Source: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/HTML/?uri=OJ:L:2013:249:FULL&from=BG
Timestamp: 2019-07-23 05:31:49
Legal References Found: art. 2
 art. 37
 Art. 37
 art. 5

Art. 6
 art. 37
 art. 6
 art. 37
 art. 37
 art. 37
 art. 9
 art. 37

Art. 26
 Art. 4
 art. 26
 art. 30
 art. 1
 art. 30
 art. 30
 art. 3
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 art. 30
 Art. 30
 art. 30

Document Content:
Dziennik Urzędowy L 249/2013
doi:10.3000/19770766.L_2013.249.pol
Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) nr 895/2013 z dnia 18 września 2013 r. zmieniające po raz 202. rozporządzenie Rady (WE) nr 881/2002 wprowadzające niektóre szczególne środki ograniczające skierowane przeciwko niektórym osobom i podmiotom związanym z siecią Al-Kaida
Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) nr 896/2013 z dnia 18 września 2013 r. ustanawiające standardowe wartości w przywozie dla ustalania ceny wejścia niektórych owoców i warzyw
2013/459/UE
Decyzja Rady z dnia 16 września 2013 r. w sprawie mianowania do Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego członka ze Szwecji
2013/460/UE
Decyzja wykonawcza Komisji z dnia 17 września 2013 r. w sprawie odmowy przyznania odstępstwa od decyzji Rady 2001/822/WE w odniesieniu do reguł pochodzenia dla cukru z Curaçao (notyfikowana jako dokument nr C(2013) 5826)
2013/461/UE
Zalecenie Komisji z dnia 17 września 2013 r. w sprawie zasad regulujących SOLVIT ( 1 )
Decyzja Urzędu Nadzoru EFTA nr 178/13/COL z dnia 30 kwietnia 2013 r. wyłączająca poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na norweskim szelfie kontynentalnym z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (Norwegia)
Nota do czytelników – Sposób cytowania aktów (patrz: wewnętrzna tylna strona okładki)
ROZPORZĄDZENIE WYKONAWCZE KOMISJI (UE) NR 895/2013
zmieniające po raz 202. rozporządzenie Rady (WE) nr 881/2002 wprowadzające niektóre szczególne środki ograniczające skierowane przeciwko niektórym osobom i podmiotom związanym z siecią Al-Kaida
Dnia 11 września 2013 r. Komitet ds. Sankcji Rady Bezpieczeństwa Organizacji Narodów Zjednoczonych podjął decyzję o wykreśleniu jednej osoby fizycznej z listy osób, grup i podmiotów, w odniesieniu do których należy stosować zamrożenie funduszy i zasobów gospodarczych.
Sporządzono w Brukseli dnia 18 września 2013 r.
„Mufti Rashid Ahmad Ladehyanoy (alias a) Ludhianvi, Mufti Rashid Ahmad b) Ahmad, Mufti Rasheed c) Wadehyanoy, Mufti Rashid Ahmad). Obywatelstwo: pakistańskie. Dodatkowe informacje: a) założyciel Al-Rashid Trust; b) według doniesień poniósł śmierć w Pakistanie 18 lutego 2002 r. Data wyznaczenia, o której mowa w art. 2a ust. 4 lit. b): 17.10.2001.”
ROZPORZĄDZENIE WYKONAWCZE KOMISJI (UE) NR 896/2013
w sprawie mianowania do Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego członka ze Szwecji
(2013/459/UE)
uwzględniając wniosek rządu Szwecji,
W dniu 13 września 2010 r. Rada przyjęła decyzję 2010/570/UE, Euratom w sprawie mianowania członków Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego na okres od dnia 21 września 2010 r. do dnia 20 września 2015 r. (1).
Stanowisko członka Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego zwolniło się w związku z wygaśnięciem mandatu Anniki BRÖMS,
Na stanowisko członka Europejskiego Komitetu Ekonomiczno–Społecznego na pozostały okres kadencji, czyli do dnia 20 września 2015 r., zostaje mianowany: Jonas BERGGREN, Head of the Brussels office of the Confederation of Swedish Enterprise.
Sporządzono w Brukseli dnia 16 września 2013 r.
L 249/6
w sprawie odmowy przyznania odstępstwa od decyzji Rady 2001/822/WE w odniesieniu do reguł pochodzenia dla cukru z Curaçao
(notyfikowana jako dokument nr C(2013) 5826)
(2013/460/UE)
uwzględniając decyzję Rady 2001/822/WE z dnia 27 listopada 2001 r. w sprawie stowarzyszenia krajów i terytoriów zamorskich ze Wspólnotą Europejską („decyzja o stowarzyszeniu zamorskim”) (1), w szczególności art. 37 załącznika III do tej decyzji,
Załącznik III do decyzji 2001/822/WE odnosi się do definicji pojęcia „produkty pochodzące” oraz metod współpracy administracyjnej. Art. 37 tego załącznika stanowi, że odstępstwa od reguł pochodzenia można przyjąć, jeżeli uzasadnia je rozwój istniejących gałęzi przemysłu lub tworzenie nowych gałęzi w danym kraju bądź na danym terytorium.
Lit. g), j), k) i o) ust. 1 art. 5 załącznika III do decyzji 2001/822/WE stanowią, że częściowe lub całkowite mielenie cukru, jego przesiewanie i umieszczanie w workach uważa się za działania, które są niewystarczające dla nadania statusu produktów pochodzących.
Art. 6 ust. 4 załącznika III do decyzji 2001/822/WE stanowi, że kumulacja AKP/WE-KTZ dla wszystkich produktów cukrowniczych objętych działem 17 Zharmonizowanego Systemu Oznaczania i Kodowania Towarów („HS”) jest stopniowo wycofywana, a ilości, w odniesieniu do których kumulacja taka jest dozwolona, będą stopniowo zmniejszane. Poprzez ustalenie ilości na poziomie zerowym stopniowe wycofywanie doprowadziło do całkowitego zakazu takiej kumulacji od dnia 1 stycznia 2011 r.
W 2002 r. Niderlandy wystąpiły z wnioskiem o przyznanie odstępstwa od reguł pochodzenia dla produktów cukrowniczych objętych kodami CN 1701 11 90, 1701 99 10 i 1701 91 00 przetworzonych w Antylach Holenderskich w odniesieniu do rocznej ilości 3 000 ton. Wniosek ten został pozytywnie rozpatrzony, a odstępstwo zakończyło się w dniu 31 grudnia 2007 r.
W 2009 r. Niderlandy złożyły wniosek o przedłużenie odstępstwa przyznanego w 2002 r., jednak wniosek ten został odrzucony decyzją Komisji 2009/699/WE (2). W decyzji tej rozpatrzono jednak pozytywnie nowy wniosek o przyznanie odstępstwa zawarty we wniosku w sprawie przedłużenia, w granicach ilości cukru, na które Antyle Holenderskie uzyskały pozwolenia na przywóz w 2009 i 2010 r.
W 2010 r. Niderlandy złożyły wniosek o przyznanie nowego odstępstwa w odniesieniu do produktów cukrowniczych przetworzonych w Antylach Holenderskich na okres 2011–2013 r. Decyzją Komisji 2011/47/UE (3) odstępstwo zostało przyznane, zgodnie z ust. 1, 3 i 7 art. 37 załącznika III do decyzji 2001/822/WE oraz pod pewnymi warunkami, które miały na celu utrzymanie równowagi między uzasadnionymi interesami podmiotów gospodarczych z krajów i terytoriów zamorskich (KTZ) oraz celami Unii w zakresie wspólnej organizacji rynku cukru. Produkty, w stosunku do których udzielono odstępstwa, były przedmiotem faktycznych działań przetwórczych na terenie Antyli Holenderskich, a wartość dodaną do surowego cukru w Antylach Holenderskich oceniono na co najmniej 45 % wartości produktu gotowego.
W decyzji 2011/47/UE wyjaśniono, że stopniowe znoszenie kumulacji pochodzenia AKP/WE-KTZ w odniesieniu do cukru, przewidziane w art. 6 ust. 4 załącznika III do decyzji 2001/822/WE, wskazuje iż Unia zamierza skupić preferencje handlowe na dziedzinach działalności gospodarczej, które przyczyniają się w sposób zrównoważony do rozwoju KTZ, przy jednoczesnym należytym uwzględnieniu interesów unijnego sektora cukru. Zasadę tą zastosowano dla celów określenia ilości, odnośnie do których przyznano odstępstwo decyzją 2011/47/UE. Wniosek złożony w 2010 r. wskazywał również, że przedsiębiorstwo z Curaçao korzystające z poprzedniego odstępstwa podejmowało działania zmierzające do zróżnicowania produkcji i odejścia od produkcji cukru wymagającej przyznawania dalszych odstępstw. W związku z tym ilości przewidziane w odstępstwie były przedmiotem stopniowej redukcji (5 000 ton na rok 2011, 3 000 ton na rok 2012 oraz 1 500 ton na rok 2013).
We wniosku złożonym w 2010 r. Niderlandy podkreśliły, że przedsiębiorstwo w Curaçao korzystające z poprzedniego odstępstwa dąży do dywersyfikacji swojej produkcji poprzez wprowadzenie produkcji mieszanin oraz produkcji „cukru ekologicznego” (ang. „bio-sugar”), które przeznaczone są na wyraźnie odmienne rynki niż produkty cukrownicze objęte wnioskiem złożonym w 2010 r. Odstępstwo wnioskowane w 2010 r. było niezbędne do akumulacji środków finansowych na inwestycje niezbędne do takiej dywersyfikacji. W związku z powyższym, przyznając odstępstwo decyzją 2011/47/UE, oczekiwano, że odstępstwo to zapewni przychód niezbędny do sfinansowania wspomnianych inwestycji związanych z dywersyfikacją produktów i rodzajów działalności, tak aby przedsiębiorstwo korzystające z odstępstwa nie było zmuszone wnioskować o przyznanie kolejnych odstępstw.
Dnia 11 lutego 2013 r. Niderlandy wystąpiły w imieniu rządu w Curaçao o przyznanie nowego odstępstwa od reguł pochodzenia określonych w załączniku III do decyzji 2001/822/WE na okres od dnia 1 stycznia 2013 r. do dnia 31 grudnia 2013 r., tj. do daty wygaśnięcia decyzji 2001/822/WE. Wniosek dotyczył całkowitej rocznej ilości wynoszącej 5 500 ton produktów cukrowniczych objętych kodem CN 1701 14 90, określanych jako „cukier ekologiczny” (ang. „bio-sugar”), pochodzących z państw trzecich oraz przetworzonych w Curaçao w celu wywozu do Unii.
Wniosek ten został oficjalnie wycofany przez Niderlandy w dniu 17 kwietnia 2013 r., ponieważ działalność związana z przetwarzaniem opisana we wniosku nie była już prowadzona w Antylach Niderlandzkich. Przedsiębiorstwo z Curaçao przeniosło część swojej działalności przetwórstwa cukru (w szczególności produkcję kostek cukru wytwarzanych z surowego cukru trzcinowego i pakowanych do sprzedaży detalicznej) do Belgii, skąd zaopatruje obecnie supermarkety w Niderlandach. Przedsiębiorstwo to dostosowało pozostałą linię produkcyjną do operacji przesiewania, czyszczenia, mielenia, a także zwykłego mieszania ekologicznego cukru oraz pakowanie go do transportu w worki o wadze 1 000 kg.
W dniu 17 kwietnia 2013 r. Niderlandy przedłożyły drugi wniosek o przyznanie odstępstwa dla 5 000 ton produktów cukrowniczych opisanych jako ekologiczny surowy cukier trzcinowy objęty kodem CN 1701 14 90 na okres od dnia 1 stycznia 2013 r. do dnia 31 grudnia 2013 r. Władze niderlandzkie wyjaśniły, że z dyskusji prowadzonych z władzami Curaçao wynikało, iż ilości, w odniesieniu do których udzielono odstępstwa na 2013 r. decyzją 2011/47/UE, są niewystarczające, aby przedsiębiorstwo zajmujące się przetwórstwem cukru w Curaçao mogło kontynuować działalność.
Drugi wniosek został uzasadniony głównie następującymi czynnikami: zmianą okoliczności dotyczącą przedsiębiorstwa (zmieniło ono profil swojej działalności gospodarczej, koncentrując się na przetwarzaniu ekologicznego cukru trzcinowego), zmianą na światowym rynku cukru (ponieważ UE stała się importerem netto cukru), faktem, że wartość dodana surowców pochodzących z państwa trzeciego przekraczała 45 % ceny ex-works produktu końcowego, a także tworzeniem bezpośrednich i pośrednich miejsc pracy w Curaçao. W dniu 14 czerwca 2013 r. oraz 28 czerwca 2013 r. Niderlandy przekazały dodatkowe informacje na poparcie swojego wniosku z dnia 17 kwietnia 2013 r.
Pismem z dnia 16 lipca 2013 r. Komisja zwróciła się do władz niderlandzkich z prośbą o zapoznanie się z jej oceną wniosku oraz odnotowanie jej zamiaru wydania zalecenia w sprawie odrzucenia wniosku. Komisja zwróciła się również do władz niderlandzkich z prośbą o przekazanie tej oceny przedsiębiorstwu potencjalnie zainteresowanemu odstępstwem w celu umożliwienia zarówno władzom niderlandzkim, jak i zainteresowanemu przedsiębiorstwu przekazania informacji na temat wszelkich kwestii faktycznych lub prawnych dotyczących wniosku przed podjęciem ostatecznej decyzji przez Komisję. Termin udzielenia odpowiedzi został ustalony na 25 lipca 2013 r. Władze niderlandzkie przesłały odpowiedź w dniu 24 lipca 2013 r.
Ust. 7 art. 37 załącznika III do decyzji 2001/822/WE stanowi, że odstępstwa są przyznawane, jeśli wartość dodana do produktów niepochodzących wykorzystanych w danym państwie lub państwach AKP stanowi przynajmniej 45 % wartości produktu gotowego, pod warunkiem że odstępstwo nie powoduje poważnego zagrożenia dla sektora gospodarki Unii ani dla jednego lub większej liczby państw członkowskich.
Informacje uzyskane od przedsiębiorstwa z Curaçao przekazane przez władze niderlandzkie oraz dotyczące obliczania wartości dodanej wytworzonej w Curaçao przy produkcji „ekologicznego cukru trzcinowego” w 2013 r. wskazują wartość dodaną w wyniku przetworzenia 5 000 ton cukru ekologicznego. Przedsiębiorstwo wskazało również cenę zakupu jednej tony nieprzetworzonego cukru ekologicznego pochodzącego z państw trzecich oraz cenę ex-works, po której sprzedawana jest jedna tona cukru ekologicznego. Według przedsiębiorstwa z danych tych wynika, że wartość dodana wynosi 52 % w stosunku do ceny ex-works. Zgodnie z tymi samymi informacjami produkcja 1 500 ton cukru ekologicznego wygenerowałaby wartość dodaną wynoszącą 88 % w stosunku do ceny ex-works.
Informacje uzyskane od przedmiotowego przedsiębiorstwa przekazane przez władze niderlandzkie oraz dotyczące obliczania wartości dodanej, wytworzonej w Curaçao przy produkcji „brązowego cukru kryształu” w dniu 1 stycznia 2013 r., wskazują wartość dodaną w wyniku obróbki i przetworzenia 5 500 ton „brązowego cukru kryształu”. W przypadkach gdy najwyższą możliwą wartość dodaną przypadającą na tonę „brązowego cukru kryształu” uznano za realistyczną, wartość ta wynosi około 52,4 % w stosunku do ceny ex-works. Jednakże operacje przetwarzania wykonywane w odniesieniu do cukru ekologicznego wymagają mniej przetwarzania niż w przypadku „cukru kryształu” pakowanego do sprzedaży detalicznej. Wartość dodana nieodłącznie związana z tymi operacjami oraz rzeczywiste koszty przetwarzania muszą zatem być niższe dla „cukru ekologicznego” pakowanego w worki o wadze 1 000 kg do transportu niż dla „brązowego cukru kryształu” pakowanego do sprzedaży detalicznej.
Według sprawozdania „Globalne perspektywy rynku cukru za 2013 r.” (4) (Global Sugar Outlook – 2013 Report) koszty produkcji cukru trzcinowego w Brazylii, która jest najbardziej konkurencyjnym regionem dla produkcji cukru na świecie, wynoszą odpowiednio 224,7 USD za tonę dla produkcji trzciny cukrowej oraz 95 USD za tonę dla przetwarzania trzciny na surowy cukier. Łączne koszty, wliczając koszty administracyjne, wynoszą zatem 367,8 USD za tonę surowego cukru trzcinowego, co przy kursie wymiany 1 EUR = 1,3 USD daje kwotę 283 EUR za tonę. Biorąc pod uwagę operacje związane z uprawą i przetwarzaniem w procesie produkcji surowego cukru trzcinowego, wydaje się nieprawdopodobne, by koszty związane wyłącznie z operacjami czyszczenia, mielenia i pakowania ekologicznego cukru trzcinowego (stanowiącymi tylko ułamek procesu produkcji) były od nich wyższe. Przyjmując kwotę 283 EUR za tonę za realistyczne koszty produkcji przy obliczaniu wartości dodanej operacji czyszczenia, mielenia i pakowania surowego ekologicznego cukru trzcinowego przeprowadzanych w przedsiębiorstwie z Curaçao, cena ex-works wynosi 1 020,19 EUR na tonę, a wartość dodana w stosunku do ceny ex-works wynosi zaledwie 32,2 %.
W symulacji porównywalnych kosztów w motywie 17 wartość dodana nie osiągnęłaby pułapu 45 %. Jest więc mało prawdopodobne, że taką wartość dodaną może uzyskiwać przedsiębiorstwo z Curaçao wykonujące proste operacje przetworzenia. Należy zatem uznać, że dane przekazane Komisji zawierają inne ogólne koszty oraz zyski, które nie stanowią kwot przysparzających korzyści dla ludności w Curaçao.
Zgodnie z art. 37 ust. 3 lit. c) załącznika III do decyzji 2001/822/WE przy rozpatrywaniu wniosków o odstępstwa bierze się pod uwagę przypadki, w których można wyraźnie wykazać, że ważna inwestycja w dany przemysł mogłaby zostać powstrzymana wskutek reguł pochodzenia, oraz w których odstępstwo na korzyść realizacji programu inwestycji umożliwiłoby spełnienie tych reguł etapami.
Przedsiębiorstwo z Curaçao z wyprzedzeniem wiedziało o stopniowym zniesieniu kumulacji pochodzenia AKP/KTZ-WE w odniesieniu do cukru w dniu 1 stycznia 2011 r. i miało wystarczająco dużo czasu, aby się do tego przygotować i zdywersyfikować swoją produkcję w kierunku produktów niewymagających odstępstwa.
W latach 2009–2013 przedsiębiorstwo w Curaçao korzystało z odstępstw, które pomogły mu w uzyskaniu obrotu niezbędnego do przeprowadzenia inwestycji w dywersyfikację w kierunku wytwarzania produktów niewymagających odstępstwa od reguł pochodzenia. Zgodnie z informacjami otrzymanymi od przedsiębiorstwa poziom inwestycji w 2009 r. był bardzo niski, a w latach 2010–2012 nie dokonano żadnych inwestycji. W związku z tym odstępstwa przyczyniły się jedynie do utrzymania obecnej działalności przedsiębiorstwa z Curaçao, nie przekładając się na trwały rozwój istniejącego przemysłu lub powstanie nowego. Można zatem wątpić, czy nowe odstępstwo zachęci przedsiębiorstwo do podjęcia nowych inwestycji.
Aby można było uznać, że mieszaniny cukru z pozycji HS 2106 zawierające pektynę lub kazeinę pochodzą z Curaçao i tym samym korzystają z preferencyjnego dostępu do Unii, wartość cukru niepochodzącego wykorzystanego podczas wytwarzania produktu końcowego nie może przekraczać 30 % ceny ex-works produktu. Dywersyfikując produkcję w kierunku tego typu mieszanin zgodnie z propozycją zawartą w obecnie rozpatrywanym wniosku, przedsiębiorstwo nadal musiałoby wystąpić z wnioskiem o odstępstwo, aby być w stanie spełnić reguły pochodzenia.
Zgodnie z art. 37 ust. 3 lit. b) załącznika III do decyzji 2001/822/WE przy rozpatrywaniu wniosków o odstępstwa bierze się pod uwagę przypadki, w których zastosowanie istniejących reguł pochodzenia mogłoby w sposób znaczący wpłynąć na możliwości kontynuowania wywozu do Unii przez daną gałąź przemysłu w KTZ, ze szczególnym uwzględnieniem przypadków, w których doprowadziłoby to do zakończenia działalności.
Komisja prowadzi bilans, aby dokonać analizy rynku cukru i sprawdzić, czy zapasy cukru są wystarczające, czy niezbędne jest pozyskanie dodatkowego cukru, czy też wycofanie cukru z rynku w celu utrzymania poziomu cen zbliżonego do ceny referencyjnej. Bilans stale wykazuje przywóz 50 000–60 000 ton cukru z zastosowaniem pełnej stawki celnej.
Dla produktów cukrowniczych oznaczonych kodem CN 1701 14 90 w Unii stosuje się taryfę celną w wysokości 419 EUR za tonę. Mając na uwadze, że cena cukru białego na rynku światowym, która obejmuje koszty rafinacji, sprzedawanego na londyńskiej giełdzie transakcji terminowych, wynosi ok. 380 EUR za tonę, a obowiązująca stawka celna – 419 EUR za tonę, to cena tego cukru po dostarczeniu do Unii i opłaceniu należnych ceł wynosiłaby co najmniej 800 EUR na tonę. Średnia cena takich produktów cukrowniczych wytwarzanych w Unii przekazana przez państwa członkowskie zgodnie z art. 9 rozporządzenia Rady (WE) nr 1234/2007 (5) wynosi ok. 725 EUR za tonę. W takich warunkach prawdopodobieństwo prowadzenia przywozu takich produktów cukrowniczych do Unii z zyskiem jest niewielkie, chyba że chodzi o cukier wysokiej klasy, np. cukier ekologiczny lub cukier pochodzący ze sprawiedliwego handlu – którego cena jest znacznie wyższa niż cena innych produktów cukrowniczych.
Istnieje więc prawdopodobieństwo, że znaczną część przywozu do Unii po pełnej stawce celnej stanowi cukier ekologiczny lub cukier ze sprawiedliwego handlu, gdyż cena takiego cukru w sektorze detalicznym może osiągnąć do 3 000 EUR za tonę. Wielkość przywozu ekologicznego cukru trzcinowego po pełnej stawce celnej do Unii pokazuje, że eksporterzy cukru na całym świecie mogą przetrwać na aktualnym rynku.
Jeżeli do ceny zakupu cukru surowego przekazanej przez przedsiębiorstwo doliczymy 283 EUR za tonę jako realistyczny koszt produkcji w celu obliczenia wartości dodanej za mielenie i pakowanie surowego ekologicznego cukru trzcinowego w przedsiębiorstwie z Curaçao, marżę zysku i koszt dostawy przekazane przez przedsiębiorstwo oraz cła importowe, które należy opłacić w Unii, to przedsiębiorstwo w Curaçao nadal powinno być w stanie prowadzić opłacalny wywóz cukru ekologicznego do Unii, bez konieczności korzystania z odstępstwa, które zwolniłoby importera w Unii z płatności obowiązujących ceł importowych. Ponadto wskazany we wniosku Niderlandów poziom cen sprzedaży za tonę cukru ekologicznego płaconych przez nabywcę w Niderlandach można uznać za wystarczający, aby zrównoważyć wpływ pełnej obowiązującej stawki celnej.
Jako przedsiębiorca z KTZ przedsiębiorstwo z Curaçao, prowadzące działalność polegającą na przetwarzaniu produktów cukrowniczych, samo wchodzi na rynek światowy i może wywozić swoje produkty do jakiejkolwiek części świata, w tym do Unii. Przedsiębiorstwo to można zatem porównywać z innymi podmiotami z całego świata prowadzącymi taką samą działalność. W szczególności poziom kosztów transportu z KTZ do Unii, które – zgodnie z informacjami otrzymanymi od przedsiębiorstwa – wynosiły 42,59 EUR za tonę, nie stawia przedsiębiorstwa z Curaçao w niekorzystnej sytuacji w kontekście konkurencji z innymi uczestnikami rynku, ponieważ przedsiębiorstwo może sprzedać swoje produkty na rynki, które znajdują się bliżej jego miejsca prowadzenia działalności niż rynek unijny.
Wywóz cukru, melasy i miodu stanowi tylko 6 % całkowitego wywozu towarów z Curaçao, z wyjątkiem produktów naftowych. Działalność przeładunkowa związana z przywozem i wywozem produktów cukrowniczych stanowi tylko 2 % łącznej działalności przeładunkowej związanej z przywozem i wywozem. Wkład ww. wywozu w rozwój terytorium jest w najlepszym wypadku niewielki.
Pod względem zatrudnienia oczekuje się, że przyznanie odstępstwa stworzyłoby 10 nowych miejsc pracy, co stanowi liczbę niewspółmiernie niską w porównaniu z wnioskowanym zwiększeniem wielkości produkcji. W szczególności te 10 oczekiwanych dodatkowych miejsc pracy stanowi zaledwie połowę 20 miejsc pracy utraconych od złożenia wniosku w 2010 r. (wówczas władze niderlandzkie wskazały, że w przedsiębiorstwie z Curaçao pracuje 35 osób, natomiast w drugim wniosku w 2013 r. liczba ta wynosiła już tylko 15 osób).
Wpływ odmowy przyznania nowego odstępstwa, będącego przedmiotem wniosku z dnia 17 kwietnia 2013 r., byłby minimalny. Odmowa nie utrudniałaby przedsiębiorstwu dalszego wywozu produktów cukrowniczych do Unii ani też nie zniechęcałaby do podejmowania inwestycji w przemyśle cukrowniczym w Curaçao, ponieważ marża zysku nadal byłyby wystarczająca, aby umożliwić inwestycje, nawet w przypadku zapłaty pełnej stawki celnej w Unii.
W związku z powyższym wnioskowane odstępstwo nie jest uzasadnione w świetle art. 37 ust. 1, ust. 3 lit. b) i c) oraz ust. 7 załącznika III do decyzji 2001/822/WE.
Wniosek złożony przez Niderlandy w dniu 17 kwietnia 2013 r. i uzupełniony w dniach 14 i 28 czerwca 2013 r., w sprawie przyznania odstępstwa od decyzji 2001/822/WE w zakresie reguł pochodzenia dla cukru z Curaçao, zostaje niniejszym odrzucony.
Sporządzono w Brukseli dnia 17 września 2013 r.
(1) Dz.U. L 314 z 30.11.2001, s. 1.
(2) Dz.U. L 239 z 10.9.2009, s. 55.
(3) Dz.U. L 21 z 25.1.2011, s. 3.
(4) Opublikowane w ramach „Koszty produkcji cukru i izoglukozy – globalna analiza porównawcza” (Sugar and HFCS production costs – global benchmarking), publikacji wydanej przez LMC International.
L 249/10
w sprawie zasad regulujących SOLVIT
(2013/461/UE)
Art. 26 TFUE definiuje rynek wewnętrzny jako obszar bez granic wewnętrznych, w obrębie którego zapewniony jest swobodny przepływ dóbr, osób, usług i kapitału. Art. 4 ust. 3 TUE wymaga od państw członkowskich podjęcia odpowiednich kroków w celu wypełnienia w całości ich zobowiązań zgodnie z prawem Unii.
Rynek wewnętrzny oferuje wiele możliwości dla osób chcących mieszkać i pracować w innym państwie członkowskim oraz dla przedsiębiorstw zamierzających rozszerzyć swoje rynki. Chociaż rynek wewnętrzny ogólnie działa bez zarzutu, problemy mogą się czasem pojawić, gdy instytucje publiczne nie przestrzegają prawa Unii.
W następstwie zalecenia Komisji 2001/893/WE z dnia 7 grudnia 2001 r. dotyczącego zasad stosowania „SOLVIT” — systemu rozwiązywania problemów rynku wewnętrznego (1) — SOLVIT został utworzony przez państwa członkowskie w formie sieci centrów, ustanowionych w ramach ich własnych administracji krajowych, jako szybki i nieformalny sposób rozwiązywania problemów napotykanych przez osoby prywatne i przedsiębiorstwa, gdy korzystają ze swoich praw na rynku wewnętrznym.
Podczas gdy system SOLVIT jest z natury nieformalny i pragmatyczny, jego struktura przyczynia się do zapewnienia spójności znalezionych rozwiązań z prawem Unii. System SOLVIT jest oparty na przejrzystym procesie rozwiązywania problemów, w którym biorą udział dwa państwa członkowskie. Podczas gdy Komisja z reguły nie angażuje się w rozwiązywanie sporów, współpracuje ona ściśle z centrami SOLVIT, oferuje regularne szkolenia prawne oraz, w niektórych skomplikowanych sprawach, zapewnia nieformalne porady. Nadzoruje także postępowanie i rezultaty osiągnięte przez system SOLVIT za pomocą bazy danych on-line i może podjąć działania w każdym przypadku, kiedy rozwiązania zaproponowane przez centra SOLVIT zostaną uznane za niezgodne z prawem Unii. Wyżej opisana struktura nie tylko przyczynia się do legalności rezultatów poszczególnych spraw, ale również wyniki oceny wskazują na to, iż działalność systemu SOLVIT przyczyniła się do zapewnienia ściślejszego przestrzegania prawa Unii przez organy krajowe.
System SOLVIT znacznie się rozwinął od czasów swojego powstania. Zajmuje się obecnie dziesięciokrotnie większą liczbą spraw niż dziesięć lat temu. Są one też znacznie bardziej zróżnicowane, niż było to początkowo przewidziane. Przeważająca większość spraw doczekuje się pomyślnego rozwiązania w ciągu średnio dziewięciu tygodni, co prowadzi do wysokiego poziomu zadowolenia osób prywatnych i przedsiębiorstw, które skorzystały z systemu SOLVIT.
Podczas gdy system SOLVIT odniósł sukces, zwiększona skala świadczonej usługi spowodowała wzrost trudności w stawianiu czoła pewnym wyzwaniom. Szczegółowa ocena sieci, przeprowadzana w 2010 r., wskazuje na to, iż nie wszystkie centra SOLVIT są tak samo dobrze wyposażone lub różnią się pozycją. Ilość obsługiwanych spraw i poziom oferowanych w sieci usług są zróżnicowane. Co więcej, zbyt mało osób i przedsiębiorstw korzysta z pomocy systemu SOLVIT.
Z powyższych wyników analiz można wywnioskować, iż należy koniecznie podjąć działania mające na celu dalsze umocnienie systemu SOLVIT oraz zwiększenie jego widoczności w internecie i poza nim, jak podkreślono w dokumencie roboczym służb Komisji „Usprawnianie skutecznego rozwiązywania problemów na jednolitym rynku” (2) oraz w Sprawozdaniu na temat obywatelstwa UE (3). W ramach tej inicjatywy zalecenie 2001/893/KE powinno zostać zastąpione nowym. Celem nowego zalecenia jest sprecyzowanie, w oparciu o najlepsze praktyki, jakiego rodzaju usługi system SOLVIT powinien zapewniać. Ustanawia cele i normy dla państw członkowskich i Komisji, aby zapewnić przedsiębiorstwom i obywatelom skuteczne wsparcie w sytuacjach, w których prawo Unii nie jest przestrzegane. Zapewnia również stosowanie przez system SOLVIT takich samych zasad oraz świadczenie ujednoliconego typu usług w całej sieci.
Zalecenie to definiuje typy spraw, którymi powinien zająć się SOLVIT w celu zagwarantowania jednolitej interpretacji mandatu w całej sieci. Zalecenie 2001/893/WE stwierdza, iż SOLVIT zajmuje się sprawami dotyczącymi „niewłaściwego stosowania”„przepisów w zakresie jednolitego rynku”. Skutkiem takiego określenia zakresu był brak spójności. Po pierwsze, stwierdzono, że z pojęcia „niewłaściwe stosowanie” wynika, iż centra SOLVIT nie potrafią poradzić sobie ze sprawami dotyczącymi przepisów krajowych pozostających w sprzeczności z prawem Unii (tak zwane „sprawy strukturalne”), a po drugie, że system SOLVIT może działać jedynie w przypadkach, w których przepisy Unii mają podstawę w zasadach rynku wewnętrznego.
Sprawy w ramach systemu SOLVIT definiuje się obecnie jako wszelkie problemy transgraniczne, spowodowane przez ewentualne naruszenie prawa Unii regulującego rynek wewnętrzny przez organ administracji publicznej, w przypadku których problemy te nie są przedmiotem postępowania rządowego na poziomie krajowym czy unijnym.
Pojęcie „naruszenie” zostało użyte w celu sprecyzowania, że centra SOLVIT zajmują się każdą okolicznością, w której organy publiczne nie przestrzegają prawa Unii regulującego rynek wewnętrzny jako sprawą w ramach systemu SOLVIT, niezależnie od głównej przyczyny problemu. Przeważająca większość spraw, którymi zajmuje się system SOLVIT, ukazuje okoliczności, w których organ publiczny błędnie stosuje prawo Unii regulujące rynek wewnętrzny. Centra SOLVIT wykazały jednakże również gotowość zaoferowania skutecznej pomocy w przypadkach pojawienia się problemów strukturalnych. Chociaż sprawy strukturalne to tylko niewielka część całkowitej liczby spraw, podjęcie postępowania przez system SOLVIT w takich przypadkach jest istotne, gdyż pozwala zagwarantować, że owe problemy nie pozostają niezauważone. Jest to najlepsza gwarancja, że problemy strukturalne będą skutecznie rozwiązywane na odpowiednim poziomie.
Zalecenie to potwierdza, iż system SOLVIT zajmuje się sprawami dotyczącymi problemu o charakterze transgranicznym z udziałem organu sektora publicznego. Kryteria charakteru transgranicznego nakazują, aby sprawy w ramach systemu SOLVIT były przeprowadzane przez centra SOLVIT w dwóch państwach członkowskich, co zapewnia przejrzystość i jakość wyników. Kryteria dotyczące organów publicznych są związane z faktem, iż system SOLVIT wchodzi w skład administracji krajowych i działa wyłącznie w charakterze nieformalnym.
Celem tego zalecenia jest doprecyzowanie poziomu usług, jakiego mogą się spodziewać osoby prywatne i przedsiębiorstwa korzystające z systemu SOLVIT. Wskazuje ona, w jaki sposób wnioskodawcy powinni być informowani i jaka minimalna pomoc powinna im zostać zaoferowana. Precyzuje ono także różne kroki proceduralne oraz terminy, których należy przestrzegać podczas zajmowania się sprawą w ramach systemu SOLVIT, a także w trakcie dalszego postępowania, jeśli problem nie może zostać rozwiązany.
Co więcej, zalecenie to wyznacza minimalne normy, których centra SOLVIT powinny przestrzegać, w odniesieniu do organizacji, ekspertyzy prawnej oraz stosunków z innymi sieciami. Precyzuje ono także rolę Komisji w sieci SOLVIT.
Komisja niedawno przebudowała internetową bazę danych systemu SOLVIT jako samodzielny moduł w systemie wymiany informacji rynku wewnętrznego. Biorąc pod uwagę tę integrację techniczną, zasady określone w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1024/2012 z dnia 25 października 2012 r. w sprawie współpracy administracyjnej za pośrednictwem systemu wymiany informacji na rynku wewnętrznym, i uchylającym decyzję Komisji 2008/49/WE („rozporządzenie w sprawie IMI”) (4), dotyczące przetwarzania danych osobowych lub innych poufnych informacji, stosuje się także do procedur systemu SOLVIT. Zalecenie to precyzuje bardziej szczegółowo niektóre aspekty przetwarzania danych osobowych w systemie SOLVIT, zgodnie z rozporządzeniem w sprawie IMI.
Zalecenie nie ma na celu określenia tego, jakie działania podejmuje Komisja w przypadku skarg otrzymywanych bezpośrednio, oraz w żaden sposób nie wyklucza roli Komisji jako strażniczki Traktatów. Nie ma również na celu sprecyzowania roli projektu pilotażowego „EU Pilot” oraz jego koordynatorów krajowych. Zagadnienia te są omówione w regularnie aktualizowanych szczegółowych wytycznych.
I. CEL I DEFINICJE
Niniejsze zalecenie określa zasady regulujące działanie systemu SOLVIT. Celem systemu SOLVIT jest szybkie, skuteczne i nieformalne przedstawienie rozwiązań problemów, które napotykają osoby prywatne i przedsiębiorstwa, gdy instytucje publiczne odmawiają im praw przysługujących obywatelom UE w zakresie działalności na rynku wewnętrznym. Poprzez wspieranie i propagowanie przestrzegania praw Unii przyczynia się ono do lepszego funkcjonowania jednolitego rynku. Aby osiągnąć ten cel, krajowe centra SOLVIT powinny współpracować w oparciu o zasady określone w niniejszym zaleceniu.
Na użytek niniejszego zalecenia stosuje się następujące definicje:
1. „wnioskodawca”: osoba fizyczna lub prawna, która natrafiła na problem o charakterze transgranicznym i przedłożyła go systemowi SOLVIT bezpośrednio lub poprzez pośrednika, lub też organizacja przedkładająca konkretny problem w imieniu swoich pracowników;
2. „problem o charakterze transgranicznym”: problem, na który natrafia wnioskodawca z jednego z państw członkowskich, dotyczący ewentualnego naruszenia praw UE rządzących rynkiem wewnętrznym przez organ publiczny innego państwa członkowskiego; obejmuje to problemy, na które natrafiają wnioskodawcy, spowodowane przez ich własne organy administracji publicznej po skorzystaniu ze swojego prawa do swobodnego przemieszczania się lub starając się to uczynić;
3. „prawo Unii regulujące rynek wewnętrzny”: jakiekolwiek przepisy lub zasady Unii odnoszące się do funkcjonowania rynku wewnętrznego w rozumieniu art. 26 ust. 2 TFUE. Obejmuje to przepisy, które nie mają na celu regulowania rynku wewnętrznego jako takiego, ale wpływają na swobodny przepływ towarów, usług, osób lub kapitału pomiędzy państwami członkowskimi;
4. „organ publiczny”: jakakolwiek instytucja, będąca częścią administracji publicznej państwa członkowskiego na poziomie krajowym, regionalnym albo lokalnym lub podmiot, któremu — niezależnie od jego formy prawnej — na podstawie aktu władzy publicznej i pod jej kontrolą powierzono wykonywanie usług użyteczności publicznej i który w tym celu dysponuje uprawnieniami wykraczającymi poza normy obowiązujące w stosunkach między jednostkami;
5. „postępowanie sądowe”: postępowanie formalne dotyczące rozwiązania sporu, przeprowadzone przed organami sądowymi lub quasi-sądowymi. Pomija to postępowania administracyjne odwoławcze od decyzji tych władz, które spowodowały problem;
6. „problem strukturalny”: naruszenie wynikające z niezgodności przepisu krajowego z prawem Unii;
7. „zgłaszające centrum SOLVIT”: centrum SOLVIT w państwie członkowskim, które jest najbardziej związane z wnioskodawcą, ze względu na np. obywatelstwo, miejsce zamieszkania, przedsiębiorstwo lub miejsce otrzymania przez wnioskodawcę praw przedmiotowych;
8. „prowadzące centrum SOLVIT”: centrum SOLVIT państwa członkowskiego, w którym miało miejsce domniemane naruszenie prawa Unii regulującego rynek wewnętrzny;
9. „baza danych SOLVIT”: aplikacja internetowa stworzona w systemie wymiany informacji na rynku wewnętrznym (IMI) w celu wspierania prowadzenia spraw w ramach systemu SOLVIT.
II. MANDAT SYSTEMU SOLVIT
Sprawy w ramach systemu SOLVIT dotyczą problemów transgranicznych, spowodowanych przez ewentualne naruszenie prawa Unii regulującego rynek wewnętrzny przez organ administracji publicznej, w przypadku których problemy te nie są przedmiotem postępowania na poziomie krajowym czy unijnym. Poprzez wspieranie i propagowanie przestrzegania praw Unii system ten przyczynia się do lepszego funkcjonowania jednolitego rynku.
III. USŁUGI OFEROWANE PRZEZ SYSTEM SOLVIT
Państwa członkowskie powinny zagwarantować wnioskodawcom następujące minimum usług:
Kontakt z centrami SOLVIT powinien być dostępny za pośrednictwem telefonu lub poczty elektronicznej, a odpowiedź na kierowane do nich wiadomości powinna być bezzwłoczna.
Wnioskodawcy powinni otrzymać pierwszą odpowiedź na temat ich problemu w ciągu tygodnia, włącznie z informacją, czy system SOLVIT zajmie się ich sprawą czy nie, jeżeli udzielenie takiej informacji jest możliwe na podstawie przedłożonych danych. O ile to konieczne, powinni być jednocześnie proszeni o przysłanie dokumentacji potrzebnej do rozpatrzenia ich akt. Pod warunkiem że dokumentacja jest kompletna, w terminie jednego miesiąca od wspomnianej wstępnej odpowiedzi wnioskodawca powinien otrzymać potwierdzenie dotyczące tego, czy sprawa została zaakceptowana przez prowadzący ośrodek SOLVIT, a zatem otwarta jako sprawa w ramach systemu SOLVIT.
Gdy problem nie może zostać rozpatrzony jako sprawa w ramach systemu SOLVIT, wnioskodawca powinien dowiedzieć się dlaczego i otrzymać poradę na temat podjęcia innych kroków zmierzających do rozwiązania tego problemu, włączając w to zasygnalizowanie lub przekazanie problemu — o ile to możliwe — do innej stosownej sieci informacyjnej lub sieci rozwiązywania problemów albo do właściwego organu krajowego.
W przeciągu dziesięciu tygodni od daty otwarcia sprawy wnioskodawca powinien otrzymać rozwiązanie problemu, które może zawierać doprecyzowanie obowiązującego prawa Unii. W przypadku wystąpienia okoliczności wyjątkowych oraz w szczególności, gdy rozwiązanie jest rychłe lub gdy dotyczy problemu strukturalnego, sprawa może pozostać otwarta po upływie wyznaczonego terminu — pod warunkiem poinformowania wnioskodawcy — najwyżej do dziesięciu tygodni.
Wnioskodawcy powinni być powiadomieni o nieformalnym charakterze systemu SOLVIT oraz o stosowanych procedurach i ramach czasowych. W wiadomości tej powinna być zawarta informacja o innych możliwych do podjęcia środkach prawnych, ostrzeżenie dotyczące krajowych terminów odwołań, których nie wstrzymuje sprawa w ramach systemu SOLVIT, jak również przypomnienie o tym, że rozwiązania przedstawione przez system SOLVIT są nieformalnie i nie można się od nich odwołać. Wnioskodawcy powinni zostać także poinformowani, iż usługi świadczone przez system SOLVIT są nieodpłatne. Wnioskodawcy powinni być regularnie informowani o stanie ich sprawy.
Podczas gdy działalność systemu SOLVIT ma charakter nieformalny, nie wyklucza to wszczęcia przez wnioskodawcę formalnego postępowania na poziomie krajowym, czego skutkiem będzie zamknięcie sprawy w ramach systemu SOLVIT.
Gdy osiągnięty zostanie pomyślny wynik, wnioskodawca powinien uzyskać poradę dotyczącą działań, których podjęcie zapewniłoby uzyskanie jak największej korzyści przyniesionej przez zaproponowane rozwiązanie.
Gdy tylko stanie się jasne, że sprawa nie zostanie rozstrzygnięta w ramach systemu SOLVIT, powinna ona zostać zamknięta, a wnioskodawca bezzwłocznie poinformowany. W takim przypadku system SOLVIT powinien również udzielić porady na temat innych możliwych do podjęcia środków prawnych na poziomie krajowym lub unijnym. W przypadku doradzania wnioskodawcom, aby wnieśli skargę do Komisji, centra SOLVIT powinny zachęcić ich do odniesienia się do uprzednich postępowań w ramach systemu SOLVIT (podając numer referencyjny oraz krótko podsumowując owe postępowania). Nierozwiązane sprawy powinny być systematycznie przedstawiane Komisji poprzez bazę danych.
Po zamknięciu sprawy wnioskodawcy powinni zostać zachęceni do udzielenia informacji zwrotnej dotyczącej sposobu zajęcia się sprawą przez systemSOLVIT.
IV. ORGANIZACJA CENTRÓW SOLVIT
W każdym kraju członkowskim powinno znajdować się centrum SOLVIT.
Aby zagwarantować wykonanie zadań określonych w tym zaleceniu, państwa członkowskie powinny upewnić się, że centra SOLVIT:
są obsługiwane przez wystarczającą liczbę dobrze wyszkolonych pracowników, którzy posiadają komunikatywną znajomość więcej niż jednego języka urzędowego Unii, w celu zapewnienia szybkiej i przejrzystej komunikacji z innymi centrami SOLVIT;
dysponują stosowną ekspertyzą prawną lub odpowiednim doświadczeniem związanym ze stosowaniem prawa Unii w celu dokonania niezależnej oceny prawnej spraw;
są zlokalizowane w ramach oddziału administracji krajowej, który dysponuje odpowiednimi uprawnieniami w dziedzinie koordynacji, w celu zapewnienia poprawnego wdrożenia prawa Unii w obrębie ich administracji;
mają możliwość utworzenia sieci w obrębie administracji krajowej w celu uzyskania dostępu do konkretnych ekspertyz prawnych oraz wsparcia potrzebnego, aby znaleźć praktyczne rozwiązania spraw.
V. PROCEDURA SYSTEMU SOLVIT
A. Zasady regulujące prowadzenie spraw w ramach systemu SOLVIT
Wszystkie sprawy w ramach systemu SOLVIT powinny być prowadzone przez dwa centra SOLVIT: zgłaszające centrum SOLVIT oraz prowadzące centrum SOLVIT.
Zgłaszające i prowadzące centra powinny współpracować w sposób otwarty i przejrzysty w celu znalezienia szybkiego i skutecznego rozwiązania problemów wnioskodawców.
Zgłaszające i prowadzące centra powinny ustalić, który język będą wykorzystywać do porozumiewania się ze sobą, mając na uwadze, iż celem jest rozwiązanie problemu poprzez nieformalne konsultacje, tak szybko jak to możliwe, oraz zapewnienie przejrzystości, jak również zdawanie sprawozdań.
Wszelkie zgłoszone problemy, oceny przeprowadzone przez centra SOLVIT zaangażowane w postępowanie nad sprawą, podjęte kroki oraz zaproponowane rezultaty powinny zostać zarejestrowane w bazie danych SOLVIT w jasny i zrozumiały sposób. Gdy w trakcie postępowania nad sprawą zaistnieją problemy strukturalne, powinno to zostać odnotowane w bazie danych, aby zapewnić Komisji możliwość regularnego nadzorowania takich spraw.
Wszelkie zaproponowane rozwiązania muszą zawsze pozostawać w pełnej zgodności z prawem Unii.
Centra SOLVIT powinny przestrzegać szczegółowych zasad regulujących prowadzenie spraw, umieszczonych w podręczniku prowadzenia spraw, który Komisja będzie regularnie weryfikować we współpracy z centrami SOLVIT.
B. Zgłaszające centrum SOLVIT
Zgłaszające centrum SOLVIT powinno rejestrować wszelkie zgłoszone problemy natury prawnej, niezależnie od tego, czy mogą zostać uznane za sprawę w ramach systemu SOLVIT czy nie.
Gdy zgłaszające centrum SOLVIT zgodzi się zająć się skargą w ramach systemu SOLVIT, powinno utworzyć pełną dokumentację i przeprowadzić wnikliwą analizę prawną problemu, zanim przekaże sprawę do prowadzącego centrum.
Powinno upewnić się, że rozwiązanie zaproponowane przez prowadzące centrum — w tym doprecyzowanie obowiązującego prawa Unii — jest zgodne z prawem unijnym.
W trakcie przeprowadzanie odpowiednich etapów procedury zgłaszające centrum powinno zagwarantować wnioskodawcy terminowe i odpowiednie informacje.
C. Prowadzące centrum SOLVIT
Prowadzące centrum SOLVIT powinno potwierdzić przyjęcie sprawy w ciągu tygodnia od przekazania jej przez zgłaszające centrum SOLVIT.
Działalność prowadzącego centrum powinna mieć na celu znalezienie rozwiązań problemów wnioskodawców, w tym doprecyzowanie obowiązującego prawa Unii, o czym zgłaszające centrum powinno być regularnie informowane.
Gdy problem przedłożony przez wnioskodawcę okazuje się być problemem strukturalnym, zgłaszające centrum powinno jak najszybciej ocenić, czy może on zostać rozwiązany poprzez zastosowanie procedur w ramach systemu SOLVIT. Jeżeli okaże się to niemożliwe, powinno zakończyć postępowanie w tej sprawie, uznając ją za nierozstrzygniętą, oraz powiadomić odpowiednie organy krajowe, które są odpowiedzialne za prawidłowe wdrażanie prawa unijnego w tymże państwie członkowskim, aby upewnić się, że niezgodność z prawem Unii zostanie zlikwidowana. Komisja powinna zostać także poinformowana za pomocą bazy danych.
VI. ROLA KOMISJI
Komisja pomaga i wspiera funkcjonowanie systemu SOLVIT poprzez:
organizowanie regularnych sesji treningowych oraz połączeń sieciowych we współpracy z krajowymi centrami SOLVIT;
przygotowywanie i uaktualnianie podręcznika prowadzenia spraw w ramach systemu SOLVIT we współpracy z krajowymi centrami SOLVIT;
zapewnienie pomocy przy prowadzeniu spraw na wniosek centrów SOLVIT. W skomplikowanych przypadkach może to obejmować udzielanie nieformalnej opinii prawnej. Służby Komisji powinny odpowiedzieć na prośbę o nieformalną opinię prawną w przeciągu dwóch tygodni. Opinia ta jest nieformalna i nie może być uznana za wiążącą dla Komisji;
zarządzanie i obsługę bazy danych systemu SOLVIT oraz publicznego interfejsu, jak również zapewnienie odpowiedniego szkolenia i materiałów, aby ułatwić centrom SOLVIT jej użytkowanie;
nadzorowanie jakości i wydajności centrów SOLVIT oraz spraw, którymi się zajmują. Komisja będzie uważnie obserwowała przebieg spraw związanych z wystąpieniem problemu strukturalnego, a także — jeżeli okaże się to konieczne — udzieli porady oraz pomocy, aby upewnić się, że problem strukturalny zostanie zlikwidowany. Komisja rozważy, czy nierozwiązane problemy strukturalne wymagają dalszego postępowania;
zagwarantowanie odpowiedniej komunikacji pomiędzy systemami SOLVIT, CHAP (5) oraz EU Pilot (6), aby zapewnić stosowne dalsze postępowanie w sprawach nierozwiązanych w ramach systemu SOLVIT, w celu nadzorowania spraw strukturalnych oraz uniknięcia powielania się prowadzonych postępowań;
powiadamianie centrów SOLVIT, na ich prośbę, o przeprowadzonym przez Komisję dalszym postępowaniu dotyczącym nierozwiązanych spraw, w przypadku których skarga została wniesiona do Komisji.
W stosownych przypadkach Komisja może odesłać otrzymane skargi do systemu SOLVIT w celu znalezienia rozwiązania szybko i w nieformalny sposób — pod warunkiem uzyskania zgody wnioskodawcy.
VII. KONTROLA JAKOŚCI I ZDAWANIE SPRAWOZDAŃ
Centra SOLVIT powinny przeprowadzać regularne kontrole jakości prowadzenia przez nie postępowań, w ramach działalności zarówno zgłaszających, jak i prowadzących centrów, w sposób określony w podręczniku prowadzenia spraw.
Służby Komisji będą przeprowadzały regularne całościowe kontrole jakości wszystkich spraw i dadzą znać zaangażowanym centrom SOLVIT o ewentualnych problemach, a te powinny przedsięwziąć odpowiednie działania, aby naprawić wskazane nieprawidłowości.
Komisja będzie regularnie składać sprawozdania dotyczące jakości i wydajności systemu SOLVIT. Będzie również składać sprawozdania dotyczące rodzajów problemów zgłoszonych do systemu SOLVIT oraz spraw prowadzonych przez SOLVIT, aby określić tendencje i rozpoznać problemy nadal istniejące na rynku wewnętrznym. W ramach składania sprawozdań Komisja będzie oddzielnie informować o sprawach strukturalnych.
VIII. WIDOCZNOŚĆ SIECI
Komisja będzie propagować wiedzę o systemie SOLVIT i korzystanie z niego wśród europejskich organizacji zainteresowanych stron oraz instytucji unijnych, jak również poprawi dostęp do systemu SOLVIT oraz jego obecność za pomocą środków on-line.
Państwa członkowskie powinny zagwarantować dostęp do przyjaznych dla użytkownika informacji, jak również łatwy dostęp do usług systemu SOLVIT, zwłaszcza przy użyciu wszystkich odpowiednich witryn internetowych instytucji publicznych.
Państwa członkowskie powinny także podjąć działania mające na celu podniesienie świadomości na temat systemu SOLVIT pośród swych stron zainteresowanych. Komisja udzieli wsparcia dla takich działań.
IX. WSPÓŁPRACA Z INNYMI SIECIAMI I PUNKTY KONTAKTOWE
Aby zagwarantować, że wnioskodawcy otrzymają skuteczną pomoc, centra SOLVIT powinny współpracować z innymi europejskimi i krajowymi sieciami informacyjnymi i sieciami pomocy, takimi jak Twoja Europa, Europe Direct, Twoja Europa – Porady, Enterprise Europe Network, Europejskie Centra Konsumenckie, EURES, Fin-net i Europejska Sieć Rzeczników Praw Obywatelskich. Centra SOLVIT powinny również nawiązać dobre stosunki robocze z poszczególnymi krajowymi przedstawicielami Komisji Administracyjnej ds. Koordynacji Systemów Zabezpieczenia Społecznego, aby zapewnić skuteczne prowadzenie spraw dotyczących ubezpieczenia społecznego.
Centra SOLVIT powinny pozostawać w regularnym kontakcie i ścisłej współpracy ze swymi krajowymi punktami kontaktowymi EU Pilot w celu zapewnienia właściwej wymiany informacji dotyczących otrzymanych spraw i skarg.
Komisja ułatwi taką współpracę m.in. poprzez organizowanie wspólnych połączeń sieciowych oraz ustanawianie technicznych środków łączności z takimi sieciami i punktami kontaktowymi jak wskazano w pkt 1 (7).
X. OCHRONA DANYCH OSOBOWYCH I POUFNOŚĆ
Przetwarzanie danych osobowych do celów niniejszego zalecenia, włączając w to zwłaszcza wymogi dotyczące przejrzystości oraz prawa podmiotów danych do dostępu do danych, jest regulowane rozporządzeniem w sprawie IMI. Zgodnie z tym rozporządzeniem powinny mieć zastosowanie następujące zasady:
Wnioskodawcy powinni móc złożyć skargę do systemu SOLVIT, wykorzystując publiczny interfejs połączony z systemem wymiany informacji na rynku wewnętrznym, oddany im do dyspozycji przez Komisję. Wnioskodawcy nie mają dostępu do bazy danych systemu SOLVIT.
Zgłaszające oraz prowadzące centra SOLVIT powinny mieć dostęp do bazy danych systemu SOLVIT oraz rozstrzygnąć sprawę, którą się zajmują, poprzez tę bazę danych. Obejmuje to dostęp do danych osobowych wnioskodawcy.
Pozostałe centra SOLVIT, które nie są zaangażowane w rozwiązywanie określonej sprawy, oraz Komisja, powinny mieć dostęp tylko „do odczytu” do anonimowych informacji o tej sprawie.
Zgłaszające centrum SOLVIT powinno zwykle ujawnić tożsamość wnioskodawcy prowadzącemu centrum SOLVIT, aby ułatwić rozwiązywanie problemu. Wnioskodawca powinien zostać o tym poinformowany przy rozpoczęciu procesu, gdy ma szansę wyrazić sprzeciw, w którym to przypadku tożsamość wnioskodawcy nie zostanie ujawniona.
Informacje przekazane przez wnioskodawcę powinny być wykorzystywane przez prowadzące centrum SOLVIT oraz instytucje publiczne, których dotyczy skarga, wyłącznie w celu rozwiązania sprawy. Urzędnicy prowadzący tę sprawę będą przetwarzać dane osobowe wyłącznie w celach, w których zostały przekazane. Odpowiednie kroki powinny zostać podjęte także, aby zabezpieczyć szczególnie chronione informacje handlowe, które nie zawierają danych osobowych.
Sprawa może zostać przekazana do innej sieci rozwiązywania problemów lub organizacji wyłącznie za zgodą wnioskodawcy.
Służby Komisji powinny mieć dostęp do danych osobowych wnioskodawców, wyłącznie kiedy jest to potrzebne, aby:
uniknąć powtórnego zajmowania się tym samym problemem zgłoszonym do Komisji lub innej instytucji unijnej za pomocą innej procedury;
zaoferować nieformalną poradę prawną zgodnie z sekcją VI;
podjąć decyzję odnośnie do ewentualnego dalszego postępowania w sprawach już przeprowadzonych w ramach systemu SOLVIT;
rozwiązać problemy techniczne występujące w bazie danych systemu SOLVIT.
Dane osobowe związane ze sprawą w ramach systemu SOLVIT powinny zostać zablokowane przez system wymiany informacji na rynku wewnętrznym 18 miesięcy po zamknięciu sprawy w ramach systemu SOLVIT. Przetworzone w celu zachowania anonimowości opisy spraw w ramach systemu SOLVIT powinny pozostać w bazie danych systemu SOLVIT i mogą zostać wykorzystane do celów tworzenia statystyk, sprawozdań oraz rozwoju polityki.
XI. POZOSTAŁE PRZEPISY
Niniejsze zalecenie zastępuje zalecenie 2001/893/WE. Wszelkie odniesienia do zalecenia 2001/893/WE należy rozumieć jako odniesienia do niniejszego zalecenia.
XII. DATA ROZPOCZĘCIA STOSOWANIA I adresaci
Niniejsze zalecenie stosuje się od dnia 1 października 2013 r.
(1) Dz.U. L 331 z 15.12.2001, s. 79.
(2) COM(2012) 259 final.
(3) COM(2013) 269 final.
(4) Dz.U. L 316 z 14.11.2012, s. 1.
(5) Complaint handling/Accueil des plaignants — system rejestracji skarg Komisji.
(6) COM(2007) 502 final.
(7) W momencie przyjmowania tego zalecenia środki techniczne są ustanowione w ramach sieci Twoja Europa – Porady oraz są opracowywane w ramach Europe Direct.
L 249/16
NR 178/13/COL
wyłączająca poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na norweskim szelfie kontynentalnym z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (Norwegia)
URZĄD NADZORU EFTA („URZĄD”)
UWZGLĘDNIAJĄC Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym („Porozumienie EOG”),
UWZGLĘDNIAJĄC akt, o którym mowa w pkt 4 załącznika XVI do Porozumienia EOG, określający procedury przyznawania zamówień publicznych w sektorze usług użyteczności publicznej (dyrektywa 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 31 marca 2004 r. koordynująca procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych) (zwana dalej „dyrektywą 2004/17/WE”), w szczególności jej art. 30 ust. 1, 4 i 6,
UWZGLĘDNIAJĄC Porozumienie pomiędzy Państwami EFTA w sprawie ustanowienia Urzędu Nadzoru i Trybunału Sprawiedliwości („porozumienie o nadzorze i Trybunale”), w szczególności jego art. 1 i 3 oraz protokół 1 do tego porozumienia,
UWZGLĘDNIAJĄC decyzję Urzędu z dnia 19 kwietnia 2012 r. upoważniającą członka ponoszącego szczególną odpowiedzialność za zamówienia publiczne do podejmowania niektórych decyzji w dziedzinie zamówień publicznych (decyzja nr 136/12/COL),
PO konsultacji z Komitetem ds. Zamówień Publicznych EFTA,
W piśmie z dnia 5 listopada 2012 r. (1), w następstwie rozmów poprzedzających zgłoszenie, Urząd otrzymał od rządu norweskiego wniosek w sprawie przyjęcia decyzji stwierdzającej zastosowanie art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE do działalności w branży naftowej, prowadzonej na norweskim szelfie kontynentalnym. W piśmie z dnia 25 stycznia 2013 r. Urząd zwrócił się do rządu norweskiego o przedłożenie dodatkowych informacji (2). Rząd norweski udzielił Urzędowi odpowiedzi w piśmie z dnia 15 lutego 2013 r. (3). Powiadomienie i odpowiedź rządu norweskiego omówiono podczas konferencji telefonicznej w dniu 4 marca 2013 r. (4). Pismami z dnia 22 marca 2013 r. Urząd skonsultował się z Komitetem ds. Zamówień Publicznych EFTA i zwrócił się do niego o przedstawienie opinii na piśmie (5). Po policzeniu głosów swoich członków Komitet ds. Zamówień Publicznych EFTA wydał w dniu 16 kwietnia 2013 r. pozytywną opinię na temat projektu decyzji Urzędu (6).
Wniosek złożony przez rząd norweski dotyczy poszukiwania i produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego na norweskim szelfie kontynentalnym, w tym rozwoju (tj. tworzenia odpowiedniej infrastruktury dla przyszłej produkcji, która obejmuje m.in. platformy produkcyjne, rurociągi, terminale itd.). Rząd norweski opisał w swoim wniosku trzy rodzaje działalności:
poszukiwanie ropy naftowej i gazu ziemnego;
produkcja ropy naftowej; i
produkcja gazu ziemnego.
2 RAMY PRAWNE
Intencją art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE jest umożliwienie zwolnienia z wymogów ustanowionych w przepisach dotyczących zamówień publicznych w sytuacji, gdy uczestnicy rynku prowadzą działalność w sposób konkurencyjny. Artykuł 30 ust. 1 dyrektywy stanowi, że:
„Zamówienia mające na celu umożliwienie prowadzenia działalności wymienionej w art. 3–7 nie podlegają niniejszej dyrektywie, jeżeli w państwie członkowskim, w którym ta działalność jest wykonywana, bezpośrednio podlega ona konkurencji na rynkach, do których dostęp nie jest ograniczony”.
Artykuł 30 ust. 1 dyrektywy określa dwa wymogi, które muszą zostać spełnione przed przyjęciem przez Urząd pozytywnej decyzji dotyczącej wniosku w sprawie wyłączenia na mocy art. 30 ust. 4, z uwzględnieniem art. 30 ust. 6 dyrektywy.
Zgodnie z pierwszym wymogiem określonym w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE działalność należy prowadzić na rynku, do którego dostęp nie jest ograniczony. Artykuł 30 ust. 3 dyrektywy stanowi, że „dostęp do rynku nie jest ograniczony, jeżeli państwo członkowskie wdrożyło i stosuje przepisy prawa wspólnotowego wymienione w załączniku XI”. W załączniku XI do dyrektywy wymieniono kilka dyrektyw.
Wśród dyrektyw wymienionych w załączniku XI znajduje się dyrektywa 94/22/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 30 maja 1994 r. w sprawie warunków udzielania i korzystania z zezwoleń na poszukiwanie, badanie i produkcję węglowodorów (7), którą włączono do przepisów EOG w 1995 r., i o której mowa w pkt 12 załącznika IV do Porozumienia EOG.
Wśród dyrektyw wymienionych w załączniku XI znajduje się również dyrektywa 98/30/WE. Dyrektywa ta została zastąpiona dyrektywą 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającą dyrektywę 98/30/WE. Tę ostatnią włączono do przepisów EOG w 2005 r. oraz odniesiono się do niej w pkt 23 załącznika IV do Porozumienia EOG (8).
W związku z powyższym dostęp do rynku można uznać za nieograniczony, jeżeli państwo norweskie wdrożyło i właściwie stosuje akty wspomniane w pkt 12 i 23 załącznika IV do Porozumienia EOG, które odpowiadają dyrektywie 94/22/WE i dyrektywie 2003/55/WE (9).
Zgodnie z drugim wymogiem określonym w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE działalność prowadzona w państwie EFTA bezpośrednio podlega konkurencji. Kwestię, czy działalność bezpośrednio podlega konkurencji rozstrzyga się na podstawie „kryteriów zgodnych z przepisami Traktatu dotyczącymi konkurencji, takich jak: cechy danych towarów lub usług, istnienie alternatywnych towarów lub usług, ceny oraz rzeczywista lub potencjalna obecność więcej niż jednego dostawcy omawianych towarów lub usług” (10).
Istnienie bezpośredniego podlegania konkurencji ocenia się na podstawie różnych wskaźników, z których żaden nie jest, jako taki, decydujący. W odniesieniu do rynków objętych niniejszą decyzją jednym z kryteriów, które należy uwzględnić, jest udział w rynku najważniejszych podmiotów działających na danym rynku. Innym kryterium jest stopień koncentracji na tych rynkach (11). Oceny, czy działalność bezpośrednio podlega konkurencji, dokonuje się na podstawie obiektywnych kryteriów, uwzględniających specyfikę danego sektora. Jako że warunki dla różnych rodzajów działalności objętych niniejszą decyzją są odmienne, należy dokonać osobnej oceny w odniesieniu do każdego istotnego rodzaju działalności lub rynku.
Niniejszą decyzję przyjmuje się wyłącznie w celu przyznania zwolnienia na mocy art. 30 dyrektywy 2004/17/WE, bez uszczerbku dla stosowania przepisów dotyczących konkurencji.
3 NORWESKI SYSTEM UDZIELANIA KONCESJI
Norweska ustawa naftowa (12) stanowi główną podstawę prawną systemu udzielania koncesji na prowadzenie działalności w branży naftowej na norweskim szelfie kontynentalnym. Ustawa naftowa i rozporządzenie naftowe regulują przyznawanie koncesji na poszukiwanie i produkcję ropy naftowej i gazu ziemnego na norweskim szelfie kontynentalnym. Norweskie Ministerstwo ds. Ropy Naftowej i Energii poinformowało o blokach, w odniesieniu do których przedsiębiorstwa mogą składać wnioski o udzielenie koncesji. Król Norwegii zasiadający w Radzie udziela koncesji wydobywczych. Koncesji wydobywczej udziela się w oparciu o udokumentowane i obiektywne kryteria (13). Koncesję wydobywczą przyznaje się zazwyczaj grupie przedsiębiorstw, z której jedno pełni rolę podmiotu odpowiedzialnego za bieżące zarządzanie koncesją.
W Norwegii obowiązują dwie rundy udzielania koncesji: i) rundy udzielania koncesji dotyczące „niedojrzałych” obszarów na norweskim szelfie kontynentalnym (numerowane rundy udzielania koncesji); oraz (ii) rundy udzielania koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów, dotyczące „dojrzałych” obszarów. Te dwa rodzaje rund udzielania koncesji różnią się jedynie pod względem sposobu ich zainicjowania. Rundy udzielania koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów odbywają się co roku i dotyczą powierzchni norweskiego szelfu kontynentalnego, którą uznano za „dojrzałą” (tzn. której geologia jest dobrze znana) (14). Numerowane rundy udzielania koncesji odbywają się (średnio) raz na dwa lata i dotyczą obszarów „niedojrzałych” (tzn. których geologia jest mało znana) (15). Numerowane rundy udzielania koncesji są rozpoczynane przez norweskie Ministerstwo ds. Ropy Naftowej i Energii, które zaprasza przedsiębiorstwa działające na norweskim szelfie kontynentalnym do wyznaczenia obszarów (bloków), które chcą uwzględnić w następnej rundzie udzielania koncesji. Warunki prawne (ustawy, rozporządzenia, dokumentacja koncesyjna) regulujące dwa rodzaje rund udzielania koncesji są dokładnie takie same. Rząd norweski poinformował Urząd, że działalność poszukiwawcza prowadzona w ramach tych dwóch rodzajów rund udzielania koncesji również jest taka sama.
Podczas rund udzielania koncesji wykwalifikowane przedsiębiorstwa naftowe składają wnioski o udzielenie koncesji wydobywczej, tj. wyłącznego prawa do prowadzenia działań w branży naftowej na norweskim szelfie kontynentalnym. Zgodnie z definicją zawartą w sekcji 1-6 c) norweskiej ustawy naftowej jako działalność w branży naftowej rozumie się „wszystkie rodzaje działalności związane z podmorskimi złożami ropy naftowej, takie jak poszukiwanie, wiercenie poszukiwawcze, produkcja, transport, utylizacja i wycofanie z eksploatacji, w tym planowanie tego rodzaju działań, jednak z wyłączeniem transportowania ropy naftowej luzem na statkach”. W rezultacie podczas rund udzielania koncesji przedsiębiorstwa ubiegają się o przyznanie wyłącznego prawa do poszukiwania i produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego, które mogą zostać odkryte na obszarze objętym koncesją wydobywczą.
W przypadku odkrycia ropy naftowej lub gazu ziemnego koncesjobiorcy są zobowiązani, o ile zdecydują się na rozwój danego pola, do przedstawienia planu rozwoju i eksploatacji danego pola do zatwierdzenia norweskiemu Ministerstwu ds. Ropy Naftowej i Energii (16). Zatwierdzenie planu rozwoju i eksploatacji daje koncesjobiorcom wyłączne prawo do rozpoczęcia budowy infrastruktury, a następnie produkcji. Wyprodukowana ropa naftowa staje się własnością danego koncesjobiorcy.
Wśród przedsiębiorstw posiadających koncesje na obszary norweskiego szelfu kontynentalnego znajdują się zarówno duże międzynarodowe przedsiębiorstwa naftowe, jak i bardzo małe przedsiębiorstwa naftowe, z których wiele rozpoczęło działalność na norweskim szelfie kontynentalnym na przestrzeni ostatnich 10 lat.
Poniższe tabele zostały przedstawione przez rząd norweski i ukazują różne rodzaje działalności na norweskim szelfie kontynentalnym pod względem udzielonych nowych koncesji wydobywczych, przyznanych powierzchni oraz liczby przedsiębiorstw na norweskim szelfie kontynentalnym (17).
Liczba udzielonych nowych koncesji:
Przyznane powierzchnie:
Liczba przedsiębiorstw na norweskim szelfie kontynentalnym:
4 RODZAJE DZIAŁALNOŚCI OBJĘTE NINIEJSZĄ DECYZJĄ
Wniosek rządu norweskiego o wyłączenie na mocy art. 30 dyrektywy 2004/17/WE obejmuje trzy odrębne rodzaje działalności na norweskim szelfie kontynentalnym: a) poszukiwanie ropy naftowej i gazu ziemnego; b) produkcję ropy naftowej i c) produkcję gazu ziemnego. Urząd osobno zbadał te trzy rodzaje działalności (18).
„Produkcja” do celów niniejszej decyzji będzie obejmowała również „rozwój” (tj. tworzenie odpowiedniej infrastruktury dla przyszłej produkcji, która obejmuje platformy produkcyjne, rurociągi, terminale itd.). Transport gazu z norweskiego szelfu kontynentalnego na rynek za pomocą sieci gazociągów kopalnianych nie jest objęty niniejszą decyzją.
5 DOSTĘP DO RYNKU (RYNKÓW)
Dyrektywę 94/22/WE („dyrektywa w sprawie zezwoleń”) włączono do pkt 12 załącznika IV do Porozumienia EOG decyzją Wspólnego Komitetu nr 19/1995, która weszła w życie w dniu 1 września 1995 r.
Rząd norweski powiadomił Urząd o dokonaniu transpozycji tej dyrektywy w dniu 18 marca 1996 r. Urząd dokonał oceny zgodności, w następstwie której Norwegia wprowadziła szereg zmian do swojego prawodawstwa. Po wprowadzeniu zmian Urząd uznał, że Norwegia w sposób właściwy wdrożyła przepisy dyrektywy w sprawie zezwoleń.
Dyrektywę 2003/55/WE („dyrektywę gazową”) włączono do pkt 23 Porozumienia EOG decyzją Wspólnego Komitetu nr 146/2005/WE w dniu 2 grudnia 2005 r. Dyrektywa weszła w życie w odniesieniu do państw EFTA EOG w dniu 1 czerwca 2007 r.
Rząd norweski powiadomił Urząd o częściowym wdrożeniu dyrektywy gazowej w dniu 4 czerwca 2007 r. i jej pełnym wdrożeniu w dniu 19 lutego 2008 r. Urząd dokonał oceny zgodności również w odniesieniu do tej dyrektywy. Po wielu zmianach wprowadzonych do krajowego prawodawstwa norweskiego Urząd stwierdził, że Norwegia właściwie wdrożyła dyrektywę gazową.
W świetle informacji przedstawionych w tej sekcji i do celów niniejszej decyzji uznano, że państwo norweskie wdrożyło i właściwie wdrożyło akty, o których mowa w pkt 12 i 23 załącznika IV do Porozumienia EOG, i które są zgodne, odpowiednio, z dyrektywą 94/22/WE i dyrektywą 2003/55/WE.
W rezultacie, zgodnie z pierwszym akapitem art. 30 ust. 3 dyrektywy 2004/17/WE, dostęp do rynku należy uznać za nieograniczony na terytorium Norwegii, w tym na norweskim szelfie kontynentalnym.
6 PODLEGANIE KONKURENCJI
Jak wyjaśniono powyżej Urząd stwierdził, że konieczne jest zbadanie, czy dane sektory bezpośrednio podlegają konkurencji. W tym celu zbadał dowody przedstawione przez rząd norweski i w stosownych przypadkach uzupełnił je dowodami dostępnymi w sferze publicznej.
6.1 Poszukiwanie ropy naftowej i gazu ZIEMNEGO
6.1.1 Rynek właściwy
Poszukiwanie ropy naftowej i gazu ziemnego polega na wyszukiwaniu nowych rezerw zasobów węglowodorów. Produkcja obejmuje zarówno budowę odpowiedniej infrastruktury do produkcji, jak i wydobycie zasobów. Właściwym rynkiem produktowym jest rynek poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego, który jest oddzielony od rynków produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego. Definicja ta wynika z faktu, że nie można określić na początku poszukiwań, czy zakończą się one odkryciem ropy naftowej lub gazu ziemnego. Rząd norweski potwierdził, że ma to zastosowanie zarówno do numerowanych rund udzielania koncesji, jak i do rund udzielania koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów. Taka definicja rynku jest również zgodna z praktyką Komisji Europejskiej (19).
Poszukiwania na obszarach niedojrzałych i dojrzałych prowadzone są przez ten sam rodzaj przedsiębiorstw, a podczas działań wykorzystuje się ten sam rodzaj technologii (tj. niezależnie od rodzaju rundy udzielania koncesji). Mimo że podczas rund udzielania koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów geologia obszaru jest lepiej znana, przedsiębiorstwa naftowe nie posiadają dokładnej wiedzy na temat istnienia ropy naftowej lub nie są w stanie określić, czy ewentualne odkrycie może dotyczyć ropy lub gazu lub obu tych surowców. Urząd stwierdza zatem, że rynkiem właściwym jest rynek poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego, który obejmuje działalność poszukiwawczą prowadzoną w ramach zarówno numerowanych rund udzielania koncesji, jak i rund udzielania koncesji w obrębie wyznaczonych obszarów.
Przedsiębiorstwa zaangażowane w działalność poszukiwawczą zwykle nie ograniczają swojej działalności do określonego obszaru geograficznego. Większość przedsiębiorstw prowadzi działalność raczej na poziomie globalnym. Komisja Europejska w swoich decyzjach konsekwentnie utrzymuje, że zasięg geograficzny rynku poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego jest ogólnoświatowy (20). Rząd norweski zgadza się z geograficzną definicją rynku przedstawioną przez Komisję. Urząd stwierdza, że właściwy rynek geograficzny ma zasięg ogólnoświatowy.
6.1.2 Bezpośrednie podleganie konkurencji
W latach 2011–2013 około 50 przedsiębiorstw otrzymało koncesje wydobywcze, w związku z czym mogą uczestniczyć w działania poszukiwawczych prowadzonych na norweskim szelfie kontynentalnym (21).
Udział w rynku podmiotów gospodarczych prowadzących działalność w zakresie poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego można zazwyczaj ocenić na podstawie dwóch zmiennych: udokumentowanych zasobów i prognozowanej produkcji (22).
Udokumentowane zasoby światowe ropy naftowej w 2011 r. wynosiły 1 652,6 mld baryłek, zaś zasoby gazu ziemnego wynosiły 208,4 bln metrów sześciennych, czyli około 1 310,8 mld baryłek ekwiwalentów ropy naftowej (23). Pod koniec 2011 r. udokumentowane zasoby ropy naftowej w Norwegii wynosiły 6 900 mln baryłek, co stanowiło 0,4 % zasobów światowych (24). Udokumentowane zasoby gazu ziemnego w Norwegii w 2011 r. wynosiły 2,1 bln metrów sześciennych, co stanowiło 1 % zasobów światowych (25). Światowy udział w udokumentowanych zasobach w przypadku żadnego z pięciu największych przedsiębiorstw, prowadzących działalność na norweskim szelfie kontynentalnym, nie przekraczał 1 % (26).
Rząd norweski nie posiada informacji na temat udziałów w rynku światowym pięciu największych przedsiębiorstw prowadzących działalność na norweskim szelfie kontynentalnym, które oceniane są na podstawie prognozowanej produkcji. Uzasadnione jest jednak założenie, że istnieje bezpośredni związek pomiędzy udokumentowanymi zasobami ropy naftowej i gazu ziemnego a prognozowaną produkcją (27). Jak wynika z dostępnych informacji udział w rynku światowym największych przedsiębiorstw prowadzących działalność na norweskim szelfie kontynentalnym, który ocenia się na podstawie prognozowanej produkcji, prawdopodobnie w żadnym wypadku nie wpłynie na zmianę oceny Urzędu.
Ponadto Urząd przeanalizował informacje dotyczące licznych wniosków w sprawie rund udzielania koncesji na prowadzenie działalności na norweskim szelfie kontynentalnym oraz informacje dotyczące nowych operatorów na norweskim szelfie kontynentalnym. Z danych otrzymanych od rządu norweskiego, dotyczących liczby koncesji udzielonych w trzech ostatnich rundach w odniesieniu do norweskiego szelfu kontynentalnego (prowadzonych w latach 2011–2012) wynika, że w odniesieniu do każdej ogłoszonej koncesji składa aż dziewięć przedsiębiorstw. W latach 2008–2012 13 nowych operatorów otrzymało koncesje wydobywcze na prowadzenie działalności na norweskim szelfie kontynentalnym. Tak więc liczba przedsiębiorstw, które uzyskały koncesje na prowadzenie działalności na norweskim szelfie kontynentalnym jest znaczna (28).
Na podstawie powyższych elementów poziom koncentracji światowego rynku poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego należy uznać za niski. Istnieje prawdopodobieństwo, że przedsiębiorstwa działające na tym rynku podlegają znacznej presji konkurencyjnej. Nic nie wskazuje na to, by sektor nie funkcjonował zgodnie z zasadami rynkowymi. W związku z tym Urząd stwierdza, że rynek poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego bezpośrednio podlega konkurencji w rozumieniu dyrektywy 2004/17/WE.
6.2 Produkcja ropy naftowej
6.2.1 Rynek właściwy
Ropa naftowa jest towarem poszukiwanym na całym świcie, a jej cena zależy od podaży i popytu na całym świecie. Zgodnie z ustaloną praktyką Komisji Europejskiej (29) rozwój i produkcja ropy naftowej jest oddzielnym rynkiem produktowym o zasięgu ogólnoświatowym. Rząd norweski zgadza się z tą definicją rynku (30). Urząd zachowuje tę samą definicję rynku do celów niniejszej decyzji.
6.2.2 Bezpośrednie podleganie konkurencji
W przypadku odkrycia ropy naftowej (lub gazu ziemnego) koncesjobiorcy są zobowiązani, o ile zdecydują się rozwinąć dane pole, do przedstawienia norweskiemu Ministerstwu ds. Ropy Naftowej i Energii planu rozwoju i eksploatacji pola celem zatwierdzenia. Poniżej podany jest wykaz pól na norweskim szelfie kontynentalnym, na których przede wszystkim produkowana jest ropa naftowa (31), i w odniesieniu do których przedstawiono i zatwierdzono plan rozwoju i eksploatacji pola w ciągu ostatnich pięciu lat:
Nazwa pola i koncesji)
Udzielone na rzecz
Morvin, PL134B
Goliat, PL229
Knarr, PL373S
Ekofisk Sør, Eldfisk II, PL
Vigdis nordøst, PL089
Stjerne, part of Oseberg Sør
PL079, PL104
Hyme, PL348
Brynhild, PL148
Jette, PL027C, PL169C,
Skuld, PL128
Edvard Grieg, PL338
Bøyla, PL340
Svalin, PL169
W związku z tym na lata 2008–2012 zatwierdzono plany rozwoju i eksploatacji pola dotyczące produkcji ropy naftowej, które obejmują łącznie 20 przedsiębiorstw. Ponadto w 2010 r. Ministerstwo ds. Ropy Naftowej i Energii zaakceptowało plan rozwoju i eksploatacji pola, który obejmuje trzech nowych operatorów rynkowych (32).
Wykaz, oprócz norweskich przedsiębiorstw państwowych, zawiera również koncesjobiorców, takich jak duże przedsiębiorstwa naftowe oraz mniejsze przedsiębiorstwa. Rząd norweski twierdzi, że większość przedsiębiorstw naftowych, prowadzących działalność na norweskim szelfie kontynentalnym, wchodzi w skład korporacji o zróżnicowanym globalnym portfelu biznesowym. W związku z tym produkowaną ropę naftową sprzedaje się w dużej mierze przedsiębiorstwom powiązanym. Ponad połowę produkcji sprzedaje się jednak na rynku kasowym. Poniższy wykres przedstawia wielkość sprzedaży ropy naftowej pochodzącej z norweskiego szelfu kontynentalnego w 2009 r.
Wielkość sprzedaży ropy naftowej pochodzącej z norweskiego szelfu kontynentalnego w 2009 r.:
W 2011 r. całkowita dzienna produkcja ropy naftowej na świecie wynosiła 83 576 000 baryłek. W 2011 r. w Norwegii produkowano łącznie 2 039 000 baryłek na dobę. Stanowiło to 2,3 % światowej produkcji (33).
Jeżeli chodzi o produkcję ropy naftowej na norweskim szelfie kontynentalnym w 2011 r. najwyższy udział posiadał Statoil. Wśród pozostałych producentów prowadzących działalność na norweskim szelfie kontynentalnym znajdują się duże międzynarodowe przedsiębiorstwa naftowe, takie jak ExxonMobil, Total, ConocoPhillips, Marathon, Shell, BP i Eni. Udział żadnego z tych podmiotów w światowym rynku produkcji ropy naftowej nie przekraczał 3 % w 2011 r. (34). Poziom koncentracji na rynku właściwym jako całości był zatem niski.
W swoich decyzjach przyjętych na podstawie dyrektywy 2004/17/WE Komisja Europejska uznała, że zglobalizowany rynek produkcji ropy naftowej charakteryzuje się silną konkurencją między wieloma podmiotami (35). Nic nie wskazuje na to, by sytuacja uległa zmianie w ciągu ostatnich lat.
W świetle powyższych danych, Urząd uznaje, że nic nie wskazuje na to, by sektor nie funkcjonował zgodnie z zasadami rynkowymi, w związku z czym rynek rozwoju i produkcji ropy naftowej bezpośrednio podlega konkurencji w rozumieniu dyrektywy 2004/17/WE.
6.3 Produkcja gazu ziemnego
6.3.1 Rynek właściwy
W swoich licznych decyzjach przyjętych na podstawie rozporządzenia WE w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (36) Komisja Europejska zbadała rynek rozwoju, produkcji i hurtowej sprzedaży gazu, uznając, że istnieje jeden rynek dostaw gazu (obejmujący również rozwój i produkcję gazu) dla klientów w EOG (tj. gaz produkowany na polach gazowych i sprzedawany klientom, w tym krajowym operatorom zasiedziałym – w EOG) (37).
Gaz ziemny można transportować za pomocą sieci gazociągów kopalnianych lub statkami w postaci skroplonego gazu ziemnego („LNG”). W 2012 r. wywóz gazu z Norwegii wynosił około 112 mld metrów sześciennych, z czego 107 mld metrów sześciennych przetransportowano za pomocą gazociągów, a 5 mld metrów sześciennych na statkach jako LNG (38).
Rząd norweski twierdzi, że dostawy LNG są zastępowalne i konkurują bezpośrednio z gazem dostarczanym gazociągami. Po regazyfikacji LNG, można go wprowadzać do sieci gazociągów kopalnianych na zmianę z gazem, który jest dostarczany rurociągami z pól kopalnianych. Jako przykład podano Zeebrugge w Belgii: po przesłaniu gazu wyprodukowanego na norweskim szelfie kontynentalnym gazociągami do terminalu przeładunkowego oraz po regazyfikacji LNG na terminalu LNG w Zeebrugge, oba źródła gazu mogą być stosowane zamiennie. Mimo że nie wszystkie państwa EOG posiadają infrastrukturę regazyfikacji, zdolność regazyfikacyjna stale rośnie w ostatnich latach. W EOG zdolność regazyfikacyjna zbliża się do 200 mld metrów sześciennych. Wraz z rozwojem sieci gazociągów LNG staje się dostępny dla coraz większej liczby klientów EOG.
Komisja Europejska w swoich ostatnich decyzjach nie rozstrzygnęła, czy gaz LNG należy odróżnić od gazu dostarczanego gazociągami (39).
Do celów niniejszej decyzji Urząd podobnie stwierdza, że kwestia dotycząca odróżnienia gazu dostarczanego gazociągami od LNG może pozostać nierozstrzygnięta.
Funkcjonują oddzielne sieci dystrybucji gazu wysokokalorycznego i niskokalorycznego, a użytkownicy końcowi są podłączeni do zaopatrującej ich odpowiedniej sieci. Gaz wysokokaloryczny można zamienić w gaz niskokaloryczny i odwrotnie. Norwescy producenci gazu dostarczają gaz wysokokaloryczny.
Rząd norweski twierdzi, że poziom substytucyjności między gazem niskokalorycznym a wysokokalorycznym powinien wskazywać na fakt, że produkty te należą do tego samego rynku dostaw gazu z punktu widzenia dostaw surowca. Rząd norweski twierdzi również, że dostawy gazu niskokalorycznego stanowią stosunkowo niewielką część całkowitych dostaw gazu do EOG: około 10 %.
Do celów niniejszej decyzji Urząd stwierdza, że kwestia dotycząca odróżnienia gazu wysokokalorycznego od niskokalorycznego może pozostać nierozstrzygnięta.
W odniesieniu do definicji rynku produktowego, do celów niniejszej decyzji Urząd uznaje że istnieje jeden rynek dostaw gazu (obejmujący również rozwój i produkcję gazu). Kwestia, czy LNG lub gaz niskokaloryczny zaliczają się do właściwego rynku produktowego jest nieistotna dla wyników niniejszej decyzji.
Rząd norweski twierdzi, że trzy dyrektywy dotyczące rynku gazu doprowadziły do powstania zliberalizowanego i zintegrowanego rynku gazu ziemnego w Europie Północno-Zachodniej. UE dąży do osiągnięcia pełnej integracji rynków do 2014 r. W przypadku jednolitego rynku gazu rząd norweski uważa, że rozważanie udziału poszczególnych państw EOG w rynku nie jest właściwe. Twierdzi, że gdy dostawa gazu dotrze do granicy europejskiego rynku wewnętrznego, zostanie ona bez przeszkód przekazana do miejsca przeznaczenia zgodnie ze źródłami podaży i popytu.
Jeżeli chodzi o wywóz gazu z norweskiego szelfu kontynentalnego za pomocą gazociągów, około 70 % gazu przetransportowano do terminali odbiorczych w Niemczech i Zjednoczonym Królestwie, zaś pozostałą część do terminali w Belgii i Francji. Za pośrednictwem połączeń rurociągów i w ramach umów w sprawie transakcji wymiany gaz dostarczany gazociągami z Norwegii jest sprzedawany jeszcze innym państwom EOG: łącznie ponad 10 państwom EOG. W przypadku produkcji LNG na norweskim szelfie kontynentalnym około dwie trzecie gazu sprzedano w EOG. Oznacza to, że prawie cały zasób gazu norweskiego wywożony jest do EOG.
Ponadto rząd norweski twierdzi, że nabywcy gazu w EOG mają do dyspozycji wiele różnych źródeł zaopatrzenia. Źródła te obejmują zarówno gaz z UE (zwykle z Dani, Niderlandów i Zjednoczonego Królestwa) jak i krajów sąsiadujących (poza Norwegią również z Rosji, Algierii i Libii) lub z innych krajów (np. z krajów Bliskiego Wschodu lub Nigerii w postaci LNG).
Rząd norweski twierdzi również, że centra handlu gazem w Zjednoczonym Królestwie i na kontynencie europejskim w coraz większym stopniu koncentrują się na LNG, a kształtowanie się cen w różnych centrach świadczy o osiągnięciu znacznego poziomu integracji.
Jeżeli chodzi o definicję rynku geograficznego, w swoich poprzednich decyzjach sporządzonych na podstawie rozporządzenia WE w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw Komisja Europejska stwierdziła, że definicja ta najprawdopodobniej obejmuje EOG oraz przywóz gazu w Rosji i Algierii, ale ostatecznie nie rozstrzygnęła tej kwestii. W decyzji w sprawie połączenia Statoil i Hydro Komisja nie stwierdziła konieczności określenia jaki obszar geograficzny należy uznać za właściwy: (i) obszar EOG, (ii) obszar obejmujący te państwa EOG, w których sprzedaje się gaz pochodzący z norweskiego szelfu kontynentalnego (bezpośrednio przez gazociągi lub w ramach umów w sprawie transakcji wymiany) lub (iii) jakikolwiek kraj, któremu strony sprzedają gaz (40). Niezależnie od wspomnianej definicji geograficznej taka koncentracja nie budzi obaw co do naruszenia konkurencyjności na rynku dostaw gazu.
Do celów niniejszej decyzji oraz z powodów określonych poniżej Urząd uznaje, że nie ma konieczności określenia dokładnego zasięgu geograficznego rynku gazu ziemnego. W każdych rozsądnych granicach rynku geograficznego Urząd przyznaje, że dany sektor bezpośrednio podlega konkurencji.
6.3.2 Bezpośrednie podleganie konkurencji
W przypadku odkrycia gazu ziemnego (lub ropy naftowej) koncesjobiorcy są zobowiązani, o ile zdecydują się na rozwój danego pola, do przedstawienia planu rozwoju i eksploatacji pola do zatwierdzenia norweskiemu Ministerstwu ds. Ropy Naftowej i Energii. Poniżej podany jest wykaz pól na norweskim szelfie kontynentalnym (41), na których przede wszystkim produkowany jest gaz ziemny, i w odniesieniu do których przedstawiono i zatwierdzono plan rozwoju i eksploatacji danego pola w ciągu ostatnich kilku lat:
Yttergryta, PL062
Troll redevelopment,
PL054, PL085, PL085C
Oselvar, PL274
Noreco Norway
Trym, PL147
Gudrun, PL025
Marulk, PL122
Gaupe, PL292
Valemon, PL050, PL050B,
PL050C, PL050D, PL193B,
PL193D
Enterprise Oil Norge
Visund, Sør, PL120
Åsgard subsea compression
Atla, PL102C
Martin Linge, PL040, PL043
W okresie 2008–2012 zatwierdzono plany rozwoju i eksploatacji pola dotyczące produkcji gazu, które obejmują łącznie 14 przedsiębiorstw. W okresie 2009–2011 zatwierdzono plany rozwoju i eksploatacji pola, które obejmują trzech nowych operatorów (42). Ponad 25 przedsiębiorstw działających na norweskim szelfie kontynentalnym wywozi gaz do EOG (43).
W 2011 r. produkcja gazu w Norwegii wyniosła 101,4 mld metrów sześciennych, co stanowi 3,1 % produkcji światowej (44). Ponad 95 % gazu wyprodukowanego na norweskim szelfie kontynentalnym jest dostarczane gazociągami do sześciu punktów przeładunkowych w czterech państwach EOG (Zjednoczonym Królestwie, Niemczech, Belgii i Francji) (45). Około 1,4 mld metrów sześciennych (mniej niż 2 %) gazu wyprodukowanego na norweskim szelfie kontynentalnym zużyto na rynku krajowym w Norwegii.
Istnieje wiele niezależnych przedsiębiorstw, które prowadzą produkcję gazu na norweskim szelfie kontynentalnym. Ponadto koncesje otrzymują nowe przedsiębiorstwa. Do pięciu największych pod względem średniej rocznej produkcji przedsiębiorstw, prowadzących produkcją gazu na norweskim szelfie kontynentalnym, należą: Petoro, Statoil, Exxon Mobil, Total i Shell. Statoil jest największym przedsiębiorstwem produkującym gaz na norweskim szelfie kontynentalnym. Łączny udział trzech największych przedsiębiorstw w produkcji gazu na norweskim szelfie kontynentalnym nie przekracza 50 % (46).
Państwa członkowskie UE zużywają około 500 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Według Eurogasu (47) w 2011 r. dostawy gazu przesyłane zarówno za pośrednictwem gazociągów, jak i w postaci LNG z państw członkowskich UE stanowiły 33 % całkowitych dostaw netto, z Rosji 24 %, Norwegii 19 % (48), zaś z Algierii 9 %. Pozostałe 15 % stanowiły inne źródła z różnych części świata.
Wszyscy koncesjobiorcy prowadzący działalność na norweskim szelfie kontynentalnym są odpowiedzialni za sprzedaż własnego gazu. Przedsiębiorstwa produkcyjne na norweskim szelfie kontynentalnym zawierają umowy sprzedaży gazu z nabywcami w wielu państwach członkowskich UE. W 2011 r. całkowite zużycie gazu wyprodukowanego w Norwegii w każdym z sześciu państw członkowskich UE, które przywożą największe ilości gazu z norweskiego szelfu kontynentalnego, było następujące (49):
Państwo EOG
% zużycia gazu norweskiego
Krajowe zużycie gazu w EOG - IHS CERA
Statoil jest drugim co do wielkości dostawcą gazu do EOG po Gazpromie z około 20 % (50) całkowitym zużyciem w EOG. Jak wynika z powyższej tabeli w głównych państwach EOG, do których dostarczany jest gaz norweski, dostawcy z norweskiego szelfu kontynentalnego konkurują z dostawcami pozyskującymi gaz z innych obszarów geograficznych. W rezultacie nabywcy hurtowi w tych państwach EOG, oprócz gazu z norweskiego szelfu kontynentalnego, mają możliwość skorzystania z alternatywnych źródeł. Jest to widoczne w statystykach opracowanych przez Eurogas (tabela poniżej), z których wynika, że oprócz gazu norweskiego państwa członkowskie UE odbierały dostawy gazu z produkcji krajowej, Rosji, Algierii, Kataru i innych źródeł:
DOSTAWY GAZU ZIEMNEGO W PAŃSTWACH CZŁONKOWSKICH EUROGASU I UE, 2011 r. (51)
Inne źródła (52)
Zmiany stanu zapasów (53)
Inne salda
Zaopatrzenie netto ogółem
% zmian w latach 2011/ 2010
– 481,6
1 290,1
– 109,2
5 130,5
% zmian w latach 2011/10
– 199 %
terawatogodzina (ciepło spalania).
Przedstawione liczby stanowią najlepsze dane szacunkowe dostępne w momencie publikacji.
Jeżeli chodzi o państwa członkowskie UE mające największy udział w zaopatrzeniu w gaz z Norwegii, istnieją alternatywne źródła zaopatrzenia. Należą do nich m.in.:
w Zjednoczonym Królestwie, gdzie gaz z norweskiego szelfu kontynentalnego stanowi około 35 %, produkuje się znaczne ilości gazu krajowego (mimo że produkcja ta maleje od 2000 r.) (54). Przywóz LNG do Zjednoczonego Królestwa znacznie wzrósł w ciągu kilku ostatnich lat (55);
w Belgii, gdzie gaz z norweskiego szelfu kontynentalnego stanowi około 34 %, LNG jest regazyfikowany w terminalu LNG w Zeebrugge i można go przesyłać zamiennie z gazem dostarczanym gazociągami;
w Niemczech, gdzie gaz z norweskiego szelfu kontynentalnego stanowi około 32 %, odpowiednio w 2011 r. i 2012 r. uruchomiono dwa gazociągi Nord Stream z Rosji, zapewniając nowe źródło dostaw gazu z Rosji. Rząd norweski uważa, że uruchomienie tych gazociągów najprawdopodobniej doprowadzi do zwiększenia konkurencji między norweskimi a rosyjskimi dostawcami gazu, ponieważ zwiększy to dywersyfikację dostaw gazu do Europy.
Nabywcy na poziomie hurtowym muszą wywiązać się ze swoich zobowiązań typu „bierz-lub-płać” w ramach odpowiednich długoterminowych umów sprzedaży zawartych z norweskimi dostawcami gazu. Po wywiązaniu się z tych zobowiązań nabywcy hurtowi mogą bez przeszkód przejść na alternatywne źródła dostaw, takie jak zakup gazu dostarczanego gazociągami lub LNG w ramach transakcji gotówkowej, bądź też mogą zwiększyć ilość kupowanego gazu na podstawie długoterminowych umów z innymi dostawcami. Ostatnio zawierane umowy dotyczą zazwyczaj krótszego okresu. Według rządu norweskiego rynek kasowy zyskuje coraz większe znaczenie ze względu na rosnącą liczbę centrów handlu LNG, zarówno w Zjednoczonym Królestwie, jak i na kontynencie europejskim. Ponadto w UE zdolność regazyfikacyjna wzrosła ponad dwukrotnie w ciągu ostatnich pięciu lat. W 2011 r. gaz w postaci LNG stanowił 25 % przywozu netto gazu w UE w podziale na następujące państwa członkowskie:
DOSTAWY LNG W PAŃSTWACH CZŁONKOWSKICH EUROGASU I UE, 2011 r. (56).
Przywóz netto
% zmian w latach
Presja konkurencyjna na rynku gazu ziemnego wynika również z istnienia alternatywnych produktów do gazu (takich jak węgiel lub odnawialne źródła energii).
Wszystkie główne gazociągi prowadzone z norweskiego szelfu kontynentalnego na kontynent europejski i do Zjednoczonego Królestwa są własnością spółki Gassled (57). Dostępem do sieci gazociągów kopalnianych zarządza Gassco AS, przedsiębiorstwo będące w całości własnością państwa norweskiego. Gassco AS nie posiada udziałów, ani przepustowości w sieci gazociągów kopalnianych i działa niezależnie, jeżeli chodzi o udzielanie dostępu do wolnej przepustowości. System transportu gazu jest dostępny dla wszystkich podmiotów gospodarczych, którzy potrzebują przetransportować gaz ziemny. Przedsiębiorstwa produkcyjne i wykwalifikowani użytkownicy mają prawo do uzyskania dostępu do systemu na warunkach niedyskryminujących, obiektywnych i przejrzystych. Użytkownicy mają dostęp do przepustowości systemu w zależności od ich potrzeb w zakresie transportu gazu (58). Tak więc obecne jak i nowe podmioty, prowadzące produkcję gazu na norweskim szelfie kontynentalnym, mogą uzyskać dostęp do sieci gazociągów kopalnianych i dostarczać gaz klientom, konkurując z innymi podmiotami prowadzącymi działalność na norweskim szelfie kontynentalnym.
W świetle powyższych danych, Urząd uznaje, że nic nie wskazuje na to, by sektor nie funkcjonował zgodnie z zasadami rynkowymi, w związku z czym produkcja gazu ziemnego bezpośrednio podlega konkurencji w rozumieniu dyrektywy 2004/17/WE.
Urząd uważa, że następujące rodzaje działalności prowadzone w Norwegii, a w szczególności na norweskim szelfie kontynentalnym, bezpośrednio podlegają konkurencji w rozumieniu art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE:
produkcja ropy naftowej; oraz
Ponieważ warunek nieograniczonego dostępu do rynku uznaje się za spełniony, dyrektywa 2004/17/WE nie powinna mieć zastosowania, gdy podmiot zamawiający udziela zamówień w celu umożliwienia świadczenia usług wymienionych w pkt a), b) i c) w motywie 2 i 71 niniejszej decyzji na terenie Norwegii, w szczególności na norweskim szelfie kontynentalnym.
Niniejsza decyzja opiera się na sytuacji prawnej i faktycznej z marca 2013 r., ustalonej na podstawie informacji przedłożonych przez rząd norweski. Decyzja ta może ulec zmianie, jeżeli nastąpią istotne zmiany stanu prawnego i faktycznego, które spowodują, że nie będą już spełnione warunki stosowania art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE,
Akt, o którym mowa w pkt 4 załącznika XVI do Porozumienia o Europejskim Obszarze Gospodarczym, określający procedury przyznawania zamówień publicznych w sektorze usług użyteczności publicznej (dyrektywa 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 31 marca 2004 r. koordynująca procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych) nie ma zastosowania do zamówień udzielanych przez podmioty zamawiające w celu umożliwienia świadczenia następujących usług w Norwegii, a w szczególności na norweskim szelfie kontynentalnym:
Niniejsza decyzja jest skierowana do Królestwa Norwegii.
(1) Otrzymanym przez Urząd w dniu 6 listopada 2012 r. (nr referencyjny 652027).
(2) Nr referencyjny 657306.
(3) Otrzymanym przez Urząd w dniu 19 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663304).
(4) Nr referencyjny 665288.
(5) Nr referencyjny 666730, nr referencyjny 666722 i nr referencyjny 666680.
(6) Nr referencyjny 669171.
(7) Dz.U. L 164 z 30.6.1994, s. 3 i Dz.U. L 79 z 29.3.1996, s. 30 włączona do Porozumienia EOG decyzją Wspólnego Komitetu nr 19/95 (Dz.U. L 158 z 8.7.1995, s. 40 i Suplement EOG nr 25 z 8.7.1995, s. 1) („dyrektywa w sprawie zezwoleń”).
(8) Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 57, sprostowana w Dz.U. L 16 z 23.1.2004, s. 74 oraz włączona do Porozumienia EOG decyzją Wspólnego Komitetu nr 146/2005 (Dz.U. L 53 z 23.2.2006, s. 43 i Suplement EOG nr 10 z 23.2.2006, s. 17) („dyrektywa gazowa”). Dyrektywa ta została zastąpiona dyrektywą 2009/73/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającą dyrektywę 2003/55/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 94), ale tę ostatnią nie włączono jeszcze do przepisów EOG.
(9) Zob. sekcja 5 poniżej.
(10) Art. 30 ust. 2 dyrektywy 2004/17/WE.
(11) Zob. również decyzja Urzędu Nadzoru EFTA z dnia 22 maja 2012 r. wyłączająca produkcję i sprzedaż hurtową energii elektrycznej w Norwegii z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (decyzja nr 189/12/COL, Dz.U. L 287 z 18.10.2012, s. 21 i Suplement EOG nr 58 z 18.10.2012, s. 14).
(12) Ustawa z dnia 19 listopada 1996 r. nr 72 dotycząca działalności naftowej. (http://www.npd.no/en/Regulations/-Acts/Petroleum-activities-act/). Dyrektywa 94/22/WE w sprawie warunków udzielania i korzystania z zezwoleń na poszukiwanie, badanie i produkcję węglowodorów jest realizowana w norweskiej ustawie naftowej od dnia 1 września 1995 r. oraz w rozporządzeniu do ustawy dotyczącej działalności naftowej (norweskie rozporządzenia z dnia 27 czerwca 1997 r. nr 653) (http://www.npd.no/en/Regulations/Regulations/Petroleum-activities/).
(13) Zob. sekcje 3-3 i 3-5 norweskiej ustawy naftowej i sekcja 10 norweskiego rozporządzenia naftowego.
(14) Kryteria dotyczące obszarów „ „dojrzałych” opisano w białej księdze parlamentu norweskiego – „Przemysł przyszłości – norweski przemysł naftowy” (Meld. St. 28 (2010–2011) Sprawozdanie dla parlamentu norweskiego (Storting), s. 88). W celu rozszerzenia wyznaczonych obszarów objętych procedurą udzielenia koncesji zastosowanie mają następujące kryteria: (i) obszary ściśle związane z infrastrukturą (która obejmuje zarówno istniejącą, jak i planowaną infrastrukturę, z potencjalnymi zasobami na obszarach, w przypadku których czas odgrywa kluczową rolę); obszary, na których prowadzono poszukiwania (w tym obszary, na które udzielono wcześniej koncesje, ale z nich zrezygnowano, obszary, których stan jest znany, oraz obszary położone między obszarami posiadającymi koncesję a obszarami, w przypadku których zrezygnowano z koncesji); oraz obszary, które graniczą z istniejącymi z góry wyznaczonymi obszarami, ale w przypadku których nie ma zastosowania numerowana runda udzielania koncesji (zob. http://www.regjeringen.no/en/dep/oed/press-center/press-releases/2013/apa-2013-acreage-announcement.html?id=714569). Łącznie przyznano 324 koncesje wydobywcze od momentu ustanowienia systemu udzielenia koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów w 2003 r. oraz dokonano łącznie 32 odkryć (Meld. ST. 28 (2010–2011) Sprawozdanie dla parlamentu norweskiego (Storting), s. 86–87).
(15) Numerowane rundy udzielania koncesji opracowano, mając na uwadze obszary, na temat których istnieje ograniczona wiedza geologiczna, a stopniowe poszukiwanie jest wskazane. Przeprowadzono 21 numerowanych rund udzielania koncesji, przy czym koncesje na obszary udzielono w 21. rundzie, która odbyła się wiosną 2011 r. (biała księga – „Przemysł przyszłości – norweski przemysł naftowy” (Meld. St. 28 (2010–2011) Sprawozdanie dla parlamentu norweskiego (Storting), s. 21). Numerowane rundy udzielania koncesji obejmują głównie obszary graniczne norweskiego szelfu kontynentalnego, które posiadają największy potencjał jeżeli chodzi o odkrycie dużych zasobów. W dniu 2 listopada 2011 r. uruchomiono 22. rundę udzielania koncesji, zaś udzielanie nowych koncesji wydobywczych zaplanowano na wiosnę 2013 r. (http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/-pressesenter/pressemeldinger/2011/initiates-22nd-licensing-round.html?id=661990). Zob. również publikację sporządzoną przez norweskie Ministerstwo ds. Ropy Naftowej i Energii oraz norweską Dyrekcję ds. Ropy Naftowej – „Fakty 2012 – Norweski przemysł naftowy”, rozdział 5 dotyczący działalności poszukiwawczej, s. 30 i nast. (http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/).
(16) Por. sekcja 4-2 norweskiej ustawy naftowej.
(17) SDFI w pierwszych dwóch tabelach odnosi się do bezpośrednich interesów finansowych państwa norweskiego. Dzięki bezpośrednim interesom finansowym Norwegia posiada duże udziały w wydawaniu koncesji na produkcję ropy naftowej i gazu ziemnego na norweskim szelfie kontynentalnym. Portfel bezpośrednich interesów finansowych państwa jest zarządzany przez przedsiębiorstwo państwowe Petoro AS (www.petoro.no).
(18) Jest to zgodne z praktyką Komisji Europejskiej, przyjętą w decyzjach w sprawie połączeń i jej decyzjach przyznających wyłączenie na mocy art. 30 dyrektywy 2004/17/WE. Zob. w szczególności decyzja Komisji Europejskiej z dnia 29 września 1999 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr IV/M.1383 – Exxon/Mobil); decyzja Komisji z dnia 29 września 1999 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr IV/M.1532 – BP Amoco/Arco); decyzja Komisji z dnia 5 lipca 1999 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr COMP/M.1573 – Norsk Hydro/Saga), decyzja Komisji z dnia 3 maja 2007 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO); decyzja Komisji z dnia 19 listopada 2007 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr COMP/M.4934 – KAZMUNAIGAZ/ROMPETROL) i decyzja Komisji z dnia 21 sierpnia 2009 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG (sprawa nr COMP/M.5585 – Centrica/Venture production). Zob. również decyzja wykonawcza Komisji z dnia 28 lipca 2011 r. wyłączająca poszukiwanie ropy naftowej i gazu oraz wydobycie ropy naftowej w Danii, z wyjątkiem Grenlandii i Wysp Owczych, z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE (Dz.U. L 197 z 29.7.2011, s. 20); decyzja wykonawcza Komisji z dnia 24 czerwca 2011 r. wyłączająca poszukiwanie ropy naftowej i gazu oraz wydobycie ropy naftowej we Włoszech z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (Dz.U. L 166 z 25.6.2011, s. 28); decyzja wykonawcza Komisji z dnia 29 marca 2010 r. wyłączająca poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu w Anglii, Szkocji i Walii z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (Dz.U. L 84 z 31.3.2010, s. 52) oraz decyzja wykonawcza Komisji wyłączająca poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu w Niderlandach z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (Dz.U. 181 z 14.7.2009, s. 53).
(19) Zob. decyzja Komisji Europejskiej z dnia 23 stycznia 2003 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem (sprawa nr COMP/M.3052 – ENI/FORTUM GAS), sprawa nr IV/M.1383 – Exxon/Mobil oraz decyzje wykonawcze Komisji Europejskiej dotyczące Danii, Włoch, Anglii, Walii, Szkocji i Niderlandów (zob. przypis 18 powyżej).
(20) Zob. np. sprawa nr COMP/M.3052 – ENI/FORTUM GAS (pkt 13) i sprawa nr COMP/M.4545 – STATOIL/HYDRO (pkt 7) (zob. przypis 18 powyżej).
(21) Liczba ta obejmuje koncesje wydobywcze udzielone zarówno w ramach numerowanych rund udzielania koncesji, jak i w ramach rund udzielania koncesji w obrębie z góry wyznaczonych obszarów (por. nr referencyjny 663313, s. 1–20.
(22) Zob. np. decyzja Komisji Europejskiej w sprawie Exxon/Mobil (pkt 25 i 27) (przypis 18 powyżej).
(23) Zob. raport BP Statistical Review of World Energy z czerwca 2012 r. („zwany dalej statystykami BP”), s. 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) Zob. statystyki BP, s. 6.
(25) Zob. statystyki BP, s. 20.
(26) Por. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 22).
(27) Zob. np. decyzja wykonawcza Komisji Europejskiej dotycząca Danii (zob. przypis 18 powyżej) i decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Włoch (zob. przypis 18 powyżej).
(28) Zob. również publikację sporządzoną przez norweskie Ministerstwo ds. Ropy Naftowej i Energii oraz norweską Dyrekcję ds. Ropy Naftowej – „Fakty 2012 – Norweski przemysł naftowy”, rozdział 5 dotyczący scenariusza i działalności podmiotu, s. 33–35 (http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/).
(29) Zob. przypis 18 powyżej.
(30) Uwzględniając jednak fakt, że większość pól na norweskim szelfie kontynentalnym zawiera zarówno ropę naftową, jak i gaz ziemny, rząd norweski wyraził opinię, że wspólna produkcja ropy naftowej i gazu ziemnego na polach uniemożliwia rozróżnienie tych dwóch produkcji zgodnie z dyrektywą 2004/17/WE.
(31) Ponieważ na polach znajduje się zarówno ropa naftowa, jak i gaz ziemny, w tabeli znajdującej się w tej sekcji 6.2 wymieniono pola, na których produkuje się głównie ropę naftową. Pola, na których produkuje się gaz ziemny wymieniono w sekcji 6.3 poniżej.
(32) Zob. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 25).
(33) Zob. statystyki BP, s. 8.
(34) Por. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 26).
(35) Zob. decyzja wykonawcza Komisji Europejskiej dotycząca Danii (motyw 16) (przypis 18 powyżej). Zob. również decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Włoch (motyw 16); decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Anglii, Szkocji i Walii (motyw 16), decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Niderlandów (motyw 12) (zob. przypis 18 powyżej).
(36) Rozporządzenie Rady (WE) nr 139/2004 z dnia 20 stycznia 2004 r. w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw (zwane dalej „rozporządzeniem WE w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw”) (Dz.U. L 24 z 29.01.2004, s. 1) włączone do pkt 1 rozdziału A załącznika XIV do Porozumienia EOG decyzją nr 78/2004 (Dz.U. L 219 z 19.6.2004, s. 13 i Suplement EOG nr 32 z 19.6.2004, s. 1).
(37) Zob. sprawa nr IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO (pkt 9) (zob. przypis 18 powyżej).
(38) Zob. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 33).
(39) Zob. decyzja Komisji Europejskiej z dnia 16 maja 2012 r. uznająca koncentrację za zgodną ze wspólnym rynkiem oraz z funkcjonowaniem Porozumienia EOG, sprawa nr COMP/M.6477 – BP/CHEVRON/ENI/SONANGOL/TOTAL/JV (pkt 19). Zob. również sprawa nr IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO (pkt 12); decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Niderlandów (pkt 13) oraz decyzja wykonawcza Komisji dotycząca Anglii, Szkocji i Walii (pkt 15) (zob. przypis 18 powyżej).
(40) Sprawa nr IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO (pkt 16) (zob. przypis 18 powyżej).
(41) Ponieważ na polach znajduje się zarówno ropa naftowa, jak i gaz ziemny, w tabeli w tej sekcji 6.3 wymieniono pola, na których produkuje się głównie gaz ziemny. Pola, na których przede wszystkim produkuje się ropę naftową wymieniono w sekcji 6.2 powyżej.
(42) Zob. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 28).
(43) Por. powiadomienie rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 5 listopada 2012 r. (nr referencyjny 652027), s. 30).
(44) Zob. statystyki BP, s. 22.
(45) Terminale odbiorcze w: Dornum, Dunkierce, Easington, Emden, St Fergus i Zeebrugge (http://www.gassco.no/wps/wcm/connect/Gassco-NO/Gassco/Home/norsk-gass/Transportsystemet).
(46) Zob. pismo rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 15 lutego 2013 r. (nr referencyjny 663313), s. 28).
(47) Zob. sprawozdanie statystyczne Eurogasu z 2012 r. s. 1 (http://www.eurogas.org/uploaded/Statistical%20-Report%202012_final_211112.pdf).
(48) Jak wynika z informacji przedstawionych Urzędowi przez rząd norweski, dane te mogą być nieco wyższe. W tym przypadku nie ma to jednak znaczenia dla wyniku niniejszej decyzji.
(49) Statystyki dotyczące miejsca przeznaczenia norweskiego gazu ziemnego w EOG oparte są na narodowości przedsiębiorstwa nabywającego.
(50) Dane dotyczące wielkości sprzedaży obejmują sprzedaż odnotowaną przez Statoil w imieniu Petoro / SDFI.
(51) Tabela zaczerpnięta ze sprawozdania statystycznego Eurogasu z 2012 r., s. 6.
(52) łącznie z wywozem netto.
(53) (-) Zastrzyk / (+) Wycofanie.
(54) Przegląd Statystyk Energetycznych Zjednoczonego Królestwa (Digest of UK energy statistics - DUKES) 2012, Departament Energii i Zmian Klimatu, rozdział 4 - Gaz ziemny (https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/65800/5954-dukes-2012-chapter-4-gas.pdf), s. 95.
(55) Przegląd Statystyk Energetycznych Zjednoczonego Królestwa (zob. przypis 50), s. 95.
(56) Tabela zaczerpnięta ze sprawozdania statystycznego Eurogasu z 2012 r., s. 7.
(57) Gassled jest spółką joint venture nieposiadającą osobowości prawnej, której działalność reguluje prawo norweskie. Każdy z właścicieli Gassled posiada niepodzielny udział, odpowiadający jego udziałowi kapitałowemu, we wszystkich prawach i zobowiązaniach spółki joint venture (por. powiadomienie rządu norweskiego skierowane do Urzędu z datą 5 listopada 2012 r. (nr referencyjny 652027), s. 7–8).
(58) Zob. biała księga „Przemysł przyszłości – norweski przemysł naftowy” (Meld. St. 28 (2010–2011) Sprawozdanie dla parlamentu norweskiego (Storting), s. 68).
L 249/s3