Décision de la Commission
du 29 septembre 1999
déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et avec l'accord EEE
(Affaire IV/M.1532 - BP Amoco/ARCO)
[notifiée sous le numéro C(1999) 3059]
(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.)
(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
(2001/45/CE)
LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,
vu le traité instituant la Communauté économique européenne,
vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 57, paragraphe 2, point a),
vu le règlement (CEE) n° 4064/89 du Conseil du 21 décembre 1989 relatif au contrôle des opérations de concentration entre entreprises(1), modifié en dernier lieu par le règlement (CE) no 1310/97(2), et notamment son article 8, paragraphe 2, et son article 10, paragraphe 2,
vu la décision de la Commission du 10 juin 1999 d'engager la procédure dans la présente affaire,
vu l'avis rendu par le comité consultatif en matière de concentrations entre entreprises(3),
Considérant ce qui suit:
(1) Le 4 mai 1999, la Commission a reçu notification, conformément à l'article 4 du règlement (CEE) no 4064/89 (ci-après dénommé "le règlement sur les concentrations"), d'un projet de concentration par lequel l'entreprise BP Amoco plc (ci-après dénommée "BPA") se propose d'acquérir le contrôle d'Atlantic Richfield Company (ci-après dénommée "ARCO") au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations.
(2) Par décision du 10 juin 1999, la Commission a conclu que l'opération notifiée soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun et elle a engagé la procédure en application de l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.
I. PARTIES ET OPÉRATION
(3) BPA est la société holding d'un groupe multinational pétrolier, pétrochimique et de prospection pétrolière comprenant trois entreprises pincipales, à savoir BP Amoco Exploration (prospection et production pétrolières et gazières), BP Amoco Oil (raffinage, commercialisation, fourniture et transport) et BP Amoco Chemicals (fabrication et commercialisation de produits pétrochimiques et de produits connexes). Le groupe BP Amoco est issu de la fusion de British Petroleum plc et d'Amoco Corporation(4). Il est bien établi en Europe, aux États-Unis d'Amérique, en Australasie et dans certaines parties de l'Afrique, et renforce actuellement sa présence en Asie et en Amérique du Sud.
(4) ARCO exerce des activités de prospection, de production, de transport et de vente de pétrole brut et de gaz naturel, des activités de raffinage de pétrole brut ainsi que des activités de transport et de commercialisation de produits pétroliers. Bien qu'elle soit présente dans un certain nombre de pays, tels que le Venezuela, l'Algérie, la Tunisie, le Royaume-Uni et l'Indonésie, elle exerce l'essentiel de ses activités (représentant environ 86 % de son chiffre d'affaires total en 1998) aux États-Unis d'Amérique.
II. CONCENTRATION
(5) L'opération de concentration notifiée consiste dans une prise de contrôle exclusif au sens de l'article 3, paragraphe 1, point b), du règlement sur les concentrations. Elle aboutira à la prise de contrôle exclusif d'ARCO par BPA. Cette opération prendra la forme d'une vente d'actions. ARCO sera intégrée dans une nouvelle entreprise (ci-après dénommée "la nouvelle entreprise") constituée en société selon le droit de l'État du Delaware (États-Unis d'Amérique), qui sera elle-même détenue à 100 % par BPA. À la suite de cette fusion avec la nouvelle entreprise, ARCO sera l'entité juridique subsistante et deviendra ainsi une filiale à 100 % de BPA. À l'issue de ces opérations, BPA aura acquis la totalité du capital souscrit d'ARCO.
III. DIMENSION COMMUNAUTAIRE
(6) Étant donné que le chiffre d'affaires total réalisé par les parties au niveau mondial(5) est supérieur à 5 milliards d'euros, que leur chiffre d'affaires respectif dans la Communauté dépasse 250 millions d'euros et qu'elles ne réalisent pas plus des deux tiers de ce chiffre d'affaires dans un seul et même État membre, l'opération de concentration est de dimension communautaire au sens de l'article 1er, paragraphe 2, du règlement sur les concentrations.
IV. APPRÉCIATION AU REGARD DE L'ARTICLE 2 DU RÈGLEMENT SUR LES CONCENTRATIONS
A. RECHERCHE, DÉVELOPPEMENT, PRODUCTION ET VENTE DE PÉTROLE BRUT ET DE GAZ NATUREL
(7) Les deux parties sont actives sur les marchés de la recherche, du développement et de la production de pétrole brut et de gaz naturel et, dans la décision d'engager la procédure, la Commission avait exprimé des doutes sérieux concernant ces marchés. Cependant, pour les motifs exposés ci-dessous, l'opération en cause ne soulève pas de problèmes de concurrence sur ces marchés.
Processus de prospection, de développement et de production
(8) Les activités en amont consistent dans trois types d'activités commerciales: la recherche de nouvelles réserves, le développement et l'exploitation commerciale de ces réserves. La recherche de nouvelles réserves est généralement appelée "prospection". Le développement concerne la mise en place des infrastructures nécessaires à la production future (plates-formes pétrolières, pipelines, terminaux, etc.). L'exploitation des réserves est appelée "production et vente". Les décisions antérieures de la Commission(6) ont essentiellement porté sur l'incidence des opérations qui lui avaient été notifiées sur le segment de la production et de la vente.
(9) La prospection et le développement sont des activités de longue haleine et à haute intensité de capital qui comprennent un certain nombre d'étapes successives. Premièrement, les pays qui considèrent que des réserves d'hydrocarbures peuvent être découvertes sur leur territoire (pays dits "pays d'accueil") organisent des appels d'offres en vue d'accorder des droits de prospection. Les procédures d'appel d'offres vont des adjudications publiques aux États-Unis d'Amérique à des situations dans lesquelles les soumissionnaires sont présélectionnés par le pays d'accueil. Cette présélection peut se fonder dans une mesure plus ou moins grande sur les compétences techniques des soumissionnaires, sur leur solidité financière ou sur d'autres considérations (action des lobbies, affinités culturelles, etc.).
(10) Les entreprises soumissionnent souvent conjointement afin de partager les risques ou d'apporter des compétences complémentaires. Dans certains cas, les pays d'accueil peuvent exiger que certains soumissionnaires s'associent pour pouvoir obtenir le droit de prospection. Les pays d'accueil peuvent également exiger qu'une partie de toute découverte faite dans la zone de concession revienne à leurs compagnies pétrolières nationales. Dans tous les cas, lorsque la concession est accordée conjointement à plusieurs entreprises, un exploitant est désigné pour la zone concernée. Son rôle consiste dans la gestion technique et financière de la prospection et éventuellement des phases de développement et de production du projet. La plupart des décisions importantes doivent être prises à l'unanimité des participants au projet.
(11) Un délai total de cinq à quinze ans est généralement nécessaire entre l'octroi de la licence et le démarrage de la production effective. Le coût des projets de prospection et de développement peut approcher 7 milliards d'euros lorsque ces projets concernent des "régions inexploitées". Les dépenses sont généralement ventilées comme suit: 15 % pour la phase de prospection et 85 % pour la phase de développement.
(12) Il convient également de préciser que, lorsque l'on commence à produire dans une nouvelle zone, des infrastructures doivent être mises en place, notamment des plates-formes pétrolières, des pipelines et des terminaux. Les gisements plus petits, qu'il ne serait pas rentable de développer isolément, peuvent alors être exploités au moyen des infrastructures déjà mises en place pour le gisement plus important. Ces gisements plus petits sont parfois appelés "gisements satellites". La prospection dans la mer du Nord suit généralement ce schéma.
Marchés de produits en cause
(13) La prospection, le développement, la production et la vente sont souvent considérés comme étant trop étroitement liés pour que l'on puisse définir plusieurs marchés de produits distinct. On peut cependant arguer que la prospection constitue un marché de produits distincts. En effet, on pourrait faire valoir qu'une entreprise active dans le secteur de la prospection compte deux catégories de clients: le pays d'accueil vis-à-vis duquel elle s'est généralement engagée à fournir de nouvelles ressources au cas où du pétrole ou du gaz serait découvert, et les producteurs et vendeurs de pétrole et de gaz qui achèteraient les produits ou participeraient au développement et à la production. La cession des droits sur une zone concédée est une pratique courante dans ce secteur.
(14) Étant donné que les ressources potentielles du sous-sol ne sont pas connues au moment de la prospection, la Commission considère qu'il n'y a pas lieu d'établir une distinction entre la prospection pétrolière et la prospection gazière. En ce qui concerne les marchés du développement, de la production et de la vente, étant donné que le gaz et le pétrole brut ont des applications différentes et sont soumis à des pratiques tarifaires ainsi qu'à des contraintes de coût différentes, la Commission avait jugé approprié, au stade de sa décision d'engager la procédure, de définir un marché de produits en cause pour le développement, la production et la vente de pétrole brut et un autre pour le développement, la production et la vente de gaz naturel.
(15) Les parties ont contesté l'existence d'un marché de la prospection, prétendant que la prospection est trop étroitement liée aux étapes suivantes du processus de production pour pouvoir constituer un marché de produits. Comme cela sera expliqué ci-après dans la section relative aux effets de la concentration sur la concurrence, il n'est pas nécessaire de définir précisément les marchés de produits en cause aux différents stades de la prospection, du développement, de la production et de la vente respectivement du pétrole brut et du gaz naturel pour apprécier les effets de l'opération notifiée sur la concurrence.
Marchés géographiques en cause
(16) La Commission considère que le marché de la prospection est à l'échelle mondiale et partage l'avis des parties selon lequel, du point de vue de la demande européenne, les marchés géographiques en cause sont mondiaux pour le développement, la production et la vente de pétrole brut et comprennent vraisemblablement l'Espace économique européen (EEE), l'Algérie et la Russie pour le gaz.
(17) La Commission a examiné si des zones géographiques plus petites pouvaient constituer des marchés en cause. Pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement, certains acheteurs de gaz établissent une distinction, dans leur politique d'achat, en fonction de l'origine du gaz, en tenant compte des risques politiques et de leur incidence sur la sécurité d'approvisionnement en ce qui concerne le gaz russe et le gaz algérien (environ 17 % du gaz acheté par l'Europe occidentale provient de Russie et 12 % d'Algérie). La loi espagnole, qui limite à 60 % les importations de gaz naturel en provenance d'un même pays, en est le meilleur exemple. Il n'est toutefois pas exclu que, en cas d'augmentation du prix du gaz produit dans l'EEE, la part de gaz achetée à la Russie et à l'Algérie augmente légèrement. Quoi qu'il en soit, la question de la définition du marché géographique en cause peut rester ouverte, car elle n'affecte aucunement la conclusion de l'appréciation sous l'angle de la concurrence.
Acteurs du marché
(18) Traditionnellement, les entreprises exerçant des activités de prospection, de développement, de production et de vente étaient classées en trois catégories caractérisées par des profils, des objectifs stratégiques et des possibilités futures de prospection et de développement différents, à savoir: i) les producteurs publics [principalement des entreprises des pays membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et certaines entreprises des pays membres de l'Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) comme Statoil], ii) les "grands", à savoir les compagnies pétrolières intégrées verticalement qui sont actives au niveau international, et iii) une multitude de compagnies pétrolières beaucoup plus petites, dont la plupart sont des prospecteurs et/ou des producteurs en amont non intégrés.
(19) Les problèmes de concurrence identifiés par la Commission sont principalement liés au fait qu'à l'issue de l'opération notifiée, ainsi que de celle notifiée par Exxon et Mobil, une catégorie distincte (quatrième) d'acteurs pourrait devenir prédominante dans les secteurs de la prospection et du développement. Cette catégorie de "supergrands" serait composée d'Exxon-Mobil, de BP Amoco-ARCO et de Shell.
Position des parties sur le marché
Prospection
(20) Il n'existe aucun indicateur largement disponible ou reconnu permettant de calculer les parts de marché pour apprécier le pouvoir de marché dans le domaine de la prospection. Les parts de marché pourraient être mesurées sur la base du nombre de zones de concession où des licences ont été accordées, du nombre de zones de concession pour lesquelles une même entreprise a été désignée comme "exploitant", de la superficie nette, de la superficie totale exploitée, des dépenses en capital consacrées à la prospection, etc. Il est largement admis que des estimations fondées sur le nombre de zones de concession ou la superficie ne seraient pas fiables, car elles couvriraient des situations très différentes.
(21) Sur la base des dépenses en capital, Exxon-Mobil, BP, Amoco-ARCO et Shell représenteraient, à parts à peu près égales, entre 30 et 40 % des dépenses totales en capital destinées à la prospection, au développement et à la production prévues pour 1999. La taille du quatrième acteur du marché serait équivalente au tiers de la taille moyenne de ces trois principaux acteurs.
(22) Les parties ont contesté la validité de cette mesure du pouvoir de marché pour les raisons suivantes: premièrement, les dépenses en capital varient selon les sites prospectés; la part de marché des compagnies pétrolières nationales des régions relevant de l'OPEP qui nécessitent moins d'investissements serait ainsi sous-évaluée. Deuxièmement, les dépenses en capital ne reflètent pas nécessairement la part exacte de la concession ou de la production des différentes entreprises. Cela tient au fait que la part des dépenses en capital des entreprises publiques est souvent anormalement inférieure à leur part de la concession ou de la production de pétrole brut. Troisièmement, les dépenses en capital consistent plus souvent dans des dépenses d'investissement liées notamment à la liquéfaction du gaz et aux infrastructures que dans des investissements ayant exclusivement pour objet la prospection.
(23) Un autre moyen de mesurer le pouvoir de marché consisterait à calculer la part de la production prévue des entreprises concernées (dans la mesure où les travaux de prospection en cours et l'achat de droits à des tiers se traduiront, à l'avenir, par des activités de production). Selon l'étude de marché qui a été réalisée, la part de marché cumulée des trois "supergrands" dans la production hors OPEP devrait, elle aussi, être comprise entre 30 et 40 % dans une dizaine d'années.
Production et vente
(24) BPA et ARCO représenteraient, à elles deux, environ [moins de 15 %](7) respectivement de la production mondiale de pétrole brut et de la production européenne de gaz naturel en 1998. Les parts cumulées d'Exxon et de Mobil seraient respectivement de [moins de 25 %] et celles de Shell de [moins de 20 %]. Ces chiffres n'ont pas beaucoup évolué au fil des années. Les trois "supergrands" représentent presque 40 % de la production totale de gaz naturel de l'EEE, mais moins de 30 % du gaz naturel consommé dans l'EEE.
(25) Dans l'industrie pétrolière et dans l'industrie gazière, les réserves prouvées sont souvent considérées comme un indicateur du pouvoir de marché. Sur cette base, les parties détiendraient environ [moins de 3 %] des réserves mondiales prouvées de pétrole brut et [moins de 5 %] des réserves européennes prouvées de gaz naturel. Les parties soutiennent cependant que les réserves prouvées ne constituent pas un bon indicateur de la production future. Les réserves prouvées indiquées par les compagnies pétrolières servent uniquement de stock et, comme toute autre société privée, les compagnies pétrolières privées doivent limiter leurs stocks dans toute la mesure du possible. Par ses réserves prouvées, la compagnie indique qu'elle est (ou n'est pas) en mesure de compenser l'épuisement prévisible des champs pétrolifères existants et donc de rester un acteur viable sur le marché. Toutefois, les compagnies pétrolières nationales n'ont pas besoin de justifier de nouveaux investissements en matière de prospection et de développement vis-à-vis de leurs actionnaires étant donné qu'elles bénéficient de réserves nationales, qui dépassent en général largement leurs besoins. Un tel indicateur implique, par conséquent, une distorsion vers le haut en faveur des compagnies nationales.
(26) Actuellement, et cela vaut également pour l'avenir prévisible, les producteurs de l'OPEP jouissent collectivement d'un pouvoir de marché considérable pour la production de pétrole brut. Ils contrôlent une partie substantielle de la production et des réserves prouvées (environ 40 % et 75 % respectivement, les réserves saoudiennes représentant plus d'un tiers des réserves de l'OPEP). À plusieurs reprises dans le passé, l'OPEP a pu faire grimper les prix du pétrole brut jusqu'à un niveau donné(8).
(27) Gazprom (17 %) et Sonatrach (11 %), les entreprises nationales de gaz russe et algérienne, représentent environ 30 % des ventes de gaz naturel réalisées dans l'EEE et leurs réserves représentent 88 % (Gazprom: 81,5 %) des réserves prouvées totales qui peuvent être vendues dans l'EEE.
Effets de la concentration sur la concurrence
(28) La Commission a soulevé les doutes sérieux suivants quant à l'incidence de l'opération envisagée sur la concurrence sur les marchés de la prospection, du développement, de la production et de la vente de pétrole brut et de gaz naturel. La prise de contrôle notifiée et la concentration Exxon-Mobil pourraient entraîner l'émergence, dans le secteur en cause, d'une quatrième catégorie de concurrents composée de BP Amoco-ARCO, d'Exxon-Mobil et de Shell. Quel que soit le paramètre retenu (capitalisation boursière, production pétrolière et gazière, réserves prouvées, etc.), il existe à présent un écart substantiel entre ces trois "supergrands" et les autres "grands".
(29) La Commission a examiné la question de savoir si les trois "supergrands" étaient susceptibles d'occuper à l'avenir une position privilégiée par rapport aux autres acteurs du marché pour découvrir et développer de nouvelles réserves importantes. Leur surface financière accrue pourrait, en effet, leur permettre d'assumer un plus grand portefeuille de risques. En revanche, les autres concurrents devraient soigneusement choisir leurs zones d'activité. En raison de leur moindre capacité de financement et de répartition des risques, les petites entreprises devraient, si elles souhaitent continuer à développer des gisements importants, devenir des associés plus petits des "supergrands" pour bénéficier de la combinaison de ressources que ceux-ci peuvent offrir. Leur seule autre possibilité consisterait à occuper un créneau du marché, en se concentrant sur la prospection. Les "supergrands" risqueraient alors de contrôler d'abord l'accès des autres prospecteurs aux régions inexploitées, au moment de l'octroi des premières concessions, et ensuite leur accès aux zones périphériques, étant donné que ce sont ces "supergrands" eux-mêmes qui auront construit les infrastructures nécessaires.
(30) Étant donné qu'un délai de cinq à quinze ans est généralement nécessaire entre les premiers travaux de prospection et le démarrage de la production, les nouvelles réserves et la production hors OPEP pourraient, selon ce scénario, être largement influencées par les "supergrands" dans une dizaine d'années.
(31) Les marchés de la production et de la vente pourraient être affectés de la manière suivante: les pressions concurrentielles qui limitent la possibilité qu'ont les producteurs de l'OPEP de se comporter en cartel seraient réduites. Les trois entreprises en cause auraient les mêmes intérêts que l'OPEP et seraient susceptibles de s'aligner sur ses décisions en limitant la production à un certain niveau sans craindre que cela ne profite aux autres producteurs. La position dominante de l'OPEP sur le marché du pétrole brut serait ainsi renforcée par la création d'une structure oligopolistique associant l'OPEP et les trois "supergrands", ce qui constituerait une incitation à s'aligner sur les stratégies commerciales de l'OPEP. Celle-ci serait alors en mesure d'augmenter les prix et de les maintenir au niveau maximal (niveau au-delà duquel la prospection pétrolière serait de nouveau encouragée).
(32) Sur la base de ce qui précède, la Commission a conclu que l'opération envisagée soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE et qu'un examen approfondi était nécessaire.
(33) Les parties ont essentiellement invoqué deux moyens pour dissiper les doutes sérieux de la Commission: elles ont fait valoir, d'une part, que les "supergrands" seraient toujours soumis aux pressions concurrentielles des compagnies pétrolières plus petites et, d'autre part, que les pays d'accueil contrôlaient la production de pétrole et de gaz et n'avaient, en tout état de cause, aucun intérêt à laisser les compagnies pétrolières limiter la production.
(34) L'étude de marché a confirmé que les petits prospecteurs ne se sentaient pas menacés par l'émergence d'une catégorie de "supergrands". En raison de leur taille plus modeste, ils ne convoiteraient pas le même type de droits de prospection ni ne dépendraient des plus gros prospecteurs pour vendre leur pétrole. De plus, il semble que la capacité de recherche et de développement de gisement des "grands" tels que Chevron, Texaco, Elf ou Total resterait inchangée, quelle que soit la partie du monde considérée. Les parties ont fourni de nombreux exemples de la participation de ces "grands" à des projets en cours partout dans le monde.
(35) En outre, cette étude de marché a confirmé que les contrats de concession généralement conclus entre les gouvernements et les prospecteurs/producteurs interdisaient à ces derniers de limiter leur production (le contrôle de la production étant laissé à la discrétion des gouvernements).
(36) En ce qui concerne le gaz naturel, il est improbable que les parties et les autres "supergrands" puissent contrôler la production de l'EEE et, partant, affecter la concurrence. Même si un tel marché existait (vu le risque politique lié à la production gazière en Russie et en Algérie), toute position dominante collective des "supergrands" serait exclue en raison de la forte position du gaz norvégien fourni par les concurrents. De plus, les producteurs de gaz naturel font face à une demande très concentrée, émanant des entreprises nationales de transport de gaz en gros, telles que Gaz de France et Distrigaz.
(37) Par conséquent, la Commission conclut que l'opération de concentration n'entraînera ni la création ni le renforcement d'une position dominante sur les marchés de la prospection, du développement, de la production et de la vente de pétrole brut et de gaz naturel.
B. TRANSPORT ET TRAITEMENT DU GAZ NATUREL
(38) La concentration soulève des problèmes de concurrence sur les marchés i) du transport de gaz naturel par gazoduc dans la "mer du Nord méridionale" et ii) du traitement du gaz dans la "mer du Nord méridionale". Ces marchés et celui du transport de gaz naturel par gazoduc dans la "mer du Nord septentrionale" seront examinés ci-dessous.
Marché de produits en cause
(39) Lorsque le gaz naturel émerge de la tête de puits d'une installation de production, le courant gazeux contient des hydrocarbures en phase gazeuse et liquide. Ce gaz brut doit généralement être transporté par gazoduc vers une installation où il est traité par séparation des constituants gazeux et liquides. Le courant gazeux est ensuite soumis à un nouveau processus de traitement/purification destiné à produire des hydrocarbures gazeux répondant aux spécifications techniques requises pour leur acheminement par le réseau de transport dans lequel ils sont introduits ("gaz de qualité commercialisable"). Les producteurs de gaz naturel assurent ce transport et ce traitement soit au moyen de leurs propres installations, soit, dans certains cas, en utilisant des gazoducs et des installations de traitement en mer et/ou à terre appartenant à d'autres entreprises.
(40) BPA estime que le transport du gaz et son traitement relèvent de marchés de produits distincts. Pour le transport du gaz, le marché de produits en cause serait le marché du transport de gaz naturel par conduites sous-marines(9). Pour le traitement du gaz, BPA définirait le marché de produits en cause comme étant celui du traitement du gaz naturel.
(41) Bien que les propriétaires de gisement de gaz doivent recourir aussi bien au transport qu'au traitement pour pouvoir commercialiser leur produit et recherchent la combinaison globalement la moins coûteuse, la Commission considère qu'il convient de distinguer le marché du transport de celui du traitement étant donné que ces deux activités connaissent des conditions de concurrence différentes. Ainsi, l'étude de marché montre que toutes les combinaisons sont possibles entre l'utilisation par le producteur de ses propres gazoducs et/ou installations de traitement (construits à cet effet) et son accès en tant que tierce partie aux gazoducs et/ou aux installations de traitement existants.
Marché géographique en cause
(42) Dans la Communauté, ARCO ne détient des intérêts dans des infrastructures de transport et de traitement du gaz que dans un État membre (le Royaume-Uni). L'entreprise possède deux types d'actifs: des gazoducs sous-marins et une participation dans une installation de traitement du gaz. Ils sont tous situés sur la partie du plateau continental britannique qui se trouve à l'est du Royaume-Uni ainsi que dans la partie orientale du Royaume-Uni.
(43) Le marché géographique en cause comprend, du point de vue de la demande, c'est-à-dire des propriétaires de gisements de gaz qui ont besoin de services de transport et/ou de traitement, les différentes infrastructures (existantes ou nouvellement construites) qui représentent une solution économiquement viable. À cet égard, la partie orientale du plateau continental britannique peut être divisée en deux zones: la "mer du Nord septentrionale", qui correspond à la partie de la mer du Nord située au nord de la latitude 55 °N, et la "mer du Nord méridionale", qui est la partie de la mer du Nord située au sud de cette latitude.
(44) BPA considère que, bien que les exploitants de gisements de gaz situés dans la mer du Nord septentrionale puissent, en théorie, faire appel à des installations de traitement situées dans la mer du Nord méridionale, il est vraisemblable que, dans la plupart des cas, ils feront transporter leur production vers des installations situées dans la mer du Nord septentrionale, qui en assureront le traitement. En fait, il n'existe qu'un gazoduc en construction entre un gisement de gaz de la mer du Nord septentrionale et une installation de traitement située dans la mer du Nord méridionale.
(45) Quant aux exploitants des gisements de gaz de la mer du Nord méridionale, ils continueront, comme par le passé, de recourir aux zones terminales situées sur le littoral longeant cette partie de la mer du Nord pour le traitement de leur production (bien qu'ils aient, dans une mesure limitée, lancé des appels d'offres pour le transport par des gazoducs à destination des Pays-Bas). L'étude de marché montre que, contrairement à ce qui est le cas pour la mer du Nord septentrionale, la construction de nouvelles infrastructures ne constitue pas une alternative réaliste par rapport à l'utilisation d'installations existantes, étant donné que la mer du Nord méridionale est une "province gazière arrivée à maturité", où les nouveaux gisements susceptibles d'être découverts seront trop petits pour justifier la construction de nouvelles infrastructures.
(46) Ces raisons conduisent BPA à considérer que, pour le marché du traitement du gaz et celui du transport du gaz par conduites sous-marines, la mer du Nord septentrionale et la mer du Nord méridionale constituent des marchés géographiques distincts. Comme ARCO n'a pas d'intérêts sur le marché du traitement du gaz de la mer du Nord septentrionale, celui-ci n'est pas examiné plus avant.
(47) Le marché géographique ne peut cependant se réduire à une entité plus petite que celle correspondant aux régions définies ci-dessus. Il est parfaitement établi que, pour un nouveau gisement, les options ne se limitent pas aux différentes installations situées à un même endroit (par exemple, les trois installations de traitement de Bacton) et/ou à un même endroit desservi par plusieurs gazoducs (par exemple, les trois gazoducs desservant l'usine de traitement Bacton-Amoco).
(48) Pour les raisons exposées ci-dessus, la Commission considère que, tant pour le transport du gaz que pour son traitement, la mer du Nord méridionale et la mer du Nord septentrionale constituent des marchés géographiques distincts.
Position des parties sur le marché(10)
a) Gazoducs de la mer du Nord septentrionale
(49) Le tableau 1 indique les huit gazoducs reliant les gisements de gaz de la mer du Nord septentrionale aux usines de traitement de cette même région avec, le cas échéant, le pourcentage de participation des parties ainsi que le nom de l'exploitant. Le gazoduc Miller ne transporte actuellement que des quantités minimales de gaz, mais son développement est prévu (voir considérant 59). En outre, un gazoduc (SEAL) reliant les gisements de gaz de la mer du Nord septentrionale à une installation de traitement de la mer du Nord méridionale est en construction. ARCO détient une part de [...] % dans ce gazoduc. Globalement, BPA a des intérêts dans trois gazoducs et ARCO dans deux. Les participations des parties ne se chevauchent pas et les parties ne détiennent aucune participation dans quatre des neuf gazoducs.
Tableau 1: Gazoducs de la mer du Nord septentrionale
TABLE
(50) Ces participations donnent aux parties une part d'environ [15-25 %] de la capacité nominale totale de transport de gaz des neuf gazoducs (dans l'hypothèse du développement du gazoduc Miller) susmentionnés. Sur un débit total de 5058 mmscfd(11) de gaz transporté prévu pour 1999, le produit des parts de chaque gazoduc détenues par les parties par le débit effectif prévu pour chaque gazoduc leur donne une part de marché d'environ [10-20 %].
b) Gazoducs de la mer du Nord méridionale
(51) Le tableau 2 indique les gazoducs reliant les gisements de gaz de la mer du Nord méridionale aux usines de traitement situées dans cette même région, à Dimlington, Easington, Theddlethorpe et Bacton. Il indique aussi les parts détenues par chacune des entreprises concernées et le nom de l'exploitant. On constate que BPA détient une participation dans dix gazoducs et ARCO dans sept. Les participations des parties se chevauchent dans quatre cas. Les parties ne détiennent aucune participation dans quatre des dix-sept gazoducs.
Tableau 2: Gazoducs de la mer du Nord méridionale
TABLE
(52) Ces participations donnent aux parties une part d'environ [entre 30 et 50 %] de la capacité nominale totale de transport de gaz des gazoducs en exploitation. Sur un débit total de 4225 mmscfd de gaz transporté prévu pour 1999, le produit des parts de chaque gazoduc détenues par les parties par le débit effectif prévu pour chaque gazoduc leur donne une part de marché de [entre 30 et 40 %].
(53) British Gas détient une part de marché d'environ 15 % et Conoco d'environ 10 %.
c) Traitement du gaz dans la mer du Nord méridionale
(54) Le tableau 3 indique les sept installations de traitement du gaz de la mer du Nord méridionale, avec les participations détenues par les parties et le nom de l'exploitant. On constate que les parties ont des intérêts dans cinq de ces installations (BPA: 4, ARCO: 1) et que leurs participations ne se chevauchent pas. Ces intérêts donnent aux parties une part de [entre 40 et 50 %] de la capacité de traitement de gaz nominale totale de la mer du Nord méridionale (ARCO: moins de [...] %). Sur le débit de traitement total prévu pour 1999, le produit des participations des parties dans les différentes installations de traitement par le débit effectif prévu pour chaque installation leur donne une part de marché de [entre 30 et 40 %].
Tableau 3: Traitement du gaz dans la mer du Nord méridionale
TABLE
(55) Conoco et Exxon/Shell détiennent environ 15 % chacune.
Appréciation sous l'angle de la concurrence
(56) Un élément clef de l'exploitation des gazoducs et des installations de traitement au Royaume-Uni consiste dans le principe qui veut que toute décision importante, notamment concernant les conditions de l'accès de tiers aux infrastructures, soit prise à l'unanimité de tous les propriétaires de l'installation. Comme le principal problème de concurrence que peut poser une participation dans ce type d'infrastructures tient à la possibilité qu'ont les propriétaires de l'installation de contrarier le développement de nouveaux gisements de gaz concurrents, la position d'une entreprise donnée dépendra moins de la part de capacité que lui confère sa participation que de la capacité totale, et en particulier de la marge de capacité(12) disponible de l'installation dans laquelle elle a des intérêts.
(57) Malgré une participation accrue dans certaines infrastructures, BPA ne sera par conséquent pas en mesure, après l'opération de concentration, d'exercer sur les gazoducs concernés une influence plus grande que celle qu'elle exerce actuellement.
a) Gazoducs de la mer du Nord septentrionale
(58) Sur les sept gazoducs actuellement exploités (abstraction faite de Miller et du gazoduc SEAL qui est en construction), BPA a des intérêts dans deux et ARCO dans un. Ces gazoducs ne représentent que la moitié de la capacité totale. Étant donné que, actuellement, et pour les deux ou trois années qui viennent, les gazoducs de la mer du Nord septentrionale ne disposent d'aucune marge de capacité, les pressions concurrentielles pour les propriétaires de nouveaux gisements de gaz ne dépendent pas des intérêts détenus par les propriétaires de gazoducs de la mer du Nord septentrionale et donc, dans le contexte de la présente procédure, des participations de BPA et d'ARCO. Il n'existe donc pas de position dominante sur ce marché.
(59) Le fait que, en 2002, deux autres gazoducs au moins deviendront opérationnels ne modifie pas fondamentalement ces pressions concurrentielles. Il s'agit du gazoduc SEAL, dans lequel ARCO détient une participation de [...] %, et du gazoduc Miller, dont les propriétaires (BPA [...] %, Conoco [...] % et Enterprise [...] %) prévoient de porter la capacité à 1200 mmcfd d'ici à 2002, soit moins de [entre 10 et 25 %] de la capacité totale. Le gazoduc SEAL sera utilisé par ses propriétaires pour le transport de leur propre production (à partir de nouveaux gisements), tandis que le gazoduc Miller sera affecté au transport de gaz pour compte d'autrui. L'opération n'a par conséquent aucune incidence sur le pouvoir de marché de l'entité issue de la concentration vis-à-vis des propriétaires des nouveaux gisements de gaz étant donné que le gazoduc SEAL, dans lequel ARCO a une participation, n'assure pas le transport de gaz pour le compte des propriétaires de nouveaux gisements. En d'autres termes, l'opération notifiée n'a pas pour effet la création ou le renforcement d'une position dominante.
b) Gazoducs de la mer du Nord méridionale
(60) Du fait de l'opération, BPA détiendra des participations dans treize des dix-sept gazoducs existants. La capacité totale des gazoducs dans lesquels les parties ont des intérêts représente environ [plus de 60 %] de la capacité totale et il ressort de l'étude de marché que les quatre gazoducs dont les parties ne détiennent aucune part disposent de marges de capacité limitées. BPA serait, par conséquent, en mesure de contrôler l'accès de nouveaux gisements au transport par gazoduc dans cette zone, étant donné qu'elle y contrôle les gazoducs disposant de capacités inemployées. Comme la mer du Nord méridionale est une province gazière arrivée à maturité, il est peu probable qu'on y découvre encore de grands gisements. Il ne faut par conséquent pas s'attendre à ce que de nouvelles infrastructures soient construites.
(61) La Commission en conclut que la concentration conduira à la création d'une position dominante sur le marché du transport par gazoduc de la mer du Nord méridionale. BPA peut exploiter cette position au détriment des propriétaires de nouveaux (petits) gisements de gaz en imposant des tarifs de transport élevés ou en offrant un service de transport limité.
(62) BPA a fait valoir que la concentration ne lui apporterait aucun pouvoir de marché dans le secteur des gazoducs de la mer du Nord méridionale étant donné que i) la mer du Nord méridionale est une province gazière arrivée à maturité, où les capacités disponibles abondent sur le réseau existant, ii) de nouvelles infrastructures peuvent être construites et iii) un usage en vigueur dans le secteur interdit à BPA d'exercer les droits liés à ses participations dans plus d'un gazoduc en concurrence. La Commission n'accepte pas ces arguments pour les raisons exposées ci-dessous.
(63) La Commission reconnaît que les gazoducs de la mer du Nord méridionale sont globalement sous-utilisés et que, par conséquent, chaque fois qu'un nouveau gisement (généralement beaucoup plus petit que les premiers) cherche à négocier un accès en tant que tierce partie, on pourrait s'attendre à ce que les différents gazoducs se livrent une concurrence âpre pour s'assurer les recettes de transport supplémentaires. Il ressort cependant de l'étude de marché que les gazoducs dont les parties ne détiennent aucune part ne disposent que d'une marge de capacité limitée.
(64) Deuxièmement, BPA reconnaît elle-même qu'aucun grand gazoduc n'a été construit dans la mer du Nord méridionale depuis 1992. Cela n'est pas surprenant étant donné que les gisements qui ont été développés récemment dans cette région sont des "satellites" de gisements plus grands déjà en exploitation. En outre, on ne s'attend pas à y découvrir de nouveaux grands gisements. Aucun nouveau gazoduc ne devrait par conséquent être construit, étant donné que la marge brute d'autofinancement des gisements satellites ne devrait pas être suffisante pour couvrir le coût d'un investissement dans la construction d'un nouveau gazoduc réservé à l'acheminement de leur production. En fait, de tels gisements ne peuvent, en général, être développés sans que l'accès en tant que tiers aux gazoducs et aux installations de traitement leur soit garanti.
(65) Troisièmement, les parties font état de la coutume de l'abstention ("step out") en vigueur dans le secteur pétrolier et gazier au Royaume-Uni, qui veut que si deux ou plusieurs des gazoducs dans lesquels une société détient une participation sont en concurrence, cette société s'abstient d'exercer ses droits de vote dans plus d'un des consortiums détenant les gazoducs. BPA fait valoir qu'il lui est, de ce fait, impossible d'exercer son droit de veto de manière, par exemple, à soustraire du gaz au gazoduc Bacton-Amoco (dont elle détient [...] %) au bénéfice du gazoduc Bacton-Leman (dont elle détient [...] %). La coutume de l'abstention procède de la reconnaissance générale du fait que les sociétés peuvent parfois connaître des conflits d'intérêts lorsqu'elles détiennent des participations dans des infrastructures qui sont en concurrence pour la fourniture de services de transport et/ou de traitement à un utilisateur potentiel. Bien que les documents contractuels relatifs à propriété des différentes installations mentionnent rarement l'obligation d'abstention, il s'agit d'une coutume solidement établie dans le secteur pétrolier et gazier au Royaume-Uni. BPA estime qu'il est essentiel de respecter scrupuleusement la coutume de l'abstention pour se conformer au principe de non-discrimination [prévu par l'Offshore Infrastructure Code of Practice (code de bonne pratique concernant les infrastructures en mer)] et éviter ainsi les sanctions prévues par la législation britannique (en l'occurrence, par l'article 17 du Petroleum Act 1998 et l'article 12 du Gas Act 1995).
(66) L'Offshore Infrastructure Code of Practice (établi par le ministère du commerce et de l'industrie du Royaume-Uni) est un code auquel adhèrent tous les propriétaires d'infrastructures de transport de pétrole et de gaz en mer et qui vise à garantir l'objectivité et la transparence des conditions d'accès des tiers aux infrastructures. L'article 17 du Petroleum Act 1998 constitue la base juridique en vertu de laquelle les autorités britanniques peuvent exiger que l'accès aux oléoducs et aux gazoducs soit accordé à des tiers à des conditions équitables après un refus initial de la part des propriétaires des infrastructures. L'article 12 du Gas Act 1995 constitue la base juridique en vertu de laquelle les autorités britanniques peuvent exiger que l'accès aux installations de traitement du gaz soit accordé à des tiers à des conditions équitables après un refus initial de la part des propriétaires des installations.
(67) L'étude de marché a confirmé l'existence de la coutume de l'abstention décrite par les parties. Cette coutume ne fait cependant pas partie, en tant que telle, du code de bonne pratique facultatif. Le respect de la coutume se fonde donc exclusivement sur le comportement unilatéral de toutes les sociétés concernées. La seule contrainte susceptible de peser sur le comportement futur de BPA serait, par conséquent, sa soumission spontanée à une coutume qui n'est pas obligatoirement applicable.
(68) Même si l'on admettait que la coutume de l'abstention reflète le code de bonne pratique, dont l'application pourrait être contrôlée par les autorités britanniques, cela ne suffirait pas. La Commission ne saurait admettre, lorsqu'elle apprécie une concentration au regard des critères stricts énoncés à l'article 2, paragraphe 3, du règlement sur les concentrations, que la présence d'un organe de contrôle ayant pour fonction de surveiller et de sanctionner le comportement des sociétés en question justifie que l'on conclue à l'absence de création d'une position dominante.
(69) La Commission considère par conséquent que la concentration créerait une position dominante sur le marché des gazoducs de la mer du Nord méridionale.
c) Traitement du gaz dans la mer du Nord méridionale
(70) Les parties détiendront, du fait de la concentration, des participations dans cinq des sept installations de traitement du gaz desservant le secteur de la mer du Nord méridionale. En outre, leur part des capacités existantes et du débit effectif est supérieure à 40 %. De plus, les deux installations dont les parties ne détiennent aucune part ne disposent que d'une marge de capacité limitée aux périodes de pointe, alors que celles dont elles sont actionnaires disposent d'une marge de capacité supérieure à 50 %, même aux périodes de pointe. L'entité issue de l'opération pourrait, dès lors, être en mesure de contrôler l'accès des nouveaux gisements aux services de traitement étant donné qu'elle serait seule propriétaire de deux installations et copropriétaire de trois autres, dont deux dans lesquelles c'est la règle imposant l'unanimité qui lui permettrait d'exercer ce contrôle. La marge de capacité disponible aux périodes de pointe dans le troisième terminal (Bacton-BPA), où chaque participant est libre d'offrir sa marge de capacité à des tiers, représente moins de [entre 10 et 20 %] de la capacité totale. BPA possède cependant [plus de 25 %] de la capacité totale du terminal. La capacité inemployée de ce terminal disponible pour les autres propriétaires ne représente qu'environ 5 % de la capacité totale. En outre, ;;on ne peut exclure la possibilité que BPA, en tant qu'exploitant du terminal, réduise encore l'accès à cette capacité inemployée.
(71) Les arguments exposés plus haut concernant les gazoducs de la mer du Nord méridionale ont également été invoqués par BPA pour le marché des services de traitement de la mer du Nord méridionale. Les raisons pour lesquelles ils ont été déclarés inacceptables plus haut valent également ici.
(72) La concentration aura, par conséquent, également pour effet de créer une position dominante sur le marché du traitement du gaz de la mer du Nord méridionale.
V. ENGAGEMENTS PROPOSÉS PAR LES PARTIES
A. ENGAGEMENTS
(73) BPA a pris devant la Commission l'engagement de céder les participations qu'ARCO détient actuellement dans [certains éléments des infrastructures de transport et de traitement du gaz dans la mer du Nord méridionale]. Ces participations seront cédées à un ou plusieurs acquéreurs approuvés par la Commission. En outre, BPA s'est engagée à ne réacquérir aucun de ces actifs sans l'accord préalable de la Commission.
(74) Le texte intégral de l'engagement est reproduit en annexe.
B. APPRÉCIATION
(75) La cession par BPA des intérêts détenus par ARCO dans les gazoducs et les installations de traitement dans lesquels BPA ne détient aucune participation à l'heure actuelle implique que la situation concurrentielle de BPA restera inchangée après l'opération de concentration. Cela tient au fait que, comme il a été indiqué précédemment, dans les gazoducs et les installations de traitement de la mer du Nord méridionale, l'accès n'est accordé aux tiers que sur décision unanime des propriétaires. La situation concurrentielle dépend, par conséquent, du nombre de gazoducs dans lesquels une société a des intérêts et de la marge de capacité totale de ces gazoducs. La cession des participations dans les infrastructures "supplémentaires" élimine par conséquent les chevauchements entre BPA et ARCO sur les marchés en cause. Cela amène la Commission à la conclusion que, du fait des engagements, l'opération n'aura pas pour effet la création d'une position dominante sur les marchés en cause.
VI. CONCLUSION
(76) Vu l'article 10, paragraphe 2, du règlement sur les concentrations, la Commission estime que les engagements pris par BPA sont suffisants pour lever les doutes sérieux qu'elle avait émis dans sa décision d'engager la procédure et dans le cadre de l'examen de l'opération qui s'en est suivi, eu égard à l'article 2, paragraphe 2, du règlement sur les concentrations.
(77) En conséquence, sous réserve que les engagements énoncés dans l'annexe soient pleinement respectés, l'opération est compatible avec le marché commun et avec l'accord EEE,
A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
Article premier
Sous réserve que les engagements concernant la cession de [certains éléments des infrastructures de transport et de traitement du gaz dans la mer du Nord méridionale] qui sont énoncés dans l'annexe soient pleinement respectés, la concentration notifiée par BP Amoco plc le 4 mai 1999 concernant l'acquisition du contrôle d'Atlantic Richfield Company est déclarée compatible avec le marché commun et l'accord EEE.
Article 2
BP Amoco plc Britannic House
1, Finsbury Circus
London EC2M 7BA United Kingdom
est destinataire de la présente décision.
Fait à Bruxelles, le 29 septembre 1999.