19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/1

(1)

O anexo I do Regulamento (CE) n.o 881/2002 contém a lista das pessoas, grupos e entidades abrangidos pelo congelamento de fundos e de recursos económicos previsto nesse regulamento.

(2)

Em 11 de setembro de 2013, o Comité de Sanções do Conselho de Segurança das Nações Unidas (CSNU) decidiu eliminar uma pessoa singular da sua lista das pessoas, grupos e entidades a que é aplicável o congelamento de fundos e de recursos económicos.

(3)

O anexo I do Regulamento (CE) n.o 881/2002 deve, por conseguinte, ser atualizado em conformidade,

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/3

(1)

O Regulamento de Execução (UE) n.o 543/2011 estabelece, em aplicação dos resultados das negociações comerciais multilaterais do «Uruguay Round», os critérios para a fixação pela Comissão dos valores forfetários de importação dos países terceiros relativamente aos produtos e aos períodos indicados no Anexo XVI, parte A.

(2)

O valor forfetário de importação é calculado, todos os dias úteis, em conformidade com o artigo 136.o, n.o 1, do Regulamento de Execução (UE) n.o 543/2011, tendo em conta os dados diários variáveis. O presente regulamento deve, por conseguinte, entrar em vigor no dia da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia,

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/5

(1)

Em 13 de setembro de 2010, o Conselho adotou a Decisão 2010/570/UE, Euratom, que nomeia os membros do Comité Económico e Social Europeu pelo período compreendido entre 21 de setembro de 2010 e 20 de setembro de 2015 (1).

(2)

Vagou um lugar de membro do Comité Económico e Social Europeu na sequência do termo do mandato de Annika BRÖMS,

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/6

(1)

O anexo III da Decisão 2001/822/CE diz respeito à definição da noção de «produtos originários» e aos métodos de cooperação administrativa. O artigo 37.o desse anexo prevê que possam ser adotadas derrogações a essas regras de origem quando o desenvolvimento das indústrias existentes ou a instalação de novas indústrias num país ou território o justificarem.

(2)

No artigo 5.o, n.o 1, alíneas g), j), k) e o), do anexo III da Decisão 2001/822/CE, determina-se que a moenda parcial ou total do açúcar, a tamização e o acondicionamento em sacos são considerados operações insuficientes para conferir a qualidade de produto originário.

(3)

O artigo 6.o, n.o 4, do anexo III da Decisão 2001/822/CE estabelece que a acumulação ACP/CE-PTU para todos os produtos do setor do açúcar classificados no capítulo 17 do SH é suprimida ao longo do tempo e reduz progressivamente as quantidades para as quais essa acumulação é permitida. Ao fixar a quantidade em zero toneladas, a supressão conduziu finalmente à proibição de tal acumulação a partir de 1 de janeiro de 2011.

(4)

Em 2002, os Países Baixos apresentaram um pedido de derrogação à regra de origem em relação aos produtos do setor do açúcar dos códigos NC 1701 11 90, 1701 99 10 e 1701 91 00 transformados nas Antilhas Neerlandesas para uma quantidade anual de 3 000 toneladas. Esse pedido foi aceite e a derrogação terminou em 31 de dezembro de 2007.

(5)

Em 2009, os Países Baixos apresentaram um pedido de prorrogação da derrogação concedida em 2002, que foi indeferido pela Decisão 2009/699/CE da Comissão (2). Contudo, essa decisão aceitava um novo pedido de derrogação incluído no pedido de prorrogação, dentro dos limites das quantidades relativamente às quais tinham sido atribuídas licenças de importação de açúcar às Antilhas Neerlandesas para 2009 e 2010.

(6)

Em 2010, os Países Baixos solicitaram uma nova derrogação relativamente aos produtos do setor do açúcar transformados nas Antilhas Neerlandesas para o período de 2011 a 2013. Pela Decisão 2011/47/UE da Comissão (3), a derrogação foi concedida em conformidade com o disposto no artigo 37.o, n.os 1, 3 e 7, do anexo III da Decisão 2001/822/CE e sob determinadas condições, com o objetivo de estabelecer o equilíbrio dos interesses legítimos dos operadores dos países e territórios ultramarinos (PTU) com os objetivos da organização comum de mercado do açúcar da União. Os produtos em relação aos quais foi concedida a derrogação foram objeto de transformação efetiva nas Antilhas Neerlandesas e o valor acrescentado ao açúcar em bruto nas Antilhas Neerlandesas foi considerado como sendo de, pelo menos, 45 % do valor do produto acabado.

(7)

A Decisão 2011/47/UE explicava que a supressão progressiva da acumulação de origem ACP/CE-PTU no que se refere ao açúcar, tal como previsto no artigo 6.o, n.o 4, do anexo III da Decisão 2001/822/CE, mostrava a intenção da União de concentrar as preferências comerciais sobre a atividade económica que contribui de forma sustentável para o desenvolvimento dos PTU, tendo simultaneamente em devida conta o setor do açúcar da União. O mesmo princípio foi aplicado para efeitos da determinação das quantidades para as quais foi concedida a derrogação pela Decisão 2011/47/UE. O pedido apresentado em 2010 também indicava que a empresa de Curaçau, que beneficiou das derrogações anteriores, pretendia diversificar a sua produção para além da produção de açúcar, o que exige mais derrogações. Por conseguinte, as quantidades de derrogação foram suprimidas progressivamente (5 000 toneladas em 2011, 3 000 toneladas em 2012 e 1 500 toneladas em 2013).

(8)

No pedido apresentado em 2010, os Países Baixos salientaram que a empresa de Curaçau que beneficiou das derrogações anteriores pretendia diversificar as suas atividades para produzir misturas e açúcar biológico («açúcar bio»), que se destinam a mercados inequivocamente diferentes dos mercados dos produtos do setor do açúcar abrangidos pelo pedido apresentado em 2010. A derrogação solicitada em 2010 iria permitir que se reunisse o capital necessário para os investimentos exigidos para essa diversificação. Consequentemente, esperava-se que a derrogação concedida pela Decisão 2011/47/UE iria permitir gerar o volume de negócios exigido para financiar esses investimentos na diversificação de produtos e atividades, de modo a que a empresa beneficiária da derrogação deixasse de precisar de solicitar derrogações.

(9)

Em 11 de fevereiro de 2013, os Países Baixos solicitaram, em nome do Governo de Curaçau, uma nova derrogação às regras de origem estabelecidas no anexo III da Decisão 2001/822/CE, para o período de 1 de janeiro de 2013 a 31 de dezembro de 2013, data do termo da Decisão 2001/822/CE. O pedido abrangia uma quantidade anual total de 5 500 toneladas de produtos do setor do açúcar do código NC 1701 14 90, designados como «açúcar bio», originários de países terceiros e transformados em Curaçau para exportação para a União.

(10)

Este pedido foi oficialmente retirado pelos Países Baixos em 17 de abril de 2013, uma vez que as atividades de transformação descritas no pedido já não eram efetuadas nas Antilhas Neerlandesas. A empresa de Curaçau transferira parte das suas atividades de transformação do açúcar, em especial a produção de pedaços de açúcar fabricados a partir de açúcar de cana em bruto, acondicionados para venda a retalho, para a Bélgica, e a partir deste país abastece atualmente os supermercados dos Países Baixos. Reorientou a sua linha de produção restante para a tamização, limpeza, moenda e simples mistura de açúcar biológico e respetivo acondicionamento em sacos de 1 000 kg para transporte.

(11)

Em 17 de abril de 2013, os Países Baixos apresentaram um segundo pedido de derrogação para 5 000 toneladas de produtos do setor do açúcar, descritos como açúcar de cana em bruto biológico do código NC 1701 14 90, para o período compreendido entre 1 de janeiro de 2013 e 31 de dezembro de 2013. Os Países Baixos explicaram que no seguimento de discussões com as autoridades de Curaçau se concluíra que as quantidades relativamente às quais a Decisão 2011/47/UE concedera uma derrogação para 2013 não seriam suficientes para prosseguir as atividades da empresa que realiza a transformação do açúcar em Curaçau.

(12)

O segundo pedido foi motivado, sobretudo, por uma alteração de circunstâncias da empresa em causa (que tinha alterado a sua atividade empresarial para a transformação de açúcar de cana biológico), pela evolução do mercado mundial do açúcar (uma vez que a UE se tornou um importador líquido de açúcar), pelo facto de o valor acrescentado às matérias-primas do país terceiro ser superior a 45 % do preço à saída da fábrica do produto acabado e pela criação de empregos diretos e indiretos em Curaçau. Em 14 de junho de 2013 e 28 de junho de 2013, os Países Baixos facultaram informações complementares para fundamentar o seu pedido de 17 de abril de 2013.

(13)

Por carta de 16 de julho de 2013, a Comissão solicitou que as autoridades neerlandesas tomassem nota da sua apreciação do pedido e da intenção de recomendar que o mesmo fosse indeferido. A Comissão também solicitou que as autoridades neerlandesas transmitissem esta apreciação à empresa potencialmente abrangida pela derrogação para permitir que tanto os Países Baixos como a empresa em causa levantassem questões sobre aspetos factuais ou de direito que pudessem dizer respeito ao pedido antes de a Comissão tomar a sua decisão final. O prazo de resposta foi fixado em 25 de julho de 2013. Foi recebida uma resposta das autoridades neerlandesas em 24 de julho de 2013.

(14)

O artigo 37.o, n.o 7, do anexo III da Decisão 2001/822/CE prevê que seja concedida a derrogação quando o valor acrescentado aos produtos não originários utilizados no PTU interessado for igual a, pelo menos, 45 % do valor do produto acabado, desde que a derrogação não seja suscetível de causar um prejuízo grave a um setor económico da União ou de um ou mais dos Estados-Membros.

(15)

A informação recebida da empresa de Curaçau, tal como comunicada pelos Países Baixos, no que diz respeito ao cálculo do valor gerado em Curaçau para a produção de açúcar de cana «bio» em 2013, indica o valor acrescentado pela transformação de 5 000 toneladas de «açúcar bio». A empresa também indicou o preço de aquisição de uma tonelada de «açúcar bio» em bruto originário de países terceiros e o preço à saída da fábrica a que é vendida uma tonelada de «açúcar bio». Segundo a empresa, estes números geram um valor acrescentado de 52 % em relação ao preço à saída da fábrica. Segundo as mesmas informações, a produção de 1 500 toneladas de «açúcar bio» poderia gerar um valor acrescentado de 88 % em relação ao preço à saída da fábrica.

(16)

A informação recebida da empresa, tal como comunicada pelos Países Baixos, no que diz respeito ao cálculo do valor gerado em Curaçau para o «açúcar cristal mascavado» em 1 de janeiro de 2013, indica o valor acrescentado pelas operações de complemento de fabrico ou de transformação de 5 500 toneladas de «açúcar cristal mascavado». Nos casos em que o mais elevado valor acrescentado disponível por tonelada para o «açúcar cristal mascavado» seja considerado realista, o valor acrescentado em relação ao preço à saída da fábrica é de cerca de 52,4 %. No entanto, as operações de transformação efetuadas no «açúcar bio» implicam uma menor transformação em comparação com o «açúcar cristal» acondicionado para venda a retalho. O valor acrescentado inerente a estas operações e os custos de transformação reais só podem, portanto, ser inferiores para o «açúcar bio» acondicionado em sacos de 1 000 kg para o transporte em comparação com o «açúcar cristal mascavado» acondicionado para venda a retalho.

(17)

Segundo o relatório «Global Sugar Outlook – 2013 Report» (4), o custo de produção do açúcar de cana no Brasil, a região mais competitiva do mundo para a produção de açúcar, é de 224,7 USD por tonelada para a produção de cana-de-açúcar e de 95 USD por tonelada para transformar a cana-de-açúcar em açúcar em bruto. Os custos totais, incluindo os custos administrativos, são 367,8 USD por tonelada ou, a uma taxa de câmbio de 1 EUR = 1,3 USD, 283 EUR por tonelada de açúcar de cana em bruto. Tendo em conta as operações agrícolas e de transformação envolvidas na produção de açúcar em bruto a partir da cana-de-açúcar, afigura-se pouco provável que os custos pela simples limpeza, moenda e acondicionamento de açúcar de cana biológico, que representam apenas uma fração do processo de produção, sejam mais elevados. Considerando 283 EUR por tonelada como custos de produção realistas para o cálculo do valor acrescentado de limpeza, moenda e acondicionamento de açúcar de cana em bruto biológico na empresa de Curaçau, o preço à saída da fábrica é de 1 020,19 EUR por tonelada e o valor acrescentado em relação ao preço à saída da fábrica ascende a apenas 32,2 %.

(18)

Na simulação de custos comparáveis no considerando 17, o valor acrescentado não alcançaria 45 %. É, portanto, irrealista que a empresa de Curaçau obtivesse um tal valor acrescentado pela simples transformação. Em vez disso, há que considerar que os números transmitidos à Comissão incluem outros gastos gerais e ganhos que não representam montantes em benefício da população de Curaçau.

(19)

Em conformidade com o artigo 37.o, n.o 3, alínea c), do anexo III da Decisão 2001/822/CE, o exame de pedidos de derrogação deve ter em conta os casos em que se possa demonstrar claramente que as regras de origem poderiam desencorajar investimentos consideráveis numa dada indústria e que uma derrogação que favorecesse a realização de um programa de investimentos permitiria satisfazer essas regras faseadamente.

(20)

A supressão da acumulação de origem ACP/CE-PTU no que se refere ao açúcar em 1 de janeiro de 2011 foi previamente levada ao conhecimento da empresa de Curaçau, que teve tempo suficiente para se preparar e diversificar a sua produção para produtos que não exigissem derrogação.

(21)

Durante o período compreendido entre 2009 e 2013, a empresa de Curaçau beneficiou de derrogações que a ajudaram a gerar o volume de negócios necessário para investir na diversificação para a produção de produtos que não exigem derrogação às regras de origem. Segundo as informações que a empresa facultou, os investimentos foram muito reduzidos em 2009 e não se realizaram quaisquer investimentos entre 2010 e 2012. As derrogações, por conseguinte, apenas contribuíram para manter as atuais atividades da empresa de Curaçau sem contribuírem de forma sustentável para o desenvolvimento de uma indústria existente ou a instalação de uma nova indústria. Por conseguinte, é pouco provável que uma nova derrogação incentivasse a empresa a realizar novos investimentos.

(22)

Para que as misturas de açúcar da posição SH 2106, que contêm pectina ou caseína, sejam consideradas originárias de Curaçau, beneficiando, assim, de um acesso preferencial ao mercado da União, o valor do açúcar não originário utilizado no fabrico do produto final não pode exceder 30 % do preço à saída da fábrica do produto. Ao diversificar a produção para estas misturas, tal como proposto no atual pedido, a empresa continuaria a ter de solicitar uma derrogação, a fim de poder cumprir as regras de origem.

(23)

Segundo o artigo 37.o, n.o 3, alínea b), do anexo III da Decisão 2001/822/CE, o exame dos pedidos de derrogação deve ter em conta os casos em que a aplicação das regras de origem em vigor afetaria sensivelmente a capacidade de uma indústria existente num PTU para continuar a exportar para a União e, especialmente, os casos em que essa aplicação pudesse implicar a cessação da atividade.

(24)

A Comissão mantém um balanço para analisar o mercado do açúcar e para verificar se as existências de açúcar são suficientes, se é necessário açúcar adicional ou se tem de se retirar açúcar do mercado, a fim de manter um nível de preços próximo do preço de referência. Esse balanço tem sempre indicado uma quantidade de 50 000 a 60 000 toneladas de açúcar importadas a direito pleno.

(25)

Para os produtos do setor do açúcar do código NC 1701 14 90, aplica-se na União um direito pautal de 419 EUR por tonelada. Considerando que o preço do açúcar branco no mercado mundial, que inclui os custos de refinação, negociado na bolsa de futuros de Londres, é de cerca de 380 EUR por tonelada e que se aplica um direito aduaneiro de 419 EUR por tonelada, o preço desse açúcar seria, pelo menos, de 800 EUR por tonelada quando entregue na União, com os direitos pagos. O preço médio destes produtos do setor do açúcar fabricados na União, tal como comunicado pelos Estados-Membros em conformidade com o artigo 9.o do Regulamento (CE) n.o 1234/2007 do Conselho (5), é de cerca de 725 EUR por tonelada. Em tais condições, não é provável que esses produtos do setor do açúcar sejam importados de forma rentável na União, a menos que se trate de açúcar de alta qualidade, biológico ou do comércio justo, produtos esses que são vendidos a um preço muito mais elevado do que os outros produtos do setor do açúcar.

(26)

Por conseguinte, é provável que uma parte substancial das importações na União, a direito aduaneiro pleno, diga respeito a açúcar biológico ou açúcar do comércio justo, já que esses produtos podem ser vendidos até 3 000 EUR por tonelada no setor da venda a retalho. O volume das importações de açúcar de cana biológico, a direito pleno, na União, mostra que os exportadores de açúcar a nível mundial sobrevivem no mercado atual.

(27)

Acrescentando ao preço de compra do açúcar em bruto, tal como comunicado pela empresa, 283 EUR por tonelada como custo de produção realista para o cálculo do valor acrescentado para a moenda e acondicionamento de açúcar de cana em bruto biológico na empresa de Curaçau, a margem de lucro e os custos de transporte, tal como comunicados pela empresa, e os direitos de importação a pagar na União, a empresa de Curaçau deveria estar ainda em posição de exportar «açúcar bio» para a União de forma rendível, sem ter de solicitar uma derrogação que isenta o importador na União do pagamento dos direitos de importação aplicáveis. Além disso, o nível dos preços de venda por tonelada do «açúcar bio» para o comprador nos Países Baixos, tal como indicado no pedido dos Países Baixos, pode ser considerado suficiente para compensar o impacto do direito aduaneiro pleno aplicado.

(28)

Como operador PTU, a empresa de Curaçau que executa as atividades de transformação dos produtos do setor do açúcar está a colocar-se no mercado mundial e é livre de exportar os seus produtos para qualquer parte do mundo, incluindo a União. Essa empresa pode, por conseguinte, ser comparada com outros operadores de todo o mundo que realizam a mesma atividade. Em especial, o nível dos custos de transporte, dos PTU para a União, que, segundo as informações que a empresa facultou, se elevam a 42,59 EUR por tonelada não coloca a empresa de Curaçau numa situação de desvantagem concorrencial com outros operadores no mercado, uma vez que a empresa é livre de vender os seus produtos a mercados mais próximos do seu local de atividade do que a União.

(29)

As exportações de açúcar, melaços e mel representam apenas 6 % do total das exportações de mercadorias provenientes de Curaçau, exceto produtos petrolíferos. As atividades de movimentação de contentores relacionadas com a importação e exportação de produtos do setor do açúcar representam apenas 2 % do total dessas atividades relacionadas com a importação e a exportação. A contribuição destas exportações para o desenvolvimento do território só pode ser reduzida, na melhor das hipóteses.

(30)

Em termos de emprego, esperava-se que a derrogação criasse 10 postos de trabalho adicionais, o que é muito pouco em comparação com o aumento solicitado do volume de produção. Em especial, os 10 postos de trabalho adicionais que se criariam são menos do que os 20 postos de trabalho perdidos desde o pedido de 2010, tendo então os Países Baixos indicado que trabalhavam 35 pessoas na empresa de Curaçau, e o segundo pedido de 2013, declarando que trabalhavam 15 pessoas na empresa.

(31)

O impacto de uma recusa da nova derrogação solicitada em 17 de abril de 2013 seria mínimo. Uma recusa não impediria a empresa de continuar as suas exportações de produtos do setor do açúcar para a União nem constituiria um obstáculo ao investimento na indústria do açúcar de Curaçau, visto que a margem de lucro continuaria a ser suficiente para facilitar os investimentos, mesmo que se pagasse a taxa de direito pleno na União.

(32)

Por conseguinte, a derrogação solicitada não se justifica nos termos artigo 37.o, n.o 1, n.o 3, alíneas b) e c), e n.o 7, do anexo III da Decisão 2001/822/CE.

(33)

As medidas previstas na presente decisão estão em conformidade com o parecer do Comité do Código Aduaneiro,

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/10

(1)

O artigo 26.o do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE) define o mercado interno como um espaço sem fronteiras internas no qual a livre circulação das mercadorias, das pessoas, dos serviços e dos capitais é assegurada. O artigo 4.o, n.o 3, do Tratado da União Europeia exige que os Estados-Membros tomem todas as medidas adequadas para assegurar o pleno cumprimento das suas obrigações nos termos do direito da União.

(2)

O mercado interno oferece inúmeras oportunidades às pessoas que pretendem viver e trabalhar noutro Estado-Membro e às empresas que desejam expandir os seus mercados. Embora o mercado interno funcione de um modo geral bem, surgem por vezes problemas, quando as autoridades públicas não respeitam o direito da União.

(3)

Na sequência da Recomendação 2001/893/CE da Comissão, de 7 de dezembro de 2001, relativa aos princípios de utilização da «SOLVIT» — a rede de resolução de problemas no mercado interno (1), foi criada a rede SOLVIT, que consiste numa rede de centros criados pelos Estados-Membros no seio das suas administrações nacionais, e que constitui um meio rápido e informal de resolver os problemas com que as pessoas e as empresas se deparam no exercício dos seus direitos no mercado interno.

(4)

Embora a rede SOLVIT seja de natureza informal e pragmática, a sua criação contribui para garantir que as soluções encontradas estão em conformidade com o direito da União. A SOLVIT assenta num processo transparente de resolução de problemas que envolvem dois Estados-Membros. Apesar de a Comissão não ser habitualmente implicada na resolução destes casos, está em estreito contacto com os centros SOLVIT, oferece uma formação jurídica regular e, em determinados casos complexos, fornece um aconselhamento informal. Acompanha ainda o processamento dos casos por parte da SOLVIT, bem como as respetivas soluções, através da base de dados em linha, e pode intervir se considerar que as soluções propostas pelos centros SOLVIT não são conformes com a legislação da União. O referido dispositivo não apenas contribui para a legalidade das soluções nos casos específicos, como também, tal como indicam os resultados da avaliação dos trabalhos da rede SOLVIT, permitiu melhorar de um modo geral o cumprimento do direito da União por parte das autoridades nacionais.

(5)

A SOLVIT tem evoluído de forma assinalável desde a sua criação. Neste momento, processa dez vezes mais casos do que há dez anos. Trata igualmente uma variedade de casos muito maior do que inicialmente previsto. A esmagadora maioria dos casos são resolvidos com êxito, num prazo médio de nove semanas, conduzindo a elevados níveis de satisfação entre os cidadãos e as empresas que já utilizaram a SOLVIT.

(6)

Embora a rede SOLVIT constitua um êxito, o aumento da escala dos serviços prestados veio amplificar vários desafios. Uma avaliação aprofundada da rede, efetuada ao longo de 2010, indica que nem todos os centros SOLVIT dispõem de recursos de igual qualidade nem estão igualmente bem posicionados. A aceitação de casos e o nível do serviço oferecido também são variáveis em toda a rede. Além disso, o número de pessoas e empresas que chegam a ter acesso à SOLVIT é demasiado reduzido.

(7)

Perante estes factos, é necessário adotar medidas para reforçar ainda mais a rede SOLVIT e aumentar a sua visibilidade em linha e fora de linha, tal como salientado no documento de trabalho dos serviços da Comissão intitulado «Reforçar a eficácia da resolução de problemas no mercado único», na Comunicação intitulada «Uma melhor governação para o mercado único» (2) e no Relatório sobre a cidadania da UE (3). Neste contexto, a Recomendação 2001/893/CE deve ser substituída por uma nova recomendação. Esta nova recomendação tem por objetivo clarificar a missão da rede SOLVIT, com base nas melhores práticas. Estabelece objetivos e normas, tanto para os Estados-Membros como para a Comissão, a fim de assegurar que as empresas e os cidadãos recebem uma assistência eficaz quando o direito da União não é respeitado. Visa também garantir que os centros da rede SOLVIT aplicam as mesmas regras e oferecem o mesmo tipo de serviço, de modo coerente, em toda a rede.

(8)

Para garantir que aquele mandato é interpretado de modo coerente em toda a rede, a presente recomendação define os tipos de casos que devem ser tratados pela SOLVIT. A Recomendação 2001/893/CE estabelece que a rede SOLVIT trata dos casos em que se verifica uma «aplicação incorreta» das «regras relativas ao mercado interno». Esta forma de definição do âmbito de aplicação deu origem a incoerências. Em primeiro lugar, tem-se argumentado que a expressão «aplicação incorreta» implica que os centros SOLVIT não podem tratar dos casos em que as normas nacionais são contrárias ao direito da União (os chamados «casos estruturais») e, em segundo lugar, que a SOLVIT apenas pode intervir quando o direito da União em causa diz respeito ao mercado interno.

(9)

Os casos do âmbito da SOLVIT são agora definidos como todos os problemas transfronteiras causados por uma presumível infração ao direito da União que rege o mercado interno por parte de uma autoridade pública, se e na medida em que tais problemas não forem objeto de procedimentos judiciais, a nível nacional ou a nível da UE.

(10)

O termo «infração» é utilizado para especificar que os centros SOLVIT aceitam, na qualidade de caso SOLVIT, todas as situações em que as autoridades públicas não respeitam o direito da União que rege o mercado interno, independentemente da causa última do problema. A esmagadora maioria dos casos tratados pela SOLVIT decorrem de situações em que uma autoridade pública aplica incorretamente o direito da União que rege o mercado interno. No entanto, os centros SOLVIT já demonstraram igualmente a sua capacidade para oferecer uma ajuda eficaz quando surgem problemas estruturais. Embora os casos estruturais representem apenas uma pequena parcela no conjunto dos casos tratados pela SOLVIT, a aceitação desse tipo de casos pela SOLVIT é importante para assegurar que tais problemas não passam despercebidos. Constitui a melhor garantia de que os problemas estruturais são abordados de modo eficaz ao nível adequado.

(11)

A presente recomendação confirma que a SOLVIT trata dos casos que apresentam um problema transfronteiras envolvendo uma autoridade pública. O critério relativo ao caráter transfronteiras do problema assegura que os casos SOLVIT são tratados pelos centros SOLVIT em dois Estados-Membros, o que garante a transparência e a qualidade dos resultados. O critério relativo ao envolvimento de uma autoridade pública está associado ao facto de a SOLVIT fazer parte da administração nacional e agir apenas a título informal.

(12)

A presente recomendação procura também clarificar o nível de serviço que os particulares e as empresas podem esperar da SOLVIT. Especifica a forma como os requerentes devem ser informados e a assistência mínima de que devem beneficiar. Clarifica também as diversas etapas processuais e prazos a respeitar no tratamento dos casos SOLVIT, bem como o seguimento a dar a um caso quando este não puder ser resolvido.

(13)

Além disso, a presente recomendação estabelece as normas mínimas a respeitar pelos centros SOLVIT, em termos de organização, assistência jurídica e relações com outras redes. Clarifica igualmente o papel da Comissão no contexto da rede SOLVIT.

(14)

A Comissão reestruturou recentemente a base de dados em linha SOLVIT num módulo independente do sistema de informação do mercado interno. Em virtude desta integração técnica, as regras enunciadas no Regulamento (UE) n.o 1024/2012 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativo à cooperação administrativa através do sistema de informação do mercado interno e que revoga a Decisão 2008/49/CE da Comissão («Regulamento IMI») (4), relativas ao tratamento dos dados pessoais e das informações confidenciais, são igualmente aplicáveis aos procedimentos no âmbito da SOLVIT. A presente recomendação especifica ainda determinados aspetos do processamento dos dados pessoais no âmbito da SOLVIT, em conformidade com o Regulamento IMI.

(15)

A presente recomendação não tem por objetivo especificar a forma como a Comissão trata as queixas que recebe diretamente e não prejudica de modo algum o papel da Comissão enquanto guardiã dos Tratados. Não têm tampouco por objetivo especificar o papel do projeto «EU Pilot» e dos seus coordenadores nacionais. Estes elementos são objeto de orientações específicas, que são regularmente atualizadas.

1.

Os centros SOLVIT deverão estar disponíveis por telefone ou por correio eletrónico, e dar uma resposta imediata às comunicações que lhe são dirigidas.

2.

Os requerentes deverão receber, no prazo de uma semana, uma primeira reação relativamente ao problema apresentado, indicando nomeadamente, se as informações prestadas o permitirem, se a SOLVIT pode ou não aceitar o seu caso. Sempre que necessário, deverão ser convidados, na mesma ocasião, a apresentar todos os documentos necessários ao tratamento do seu dossiê. No prazo de um mês após essa primeira reação, e na condição de o seu dossiê estar completo, os requerentes deverão receber uma confirmação de que o seu caso foi (ou não) aceite pelo centro responsável e, por conseguinte, foi (ou não) aberto na qualidade de caso SOLVIT.

3.

Caso um problema não possa ser aceite na qualidade de caso SOLVIT, os requerentes deverão ser informados dos motivos dessa recusa e aconselhados sobre outras vias possíveis para ultrapassarem o problema, nomeadamente a sinalização ou a transferência do problema, se possível, para outra rede relevante de informação ou de resolução de problemas ou para as autoridades nacionais competentes relevantes.

4.

No prazo de dez semanas a contar da data de abertura do caso, o requerente deverá receber uma solução para o seu problema, que poderá incluir uma clarificação da legislação da União aplicável. Em circunstâncias excecionais, nomeadamente quando se estiver muito perto de encontrar uma solução ou quando se tratar de um problema estrutural, o caso poderá ser mantido aberto para além do prazo, sob reserva de informação do requerente, até um máximo de dez semanas adicionais.

5.

Os requerentes deverão ser informados sobre a natureza informal da rede SOLVIT e sobre os procedimentos e prazos aplicáveis. Essa informação deverá incluir informações sobre as outras vias de recurso possíveis, bem como uma advertência de que o tratamento de um caso na rede SOLVIT não implica a suspensão dos prazos de recurso nacionais e de que as soluções oferecidas pela SOLVIT são informais e não podem ser objeto de recurso. Além disso, os requerentes devem ser informados de que a utilização da rede SOLVIT é gratuita. Os requerentes devem ser regularmente informados sobre a situação do seu processo.

6.

Na medida em que os processos no âmbito da rede SOLVIT são de natureza informal, nada impede os requerentes de encetarem processos formais a nível nacional, o que terá por resultado o encerramento do caso SOLVIT.

7.

Quando é encontrada uma solução favorável, o requerente deve ser informado sobre as medidas a adotar a fim de beneficiar da solução proposta.

8.

Quando se tornar evidente que um determinado caso não será resolvido no âmbito da rede SOLVIT, esse caso deverá ser encerrado e o requerente deverá ser informado sem demora de tal facto. Nesse caso, a rede SOLVIT deverá igualmente informar o requerente sobre outras possíveis vias de recurso a nível nacional ou da União. Se os autores da queixa forem aconselhados a apresentar uma queixa à Comissão, os centros SOLVIT deverão encorajá-los a remeterem para o processo anteriormente aberto junto da rede SOLVIT (fornecendo um número de referência e sintetizando brevemente o processo). Os casos para os quais não foi encontrada solução deverão ser sistematicamente comunicados à Comissão através da base de dados.

9.

Uma vez encerrado o caso, os requerentes deverão ser convidados a dar o seu feedback sobre a forma como o caso foi tratado pela SOLVIT.

1.

Deve existir um centro SOLVIT em cada Estado-Membro.

2.

Para assegurar que os centros SOLVIT podem executar as tarefas previstas na presente recomendação, os Estados-Membros devem garantir que os centros SOLVIT:

1.

Todos os casos SOLVIT devem ser tratados através de dois centros SOLVIT, o centro de origem e o centro responsável.

2.

O centro de origem e o centro responsável deverão cooperar de forma aberta e transparente, com vista a encontrar soluções rápidas e eficazes para os requerentes.

3.

O centro de origem e o centro responsável deverão acordar a língua que utilizam para comunicar entre si, tendo em conta o objetivo de resolver os problemas através de contactos informais o mais rápida e eficazmente possível e de assegurar a transparência e a comunicação de informações.

4.

Todos os problemas recebidos, as apreciações feitas pelos centros SOLVIT envolvidos no caso, as etapas seguidas e as soluções propostas devem ser registados na base de dados SOLVIT de um modo claro e completo. Se um caso apresentar problemas estruturais, deverá ser assinalado como tal na base de dados, para permitir à Comissão um controlo sistemático desses casos.

5.

Todas as soluções propostas devem estar em plena conformidade com o direito da União.

6.

Os centros SOLVIT deverão respeitar as regras pormenorizadas em matéria de tratamento de casos estabelecidas no manual para o tratamento de casos no âmbito da rede SOLVIT, que será objeto de revisão periódica pela Comissão em cooperação com os centros SOLVIT.

1.

O centro de origem deverá registar todos os problemas jurídicos recebidos, independentemente de poderem ou não ser considerados como casos SOLVIT.

2.

Uma vez que o centro de origem aceite tratar de uma queixa na qualidade de caso SOLVIT, deverá constituir um dossiê completo e levar a cabo uma análise jurídica completa do problema, antes de a submeter ao centro responsável.

3.

Ao receber uma proposta de solução da parte do centro responsável, incluindo uma clarificação da legislação da União aplicável, deverá verificar se a solução está em conformidade com o direito da União.

4.

O centro de origem deverá fornecer ao requerente informações atempadas e adequadas, durante as etapas relevantes do processo.

1.

O centro responsável deverá confirmar a aceitação de um caso no prazo de uma semana após a sua submissão pelo centro de origem.

2.

O centro responsável deverá ter por objetivo encontrar soluções para os requerentes, incluindo a clarificação da legislação aplicável da União, e deverá informar regularmente o centro de origem sobre a evolução do caso.

3.

Caso o problema apresentado pelo requerente seja um problema estrutural, o centro responsável deverá determinar, o mais rapidamente possível, se o problema pode ou não ser resolvido através do procedimento SOLVIT. Se considerar que não é possível, deverá encerrar o caso considerando-o não resolvido e informar as autoridades nacionais relevantes responsáveis pela correta aplicação do direito da União nesse Estado-Membro, por forma a assegurar que se põe efetivamente termo à infração ao direito da União. A Comissão deverá igualmente ser informada através da base de dados.

1.

A Comissão presta assistência e apoio ao funcionamento da SOLVIT:

2.

Quando adequado, a Comissão pode remeter para a SOLVIT as queixas que tenha recebido, com vista a encontrar uma solução rápida e informal, sob reserva do consentimento do autor da queixa.

1.

Os centros SOLVIT deverão efetuar controlos de qualidade periódicos aos casos por eles tratados na qualidade de centro de origem e de centro responsável, tal como especificado no manual para o tratamento de casos.

2.

Os serviços da Comissão efetuarão periodicamente controlos de qualidade globais de todos os casos e notificarão os eventuais problemas aos centros SOLVIT envolvidos, que deverão tomar as medidas adequadas para corrigir as deficiências detetadas.

3.

A Comissão elaborará regularmente relatórios sobre a qualidade e o desempenho da rede SOLVIT. A Comissão irá igualmente elaborar um relatório sobre o tipo de problemas apresentados à SOLVIT e os casos tratados no seu âmbito, com vista a definir tendências e identificar os problemas que subsistem no mercado interno. Neste contexto, a Comissão elaborará relatórios separados sobre os casos estruturais.

1.

A Comissão irá promover o conhecimento da SOLVIT e a sua utilização junto das organizações europeias de partes interessadas e das instituições da União, e melhorará a acessibilidade e a presença da rede SOLVIT através de meios em linha.

2.

Os Estados-Membros deverão assegurar a disponibilidade de uma informação convivial e de um acesso fácil aos serviços SOLVIT, nomeadamente em todos os sítios web da administração pública relevantes.

3.

Os Estados-Membros deverão também desenvolver atividades de sensibilização sobre a SOLVIT junto das partes interessadas. A Comissão irá prestar assistência a essas atividades.

1.

A fim de assegurar que os requerentes obtêm uma ajuda eficaz, os centros SOLVIT deverão colaborar com outras redes europeias e nacionais de informação e de assistência, como o portal A sua Europa, o centro Europe Direct, o portal A sua Europa - Aconselhamento, a Enterprise Europe Network, os centros europeus do consumidor, a rede EURES, a rede FIN-NET e a Rede Europeia de Provedores de Justiça. Os centros SOLVIT deverão igualmente estabelecer boas relações de trabalho com os respetivos membros nacionais da comissão administrativa para a coordenação dos sistemas de segurança social, a fim de possibilitar um tratamento eficaz dos casos no âmbito da segurança social.

2.

Os centros SOLVIT deverão ter contactos regulares e cooperar estreitamente com os seus pontos de contacto nacionais EU Pilot, a fim de garantir um adequado intercâmbio de informações sobre os casos e queixas recebidos.

3.

A Comissão promoverá essa cooperação, designadamente através da organização conjunta de eventos de rede e da criação de meios técnicos de ligação com essas redes e pontos de contacto, tal como indicado no ponto 1 (7).

1.

Os requerentes deverão poder apresentar as suas queixas à SOLVIT através de uma interface pública ligada ao Sistema de Informação do Mercado Interno, colocada à sua disposição pela Comissão. Os requerentes não têm acesso à base de dados SOLVIT.

2.

O centro de origem e o centro responsável deverão ter acesso à base de dados SOLVIT e poder tratar o caso em que estão envolvidos através desta base de dados, o que inclui o acesso aos dados pessoais do requerente.

3.

Os restantes centros SOLVIT, não envolvidos num caso específico, bem como a Comissão, apenas deverão ter acesso de leitura a informações anónimas sobre o caso.

4.

O centro de origem deverá, em geral, divulgar a identidade do requerente ao centro responsável, para facilitar a resolução do problema. O requerente deverá ser informado deste facto no início do processo e ter a possibilidade de se opor, não devendo nesse caso a sua identidade ser divulgada.

5.

A informação fornecida pelo requerente deverá apenas ser utilizada pelo centro responsável e pelas autoridades públicas envolvidas pela queixa com o objetivo de tentar resolver o caso. Os funcionários responsáveis pelo caso deverão processar os dados pessoais apenas para os efeitos para os quais aqueles foram transmitidos. Deverão também ser tomadas medidas adequadas para proteger as informações sensíveis do ponto de vista comercial que não incluem dados pessoais.

6.

Um caso apenas poderá ser transferido para outra rede de resolução de problemas ou organização com o consentimento do requerente.

7.

Os funcionários da Comissão apenas deverão ter acesso aos dados pessoais dos requerentes se tal for necessário para:

8.

Os dados pessoais relacionados com casos SOLVIT deverão ser bloqueados no Sistema de Informação do Mercado Interno 18 meses após o encerramento de um caso SOLVIT. Deverá ser mantida uma descrição anónima dos casos SOLVIT na base de dados SOLVIT, que poderá ser utilizada para fins estatísticos, de elaboração de relatórios e de definição de políticas.

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/16

(1)

Por carta de 5 de novembro de 2012 (1) e, na sequência das discussões realizadas antes da notificação, o Órgão de Fiscalização recebeu um pedido do Governo norueguês para adotar uma decisão no sentido de estabelecer a aplicabilidade do artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE às atividades petrolíferas na plataforma continental norueguesa (a seguir designada «PCN»). Em carta de 25 de janeiro de 2013, o Órgão de Fiscalização solicitou ao Governo norueguês a apresentação de informações adicionais (2). O Governo norueguês apresentou a sua resposta ao Órgão de Fiscalização, em carta de 15 de fevereiro de 2013 (3). A notificação e a resposta do Governo norueguês foram discutidas no âmbito de uma conferência telefónica em 4 de março de 2013 (4). Por carta de 22 de março de 2013, o Órgão de Fiscalização consultou o Comité de Contratos Públicos da EFTA, tendo solicitado o seu parecer por escrito (5). Após a contagem dos votos dos seus membros, o Comité de Contratos Públicos da EFTA emitiu um parecer positivo sobre o projeto de decisão do Órgão de Fiscalização em 16 de abril de 2013 (6).

(2)

O pedido do Governo norueguês diz respeito à prospeção e produção de petróleo bruto e gás natural na PCN, incluindo o desenvolvimento (ou seja, a criação de infraestruturas adequadas para a futura produção, tais como plataformas de produção, oleodutos, terminais, etc.) O Governo norueguês descreveu três atividades no seu pedido:

(3)

A intenção subjacente ao artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE é o de autorizar uma isenção aos requisitos estabelecidos pelas regras que regem os contratos públicos quando os operadores num mercado operam em condições concorrenciais. O artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva prevê que:

«Os contratos destinados a permitir a prestação de uma das atividades referidas nos artigos 3o a 7o não estão abrangidos pela presente diretiva se, no Estado-Membro em que a atividade se realiza, esta última estiver diretamente exposta à concorrência em mercados de acesso não limitado».

(4)

O artigo 30.o, n.o 1, da diretiva estabelece dois requisitos que devem ser preenchidos antes do Órgão de Fiscalização poder adotar uma decisão positiva em relação a um pedido de isenção nos termos do artigo 30.o, n.o 4, atendendo ao disposto no artigo 30.o, n.o 6, da referida diretiva.

(5)

O primeiro requisito previsto pelo artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE, impõe que a atividade se realize num mercado de acesso não limitado. O artigo 30.o, n.o 3, da diretiva prevê que «o acesso a um mercado será considerado não limitado se o Estado-Membro tiver transposto e aplicado as disposições da legislação comunitária mencionada no Anexo XI.». O Anexo XI da diretiva enumera várias diretivas.

(6)

Entre as diretivas constantes do anexo XI, encontra-se a Diretiva 94/22/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 30 de maio de 1994, relativa às condições de concessão e de utilização das autorizações de prospeção, pesquisa e produção de hidrocarbonetos (7), que foi incorporada na legislação do EEE em 1995, sendo referida no ponto 12 do Anexo IV ao Acordo EEE.

(7)

A Diretiva 98/30/CE também figura entre as diretivas enumeradas no Anexo XI. Esta diretiva foi substituída pela Diretiva 2003/55/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de junho de 2003, que estabelece regras comuns para o mercado interno de gás natural e que revoga a Diretiva 98/30/CE. Esta última foi incorporada na legislação do EEE em 2005, sendo referida no ponto 23 do Anexo IV ao Acordo EEE (8).

(8)

Assim, o acesso ao mercado pode ser considerado não limitado se o Estado norueguês tiver transposto e devidamente aplicado os atos referidos nos pontos 12 e 23 do Anexo IV ao Acordo EEE, que correspondem à Diretiva 94/22/CE e à Diretiva 2003/55/CE, respetivamente (9).

(9)

O segundo requisito previsto pelo artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE impõe que a atividade esteja diretamente exposta à concorrência no Estado da EFTA em que é realizada. A questão de saber se uma atividade está diretamente exposta à concorrência será decidida com base em «critérios que estejam em conformidade com as disposições do Tratado em matéria de concorrência, como as características dos produtos ou serviços em causa, a existência de produtos ou serviços alternativos, os preços e a presença, real ou potencial, de mais do que um fornecedor dos produtos ou serviços em questão» (10).

(10)

A existência de uma exposição direta à concorrência deve ser avaliada com base em vários indicadores, nenhum dos quais é, por si só, determinante. No que respeita aos mercados abrangidos pela presente decisão, a quota de mercado dos principais operadores num determinado mercado constitui um critério a ter em conta. Um outro critério prende-se com o grau de concentração desses mercados (11). A exposição direta à concorrência é avaliada com base em critérios objetivos, tendo em conta as características específicas do setor em causa. Uma vez que as condições variam consoante as diferentes atividades visadas pela presente decisão, cada atividade ou mercado relevante deve ser objeto de uma avaliação separada.

(11)

A presente decisão tem unicamente por objetivo conceder uma isenção nos termos do artigo 30.o da Diretiva 2004/17/CE e não prejudica a aplicação das regras em matéria de concorrência.

(12)

A Lei norueguesa relativa ao petróleo (12) estabelece a base jurídica subjacente ao sistema de licenciamento para as atividades petrolíferas na PCN. A referida lei e regulamentação conexa regem a concessão de licenças para a prospeção e a produção de petróleo bruto e gás natural na PCN. O Ministério Norueguês do Petróleo e da Energia anuncia os blocos em relação aos quais as empresas podem apresentar um pedido de licença. O Rei da Noruega, reunido em Conselho, concede as licenças de produção. A concessão de uma licença de produção é feita com base em critérios factuais e objetivos (13). Normalmente, uma licença de produção é atribuída a um grupo de empresas, no âmbito das quais uma empresa é designada operador responsável pela gestão quotidiana da licença.

(13)

Na Noruega, há dois tipos de processos de licenciamento: (i) os processos de licenciamento que abrangem zonas imaturas da PCN (processos de licenciamento numerados), e (ii) as concessões em zonas pré-definidas (processos ZPD), abrangendo zonas maduras. Os dois processos de licenciamento são idênticos, exceto quanto ao modo como são iniciados. Os processos de licenciamento ZPD são realizados todos os anos e cobrem uma superfície da PCN que é considerada madura (isto é, zonas cuja geologia é bem conhecida) (14). Os processos de licenciamento numerados são realizados (em média) cada dois anos, abrangendo as zonas imaturas (isto é, zonas cuja geologia é pouco conhecida) (15). Os processos de licenciamento numerados são iniciados pelo Ministério Norueguês do Petróleo e da Energia que convida as empresas ativas na PCN a indicar as zonas (blocos) em que pretendem ser incluídas no próximo processo de atribuição de licenças. As condições legais (legislação, regulamentação, documentação de licenciamento) que regem os dois tipos de processos de licenciamento são exatamente as mesmas. O Governo norueguês informou o Órgão de Fiscalização que as atividades de prospeção realizadas no âmbito dos dois tipos de processos de licenciamento também são idênticas.

(14)

Nos processos de licenciamento, as empresas petrolíferas qualificadas solicitam a concessão de licenças de produção, ou seja, o direito exclusivo de realizar atividades petrolíferas na PCN. Conforme definido no artigo 1.o, n.o 6, alínea c), da Lei norueguesa relativa ao petróleo, as atividades em matéria de petróleo incluem «todas as atividades associadas a depósitos submarinos de petróleo, incluindo a prospeção, a perfuração de prospeção, a produção, o transporte, a utilização e a desativação, incluindo o planeamento de tais atividades, mas não incluindo, contudo, o transporte de petróleo a granel por navio». Consequentemente, nos processos de licenciamento, as empresas solicitam o direito exclusivo de explorar e produzir todo o petróleo bruto e gás natural que possam vir a ser eventualmente descobertos na zona abrangida pela licença de produção.

(15)

Em caso de descoberta de petróleo bruto e/ou gás natural, as empresas licenciadas que decidam desenvolver esse jazigo são obrigadas a submeter um Plano de Desenvolvimento e Exploração («PDE») à aprovação do Ministério Norueguês do Petróleo e da Energia (16). A aprovação do PDE confere às empresas licenciadas o direito exclusivo de iniciar o desenvolvimento e, consequentemente, a produção. O petróleo produzido passa a ser propriedade do titular da licença individual.

(16)

Os titulares de licenças que exercem atividades na PCN variam desde grandes empresas internacionais de petróleo a companhias petrolíferas muito pequenas, muitas das quais são novos operadores na PCN que passaram a exercer atividades ao longo dos últimos 10 anos.

(17)

Os quadros infra foram transmitidos pelo Governo norueguês e indicam as atividades na PCN, tanto em termos de novas licenças de produção atribuídas, superfície de prospeção concedida e número de empresas na PCN (17).

Novas licenças adjudicadas:

Superfície adjudicada:

Número de empresas na PCN:

(18)

O pedido do Governo norueguês de uma isenção nos termos do artigo 30.o da Diretiva 2004/17/CE abrange três atividades separadas na PCN: (a) prospeção de petróleo bruto e gás natural; (b) produção de petróleo bruto, e (c) produção de gás natural. O Órgão de Fiscalização examinou as três atividades separadamente (18).

(19)

Para efeitos da presente decisão, pelo termo «produção» deverá entender-se o «desenvolvimento» (isto é, a criação de infraestruturas adequadas para a produção, tais como plataformas de petróleo, oleodutos, terminais, etc.) O transporte de gás natural da PCN para o mercado através da rede de gasodutos a montante não é abrangido pela presente decisão.

(20)

A Diretiva 94/22/CE (Diretiva Licenciamento) foi incorporada no ponto 12 do Anexo IV ao Acordo EEE por uma decisão do Comité Misto n.o 19/1995, que entrou em vigor em 1 de setembro de 1995.

(21)

O Governo norueguês notificou o Órgão de Fiscalização da transposição desta diretiva em 18 de março de 1996. O Órgão de Fiscalização procedeu a uma avaliação da conformidade, na sequência da qual a Noruega introduziu uma série de alterações na sua legislação. Após a adoção dessas alterações, o Órgão de Fiscalização considerou que a Noruega tinha transposto adequadamente a Diretiva Licenciamento.

(22)

A Diretiva 2003/55/CE (Diretiva Gás) foi incorporada no ponto 23 do Acordo EEE por decisão do Comité Misto n.o 146/2005/CE, em 2 de dezembro de 2005. A Diretiva entrou em vigor para os Estados da EFTA e do EEE em 1 de junho de 2007.

(23)

O Governo norueguês notificou a transposição parcial da Diretiva Gás em 4 de junho de 2007 e a plena transposição em 19 de fevereiro de 2008. O Órgão de Fiscalização procedeu também a uma avaliação de conformidade no que respeita a esta diretiva. Após uma série de alterações à legislação nacional norueguesa, o Órgão de Fiscalização considerou que a Noruega tinha transposto adequadamente a Diretiva Gás.

(24)

À luz das informações apresentadas na presente secção, e para efeitos da presente decisão, depreende-se que o Estado norueguês transpôs e aplicou adequadamente os atos referidos nos pontos 12 e 23 do Anexo IV ao Acordo EEE, que correspondem à Diretiva 94/22/CE e à Diretiva 2003/55/CE, respetivamente.

(25)

Consequentemente, e em conformidade com o artigo 30.o, n.o 3, primeiro parágrafo da Diretiva 2004/17/CE, o acesso ao mercado deve ser considerado não limitado no território da Noruega, incluindo a PCN.

(26)

Como explicado supra, o Órgão de Fiscalização considera que é necessário analisar se os setores em causa estão diretamente expostos à concorrência. Para o efeito, analisou os elementos de prova apresentados pelo Governo norueguês, completados quando necessário por dados disponíveis na esfera pública.

(27)

A prospeção de petróleo bruto e gás natural consiste em encontrar novas reservas de recursos de hidrocarbonetos. A produção engloba a criação de infraestruturas adequadas tanto para a produção como para a exploração dos recursos. A prospeção de petróleo bruto e gás natural constitui um mercado do produto relevante, distinto dos mercados de produção de petróleo bruto e gás natural. Esta definição baseia-se no fato de que não é possível determinar à partida se a prospeção resultará numa eventual descoberta de petróleo bruto ou gás natural. O Governo norueguês confirmou que tal é válido tanto no que se refere aos processos de licenciamento numerados, como aos processos de licenciamento ZPD. Esta definição de mercado também se coaduna com a prática da Comissão Europeia (19).

(28)

A prospeção de zonas imaturas e maduras é levada a cabo pelo mesmo tipo de empresas e as atividades baseiam-se ao mesmo tipo de tecnologia (isto é, independentemente do tipo de processos de licenciamento). Embora a geologia seja mais bem conhecida nos processos de licenciamento ZPD, as companhias petrolíferas não têm qualquer conhecimento preciso da existência de petróleo ou se um eventual jazigo contem óleo e/ou gás. Consequentemente, o Órgão de Fiscalização considera que o mercado relevante é a prospeção de petróleo e gás natural, o que inclui as atividades de prospeção realizadas tanto no âmbito dos processos de licenciamento numerados, como de licenciamento ZPD.

(29)

As empresas que se consagram a atividades de prospeção não tendem a limitar suas atividades a uma zona geográfica específica. Em vez disso, a maioria das empresas estão presentes a nível mundial. A Comissão Europeia, nas suas decisões, tem declarado reiteradamente que o âmbito geográfico do mercado de prospeção assume uma dimensão mundial (20). O Governo norueguês concorda com a definição de mercado geográfico da Comissão. O Órgão de Fiscalização considera assim que o mercado geográfico relevante é mundial.

(30)

Durante o período de 2011-2013, foram concedidas licenças de produção a cerca de 50 empresas, as quais realizaram consequentemente atividades de prospeção na PCN (21).

(31)

As quotas de mercado dos operadores que se consagram à prospeção são normalmente avaliadas em função de duas variáveis: reservas comprovadas e produção prevista (22).

(32)

Em 2011, as reservas mundiais comprovadas de petróleo elevavam-se a 1 652,6 mil milhões de barris e o valor correspondente para o gás natural era de 208,4 mil milhões de metros cúbicos, ou seja, cerca de 1 310,8 mil milhões de barris equivalente de petróleo (23). No final de 2011, as reservas comprovadas de petróleo na Noruega ascendiam a 6 900 milhões de barris, o que representa 0,4% das reservas mundiais (24). As reservas comprovadas de gás natural na Noruega em 2011 elevavam-se a 2,1 biliões de metros cúbicos, o que representa 1% das reservas mundiais (25). Nenhuma das cinco maiores empresas ativas na PCN tem, à escala mundial, uma quota de reservas comprovadas superior a 1 % (26).

(33)

O Governo norueguês não tem informações sobre as quotas do mercado mundial das cinco maiores empresas da PCN, avaliadas com base na produção prevista. No entanto, é razoável pressupor que existe uma correlação direta entre as reservas comprovadas de petróleo e de gás natural e a futura produção prevista (27). Em todo o caso, à luz das informações disponíveis, é pouco provável que as quotas do mercado mundial das maiores empresas presentes na PCN, avaliadas em termos da produção prevista, resultem numa alteração da apreciação do Órgão de Fiscalização.

(34)

Além disso, o Órgão de Fiscalização examinou as informações sobre o número de pedidos apresentados no âmbito dos processos de concessão de licenças relativas à PCN e os novos operadores neste contexto. Os dados recebidos do Governo norueguês sobre a concessão de licenças nos últimos três processos de licenciamento relativos à PCN (realizados em 2011-2012) revelam que até nove empresas apresentaram pedidos para cada licença anunciada. No período de 2008-2012, treze operadores novos obtiveram uma licença de produção na PCN. Assim, o número de empresas que obtiveram uma licença relativa à PCN é considerável (28).

(35)

Com base nos elementos supra, o grau de concentração do mercado mundial de prospeção de petróleo bruto e gás natural deve ser considerado reduzido. É provável que as empresas que operam neste mercado estejam sujeitas a uma pressão concorrencial significativa. Nada indica que o setor não funciona segundo as leis do mercado. Consequentemente, o Órgão de Fiscalização concluiu que o mercado de prospeção de petróleo e gás natural está diretamente exposto à concorrência, na aceção da Diretiva 2004/17/CE.

(36)

O petróleo bruto é uma matéria-prima cujo preço é determinado pela oferta e procura a nível mundial. De acordo com a prática estabelecida da Comissão Europeia (29), o desenvolvimento e a produção de petróleo é um mercado do produto distinto cujo âmbito geográfico assume uma dimensão mundial. O Governo norueguês concorda com esta definição do mercado (30). O Órgão de Fiscalização mantém esta mesma definição de mercado para efeitos da presente decisão.

(37)

Em caso de descoberta de petróleo bruto (ou gás natural), as empresas licenciadas que decidam desenvolver esse jazigo são obrigadas a submeter um Plano de Desenvolvimento e Exploração («PDE») à aprovação do Ministério Norueguês do Petróleo e da Energia. Os jazigos na PCN que produzem principalmente petróleo (31) e em relação aos quais foi apresentado e aprovado um PDE durante os últimos cinco anos são os seguintes:

(38)

Assim, no período de 2008-2012, foram aprovados PDE para a produção de óleo no que se refere a 20 empresas, no total. Além disso, em 2010, um PDE que engloba três novos operadores no mercado foi aprovado pelo Ministério do Petróleo e Energia (32).

(39)

À exceção das empresas públicas norueguesas, a lista revela que os titulares de licenças são tanto grandes empresas petrolíferas como empresas de menores dimensões. O Governo norueguês alega que a maioria das empresas petrolíferas na PCN faz parte de grupos empresariais, com uma carteira de atividades diversificada à escala mundial. O petróleo produzido é assim vendido, em grande parte, a empresas associadas. No entanto, mais de metade da produção é vendida no mercado à vista. O gráfico infra indica o volume das vendas de petróleo bruto em 2009 proveniente da PCN.

Volume das vendas de petróleo bruto em 2009 proveniente da PCN:

(40)

Em 2011, a produção total diária de petróleo à escala mundial elevou-se a 83,576 milhões de barris. Em 2011, a Noruega produziria, no total, 2,039 milhões de barris por dia, o que corresponde a 2,3% da produção mundial (33).

(41)

Em 2011, o maior produtor de petróleo bruto na PCN era a Statoil. Outros produtores na PCN incluíam grandes empresas petrolíferas internacionais, como a ExxonMobil, a Total, a ConocoPhillips, a Marathon, a Shell, a BP e a Eni. Em 2011, nenhum destes operadores detinha uma quota do mercado mundial de produção de petróleo, superior a 3 % (34). Por conseguinte, o grau de concentração do mercado relevante, considerado no seu conjunto, era reduzido.

(42)

Nas suas decisões adotadas ao abrigo da Diretiva 2004/17/CE, a Comissão Europeia considerou que o mercado de produção de petróleo à escala mundial se caracteriza por uma forte concorrência entre alguns operadores (35). Nada indica que isso tenha mudado nos últimos anos.

(43)

À luz dos elementos supra, o Órgão de Fiscalização conclui que nada indica que o setor não funciona segundo as leis do mercado, pelo que o mercado de desenvolvimento e produção de petróleo se encontra diretamente exposto à concorrência na aceção da Diretiva 2004/17/CE.

(44)

A Comissão Europeia analisou o mercado de desenvolvimento, produção e venda grossista de gás ao abrigo do Regulamento das concentrações da UE (36) no âmbito de uma série de decisões, tendo considerado que há um único mercado de fornecimento de gás a montante (englobando também o desenvolvimento de jazigos e a produção de gás) para os clientes no EEE (isto é, gás produzido nos jazigos de gás e vendidos a clientes - incluindo os operadores históricos nacionais - no EEE) (37).

(45)

O gás natural pode ser transportado através uma rede de gasodutos a montante ou por navios sob a forma de gás natural liquefeito («GNL»). As exportações de gás provenientes da Noruega elevaram-se, em 2012, a cerca de 112 mil milhões de metros cúbicos, dos quais 107 mil milhões de metros cúbicos foram transportados através de gasodutos e 5 mil milhões de metros cúbicos sob a forma de GNL (38).

(46)

O Governo norueguês alega que os abastecimentos de GNL são substituíveis e concorrem diretamente com o gás transportado por gasoduto. Após a regaseificação, o GNL pode ser transportado mediante a rede de gasodutos de gás natural da mesma forma que o gás fornecido através de gasodutos a partir dos jazigos a montante. É apresentado o exemplo de Zeebrugge na Bélgica: uma vez transportado o gás por gasoduto desde a PCN até ao terminal e após a regaseificação do GNL no terminal de GNL de Zeebrugge, ambas as fontes de gás são plenamente substituíveis entre si. Embora não existam infraestruturas de regaseificação em todos os Estados do EEE, a capacidade de regaseificação tem vindo a aumentar de forma significativa nos últimos anos. A capacidade de regaseificação no EEE aproxima-se dos 200 mil milhões de metros cúbicos. Com a expansão da rede de gasodutos, o GNL tem vindo a ser disponibilizado a um número crescente de clientes no EEE.

(47)

A Comissão Europeia, em decisões recentes, deixou em aberto a questão de saber se o gás fornecido sob a forma de GNL deve ser diferenciado do abastecimento de gás por gasoduto (39).

(48)

Para efeitos da presente decisão, o Órgão de Fiscalização considera que esta questão também pode ser deixada em aberto.

(49)

A jusante, existem redes separadas para a distribuição de gás de alto poder calorífico (APC) e de gás de baixo poder calorífico (BPC) e os utilizadores finais estão ligados à rede mais adequada para o efeito. O gás APC pode ser convertido em gás BPC e vice-versa. Os produtores de gás noruegueses fornecem gás do tipo APC.

(50)

O Governo norueguês alega que o grau de substituibilidade entre o gás APC e o gás BPC deve levar a concluir que estes produtos se inserem no mesmo mercado de fornecimento de gás a montante. Sustentou também que o fornecimento de gás BPC representa uma proporção relativamente pequena do abastecimento total de gás ao EEE, sendo equivalente a cerca de 10%.

(51)

Para efeitos da presente decisão, o Órgão de Fiscalização considera que a questão de saber se deve ser estabelecida uma distinção entre o gás APC e o gás BPC pode ser deixada em aberto.

(52)

Em relação à definição do mercado do produto, e para efeitos da presente decisão, o Órgão de Fiscalização considera que existe um único mercado de fornecimento de gás a montante (que inclui também o desenvolvimento e a produção de gás). A questão de saber se o gás APC ou o gás BPC se inserem no mesmo mercado do produto relevante não é pertinente para efeitos da presente decisão.

(53)

O Governo norueguês alega que as três diretivas relativas ao mercado do gás criaram um mercado de gás natural liberalizado e integrado no noroeste da Europa. A UE pretende assegurar a plena integração dos mercados até 2014. Dada a existência de um mercado interno único do gás, o Governo norueguês considera que não é pertinente considerar as quotas de mercado dos diferentes Estados do EEE. Uma vez transposta a fronteira do mercado interno europeu, o gás é fornecido livremente em função das necessidades, de acordo com a oferta e a procura.

(54)

Cerca de 70% das exportações de gás da PCN foram transportadas por gasodutos para terminais na Alemanha e no Reino Unido e o resto para terminais na Bélgica e em França. O gás transportado por gasodutos a partir da Noruega é vendido através da rede de gasodutos e de contratos «swap» a uma série de outros Estados do EEE (mais de dez, no total). Quanto à produção de GNL a partir da PCN, cerca de dois terços tem sido tradicionalmente vendida aos países do EEE. Isto significa que quase todo o gás norueguês é exportado para o EEE.

(55)

Além disso, o Governo norueguês sustenta que os adquirentes de gás no EEE dispõem de diversas fontes de abastecimento diferentes. Tal inclui tanto o gás da UE (normalmente da Dinamarca, da Holanda e do Reino Unido) ou de países vizinhos (normalmente a Rússia, a Argélia e a Líbia, para além da Noruega) ou ainda de países mais distantes (por exemplo, os países do Médio Oriente ou a Nigéria, sob a forma de GNL).

(56)

O Governo norueguês alega ainda que as plataformas de negociação, tanto no Reino Unido como no continente europeu, se caracterizam cada vez mais por uma maior liquidez e que a formação de preços nas diferentes plataformas revela um grau de integração considerável.

(57)

Em relação à definição do mercado geográfico, as anteriores decisões da Comissão Europeia ao abrigo do Regulamento das concentrações da UE concluíram que este abrange provavelmente o EEE, bem como as importações de gás russo e argelino, mas deixaram em aberto a questão da delimitação exata do mercado geográfico. Na decisão relativa à operação de concentração entre a Statoil e a Hydro, a Comissão não considerou necessário decidir se a área geográfica relevante a ter em conta era: (i) o EEE; (ii) uma área constituída pelos países do EEE, em que é vendido o gás da PCN (diretamente através de gasodutos ou acordos «swaps»); ou (iii) os diferentes países individuais em que as partes vendem gás. (40) Independentemente da definição geográfica tida em conta, a concentração não suscitava preocupações de concorrência no mercado de fornecimento de gás a montante.

(58)

Para efeitos da presente decisão, e pelas razões que se seguem, o Órgão de Fiscalização considera que não é necessário delimitar o âmbito exato do mercado geográfico de gás natural. O Órgão de Fiscalização considera que o setor em causa está diretamente exposto à concorrência, seja qual for a delimitação razoavelmente definida para o mercado geográfico.

(59)

Em caso de descoberta de gás natural (ou petróleo bruto), as empresas titulares de licenças que decidam desenvolver esse jazigo são obrigadas a submeter um Plano de Desenvolvimento e Exploração («PDE») à aprovação do Ministério Norueguês do Petróleo e da Energia. Os jazigos na PCN que produzem principalmente petróleo (41) e em relação aos quais foi apresentado e aprovado um PDE ao longo dos últimos anos são os seguintes:

(60)

No total, foram aceites PDE para a produção de gás apresentados por 14 empresas durante o período de 2008-2012. No período de 2009-2011, foram aceites PDE relativos a três novos operadores (42). Mais de 25 empresas na PCN exportam gás para o EEE (43).

(61)

Em 2011, a produção de gás na Noruega ascendeu a 101,4 mil milhões de metros cúbicos, representando 3,1% da produção mundial (44). Mais de 95% da produção da PCN é exportada para o EEE através de gasodutos para seis terminais em quatro países (Reino Unido, Alemanha, Bélgica e França) (45). Cerca de 1,4 mil milhões de metros cúbicos (menos de 2%) do gás produzido na PCN foi consumido a nível nacional na Noruega.

(62)

Há uma série de empresas independentes que se consagram à produção de gás na PCN. Além disso, são também atribuídas licenças a novas empresas. As cinco maiores empresas de produção de gás na PCN, avaliadas em função do seu volume de produção anual, são a Petoro, a Statoil, a Exxon Mobil, a Total e a Shell. A Statoil é a maior empresa produtora de gás da PCN. A produção combinada das três maiores empresas produtoras de gás na PCN não excede 50% (46).

(63)

Os Estados-Membros da UE consomem cerca de 500 mil milhões de metros cúbicos de gás por ano. De acordo com a Eurogas (47), em 2011, os fornecimentos de gás provenientes dos Estados-Membros da UE representaram 33% do abastecimento total líquido, seguido pela Rússia (24%), Noruega (19%) (48) e Argélia (9%), distribuído tanto por gasoduto, como sob a forma de GNL. Outras fontes de abastecimento provenientes de diferentes partes do mundo contribuíram com os restantes 15%.

(64)

Todas as empresas titulares de licenças na PCN são responsáveis pela venda da sua própria produção de gás. Os produtores de gás na PCN celebraram contratos de venda com adquirentes numa série de Estados-Membros da UE. A proporção, em 2011, do consumo total de gás correspondente ao abastecimento assegurado pela Noruega, em cada um dos seis Estados-Membros da UE que importaram a maior parte do gás proveniente da PCN, foi a seguinte (49):

(65)

A Statoil é o segundo maior fornecedor de gás ao EEE, após a Gazprom, representando aproximadamente 20% (50) do consumo total no EEE. Como se depreende do quadro supra, nos principais Estados do EEE destinatários do gás norueguês, os fornecedores da PCN enfrentam a concorrência de outras fontes de gás situadas noutras áreas geográficas. Consequentemente, os adquirentes grossistas nestes Estados do EEE dispõem de fontes alternativas ao abastecimento de gás a partir da PCN. Tal é igualmente ilustrado pelas estatísticas compiladas pela Eurogas (quadro infra) que demonstram que, para além do gás norueguês, os Estados-Membros da UE receberam fornecimentos de gás provenientes, entre outros, da sua própria produção nacional, da Rússia, da Argélia, do Qatar, bem como de outras fontes:

ABASTECIMENTO DE GÁS NATURAL NOS PAÍSES-MEMBROS DA EUROGAS E NA UE, 2011 (51)

(66)

Os Estados-Membros da UE que recebem a maior proporção de gás proveniente da Noruega dispõem de fontes alternativas de abastecimento. Por exemplo:

(67)

Os adquirentes grossistas devem honrar os seus compromissos take-or-pay (aceitar ou pagar) nos termos dos contratos de vendas a longo prazo celebrados com os fornecedores de gás noruegueses. Uma vez honrados estes compromissos, são livres de optar por outras fontes de abastecimento, tais como o mercado à vista de gás transportado por gasoduto ou o mercado à vista de GNL ou podem ainda aumentar os volumes adquiridos ao abrigo dos contratos a longo prazo celebrados com outros fornecedores. Os contratos de venda mais recentes tendem a ter uma vigência mais curta. De acordo com os dados apresentados pelo Governo norueguês, o mercado à vista tem vindo a assumir uma importância crescente, com plataformas de negociação caracterizadas por uma maior liquidez, tanto no Reino Unido como no continente europeu. Além disso, na UE, a capacidade de regaseificação mais do que duplicou nos últimos cinco anos. Em 2011, o GNL representou 25% das importações líquidas de gás na UE, repartidos pelos seguintes Estados-Membros da UE:

FORNECIMENTO DE GNL NOS PAÍSES-MEMBROS DA EUROGAS E NA UE EM 2011 (56)

(68)

A pressão concorrencial no mercado de gás natural advém também da existência de produtos alternativos ao gás (como o carvão ou as energias renováveis).

(69)

Todos os grandes gasodutos que asseguram o transporte de gás da PCN para o continente europeu e para o Reino Unido são da propriedade da Gassled (57). O acesso à rede de gasodutos a montante é gerido pela Gassco AS, uma sociedade da propriedade a 100 % do Estado norueguês. A Gassco AS não possui qualquer participação ou capacidade na rede de gasodutos a montante e atua de forma independente quando faculta o acesso à capacidade livre. O sistema de transporte de gás é neutro em relação a todos os operadores que devem transportar gás natural. As empresas produtoras e os utilizadores qualificados têm o direito de aceder ao sistema em condições não discriminatórias, transparentes e objetivas. Os utilizadores podem aceder à capacidade do sistema em função das suas necessidades (58). Deste modo, os operadores de gás atuais e novos na PCN beneficiam do acesso à rede de gasodutos a montante e fornecem gás aos clientes em concorrência com outros operadores na PCN.

(70)

À luz dos elementos supra, o Órgão de Fiscalização considera que nada indica que o setor não funciona segundo as leis do mercado, pelo que a produção de gás natural na PCN está diretamente exposta à concorrência, na aceção do Diretiva 2004/17/CE.

(71)

O Órgão de Fiscalização considera que as seguintes atividades na Noruega e, em particular, na plataforma continental norueguesa estão diretamente expostas à concorrência, na aceção do artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE:

(72)

Uma vez que se considera preenchida a condição quanto ao acesso ilimitado ao mercado, a Diretiva 2004/17/CE não deve ser aplicada quando as entidades adjudicantes atribuem contratos destinados a assegurar a realização dos serviços referidos nas alíneas a), b) e c) dos pontos 2 e 71 da presente decisão, na Noruega e, nomeadamente, na plataforma continental norueguesa.

(73)

A presente decisão baseia-se na situação jurídica e de facto existente em março de 2013, tal como resultante das informações apresentadas pelo Governo norueguês. Pode ser revista se, na sequência de alterações significativas à situação jurídica ou de facto, deixarem de ser preenchidas as condições de aplicabilidade do artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE.

(a)

Prospeção de petróleo e gás natural;

(b)

Produção de petróleo bruto; e

(c)

Produção de gás natural.

Unidades:

terawatts hora (poder calorífico bruto).

Nota:

Os dados correspondem às melhores estimativas disponíveis no momento da publicação.

Unidades:

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/s3

19.9.2013   

PT

Jornal Oficial da União Europeia

L 249/s3