Kommissionens beslutning
af 29. september 1999
om en fusions forenelighed med fællesmarkedet og EØS-aftalen
(Sag IV/M.1532 - BP Amoco/Arco)
(meddelt under nummer K(1999) 3059)
(Kun den engelske udgave er autentisk)
(EØS-relevant tekst)
(2001/45/EF)
KOMMISSIONEN FOR DE EUROPÆISKE FÆLLESSKABER HAR -
under henvisning til traktaten om oprettelse af Det Europæiske Fællesskab,
under henvisning til aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, særlig artikel 57, stk. 2, litra a),
under henvisning til Rådets forordning (EØF) nr. 4064/89 af 21. december 1989 om kontrol med fusioner og virksomhedsovertagelser(1), senest ændret ved forordning (EF) nr. 1310/97(2), særlig artikel 8, stk. 2, og artikel 10, stk. 2,
under henvisning til Kommissionens beslutning af 10. juni 1999 om indledning af proceduren i denne sag,
under henvisning til udtalelse fra Det Rådgivende Udvalg for Kontrol med Virksomhedssammenslutninger(3), og
ud fra følgende betragtninger:
(1) Den 4. maj 1999 modtog Kommissionen i overensstemmelse med artikel 4 i forordning (EØF) nr. 4064/89 (i det følgende benævnt "fusionsforordningen") en anmeldelse af en fusion i den i fusionsordningens artikel 3, stk. 1, litra b), omhandlende betydning, hvorefter virksomheden BP Amoco plc (i det følgende benævnt "BPA") erhverver kontrol med Atlantic Richfield Company (i det følgende benævnt "Arco").
(2) Kommissionen konstaterede i sin beslutning af 10. juni 1999, at den anmeldte transaktion rejser alvorlig tvivl med hensyn til, om den er forenelig med fællesmarkedet, og Kommissionen indledte derfor proceduren, jf. fusionsforordningens artikel 6, stk. 1, litra c).
I. PARTERNE OG TRANSAKTIONEN
(3) BPA er et holdingselskab under en multinational koncern inden for olieprospektering, olieindustri og petrokemisk industri bestående af tre centrale virksomheder, nemlig BP Amoco Exploration (olie- og gasprospektering og olie- og gasproduktion), BP Amoco Oil (raffinering, afsætning, forsyning og transport) og BP Amoco Chemicals (produktion og afsætning af petrokemiske og beslægtede produkter). BP Amoco-koncernen blev skabt ved en fusion mellem The British Petroleum Company plc og Amoco Corporation(4). Koncernen er veletableret i Europa, USA, Australien og Asien og i nogle dele af Afrika, og udbygger sine aktiviteter i Asien og Sydamerika.
(4) Arco er aktiv inden for prospektering, produktion, transport og salg af råolie og naturgas samt inden for raffinering af råolie og transport og afsætning af olieprodukter. Selv om Arco er aktiv i en række lande, som f.eks. Venezuela, Algeriet, Tunesien, Det Forenede Kongerige og Indonesien, finder hovedparten af aktiviteterne sted i USA (ca. 86 % af den samlede 1998-omsætning).
II. FUSIONEN
(5) Fusionen er anmeldt som en erhvervelse af enekontrol som omhandlet i artikel 3, stk. 1, litra b), i fusionsforordningen. BPA erhverver enekontrol over Arco. Fusionen gennemføres gennem aktiesalg. Dette skal foregå ved, at Arco indgår i et nyt selskab ("Newco"), der oprettes efter lovgivningen i den amerikanske delstat Delaware, og dette selskab vil blive fuldstændigt ejet af BPA. Efter Arcos fusion med Newco skal Arco være den overlevende juridiske enhed, og vil på det tidspunkt være et fuldstændigt ejet datterselskab af BPA. Som et resultat af disse transaktioner, vil BPA derfor erhverve hele Arcos samlede tegnede aktiekapital.
III. FÆLLESSKABSDIMENSION
(6) Da parternes kombinerede samlede omsætning på verdensplan(5) overstiger 5 mia. EUR, og de hver især har en omsætning i Fællesskabet på mere end 250 mio. EUR, men hver især ikke har mere end to tredjedele af deres samlede omsætning på fællesskabsplan i en og samme medlemsstat, har fusionen en fællesskabsdimension som omhandlet i fusionsforordningens artikel 1, stk. 2.
IV. VURDERING I HENHOLD TIL FUSIONSFORORDNINGENS ARTIKEL 2
A. PROSPEKTERING, UDVIKLING, PRODUKTION OG SALG AF RÅOLIE OG NATURGAS
(7) Begge parter er aktive inden for prospektering, udvikling og produktion af råolie og naturgas, og Kommissionen gav i sin beslutning om indledning af proceduren udtryk for alvorlig tvivl for disse markeders vedkommende. Der er imidlertid af de årsager, der er beskrevet nedenfor, ikke grund til bekymring med hensyn til konkurrencen på disse markeder.
Prospektering, udvikling og produktionsforløb
(8) Aktiviteter i forudgående led omfatter tre former for kommerciel aktivitet: søgning efter nye forekomster, udvikling og kommerciel udnyttelse af sådanne forekomster. Søgning efter nye forekomster kaldes sædvanligvis "prospektering". Udvikling består i opførelse af egnet infrastruktur til fremtidig produktion (boreplatforme, rørledninger, terminaler osv.). Udnyttelsen af forekomsterne kaldes "produktion og salg". De beslutninger, som Kommissionen tidligere har truffet på området(6), har væsentligst omhandlet virkningerne af de dengang anmeldte transaktioner på produktions- og salgssegmentet.
(9) Prospektering og udvikling er en tids- og kapitalintensiv aktivitet, som omfatter en række på hinanden følgende faser. Først skal lande, som mener, at der kan opdages kulbrinteforekomster på deres område (et sådant land kaldes "værtsland"), give prospekteringslicenser i udbud. Licitationsformen kan være enten offentlige udbud, som i USA, eller udbud efter værtslandets præselektion af tilbudsgiverne. Denne præselektion kan i forskelligt omfang være baseret på teknisk evne, økonomisk styrke eller andre betragtninger (lobbying, kulturel samhørighed osv.).
(10) Ofte indgiver selskaberne bud i fællesskab for at sprede risikoen eller tilvejebringe supplerende færdigheder. I nogle tilfælde vil værtslandet måske kræve, at nogle tilbudsgivere går sammen for at opnå prospekteringslicens. Værtslandene kan også stille krav om, at nationale olieselskaber kan få del i fund i det blokafsnit, der er omfattet af licensen. Under alle omstændigheder vil der, hvis der udstedes fælles licens til flere selskaber, blive udnævnt en operatør for blokafsnittet. Det er operatørens rolle at forestå den tekniske og økonomiske styring af prospekteringen, og muligvis også projektets udviklings- og produktionsfaser. De fleste større beslutninger kræver enstemmighed blandt alle projektpartnerne.
(11) Samlet går der som regel 5 til 15 år fra udstedelsen af en licens til påbegyndelsen af en egentlig produktion. Omkostningerne i forbindelse med prospekterings- og udviklingsprojekter ligger typisk omkring 7 mia. EUR for projekter i uudforskede områder. Udgifternes fordeling mellem prospekteringsfasen og udviklingsfasen vil typisk være henholdsvis 15 % og 85 %.
(12) Det skal også nævnes, at der skal udvikles infrastruktur, før produktionen kan påbegyndes i et nyt område. Dette omfatter navnlig boreplatforme, rørledninger og terminaler. Mindre felter, som det ikke kan betale sig at udvikle enkeltvis, kan således udnyttes ved at bruge infrastruktur, der allerede er opført for et større felt. Sådanne mindre felter benævnes til tider "satellitfelter". Dette har navnlig været det typiske prospekteringsforløb for Nordsøen.
Relevante produktmarkeder
(13) Det hævdes ofte, at prospektering, udvikling samt produktion og salg i den grad er snævert forbundne, at der ikke bliver tale om mere end et særskilt produktmarked. Det er dog også muligt at se prospektering som et særskilt produktmarked. Der kan argumenteres for, at en virksomhed, der er aktiv inden for prospektering, har to kundegrupper: værtslandet, som virksomheden har forpligtet sig til at sikre en fremtidig indtægt, hvis der findes olie eller gas, og de efterfølgende producenter og forhandlere af olie og gas, som kunne tænkes at købe det ud eller deltage i udviklingen og produktionen. Overdragelse af rettigheder til blokafsnit er udbredt praksis i sektoren.
(14) Da undergrundens indhold ikke kendes på prospekteringstidspunktet, mener Kommissionen, at det ikke er berettiget at skelne mellem prospektering for olie og prospektering for naturgas. Da gas og råolie anvendes til forskellige formål og er genstand for forskellig prisfastsættelsesadfærd og omkostningspres, anså Kommissionen det på tidspunktet for beslutningen om at indlede proceduren for hensigtsmæssigt at dele produktmarkederne for udvikling, produktion og salg op i et relevant produktmarked for udvikling, produktion og salg af råolie og et andet relevant produktmarked for udvikling, produktion og salg af naturgas.
(15) Parterne bestrider, at der skulle findes et marked for prospektering, med den begrundelse, at det er for snævert forbundet med de efterfølgende faser i produktionsforløbet til at kunne udgøre et produktmarked. Som det forklares i afsnittet vedrørende fusionens virkninger for konkurrencen, er det i forbindelse med vurderingen af virkningerne af den anmeldte transaktion for konkurrencen ikke nødvendigt at afgrænse de relevante produktmarkeder præcist i forhold til de enkelte faser for prospektering efter samt udvikling, produktion og salg af henholdsvis råolie og naturgas.
Relevante geografiske markeder
(16) Kommissionen mener, at prospekteringsmarkedet er verdensomspændende og deler parternes opfattelse af, at de relevante geografiske markeder set fra et europæisk efterspørgselssynspunkt er verdensomspændende for så vidt angår udvikling, produktion og salg af råolie og sandsynligvis omfatter EØS, Algeriet og Rusland for naturgassens vedkommende.
(17) Kommissionen har undersøgt, hvorvidt mindre geografiske områder kunne udgøre relevante markeder. Nogle opkøbere af gas skelner i deres indkøbspolitik af hensyn til forsyningssikkerheden mellem gassens oprindelseslande på grundlag af deres opfattelse af de politiske risici og virkningen for forsyningssikkerheden for så vidt angår russisk og algerisk gas (Rusland tegnede sig for ca. 17 % af den samlede forsyning til Vesteuropa og Algeriet for 12 %). Det tydeligste eksempel herpå er den spanske lovgivning, som foreskriver, at højst 60 % af efterspørgslen på naturgas må komme fra et og samme land. Det er imidlertid ikke sandsynligt, at en forøgelse af prisen på naturgas produceret i EØS ikke vil blive fulgt af en mindre forøgelse af andelen af gas indkøbt i Rusland og Algeriet. Under alle omstændigheder er det foreløbig ikke nødvendigt at afgrænse det relevante geografiske marked præcist, da det ikke vil ændre ved konklusionen på vurderingen af konkurrenceaspekterne.
Markedets aktører
(18) Traditionelt blev selskaber, der var aktive inden for prospektering, udvikling, produktion og salg, opdelt i tre kategorier med forskellige profiler, strategiske målsætninger og fremtidig prospekterings- og udviklingskapacitet. Kategorierne er følgende: i) statsejede producenter (hovedsageligt OPEC-selskaber og en række OECD-baserede selskaber såsom Statoil), ii) de "større" olieselskaber, dvs. vertikalt integrerede olieselskaber med verdensomspændende aktiviteter, og iii) en lang række betydeligt mindre olieselskaber, hvoraf de fleste ikke er integrerede, men udelukkende er aktive inden for prospektering og/eller produktion.
(19) De punkter, som for Kommissionens vedkommende gav anledning til bekymring for konkurrencevilkårene, var hovedsageligt det faktum, at den anmeldte transaktion, samt den af Exxon og Mobil anmeldte transaktion, vil føre til en særskilt (fjerde) gruppe af aktører, som vil dominere prospekterings- og udviklingsaktiviteterne. Denne kategori af "superstærke" olieselskaber vil således omfatte Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco og Shell.
Parternes stilling på markedet
Prospektering
(20) Der findes ikke nogen bredt tilgængelig eller accepteret indikator, på grundlag af hvilken markedsandele kan beregnes som værende udtryk for markedsstyrke på prospekteringsmarkedet. Markedsandelene kunne måles på baggrund af antallet af blokafsnit, der er udstedt licens for, antal af blokafsnit med et givent selskab som operatør, nettoareal eller samlet areal for hver operatør, samlede investeringsomkostninger inden for prospektering osv. Der er bred enighed om, at antal blokafsnit eller areal ikke giver et pålideligt billede, da disse elementer dækker over vidt forskellige forhold.
(21) På grundlag af investeringsomkostninger tegner Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco og Shell sig samlet og med nogenlunde lige store andele for mellem 30 % og 40 % af de samlede investeringsomkostninger til al planlagt prospektering, udvikling og produktion i 1999. Den næststørste markedsaktør tegner sig for en tredjedel af de tre største markedsaktørers gennemsnitsstørrelse.
(22) Parterne bestrider, at denne form for måling af markedsstyrken skulle være hensigtsmæssig, og det af følgende årsager. Først og fremmest varierer investeringsomkostningerne med de prospekterede områder. Dette giver et skævt billede og en for lav markedsandel til de nationale olieselskaber i de omkostningsbillige OPEC-områder. For det andet afspejler investeringsomkostningerne ikke korrekt ejerfordelingen i forbindelse med hverken en licens eller en produktion. Dette skyldes, at de statslige selskaber ofte betaler en uforholdsmæssig lav pris i forhold til den interesse, de har i deres licens, eller i forhold til deres udvinding af råolie. For det tredje omfatter investeringsomkostningerne ofte udgifter i forbindelse med gaskondensering og infrastrukturer og ikke alene de beløb, der investeres i ren prospektering.
(23) En anden mulig metode til måling af markedsstyrken kunne være at beregne selskabernes andel af den forventede produktion (da aktuel prospektering og opkøb af tredjepartsrettigheder vil komme til udtryk i fremtidig produktion). Undersøgelsen af markeret viser, at den samlede markedsandel for de tre superstærke selskaber uden for OPEC-regi ti år fra nu fortsat vil tegne sig for 30 til 40 %.
Produktion og salg
(24) BPA og Arco vil sammen tegne sig for ca. [mindre end 15 %](7) af henholdsvis produktionen af råolie på verdensplan og den europæiske produktion af naturgas i 1998. Samme tal ville være [mindre end 25 %] for Exxon-Mobil tilsammen og mindre end 20 % for Shell. Tallene har ikke ændret sig væsentligt med årene. Af den samlede naturgasproduktion i EØS tegner de tre superstærke sig for næsten 40 %. Af den naturgas, der forbruges i EØS, tegner de tre superstærke sig imidlertid for mindre end 30 %.
(25) Industrien selv baserer sig ofte på påviste reserver som en indikator for markedsstyrke. Med dette som udgangspunkt ville parterne tegne sig for ca. [mindre end 3 %] og [mindre end 5 %] af henholdsvis påviste råoliereserver på verdensplan og påviste naturgasreserver på europæisk plan. Parterne fremfører imidlertid, at påviste reserver ikke er en relevant indikator for fremtidig produktion. Påviste reserver har, som olieselskaberne angiver det, kun en lagerfunktion, og private olieselskaber skal som alle andre private selskaber søge at begrænse lagrene så meget som muligt. På baggrund af de påviste reserver kan et selskab afgøre, hvorvidt det er eller ikke er i stand til at erstatte forudsigelig udtømning af eksisterende oliefelter og dermed i stand til at forblive en levedygtig markedsaktør. For nationale olieselskaber er det imidlertid ikke nødvendigt over for aktionærerne at begrunde yderligere investeringer i prospektering og udvikling, da de har adgang til de nationale reserver, som sædvanligvis langt overstiger deres behov. En sådan indikator indeholder derfor en opadgående skævvridning til fordel for de nationale selskaber.
(26) For øjeblikket og i den nærmeste fremtid tegner OPEC-producenterne sig samlet for en betydelig andel af markedet for produktion af råolie. De kontrollerer en omfangsrig produktion og har mange påviste reserver (henholdsvis ca. 40 % og 75 %, hvor de saudiarabiske reserver tegner sig for mere end en tredjedel af de samlede OPEC-reserver). OPEC har tidligere i flere tilfælde kunnet påvirke(8) råoliepriserne i et vist omfang.
(27) Gazprom (17 %) og Sonatrach (11 %), Ruslands og Algeriets nationale forsyningsvirksomheder, tegner sig for ca. 30 % af naturgassalget i EØS, og deres reserver udgør 88 % (Gazprom 81,5 %) af deres samlede påviste reserver, som kan afsættes i EØS.
Fusionens virkninger for konkurrencen
(28) For Kommissionens vedkommende rejste følgende af fusionens aspekter alvorlig tvivl med hensyn til virkningerne for konkurrencen på markederne for prospektering, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas. Den anmeldte virksomhedsovertagelse kunne sammen med Exxon-Mobil-fusionen føre til en fjerde konkurrentgruppe i sektoren bestående af BP Amoco-Arco, Exxon-Mobil og Shell. Uanset valgte parametre (markedskapitalisering, produktion af olie og gas eller omfang af påviste reserver) ville der nu være en væsentlig afstand fra disse tre superstærke og ned til de resterende større olieselskaber.
(29) Det blev undersøgt, hvorvidt det ville være muligt, at disse tre superstærke selskaber i fremtiden ville være meget gunstigere stillet end de øvrige markedsaktører med hensyn til at finde og udvikle nye større forekomster. Dette kunne forårsages af deres øgede finansielle styrke, som ville sætte dem i stand til at påtage sig større risici. På den anden side ville de øvrige konkurrenter skulle udvælge de områder, hvor de ville være aktive. På grund af deres mere vanskelige adgang til kapital og færre muligheder for risikospredning ville de mindre selskaber, i fald de fortsat ønskede at udvikle større felter, være nødt til at indgå partnerskaber med de superstærke selskaber for at nyde godt af deres sammenbragte ressourcer. Deres eneste alternativ ville være at blive nicheaktører koncentreret om prospektering. De superstærke ville således kunne kontrollere de øvrige prospekteringsselskabers adgang til nye uudforskede områder først på tidspunktet for udstedelsen af den første licens og efterfølgende for de omkringliggende blokafsnit, da de superstærke ville have opbygget den nødvendige infrastruktur.
(30) Da tidsrummet fra den første fase i prospekteringen til produktionens påbegyndelse typisk er mellem 5 og 15 år, ville der med et sådant scenario opstå mulighed for, at alle nye reserver og al ny produktion uden for OPEC inden ca. 10 år ville være under tydelig indflydelse fra de superstærke olieselskaber.
(31) Dette vil kunne påvirke produktions- og salgsmarkederne på følgende måde. Den eksisterende konkurrence, som begrænser OPEC's mulighed for at fungere som et kartel, ville blive mindre. De tre selskaber ville få samme interesse som OPEC og ville sandsynligvis lægge sig tæt op ad OPEC's beslutninger ved at begrænse udbuddet til et vist niveau uden frygt for, at andre ville udnytte dette. Dette ville medføre en styrkelse af OPEC's dominerende stilling på markedet for råolie gennem skabelse af en oligopolistisk struktur, der kombinerer såvel OPEC og de tre superstærke, og dermed være et incitament til at indrette strategierne efter OPEC's kommercielle strategier. OPEC ville således kunne øge priserne og holde dem på et niveau lige under det niveau, der kan udløse ny prospektering.
(32) På grundlag af ovenstående konkluderede Kommissionen, at transaktionen rejste alvorlig tvivl med hensyn til dens forenelighed med fællesmarkedet og EØS-aftalen, hvorfor der måtte iværksættes yderligere dyberegående undersøgelser.
(33) Parterne bestred Kommissionens alvorlige tvivl af to væsentlige årsager. For det første ville de superstærke stadig være udsat for konkurrence fra mindre olieselskaber. For det andet kontrollerer værtslandene olie- og gasproduktionen, og de ville under ingen omstændigheder have nogen interesse i at lade olieselskaberne begrænse produktionen.
(34) Markedsundersøgelsen viser, at de mindre prospekteringsselskaber ikke synes at mene, at fremkomsten af en ny klasse af superstærke olieselskaber ville true deres stilling. På grund af størrelsesforskellene ville de ikke konkurrere om de samme former for prospekteringsrettigheder, og de ville ikke blive afhængige af de større prospekteringsselskaber for at afsætte olien. Hertil kommer, at større olieselskaber såsom Chevron, Texaco, Elf eller Total alle synes at ville have uforandret kapacitet med hensyn til at prospektere og udvikle felter overalt i verden. Parterne har tilvejebragt talrige eksempler på de større olieselskabers deltagelse i igangværende projekter overalt i verden.
(35) For det andet bekræftede markedsundersøgelsen, at koncessionsaftalerne mellem regeringerne og prospekterings- og produktionsselskaberne typisk forhindrer sidstnævnte i at begrænse produktionen (som regeringen alene træffer afgørelse om).
(36) Med hensyn til naturgas er det usandsynligt, at parterne sammen med de øvrige superstærke ville få kontrol over EØS-produktionen og dermed påvirke konkurrencen. Selv hvis et sådant marked eksisterede (under hensyntagen til opfattelsen af den politiske risiko, der forbindes med gasproduktionen i Rusland og Algeriet), kan de superstærke selskabers kollektive dominans ikke fastholdes som argument, da den norske gas, som afsættes af konkurrenter, står meget stærkt. Hertil kommer, at naturgasproducenterne skal operere med en efterspørgsel, som er yderst koncentreret i hænderne på nationale gasforsyningsselskaber som Gaz de France eller Distrigaz.
(37) Kommissionen konkluderer derfor, at fusionen ikke vil skabe eller styrke en dominerende stilling på markedet for prospektering, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas.
B. TRANSPORT OG BEHANDLING AF NATURGAS
(38) Fusionen giver anledning til bekymring for konkurrencevilkårene på markederne for i) transport af naturgas gennem rørledninger i den sydlige del af Nordsøen ("SNS") og ii) behandlingen af naturgas i SNS. Disse markeder og markedet for transport af naturgas gennem rørledninger i den nordlige del af Nordsøen ("NNS") behandles i det følgende.
Relevant produktmarked
(39) Når naturgassen kommer op af borehullet på et produktionsanlæg, indeholder strømmen gasagtige kulbrinter og flygtig kulbrinte. Disse ubehandlede gasser skal oftest transporteres gennem en rørledning til det anlæg, hvor de behandles ved at adskille de gasformige bestanddele fra de flydende. Derefter undergår den gasformige strøm en yderligere behandling/rensning for at fremstille gasformige kulbrinter efter de tekniske specifikationer, som skal overholdes for den efterfølgende transport gennem forsyningssystemet ("pipeline quality gas"). Det er naturgasproducenterne, som forestår denne transport og behandling enten på egne anlæg eller i nogle tilfælde ved at bruge andre virksomheders rørledninger og offshore-/onshoregasbehandlingsanlæg.
(40) BPA er af den opfattelse, at transport og behandling af gas skal anses som særskilte produktmarkeder. Med hensyn til transport af gas skulle det relevante produktmarked således være markedet for transport af gas gennem undersøiske rørledninger(9). Med hensyn til behandlingen af gas anser BPA det relevante produktmarked for at være markedet for behandling af naturgas.
(41) Selv om ejerne af et gasfelt har behov for såvel transport som behandling for at kunne afsætte deres gas og derfor vil søge den billigste totalløsning, mener Kommissionen, at det er relevant at adskille markederne for transport og behandling, da konkurrencevilkårene er meget forskellige. For eksempel fremgår det af markedsundersøgelsen, at samtlige kombinationer mellem egne (nyopførte) rørledninger og/eller behandlingsanlæg og tredjepartsadgang til eksisterende rørledninger og/eller behandlingsanlæg er mulige.
Relevant geografisk marked
(42) Arcos interesser i Fællesskabet inden for infrastrukturer til transport og behandling af gas er forbundet med infrastruktur beliggende i en enkelt medlemsstat (Det Forenede Kongerige). Disse infrastrukturelementer omfatter to typer, nemlig undersøiske rørledninger og part i et gasbehandlingsanlæg. Samtlige disse aktiver er beliggende på den britiske kontinentalsokkel øst for det britiske fastland og på selve det østlige britiske fastland.
(43) Det relevante geografiske marked består, set ud fra et efterspørgselssynspunkt, dvs. ejerne af gasfelter med behov for transport og/eller behandling, i den infrastruktur (eksisterende eller nyopført), som udgør et bæredygtigt økonomisk alternativ. I denne henseende kan den østlige del af den britiske kontinentalsokkel opdeles i to områder, nemlig NNS, som er den del af Nordsøen, der ligger nord for 55° N, og SNS, som er den del af Nordsøen, der ligger syd for 55° N.
(44) BPA mener, at selv om gasfelter i NNS i teorien ville kunne søge behandlingsanlæg i SNS, vil et gasfelt, som er beliggende i NNS, mest sandsynligt søge transport til og behandling af produktionen på behandlingsanlæg i NNS. Der findes kun en rørledning under bygning, som forbinder et gasfelt i NNS med et behandlingsanlæg i SNS.
(45) Gasfelter i SNS har tidligere og vil fortsat fremover søge mod terminalområderne på kyststrækningen langs SNS til behandling af produktionen (om end SNS-gasfelter i mindre omfang har indkaldt tilbud på transport via rørledninger, der lander i Nederlandene). Det fremgår af markedsundersøgelsen, at i modsætning til i NNS er opførelse af ny infrastruktur i SNS ikke et realistisk alternativ til anvendelsen af de eksisterende anlæg, da SNS er et såkaldt "fuldt udviklet gasområde", hvor de nye gasfelter, som eventuelt måtte blive opdaget, vil være for små til at kunne bære opførelse af ny infrastruktur.
(46) BPA mener af disse årsager, at for så vidt angår markedet for behandling af gas og markedet for transport af gas gennem undersøiske rørledninger, må NNS og SNS udgøre særskilte geografiske markeder. Da Arco ikke har nogen kapitalinteresser i markedet for gasbehandling i NNS, vil dette marked ikke blive yderligere undersøgt her.
(47) Det geografiske marked er imidlertid ikke mindre end de to ovenfor afgrænsede regioner. Der er talrige beviser på, at valgmulighederne for et nyt felt ikke er begrænset til de forskellige anlæg beliggende i samme område (f.eks. tre gasbehandlingsanlæg ved Bacton) og/eller et enkelt anlæg, der forsynes gennem flere rørledninger (f.eks. de tre rørledninger, der forsyner Bacton-Amoco-behandlingsanlægget).
(48) I lyset af ovenstående er det Kommissionens mening, at såvel for gastransport som for gasbehandling udgør SNS og NNS særskilte geografiske markeder.
Parternes stilling på markedet(10)
a) NNS-rørledninger
(49) Tabel 1 giver en oversigt over de otte forskellige rørledninger, som forbinder NNS-gasfelter med NNS-gasbehandlingsanlæg, sammen med parternes respektive kapitalinteresser og navnet på operatøren. Miller-rørledningen transporterer for øjeblikket kun beskedne mængder gas og vil blive udbygget (se betragtning 59). Hertil kommer, at en enkelt rørledning (SEAL) er under opførelse for at forbinde NNS-gasfelterne med et SNS-behandlingsanlæg. Arco deltager med [...] % af kapitalen i denne rørledning. Samlet har BPA kapitalinteresser i tre rørledninger og Arco i to rørledninger. Parternes kapitalinteresser overlapper ikke hinanden, og parterne har ingen kapitalinteresser i fire ud fra ni rørledninger.
Tabel 1: NNS-rørledninger
TABELPOSITION
(50) Kapitalinteresserne giver parterne en andel, der beløber sig til ca. [15-25 %] af den samlede nominelle gastransportkapacitet for de ni ovennævnte rørledninger (forudsat udvidelse af Miller-rørledningen). Parternes kapitaldeltagelse i den samlede forventede gasføring for 1999 på 5058 mmscfd(11), dvs. parternes kapitalinteresser i hver af rørledningerne multipliceret med den forventede aktuelle gasføring i hver rørledning, giver dem en markedsandel på ca. [10-20 %].
b) SNS-rørledninger
(51) Tabel 2 giver en oversigt over de forskellige rørledninger, der forbinder SNS-gasfelterne med SNS-gasbehandlingsanlæggene i Dimlington, Easington, Theddlethorpe og Bacton. Tabellen beskriver også hver af de pågældende virksomheders kapitalinteresser og navnet på operatøren. Det fremgår, at BPA har kapitalinteresser i ti rørledninger og Arco i syv rørledninger. Parternes kapitalinteresser overlapper hinanden i fire. Parterne har ingen kapitalinteresser i fire ud af de 17 rørledninger.
Tabel 2: SNS-rørledninger
TABELPOSITION
(52) Kapitalinteresserne giver parterne en andel, der beløber sig til ca. [mellem 30 % og 50 %] af den samlede nominelle gastransportkapacitet af de rørledninger, der er i drift. Parternes kapitaldeltagelse i den samlede forventede gasføring for 1999 på 4225 mmscfd, dvs. parternes kapitalinteresser i hver af rørledningerne multipliceret med den forventede aktuelle gasføring i hver rørledning, giver dem en markedsandel på [mellem 30 og 40 %].
(53) British Gas har en markedsandel på 15 % og Conoco en markedsandel på ca. 10 %.
c) SNS-gasbehandling
(54) Tabel 3 indeholder en opstilling over de syv SNS-gasbehandlingsanlæg med parternes respektive kapitalinteresser og navnet på operatøren. Det fremgår, at parterne har interesser i fem af disse anlæg (BPA 4 + Arco 1), samt at der ikke er nogen overlapning. Kapitalinteresserne giver parterne en kapitalandel på [mellem 40 % og 50 %] af den samlede nominelle SNS-gasbehandlingskapacitet (Arco mindre end [...] %). Af den samlede forventede gasbehandlingsføring for 1999, dvs. parternes kapitalandele i hvert behandlingsanlæg multipliceret med den forventede aktuelle gasføring for hvert anlæg, får parterne en markedsandel på [mellem 30 % og 40 %].
Tabel 3: SNS-gasbehandling
TABELPOSITION
(55) Conoco og Exxon/Shell har hver ca. 15 %.
Vurdering af konkurrencen
(56) Et centralt element i driften af britiske rørledninger og behandlingsanlæg er, at der kræves enstemmigt tilsagn fra samtlige ejere af infrastrukturen ved større beslutninger, herunder om betingelserne for tredjepartsadgang til infrastrukturen. Det konkurrencemæssigt største problem ved interesser i sådanne infrastrukturer er infrastrukturens ejeres mulighed for at begrænse udviklingen af nye, konkurrerende gasfelter, hvorfor det enkelte selskabs stilling ikke så meget afhænger af dets kapitalandele i kapaciteten, men af den samlede kapacitet og navnlig den overskydende kapacitet(12) i den infrastruktur, det har interesser i.
(57) Øget kapitaldeltagelse i en specifik infrastruktur som følge af fusionen vil derfor ikke give BPA større indflydelse overhovedet over denne rørledning i forhold til forud for fusionen.
a) NNS-rørledninger
(58) Af de syv rørledninger, der for øjeblikket er i drift (der ses bort fra Miller- og SEAL-rørledningerne, som er under opførelse), har BPA interesser i to og Arco i en enkelt. Disse rørledninger tegner sig for kun halvdelen af den samlede kapacitet. Da der for øjeblikket og for de næste to til tre år ikke er nogen overskydende kapacitet i NNS-rørledningerne, påvirkes konkurrencepresset på ejerne af nye gasfelter ikke af de kapitalinteresser, som ejerne af NNS-rørledningerne tegner sig for, og således heller ikke i forbindelse med denne procedure af BPA's og Arcos kapitalinteresser. Der er således ikke tale om nogen dominerende stilling på dette marked.
(59) Dette konkurrencepres ændres ikke væsentligt af, at mindst to andre rørledninger bliver sat i drift i 2002. Det drejer sig om SEAL-rørledningen, som Arco deltager i med en kapitalandel på [...] %, og Miller-rørledningen, hvis ejere (BPA [...] %, Conoco [...] % og Enterprise [...] %) planlægger at nå til et kapacitetsniveau på 1200 mmcfd i 2002, svarende til mindre end [mellem 10 % og 25 %] af den samlede kapacitet. SEAL-rørledningen skal dække transportbehov fra egne gasressourcer (nyligt udviklede gasfelter), hvorimod Miller-kapaciteten skal dække transport af tredjepartsgas. Transaktionen fører således ikke til en ændring af markedsstyrken for den fusionerede enhed i forhold til ejerne af nye gasfelter, idet SEAL-rørledningen, som Arco deltager i, ikke transporterer gas fra ejerne af nye gasfelter. Med andre ord fører den anmeldte transaktion ikke til skabelse af en dominerende stilling.
b) SNS-rørledninger
(60) Som følge af transaktionen opnår BPA kapitalinteresser i 13 af de 17 eksisterende rørledninger. Den samlede kapacitet af de rørledninger, som parterne således har interesse i, vil udgøre [mere end 60 %] af den samlede kapacitet, og det fremgår af markedsundersøgelsen, at de fire rørledninger, som parterne ikke har interesser i, har en begrænset overskydende kapacitet. BPA vil derfor blive i stand til at kontrollere adgangen til rørledningstransport for nye felter i området, da BPA kontrollerer de rørledninger i områder, der har ledig kapacitet. Eftersom SNS er et fuldt udviklet område, er det ikke sandsynligt, at der opdages større nye forekomster. Det er derfor også usandsynligt, at der vil blive opført ny infrastruktur.
(61) Kommissionen konkluderer derfor, at fusionen vil skabe en dominerende stilling på markedet for transport i rørledningerne i SNS. BPA vil kunne udnytte denne stilling til ulempe for ejere af nye (mindre) gasfelter ved at kræve høje transportpriser eller kun tilbyde transportydelser i et begrænset omfang.
(62) BPA anfører, at det ikke vil få nogen markedsstyrke på markedet for SNS-rørledninger som følge af fusionen, fordi i) SNS er et fuldstændigt udviklet gasområde med masser af tilgængelig kapacitet i de eksisterende rørledninger, ii) det er muligt at opføre ny infrastruktur, og iii) der eksisterer en praksis inden for sektoren, som ikke tillader BPA at udøve sine aktionærrettigheder i mere end en enkelt konkurrerende rørledningsinfrastruktur. Kommissionen kan ikke godtage disse argumenter af følgende årsager.
(63) Kommissionen erkender, at der samlet er uudnyttet kapacitet i SNS-rørledningerne, hvorfor der kan forventes stærk konkurrence mellem de forskellige rørledninger overalt, hvor et nyt felt (som generelt vil være mindre end de oprindelige) måtte ønske at forhandle tredjepartsadgang, for at tilstrække yderligere indtægter ved gasføring. Det fremgår imidlertid af markedsundersøgelsen, at de rørledninger, hvori parterne ikke har nogen interesser, kun har begrænset overskydende kapacitet.
(64) For det andet erkender selv BPA, at der ikke er opført nogen større gasrørledninger i SNS siden 1992. Dette kan ikke overraske, da de nyligt opdagede forekomster i SNS-området udgør såkaldte satellitfelter til tidligere udviklede større felter. Yderligere kan det ikke forventes, at der vil blive opdaget nye større forekomster. Der forventes derfor ikke opført nogen nye rørledninger, da den forventede pengestrøm fra satellitfelter er for ringe til at rentabilisere den nødvendige investering i forbindelse med en ny egen rørledning. Sådanne felter kan almindeligvis ikke udvikles uden garanteret tredjepartsadgang til andre rørledninger og behandlingsanlæg.
(65) For det tredje henviser parterne til den "step out"-praksis, der eksisterer i den britiske olie- og gasindustri, og som indebærer, at når to eller flere af de rørledninger, hvori et selskab har interesser, er i konkurrence, skal selskabet afholde sig fra at udøve sin stemmeret i mere end et af rørledningskonsortierne. BPA mener sig derfor forhindret i at udøve sin vetoret for at aflede gas fra eksempelvis Bacton-Amoco-rørledningen (hvor BPA ejer [...] %) til Bacton-Leman-ledningen (hvor BPA ejer [...] %). Denne step out-praksis er udtryk for en generel anerkendelse af, at selskaber til tider kan befinde sig i en interessekonflikt, når de har kapitalinteresser i infrastruktur i konkurrence om tilbudsgivning på transport- og/eller behandlingsydelser til en potentiel bruger. Selv om step out-forpligtelserne kun sjældent indgår som bestemmelser i de kontrakter, der regulerer ejerforholdene til de forskellige infrastrukturer, drejer det sig om en veletableret praksis i den britiske olie- og gasindustri. BPA mener, at en behørig overholdelse af denne step out-praksis er vigtig for overholdelsen af ikke-diskrimineringsprincippet (som defineret i adfærdskodeksen Offshore Infrastructure Code of Practice) og for at undgå sanktioner i henhold til den britiske lovgivning (dvs. afsnit 17 i Petroleum Act fra 1998 og afsnit 12 i Gas Act fra 1995).
(66) Denne Offshore Infrastructure Code of Practice (udstedt af det britiske handels- og industriministerium) er en adfærdskodeks, der er blevet godkendt af samtlige ejere af offshoreinfrastrukturer til transport af olie og gas, med det formål at sikre objektivitet og gennemsigtighed i hele forløbet, når infrastruktur stilles til rådighed for tredjepartsbrugere. Afsnit 17 i Petroleum Act fra 1998 danner retsgrundlaget for de britiske myndigheders påbud om at yde tredjeparter adgang til olie- og gasrørledninger på rimelige vilkår, selv om ejerne af infrastrukturerne først måtte have modsat sig dette. Afsnit 12 i Gas Act fra 1995 danner retsgrundlaget for de britiske myndigheders påbud om at yde tredjeparter adgang til gasbehandlingsanlæg på rimelige vilkår, selv om ejerne af infrastrukturerne først måtte have modsat sig dette.
(67) Markedsundersøgelsen har bekræftet, at der findes en sådan step out-praksis som beskrevet af parterne. Denne step out-praksis indgår imidlertid ikke i sig selv i den frivillige adfærdskodeks. Overholdelsen af denne praksis beror således udelukkende på samtlige implicerede virksomheders ensidige adfærd. BPA's fremtidige adfærd er således kun begrænset af virksomhedens frivillige tilsagn om at overholde en praksis, som ikke nødvendigvis har retskraft.
(68) Selv hvis det kunne godtages, at denne step out-praksis er en følge af adfærdskodeksen, som dernæst ville kunne håndhæves af de britiske myndigheder, ville dette ikke være tilstrækkeligt. Kommissionen kan ikke i sin vurdering af fusioner efter de strenge kriterier i artikel 2, stk. 3, i fusionsforordningen acceptere tilstedeværelsen af en regulerende myndighed, hvis funktion er at overvåge og sanktionere de pågældende selskabers adfærd som begrundelse for, at der ikke skabes nogen dominerende stilling.
(69) Kommissionen er derfor af den opfattelse, at fusionen vil skabe en dominerende stilling på markedet for gasrørledninger i SNS.
c) SNS-gasbehandling
(70) Med fusionen får parterne interesser i fem ud af de syv gasbehandlingsanlæg, der er i drift i SNS. Hertil kommer, at deres andel af den eksisterende kapacitet og af den aktuelle gennemstrømning overstiger 40 %. De to anlæg, hvori parterne ikke har nogen interesser, har endvidere kun begrænset overskydende kapacitet i spidsbelastningsperioderne. De anlæg, hvori parterne har interesser, har derimod overskydende kapacitet, som overstiger 50 %, selv i spidsbelastningsperioder. Den fusionerede enhed vil derfor kunne kontrollere nye felters adgang i betragtning af, at den vil få fuld kontrol med to anlæg og delvis kontrol over tre anlæg, hvor kontrollen er en følge af enstemmighedskravene i to af anlæggene. Den ledige kapacitet, der er til rådighed i spidsbelastningsperioder i den tredje terminal (Bacton - BPA), hvor hver af deltagerne frit kan tilbyde overskydende kapacitet til tredjeparter, tegner sig for mindre end [mellem 10 % og 20 %] af den samlede kapacitet. BPA ejer imidlertid [mere end 25 %] af terminalens samlede kapacitet. Terminalens ledige kapacitet, som kun ejerne kan råde over, beløber sig til ca. 5 % af den samlede kapacitet. Hertil kommer, at det ikke kan udelukkes, at BPA i selskabets egenskab af operatør for terminalen yderligere vil kunne reducere adgangen til denne ledige kapacitet.
(71) BPA har også for markedet for gasbehandling i SNS anført de samme argumenter som beskrevet ovenfor med hensyn til SNS-rørledningerne. De kan af samme årsager som beskrevet ovenfor ikke godtages.
(72) Fusionen vil derfor skabe en dominerende stilling også på markedet for gasbehandling i SNS.
V. TILSAGN FORESLÅET AF PARTERNE
A. TILSAGN
(73) BPA har givet Kommissionen tilsagn om at afhænde de kapitalandele, som Arco for øjeblikket har i [visse dele af infrastrukturerne til transport og behandling af gas i SNS]. Disse kapitalinteresser skal afstås til en eller flere købere, som skal godkendes af Kommissionen. Yderligere har BPA givet tilsagn om ikke at genopkøbe nogen af disse aktiver uden Kommissionens forudgående tilladelse.
(74) Bilaget indeholder tilsagnene i deres fulde ordlyd.
B. VURDERING
(75) Hvis BPA afstår Arcos kapitalandele i de rørledninger og behandlingsanlæg, hvor BPA ikke for øjeblikket har nogen interesser, vil det betyde, at BPA's konkurrencemæssige situation vil være den samme før og efter fusionen. Dette skyldes, at tredjepartsadgangen til SNS-rørledningerne og -behandlingsanlæggene, som beskrevet ovenfor, sker efter enstemmig aftale mellem ejerne. Konkurrencevilkårene afhænger derfor af antallet af rørledninger, hvori et selskab har interesser og den samlede overskydende kapacitet i disse rørledninger. Når kapitalandelene i den "yderligere" infrastruktur afstås, fjernes således overlapningen på de relevante markeder mellem BPA og Arco. Kommissionen konkluderer derfor, at der som følge af tilsagnene ikke vil blive skabt en dominerende stilling på de relevante markeder.
VI. KONKLUSION
(76) Under henvisning til fusionsforordningens artikel 10, stk. 2, konkluderer Kommissionen, at de tilsagn, som BPA har givet, er tilstrækkelige til at fjerne den alvorlige tvivl, som den gav udtryk for i sin beslutning om at indlede proceduren og under den efterfølgende undersøgelse af transaktionen i lyset af fusionsforordningens artikel 2, stk. 2.
(77) Transaktionen er derfor, hvis tilsagnene indeholdt i bilaget overholdes fuldstændigt, forenelig med fællesmarkedet og med EØS-aftalen -
VEDTAGET FØLGENDE BESLUTNING:
Artikel 1
På betingelse af, at tilsagnene om afståelse af [visse dele af infrastukturerne til transport og behandling af gas i SNS], jf. bilaget, overholdes fuldstændig, erklæres den fusion, som BP Amoco plc anmeldte den 4. maj 1999 vedrørende erhvervelse af fuld kontrol over Atlantic Richfield Company, forenelig med fællesmarkedet og med EØS-aftalen.
Artikel 2
Denne beslutning er rettet til:
BP Amoco p.l.c. Britannic House
1, Finsbury Circus
London EC2M 7BA United Kingdom
Udfærdiget i Bruxelles, den 29. september 1999.
Komission päätös,
tehty 29 päivänä syyskuuta 1999,
yrityskeskittymän julistamisesta yhteismarkkinoille ja ETA-sopimuksen toimintaan soveltuvaksi
(Asia IV/M.1532 - BP Amoco/Arco)
(Tiedoksiannettu numerolla K(1999) 3059)
(Ainoastaan englanninkielinen teksti on todistusvoimainen)
(ETA:n kannalta merkityksellinen teksti)
(2001/45/EY)
EUROOPAN YHTEISÖJEN KOMISSIO, joka
ottaa huomioon Euroopan yhteisön perustamissopimuksen,
ottaa huomioon Euroopan talousalueesta tehdyn sopimuksen ja erityisesti sen 57 artiklan 2 kohdan a alakohdan,
ottaa huomioon yrityskeskittymien valvonnasta 21 päivänä joulukuuta 1989 annetun neuvoston asetuksen (ETY) N:o 4064/89(1), sellaisena kuin se on viimeksi muutettuna asetuksella (EY) N:o 1310/97(2), ja erityisesti sen 8 artiklan 2 kohdan ja 10 artiklan 2 kohdan,
ottaa huomioon 10 päivänä kesäkuuta 1999 tehdyn komission päätöksen aloittaa menettely tässä asiassa,
ottaa huomioon yrityskeskittymiä käsittelevän neuvoa-antavan komitean lausunnon(3),
sekä katsoo seuraavaa:
(1) Komissio vastaanotti 4 päivänä toukokuuta 1999 asetuksen (ETY) N:o 4064/89, jäljempänä "sulautuma-asetus", 4 artiklan mukaisen ilmoituksen ehdotetusta keskittymästä, jolla BP Amoco plc, jäljempänä "BPA", hankkii sulautuma-asetuksen 3 artiklan 1 kohdan b alakohdassa tarkoitetulla tavalla Atlantic Richfield Companyn, jäljempänä "Arco", määräysvaltaansa.
(2) Komissio katsoi 10 päivänä kesäkuuta 1999 tehdyssä päätöksessä, että on vakavia syitä epäillä ilmoitetun toimenpiteen soveltuvuutta yhteismarkkinoille ja aloitti sulautuma-asetuksen 6 artiklan 1 kohdan c alakohdan mukaisen menettelyn.
I OSAPUOLET JA TOIMENPIDE
(3) BPA on monikansallisen öljynetsintä-, raakaöljy- ja petrokemian alan konserni, johon kuuluu kolme ydinliiketoiminta-alaa: BP Amoco Exploration (öljyn- ja kaasunetsintä ja -tuotanto), BP Amoco Oil (jalostus, markkinointi, jakelu ja kuljetus) ja BP Amoco Chemicals (petrokemikaalien ja niihin liittyvien tuotteiden valmistus ja markkinointi). BP Amoco -konserni syntyi British Petroleum Company plc:n ja Amoco Corporationin sulautumana(4). Sillä on vakiintunutta toimintaa Euroopassa, Yhdysvalloissa, Australaasiassa ja osissa Afrikkaa, ja se on laajentamassa toimintaansa Aasiassa ja Etelä-Amerikassa.
(4) Arco toimii raakaöljyn ja maakaasun etsinnän, tuotannon, kuljetuksen ja myynnin sekä raakaöljyn jalostuksen ja raakaöljytuotteiden kuljetuksen ja markkinoinnin alalla. Sillä on toimintaa esimerkiksi Venezuelassa, Algeriassa, Tunisiassa, Yhdistyneessä kuningaskunnassa ja Indonesiassa, mutta suurin osa sen toiminnasta keskittyy Yhdysvaltoihin (noin 86 prosenttia sen kokonaisliikevaihdosta vuonna 1998).
II KESKITTYMÄ
(5) Ilmoitetussa keskittymässä on kyse yksinomaisen määräysvallan hankkimisesta sulautuma-asetuksen 3 artiklan 1 kohdan b alakohdassa tarkoitetulla tavalla. Keskittymän tuloksena BPA hankkii Arcon yksinomaiseen määräysvaltaansa. Keskittymä toteutetaan myymällä osakkeita, siten että Arco sulautetaan uuteen, Yhdysvaltojen Delawaren osavaltion lainsäädännön mukaisesti perustettuun yhtiöön, jäljempänä "Newco", jonka BPA omistaa kokonaan. Arcon ja Newcon sulautuessa vain Arco säilyy oikeushenkilönä ja siitä tulee tuolloin BPA:n kokonaan omistama tytäryhtiö. Näin näiden toimenpiteiden jälkeen BPA on hankkinut Arcon liikkeellelasketun osakepääoman kokonaan omistukseensa.
III YHTEISÖNLAAJUINEN ULOTTUVUUS
(6) Koska osapuolten yhteenlaskettu maailmanlaajuinen kokonaisliikevaihto(5) on yli 5 miljardia euroa, niiden kummankin yhteisön alueelta kertynyt kokonaisliikevaihto on yli 250 miljoonaa euroa eikä niiden kummankaan yhteisön alueen kokonaisliikevaihdosta kerry yli kahta kolmasosaa yhdestä ja samasta jäsenvaltiosta, keskittymällä on yhteisöulottuvuus sulautuma-asetuksen 1 artiklan 2 kohdan mukaisesti.
IV SULAUTUMA-ASETUKSEN 2 ARTIKLAN MUKAINEN ARVIOINTI
A RAAKAÖLJYN JA MAAKAASUN ETSINTÄ, KENTTIEN KEHITTÄMINEN, TUOTANTO JA MYYNTI
(7) Molemmat osapuolet toimivat raakaöljyn ja maakaasun etsinnän, kenttien kehittämisen ja tuotannon alalla ja komissio esittikin näiden markkinoiden suhteen vakavia epäilyjä menettelyn aloittamista koskevassa päätöksessään. Jäljempänä esitetyistä syistä näillä markkinoilla ei kuitenkaan ole kilpailullisia ongelmia.
Etsintä-, kehittämis- ja tuotantoprosessi
(8) Tuotantoketjun alkupään toimintaan kuuluu kolmentyyppistä kaupallista toimintaa: uusien öljy- ja kaasuvarojen etsintä, niiden kehittäminen ja kaupallinen hyödyntäminen. Uusien varojen etsintää kutsutaan yleensä öljyn- tai kaasunetsinnäksi. Kenttien kehittäminen koskee tulevaan tuotantoon tarvittavan infrastruktuurin rakentamista (öljyntuotantolautat, putkilinjat, terminaalit jne.). Öljy- ja kaasuvarojen hyödyntämiseen viitataan käsiteparilla tuotanto ja myynti. Aikaisemmissa komission päätöksissä(6) on keskitytty ennen kaikkea tarkastelemaan tuolloin ilmoitettujen toimenpiteiden vaikutusta tuotannon ja myynnin toiminta-alueeseen.
(9) Öljyn ja kaasun etsintä ja kehittäminen on aikaa vievää ja pääomavaltaista toimintaa, jossa on edettävä vaihe vaiheelta. Aluksi maat, jotka uskovat alueeltaan olevan löydettävissä hiilivetyvaroja (tällaista maata kutsutaan isäntämaaksi), ottavat vastaan tarjouksia etsintälupien myöntämiseksi. Tarjousmenettelyt vaihtelevat Yhdysvalloissa järjestetyistä julkisista huutokaupoista isäntämaan suorittamaan tarjoajien esivalintaan. Esivalinta saattaa vaihtelevassa määrin perustua teknisiin tai rahoitusvalmiuksiin tai muihin näkökohtiin (kuten lobbaus tai kulttuurin samankaltaisuus).
(10) Yhtiöt tekevät usein yhteisiä tarjouksia riskien jakamiseksi tai täydentävien taitojen saamiseksi mukaan. Joissakin tapauksissa isäntämaat puolestaan saattavat vaatia joidenkin tarjoajien liittymistä yhteen, jotta niille myönnettäisiin etsintälupa. Isäntämaat saattavat myös vaatia osuuden takaamista kansalliselle öljy-yhtiölleen kaikista luvan kattamalla alueella tehdyistä löydöistä. Aina kun lupa myönnetään usealle yhtiölle yhdessä, nimetään alueella operatiivisessa vastuussa oleva yhtiö. Sen tehtävänä on vastata etsinnän teknisestä ja rahoituksellisesta johtamisesta ja mahdollisesti hankkeen kehittämis- ja tuotantovaiheista. Useimmissa tärkeimmissä päätöksissä vaaditaan kaikkien hankekumppanien yksimielisyys.
(11) Yleensä luvan myöntämisen ja varsinaisen tuotannon aloittamisen välillä kuluu 5-15 vuotta. Etsintä- ja kehityshankkeiden kustannukset saattavat nousta noin 7 miljardiin euroon niin kutsutuilla raja-alueilla toteutettavissa hankkeissa. Useimmiten etsintävaiheen osuus kustannuksista on noin 15 prosenttia ja kehittämisvaiheen osuus noin 85 prosenttia.
(12) Uudella alueella tuotantoa aloitettaessa on myös rakennettava tarvittava infrastruktuuri. Siihen kuuluvat ennen kaikkea öljyntuotantolautat, putkilinjat ja terminaalit. Pienempiä kenttiä, joiden kehittäminen itsenäisinä yksikköinä ei olisi kannattavaa, voidaan hyödyntää käyttämällä suuremmalle kentälle jo rakennettua infrastruktuuria. Tällaisia pienempiä kentiä kutsutaan toisinaan satelliittikentiksi. Tällainen toimintatapa on ollut tyypillistä Pohjanmerellä tapahtuvalle etsintätoiminnalle.
Merkitykselliset tuotemarkkinat
(13) Usein väitetään, että öljyn ja kaasun etsintä, kenttien kehittäminen sekä tuotanto ja myynti ovat liiaksi kytköksissä toisiinsa, jotta voitaisiin määritellä useammat kuin yhdet eri tuotemarkkinat. On kuitenkin perusteltua esittää, että etsintätoiminta muodostaa erilliset tuotemarkkinat. Itse asiassa voitaisiin väittää etsintätoimintaa harjoittavan yhtiön asiakkaiden jakautuvan kahteen luokkaan: isäntämaa, jolle yhtiö on yleensä sitoutunut tarjoamaan jatkuvia tuloja tulevaisuudessa, jos alueelta löytyy öljyä tai kaasua, ja sen jälkeen seuraavat öljyn ja kaasun tuottajat ja myyjät, jotka voivat lunastaa etsijöiden osuuden tai osallistua kehitys- ja tuotantotoimintaan. Oikeuksien siirtäminen alueiden välillä on teollisuudenalalla tavallinen käytäntö.
(14) Koska maaperän mahdollisesti sisältämien hiilivetyjen laji ei ole etsintähetkellä tiedossa, komissio katsoo, ettei ole oikeutettua erottaa toisistaan öljynetsintää ja maakaasun etsintää. Komissio katsoi menettelyn aloittamista koskevassa päätöksessä asianmukaiseksi määrittää erikseen raakaöljyn kehittämisen, tuotannon ja myynnin tuotemarkkinat ja maakaasun kehittämisen, tuotannon ja myynnin tuotemarkkinat, koska kaasun ja raakaöljyn käyttötarkoitukset ja niiden hinnoittelukäytäntö sekä kustannusrajoitteet poikkeavat toisistaan.
(15) Osapuolet ovat kiistäneet etsintämarkkinoiden olemassaolon sillä perusteella, että etsintä on liian läheisesti kytköksissä tuotantoprosessin seuraaviin vaiheisiin muodostaakseen mahdolliset tuotemarkkinat. Kuten jäljempänä sulautuman kilpailuvaikutuksia koskevassa osuudessa selvitetään, ilmoitetun toimenpiteen kilpailuvaikutusten arvioimiseksi ei ole välttämätöntä määritellä merkityksellisiä tuotemarkkinoita tarkasti raakaöljyn ja maakaasun etsintä-, kehittämis-, tuotanto- ja myyntitoiminnan muodostamien eri vaiheiden mukaisesti.
Merkitykselliset maantieteelliset markkinat
(16) Komissio katsoo, että etsintämarkkinat ovat maailmanlaajuiset ja on osapuolten kanssa samaa mieltä siitä, että Euroopan-kysynnän näkökulmasta merkitykselliset maantieteelliset markkinat ovat raakaöljyn kehittämisen, tuotannon ja myynnin osalta maailmanlaajuiset ja kaasun osalta niihin todennäköisesti kuuluvat ETA, Algeria ja Venäjä.
(17) Komissio tutki, voisivatko pienemmät maantieteelliset alueet muodostaa merkityksellisiä markkinoita. Jotkin kaasunostajat eriyttävät hankintapolitiikkansa kaasun alkuperämaan mukaan toimitusvarmuuteen liittyvistä syistä, sillä Venäjän ja Algerian kaasuntuotantoon liittyy merkittäviä poliittisia riskejä, joilla on vaikutusta toimitusvarmuuteen (Venäjän osuus Länsi-Euroopan kokonaistoimituksista oli noin 17 prosenttia ja Algerian 12 prosenttia). Selkein esimerkki asiasta on Espanjan lainsäädäntö, jonka mukaan maan maakaasun kysynnästä enintään 60 prosenttia voidaan hankkia samasta maasta. On kuitenkin todennäköistä, että ETA:n alueella tuotetun kaasun hinnankorotus tehtäisiin tyhjäksi kasvattamalla hieman Venäjältä ja Algeriasta ostettavan kaasun osuutta. Merkityksellisten maantieteellisten markkinoiden täsmällinen määritelmä voidaan kuitenkin jättää avoimeksi, sillä se ei vaikuta kilpailullisen arvioinnin lopputulokseen.
Markkinoilla toimijat
(18) Öljyn ja kaasun etsintä-, kehittämis- sekä tuotanto- ja myyntitoiminnassa mukana olevat yhtiöt on perinteisesti ollut tapana ryhmitellä kolmeen luokkaan, joissa toimintapolitiikka, strategiset tavoitteet ja tulevaisuuden etsintä- ja kehittämisvalmiudet poikkeavat toisistaan. Luokat ovat i) valtion omistuksessa olevat tuottajat (pääasiassa OPECiin kuuluvia ja joitakin OECD:hen kuuluvia yhtiöitä kuten Statoil), ii) suuryhtiöt, toisin sanoen vertikaalisesti integroituneet öljy-yhtiöt, joilla on kansainvälistä toimintaa, ja iii) joukko huomattavasti pienempiä, useimmiten integroitumattomia tuotantoketjun alkupään öljyn- tai kaasunetsintää ja/tai -tuotantoa harjoittavia öljy-yhtiöitä.
(19) Kilpailuun liittyviä epäilyksenaiheita komissiossa herätti lähinnä se, että ilmoitetun toimenpiteen sekä Exxonin ja Mobilin ilmoittaman toimenpiteen tuloksena saattaisi syntyä erillinen, etsintä- ja kehittämistoiminnassa vallitsevassa asemassa olevien toimijoiden (neljäs) taso. Tämän "supersuurten" yhtiöiden ryhmän muodostaisivat Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco ja Shell.
Osapuolten asema markkinoilla
Öljyn ja kaasun etsintä
(20) Öljyn- ja kaasunetsinnän markkinoilla ei ole laajasti käytettävissä olevaa tai yleisesti hyväksyttyä osoitinta, jonka perusteella voidaan markkinavoiman arvioimiseksi laskea markkinaosuudet. Markkinaosuudet voitaisiin mitata usealla tavalla: niiden alueiden lukumäärä, joille on myönnetty lupia; niiden alueiden lukumäärä, joilla tietty yhtiö on operatiivisessa vastuussa; nettopinta-ala; kokonaispinta-ala, josta yhtiö on operatiivisessa vastuussa; etsintään käytetyt käyttöomaisuusinvestoinnit ja niin edelleen. Laaja yksimielisyys vallitsee siitä, että alueiden lukumäärä tai pinta-ala eivät ole luotettavia mittareita, sillä ne kattavat varsin monenlaisia tilanteita.
(21) Käyttöomaisuusinvestointien perusteella tarkasteltuna Exxon-Mobilin, BP Amoco-Arcon ja Shellin osuus kaikista vuodelle 1999 suunniteltuun etsintään, kenttien kehittämiseen ja tuotantoon tehdyistä käyttöomaisuusinvestoinneista olisi noin 30-40 prosenttia kunkin yhtiön osuuden ollessa suunnilleen yhtä suuri. Seuraavaksi suurimman toimijan osuus olisi kolmannes kolmen tärkeimmän toimijan keskimääräisestä koosta.
(22) Osapuolet ovat kiistäneet tämän markkinavoiman mittaustavan sopivuuden seuraavista syistä. Käyttöomaisuusinvestointien määrä vaihtelee tutkittavan alueen mukaan. Tämä vaikuttaa matalakustannuksisten OPEC-alueiden kansallisten öljy-yhtiöiden markkinaosuutta alentavasti. Toiseksi käyttöomaisuusinvestoinnit eivät useinkaan vastaa luvan tai tuotannon omistussuhteiden oikeaa jakautumaa. Tämä johtuu siitä, että valtion omistamat yhtiöt maksavat usein osuuden, joka on suhteettoman alhainen verrattuna niiden osuuteen luvasta tai raakaöljyn tuotannosta saamaan tuottoon. Kolmanneksi käyttöomaisuusinvestointeihin lasketaan usein mukaan muitakin kuin puhtaasti etsintään liittyviä menoja; tällaisia ovat esimerkiksi kaasun nesteyttämiseen tai infrastruktuuriin tehdyt investoinnit.
(23) Markkinavoimaa olisi mahdollista mitata myös laskemalla kyseessä olevien yhtiöiden osuus odotetusta tuotannosta (tämänhetkinen etsintä ja oikeuksien hankkiminen kolmansilta osapuolilta johtavat tulevaisuudessa tuotantoon). Markkinatutkimuksen perusteella kolmen supersuuren yhtiön yhteenlaskettu markkinaosuus OPECin ulkopuolisesta tuotannosta olisi noin kymmenen vuoden kuluttua samaa 30-40 prosentin luokkaa kuin edellä.
Tuotanto ja myynti
(24) Vuonna 1998 BPA:n ja Arcon yhteenlaskettu osuus sekä maailman raakaöljyn tuotannosta että maakaasun Euroopan tuotannosta olisi ollut [alle 15 prosenttia](7). Yhdistyneen Exxon-Mobilin osalta vastaavat osuudet olisivat [alle 25 prosenttia] ja Shellin osalta alle 20 prosenttia. Osuudet eivät ole viime vuosina olennaisesti muuttuneet. Kolme supersuurta yhtiötä vastaa lähes 40 prosentista maakaasun kokonaistuotannosta ETA-alueella. ETA-alueella kulutetusta maakaasusta niiden osuus on kuitenkin alle 30 prosenttia.
(25) Alan teollisuus viittaa usein todettuihin öljy- ja kaasuvaroihin markkinavoimaa kuvaavana mittarina. Tällä perusteella tarkasteltuna osapuolten osuus maailman todetuista raakaöljyvaroista olisi [alle 3 prosenttia] ja Euroopan todetuista maakaasuvaroista [alle 5 prosenttia]. Osapuolet väittävät kuitenkin, että todetut öljy- tai kaasuvarat eivät ole merkityksellinen tulevaisuuden tuotannon osoitin. Öljy-yhtiöiden ilmoittamilla todetuilla öljy- tai kaasuvaroilla on ainoastaan raaka-ainevaraston tehtävä, ja muiden yksityisten yhtiöiden tavoin myös yksityisten öljy-yhtiöiden on pidettävä varastonsa mahdollisimman pieninä. Todettujen öljy- tai kaasuvarojen avulla yhtiö ilmoittaa, pystyykö se korvaamaan olemassa olevien öljykenttien ennustetun loppuun kulumisen ja pysymään siten elinkelpoisena toimijana markkinoilla. Kansallisten öljy-yhtiöiden ei kuitenkaan tarvitse perustella etsintään ja kehittämiseen liittyviä uusia investointeja osakkeenomistajilleen, sillä ne voivat käyttää kansallisia varantoja, jotka yleensä selvästi ylittävät niiden tarpeen. Tällaiseen osoittimeen liittyy tämän vuoksi vinouma ylöspäin kansallisten öljy-yhtiöiden hyväksi.
(26) Tällä hetkellä ja lähitulevaisuudessa OPEC-maiden tuottajilla yhteensä on huomattava markkinavoima raakaöljytuotannon alalla. Niiden määräysvallassa on merkittävä osuus tuotannosta (noin 40 prosenttia) ja todetuista öljyvaroista (noin 75 prosenttia, ja Saudi-Arabian öljyvarat muodostavat yli kolmanneksen koko OPECin varoista). Useissa tapauksissa OPEC on pystynyt vaikuttamaan(8) jonkin verran raakaöljyn hintoihin.
(27) ETA-alueella myytävästä maakaasusta yhteensä noin 30 prosentin osuus on Venäjän kansallisella tuottajalla Gazpromilla (17 prosenttia) ja Algerian kansallisella tuottajalla Sonatrachilla (11 prosenttia). ETA-alueella myytävissä olevista todetuista maakaasuvaroista niiden osuus on yhteensä 88 prosenttia (Gazprom 81,5 prosenttia).
Sulautuman vaikutukset kilpailuun
(28) Komissio esitti seuraavia vakavia epäilyjä kilpailuun kohdistuvasta vaikutuksesta raakaöljyn ja maakaasun etsintä-, kehittämis-, tuotanto- ja myyntimarkkinoilla. Ilmoitettu toimenpide yhdessä Exxon-Mobil-sulautuman kanssa saattaisi johtaa neljännen kilpailijatason muodostumiseen alalle; tämä koostuisi BP Amoco-Arcosta, Exxon-Mobilista ja Shellistä. Mitä muuttujaa sitten käytetäänkin (markkina-arvo, öljyn ja kaasun tuotanto, todetut öljy- ja kaasuvarat jne.) näiden kolmen supersuuren yhtiön ja muiden suurten yhtiöiden välillä on merkittävä ero.
(29) Harkittavana oli kysymys siitä, olisiko mahdollista, että nämä kolme supersuurta toimijaa olisivat tulevaisuudessa etulyöntiasemassa uusien merkittävien öljy- tai kaasuvarojen löytämisen ja kehittämisen suhteen muihin markkinoilla toimijoihin verrattuna. Tämä voisi olla seurausta niiden entistä paremmasta rahoitusvalmiudesta, jonka avulla ne voisivat ottaa entistä enemmän riskejä. Kilpailijoiden taas olisi valittava tarkkaan alueet, joilla ne aikovat ryhtyä toimimaan. Pienemmät yhtiöt eivät saa pääomaa yhtä helposti ja niiden mahdollisuudet hajottaa riskejä ovat pienemmät, joten halutessaan jatkaa merkittävien kenttien kehittämistä niiden olisi ryhdyttävä supersuurten yhtiöiden pienemmiksi kumppaneiksi voidakseen hyötyä näiden voimavarojen yhteenliittymästä. Ainoa kilpailijoiden lisämahdollisuus olisi ryhtyä markkinarakoja hyödyntäviksi, öljyn- ja kaasunetsintään keskittyneiksi toimijoiksi. Tämä saattaisi johtaa siihen, että supersuuret yhtiöt valvoisivat muiden etsintätoiminnan harjoittajien pääsyä uusille raja-alueille; aluksi ensimmäisiä lupia myönnettäessä ja myöhemmin alueen ympärillä olevien muiden lohkojen osalta, sillä supersuuret toimijat olisivat todennäköisesti rakentaneet tarvittavan infrastruktuurin.
(30) Koska öljyn- ja kaasunetsinnän ensimmäisistä vaiheista kuluu yleensä 5-15 vuotta tuotannon aloittamiseen, tilanne saattaisi näiden olettamusten mukaan kymmenen vuoden kuluttua olla sellainen, että supersuurilla toimijoilla olisi huomattava vaikutus OPECin ulkopuolisiin uusiin öljy- ja kaasuvaroihin sekä tuotantoon.
(31) Tämä saattaisi vaikuttaa tuotanto- ja myyntimarkkinoihin seuraavalla tavalla: Kilpailulliset rajoitteet, jotka kaventavat OPECin mahdollisuuksia toimia kartellin tapaan, vähentyisivät. Näillä kolmella yhtiöllä olisi samanlaiset edut ajettavanaan kuin OPECilla ja ne todennäköisesti yhtyisivät OPECin päätöksiin rajoittamalla tuotantoa tiettyyn tasoon pelkäämättä, että muut käyttäisivät tilannetta hyödykseen. Tämä johtaisi OPECin määräävän aseman vahvistumiseen raakaöljymarkkinoilla sen ja kolmen supersuuren toimijan välillä syntyvän oligopolistisen rakenteen kautta, mikä kannustaisi seuraamaan OPECin noudattamia kaupallisia strategioita. OPEC voisi tällöin nostaa hintoja ja pitää ne korkeimmalla mahdollisella tasolla, joka ei vielä aiheuta uuden etsintätoiminnan käynnistymistä.
(32) Edellä esitetyn pohjalta komissio päätteli, että toimenpiteen soveltuvuus yhteismarkkinoille ja ETA-sopimuksen toimintaan herätti vakavia epäilyjä ja että sitä olisi tarkasteltava perusteellisemmassa tutkimuksessa.
(33) Osapuolet kiistivät komission vakavat epäilyt pääasiassa kahteen perusteeseen vedoten. Ensinnäkin supersuuret toimijat kohtaisivat edelleen pienempien öljy-yhtiöiden aiheuttamaa kilpailua. Toiseksi isäntämaat valvovat öljyn- ja kaasuntuotantoa eikä niillä missään tapauksessa olisi kannustimia sallia öljy-yhtiöiden rajoittaa tuotantoa.
(34) Markkinatutkimuksen myötä vahvistui, etteivät pienet etsintätoiminnan harjoittajat näyttäneet uskovan uuden supersuurten toimijoiden luokan syntymisen voivan uhata niiden asemaa. Kokoerojen vuoksi ne eivät kilpailisi samantyyppisistä etsintäoikeuksista eivätkä pienemmät toimijat olisi riippuvaisia suuremmista etsintätoiminnan harjoittajista öljynsä myynnissäkään. Lisäksi Chevronin, Texacon, Elfin tai Totalin tapaisilla suurilla toimijoilla näyttäisi olevan entisenlaiset valmiudet harjoittaa etsintää ja kehittää kenttiä missä päin maailmaa tahansa. Osapuolet ovat esittäneet useita esimerkkejä suurten toimijoiden osallistumisesta eri puolilla maailmaa käynnissä oleviin hankkeisiin.
(35) Lisäksi markkinatutkimus vahvisti, että valtioiden ja etsintä- ja tuotantotoiminnan harjoittajien välisissä toimilupasopimuksissa yleensä kielletään jälkimmäisiä rajoittamasta tuotantoaan (tällaisen päätösvallan valtio pidättää itsellään).
(36) Maakaasun osalta ei ole todennäköistä, että osapuolet yhdessä muiden supersuurten toimijoiden kanssa voisivat saada ETA-alueen tuotannon hallintaansa ja että asialla olisi kilpailullisia vaikutuksia. Vaikka tällaiset markkinat olisivatkin olemassa (ottaen huomioon Venäjän ja Algerian kaasuntuotantoon liittyvän havaittavan poliittisen riskin), ei ole perusteita väitteelle supersuurten toimijoiden yhteisestä määräävästä asemasta, kun otetaan huomioon kilpailijoiden toimittaman norjalaisen kaasun vahva asema. Lisäksi maakaasun tuottajilla on vastassaan hyvin keskittynyttä kysyntää Gaz de Francen tai Distrigazin tapaisten maakaasun kansallisten siirtoyritysten taholta.
(37) Sen vuoksi komissio päättelee, ettei keskittymä johda määräävän aseman syntymiseen tai vahvistumiseen raakaöljyn ja maakaasun etsinnän, kehittämisen, tuotannon tai myynnin markkinoilla.
B MAAKAASUN SIIRTO JA JALOSTUS
(38) Keskittymä herättää kilpailutilanteeseen liittyviä epäilyjä seuraavilla markkinoilla: i) maakaasun siirto putkilinjoja pitkin eteläisellä Pohjanmerellä (Southern North Sea, jäljempänä "SNS-alue"), ja ii) maakaasun käsittelypalvelut eteläisellä Pohjanmerellä. Jäljempänä käsitellään näitä markkinoita sekä maakaasun siirron markkinoita putkilinjoja pitkin pohjoisella Pohjanmerellä (Northern North Sea, jäljempänä "NNS-alue").
Merkitykselliset tuotemarkkinat
(39) Kun maakaasu poistuu tuotantolaitoksen porausreiästä, virta sisältää kaasumaisia hiilivetyjä ja nestemäisiä hiilivetyjä. Tämä käsittelemätön kaasu on usein siirrettävä putkistoa pitkin laitokseen, jossa sitä käsitellään erottamalla kaasumaiset ja nestemäiset ainesosat toisistaan. Tämän jälkeen kaasuvirtaa käsitellään ja/tai puhdistetaan edelleen, jotta saadaan sen siirtämiseen käytettävässä järjestelmässä kuljettamisen asettamia teknisiä vaatimuksia vastaavia kaasumaisia hiilivetyjä (maakaasu, jonka laatu vastaa putkistossa siirtämisen vaatimuksia). Maakaasun tuottajat käyttävät siirtoon ja käsittelyyn joko itse omistamiaan laitteita tai joissakin tapauksissa toisten yritysten omistamia siirtoputkistoja ja offshore- ja/tai onshore-käsittelylaitoksia.
(40) BPA:n mukaan kaasunsiirto ja kaasunkäsittely kuuluvat molemmat erillisiin tuotemarkkinoihin. Kaasunsiirron osalta merkitykselliset tuotemarkkinat olisivat maakaasun siirtomarkkinat vedenalaisia putkistoja pitkin(9). Kaasun käsittelyn osalta BPA pitää merkityksellisinä tuotemarkkinoina maakaasun käsittelyn tuotemarkkinoita.
(41) Vaikka kaasukentän omistajat tarvitsevat sekä siirto- että jalostuspalveluja voidakseen markkinoida kaasuaan ja hakevat halvinta mahdollista palveluyhdistelmää, komissio katsoo kuitenkin, että on paikallaan erottaa toisistaan siirto- ja käsittelymarkkinat, sillä näiden toimintojen kilpailuehdot poikkeavat toisistaan. Markkinatutkimuksesta käy ilmi esimerkiksi, että kaikki seuraavien vaihtoehtojen väliset yhdistelmät ovat mahdollisia: itse omistetut (uudet) putkistot ja/tai käsittelylaitokset ja olemassa olevien putkistojen ja/tai käsittelylaitosten käyttö kolmantena osapuolena (third party access, TPA).
Merkitykselliset maantieteelliset markkinat
(42) Arcon kiinnostus yhteisön alueen kaasunsiirto- ja kaasunkäsittelyinfrastruktuuriin liittyy vain yhdessä jäsenvaltiossa (Yhdistyneessä kuningaskunnassa) sijaitsevaan infrastruktuuriin. Nämä infrastruktuurirakenteet ovat kahdentyyppisiä: vedenalaisia maakaasuputkistoja ja osuus eräässä kaasunkäsittelylaitoksessa. Kaikki kyseessä oleva omaisuus sijaitsee Yhdistyneen kuningaskunnan pääsaaren itäpuolisella mannerjalustalla tai itse pääsaaren itäosassa.
(43) Kysynnän eli siirto- ja/tai käsittelypalveluja tarvitsevien kaasukenttien omistajien näkökulmasta merkitykselliset maantieteelliset markkinat koostuvat olemassa olevasta tai uudesta infrastruktuurista, joka tarjoaa taloudellisesti kannattavan vaihtoehdon. Tässä yhteydessä Yhdistyneen kuningaskunnan mannerjalusta voidaan jakaa kahteen alueeseen: pohjoiseen Pohjanmereen (NNS), jonka muodostaa alue 55. pohjoisen leveysasteen pohjoispuolella ja eteläiseen Pohjanmereen (SNS), jonka muodostaa alue 55. pohjoisen leveysasteen eteläpuolella.
(44) BPA:n mielestä NNS-alueella sijaitsevien kaasukenttien omistajat voisivat kyllä teoriassa hakea käsittelypalveluja SNS-alueelta, mutta useimmissa tapauksissa NNS-alueella sijaitseva kaasukenttä todennäköisemmin hakee tuotannolleen siirto- ja käsittelypalveluja saman merialueen käsittelylaitoksista. Itse asiassa vain yksi rakenteilla oleva putkisto yhdistää jonkin NNS-alueen kaasukentän SNS-alueella sijaitsevaan käsittelylaitokseen.
(45) SNS-alueella sijaitsevat kaasukentät ovat tähän saakka nojautuneet kyseisen merialueen rannikolla sijaitseviin terminaalialueisiin tuotantonsa käsittelemiseksi ja tekevät niin vastaisuudessakin (vaikkakin SNS-alueen kaasukentiltä on vähäisemmässä mittakaavassa pyydetty siirtotarjouksia myös Alankomaihin päättyvien putkistojen käytöstä). Markkinatutkimuksesta käy ilmi, että toisin kuin NNS-alueella, uuden infrastruktuurin rakentaminen ei SNS-alueella ole realistinen vaihtoehto olemassa olevien laitteistojen käytölle, sillä eteläinen merialue on kypsä kaasunporausalue, missä mahdollisesti vielä löydettävät uudet kentät ovat niin pieniä, ettei niille kannata rakentaa uutta infrastruktuuria.
(46) Näistä syistä BPA katsoo NNS- ja SNS-alueiden olevan erillisiä maantieteellisiä markkinoita maakaasun käsittelyn markkinoiden ja maakaasun vedenalaisen putkistosiirron markkinoiden osalta. Koska Arcolla ei ole pääomaosakkuuksia NNS-alueen kaasunkäsittelymarkkinoilla, näitä markkinoita ei tarkastella enempää.
(47) Maantieteelliset markkinat eivät kuitenkaan ole edellä määriteltyjä alueita pienemmät. Täysin riittäviä todisteita on saatu siitä, että uuden kentän vaihtoehdot eivät rajoitu yhdessä ainoassa kohteessa sijaitseviin erilaisiin laitteistoihin (esim. kolme kaasunkäsittelylaitosta Bactonissa) ja/tai yhteen ainoaan sijaintipaikkaan, johon johtaa useita putkistoja (esim. Amocon Bactonin käsittelylaitokseen johtavat kolme putkistoa).
(48) Edellä esitetyistä syistä komissio katsoo, että SNS- ja NNS-alue muodostavat erilliset maantieteelliset markkinat sekä maakaasun siirrron että käsittelyn osalta.
Osapuolten asema markkinoilla(10)
a) NNS-alueen putkilinjat
(49) Taulukossa 1 esitetään yhteenveto kahdeksasta putkilinjasta, jotka yhdistävät NNS-alueen maakaasukentät sen kaasunkäsittelylaitoksiin. Taulukossa esitetään kunkin osapuolen omistusosuudet ja operatiivisessa vastuussa olevan yhtiön nimi. Miller-putkilinja toimittaa nykyisin vain hyvin vähäisiä määriä maakaasua, ja sitä aiotaan laajentaa (ks. 59 kohta). Lisäksi parhaillaan rakennetaan putkistoa (SEAL), joka yhdistää NNS-alueen maakaasukentät SNS-alueen käsittelylaitokseen. Arco omistaa [...] prosentin osuuden tästä putkilinjasta. Yleisesti voidaan todeta, että BPA on omistajana kolmessa putkilinjassa ja Arco kahdessa. Osapuolten omistukset eivät ole päällekkäisiä ja neljässä putkilinjassa yhdeksästä osapuolet eivät ole omistajina.
Taulukko 1: NNS-alueen putkilinjat
TAULUKON PAIKKA
(50) Näiden omistusosuuksien perusteella osapuolilla on noin [15-25 prosentin] osuus kaasunsiirron yhteenlasketusta nimelliskapasiteetista edellä mainittujen yhdeksän kaasuputkilinjan osalta (kun oletetaan, että Miller-putkilinjan kapasiteettia laajennetaan). Ennakoitu kaasunsiirron kokonaismäärä vuodelle 1999 on 5058 milj. kuutiojalkaa päivässä(11). Tästä kokonaismäärästä osapuolten markkinaosuus on [10-20 prosenttia], joka saadaan kertomalla osapuolten omistusosuus kustakin putkilinjasta sen ennakoidulla siirtomäärällä.
b) SNS-alueen putkilinjat
(51) Taulukossa 2 esitetään yhteenveto putkilinjoista, jotka yhdistävät SNS-alueen maakaasukentät sen kaasunkäsittelylaitoksiin Dimlingtonissa, Easingtonissa, Theddlethorpessa ja Bactonissa. Siinä esitetään myös asianomaisten yritysten omistusosuudet ja operatiivisessa vastuussa olevan yhtiön nimi. Siitä käy ilmi, että BPA on omistajana kymmenessä putkilinjassa ja Arco seitsemässä. Neljässä putkilinjassa kumpikin osapuoli on omistajana. Neljässä putkilinjassa 17:stä osapuolet eivät ole omistajina.
Taulukko 2: SNS-alueen putkilinjat
TAULUKON PAIKKA
(52) Näiden omistusosuuksien perusteella osapuolilla on noin [30-50 prosentin] osuus kaasunsiirron yhteenlasketusta nimelliskapasiteetista toiminnassa olevien kaasuputkilinjojen osalta. Ennakoitu kaasunsiirron kokonaismäärä vuodelle 1999 on 4225 milj. kuutiojalkaa päivässä. Tästä kokonaismäärästä osapuolten markkinaosuus on [30-40 prosenttia], joka saadaan kertomalla osapuolten omistusosuus kustakin putkilinjasta sen ennakoidulla siirtomäärällä.
(53) British Gasin markkinaosuus on noin 15 prosenttia ja Conocon noin 10 prosenttia.
c) SNS-alueen kaasunkäsittely
(54) Taulukossa 3 luetellaan seitsemän SNS-alueen kaasunkäsittelylaitosta, osapuolten omistusosuudet niissä ja operatiivisessa vastuussa olevien yhtiöiden nimet. Siitä käy ilmi, että osapuolet ovat omistajina viidessä laitoksessa (BPA neljässä, Arco yhdessä). Omistukset eivät ole päällekkäisiä. Omistusosuuksien perusteella osapuolten osuus SNS-alueen maakaasun tuotannon yhteenlasketusta nimelliskapasiteetista on [40-50 prosenttia] (Arco alle [...] prosenttia). Osapuolten markkinaosuus ennakoidusta kaasuntuotannon kokonaismäärästä vuonna 1999 on [30-40] prosenttia, joka saadaan kertomalla osapuolten omistusosuus kustakin käsittelylaitoksesta sen ennakoidulla tuotantomäärällä.
Taulukko 3: SNS-alueen kaasunkäsittely
TAULUKON PAIKKA
(55) Conocon ja Exxon/Shellin markkinaosuudet ovat noin 15 prosenttia.
Kilpailullinen arviointi
(56) Avaintekijä Yhdistyneen kuningaskunnan putkilinjojen ja käsittelylaitosten toiminnassa on se, että infrastruktuurin omistajien on yksimielisesti hyväksyttävä merkittävimmät päätökset. Tämä koskee muun muassa niitä ehtoja, joita sovelletaan kolmansien osapuolten oikeuteen käyttää infrastruktuuria. Koska tällaiseen infrastruktuuriin osallistumiseen liittyvä pääasiallinen kilpailullinen ongelma koskee infrastruktuurin omistajien mahdollisuutta rajoittaa uusien, kilpailevien maakaasukenttien kehittämistä, yksittäisen yrityksen asema ei niinkään riipu sen kapasiteetin omistusosuudesta vaan kokonaiskapasiteetista ja erityisesti sen infrastruktuurin vapaasta kapasiteetista(12), jossa yritys on omistajana.
(57) Keskittymästä johtuva omistusosuuden kasvu tietyssä infrastruktuurissa ei tämän vuoksi lisää BPA:n vaikutusvaltaa kyseisen putkilinjan osalta ennen keskittymää vallitsevaan tilanteeseen verrattuna.
a) NNS-alueen putkilinjat
(58) BPA on omistajana kahdessa ja Arco yhdessä alueella nykyisin toimivista seitsemästä putkilinjasta (lukuun ottamatta Miller-putkilinjaa ja rakenteilla olevaa Seal-putkilinjaa). Näiden putkilinjojen osuus kokonaiskapasiteetista on ainoastaan puolet. Koska NNS-alueen putkilinjoissa ei ole nykyisin eikä tulevien 2-3 vuoden aikana vapaata kapasiteettia, uusien kaasukenttien omistajiin kohdistuvat kilpailupaineet eivät riipu NNS-alueen putkilinjojen omistajien omistusosuuksista eivätkä siten tähän menettelyyn liittyen BPA:n ja Arcon omistusosuuksista. Näillä markkinoilla ei ole siten määräävää markkinaasemaa.
(59) Nämä kilpailupaineet eivät muutu olennaisesti sen vuoksi, että ainakin kaksi muuta putkilinjaa otetaan käyttöön vuonna 2002. Nämä ovat SEAL-putkilinja, josta Arco omistaa [...] prosenttia, ja Miller-putkilinja, jonka osalta omistajat (BPA [...] prosenttia, Conoco [...] prosenttia ja Enterprise [...] prosenttia) aikovat saavuttaa 1200 milj. kuutiojalan kapasiteetin vuoteen 2002 mennessä, mikä merkitsee alle [10-25] prosentin osuutta kokonaiskapasiteetista. SEAL-putkilinja on tarkoitettu omista lähteistä saatavan maakaasun (äskettäin kehitetyt maakaasukentät) siirtoon, kun taas Miller-putkilinjan kapasiteetti on tarkoitettu kolmansien osapuolten kaasun siirtoon. Toimenpide ei näin ollen johda sulautumayrityksen markkinavoiman muuttumiseen uusien maakaasukenttien omistajiin nähden, koska SEAL-putkilinjaa, jossa Arco on omistajana, ei käytetä uusien maakaasukenttien omistajien maakaasun siirtoon. Ilmoitettu toimenpide ei siten johda määräävän aseman syntymiseen tai vahvistumiseen.
b) SNS-alueen putkilinjat
(60) Kaupan jälkeen BPA:lla on pääomaosakkuus 13:ssa 17:stä nykyisestä putkilinjasta. Osapuolten omistuksessa olevien putkistojen yhteenlaskettu kapasiteetti on [yli 60 prosenttia] kokonaiskapasiteetista. Markkinatutkimuksesta käy ilmi, että niissä neljässä putkilinjassa, joissa osapuolet eivät ole omistajina, on vain vähän vapaata kapasiteettia. BPA:n olisi tämän vuoksi mahdollista valvoa alueella olevien uusien kenttien pääsyä käyttämään putkilinjoissa tapahtuvaa siirtoa, koska ne putkistot, joissa on vapaata kapasiteettia, ovat sen määräysvallassa. Koska SNS on kypsä kaasualue, ei ole todennäköistä, että siltä enää löydettäisiin uusia suuria kenttiä. Tämän vuoksi on epätodennäköistä, että alueelle rakennettaisiin uutta infrastruktuuria.
(61) Komissio päättelee tämän vuoksi, että keskittymä johtaa määräävän markkina-aseman syntymiseen SNS-alueen putkilinjoissa tapahtuvan kaasunsiirron markkinoilla. BPA voi käyttää määräävää asemaansa uusien (pienten) maakaasukenttien omistajiin nähden soveltamalla korkeita siirtotariffeja tai tarjoamalla rajoitettuja siirtopalveluja.
(62) BPA väittää, ettei keskittymä luo sille markkinavoimaa SNS-alueen putkilinjamarkkinoilla. Perusteluna se on esittänyt seuraavaa: i) SNS on kypsä kaasualue, jonka nykyisissä putkistoissa on paljon vapaata kapasiteettia, ii) uutta infrastruktuuria voidaan rakentaa, ja iii) teollisuudenalalla vallitsee periaate, jonka mukaan BPA saa käyttää omistukseen liittyviä oikeuksiaan ainoastaan yhdessä keskenään kilpailevista putkistoinfrastruktuureista. Komissio ei hyväksy näitä perusteluja seuraavista syistä:
(63) Komissio myöntää, että SNS-alueen putkistojen kapasiteetti on yleisesti alikäytössä. Tämän vuoksi voidaan odottaa, että putkilinjojen välillä syntyy voimakasta kilpailua kaasunsiirrosta saatavien lisätulojen varmistamiseksi, jos jokin uusi kenttä (yleisesti huomattavasti pienempiä kuin alkuperäiset kentät) haluaa tehdä kolmannen osapuolen käyttöoikeutta koskevan sopimuksen. Markkinatutkimuksesta käy kuitenkin ilmi, että niissä putkistoissa, joissa osapuolet eivät ole omistajina, on vain vähän vapaata kapasiteettia.
(64) Toisaalta myös BPA myöntää, että SNS-alueelle ei ole rakennettu uusia merkittäviä kaasuputkilinjoja vuoden 1992 jälkeen. Tämä ei ole yllättävää, sillä tuoreimmat SNS-alueella kehitetyt maakaasukentät ovat aikaisemmin kehitettyjen laajempien kenttien ns. satelliittikenttiä. Ei ole myöskään odotettavissa, että alueelta löydettäisiin uusia laajoja kenttiä. Uusien putkistojen rakentaminen on siten epätodennäköistä, sillä satelliittikentistä saatavat tulot eivät riitä kattamaan uuden, tiettyyn kohteeseen tarkoitetun putkiston rakentamiskustannuksia. Käytännössä tällaisia kenttiä ei voidakaan kehittää ilman varmuutta siitä, että kolmannella osapuolella on käyttöoikeus olemassa oleviin putkilinjoihin ja käsittelylaitoksiin.
(65) Kolmanneksi osapuolet viittaavat Yhdistyneen kuningaskunnan öljyn- ja kaasunporausteollisuudessa käytäntönä olevaan "vetäytymis"-periaatteeseen ("step out"), jonka mukaan yritys käyttää äänioikeuttaan ainoastaan yhdessä putkilinjayritysten yhteenliittymässä, jos yksi tai useampi yrityksen omistukseen kuuluva putkilinjayritys kilpailee keskenään. BPA esittää, että se ei näin voi käyttää veto-oikeutta maakaasun toimitusten siirtämiseksi esimerkiksi Bacton-Amoco-putkistosta (josta sillä on [...] prosentin omistusosuus) Bacton-Leman-putkistoon (josta sen omistusosuus on [...] prosenttia). Step out -käytäntö perustuu siihen, että yrityksen edut voivat olla keskenään ristiriidassa, jos se on omistajana sellaisissa infrastruktuureissa, jotka kilpailevat keskenään siirto- ja/tai käsittelypalvelujen tarjoamisessa asiakkaille. Vaikka step out -velvoitteita ei sellaisenaan juurikaan kirjata eri infrastruktuurien omistusta koskeviin sopimusasiakirjoihin, periaatetta sovelletaan yleisesti Yhdistyneen kuningaskunnan öljyn- ja kaasunporausteollisuudessa. BPA katsoo, että step out -käytännön asianmukainen noudattaminen on olennainen osa syrjimättömyysperiaatteen noudattamista (sellaisena kuin se sisältyy öljyn- ja kaasunporausalan infrastruktuuria säätelevään Offshore Infrastructure Code of Practiceen), mikä on edellytys Yhdistyneen kuningaskunnan kansallisen lainsäädännön (öljylain (Petroleum Act, 1998) 17 §:n ja maakaasulain (Gas Act, 1995) 12 §:n) mukaisten pakotteiden välttämiseksi.
(66) Offshore Infrastructure Code of Practice (jonka Yhdistyneen kuningaskunnan kauppa- ja teollisuusministeriö on antanut) on säännöstö, jonka kaikki offshoreöljyn- ja kaasunsiirtoinfrastruktuurin omistajat ovat hyväksyneet ja jonka tarkoituksena on varmistaa niiden menettelyjen objektiivisuus ja avoimuus, jotka koskevat kolmansien osapuolten oikeutta käyttää infrastruktuuria. Vuoden 1998 öljylain 17 §:ään sisältyy oikeusperusta, jonka nojalla Yhdistyneen kuningaskunnan viranomaiset voivat vaatia - infrastruktuurin omistajien alun perin tekemän kielteisen päätöksen jälkeen -, että kolmansille osapuolille myönnetään öljy- ja maakaasuputkilinjojen käyttöoikeus kohtuullisin ehdoin. Vuoden 1995 maakaasulain 12 §:ään sisältyy puolestaan oikeusperusta, jonka perusteella Yhdistyneen kuningaskunnan viranomaiset voivat vaatia - sen jälkeen, kun infrastruktuurin omistajat ovat siitä alun perin kieltäytyneet -, että kolmansille osapuolille myönnetään kaasunkäsittelylaitosten käyttöoikeus kohtuullisin ehdoin.
(67) Markkinatutkimus on vahvistanut osapuolten kuvaileman step out -periaatteen olemassaolon. Step out -periaate ei sisälly kuitenkaan sellaisenaan alan vapaaehtoiseen menettelysäännöstöön. Periaatteen noudattaminen perustuu tämän vuoksi yksinomaan asianomaisten yritysten käyttäytymiseen. BPA:n tulevaa käyttäytymistä rajoittaisi siten vain sen vapaaehtoinen sitoutuminen käytäntöön, joka ei ole luonteeltaan velvoittava.
(68) Vaikka hyväksyttäisiinkin, että step out -käytäntö perustuu menettelysäännöstöön, jonka noudattamista Yhdistyneen kuningaskunnan viranomaiset voisivat valvoa, tämä ei olisi riittävää. Arvioidessaan yrityskeskittymiä sulautuma-asetuksen 2 artiklan 3 kohdan tiukkojen vaatimusten perusteella komissio ei voi hyväksyä sitä, että asianomaisten yritysten käyttäytymistä valvovan ja sen perusteella asetettavista pakotteista päättävän sääntelyelimen olemassaolo oikeuttaisi päätelmän, jonka mukaan määräävää markkina-asemaa ei syntyisi.
(69) Komissio katsoo tämän vuoksi, että keskittymä synnyttäisi määräävän markkina-aseman SNS-alueen kaasuputkilinjojen markkinoilla.
c) SNS-alueen kaasunkäsittely
(70) Osapuolet ovat keskittymän seurauksena omistajina viidessä seitsemästä SNS-alueen kaasunkäsittelylaitoksesta. Niiden osuus olemassa olevasta kapasiteetista ja sen todellisesta käytöstä ylittää lisäksi 40 prosenttia. Tämän ohella niillä kahdella laitoksella, joissa osapuolet eivät ole omistajina, on vain vähän vapaata kapasiteettia tuotantohuippujen aikana. Osapuolten omistukseen kuuluvien laitosten vapaa kapasiteetti puolestaan ylittää 50 prosenttia myös silloin, kun tuotanto on korkeimmillaan. Koska sulautumayritys omistaa kokonaisuudessaan kaksi laitosta ja on osaomistajana kolmessa laitoksessa, joista kahdessa sen hallitseva asema perustuu yksimielisyysvaatimukseen, se voisi mahdollisesti valvoa uusien kenttien pääsyä käyttämään näitä laitoksia. Kolmannessa laitoksessa (Bacton - BPA), jossa kukin omistaja voi vapaasti tarjota vapaata kapasiteettiaan kolmansille osapuolille, tuotantohuippujen aikana käytettävissä olevan vapaan kapasiteetin osuus on alle [10-20] prosenttia kokonaiskapasiteetista. BPA omistaa kuitenkin [yli 25] prosenttia laitoksen koko kapasiteetista. Laitoksen muiden omistajien käytettävissä olevan vapaan kapasiteetin osuus on vain noin 5 prosenttia kokonaiskapasiteetista. Ei voida myöskään sulkea pois mahdollisuutta, että terminaalista operatiivisesti vastaava BPA voisi tulevaisuudessa edelleen vähentää vapaan kapasiteetin saatavuutta.
(71) BPA on esittänyt SNS-alueen kaasunkäsittelyn markkinoiden osalta vastaavansisältöiset väitteet kuin ne, jotka on esitelty edellä SNS-alueen putkilinjojen osalta. Myöskään niitä ei voida hyväksyä samoista, edellä esitetyistä syistä.
(72) Yrityskeskittymä synnyttää tämän vuoksi määräävän markkina-aseman myös SNS-alueen kaasunkäsittelyn markkinoilla.
V OSAPUOLTEN EHDOTTAMAT SITOUMUKSET
A SITOUMUKSET
(73) BPA on antanut komissiolle sitoumuksen siitä, että se myy pääomaosakkuudet, jotka Arcolla nykyisin on [eräissä osissa SNS-alueen kaasunsiirto- ja käsittelyinfrastruktuureja]. Nämä pääomaosakkuudet myydään yhdelle tai useammalle ostajalle, jotka komissio hyväksyy. BPA on antanut lisäksi sitoumuksen siitä, että se ei hanki näitä omistusosuuksia takaisin ilman komission ennalta myöntämää lupaa.
(74) Sitoumusten teksti on kokonaisuudessaan tämän päätöksen liitteessä.
B ARVIOINTI
(75) Se, että BPA myy Arcon omistukset niissä putkilinjoissa ja käsittelylaitoksissa, joissa BPA nykyisin ei ole omistajana, merkitsee, että BPA:n kilpailuasema säilyy samana keskittymän jälkeen. Kuten edellä on esitetty, tämä johtuu siitä, että kolmansien osapuolten käyttöoikeus SNS-alueen putkilinjoihin ja käsittelylaitoksiin myönnetään omistajien yksimielisyyteen perustuvan päätöksen perusteella. Kilpailuasema riippuu siten yrityksen omistamien putkilinjojen määrästä ja niiden yhteenlasketusta vapaasta kapasiteetista. Infrastruktuuriin liittyvän "ylimääräisen" omistuksen myyminen eliminoi siten sen, että BPA:n ja Arcon omistukset olisivat päällekkäisiä merkityksellisillä markkinoilla. Komissio päättelee tämän vuoksi, että annettujen sitoumusten johdosta asian kannalta merkityksellisillä markkinoilla ei synny määräävää markkina-asemaa.
VI PÄÄTELMÄ
(76) Ottaen huomioon sulautuma-asetuksen 10 artiklan 2 kohdan komissio tekee johtopäätöksen, että BPA on antanut riittävät sitoumukset, jotka poistavat menettelyn aloittamista koskevassa komission päätöksessä ja sitä seuranneessa toimenpidettä koskevassa tutkimuksessa esitetyt sulautuma-asetuksen 2 artiklan 2 kohtaan liittyvät vakavat epäilyt.
(77) Ilmoitettu toimenpide soveltuu sen vuoksi yhteismarkkinoille ja ETA-sopimuksen toimintaan edellyttäen, että liitteessä esitettyjä sitoumuksia noudatetaan täydellisesti,
ON TEHNYT TÄMÄN PÄÄTÖKSEN:
1 artikla
Edellyttäen, että [eräiden SNS-alueen kaasunsiirto- ja kaasunkäsittelyinfrastruktuurien] omistusten myyntiä koskevia sitoumuksia, jotka esitetään liitteessä, noudatetaan täysin, BP Amoco plc:n 4 päivänä toukokuuta 1999 ilmoittama yrityskeskittymä, jolla BPA hankkii Atlantic Richfield Companyn määräysvaltaansa, julistetaan yhteismarkkinoille ja ETA-sopimuksen toimintaan soveltuvaksi.
2 artikla
Tämä päätös on osoitettu seuraavalle yritykselle:
BP Amoco p.l.c. Britannic House
1, Finsbury Circus
London EC2M 7BA Yhdistynyt kuningaskunta
Tehty Brysselissä 29 päivänä syyskuuta 1999.