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.