Entscheidung der Kommission
vom 29. September 1999
zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen
(Sache Nr. IV/M.1532 - BP Amoco/Arco)
(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(1999) 3059)
(Nur der englische Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2001/45/EG)
DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN -
gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft,
gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 57 Absatz 2 Buchstabe a),
gestützt auf die Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates vom 21. Dezember 1989 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(1) in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 1310/97(2), insbesondere auf Artikel 8 Absatz 2 und Artikel 10 Absatz 2,
im Hinblick auf die Entscheidung der Kommission vom 10. Juni 1999, in dieser Sache ein Verfahren einzuleiten,
nach Anhörung des Beratenden Ausschusses für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(3) -
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1) Am 4. Mai 1999 wurde der Kommission gemäß Artikel 4 der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 (Fusionskontrollvertrag) ein geplanter Unternehmenszusammenschluss gemeldet, mit dem das Unternehmen BP Amoco plc. ("BPA") im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung die Kontrolle von Atlantic Richfield Company ("Arco") erwerben würde.
(2) Nach Prüfung des angemeldeten Vorhabens gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass ein solcher Zusammenschluss ernsthafte Zweifel hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt aufwerfe, und leitete mit Entscheidung vom 10. Juni 1999 ein Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung ein.
I. DIE PARTEIEN UND DER GEPLANTE ZUSAMMENSCHLUSS
(3) BPA ist die Holdinggesellschaft eines multinationalen Erdöl- und Petrochemiekonzerns mit drei Kerngeschäftsbereichen, nämlich BP Amoco Exploration (Öl- und Gasaufsuchung und -förderung), BP Amoco Oil (Raffinierung, Vermarktung, Lieferung und Beförderung) und BP Amoco Chemicals (Herstellung und Vermarktung petrochemischer und ähnlicher Produkte). Der BP-Amoco-Konzern entstand aus dem Zusammenschluss der British Petroleum Company plc. und der Amoco Corporation(4). Der Konzern ist fest etabliert in Europa, den USA, Ostasien und Teilen von Afrika und weitet seine Präsenz in Asien und Südamerika aus.
(4) Arco ist in den Bereichen Exploration, Förderung, Beförderung und Absatz von Rohöl und Erdgas, Rohölraffinierung und Beförderung und Vermarktung von Ölerzeugnissen tätig. Zwar ist Arco in einer Vielzahl von Ländern präsent, wie z. B. Venezuela, Algerien, Tunesien, dem Vereinigten Königreich und Indonesien, doch findet seine Geschäftstätigkeit zum weitaus größten Teil in den USA statt (1998 rund 86 % des Gesamtumsatzes).
II. DER GEPLANTE ZUSAMMENSCHLUSS
(5) Bei dem angemeldeten Zusammenschluss handelt es sich um den Erwerb der Alleinkontrolle über ein Unternehmen im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung. Mit dem Zusammenschluss erhält BPA die alleinige Kontrolle über Arco. Er soll in Form eines Aktienverkaufs stattfinden, indem nämlich Arco in einem nach dem Recht des US-Bundesstaates Delaware neu errichteten Unternehmen ("Newco") aufgeht, das sich zur Gänze im Eigentum von BPA befindet. Bei der Fusion von Arco mit Newco soll Arco die überlebende Rechtsperson sein und damit zu einer 100 %igen Tochtergesellschaft von BPA werden. Auf diese Weise wird BPA das Eigentum an sämtlichen ausgegebenen Aktien von Arco erworben haben.
III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG
(6) Da der weltweite Gesamtumsatz(5) der Parteien 5 Mrd. EUR und ihr gemeinschaftsweiter Umsatz jeweils 250 Mio. EUR übersteigen und sie nicht jeweils mehr als zwei Drittel ihres gemeinschaftsweiten Umsatzes in einem und demselben Mitgliedstaat erzielen, ist der Zusammenschluss von gemeinschaftsweiter Bedeutung im Sinne von Artikel 1 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung.
IV. BEURTEILUNG GEMÄSS ARTIKEL 2 DER FUSIONSKONTROLLVERORDNUNG
A. EXPLORATION, ERSCHLIESSUNG, FÖRDERUNG UND ABSATZ VON ROHÖL UND ERDGAS
(7) Beide Parteien sind in den Bereichen Exploration, Erschließung und Förderung von Rohöl und Erdgas tätig, und die Kommission hatte in ihrer Entscheidung über die Einleitung des Verfahrens ernsthafte Zweifel in Bezug auf diese Märkte geäußert. Aus den im folgenden aufgeführten Gründen bestehen jedoch in Bezug auf diese Märkte keine wettbewerbsrechtlichen Bedenken.
Exploration, Erschließung und Förderung
(8) Im Rohstoffbereich lassen sich drei Typen von Geschäftstätigkeiten unterscheiden: Suche nach neuen Vorkommen, Erschließung und kommerzielle Ausbeutung der Vorkommen. Die Suche nach neuen Lagerstätten wird im allgemeinen als "Exploration" (oder "Aufsuchung") bezeichnet. Die Erschließung betrifft die Errichtung einer angemessenen Infrastruktur für die künftige Produktion (Ölplattformen, Leitungen (Pipelines), Terminals usw.). Die Ausbeutung von Vorkommen wird "Förderung und Absatz" genannt. Bisher stellte die Kommission in ihren Entscheidungen über angemeldete Zusammenschlüsse(6) hauptsächlich auf deren Auswirkungen auf den Bereich Förderung und Absatz ab.
(9) Exploration und Erschließung von Lagerstätten sind zeit- und kapitalintensiv und umfassen verschiedene Stufen. Als erstes vergeben Länder, die annehmen, dass auf ihrem Staatsgebiet Kohlenwasserstoffvorkommen entdeckt werden könnten (im folgenden: Aufnahmeländer) Explorationslizenzen. Die Vergabe kann verschiedenste Formen annehmen - von öffentlichen Versteigerungen wie in den USA bis hin zu Fällen, in denen der Kreis der Bieter vom Aufnahmeland im Voraus bestimmt wird. Diese Vorauswahl kann in unterschiedlichem Maß durch Faktoren wie technische Kapazität, Finanzkraft und andere (Lobbying, kulturelle Affinitäten usw.) bedingt sein.
(10) Häufig geben Unternehmen gemeinsame Angebote ab, um das Risiko zu streuen oder komplementäre Fähigkeiten zusammenzubringen. Unter Umständen kann das Aufnahmeland verlangen, dass sich bestimmte Anbieter zusammenschließen, um das Explorationsrecht zu erhalten. Das Aufnahmeland kann auch verlangen, dass seine nationale(n) Ölgesellschaft(en) einen Anteil an jeder Entdeckung erhalten, die in dem "Block", für den das Explorationsrecht vergeben wird (Konzessionsgebiet), gemacht werden. Wird das Explorationsrecht gemeinsam mehreren Unternehmen übertragen, so wird ein Betreiber ("operator") für das Konzessionsgebiet benannt. Dessen Aufgabe ist es, die technischen und finanziellen Aspekte der Explorationsarbeiten und möglichst auch der Erschließungs- und Förderungsstufen des Vorhabens abzuwickeln. Die meisten wichtigen Entscheidungen setzen Einstimmigkeit aller an dem Vorhaben beteiligten Unternehmen voraus.
(11) Zwischen der Vergabe eines Explorationsrechts und der tatsächlichen Förderung liegen in der Regel zwischen fünf und 15 Jahren. Bei Vorhaben in "Grenzfeldern" ("frontier areas") können die Explorations- und Erschließungskosten an die Größenordnung von 7 Mrd. EUR heranreichen. Die Gesamtkosten dieser ersten Phase entfallen in der Regel zu etwa 15 % auf die Exploration und zu 85 % auf die Erschließung.
(12) Zu erwähnen ist auch, dass bei Beginn der Förderung in einem neuen Feld die Infrastruktur ausgebaut werden muss. Diese umfasst insbesondere Ölplattformen, Pipelines und Terminals. Kleinere Felder, deren Erschließung als solche allein nicht wirtschaftlich wäre, können danach durch Inanspruchnahme der für ein großes Feld geschaffenen Infrastruktur ausgebeutet werden. Derartige kleinere Felder werden zuweilen "Satellitenfelder" genannt. Die Exploration in der Nordsee ging in der Regel nach diesem Prinzip vor sich.
Sachlich relevante Märkte
(13) Häufig wird vorgebracht, Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz seien zu eng miteinander verknüpft, als dass mehr als ein einziger Produktmarkt (sachlich relevanter Markt) abgegrenzt werden könnte. Jedoch finden sich Argumente dafür, dass die Exploration einen getrennten Produktmarkt darstellt. So kann darauf verwiesen werden, dass ein explorierendes Unternehmen zwei Arten von Kunden hat: das Aufnahmeland, demgegenüber es sich im allgemeinen verpflichtet hat, im Fall des Fündigwerdens eine zukünftige Einnahmequelle zu liefern; und andere, Öl und Gas fördernde und absetzende Unternehmen, die das erste Unternehmen aufkaufen oder sich an der Erschließung und Förderung beteiligen können. Die Übertragung von Rechten an Konzessionsgebieten ist eine in der Branche weit verbreitete Praxis.
(14) Da zu Beginn der Exploration nicht bekannt ist, was für Vorkommen unter der Erde liegen, hält es die Kommission nicht für gerechtfertigt, zwischen Öl- und Erdgasexploration zu unterscheiden. Da Erdgas und Rohöl unterschiedlich genutzt werden und auch die Preisbestimmung und Kostenzwänge unterschiedlich sind, hielt es die Kommission zum Zeitpunkt ihrer Entscheidung über die Einleitung des Verfahrens für angemessen, einen relevanten Produktmarkt für Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und einen anderen entsprechenden Produktmarkt für Erdgas abzugrenzen.
(15) Die Parteien stellen in Abrede, dass es einen Explorationsmarkt gebe, da dieser hierfür viel zu eng mit den folgenden Stufen des Förderungsprozesses verknüpft sei. Wie im Abschnitt über Wettbewerbseffekt des geplanten Zusammenschlusses noch ausgeführt wird, ist es für die wettbewerbsrechtliche Würdigung des angemeldeten Zusammenschlusses nicht erforderlich, die relevanten Produktmärkte gemäß den verschiedenen Stadien von Exploration, Förderung, Produktion und Absatz sowohl von Rohöl als auch von Erdgas genau abzugrenzen.
Räumlich relevante Märkte
(16) Nach Auffassung der Kommission ist der Explorationsmarkt ein weltweiter, und sie stimmt mit den Parteien dahingehend überein, dass in der Perspektive der europäischen Nachfrage der räumlich relevante Markt für Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl der Weltmarkt ist und der für Erdgas wahrscheinlich den EWR, Algerien und Russland umfasst.
(17) Die Kommission untersuchte, ob kleinere räumliche Gebiete relevante Märkte darstellen könnten. Einige Gasabnehmer differenzieren aus Gründen der Versorungssicherheit bei ihrer Versorgungspolitik nach der Herkunft des Gases, nämlich nach den vermuteten politischen Risiken und deren Einfluss auf die Versorgungssicherheit, was russisches und algerisches Gas angeht (etwa 17 % des Erdgases, mit dem Westeuropa versorgt wird, stammte aus Russland, etwa 12 % aus Algerien). Anschaulichstes Beispiel hierfür ist die spanische Rechtsvorschrift, nach der höchstens 60 % der Erdgasnachfrage durch ein und dasselbe Land gedeckt werden dürfen. Allerdings ist es unwahrscheinlich, dass eine Preiserhöhung für im EWR gefördertes Erdgas nicht durch eine leichte Erhöhung des Anteils des aus Russland und Algerien bezogenen Gases vereitelt würde. Auf jeden Fall kann die genaue Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes unterbleiben, da das Ergebnis der wettbewerbsrechtlichen Würdigung hiervon nicht abhängt.
Marktakteure
(18) Die Unternehmen, deren Geschäftstätigkeit in Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Erdöl und Erdgas besteht, wurden traditionell in drei Kategorien eingeteilt, die sich nach Profil, strategischen Zielen und zukünftigen Explorations- und Erschließungsfähigkeiten unterscheiden: i) in Staatsbesitz befindliche Unternehmen (hauptsächlich OPEC-Unternehmen, daneben einige Unternehmen von OECD-Ländern wie Statoil); ii) die "Majors", also vertikale Ölkonzerne mit internationaler Geschäftstätigkeit; und iii) eine Vielzahl von erheblich kleineren Ölgesellschaften, bei denen es sich zumeist um auf der Explorations- oder Förderungsstufe tätige nicht integrierte Unternehmen handelt.
(19) Die von der Kommission festgestellten wettbewerbsrechtlichen Bedenken beziehen sich hauptsächlich darauf, dass sich aus dem angemeldeten Zusammenschluss sowie dem von Exxon und Mobil angemeldeten Zusammenschluss eine von allen anderen Unternehmen der Branche abgehobene (vierte) Kategorie von Akteuren in den Bereichen Exploration und Erschließung ergeben könnte. Diese Gruppe von "Super-Majors" würde sich aus Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco und Shell zusammensetzen.
Marktposition der Parteien
Exploration
(20) Einen allgemein verfügbaren und akzeptierten Indikator, anhand dessen sich Marktanteile als Hilfsgröße zur Beurteilung von Marktmacht auf der Explorationsstufe berechnen lassen, gibt es nicht. Die Ermittlung von Marktanteilen kann anhand verschiedener Faktoren erfolgen, wie zum Beispiel Anzahl der Blocks (Konzessionsgebiete), für die Explorationsrechte gewährt wurden, Anzahl von Blocks, bei denen das betreffende Unternehmen Betreiber ist, anteilsmäßige Ausdehnung der Blocks, Gesamtausdehnung der Blocks, bei denen das betreffende Unternehmen die Betreiberfunktion innehat, Investitionsausgaben für die Exploration. Hilfsgrößen, die auf der Anzahl der Blocks oder der Ausdehnung der Konzessionsgebiete basieren, werden allgemein nicht als zuverlässig angesehen, da sie stark unterschiedliche Situationen kennzeichnen können.
(21) Geht man von den Aufwendungen für Investitionen aus, so würden auf Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco und Shell insgesamt - bei im Großen und Ganzen gleich großen Anteilen - zwischen 30 % und 40 % der für 1999 veranschlagten Ausgaben für die Stufen Exploration, Erschließung und Förderung entfallen. Der nächstgrößte Akteur wäre ein Drittel so groß, wie es die drei Hauptakteure im Durchschnitt wären.
(22) Die Parteien sind der Auffassung, dass die Aufwendungen als Maßstab für die Marktmacht aus folgenden Gründen ungeeignet sind: Erstens seien die Investitionsausgaben je nach explorierten Lagerstätten unterschiedlich hoch. Damit werde der Marktanteil nationaler Ölgesellschaften in OPEC-Gebieten mit niedrigen Kosten zu gering angesetzt. Zweitens entsprächen die Aufwendungen für Investitionen häufig nicht dem Besitzanteil an den Explorationsrechten oder an der Fördermenge. Dies liege daran, dass Staatsunternehmen häufig nur einen Anteil bezahlten, der gegenüber ihrer Beteiligung an den Rechten oder dem ihnen zukommenden Anteil am geförderten Röhöl unterproportional sei. Drittens umfassten die Investitionskosten häufig Ausgaben für Investitionen wie Gasverfluessigung und Infrastruktur und nicht nur Aufwendungen für Exploration im engeren Sinne.
(23) Eine andere Möglichkeit zur Messung von Marktmacht besteht darin, den Anteil dieser Unternehmen an der zu erwartenden Gesamtförderung zu berechnen (da das, was zur Zeit an Exploration und Erwerb von Rechten Dritter geschieht, sich in zukünftige Förderung umsetzen wird). Auf der Grundlage entsprechender Untersuchungen auf den Märkten ist davon auszugehen, dass der Gesamtmarktanteil der drei "Super-Majors" an der Ölförderung außerhalb der OPEC in etwa zehn Jahren wiederum etwa 30 % bis 40 % betragen wird.
Förderung und Absatz
(24) Auf BPA und Arco würden 1998 zusammen [weniger als 15 %](7) der Weltrohölförderung sowie der europäischen Erdgasförderung entfallen. Die entsprechenden Werte wären [weniger als 25 %] für einen Zusammenschluss Exxon-Mobil und [weniger als 20 %] für Shell. Die entsprechenden Werte haben sich im Laufe der Jahre nicht wesentlich geändert. Von dem im EWR insgesamt geförderten Erdgas entfallen auf die drei "Super-Majors" nahezu 40 %. Bei dem im EWR verbrauchten Erdgas liegt der Anteil der drei "Super-Majors" unter 30 %.
(25) Die Branche verweist häufig auf nachgewiesene Vorkommen als Hilfsgröße zur Messung von Marktmacht. Auf die Parteien würden [weniger als 3 %] der weltweit nachgewiesenen Ölvorkommen und [weniger als 5 %] der in Europa nachgewiesenen Erdgasvorkommen entfallen. Die Parteien bringen jedoch vor, nachgewiesene Vorkommen seien kein relevanter Indikator für die zukünftige Förderung. Nachgewiesene Vorkommen, so wie sie von den Ölgesellschaften beziffert werden, haben lediglich eine Vorratsfunktion, und private Ölgesellschaften haben, wie jedes andere Unternehmen der Privatwirtschaft, ihre Vorräte so gering wie möglich zu halten. Mit ihren nachgewiesenen Vorkommen gibt die Gesellschaft an, dass sie in der Lage ist (oder nicht), angesichts der voraussehbaren Erschöpfung in Ausbeutung befindlicher Ölfelder für Ersatz zu sorgen und somit weiter als Akteur auf dem Markt zu bleiben. Nationale Ölgesellschaften hingegen müssen weitere Explorations- und Erschließungsinvestitionen nicht gegenüber ihren Anteilseignern rechtfertigen, da sie über nationale Reserven verfügen, die gewöhnlich weit über ihrem Bedarf liegen. Ein solcher Indikator bringt also bei nationalen Ölgesellschaften eine Verzerrung nach oben mit sich.
(26) Zur Zeit und für die absehbare Zukunft besitzen die OPEC-Unternehmen zusammen eine erhebliche Marktmacht bei der Rohölförderung. Sie kontrollieren einen erheblichen Anteil an der Förderung und an den nachgewiesenen Vorkommen (ca. 40 % bzw. 75 %, wobei die saudischen Vorkommen mehr als ein Drittel der gesamten OPEC-Vorkommen ausmachen). Die OPEC ist in der Vergangenheit in verschiedenen Fällen fähig gewesen, den Rohölpreis bis zu einem bestimmten Grad zu beeinflussen(8).
(27) Auf Gazprom (17 %) und Sonatrach (11 %), das russische und das algerische nationale Ölförderungsunternehmen, entfallen ca. 30 % des im EWR verkauften Erdgases, und ihre Vorkommen machen 88 % (Gazprom 81,5 %) der gesamten nachgewiesenen Vorkommen aus, die im EWR abgesetzt werden können.
Auswirkungen des geplanten Zusammenschlusses auf den Wettbewerb
(28) In Bezug auf die Auswirkungen auf den Wettbewerb auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas äußerte die Kommission folgende ernsthafte Bedenken: Zusammen mit einem Zusammenschluss Exxon-Mobil könnte die angemeldete Unternehmensübernahme zur Entstehung einer vierten Kategorie von Wettbewerbern in der Branche führen, der BP-Amoco-Arco, Exxon-Mobil und Shell angehören würden. Von welchem Parameter auch immer ausgegangen wird (Börsenwert, Öl- und Gasförderung, nachgewiesene Vorkommen usw.), zwischen diesen drei "Super-Majors" und den noch verbleibenden kleineren "Majors" bestuende dann ein beträchtlicher Abstand.
(29) Es wurden Überlegungen darüber angestellt, ob sich die drei "Super-Majors" in Zukunft möglicherweise gegenüber anderen Marktakteuren in einer privilegierten Lage befänden, um neue wichtige Vorkommen zu finden und zu erschließen. Dies könnte durch ihre größere Finanzkraft bewirkt werden, durch die sie verschiedene größere Risiken eingehen könnten. Die anderen Konkurrenten dagegen hätten bei der Wahl der Gebiete, in denen sie tätig werden, sehr vorsichtig vorzugehen. Da kleinere Unternehmen keinen so guten Zugang zu Finanzierungsquellen besäßen und Risiken nicht in demselben Maß streuen könnten, müssten sie, um weiter große Vorkommen erschließen zu können, zu kleineren Partnern der Super-Majors werden und deren Ressourcen in Anspruch nehmen. Die einzige andere Möglichkeit bestuende darin, Nischenakteur zu werden und sich auf die Exploration zu konzentrieren. Dies könnte dazu führen, dass die Super-Majors den Zugang anderer Explorationsunternehmen zu den neuen "Grenzfeldern" auf zweierlei Weise kontrollieren, einmal zum Zeitpunkt der Gewährung der ersten Explorationsrechte, ein anderes Mal im Hinblick auf weitere, in der Nähe gelegene Konzessionsgebiete, da die Super-Majors inzwischen die notwendige Infrastruktur errichtet hätten.
(30) Da zwischen den ersten Explorationsstufen und dem Förderungsbeginn typischerweise fünf bis 15 Jahre liegen, könnte dies im Rahmen dieses Szenarios bedeuten, daß in etwa binnen zehn Jahren neue Vorkommen und Förderungsstätten außerhalb des OPEC-Einflusses in erheblichem Maß von den Super-Majors abhängen würden.
(31) Dies könnte die Förderungs- und Absatzmärkte auf folgende Weise beeinträchtigen: Der Wettbewerbsdruck, durch den die Fähigkeit der OPEC, als Kartell aufzutreten, eingeschränkt wird, würde nachlassen. Die drei Unternehmen hätten die gleiche Interessenlage wie die OPEC und würden ihre Entscheidungen wahrscheinlich nach den OPEC-Entscheidungen ausrichten, indem sie die Fördermenge auf ein bestimmtes Niveau begrenzen, ohne befürchten zu müssen, dass andere Unternehmen dies ausnutzen. Dadurch würde sich die beherrschende Stelle der OPEC auf dem Rohölmarkt weiter stärken, da eine Oligopolstruktur aus OPEC und den drei Super-Majors entstuende, die Anreize zur Ausrichtung an der kommerziellen Strategie der OPEC bietet. Die OPEC würde sich dann in der Lage befinden, die Preise bis zu der Schwelle, ab der neue Explorationsprojekte lohnend würden, zu erhöhen und dort zu halten.
(32) Auf der Grundlage dieser Überlegungen gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass erhebliche Zweifel an der Vereinbarkeit des geplanten Zusammenschlusses mit dem gemeinsamen Markt und mit der Funktionsweise des EWR-Abkommens bestuenden und dass daher weitere, vertiefte Untersuchungen notwendig seien.
(33) Die Parteien stellten in Abrede, dass die ernsthaften Bedenken der Kommission gerechtfertigt seien, und stützten sich dabei vorwiegend auf zwei Gründe: Erstens stuenden die Super-Majors nach wie vor im Wettbewerb mit kleineren Ölgesellschaften. Zweitens kontrollierten die Aufnahmeländer die Öl- und Gasförderung und seien auf jeden Fall nicht daran interessiert, dass die Ölgesellschaften die Fördermengen begrenzen.
(34) Wie Nachprüfungen auf dem Markt bestätigten, sind kleinere Explorationsunternehmen offenbar nicht der Ansicht, dass das Entstehen einer neuen Kategorie von Super-Majors ihre Position bedrohen würde. Wegen der unterschiedlichen Unternehmensgröße würden sie nicht um dieselbe Art von Explorationsrechten konkurrieren und beim Absatz ihres Öles nicht von den größeren Explorationsunternehmen abhängen. Auch würden Majors wie Chevron, Texaco, Elf und Total nichts von ihrer Fähigkeit einbüßen, überall in der Welt Felder zu explorieren und zu erschließen. Die Parteien lieferten zahlreiche Beispiele dafür, dass diese Majors in den verschiedensten Teilen der Welt derzeit an Vorhaben beteiligt sind.
(35) Zweitens bestätigten die Nachprüfungen, dass die Konzessionsverträge zwischen Staaten und Explorations- und Förderungsunternehmen es diesen typischerweise untersagen, die Fördermenge zu begrenzen (und eine solche Entscheidung dem Ermessen der Regierung überlassen).
(36) Im Hinblick auf Erdgas ist es unwahrscheinlich, dass die Parteien zusammen mit den anderen Super-Majors die EWR-Förderung kontrollieren und damit den Wettbewerb beeinträchtigen könnten. Selbst wenn ein solcher Markt bestuende (in Anbetracht der politischen Risiken, die in Bezug auf die Gasförderung in Russland und Algerien gesehen werden mögen), lässt sich doch keine kollektive Dominanz der Super-Majors behaupten, denn das von Wettbewerbern gelieferte norwegische Gas besitzt eine sehr starke Stellung. Hinzu kommt, dass die Erdgasproduzenten einer sehr konzentrierten Nachfrage gegenüberstehen, die von großen nationalen Gasweiterleitungsgesellschaften wie Gaz de France oder Distrigaz ausgeht.
(37) Daher gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass der geplante Zusammenschluss nicht zur Begründung oder Stärkung einer beherrschenden Stellung auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas führen wird.
B. BEFÖRDERUNG UND BEARBEITUNG VON ERDGAS
(38) Der geplante Zusammenschluss wirft wettbewerbsrechtliche Bedenken auf, was die Märkte für i) Erdgasbeförderung durch Gasleitungen (Pipelines) in der südlichen Nordsee ("SNS") und ii) Erdgasbearbeitung in der SNS anbetrifft. Diese Märkte sowie der Markt für Erdgasbeförderung durch Pipelines in der nördlichen Nordsee ("NNS") sollen im Folgenden behandelt werden.
Der sachlich relevante Markt
(39) Bei der Erdgasförderung entströmen dem Bohrkopf fluessige und gasförmige Kohlenwasserstoffe. Dieses unbearbeitete Gemisch muss häufig über Pipelines zu einer Einrichtung befördert werden, wo die gasförmigen und fluessigen Bestandteile voneinander geschieden werden. Danach wird das Gasgemisch weiteren Bearbeitungs- und Reinigungsschritten unterzogen, um gasförmige Kohlenwasserstoffe herzustellen, deren technische Merkmale den Erfordernissen des Gasleitungssystems entsprechen, in das es eingespeist wird ("pipeline quality gas"). Erdgasproduzenten führen die Beförderung und Bearbeitung entweder in eigenen Anlagen oder aber - in einigen Fällen - über Leitungen und Gasbearbeitungseinrichtungen auf See oder auf dem Lande aus, die anderen Unternehmen gehören.
(40) BPA ist der Ansicht, dass Gasbeförderung und Gasbearbeitung jeweils einem getrennten Produktmarkt angehören. Bei der Gasbeförderung sei der sachlich relevante Markt der Markt für die Beförderung von Erdgas(9) mittels Unterwasserleitungen. Bei der Gasbearbeitung sei dies der Markt für die Erdgasbearbeitung.
(41) Obwohl die Eigentümer eines Erdgasfeldes sowohl über Beförderungs- als auch über Bearbeitungsmöglichkeiten verfügen müssen, um ihr Gas zu vermarkten, und an der kostengünstigsten Gesamtkombination interessiert sind, ist es nach Auffassung der Kommission angebracht, die Märkte für die Beförderung und Verarbeitung zu trennen, da die Wettbewerbsbedingungen für beide Bereiche unterschiedlich sind. Die Nachprüfungen auf den Märkten ergeben bespielsweise, dass alle Kombinationen zwischen eigenen (neu gebauten) Leitungen und Bearbeitungseinrichtungen und dem Zugang von Dritten zu bereits vorhandenen Leitungen und Bearbeitungseinrichtungen möglich sind.
Der räumlich relevante Markt
(42) Arcos kapitalmäßige Beteiligungen an Gasbeförderungs- und Bearbeitungsanlagen in der Gemeinschaft betreffen ausschließlich einen Mitgliedstaat, das Vereinigte Königreich. Es handelt sich dabei um zwei Anlagetypen: Unterwasser-Gasleitungen und eine Gasbearbeitungseinrichtung. Die Anlagen liegen teils auf dem Festlandssockel östlich von Großbritannien, teils in östlichen Landesteilen von Großbritannien.
(43) Aus der Nachfrageperspektive, d. h. von den Eigentümern der Gasfelder aus gesehen, die ihr Gas befördern und bearbeiten lassen müssen, besteht der räumlich relevante Markt in der eine tragfähige wirtschaftliche Alternative bietenden (vorhandenen oder neu zu schaffenden) Infrastruktur. Diesbezüglich lässt sich der östliche britische Festlandssockel in zwei Regionen aufteilen: die nördliche Nordsee (NNS) nördlich des 55. Breitengrades und die südliche Nordsee (SNS) südlich davon.
(44) Nach Auffassung von BPA könnte zwar für Gasfelder in der NNS theoretisch nach Bearbeitungseinrichtungen in der SNS gesucht werden, doch sei es bei den meisten in der NNS gelegenen Gasfeldern wahrscheinlich, dass angestrebt wird, das geförderte Gas zu Bearbeitungseinrichtungen in der NNS zu befördern und dort zu bearbeiten. Deshalb gibt es nur eine (im Bau befindliche) Leitung zwischen einem NNS-Gasfeld und einer SNS-Bearbeitungseinrichtung.
(45) Gasfelder in der SNS sind bisher auf Terminal-Gebiete an der SNS-Küste zur Bearbeitung des geförderten Gases angewiesen und werden das auch bleiben (auch wenn, in Fällen von geringerer Bedeutung, für SNS-Gasfelder Angebote zur Beförderung per Unterwasserleitungen in die Niederlande eingeholt wurden). Wie Nachprüfungen auf dem Markt ergeben, ist anders als in der NNS der Bau neuer Anlagen hier keine realistische Alternative zur Nutzung der vorhandenen Einrichtungen, da die SNS eine "reife Gasregion" ist, in der Gasfelder, die noch neu entdeckt werden könnten, zu klein wären, um neue Infrastrukturvorhaben tragen zu können.
(46) Aus diesen Gründen ist BPA der Ansicht, dass für den Markt der Gasbearbeitung und den Markt für die Gasbeförderung in Unterwasserleitungen NNS und SNS getrennte räumliche Märkte darstellen. Da Arco auf dem NNS-Gasbearbeitungsmarkt keine kapitalmäßige Beteiligung besitzt, wird dieser Markt im weiteren außer Acht gelassen.
(47) Der räumliche Markt ist jedoch nicht kleiner als der der oben definierten Regionen. Zahlreiche Umstände belegen, dass sich die Optionen bei einem neuen Gasfeld nicht auf die verschiedenen Einrichtungen an ein und demselben Standort (z. B. drei Gasbearbeitungseinrichtungen in Bacton) oder einen einzigen Standort, zu dem verschiedene Leitungen führen (z. B. die drei Leitungen, von denen die Bacton-Amoco-Bearbeitungsanlage bedient wird), beschränken.
(48) Aus den genannten Gründen ist die Kommission der Ansicht, dass sowohl bei der Beförderung als auch bei der Bearbeitung von Erdgas SNS und NNS unterschiedliche räumliche Märkte bilden.
Marktposition der Parteien(10)
a) NNS-Gasleitungen
(49) Tabelle 1 bietet einen Überblick über die acht verschiedenen Leitungen zwischen NNS-Gasfeldern und NNS-Gasbearbeitungsanlagen; angegeben werden die jeweiligen Kapitalanteile der Parteien und der Betreiber. Die Miller-Pipeline befördert zur Zeit nur äußerst geringfügige Gasmengen und soll ausgebaut werden (siehe Erwägungsgrund 59). Außerdem wird zur Zeit eine neue Leitung (SEAL-Pipeline) gebaut, durch die NNS-Gasfelder mit einer SNS-Bearbeitungseinrichtung verbunden werden. An dieser Leitung ist Arco zu [...] % beteiligt. Insgesamt ist BPA am Kapital dreier und Arco am Kapital zweier Pipelines beteiligt. Die Kapitalanteile der Parteien betreffen jeweils unterschiedliche Leitungen; an vier der neun Leitungen sind die Parteien nicht beteiligt.
Tabelle 1: NNS-Gasleitungen
PLATZ FÜR EINE TABELLE
(50) Mit diesen verschiedenen Beteiligungen sind die Parteien kapitalmäßig zu etwa [15 %-25 %] an der gesamten Nennkapazität der genannten neuen Gasleitungen (den Ausbau der Müller-Pipeline miteinbezogen) beteiligt. Aufgrund ihrer Kapitalbeteiligungen an den einzelnen Pipelines haben die Parteien einen Marktanteil von etwa [10 %-20 %] an der für 1999 erwarteten Gesamtgasdurchleitungsmenge von 5058 mmscfd(11) (erwartete Beförderungsleistung der einzelnen Leitungen, multipliziert mit dem jeweiligen Kapitalanteil).
b) SNS-Gasleitungen
(51) Tabelle 2 bietet einen Überblick über die verschiedenen Leitungen zwischen den SNS-Gasfeldern und den SNS-Gasbearbeitungsanlagen in Dimlington, Easington, Theddlethorpe und Bacton. Des Weiteren ist die jeweilige Kapitalbeteiligung der betreffenden Unternehmen und der Betreiber angegeben. BPA ist an zehn, Arco an sieben Pipelines beteiligt. An vier von 17 Leitungen sind beide Parteien beteiligt, an vier anderen keines von ihnen.
Tabelle 2: SNS-Gasleitungen
PLATZ FÜR EINE TABELLE
(52) Mit diesen Kapitalbeteiligungen entfallen auf die Parteien aufgrund ihres Kapitalanteils etwa [30 % bis 50 %] der Nenn-Durchleitungskapazität sämtlicher zur Zeit in Betrieb befindlicher Gasleitungen. Multipliziert man die Kapitalbeteiligungen der Parteien an den einzelnen Leitungen mit der erwarteten Beförderungsleistung der einzelnen Leitungen, so ergibt dies einen Marktanteil der Parteien von [30 % bis 40 %] an der für 1999 erwarteten Gasbeförderungsleistung von insgesamt 4225 Mio. metrischen Standardkubikfuß pro Tag.
(53) British Gas hat einen Marktanteil von ca. 15 %, Conoco von ca. 10 %.
c) SNS-Erdgasbearbeitung
(54) In Tabelle 3 werden die sieben SNS-Gasbearbeitungseinrichtungen und die jeweiligen Kapitalbeteiligungen der Parteien aufgeführt und der Betreiber angegeben. Die Parteien sind an fünf von diesen Anlagen (BPA 4, Arco 1) beteiligt, an keiner sind sie es beide. Damit sind die Parteien kapitalmäßig zusammen zu 40 % bis 50 % an der gesamten Nennkapazität für die Bearbeitung von SNS-Gas (Arco weniger als [...] %) beteiligt. Multipliziert man die Kapitalbeteiligung der Parteien an den einzelnen Bearbeitungseinrichtungen mit der jeweils erwarteten Bearbeitungsmenge, so ergibt sich für die Parteien ein Marktanteil [von 30 % bis 40 %] an der für 1999 insgesamt zu erwartenden Gasbearbeitungsmenge.
Tabelle 3: SNS-Gasleitungen
PLATZ FÜR EINE TABELLE
(55) Die Kapitalbeteiligung von Conoco und Exxon/Shell beträgt jeweils 15 %.
Wettbewerbsrechtliche Würdigung
(56) Ein zentraler Aspekt des Betriebs von Gasleitungen und Bearbeitungseinrichtungen im Vereinigten Königreich ist es, dass für alle wichtigen Entscheidungen, z. B. über die Bedingungen für den Zugang Dritter zu den Anlagen, Einstimmigkeit aller Eigentümer der Anlagen erforderlich ist. Da die wettbewerbsrechtlichen Bedenken in Bezug auf die Kapitalbeteiligung an der Infrastruktur sich vor allem darauf beziehen, dass es den Eigentümern möglich sein könnte, die Erschließung neuer, konkurrierender Gasfelder zu behindern, hängt die Position einer einzelnen Gesellschaft weniger von der ihrem Kapitalanteil entsprechenden Kapazität, als von der Gesamtkapazität und insbesondere der noch ungenutzten Kapazität(12) der Anlagen ab, an der sie beteiligt ist.
(57) Eine aus dem Zusammenschluss sich ergebende stärkere Kapitalbeteiligung an einer bestimmten Anlage würde BPA daher keinen größeren Einfluss über die entsprechende Gasleitung geben, als bereits vor dem Zusammenschluss besteht.
a) NNS-Gasleitungen
(58) Bei den sieben zur Zeit im Betrieb befindlichen Gasleitungen (die Miller-Pipeline und die SEAL-Pipeline - im Bau befindlich - bleiben außer Betracht) ist BPA an zwei und Arco an einer Leitung beteiligt. Auf diese Leitungen entfällt nur die Hälfte der Gesamtkapazität. Da die NNS-Leitungen zur Zeit und auch für die kommenden zwei bis drei Jahre mit voller Kapazität betrieben werden, hängen die Wettbewerbsbedingungen für die Eigentümer neuer Gasfelder nicht von der Kapitalbeteiligung der Eigentümer der NNS-Leitungen und damit im Zusammenhang mit dem laufenden Verfahren von den Kapitalbeteiligungen von BPA und Arco ab. Es besteht also keine beherrschende Stellung auf diesem Markt.
(59) Die Wettbewerbsbedingungen dürften sich auch dadurch nicht grundsätzlich ändern, dass im Jahr 2002 mindestens zwei weitere Pipelines betriebsbereit sein werden, die SEAL-Pipeline, an der Arco zu [...] % beteiligt ist, und die Miller-Pipeline, bei der die Eigentümer (BPA [...] %, Conoco [...] % und Enterprise [...] %) eine Kapazitätserhöhung auf 1200 Mio. Standardkubikfuß pro Tag bis zum Jahr 2002 planen, was weniger als [10 bis 25 %] der Gesamtkapazität darstellt. Anders als bei der SEAL-Pipeline, die Gas aus eigenen Vorkommen (neu erschlossene Gasfelder) befördern soll, ist die Kapazität der Miller-Pipeline darauf ausgerichtet, Erdgas dritter Unternehmen zu befördern. Der geplante Zusammenschluss bedeutet also nicht, dass sich die Marktmacht der hieraus hervorgehenden Unternehmenseinheit gegenüber den Eigentümern neuer Gasfelder ändert, da die SEAL-Pipeline, an der Arco eine Kapitalbeteiligung besitzt, Gas aus derlei Feldern nicht befördert. Der angemeldete Vorgang führt, anders gesagt, nicht zur Entsteheung oder Stärkung einer beherrschenden Stellung.
b) SNS-Gasleitungen
(60) Infolge des Zusammenschlusses hätte BPA an 13 von 17 bestehenden Gasleitungen eine Kapitalbeteiligung. Die Kapazität dieser 13 Pipelines macht [mehr als 60 %] der Gesamtkapazität aus, und die vier anderen Pipelines haben, wie die Nachprüfungen auf dem Markt zeigen, nur begrenzte Kapazitätsreserven. BPA wäre daher in der Lage, den Zugang der Betreiber neuer Felder zur Pipeline-Gasbeförderung in dieser Region zu kontrollieren, da das Unternehmen die Pipelines mit Kapazitätsreserven in der Region kontrolliert. Da die SNS eine "reife Gasregion" ist, ist die Entdeckung weiterer großer Felder und damit der Bau neuer Anlagen unwahrscheinlich.
(61) Die Kommission gelangt daher zu dem Schluss, dass der Zusammenschluss auf dem Markt für Pipeline-Gasbeförderung in der SNS zu der Entstehung einer beherrschenden Stellung führen würde. BPA könnte diese Position zum Schaden der Eigentümer neuer (kleiner) Gasfelder nutzen, indem ein hohes Beförderungsentgelt gefordert oder nur begrenzte Beförderungsleistungen angeboten werden.
(62) BPA trägt vor, ihr würde durch den Zusammenschluss keinerlei Marktmacht auf dem SNS-Pipeline-Beförderungsmarkt zufließen, da a) die SNS eine reife Erdgasregion mit sehr viel ungenutzter Kapazität in den vorhanden Pipelines sei, b) neue Anlagen gebaut werden könnten und c) ein Branchenbrauch bestehe, der es BPA nicht gestatte, bei mehr als einer von mehreren konkurrierenden Pipelines seine Rechte als Kapitaleigner auszuüben. Die Kommission kann diesen Argumenten aus den folgenden Gründen nicht folgen:
(63) Zwar besteht in den SNS-Gasleitungen insgesamt ungenutzte Kapazität, so dass im Prinzip zu erwarten wäre, dass dann, wenn ein Drittunternehmen, das Betreiber eines neuen Feldes (das im allgemeinen weitaus kleiner ist als die bestehenden Felder) ist, die Bedingungen für die Beförderung seines Gases aushandelt, zwischen den verschiedenen Pipeline-Betreibern ein scharfer Wettbewerb um zusätzliche Einkünfte aus einer höheren Beförderungsleistung entsteht. Die auf dem Markt angestellten Nachprüfungen ergeben jedoch, dass die Gasleitungen, an denen die Parteien nicht beteiligt sind, nur über begrenzte freie Kapazität verfügen.
(64) Zweitens räumt selbst BPA ein, dass seit 1992 in der SNS keine größere Gasleitung mehr gebaut worden ist. Dies ist auch nicht überraschend, da die in der letzten Zeit in der SNS erschlossenen Felder sogenannte Satellitenfelder bereits erschlossener größerer Felder sind. Des weiteren steht nicht zu erwarten, dass neue große Felder entdeckt werden. Daher ist davon auszugehen, dass keine neuen Gasleitungen gebaut werden, sind doch die zu erwartenden Einkünfte aus Satellitenfeldern zu gering, um die Aufwendungen für den Bau einer eigenen neuen Pipeline zu decken. Im allgemeinen können solche Felder ohne gesicherten Drittunternehmenszugang zu Gasleitungen und Bearbeitungseinrichtungen nicht erschlossen werden.
(65) Drittens verweisen die Parteien auf die Usance des Verzichts auf Stimmrechtausübung ("step out") in der Öl- und Gasbranche des UK. Sie bedeutet, dass dann, wenn zwei oder mehr der Gasleitungen, an denen ein Unternehmen beteiligt ist, in Wettbewerb miteinander stehen, dieses davon Abstand nimmt, in mehr als einem der Pipeline-Konsortien seine Stimmrechte wahrzunehmen. Daher könne, wie BPA argumentiert, BPA sein Vetorecht nicht so ausüben, dass beispielsweise Gas von der Bacton-Amoco-Leitung (an der es [...] % hat) zur Bacton-Leman-Leitung (wo es [...] % hat) umgelenkt würde. In der "Step-out"-Usance schlage sich die allgemeine Anerkennung der Tatsache nieder, dass sich Unternehmen zuweilen in einer Position befinden, in der verschiedene Interessen miteinander im Konflikt liegen, indem die Unternehmen nämlich Kapitalanteile an Infrastrukturanlagen besitzen, die bei Angeboten für Beförderungs- und Bearbeitungsleistungen, die einem potentiellen Nutzer unterbreitet werden, mit ihnen in Wettbewerb stehen. Zwar seien "Step-out"-Verpflichtungen nur selten in den Vertragstexten im Zusammenhang mit dem Eigentum an den verschiedenen Infrastrukturenanlagen niedergelegt, doch sei die Usance in der Erdöl- und der Erdgasbranche des UK fest verankert. Nach Überzeugung von BPA ist die Befolgung dieses Branchenbrauchs wichtig dafür, dass dem Prinzip der Nichtdiskriminierung (wie im "Offshore Infrastructure Code of Practice" niedergelegt) Genüge getan wird und somit Sanktionen aufgrund des innerstaatlichen Rechts des Vereinigten Königreichs unterbleiben (Section 17 des Petroleum Act 1998 (Erdölgesetz von 1998) und Section 12 des Gas Act 1995 (Erdgasgesetz von 1995)).
(66) Der von dem Handel- und Industrieministerium des Vereinigten Königreichs aufgestellte "Offshore Infrastructure Code of Practice" (Verhaltenskodex für die Offshore-Infrastruktur) wird von allen Unternehmen akzeptiert, denen Offshore-Öl- und Gasbeförderungsanlagen gehören; er soll für die Inanspruchnahme der Infrastruktur durch Drittunternehmen Objektivität und Transparenz sicherstellen. Gemäß Section 17 des Erdölgesetzes können die Behörden des Vereinigten Königreichs Eigentümer von Erdöl- und Erdgasleitungen, die Dritten den Zugang zu ihren Anlagen verweigert haben, verpflichten, einen solchen zu angemessenen Bedingungen zu gewähren. Entsprechendes gilt für den Zugang zu Gasbearbeitungseinrichtungen; hier wurde durch Section 12 des Erdgasgesetzes von 1995 die Rechtsgrundlage geschaffen.
(67) Nachprüfungen auf dem Markt bestätigen, dass ein solcher "Step-out"-Branchenbrauch, wie ihn die Parteien beschrieben haben, tatsächlich besteht. Allerdings ist dieser nicht als solcher in den freiwilligen Verhaltenskodex eingegangen. Ob tatsächlich nach dem Branchenbrauch verfahren wird, hängt also allein vom jeweiligen Verhalten des einzelnen betroffenen Unternehmens ab. Das künftige Verhalten von BPA wäre daher lediglich durch ihre freiwillige Selbstverpflichtung beschränkt, sich an Usancen zu halten, deren Befolgung nicht unbedingt erzwingbar ist.
(68) Aber selbst wenn davon auszugehen wäre, dass der "Step-out"-Branchenbrauch sich mittelbar aus dem Verhaltenskodex ergibt und dass dessen Einhaltung wiederum von den Behörden des Vereinigten Königreichs erzwungen werden kann, würde das nicht ausreichen. Die Kommission kann bei der Würdigung von Zusammenschlüssen anhand der bindenden Kriterien von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung nicht aufgrund des Umstands, dass eine Regulierungsinstanz besteht, die das Verhalten der fraglichen Unternehmen überwacht und sanktioniert, darauf schließen, es werde keine beherrschende Stellung begründet.
(69) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass durch den Zusammenschluss auf dem Pipeline-Gasbeförderungsmarkt in der NNS eine beherrschende Stellung begründet würde.
c) Gasbearbeitung in der SNS
(70) Infolge des Zusammenschlusses hätten die Parteien an fünf der sieben Gasbearbeitungseinrichtungen, die die SNS-Region bedienen, eine Kapitalbeteiligung inne. Außerdem läge ihr Anteil an der vorhandenen Kapazität und der tatsächlichen Bearbeitungsmenge über 40 %. Darüber hinaus haben die beiden Einrichtungen, an denen die Parteien nicht beteiligt sind, zu Spitzenzeiten nur eine begrenzte Kapazitätsreserve. Die Einrichtungen dagegen, an denen die Parteien beteiligt sind, verfügen selbst zu Spitzenzeiten über mehr als 50 % freie Kapazitäten. Die durch den Zusammenschluss entstehende Organisation wäre daher in der Lage, den Zugang von Betreibern neuer Felder zu den Bearbeitungseinrichtungen zu kontrollieren, denn sie wäre Alleineigentümer zweier Einrichtungen und Miteigentümer dreier Einrichtungen, von denen zwei wiederum wegen der bestehenden Einstimmigkeitsanforderungen unter ihrer Kontrolle stuenden. Die in Spitzenzeiten verfügbare freie Kapazität bei dem dritten von diesen Terminals (Bacton - BPA), bei dem jeder Miteigentümer die auf ihn entfallende Kapazitätsreserve Drittunernehmen anbieten kann, macht [10 % bis 20 %] der Gesamtkapazität der Einrichtung aus. Hiervon würden jedoch [mehr als 25 %] auf BPA entfallen. Die für die anderen Miteigentümer verfügbare freie Kapazität in diesem Terminal beläuft sich damit nur auf rund 5 % von dessen Gesamtkapazität. Zudem ist nicht auszuschließen, daß BPA als Betreiber des Terminals die Verfügbarkeit dieser Kapazitätsreserve noch weiter einschränken könnte.
(71) Die von BPA in Bezug auf die SNS-Pipelines vorgetragenen Argumente werden auch im Zusammenhang mit dem SNS-Bearbeitungsmarkt angeführt. Aus den gleichen Gründen wie oben angegeben kann ihnen nicht gefolgt werden.
(72) Durch den Zusammenschluss würde daher auch auf dem SNS-Markt für die Erdgasbearbeitung eine beherrschende Stellung begründet.
V. VON DEN PARTEIEN VORGESCHLAGENE VERPFLICHTUNGEN
A. VERPFLICHTUNGEN
(73) BPA hat sich der Kommission gegenüber verpflichtet, sich von den Kapitalanteilen zu trennen, die Arco zur Zeit [an bestimmten Teilen der Gasbeförderungs- und Gasbearbeitungsinfrastruktur] besitzt. Die entsprechenden Kapitalbeteiligungen sollen an einen oder mehrere von der Kommission gebilligte Unternehmen veräußert werden. Außerdem hat sich BPA verpflichtet, keine der betreffenden Anlagen ohne vorherige Genehmigung durch die Kommission zurückzukaufen.
(74) Der volle Wortlaut der Verpflichtungen findet sich im Anhang.
B. WÜRDIGUNG
(75) Dass BPA die Kapitalbeteiligungen abstößt, die Arco an den Pipelines und Bearbeitungsanlagen besitzt, an denen BPA zur Zeit nicht beteiligt ist, bedeutet, dass die Wettbewerbsstellung von BPA nach dem Zusammenschluss die gleiche ist wie zuvor. Wie bereits ausgeführt, wird der Zugang von Drittunternehmen zu den SNS-Pipelines und -Bearbeitungsanlagen nämlich auf der Grundlage von Einstimmigkeitsvereinbarungen zwischen den Miteigentümern gewährt. Die Wettbewerbsstellung hängt daher von der Anzahl der Pipelines ab, an denen ein Unternehmen beteiligt ist, sowie von der Gesamtreservekapazität dieser Pipelines. Durch die Veräußerung der Kapitalanteile an "zusätzlichen" Anlagen wird verhindert, dass sich Beteiligungen von BPA und Arco auf den relevanten Märkten überschneiden. Die Kommission gelangt daher zu dem Schluss, dass infolge der Verpflichtungen auf den relevanten Märkten keine beherrschende Stellung begründet wird.
VI. SCHLUSSFOLGERUNGEN
(76) Im Hinblick auf Artikel 10 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass die von BPA eingegangenen Verpflichtungen ausreichen, um ihre in ihrer Entscheidung über die Einleitung eines Verfahrens erhobenen und von den sich daran anschließenden Nachprüfungen gestützten Bedenken, was Artikel 2 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung anlangt, auszuräumen.
(77) Der Zusammenschluss ist daher, sofern die im Anhang genannten Verpflichtungen voll erfuellt werden, mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen vereinbar -
HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN:
Artikel 1
Unter der Voraussetzung, dass die im Anhang zu dieser Entscheidung niedergelegten Verpflichtungen in Bezug auf die Veräußerung der Kapitalanteile an [bestimmten Teilen der SNS-Gasbeförderungs- und -bearbeitungsinfrastruktur] voll erfuellt werden, wird der von BP Amoco plc. am 4. Mai 1999 angemeldete Zusammenschluss durch Erwerb der Kontrolle an der Atlantic Richfield Company für mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen vereinbar erklärt.
Artikel 2
Diese Entscheidung ist gerichtet an:
BP Amoco p.l.c. Britannic House
1, Finsbury Circus
London EC2M 7BA Vereinigtes Königreich
Brüssel, den 29. September 1999