapport sur la qualité et l’efficacité de SOLVIT. Elle fera également rapport sur le type de problèmes soumis à SOLVIT et sur les dossiers traités dans SOLVIT, en vue de définir des tendances et de recenser les problèmes subsistant dans le marché intérieur. Dans ce cadre, la Commission présentera un rapport distinct sur les problèmes structurels.

VIII.   VISIBILITÉ DU RÉSEAU

1)

La Commission fera connaître SOLVIT et promouvra son utilisation auprès des organisations européennes parties prenantes et des institutions de l’Union, et améliorera son accessibilité et sa présence en recourant à des moyens en ligne.

2)

Les États membres doivent veiller à ce que des informations faciles à comprendre et un accès aisé aux services SOLVIT soient disponibles, notamment sur tous les sites internet pertinents de l’administration publique.

3)

Les États membres doivent également mener des activités de sensibilisation à l’utilisation de SOLVIT auprès des parties prenantes. La Commission apportera son concours à ces activités.

IX.   COOPÉRATION AVEC D’AUTRES RÉSEAUX ET POINTS DE CONTACT

1)

Afin de s’assurer que les demandeurs obtiennent une aide efficace, les centres SOLVIT doivent coopérer avec d’autres réseaux d’information et d’aide européens et nationaux, tels que L’Europe est à vous, Europe Direct, L’Europe vous conseille, le réseau Entreprise Europe, les Centres européens des consommateurs, EURES, FIN-NET et le Réseau européen des médiateurs. Les centres SOLVIT doivent également établir de bonnes relations de travail avec les délégations nationales de la Commission administrative pour la coordination des régimes de sécurité sociale, afin de permettre un traitement efficace des dossiers relatifs à la sécurité sociale.

2)

Les centres SOLVIT doivent entretenir des contacts réguliers et coopérer étroitement avec leurs points de contact EU Pilot, afin de garantir un bon échange d’informations sur les dossiers et les plaintes enregistrées.

3)

La Commission facilitera cette coopération, notamment en organisant des manifestations communes et en mettant en place des moyens techniques de connexion avec les réseaux et points de contact mentionnés au point 1 (7).

X.   PROTECTION DES DONNÉES À CARACTÈRE PERSONNEL ET CONFIDENTIALITÉ

Le traitement des données à caractère personnel aux fins de la présente recommandation, y compris, en particulier, les exigences en matière de transparence et les droits des personnes concernées, est régi par le règlement IMI. Conformément à ce règlement, il convient d’appliquer les modalités suivantes:

1)

les demandeurs doivent pouvoir soumettre leur plainte à SOLVIT grâce à une interface publique reliée au système d’information du marché intérieur, mise à leur disposition par la Commission. Les demandeurs n’ont pas accès à la base de données SOLVIT.

2)

les centres d’origine et «chef de file» doivent avoir accès à la base de données SOLVIT et être en mesure de traiter le dossier qui les concerne par l’intermédiaire de cette base de données. Cela comprend l’accès à des données à caractère personnel concernant le demandeur.

3)

les autres centres SOLVIT n’intervenant pas dans le dossier et la Commission doivent avoir un accès «en lecture» aux informations anonymes du dossier.

4)

le centre d’origine doit normalement révéler l’identité du demandeur au centre «chef de file» pour faciliter la résolution du problème. Le demandeur doit en être informé dès le début de la procédure et avoir la possibilité de s’y opposer, auquel cas son identité ne doit pas être divulguée.

5)

le centre «chef de file» et les autorités publiques faisant l’objet de la plainte ne doivent utiliser les informations fournies par le demandeur que dans le but de résoudre le problème. Les fonctionnaires chargés du dossier ne traitent les données à caractère personnel qu’aux fins pour lesquelles elles ont été transmises. Des mesures appropriées doivent également être prises pour protéger les informations commercialement sensibles qui ne constituent pas des données à caractère personnel.

6)

un dossier ne peut être transmis à un autre organisme ou réseau de résolution de problèmes qu’avec l’accord du demandeur.

7)

le personnel de la Commission ne doit avoir accès aux données à caractère personnel des demandeurs que lorsque cela est nécessaire pour:

a)

éviter le traitement parallèle d’un problème déjà soumis à la Commission ou à une autre institution de l’Union dans le cadre d’une autre procédure;

b)

fournir des conseils juridiques informels conformément à la section VI;

c)

décider de la suite éventuelle à donner à des dossiers déjà traités par SOLVIT;

d)

résoudre des problèmes techniques touchant la base de données SOLVIT.

8)

les données à caractère personnel relatives aux dossiers SOLVIT doivent être bloquées dans le système d’information du marché intérieur 18 mois après la clôture d’un dossier SOLVIT. Les descriptions anonymisées des dossiers SOLVIT doivent être conservées dans la base de données SOLVIT et être utilisées à des fins statistiques, d’établissement de rapports et d’élaboration des politiques.

XI.   AUTRES DISPOSITIONS

La présente recommandation remplace la recommandation 2001/893/CE. Toutes les références à la recommandation 2001/893/CE s’entendent comme faites à la présente recommandation.

XII.   DATE D’APPLICATION ET DESTINATAIRES

La présente recommandation s’applique à partir du 1er octobre 2013.

Les États membres sont destinataires de la présente recommandation.

Fait à Bruxelles, le 17 septembre 2013.

Par la Commission

Michel BARNIER

Membre de la Commission


(1)  JO L 331, du 15.12.2001, p. 79.

(2)  COM(2012) 259 final.

(3)  COM(2013) 269 final.

(4)  JO L 316, du 14.11.2012, p. 1.

(5)  Accueil des plaignants — Système d’enregistrement des plaintes de la Commission.

(6)  COM(2007) 502 final.

(7)  À la date d’adoption de la présente recommandation, des moyens techniques de connexion sont établis avec L’Europe vous conseille et sont en cours de mise en place avec Europe Direct.


III Autres actes

ESPACE ÉCONOMIQUE EUROPÉEN

19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/16


DÉCISION DE L'AUTORITÉ DE SURVEILLANCE AELE

No 178/13/COL

du 30 avril 2013

exemptant la prospection et l’extraction de pétrole brut et de gaz naturel sur le plateau continental norvégien de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (Norvège)

L’AUTORITÉ DE SURVEILLANCE AELE (CI-APRÈS L’«AUTORITÉ»),

VU l’accord sur l’Espace économique européen (ci-après «l’accord EEE»),

VU l'acte visé au point 4 de l'annexe XVI de l'accord sur l'Espace économique européen relatif aux procédures de passation des marchés publics dans le secteur des services publics (directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux) (ci-après la «directive 2004/17/CE»), et notamment son article 30, paragraphes 1, 4 et 6,

VU l’accord entre les États de l’AELE relatif à l’institution d’une Autorité de surveillance et d’une Cour de justice (ci-après l'«accord Surveillance et Cour de justice»), et notamment les articles 1er et 3 de son protocole 1,

VU la décision de l’Autorité du 19 Avril 2012 autorisant le membre chargé des marchés publics à arrêter certaines décisions dans ce domaine (décision no 136/12/COL),

APRÈS consultation du comité des marchés publics de l’AELE,

considérant ce qui suit:

I.   LES FAITS

1   PROCÉDURE

(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:

(a)

la prospection de pétrole brut et de gaz naturel;

(b)

la production de pétrole brut; et,

(c)

la production de gaz naturel.

2   LE CADRE JURIDIQUE

(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.

3   LE SYSTÈME D’OCTROI DES LICENCES EN NORVÈGE

(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:

Image

Superficie attribuée:

Image

Nombre d’entreprises présentes sur le PCN:

Image

II.   ÉVALUATION

4   ACTIVITÉS COUVERTES PAR LA PRÉSENTE DÉCISION

(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.

5   ACCÈS AU(X) MARCHÉ(S)

(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.

6   EXPOSITION À LA CONCURRENCE

(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.

6.1   Prospection de pétrole brut et de gaz naturel

6.1.1   Le marché en cause

(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.

6.1.2   Exposition directe à la concurrence

(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.

6.2   Production de pétrole brut

6.2.1   Le marché en cause

(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.

6.2.2   Exposition directe à la concurrence

(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:

Année

Description

(Nom du gisement et no de licence)

Attribution

2008

Morvin, PL134B

Statoil Petroleum

Eni Norge

Total E&P Norge

2009

Goliat, PL229

Eni Norge

Statoil Petroleum

2011

Knarr, PL373S

BG Norge

Idemitsu Petroleum Norge

Wintershall Norge

RWE Dea Norge

2011

Ekofisk Sør, Eldfisk II, PL

ConocoPhillips

Total E&P Norge

Eni Norge

Statoil Petroleum

Petoro AS

2011

Vigdis nordøst, PL089

Statoil Petroleum

Petoro AS

ExxonMobil E&P Norvège

Idemitsu Petroleum Norge

Total E&P Norge

RWE Dea Norge

2011

Stjerne, part of Oseberg Sør

PL079, PL104

Statoil Petroleum

Petoro AS

Total E&P Norge

ConocoPhillips

2011

Hyme, PL348

Statoil Petroleum

GDF Suez E&P Norge

Core Energy

E.ON E&P Norge

Faroe Petroleum Norge

VNG Norge

2011

Brynhild, PL148

Lundin Norway

Talisman Energy Norway

2012

Jette, PL027C, PL169C,

PL504

Det norske oljeselskap

Petoro AS

2012

Skuld, PL128

Statoil Petroleum

Petoro AS

Eni Norge

2012

Edvard Grieg, PL338

Lundin Norway

Wintershall Norge

OMV Norge

2012

Bøyla, PL340

Marathon Oil Norge

ConocoPhillips

Lundin Norway

2012

Svalin, PL169

Statoil Petroleum

Petoro AS

ExxonMobil E&P Norway

(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:

Image

(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.

6.3   Production de gaz naturel

6.3.1   Le marché en cause

(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.

6.3.2   Exposition directe 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:

Année

Description

(Nom du gisement et no de licence)

Attribution

2008

Yttergryta, PL062

Statoil Petroleum

Total E&P Norge

Petoro AS

Eni Norge

2008

Troll redevelopment,

PL054, PL085, PL085C

Petoro AS

Statoil Petroleum

Norske Shell

Total E&P Norge

ConocoPhillips

2009

Oselvar, PL274

DONG E&P Norge

Bayerngas Norge

Noreco Norway

2010

Trym, PL147

Bayerngas Norge

DONG E&P Norge

2010

Gudrun, PL025

Statoil Petroleum

GDF SUEZ E&P Norge

2010

Marulk, PL122

Statoil Petroleum

DONG E&P Norge

Eni Norge

2010

Gaupe, PL292

BG Norge

Lundin Norway

2011

Valemon, PL050, PL050B,

PL050C, PL050D, PL193B,

PL193D

Statoil Petroleum

Petoro AS

Centrica Resources Norge

Enterprise Oil Norge

2011

Visund, Sør, PL120

Statoil Petroleum

Petoro AS

ConocoPhillips

Total E&P Norge

2012

Åsgard subsea compression

Petoro AS

Statoil Petroleum

Eni Norge

Total E&P Norge

ExxonMobil E&P Norway

2011

Atla, PL102C

Total E&P Norge

Petoro AS

Centrica Resources Norge

Det norske oljeselskap

2012

Martin Linge, PL040, PL043

Total E&P Norge

Petoro AS

Statoil Petroleum

(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):

État de l’EEE

Pourcentage de la consommation totale représenté par le gaz norvégien

Belgique

34 %

Allemagne

32 %

France

26 %

Italie

14 %

Pays-Bas

24 %

Royaume-Uni

35 %

Consommation de gaz à l’échelle nationale dans l’EEE – IHS CERA

(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)

TWh

Production propre

Russie

Norvège

Algérie

Qatar

Autres sources (52)

Variations de stocks (53)

Autres balances

Approvisionnement total net

Évolution en % 2011/ 2010

Belgique

0,0

3,4

82,4

0,0

30,8

66,9

–0,2

0,0

183,3

–15 %

Bulgarie

4,2

29,3

0,0

0,0

0,0

0,0

0,2

–1,4

32,3

11 %

République tchèque

1,4

63,3

12,2

0,0

0,0

23,2

–10,0

–4,6

85,5

–10 %

Danemark

81,7

0,0

0,0

0,0

0,0

–31,9

–1,8

–7,4

40,6

–18 %

Estonie

0,0

6,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

6,5

–10 %

Allemagne

137,3

336,9

303,1

0,0

0,0

110,2

–22,8

0,0

864,7

–11 %

Irlande

2,1

0,0

0,0

0,0

0,0

51,1

0,0

0,0

53,2

–12 %

Grèce

0,0

30,3

0,0

8,7

1,9

10,5

–0,1

–0,1

51,2

23 %

Espagne

1,9

0,0

13,9

147,4

51,5

160,4

–4,5

1,6

372,2

–7 %

France

6,5

72,6

182,9

66,7

37,4

135,0

–22,4

–1,5

477,2

–13 %

Italie

88,5

247,1

38,6

242,8

65,7

149,0

–8,2

0,9

824,4

–6 %

Lettonie

0,0

16,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

16,2

–13 %

Lituanie

0,0

57,0

0,0

0,0

0,0

–21,9

–0,1

0,0

35,0

9 %

Luxembourg

0,0

3,2

6,9

0,0

0,0

3,2

0,0

0,0

13,4

–13 %

Hongrie

32,5

72,6

0,0

0,0

0,0

5,6

14,0

–0,6

124,2

–6 %

Pays-Bas

746,7

44,0

129,0

0,9

3,7

– 481,6

0,0

15,8

458,3

–10 %

Autriche

18,8

59,8

14,5

0,0

0,0

29,4

–22,1

–4,9

95,6

–6 %

Pologne

47,6

102,7

0,0

0,0

0,0

17,4

–8,4

–1,4

157,9

2 %

Portugal

0,0

0,0

0,0

21,6

0,0

36,9

0,0

0,0

58,5

0 %

Roumanie

117,0

34,2

0,0

0,0

0,0

0,0

–0,4

0,0

150,8

3 %

Slovénie

0,0

5,3

0,0

2,6

0,0

0,9

–0,1

0,1

8,8

–16 %

Slovaquie

1,0

62,4

0,0

0,0

0,0

–5,7

0,2

–0,1

57,7

–3 %

Finlande

0,0

43,4

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

43,4

–12 %

Suède

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

14,9

0,0

0,0

14,9

–20 %

Royaume-Uni

526,7

0,0

244,2

2,6

230,6

–76,7

–22,6

–0,1

904,7

–17 %

UE

1 813,9

1 290,1

1 027,7

493,3

421,6

196,8

– 109,2

–3,7

5 130,5

–10 %

Évolution en % 2011/10

–11 %

2 %

–3 %

–8 %

21 %

–45 %

– 199 %

–78 %

–10 %

 

Suisse

0,0

7,6

7,3

0,0

0,0

19,6

0,0

0,0

34,5

–10 %

Turquie

8,1

270,3

0,0

44,2

0,0

144,7

0,0

2,4

469,7

18 %

Unités:

térawatt-heure (valeur calorifique brute).

Remarque:

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

(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:

au Royaume-Uni, où le gaz en provenance du PCN représente quelque 35 %, la production nationale de gaz est considérable (bien que celle-ci soit en diminution depuis 2000) (54). Les importations de GNL vers le Royaume-Uni ont sensiblement augmenté ces dernières années (55);

en Belgique, où le gaz en provenance du PCN représente approximativement 34 %, le GNL est regazéifié au terminal GNL de Zeebrugge et se substitue au gaz en canalisation;

en Allemagne, où le gaz en provenance du PCN représente approximativement 32 %, les deux gazoducs Nord Stream en provenance de Russie, inaugurés respectivement en 2011 et 2012, fournissent une nouvelle source d’approvisionnement au départ de la Russie. Le gouvernement norvégien est d’avis que l’ouverture de ces gazoducs renforcera plus que probablement la concurrence entre les gaz norvégien et russe, dans la mesure où elle augmentera la diversification de l’approvisionnement pour l’Europe.

(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)

TWh

Importations nettes de GNL

Évolution en %

2011/2010

Belgique

49,8

–19 %

Grèce

13,5

5 %

Espagne

257,2

–18 %

France

163,9

5 %

Italie

94,2

–2 %

Pays-Bas

9,5

 

Portugal

34,7

7 %

Royaume-Uni

270,7

33 %

UE

893,5

2 %

Turquie

68,9

–21 %

Unités:

térawatt-heure (valeur calorifique brute).

(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.

III.   CONCLUSION

(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:

(a)

prospection de pétrole brut et de gaz naturel;

(b)

production de pétrole brut; et

(c)

production de gaz naturel.

(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 ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

L'acte visé au point 4 de l'annexe XVI de l'accord sur l'Espace économique européen relatif aux procédures de passation des marchés publics dans le secteur des services publics (directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux) ne s’applique pas aux marchés attribués par des pouvoirs adjudicateurs et destinés à permettre la prestation des services suivants en Norvège et, en particulier, sur le plateau continental norvégien:

(a)

prospection de pétrole brut et de gaz naturel;

(b)

production de pétrole brut; et

(c)

production de gaz naturel.

Article 2

Le Royaume de Norvège est destinataire de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 30 avril 2013.

Par l'Autorité de surveillance AELE

Sverrir Haukur GUNNLAUGSSON

Membre du Collège

Markus SCHNEIDER

Directeur f.f.


(1)  Reçu par l’Autorité le 6 novembre 2012 (événement no 652027).

(2)  Événement no 657306.

(3)  Reçue par l’Autorité le 19 février 2013 (événement no 663304).

(4)  Événement no 665288.

(5)  Événements no 666730, 666722 et 666680.

(6)  Événement no 669171.

(7)  JO L no 164 du 30.6.1994, p. 3, et JO L no 79 du 29.3.1996, p. 30. Directive intégrée à l’accord EEE par décision du Comité mixte de l’EEE no 19/95 (JO L 158 du 8.7.1995, p. 40, et supplément EEE no 25 du 8.7.1995, p. 1) (la «directive sur les licences»).

(8)  JO L 176 du 15.7.2003, p. 57, telle que rectifiée dans le JO L 16 du 23.1.2004, p. 74, et intégrée à l’accord EEE par décision du Comité mixte no 146/2005 (JO L 53 du 23.2.2006, p. 43, et supplément EEE no 10 du 23.2.2006, p. 17) (la «directive Gaz»). Cette directive a été remplacée par la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94). Cette dernière n’a toutefois pas encore été intégrée à la réglementation de l’EEE.

(9)  Voir point 5 ci-dessous.

(10)  Article 30, paragraphe 2, de la directive 2004/17/CE.

(11)  Voir également la décision de l’Autorité du 22 mai 2012 exemptant la production et la vente en gros d’électricité en Norvège de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (décision no 189/12/COL, JO L 287 du 18.10.2012, p. 21, et supplément EEE no 58 du 18.10.2012, p. 14).

(12)  Loi du 19 novembre 1996 no 72 relatives aux activités pétrolières (http://www.npd.no/en/Regulations/-Acts/Petroleum-activities-act/). La directive sur l’octroi des licences pour les hydrocarbures 94/22/CE a été mise en œuvre par la Norvège à compter du 1er septembre 1995 par le biais de la loi sur le pétrole et des règlements d’exécution respectifs relatifs au pétrole (le règlement norvégien no 653 du 27 juin 1997) (http://www.npd.no/en/Regulations/Regulations/Petroleum-activities/).

(13)  Voir les points 3-3 et 3-5 de la loi norvégienne sur le pétrole, ainsi que le point 10 du règlement norvégien sur le pétrole.

(14)  Les critères de maturité des zones sont décrits dans le livre blanc adressé au Parlement norvégien - Une industrie pour l’avenir – Les activités pétrolières en Norvège [(Meld. St. 28 (2010–2011) Rapport au Parlement norvégien (Storting), p. 88)]. Les critères suivants ont été appliqués dans l’extension des zones prédéfinies: (i) les zones à proximité des infrastructures (englobant tant les infrastructures existantes que les infrastructures prévues, dont les ressources potentielles dans ces zones sont considérées comme étant critiques dans le temps); (ii) des zones ayant fait l’objet d’activités de prospection antérieures (englobant les zones qui, précédemment, ont donné lieu à l’octroi de licences ou qui ont été abandonnées, des zones dont le modèle géologique est connu et des zones situées entre les zones attribuées et les zones abandonnées); et (iii) des zones qui bordent des zones prédéfinies existantes mais pour lesquelles aucune demande d’octroi de licence n’a été introduite dans le cadre des séries de licences numérotées (voir http://www.regjeringen.no/en/dep/oed/press-center/press-releases/2013/apa-2013-acreage-announcement.html?id=714569). Un total de 324 licences de production a été attribué depuis l’instauration en 2003 du système de zones prédéfinies et 32 gisements ont été découverts au total [(Meld. St. 28 (2010–2011) Rapport au Parlement norvégien (Storting), p. 86 - 87)].

(15)  Les séries de licences numérotées concernent les zones pour lesquelles la connaissance géologique est limitée et pour lesquelles une prospection progressive semble opportune. 21 séries de licences numérotées ont été attribuées à de telles zones, l’octroi des licences de la 21e série remontant au printemps 2011 (voir le livre blanc – Une industrie pour l’avenir – Les activités pétrolières en Norvège[ (Meld. St. 28 (2010–2011) Rapport au Parlement norvégien (Storting), p. 21)]. Les séries d’octroi de licences numérotées portent essentiellement sur des zones limitrophes du PCN dans lesquelles le potentiel de découverte de gros gisements est le plus élevé. La 22e série d’octroi de licences a débuté le 2 novembre 2011 avec l’attribution de nouvelles licences de production prévue au printemps 2013 (http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/-pressesenter/pressemeldinger/2011/initiates-22nd-licensing-round.html?id=661990 ). Voir également la publication du ministère norvégien du pétrole et de l’énergie, en collaboration avec la direction générale norvégienne du pétrole – Les faits en 2012 – Le secteur du pétrole norvégien, Chapitre 5, «Activité de prospection», p. 30 et suivantes (http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/ ).

(16)  Voir point 4-2 de la loi norvégienne sur le pétrole.

(17)  Dans les deux premiers tableaux, l’acronyme SDFI correspond au système d’intérêts financiers directs de l’État norvégien, au travers duquel ce dernier possède d’importantes parts dans les licences d’exploitation pétrolière et gazière attribuées pour le PCN. La gestion du portefeuille SDFI est confiée à une entreprise publique dénommée Petoro AS (www.petoro.no).

(18)  Cette approche est conforme à la pratique adoptée par la Commission européenne dans les décisions relatives aux opérations de concentration et dans ses décisions à l’octroi d’une exemption au titre de l’article 30 de la directive 2004/17/CE. Voir en particulier la décision de la Commission européenne du 29 septembre 1999 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et l’accord EEE (affaire no IV/M.1383 – Exxon/Mobil); la décision de la Commission européenne du 29 septembre 1999 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et l’accord EEE (affaire IV/M.1532 – BP Amoco/Arco); la décision de la Commission européenne du 5 juillet 1999 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et l’accord EEE (affaire no COMP/M.1573 – Norsk Hydro/Saga); la décision de la Commission européenne du 3 mai 2007 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et l’accord EEE (affaire no IV/M.4545 – Statoil/Hydro); la décision de la Commission européenne du 19 novembre 2007 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun (affaire no COMP/M.4934 – Kazmunaigaz/Rompetrol); ainsi que la décision de la Commission européenne du 21 août 2009 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun (affaire no COMP/M.5585 – Centrica/Venture production). Voir également la décision d’exécution de la Commission du 28 juillet 2011 exemptant la prospection de pétrole et de gaz et l’exploitation de pétrole au Danemark, à l’exclusion du Groenland et des Îles Féroé, de l’application de la directive 2004/17/CE (JO L 197 du 29.7.2011, p. 20); la décision d’exécution de la Commission du 24 juin 2011 exemptant la prospection de pétrole et de gaz et l’exploitation de pétrole en Italie de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés publics dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (JO L 166 du 25.6.2011, p. 28); la décision d’exécution de la Commission du 29 mars 2010 exemptant la prospection et l’exploitation de pétrole et de gaz en Angleterre, en Écosse et au Pays de Galles de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (JO L 84 du 31.3.2010, p. 52), ainsi que la décision d’exécution de la Commission exemptant la prospection et l’exploitation de pétrole et de gaz aux Pays-Bas de l’application de la directive 2004/17/CE du Parlement européen et du Conseil portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux (JO L 181 du 14.7.2009, p. 53).

(19)  Voir la décision de la Commission européenne du 23 janvier 2003 déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun (affaire no COMP/M.3052 – Eni/Fortum Gas), affaire no IV/M.1383 – Exxon/Mobil, ainsi que les décisions d’exécution de la Commission européenne concernant le Danemark, l’Italie, l’Angleterre, le Pays de Galles, l’Écosse et les Pays-Bas (voir note de bas de page no18 ci-dessus).

(20)  Voir, à titre d’exemple, l’affaire no COMP/M.3052 – Eni/Fortum Gas (point 13) et l’affaire no COMP/M.4545 – Statoil/Hydro (point 7) (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(21)  Ce nombre couvre les licences de production attribuées tant dans le cadre des séries d’octroi de licences numérotées que dans le cadre des licences AZP (voir événement no 663313, p. 1-20).

(22)  Voir, à titre d’exemple, la décision de la Commission européenne dans l’affaire Exxon/Mobil (points 25 et 27) (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(23)  Voir le bilan statistique de l’énergie mondiale de juin 2012 publié par BP, (les «statistiques BP»), page 6. ( http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_assets/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_report_2012.pdf ).

(24)  Voir les statistiques BP, page 6.

(25)  Voir les statistiques BP, page 20.

(26)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 22).

(27)  Voir, à titre d’exemple, la décision d’exécution de la Commission européenne concernant le Danemark (voir note de bas de page no 18 ci-dessus) et la décision d’exécution de la Commission concernant l’Italie (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(28)  Voir également la publication du ministère norvégien du pétrole et de l’énergie en collaboration avec la direction générale norvégienne du pétrole – Les faits 2012 – Le secteur du pétrole norvégien, chapitre 5 intitulé Échiquier et activité, p. 33 – 35 ( http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/).

(29)  Voir note de bas de page no 18 ci-dessus.

(30)  Cependant, étant donné que la plupart des gisements du PCN contiennent aussi bien du pétrole que du gaz, le gouvernement norvégien observe que la production mixte de pétrole et de gaz dans ces gisements ne permet pas de distinguer ces deux productions dans le cadre de la directive 2004/17/CE.

(31)  Étant donné que les gisements contiennent aussi bien du pétrole que du gaz, le tableau figurant au point 6.2 inclut les gisements qui produisent essentiellement du pétrole. Les gisements produisant principalement du gaz sont énumérés au point 6.3 ci-dessous.

(32)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 25).

(33)  Voir les statistiques BP, p. 8.

(34)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 26).

(35)  Voir la décision d’exécution de la Commission européenne concernant le Danemark (point 16) (note de bas de page no 18 ci-dessus). Voir également la décision d’exécution de la Commission européenne concernant l’Italie (point 16); la décision d’exécution de la Commission européenne concernant l’Angleterre, l’Écosse et le Pays de Galles (point 16), ainsi que la décision d’exécution de la Commission européenne concernant les Pays-Bas (point 12) (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(36)  Règlement du Conseil (CE) no 139/2004 du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises (le règlement CE sur les concentrations), (JO L 24 du 29.1.2004, p. 1). Intégré à l’accord EEE à l’annexe XIV, chapitre A, point 1, par décision no 78/2004 (JO L 219 du 19.6.2004, p. 13, et supplément EEE no 32 du 19.6.2004, p. 1).

(37)  Voir affaire no IV/M.4545 – Statoil/Hydro (point 9) (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(38)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 33).

(39)  Voir la décision de la Commission européenne du 16 mai 2012 déclarant une concentration compatible avec le marché commun et l’accord EEE (affaire no COMP/M.6477 – BP/Chevron/Eni/Sonangol/Total/JV, point 19). Voir également l’affaire no IV/M.4545 – Statoil/Hydro (point 12); la décision d’exécution de la Commission concernant les Pays-Bas (point 13), ainsi que la décision d’exécution de la Commission concernant l’Angleterre, l’Écosse et le Pays de Galles (point 15) (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(40)  Affaire no IV/M.4545 – Statoil/Hydro, point 16 (voir note de bas de page no 18 ci-dessus).

(41)  Étant donné que les gisements du PCN contiennent aussi bien du pétrole que du gaz, le tableau figurant au point 6.3 inclut les gisements qui produisent essentiellement du gaz. Les gisements produisant principalement du pétrole sont énumérés au point 6.2 ci-dessus.

(42)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 28).

(43)  Voir la notification adressée par le gouvernement norvégien à l’Autorité en date du 5 novembre 2012 (événement no 652027, p. 30).

(44)  Voir les statistiques BP, p. 22.

(45)  Terminaux de réception à: Dornum, Dunkerque, Easington, Emden, St Fergus et Zeebrugge (http://www.gassco.no/wps/wcm/connect/Gassco-NO/Gassco/Home/norsk-gass/Transportsystemet ).

(46)  Voir le courrier du gouvernement norvégien adressé à l’Autorité en date du 15 février 2013 (événement no 663313, p. 28).

(47)  Voir le rapport statistique 2012 publié par Eurogas, p. 1 (http://www.eurogas.org/uploaded/Statistical%20-Report%202012_final_211112.pdf).

(48)  Il résulte des informations communiquées à l’Autorité par le gouvernement norvégien que les chiffres pourraient être légèrement plus élevés. Toutefois, cette constatation n’est pas pertinente aux fins de la présente décision.

(49)  Les statistiques relatives aux marchés destinataires du gaz naturel norvégien dans l’EEE sont fondées sur la nationalité de l’acheteur.

(50)  Ce volume de ventes comprend également les ventes de Statoil pour le compte de Petoro / SDFI.

(51)  Ce tableau est extrait du rapport statistique 2012 publié par Eurogas, p. 6.

Unités:

térawatt-heure (valeur calorifique brute).

Remarque:

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

(52)  Exportations nettes incluses.

(53)  (-) Injection / (+) Soutirage.

(54)  Recueil de statistiques sur l’énergie au Royaume-Uni 2012 («DUKES»), ministère de l’énergie et du changement climatique, chapitre 4, «Gaz naturel» (https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/65800/5954-dukes-2012-chapter-4-gas.pdf ), p. 95.

(55)  DUKES (voir note de bas de page no 52), p. 95.

(56)  Ce tableau est extrait du rapport statistique 2012 publié par Eurogas, p. 7.

Unités:

térawatt-heure (valeur calorifique brute).

(57)  Gassled est une entreprise commune de droit norvégien non constituée en société. Les propriétaires de Gassled détiennent chacun un intérêt indivis, correspondant à leur participation respective, pour tous droits et obligations de l’entreprise commune (voir la notification du gouvernement norvégien adressée à l’Autorité en date du 5 novembre 2012 (événement no 652027, p. 7-8).

(58)  Voir le livre blanc Une industrie pour l’avenir – Les activités pétrolières en Norvège[(Meld. St. 28 (2010–2011). Rapport au Parlement norvégien (Storting)], p. 68.


19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/s3


AVIS AUX LECTEURS

Règlement (UE) no 216/2013 du Conseil du 7 mars 2013 relatif à la publication électronique du Journal officiel de l’Union européenne

Conformément au règlement (UE) no 216/2013 du Conseil du 7 mars 2013 relatif à la publication électronique du Journal officiel de l’Union européenne (JO L 69 du 13.3.2013, p. 1), à compter du 1er juillet 2013, seul le Journal officiel publié sous forme électronique fait foi et produit des effets juridiques.

Lorsqu’il n’est pas possible de publier l’édition électronique du Journal officiel en raison de circonstances imprévues et exceptionnelles, l’édition imprimée fait foi et produit des effets juridiques, conformément aux conditions et modalités prévues à l’article 3 du règlement (UE) no 216/2013.


19.9.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 249/s3


AVIS AUX LECTEURS — MODE DE CITATION DES ACTES

Depuis le 1er juillet 2013, le mode de citation des actes est modifié.

Pendant une période de transition, le nouveau mode coexistera avec l'ancien.