title: 2000/45/CE: Decisión de la Comisión, de 29 de septiembre de 1999, por la que una concentración se declara compatible con el mercado común y con el Acuerdo EEE (asunto IV/M.1532 — BP Amoco/Arco) (Texto pertinente a efectos del EEE.) [notificada con el número C(1999) 3059]

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economic concentration
gas pipeline
holding company
merger control
oil industry
petrochemicals

text: 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/1 II (Actos cuya publicaci(cid:243)n no es una condici(cid:243)n para su aplicabilidad) COMISI(cid:211)N DECISI(cid:211)N DE LA COMISI(cid:211)N de 29 de septiembre de 1999 por la que una concentraci(cid:243)n se declara compatible con el mercado comœn y con el Acuerdo EEE (asunto IV/M. 1532 (cid:151) BP Amoco/Arco) [notificada con el nœmero C(1999) 3059] (El texto en lengua inglesa es el œnico autØntico) (Texto pertinente a efectos del EEE) (2001/45/CE) LA COMISI(cid:211)N DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS, Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea, Visto el Acuerdo sobre el Espacio Econ(cid:243)mico Europeo y, en particular, la letra a) del apartado 2 de su art(cid:237)culo 57, Visto el Reglamento (CEE) no 4064/89 del Consejo, de 21 de diciembre de 1989, sobre el control de las operaciones de con- centraci(cid:243)n entre empresas (1), cuya œltima modificaci(cid:243)n la constituye el Reglamento (CE) no 1310/97 (2), y, en particular, el apartado 2 de su art(cid:237)culo 8 y el apartado 2 de su art(cid:237)culo 10, por la cual la empresa BP Amoco plc («BPA») adquiere el control, con arreglo a lo dispuesto en la letra b) del apartado 1 del art(cid:237)culo 3 del Reglamento (CEE) no 4064/89 («el Reglamento sobre concentraciones»), de Atlantic Richfield Company («Arco»). (2) Por decisi(cid:243)n de 10 de junio de 1999, la Comisi(cid:243)n consi- der(cid:243) que la operaci(cid:243)n notificada planteaba serias dudas sobre su compatibilidad con el mercado comœn e inici(cid:243) el procedimiento previsto en la letra c) del apartado 1 del art(cid:237)culo 6 del Reglamento sobre concentraciones. Vista la decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n, de 10 de junio de 1999, rela- tiva a la incoaci(cid:243)n de un procedimiento en relaci(cid:243)n con el pre- sente asunto, (3) Visto el dictamen del ComitØ consultivo sobre concentracio- nes (3), Considerando lo siguiente: (1) El 4 de mayo de 1999 la Comisi(cid:243)n recibi(cid:243) la notifica- ci(cid:243)n de una propuesta de operaci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n (1) DO L 395 de 30. 12. 1989, p. 1; versi(cid:243)n corregida en el DO L 257 de 21. 9. 1990, p. 13. (2) DO L 180 de 9. 7. 1997, p. 1. (3) DO C (cid:133) I. LAS PARTES Y LA OPERACI(cid:211)N BPA es la sociedad matriz de un grupo multinacional de prospecci(cid:243)n de crudo, petrolero y petroqu(cid:237)mico que consta de tres divisiones principales: BP Amoco Explora- tion (prospecci(cid:243)n y producci(cid:243)n de gas y petr(cid:243)leo), BP (refinado, comercializaci(cid:243)n, suministro y Amoco Oil transporte), y BP Amoco Chemicals (producci(cid:243)n y comercializaci(cid:243)n de productos petroqu(cid:237)micos y afines). El Grupo BPA se form(cid:243) como resultado de la fusi(cid:243)n entre The British Petroleum Company plc y Amoco Cor- poration (4). Desarrolla actividades muy consolidadas en Europa, Estados Unidos, Australasia y partes de `frica y actualmente se encuentra en plena expansi(cid:243)n en Asia y AmØrica del Sur. (4) VØase la Decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n de 11 de diciembre de 1998 en el asunto IV/M. 1293 (cid:151) British Petroleum/Amoco Corporation. L 18/2 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 (4) Arco participa en la prospecci(cid:243)n, producci(cid:243)n, transporte y venta de petr(cid:243)leo y gas natural, as(cid:237) como en el refi- nado de crudo y en el transporte y comercializaci(cid:243)n de productos petroleros. Aunque opera en numerosos pa(cid:237)- ses, como Venezuela, Argelia, Tœnez, el Reino Unido e Indonesia, el nœcleo de sus actividades se desarrolla en Estados Unidos (aproximadamente el 86 % de su volu- men de negocios en 1998). II. CONCENTRACI(cid:211)N (5) La operaci(cid:243)n notificada consiste en la adquisici(cid:243)n del control exclusivo con arreglo a la letra b) del apartado 1 del art(cid:237)culo 3 del Reglamento sobre concentraciones y darÆ como resultado que BPA se harÆ con el control exclusivo de Arco. La operaci(cid:243)n se llevarÆ a efecto mediante la venta de acciones, lo que se lograrÆ al fusio- narse Arco en una empresa de nueva creaci(cid:243)n estable- cida con arreglo a la normativa del Estado de Delaware, Estados Unidos («Newco»), que, a su vez, serÆ propiedad al 100 % de BPA. Tras la fusi(cid:243)n de Arco con Newco, Arco serÆ la entidad legal superviviente y, en ese momento, se habrÆ convertido en filial al 100 % de BPA. Por lo tanto, a ra(cid:237)z de estas operaciones, BPA se habrÆ hecho con la totalidad del capital en acciones de Arco. III. DIMENSI(cid:211)N COMUNITARIA (6) Puesto que el volumen de negocios a nivel mundial de las partes sobrepasa los 5 000 millones de euros (5), que cada una de ellas tiene un volumen de negocios en la Comunidad superior a 250 millones de euros y que cada una de ellas no obtiene mÆs de dos tercios de dicho volumen total en la Comunidad en un œnico Estado miembro, la concentraci(cid:243)n tiene una dimensi(cid:243)n comu- nitaria con arreglo al apartado 2 del art(cid:237)culo 1 del Reglamento sobre concentraciones. IV. EVALUACI(cid:211)N CON ARREGLO AL ART˝CULO 2 DEL REGLAMENTO SOBRE CONCENTRACIONES A. PROSPECCI(cid:211)N, DESARROLLO, PRODUCCI(cid:211)N Y VENTA DE PETR(cid:211)LEO CRUDO Y GAS NATURAL (7) Ambas partes llevan a cabo actividades de prospecci(cid:243)n, desarrollo y producci(cid:243)n de petr(cid:243)leo crudo y gas natural (5) Volumen de negocios calculado con arreglo al apartado 1 del ar- t(cid:237)culo 5 del Reglamento sobre concentraciones y la Comunicaci(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n sobre el cÆlculo del volumen de negocios (DO C 66 de 2. 3. 1998, p. 25). En la medida en que se incluyen datos para el per(cid:237)odo anterior al 1 de enero de 1999, el cÆlculo se hace sobre la base del tipo de cambio medio del ecu y las cifras se traducen a euros con la paridad 1:1. y, en su decisi(cid:243)n de iniciar el procedimiento, la Comi- si(cid:243)n manifest(cid:243) albergar serias dudas en relaci(cid:243)n con estos mercados. No obstante, no se plantean en ellos, por las razones que se explican mÆs adelante, problemas de competencia. Proceso de prospecci(cid:243)n, desarrollo y producci(cid:243)n (8) (9) Las actividades en la fase anterior del proceso produc- tivo abarcan tres tipos de actividades comerciales: locali- zaci(cid:243)n de nuevas reservas y su desarrollo y explotaci(cid:243)n comercial. La localizaci(cid:243)n se conoce habitualmente con el nombre de «prospecci(cid:243)n». El desarrollo se refiere al establecimiento de la infraestructura adecuada para la producci(cid:243)n futura (plataformas petrol(cid:237)feras, tuber(cid:237)as, ter- minales, etc. ). La explotaci(cid:243)n de las reservas recibe el nombre de «producci(cid:243)n y ventas». Otras decisiones ante- riores de la Comisi(cid:243)n (6) se centraron principalmente en la repercusi(cid:243)n de las transacciones notificadas sobre el segmento de producci(cid:243)n y ventas. La prospecci(cid:243)n y el desarrollo son una actividad que exige una elevada inversi(cid:243)n de tiempo y capital y que consta de etapas sucesivas. En primer lugar, aquellos pa(cid:237)ses que consideran que se podr(cid:237)an encontrar reservas de hidrocarburos en su territorio (los «pa(cid:237)ses anfitrio- nes») organizan licitaciones para conceder licencias de explotaci(cid:243)n. Los procesos de licitaci(cid:243)n var(cid:237)an desde la subasta pœblica en Estados Unidos a situaciones en las que es el pa(cid:237)s anfitri(cid:243)n el que preselecciona a los licita- dores. Esta preselecci(cid:243)n puede basarse, en mayor o menor medida, en la capacidad tØcnica, el poder finan- ciero u otras consideraciones (grupos de presi(cid:243)n, afini- dades culturales, etc. ). (10) A menudo, las empresas presentan ofertas conjuntas con objeto de diluir los riesgos o aportar tØcnicas com- plementarias. En algunas circunstancias es posible que los pa(cid:237)ses anfitriones exijan que se agrupen algunos lici- tadores para hacerse con la licencia de prospecci(cid:243)n, as(cid:237) como que se conceda a las compaæ(cid:237)as petroleras nacio- nales una parte de cualquier descubrimiento que se haga en el bloque bajo licencia. En todos los casos en que se conceda conjuntamente la licencia a una serie de empre- sas, se designa a un operador para el bloque. La funci(cid:243)n del operador consiste en gestionar la prospecci(cid:243)n desde un punto de vista tØcnico y financiero y quizÆs ocuparse tambiØn de las fases de desarrollo y producci(cid:243)n del pro- yecto; la mayor parte de las decisiones de importancia exigen la unanimidad de todos los que participan en el mismo. (6) VØase la decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n en el asunto IV/M. 1200 (cid:151) Arco/ Union Texas, DO C 16 de 21. 1. 1999, p. 8; decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n en el asunto IV/M. 88 (cid:151) Elf Enterprise, DO C 203 de 2. 8. 1991; decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n en el asunto IV/M. 85 (cid:151) Elf Occidental, DO C 160 de 20. 6. 1991. 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/3 (11) (12) El plazo que transcurre por tØrmino medio entre la con- cesi(cid:243)n de una licencia y el inicio real de la producci(cid:243)n oscila entre cinco y quince aæos. El coste de los proyec- tos de prospecci(cid:243)n y desarrollo puede rondar los 7 000 millones de euros para los situados en las denominadas «Æreas fronterizas». La proporci(cid:243)n que se suele dar entre los gastos de la fase de prospecci(cid:243)n y la de desarrollo es del 15 y el 85 %, respectivamente. TambiØn se ha de mencionar que, cuando se inicia la producci(cid:243)n en una nueva zona, se ha de desarrollar la infraestructura, lo que implica especialmente la cons- trucci(cid:243)n de plataformas petroleras, oleoductos y termi- nales. Por ello, los yacimientos mÆs pequeæos, cuya explotaci(cid:243)n no ser(cid:237)a rentable considerada aisladamente, se pueden explotar empleando la infraestructura ya exis- tente para los de mayor tamaæo. A veces, estos yaci- mientos de menor tamaæo reciben el nombre de «yaci- mientos satØlite». (cid:201)ste es el proceso que ha seguido la prospecci(cid:243)n en el Mar del Norte. (16) (17) Mercados de productos de referencia (13) A menudo se alega que la prospecci(cid:243)n, el desarrollo y la producci(cid:243)n y venta se encuentran demasiado interrela- cionados para poder definir mÆs de un mercado de pro- ductos distinto. No obstante, se puede aducir que la prospecci(cid:243)n es un mercado de producto distinto, dado que es posible sostener que toda empresa que lleve a cabo actividades de prospecci(cid:243)n tiene dos tipos de clien- tes: el pa(cid:237)s anfitri(cid:243)n, al que se ha comprometido a apor- tarle en el futuro un flujo de ingresos en caso de que se encuentre petr(cid:243)leo o gas y los productores y vendedores de petr(cid:243)leo y gas que pueden adquirirlos o unirse a las actividades de desarrollo y producci(cid:243)n. La transferencia de derechos sobre bloques constituye una prÆctica gene- ralizada en el sector. (14) Habida cuenta de que en el momento de llevar a cabo la prospecci(cid:243)n se desconoce lo que pueda atesorar el sub- suelo, la Comisi(cid:243)n estima que estÆ justificado distinguir entre prospecci(cid:243)n de petr(cid:243)leo y de gas natural. En cuanto a los mercados de desarrollo, producci(cid:243)n y venta, dado que el gas y el petr(cid:243)leo tienen aplicaciones diferentes y estÆn sujetos a variaciones en el comporta- miento de los precios y a limitaciones en los costes, la Comisi(cid:243)n estim(cid:243) oportuno, en el momento de adoptar la decisi(cid:243)n, definir un mercado de producto de referen- cia para el desarrollo, producci(cid:243)n y venta de petr(cid:243)leo y otro para el desarrollo, producci(cid:243)n y venta de gas natu- ral. (15) Las partes han negado la existencia de un mercado de prospecci(cid:243)n alegando que se encuentra demasiado vin- culado a las fases posteriores del proceso de producci(cid:243)n como para que sea un mercado de productos en poten- cia. Como se explicarÆ en la secci(cid:243)n consagrada a los efectos de la concentraci(cid:243)n en la competencia, a la hora de determinar las consecuencias que produce en la com- petencia la operaci(cid:243)n notificada, no es necesario definir con precisi(cid:243)n los mercados de productos de referencia en funci(cid:243)n de las diversas fases de prospecci(cid:243)n, desarro- llo, producci(cid:243)n y venta de petr(cid:243)leo y gas natural, res- pectivamente. Mercados geogrÆficos de referencia La Comisi(cid:243)n coincide con las partes en que, desde una perspectiva de la demanda europea, los mercados geo- grÆficos de referencia son de Æmbito mundial por lo que respecta al desarrollo, la producci(cid:243)n y la venta de petr(cid:243)- leo y probablemente incluyan al EEE, Argelia y Rusia, en el caso del gas natural. La Comisi(cid:243)n se plante(cid:243) la posibilidad de que regiones geogrÆficas mÆs pequeæas pudiesen constituir mercados de referencia. Algunos compradores de gas hacen, a efectos de la seguridad de sus suministros, una distin- ci(cid:243)n en su pol(cid:237)tica de compras con respecto al origen del gas sobre la base de los riesgos pol(cid:237)ticos percibidos y su influencia en la seguridad del suministro para el gas ruso y argelino (Rusia supuso aproximadamente el 17 % del suministro total de Europa Occidental y Argelia el 12 %). El ejemplo mÆs expl(cid:237)cito de ello lo constituye la legislaci(cid:243)n espaæola, segœn la cual no puede proceder del mismo pa(cid:237)s mÆs del 60 % de la demanda de gas natural. No obstante, resulta poco probable que un incremento en el precio del gas producido en el EEE no sea neutralizado con un pequeæo incremento en la pro- porci(cid:243)n de gas comprado a Rusia y Argelia. En cual- quier caso, se puede dejar abierta la cuesti(cid:243)n de la defi- nici(cid:243)n del mercado geogrÆfico de referencia, ya que ello no altera la conclusi(cid:243)n de la evaluaci(cid:243)n de la compe- tencia. Operadores del mercado (18) Tradicionalmente las empresas que participan en las actividades de prospecci(cid:243)n, desarrollo y producci(cid:243)n y ventas se agrupaban en tres categor(cid:237)as con perfiles, obje- tivos estratØgicos y futuras capacidades de prospecci(cid:243)n y desarrollo diferentes. Se trata de las siguientes: i) los pro- ductores de titularidad estatal (principalmente la OPEP y algunas empresas establecidas en la OCDE, como Statoil); las com- las «grandes empresas», es decir, paæ(cid:237)as petroleras integradas verticalmente con activida- des internacionales; iii) un sinf(cid:237)n de petroleras bastante mÆs pequeæas, la mayor(cid:237)a de las cuales son prospectores y/o productores en la fase anterior del proceso produc- tivo no integrados. ii) (19) Los problemas de competencia detectados por la Comi- si(cid:243)n se plantearon bÆsicamente por el hecho de que, como consecuencia de la transacci(cid:243)n notificada y de la anunciada por Exxon y Mobil, cabr(cid:237)a la posibilidad de que una categor(cid:237)a distinta de operadores dominase las L 18/4 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 actividades de prospecci(cid:243)n y desarrollo. Este grupo de «macrooperadores» estar(cid:237)a formado por Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco y Shell. Producci(cid:243)n y ventas Posici(cid:243)n de las partes en el mercado Prospecci(cid:243)n (20) No existe un indicador ampliamente disponible o acep- tado sobre la base del cual las cuotas de mercado pue- den ser calculadas como base aproximada para evaluar el poder de mercado en el mercado de la exploraci(cid:243)n. La medida de las cuotas de mercado podr(cid:237)a hacerse sobre la base del nœmero de bloques en donde se han concedido licencias, el nœmero de bloques donde una compaæ(cid:237)a determinada es el operador, la superficie neta y la superficie total explotada, gasto de capital en explo- raci(cid:243)n, etc. Existe un acuerdo amplio de que las aproxi- maciones basadas en el nœmero de bloques o en la superficie no ser(cid:237)an fiables puesto que cubren situacio- nes muy variopintas. (21) (22) Sobre la base de los gastos de capital, Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco y Shell representar(cid:237)an en conjunto, con cuant(cid:237)as prÆcticamente iguales, entre el 30 y el 40 % de los gastos totales de capital destinados a prospecci(cid:243)n, desarrollo y producci(cid:243)n previstos para 1999. El siguiente operador en tamaæo representar(cid:237)a un tercio de la media de estos macrooperadores. Las partes han rebatido la adecuaci(cid:243)n de este cÆlculo del poder de mercado por las razones que figuran a conti- nuaci(cid:243)n. En primer lugar, los gastos de capital var(cid:237)an en funci(cid:243)n de los lugares que se exploren. Estos sesgos reducen la cuota de mercado de las compaæ(cid:237)as petrole- ras nacionales en zonas de la OPEP de bajo coste. En segundo lugar, a menudo los gastos de capital no refle- jan la cuota de titularidad correcta de la licencia o de la producci(cid:243)n. Ello se debe a que las compaæ(cid:237)as pœblicas a menudo pagan una cuota que se sitœa muy por debajo de lo que corresponder(cid:237)a a su licencia o a la producci(cid:243)n de petr(cid:243)leo que les corresponde. En tercer lugar, a menudo los gastos de capital incluyen lo invertido en actividades tales como la licuefacci(cid:243)n de gas e infraes- tructura en lugar de las cuant(cid:237)as invertidas meramente en prospecci(cid:243)n. (23) Otro posible mØtodo para determinar el poder de mer- cado consistir(cid:237)a en calcular la cuota de producci(cid:243)n pre- vista de estas empresas (dado que la prospecci(cid:243)n actual y la adquisici(cid:243)n de derechos a terceros se traducirÆ en producci(cid:243)n en el futuro). Sobre la base de la investiga- ci(cid:243)n del mercado, la cuota de mercado conjunta de los tres «macrooperadores» al margen de la producci(cid:243)n de la OPEP volver(cid:237)a a situarse dentro de unos diez aæos entre el 30 y el 40 %. (24) BPA y Arco tendr(cid:237)an en conjunto [menos del 15 %] (*) de la producci(cid:243)n mundial de petr(cid:243)leo y de la produc- ci(cid:243)n europea de gas natural en 1998. Estas cifras pasa- r(cid:237)an a ser de [menos del 25 %] para la fusi(cid:243)n Exxon- Mobil y [menos del 20 %] para Shell. Se trata de cifras que en los œltimos aæos no han experimentado modifi- caciones sustanciales. De la producci(cid:243)n total de gas natural en el EEE, los tres macrooperadores controlan casi el 40 %. No obstante, del gas natural que se con- sume en el EEE, estos tres macrooperadores suministran menos del 30 %. (25) A menudo la industria se refiere a las reservas conocidas como aproximaci(cid:243)n al cÆlculo del poder de mercado. Partiendo de esta base, las partes contar(cid:237)an aproximada- mente con menos del 3 % y con menos del 5 % de las reservas conocidas de petr(cid:243)leo a escala mundial y de las reservas de gas natural a escala europea, respectiva- mente. No obstante, las partes han alegado que las reser- vas conocidas no constituyen un indicador significativo de la producci(cid:243)n futura. Las reservas probadas comuni- cadas por las compaæ(cid:237)as petroleras tienen solamente una funci(cid:243)n de existencias y, como cualquier otra empresa privada, las petroleras privadas necesitan limitar lo mÆs posible sus existencias. Mediante sus reservas probadas, la empresa indica que es (o no es) capaz de sustituir la previsible extinci(cid:243)n de los campos petrol(cid:237)fe- ros existentes y por lo tanto seguir siendo un protago- nista viable en el mercado. Sin embargo, las petroleras nacionales no necesitan justificar nuevas prospecciones y desarrollos ante sus accionistas puesto que se benefi- cian de las reservas nacionales, que generalmente sobre- pasan a sus necesidades. Por lo tanto, un indicador de este tipo implica un trato de favor hacia dichas empre- sas nacionales. (26) En la actualidad y en un futuro pr(cid:243)ximo, los producto- res de la OPEP disfrutan y disfrutarÆn en conjunto de un poder de mercado considerable en la producci(cid:243)n de petr(cid:243)leo. Controlan una cantidad sustancial de la pro- ducci(cid:243)n y las reservas conocidas (aproximadamente el 40 y el 75 %, respectivamente, mientras que las reservas de Arabia Saud(cid:237) suponen mÆs de un tercio de las de la OPEP). Hasta ahora la OPEP ha podido influir en nume- rosas ocasiones en los precios del crudo (7). (27) Gazprom (17 %) y Sonatrach (11 %), los proveedores nacionales ruso y argelino, acaparan aproximadamente el 30 % de las ventas al EEE de gas natural y sus reservas ascienden al 88 % (Gazprom 81,5 %) de las reservas conocidas conjuntas que se pueden vender en el EEE. (*) Determinados pasajes del presente texto han sido modificados con el fin de velar por la no divulgaci(cid:243)n de informaci(cid:243)n confidencial; dichos pasajes figuran entre corchetes. (7) Los precios en los mercados del crudo se ven claramente influen- ciados por simples comentarios con motivo de las reuniones de la OPEP. 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/5 (28) (29) Repercusiones de la concentraci(cid:243)n en la competencia La Comisi(cid:243)n plante(cid:243) las serias dudas que figuran a con- tinuaci(cid:243)n en relaci(cid:243)n con la repercusi(cid:243)n en la compe- tencia en los mercados de prospecci(cid:243)n, desarrollo, pro- ducci(cid:243)n y ventas de crudo y gas natural. La adquisici(cid:243)n notificada y la fusi(cid:243)n de Exxon-Mobil podr(cid:237)a llevar a la creaci(cid:243)n de un cuarto grupo de competidores en el sec- tor, que estar(cid:237)a compuesto por BP Amoco-Arco, Exxon- Mobil y Shell. Sean cuales sean los parÆmetros que se escojan (capitalizaci(cid:243)n del mercado, producci(cid:243)n de crudo y gas o reservas conocidas), en la actualidad hay una gran diferencia entre estos tres macrooperadores y las grandes compaæ(cid:237)as restantes. Se analiz(cid:243) la posibilidad de que los tres macrooperado- res gozasen en el futuro de una situaci(cid:243)n de privilegio a la hora de localizar y explotar nuevas reservas de impor- tancia en relaci(cid:243)n con los demÆs operadores del mer- cado. Ello podr(cid:237)a ser consecuencia de su cada vez mayor poder financiero, que les pondr(cid:237)a en condiciones de gozar de una mayor cartera de riesgos. En el otro extremo, los demÆs competidores tendr(cid:237)an que elegir las zonas en las que tuvieran intenci(cid:243)n de operar. Al tener unas condiciones menos favorables de acceso al capital y de capacidad para diversificar los riesgos, para seguir explotando yacimientos de importancia, las empresas de menor tamaæo tendr(cid:237)an que asociarse con los macroo- peradores para beneficiarse de la combinaci(cid:243)n de sus la œnica alternativa que les recursos. AdemÆs de Østa, quedar(cid:237)a ser(cid:237)a la de convertirse en operadores exclusivos de las actividades de prospecci(cid:243)n. Ello puede tener como consecuencia que los macrooperadores controlen el acceso de otros prospectores a las nuevas zonas fronteri- zas, en el momento de la concesi(cid:243)n de las primeras licencias, en primera instancia, y, posteriormente, para los nuevos bloques afines, dado que los macrooperado- res habrÆn creado la infraestructura necesaria. (30) Habida cuenta de que, por lo general, el per(cid:237)odo que transcurre entre las primeras fases de la prospecci(cid:243)n y el inicio de la producci(cid:243)n oscila entre cinco y quince aæos, segœn las previsiones anteriores ser(cid:237)a posible que, en un plazo de diez aæos, los macrooperadores influyeran de manera significativa en las nuevas reservas y en la pro- ducci(cid:243)n ajena a la OPEP. (31) Ello podr(cid:237)a afectar a los mercados de producci(cid:243)n y venta de la forma que se describe a continuaci(cid:243)n. Disminui- r(cid:237)an las restricciones de la competencia que limitan la capacidad de la OPEP para funcionar como cartel. Estos tres macrooperadores tendr(cid:237)an los mismos intereses que la OPEP, por lo que ser(cid:237)a probable que apoyasen las decisiones de esta œltima, limitando la producci(cid:243)n hasta un determinado nivel sin miedo a que otros se aprove- chen de ello. Esto se traducir(cid:237)a en el reforzamiento de la posici(cid:243)n dominante de la OPEP en el mercado de petr(cid:243)- leo crudo mediante la creaci(cid:243)n de una estructura oligo- pol(cid:237)stica que aunar(cid:237)a a la OPEP y a los tres macroopera- (32) (33) (34) (35) (36) dores, lo que incentivar(cid:237)a la asunci(cid:243)n de las estrategias comerciales de la primera. Esta organizaci(cid:243)n estar(cid:237)a en condiciones de incrementar y mantener los precios al nivel mÆs elevado por encima del cual se pondr(cid:237)a en marcha la nueva prospecci(cid:243)n. Por todo ello, la Comisi(cid:243)n lleg(cid:243) a la conclusi(cid:243)n de que la operaci(cid:243)n planteaba serias dudas en cuanto a su com- patibilidad con el mercado comœn y el funcionamiento del Acuerdo EEE, lo que deber(cid:237)a ser analizado en una investigaci(cid:243)n en profundidad. Las partes expresaron su desacuerdo con la Comisi(cid:243)n por dos motivos. En primer lugar, los macrooperadores tendr(cid:237)an que seguir haciendo frente a la competencia de las pequeæas compaæ(cid:237)as. En segundo lugar, los pa(cid:237)ses anfitriones controlan la producci(cid:243)n de petr(cid:243)leo y gas y, en cualquier caso, no tendr(cid:237)an interØs alguno en dejar que las petroleras restringiesen la producci(cid:243)n. La investigaci(cid:243)n de mercado confirm(cid:243) que los pequeæos prospectores no parecen considerar que la creaci(cid:243)n de una nueva categor(cid:237)a de macrooperadores vaya a amena- zar su posici(cid:243)n. Debido a las diferencias de tamaæo no competir(cid:237)an por los mismos tipos de derechos de pros- pecci(cid:243)n y no depender(cid:237)an de los grandes prospectores para vender su petr(cid:243)leo. AdemÆs, da la impresi(cid:243)n de que grandes petroleras como Chevron, Texaco, Elf o Total mantienen intacta su capacidad para prospectar y desarrollar yacimientos en cualquier parte del mundo. Las partes han facilitado numerosos ejemplos de la parti- cipaci(cid:243)n de grandes petroleras en proyectos que se estÆn llevando a cabo actualmente en todo el mundo. En segundo lugar, la investigaci(cid:243)n de mercado confirm(cid:243) que los habituales contratos de concesi(cid:243)n celebrados entre los gobiernos y los prospectores-productores proh(cid:237)ben a estos œltimos limitar su producci(cid:243)n (y deja dicho poder discrecional en manos del Gobierno). En cuanto al gas natural, no es probable que las partes, junto a los demÆs macrooperadores, puedan controlar la producci(cid:243)n del EEE y, en consecuencia, que se vea afec- tada la competencia. Aun en el caso de que existiera dicho mercado (habida cuenta del riesgo pol(cid:237)tico evi- dente que conlleva la producci(cid:243)n de gas en Rusia y Argelia), no se puede alegar la existencia de una posi- ci(cid:243)n dominante colectiva entre los macrooperadores debido a la fuerte posici(cid:243)n del gas noruego que se vende a travØs de un comitØ de negociaci(cid:243)n conjunto. AdemÆs, los productores de gas natural han de satisfacer una demanda muy concentrada en manos de las compaæ(cid:237)as nacionales de distribuci(cid:243)n de gas al por mayor, como son Gaz de France o Distrigaz. (37) Por consiguiente, la Comisi(cid:243)n llega a la conclusi(cid:243)n de que la operaci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n no conducirÆ a la L 18/6 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 creaci(cid:243)n o al reforzamiento de una posici(cid:243)n dominante en los mercados de prospecci(cid:243)n, desarrollo, producci(cid:243)n y venta de petr(cid:243)leo y gas natural. (38) (39) B. TRANSPORTE Y TRANSFORMACI(cid:211)N DEL GAS NATURAL La concentraci(cid:243)n plantea problemas de competencia en los mercados de: i) transporte de gas natural mediante gasoductos en el sur del Mar del Norte («SMN»), y ii) de servicios de transformaci(cid:243)n de gas natural en el SMN. Estos mercados y el de transporte de gas natural por gasoductos situados en el norte del Mar del Norte («NMN») se abordarÆn mÆs adelante. Mercado de productos de referencia y Cuando el gas natural surge de la cabecera del pozo de una instalaci(cid:243)n de producci(cid:243)n, el torrente gaseoso con- tiene hidrocarburos l(cid:237)quidos hidrocarbœricos. A menudo, este gas sin transformar se ha de transportar mediante gasoductos a instalaciones en las que se sepa- ran sus componentes gaseosos y l(cid:237)quidos. Posterior- mente, el torrente gaseoso se somete a una nueva trans- formaci(cid:243)n/purificaci(cid:243)n para producir hidrocarburos gaseosos que satisfagan las especificaciones tØcnicas necesarias para su transporte en el sistema de trans- misi(cid:243)n en el que se introducen (gas apto para su trans- porte en gasoducto). Los productores de gas natural lle- van a cabo estas actividades de transporte y transforma- ci(cid:243)n en sus propias plantas o, en algunos casos, utili- zando los gasoductos e instalaciones de transformaci(cid:243)n de gas en tierra firme o en alta mar de otras empresas. (40) BPA estima que el transporte y la transformaci(cid:243)n de gas constituyen mercados de productos distintos. En el caso del primero, el mercado de productos de referencia ser(cid:237)a el de transporte de gas natural mediante gasoductos sub- marinos (8). En el caso de la transformaci(cid:243)n de gas, BPA considera que el mercado de productos de referencia es el de transformaci(cid:243)n de gas natural. (41) A pesar de que los propietarios de un campo de gas han de contar con una infraestructura de transporte y trans- formaci(cid:243)n para poder vender el gas y buscarÆn la com- binaci(cid:243)n mÆs barata, la Comisi(cid:243)n considera que con- viene separar los mercados de transporte y transforma- ci(cid:243)n, ya que las condiciones de competencia difieren entre uno y otro. As(cid:237) por ejemplo, del estudio del mer- cado se llega a la conclusi(cid:243)n de que todas las combina- ciones son posibles entre gasoductos o instalaciones de transformaci(cid:243)n propios (de nueva construcci(cid:243)n) y el acceso en calidad de tercero a los gasoductos o instala- ciones de transformaci(cid:243)n. Mercado geogrÆfico de referencia (42) La participaci(cid:243)n de Arco en el Æmbito del transporte y de la infraestructura de transformaci(cid:243)n del gas natural (8) Arco no tiene intereses en zonas de producci(cid:243)n en tierra firme. en la Comunidad se da en relaci(cid:243)n con la infraestructura situada en un œnico Estado miembro (Reino Unido). Estos elementos de infraestructura son de dos tipos: gasoductos submarinos y una participaci(cid:243)n en una ins- talaci(cid:243)n de transformaci(cid:243)n de gas. Todos estos activos se encuentran en la plataforma continental oriental y en la parte occidental de la tierra firme del Reino Unido. (43) (44) El mercado geogrÆfico de referencia consiste, desde la perspectiva de la demanda, es decir, de los propietarios de los campos de gas que necesitan infraestructura de transportes o transformaci(cid:243)n, en la infraestructura (ya existente o de nueva construcci(cid:243)n) que forma una alter- nativa econ(cid:243)mica viable. A este respecto, la parte orien- tal de la plataforma continental del Reino Unido se puede dividir en dos zonas: la septentrional del Mar del Norte («NMN»), que es la zona del Mar del Norte situada por encima de los 55(cid:176) de latitud norte, y la meridional del Mar del Norte («SMN»), la extensi(cid:243)n del Mar del Norte situada al sur de esa latitud. BPA considera que, aunque te(cid:243)ricamente los campos de gas situados en la zona NMN podr(cid:237)an orientarse a las instalaciones de transformaci(cid:243)n de la zona SMN, en la mayor(cid:237)a de los casos es probable que un yacimiento de gas emplazado en NMN busque el transporte y la trans- formaci(cid:243)n de su producci(cid:243)n en las instalaciones de NMN. De hecho, s(cid:243)lo existe un gasoducto en construc- ci(cid:243)n que une un yacimiento de gas de NMN con una instalaci(cid:243)n de transformaci(cid:243)n de SMN. (45) Al igual que en el pasado, los campos de gas situados en la zona SMN seguirÆn recurriendo a las zonas termi- nales de la costa ribereæa de SMN para transformar su producci(cid:243)n (aunque, a pequeæa escala, los campos de gas de SMN han convocado ofertas para el transporte a travØs de los gasoductos que terminan en los Pa(cid:237)ses Bajos). De la investigaci(cid:243)n del mercado se pone de manifiesto que, al contrario de lo que sucede en la zona NMN, la construcci(cid:243)n de nuevas infraestructuras no es una alternativa realista al uso de las instalaciones ya existentes, dado que la zona SMN es un conjunto de campos de gas «muy explotados» en el que los nuevos yacimientos que se puedan descubrir serÆn demasiado pequeæos para soportar la construcci(cid:243)n de nuevas infraestructuras. (46) Por estas razones BPA considera que, por lo que res- pecta al mercado de transformaci(cid:243)n de gas y al de trans- porte de gas por gasoducto submarino, las zonas NMN y SMN constituyen mercados geogrÆficos distintos. Dado que Arco no posee participaci(cid:243)n alguna en el mercado de transformaci(cid:243)n de gas en la zona NMN, este mercado no volverÆ a ser objeto de estudio. (47) No obstante, el mercado geogrÆfico no es mÆs pequeæo que el de las regiones antes definidas. Hay pruebas con- siderables de que las opciones para un nuevo yacimiento no se limitan a las diferentes instalaciones existentes en un mismo punto (por ejemplo, las tres instalaciones de transformaci(cid:243)n de gas de Bacton) o un punto espec(cid:237)fico al que llegan distintos gasoductos (por ejemplo, los tres gasoductos que prestan servicio a la planta de transfor- maci(cid:243)n de Bacton-Amoco). 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/7 (48) Por las razones anteriormente expuestas, la Comisi(cid:243)n estima que, tanto por lo que se refiere al transporte como a la transformaci(cid:243)n del gas, las zonas NMN y SMN constituyen mercados geogrÆficos distintos. Posici(cid:243)n de las partes en el mercado (9) a) Gasoductos de la zona NMN (49) En el cuadro 1 se ofrece una visi(cid:243)n general de los ocho gasoductos que transportan gas desde los yacimientos situados en la zona NMN a las plantas de transforma- ci(cid:243)n de NMN, junto con la distribuci(cid:243)n del capital de cada una de las partes y el nombre del operador. En la actualidad, el gasoducto Miller s(cid:243)lo transporta cantida- des muy pequeæas, por lo que se ampliarÆ (vØase el con- siderando 59). AdemÆs, un gasoducto que se encuentra actualmente en fase de construcci(cid:243)n (SEAL) unirÆ los yacimientos de NMN con la instalaci(cid:243)n de transforma- ci(cid:243)n de SMN. Arco posee el [(cid:133)] % del capital de este gasoducto. En conjunto, BPA participa en el capital de tres gasoductos y Arco en dos de ellos. No existe solapa- miento en las participaciones de las partes y en cuatro de los nuevos gasoductos no participan en el capital. Cuadro 1: Gasoductos de NMN Instalaci(cid:243)n de transformaci(cid:243)n de gas Gasoductos Participaci(cid:243)n de BPA/Arco en el capital del gasoducto Operador St. Fergus (Shell/Esso) FLAGS Fulmar St. Fergus (Total) Frigg (dos gasoductos) 0 0 0 Miller BPA [(cid:133)] % Shell Shell Total BPA St. Fergus (Mobil) Britannia Arco [(cid:133)] % Conoco/Chevron SAGE (Beryl) 0 Mobil SAGE (Brae) BPA [(cid:133)] % Mobil Teesside (BPA) Bacton (Shell) CATS SEAL Fuente: Datos facilitados por las partes. BPA [(cid:133)] % Arco [(cid:133)] % BPA Shell (50) Estos intereses de propiedad dan a las partes una partici- paci(cid:243)n aproximada del [15-25 %] en la capacidad nomi- nal total de transporte de los gasoductos en funciona- miento (suponiendo que se ejecuta la ampliaci(cid:243)n del gasoducto Miller). De la capacidad total de 5 058 mmscfd (10) de transporte de gas prevista para 1999, las participaciones de las partes en cada gasoducto multipli- (9) En esta secci(cid:243)n las referencias a la capacidad se basan en la capaci- dad real indicada por los interesados. Por lo tanto, tales referencias constituyen secretos comerciales que no pueden resumirse fiel- mente de forma no confidencial. Aunque la capacidad anunciada de la infraestructura sea accesible pœblicamente, se ha demostrado que esto no constituye un indicador fiable para todos los merca- dos. (10) Millones de pies cœbicos estÆndar mØtricos por d(cid:237)a. cadas por la capacidad real prevista de cada gasoducto les da una cuota de mercado del [10-20 %]. b) Gasoductos SMN (51) En el cuadro 2 se ofrece una visi(cid:243)n de conjunto de los distintos gasoductos que unen los campos de gas de SMN con las plantas de transformaci(cid:243)n de gas de SMN de Dimlington, Easington, Theddlethorpe y Bacton. En Øl tambiØn se recoge la participaci(cid:243)n en el capital de cada una de las empresas afectadas y el nombre del ope- rador. Se puede observar que BPA posee participaciones en diez gasoductos, mientras que Arco las posee en siete. Las participaciones de las empresas se solapan en cuatro de ellos. En cuatro de los 17 gasoductos no tie- nen participaci(cid:243)n alguna. L 18/8 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 Cuadro 2: Gasoductos de SMN Instalaci(cid:243)n de transformaci(cid:243)n de gas Gasoductos Participaci(cid:243)n de BPA/Arco en el capital del gasoducto Operador Dimlington (BPA) Cleeton BPA 100 % BPA Easington (BPA & British Gas); cada una de ellas tiene una planta de trans- formaci(cid:243)n West Sole (dos l(cid:237)neas) BPA 100 % BPA Rough (dos l(cid:237)neas) 0 BG Amethyst BPA [(cid:133)] % Arco [(cid:133)] % BPA Theddlethorpe (Conoco) Viking BPA 50 % Conoco LOGGS BPA 50 % Conoco Caister-Murdoch Arco [(cid:133)] % Conoco Pickerill Sean Bacton (Shell) Leman (dos gasoductos) Bacton (BPA) Sole Pit EAGLES Leman Inde Arco [(cid:133)] % BPA [(cid:133)] % Conoco BPA [(cid:133)] % Arco [(cid:133)] % 0 0 Arco [(cid:133)] % BPA [(cid:133)] % Shell Shell Shell Arco BPA [(cid:133)] % BP Amoco BPA [(cid:133)] % Bacton (Phillips) Thames Arco [(cid:133)] % Arco Hewett (dos gasoductos) Arco [(cid:133)] % Phillips Lancelot 0 Phillips Fuente: Datos facilitados por las partes. 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/9 (52) Estas participaciones dan a las partes un porcentaje de propiedad de entre el [30 y el 50 %] de la capacidad total nominal de capacidad de transporte de gas de los gasoductos activos. De la capacidad total de 4 225 mmscfd de transporte de gas prevista para 1999, las participaciones de las partes en cada gasoducto multipli- cadas por la capacidad real prevista de cada gasoducto les da una cuota de mercado de entre el [30 y el 40 %]. (53) British Gas tiene una cuota de mercado de aproximada- mente un 15 % y Conoco ronda el 10 %. c) Transformaci(cid:243)n de gas en la zona SMN (57) acuerdo unÆnime de todos los propietarios de la infraes- tructura para adoptar las decisiones de mayor importan- cia, entre las que se encuentran las condiciones para el acceso de terceros a la infraestructura. Habida cuenta de que el principal problema de competencia que surge a ra(cid:237)z de intereses en esta infraestructura es la posibilidad de que sus propietarios pongan trabas al desarrollo de nuevos yacimientos de gas competidores, la posici(cid:243)n de una empresa determinada no dependerÆ tanto de su cuota de capacidad sino mÆs bien de la capacidad total y especialmente de la capacidad libre (11) de la infraes- tructura en la que tenga intereses. Por consiguiente, un aumento de la titularidad en una infraestructura determinada que se derive de la concen- traci(cid:243)n no otorgarÆ a BPA una influencia mayor en esos gasoductos que la que ya ten(cid:237)a con anterioridad a la operaci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n. (54) En el cuadro 3 que figura a continuaci(cid:243)n se enumeran las siete plantas de transformaci(cid:243)n de gas de SMN con los respectivos intereses de propiedad de las partes y el nombre del operador. Se puede observar que las partes poseen participaciones en cinco de estas plantas (BPA 4 y Arco 1) y que no existe solapamiento. Estos intereses de propiedad dan a las partes una participaci(cid:243)n de entre el [40 y el 50 %] en la capacidad nominal total de trans- formaci(cid:243)n de gas de la zona SMN (Arco, menos del [(cid:133)] %). De la capacidad total de transporte de gas pre- vista para 1999, los intereses de las partes en cada ins- talaci(cid:243)n de transformaci(cid:243)n multiplicados por el rendi- miento real previsto de cada una de ellas les da una cuota de mercado que oscila entre el [30 y el 40 %]. Cuadro 3: Transformaci(cid:243)n de gas en la zona SMN Instalaci(cid:243)n de trans- formaci(cid:243)n de gas Participaci(cid:243)n en manos de BPA/Arco Operador Dimlington BPA 100 % Easington (BPA) BPA 100 % Easington (BG) 0 BPA BPA BG Theddlethorpe BPA 50 % Conoco Bacton (Shell) 0 Shell Bacton (BPA) BPA [(cid:133)] % BPA Bacton (Phillips) Arco [(cid:133)] % Phillips Fuente: Datos facilitados por las partes. (55) Tanto Conoco como Exxon/Shell tienen cada una en torno al 15 %. a) Gasoductos de la zona NMN (58) De los siete gasoductos que se encuentran actualmente en explotaci(cid:243)n (con excepci(cid:243)n de Miller y SEAL, en construcci(cid:243)n), BPA posee participaciones en dos y Arco en uno. Estos gasoductos suponen s(cid:243)lo la mitad de la capacidad total. Puesto que actualmente, y para los dos o tres pr(cid:243)ximos aæos, no existe capacidad de reserva en los gasoductos NMN, las restricciones competitivas para los propietarios de los nuevos campos de gas no depen- den de las participaciones de los propietarios de los gasoductos NMN y, por lo tanto, en el contexto de este procedimiento, de las participaciones de BPA y Arco. Por lo tanto, no existe una posici(cid:243)n dominante en este mercado. (59) Estas restricciones de la competencia no resultan funda- mentalmente modificadas por el hecho de que en 2002 al menos dos otros gasoductos entrarÆn en funciona- miento. Ello afecta al gasoducto SEAL, en el que Arco posee una participaci(cid:243)n del [(cid:133)] %, y al Miller, en el que los propietarios (BPA [(cid:133)] %, Conoco [(cid:133)] % y Enterprise [(cid:133)] %) tienen previsto alcanzar una capacidad de 1 200 mmscfd para 2002 a lo que corresponde menos de [entre 10 y 25 %] de la capacidad total. Al contrario de lo que sucede con el gasoducto SEAL, que transportarÆ gas procedente de recursos propios (yacimientos de reciente explotaci(cid:243)n), la capacidad de Miller se destina a transportar gas procedente de terceros. Por lo tanto, la transacci(cid:243)n no resulta en un cambio del poder de mer- cado de la entidad concentrada con respecto a los pro- pietarios de los nuevos campos de gas puesto que el gasoducto SEAL en el que Arco tiene un interØs no acepta el transporte de gas de los propietarios de los nuevos campos. En otras palabras, la operaci(cid:243)n notifi- cada no conduce a la creaci(cid:243)n o refuerzo de una posi- ci(cid:243)n dominante. Evaluaci(cid:243)n de la competencia (56) Imprescindible para la explotaci(cid:243)n de los gasoductos y las plantas de transformaci(cid:243)n del Reino Unido es el (11) Definida como la capacidad disponible en la infraestructura inde- pendientemente del origen de la producci(cid:243)n de gas (gas de los pro- pietarios de la infraestructura mÆs gas para el que se ha concluido un acuerdo). L 18/10 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 (60) (61) (62) (63) (64) (65) b) Gasoductos SMN Como consecuencia de la transacci(cid:243)n, BPA se harÆ con una participaci(cid:243)n en 13 de los 17 gasoductos existentes. La capacidad de los gasoductos en los que las partes tie- nen participaciones supone [mÆs del 60 %] de la capaci- dad total. AdemÆs, de la investigaci(cid:243)n del mercado se pone de manifiesto que los cuatro gasoductos en los que las partes no tienen participaciones poseen una capaci- dad libre reducida. Por lo tanto, BPA estar(cid:237)a en condicio- nes de controlar el acceso al transporte mediante gaso- ductos para los nuevos yacimientos de la zona, ya que controla los gasoductos con capacidad libre de la misma. Habida cuenta de que la zona SMN es un campo de gas muy explotado, resulta improbable que se vayan a des- cubrir nuevos yacimientos de gran tamaæo, por lo que no es probable que se vaya a construir nueva infraes- tructura. Por consiguiente, la Comisi(cid:243)n llega a la conclusi(cid:243)n de que la concentraci(cid:243)n llevarÆ a la creaci(cid:243)n de una posi- ci(cid:243)n dominante en el mercado de transporte mediante gasoducto en la zona SMN. BPA puede sacar provecho de esta situaci(cid:243)n en detrimento de los propietarios de los nuevos yacimientos de gas (de pequeæo tamaæo) exi- giendo unas tarifas de transporte elevadas u ofreciendo un servicio reducido de transporte. BPA ha alegado que no dispondr(cid:237)a de poder de mercado alguno en el mercado de los gasoductos de la zona SMN como consecuencia de la operaci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n porque: i) la zona SMN es un campo de gas muy explo- tado con mucha capacidad disponible en los gasoductos ya existentes, ii) se puede construir nueva infraestructura y iii) una costumbre del sector impide a BPA ejercer sus derechos de capital en mÆs de una de las infraestructuras de gasoductos competidoras. La Comisi(cid:243)n no acepta estos argumentos por las razones que figuran a conti- nuaci(cid:243)n. (66) La Comisi(cid:243)n reconoce la subutilizaci(cid:243)n general de la capacidad de los gasoductos de la zona SMN y que, por lo tanto, ser(cid:237)a de esperar una fuerte competencia entre los diferentes gasoductos cada vez que un nuevo yaci- miento (por lo general, mucho mÆs pequeæo que los yacimientos ya existentes) desee negociar el acceso de terceros para atraer ingresos adicionales en concepto de tarifas de transporte. No obstante, de la investigaci(cid:243)n del mercado se deduce que los gasoductos en los que las partes no poseen participaciones no disponen de mucha capacidad libre. En segundo lugar, incluso BPA reconoce que desde 1992 no se ha construido en la zona SMN ningœn gaso- ducto de gran tamaæo. Ello no resulta sorprendente si tenemos en cuenta que a los yacimientos que han sur- gido recientemente en la zona SMN se les considera satØlites de otros de mayor tamaæo que ya estÆn siendo explotados. AdemÆs, no se espera que se descubran nue- vos yacimientos de gran tamaæo. Por consiguiente, no es de esperar que se construyan nuevos gasoductos, ya que los ingresos previstos de los yacimientos satØlite es demasiado pequeæo para recuperar la inversi(cid:243)n necesa- ria para construir un gasoducto nuevo y exclusivo. De hecho, por lo general estos yacimientos no se pueden desarrollar sin que se garantice a terceros el acceso a los gasoductos y las instalaciones de transformaci(cid:243)n. enfrentados cuando poseen participaciones En tercer lugar, las partes se refieren a la «opci(cid:243)n de salida» en la industria petrolera y del gas del Reino Unido, con arreglo a la cual si dos o mÆs de los gaso- ductos en los que una empresa tiene un interØs compi- ten, esa empresa se abstiene de ejercer su derecho de votar en mÆs de uno de los consorcios de gasoductos. Por ello, BPA alega que se le impide ejercer su derecho de veto con vistas a desviar gas desde la l(cid:237)nea Bacton- Amoco, por ejemplo (en la que posee el [(cid:133)] %), a la l(cid:237)nea Bacton-Leman (en la que posee el [(cid:133)] %). Esta cos- tumbre de «opci(cid:243)n de salida» constituye un reconoci- miento general del hecho de que en ocasiones las empresas pueden encontrarse en una situaci(cid:243)n de intere- ses en infraestructuras que compiten para presentar una oferta de servicios de transporte o transformaci(cid:243)n a un usuario potencial. A pesar de que resulta poco frecuente que las obligaciones de «opci(cid:243)n de salida» se incluyan en la documentaci(cid:243)n contractual relativa a la titularidad de las diversas infraestructuras, la costumbre se encuentra muy enraizada en el sector britÆnico del petr(cid:243)leo y el gas. La parte notificante estÆ convencida de que la correcta observancia de esta costumbre constituye un factor importante a la hora de cumplir el principio de no dis- criminaci(cid:243)n (tal como se contempla en el «Offshore Infrastructure Code of Practice», Normas de conducta aplicadas a las infraestructuras en alta mar) y, por consi- guiente, de evitar sanciones en el marco del ordena- miento jur(cid:237)dico del Reino Unido (por ejemplo, la sec- ci(cid:243)n 17 de la Ley del petr(cid:243)leo de 1998 y secci(cid:243)n 12 de la Ley del gas de 1995). todos El «Offshore Infrastructure Code of Practice» (publicado por el Ministerio britÆnico de Comercio e Industria) es los propietarios de un c(cid:243)digo aprobado por infraestructura de transporte en alta mar de petr(cid:243)leo y gas cuyo objetivo es lograr objetividad y transparencia en el proceso de poner la infraestructura a disposici(cid:243)n de terceros. La secci(cid:243)n 17 de la Ley del petr(cid:243)leo de 1998 establece la base jur(cid:237)dica con arreglo a la cual las autoridades britÆnicas pueden requerir la concesi(cid:243)n a terceras partes del acceso a los oleoductos y gasoductos en condiciones razonables tras una denegaci(cid:243)n inicial por los propietarios de la infraestructura. La secci(cid:243)n 12 de la Ley del gas de 1995 establece el fundamento jur(cid:237)- dico con arreglo al cual las autoridades britÆnicas pue- den requerir la concesi(cid:243)n a terceras partes del acceso a las instalaciones de tratamiento de gas en condiciones favorables tras una denegaci(cid:243)n inicial por los propieta- rios de la infraestructura. (67) La investigaci(cid:243)n del mercado ha confirmado la existen- cia de esta obligaci(cid:243)n de «opci(cid:243)n de salida» descrita por las partes. No obstante, se puede seæalar que esta cos- tumbre no forma parte, como tal, de las normas de con- ducta voluntarias. Por consiguiente, el respeto de la cos- tumbre reposa œnicamente en el comportamiento unila- teral de todas las empresas afectadas. As(cid:237) pues, el com- 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/11 portamiento futuro de BPA s(cid:243)lo estar(cid:237)a constreæido por su compromiso voluntario a una costumbre no necesa- riamente aplicable. (72) Por consiguiente, la operaci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n tambiØn crear(cid:237)a una posici(cid:243)n dominante en el mercado de trans- formaci(cid:243)n de gas en la zona SMN. (68) Incluso si se aceptara que este proceder refleja el C(cid:243)digo de prÆcticas que las autoridades britÆnicas podr(cid:237)an imponer, ello no ser(cid:237)a suficiente. La Comisi(cid:243)n no puede, al evaluar las concentraciones con arreglo a los restricti- vos criterios del apartado 3 del art(cid:237)culo 2 del Regla- mento sobre concentraciones, aceptar que la presencia de un regulador cuya funci(cid:243)n es controlar y sancionar el comportamiento de las empresas en cuesti(cid:243)n justifica la conclusi(cid:243)n de que no se crea una posici(cid:243)n dominante. (69) Por consiguiente, la Comisi(cid:243)n considera que la opera- ci(cid:243)n de concentraci(cid:243)n crear(cid:237)a una posici(cid:243)n dominante en el mercado de los gasoductos en la zona SMN. c) Transformaci(cid:243)n de gas en la zona SMN (70) Como consecuencia de la concentraci(cid:243)n, las partes ten- drÆn participaciones en cinco de las siete plantas de transformaci(cid:243)n de gas que prestan servicio a la zona SMN. AdemÆs, su cuota de la capacidad existente y del rendimiento real es superior al 40 %. Por otra parte, las dos instalaciones en las que las partes no tienen partici- paci(cid:243)n disponen de una capacidad libre reducida en las horas punta. En cambio, las instalaciones en las que las partes tienen participaciones disponen de una capacidad libre superior al 50 % hasta en horas de mÆxima activi- dad. Por consiguiente, la entidad fusionada podr(cid:237)a encontrarse en condiciones de controlar el acceso rela- tivo a nuevos yacimientos como consecuencia de ser la œnica propietaria de dos instalaciones y de su titularidad compartida en otras tres, en las que su control es el resultado de los requisitos de unanimidad en dos de ellas. La capacidad libre disponible en los momentos de mÆxima actividad en la tercera terminal (Bacton-BPA), en la que cada uno de los participantes puede ofrecer libremente su capacidad no utilizada a terceros, supone entre [el 10 y el 20 %] de la capacidad total. No obs- tante, BPA posee [mÆs del 25 %] de la capacidad total de la terminal. La capacidad libre en esta terminal de que disponen los demÆs propietarios s(cid:243)lo asciende al 5 % aproximadamente de la capacidad total. AdemÆs, no se puede descartar que, a la vista de su explotaci(cid:243)n de la terminal, BPA pudiera reducir aœn mÆs la disponibilidad de esta capacidad libre. V. COMPROMISOS PROPUESTOS POR LAS PARTES A. COMPROMISOS (73) BPA se ha comprometido ante la Comisi(cid:243)n a desinvertir el interØs que Arco actualmente posee en [determinados tramos de la infraestructura de transporte y transforma- ci(cid:243)n de gas de SMN]. Estas participaciones se venderÆn a uno o mÆs compradores autorizados por la Comisi(cid:243)n. AdemÆs, BPA se ha comprometido a no volver a adqui- rir ninguno de estos activos sin la autorizaci(cid:243)n previa de la Comisi(cid:243)n. (74) El texto completo del compromiso figura en el anexo. B. EVALUACI(cid:211)N (75) La venta por parte de BPA de las participaciones de Arco en aquellos gasoductos e instalaciones de transfor- maci(cid:243)n en los que la primera no tiene participaciones tiene como resultado que la situaci(cid:243)n competitiva de BPA serÆ la misma antes y despuØs de la concentraci(cid:243)n. Ello se debe a que, como se ha indicado anteriormente, en los gasoductos e instalaciones de transformaci(cid:243)n de la zona SMN se concede el acceso a terceros sobre la base del acuerdo unÆnime de los propietarios. Por lo tanto, la situaci(cid:243)n competitiva depende del nœmero de gasoductos en los que una empresa tiene participaciones y de la capacidad libre total de los mismos. La enajena- ci(cid:243)n de las participaciones en la infraestructura «adicio- nal» elimina, por consiguiente, el solapamiento en los mercados de referencia entre BPA y Arco. Por lo tanto, la Comisi(cid:243)n concluye que, como consecuencia de los compromisos, no se crearÆ una posici(cid:243)n dominante en los mercados de referencia. VI. CONCLUSI(cid:211)N (71) Los argumentos esgrimidos por BPA anteriormente des- critos con relaci(cid:243)n a los gasoductos de la zona SMN tambiØn se han avanzado para el mercado de transfor- maci(cid:243)n en esa misma zona. Se trata de argumentos que no se pueden aceptar por las mismas razones anteriores. (76) La Comisi(cid:243)n llega a la conclusi(cid:243)n de que los compromi- sos ofrecidos por BPA bastan para despejar las serias dudas que plante(cid:243) en su decisi(cid:243)n de iniciar el procedi- miento y en su posterior investigaci(cid:243)n de la operaci(cid:243)n en relaci(cid:243)n con lo dispuesto en el apartado 2 del ar- t(cid:237)culo 2 del Reglamento sobre concentraciones. L 18/12 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 (77) Por lo tanto, dicha operaci(cid:243)n estÆ sujeta al pleno cum- plimiento de los compromisos del anexo, que son com- patibles con el mercado comœn y con el Acuerdo EEE. Art(cid:237)culo 2 El destinatario de la presente Decisi(cid:243)n serÆ: HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISI(cid:211)N: Art(cid:237)culo 1 La concentraci(cid:243)n notificada por BP Amoco plc con fecha de 4 de mayo de 1999 relativa a la adquisici(cid:243)n del control de Atlan- tic Richfield Company se declara compatible con el mercado comœn y con el Acuerdo EEE a condici(cid:243)n de que se respeten (cid:237)ntegramente los compromisos de abandonar determinados ele- mentos de la infraestructura de transporte y procesamiento de gas de SMN, tal como se establece en el anexo. BP Amoco plc Britannic House 1, Finsbury Circus London EC2M 7BA Reino Unido Hecho en Bruselas, el 29 de septiembre de 1999. Por la Comisi(cid:243)n Mario MONTI Miembro de la Comisi(cid:243)n 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/13 Compromisos presentados por BP Amoco plc con arreglo al apartado 2 del art(cid:237)culo 8 de Reglamento (CEE) no 4064/89 para eliminar las preocupaciones planteadas con respecto a la eliminaci(cid:243)n de la competencia. ANEXO 1. Definiciones 1. 1. En estos compromisos se aplicarÆn las definiciones siguientes: «ABL»: Arco British Limited (subsidiaria al 100 % de Arco). «Fecha de aprobaci(cid:243)n»: la fecha de la Decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n en virtud del apartado 2 del art(cid:237)culo 8 del Reglamento (CEE) no 4064/89 que declara la concentraci(cid:243)n entre BPA y Arco compatible con el mercado comœn siempre que BPA respete los compro- misos establecidos en la misma o, en caso de falta de tal Decisi(cid:243)n, la fecha en que, con arreglo al apartado 6 del art(cid:237)culo 10 de dicho Reglamento, la concen- traci(cid:243)n sea declarada compatible con el mercado comœn. «Arco»: «BPA»: Atlantic Richfield Company. BP Amoco plc. «Afiliado a BP Amoco»: Toda empresa sobre la que, a efectos del apartado 3 del art(cid:237)culo 3 del Regla- mento (CEE) no 4064/89, BPA tenga la posibilidad de ejercer una influencia determinante. «Comisi(cid:243)n»: La Comisi(cid:243)n de las Comunidades Europeas. [(cid:133)] «Acuerdo de fusi(cid:243)n»: El acuerdo y el plan de fusi(cid:243)n del 31 de marzo de 1999 entre BPA, Arco y Prai- rie Holdings, Inc. «Representante»: La persona nombrada por BPA con arreglo a los puntos 2. 5, 2. 6 o 2. 7 (segœn el caso) siguientes. «Bienes pertinentes»: [(cid:133)]. [(cid:133)]. 2. Abandono de bienes pertinentes y asuntos conexos 2. 1. BPA se compromete ante la Comisi(cid:243)n a: 2. 1. 1. que ABL transfiera, a mÆs tardar el [fecha concreta], la titularidad legal de los bienes pertinentes a uno o mÆs compradores aprobados por la Comisi(cid:243)n; y 2. 1. 2. no readquirir, sin aprobaci(cid:243)n previa de la Comisi(cid:243)n, y a impedir que los afiliados de BP Amoco no read- quieran, sin aprobaci(cid:243)n previa de la Comisi(cid:243)n, cualquiera de los bienes pertinentes. Si al decimocuarto d(cid:237)a siguiente a la fecha en que BPA env(cid:237)e a la Comisi(cid:243)n una solicitud por escrito pidiendo tal aprobaci(cid:243)n, la Comisi(cid:243)n no hubiera notificado a BPA su rechazo, se considerarÆ que la Comisi(cid:243)n ha dado su aprobaci(cid:243)n. 2. 2. Si en cualquier momento posterior a la fecha de realizaci(cid:243)n de la concentraci(cid:243)n la Comisi(cid:243)n tiene razones funda- das para sospechar que BPA no cumple diligentemente el compromiso expresado en el punto 2. 1. 1, la Comisi(cid:243)n podrÆ nombrar a un fideicomisario. 2. 3. Si el [fecha concreta], ABL no hubiera transferido la titularidad legal de los recursos pertinentes a uno o mÆs com- pradores aprobados por la Comisi(cid:243)n, BPA nombrarÆ un fideicomisario. 2. 4. El nombramiento de un fideicomisario y su mandato con arreglo a los puntos 2. 2 y 2. 3 se harÆn segœn lo descrito en el apØndice. L 18/14 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 2. 5. Tras [per(cid:237)odo concreto] de la fecha de aprobaci(cid:243)n, BPA presentarÆ a la Comisi(cid:243)n el nombre de una persona, inde- pendiente de BPA, que Østa considere capacitada (en vista de sus conocimientos y experiencia) para actuar como representante de BPA («el representante») a efectos de participar, tras la fecha de realizaci(cid:243)n de la concentraci(cid:243)n, en cualquier negociaci(cid:243)n con los propietarios de participaciones en los bienes pertinentes y ejercer el derecho de ABL de votar en las reuniones de los comitØs operativos de los bienes pertinentes relativos (en cualquier caso) al transporte y/o procesamiento de los bienes pertinentes de gas propiedad de cualquier parte que no posea partici- paciones en el bien pertinente en cuesti(cid:243)n. 2. 6. Si la Comisi(cid:243)n rechaza el nombre presentado por BPA con arreglo al punto 2. 5, BPA deberÆ, en un plazo de siete d(cid:237)as tras recibir una notificaci(cid:243)n por escrito de tal rechazo, presentar el nombre de un representante alternativo. Si al decimocuarto d(cid:237)a posterior a la fecha en que BPA presente el nombre de un representante (bien sea con arre- glo al punto 2. 5 o al presente punto 2. 6) la Comisi(cid:243)n no le hubiera notificado por escrito su rechazo, se conside- rarÆ que esa persona ha sido aceptada por la Comisi(cid:243)n para actuar como representante. 2. 7. En caso de que la Comisi(cid:243)n, por motivos razonables, rechace a dos personas propuestas consecutivamente por BPA para actuar como representantes, la Comisi(cid:243)n nombrarÆ a una persona alternativa que tenga el grado reque- rido de conocimientos y experiencia para actuar como representante. En un plazo de siete d(cid:237)as desde esta decisi(cid:243)n de la Comisi(cid:243)n, BPA nombrarÆ a dicha persona como representante. 2. 8. Si, por motivos razonables, la Comisi(cid:243)n considera que el representante no cumple diligentemente sus funciones, la Comisi(cid:243)n podrÆ notificarlo a BPA. En ese caso se nombrarÆ a una nueva persona (de acuerdo con el procedi- miento descrito en los puntos 2. 5 a 2. 7, mutatis mutandis) como representante. 2. 9. El mandato del representante serÆ garantizar que, durante el per(cid:237)odo que comienza en la fecha de realizaci(cid:243)n de la concentraci(cid:243)n y que finaliza en la fecha en que la titularidad legal de un bien pertinente se transfiera a un com- prador aprobado por la Comisi(cid:243)n, los derechos de ABL en virtud del acuerdo operativo (o similar) respecto al transporte y/o procesamiento de ese bien pertinente de gas propiedad de partes que no tienen intereses en ese bien pertinente se ejerzan en el mejor interØs del bien pertinente en cuesti(cid:243)n. AdemÆs, el representante deberÆ facilitar regularmente (y por lo menos cada dos meses) un informe escrito a la Comisi(cid:243)n sobre su mandato. 3. Anuncios y otras comunicaciones 3. 1. Todos los anuncios y comunicaciones escritas entre la Comisi(cid:243)n y BPA requeridas por los compromisos o relati- vos a los mismos (incluyendo el apØndice) se enviarÆn por fax o por mensajero a la siguiente direcci(cid:243)n: Comisi(cid:243)n: (cid:151) fax: (32-2) 296 43 01; (cid:151) mensajero: Comisi(cid:243)n de las Comunidades Europeas (DG-IV B) Avenue de Cortenberg/Kortenberglaan 150 Bruxelles/Brussel BØlgica Con la menci(cid:243)n: «A la atenci(cid:243)n del Director del Control de Concentraciones». BPA: (cid:151) fax: (44-207) 496 45 71; (cid:151) mensajero: BP Amoco Legal BP Amoco plc Britannic House 1 Finsbury Circus London EC2M 7BA Reino Unido Con la menci(cid:243)n: «A la atenci(cid:243)n de D. Juan A. Rodr(cid:237)guez, Abogado». 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/15 3. 2. Todo anuncio y comunicaci(cid:243)n enviado por fax se considerarÆ que ha sido recibido en el d(cid:237)a y en el momento indicado en el informe de transmisi(cid:243)n emitido por el fax mediante el que el aviso o comunicaci(cid:243)n fue enviado, a menos que dicho momento sea posterior a las 17 horas en el pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n, o si tal d(cid:237)a no es un d(cid:237)a laborable en el pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n se considerarÆ que ha sido recibido a las 10:00 del siguiente d(cid:237)a laborable en dicho pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n. Los avisos y comunicaciones enviados por mensajero se considerarÆ que han sido recibido en el d(cid:237)a y en el momento indicados en el acuse de recibo firmado al empleado que efectœa la entrega, a menos que dicho momento sea posterior a las 17 horas en el pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n, o si tal d(cid:237)a no es un d(cid:237)a laborable en el pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n se considerarÆ que ha sido recibido a las 10:00 del siguiente d(cid:237)a laborable en el pa(cid:237)s de recepci(cid:243)n. 4. Informes y aprobaci(cid:243)n de los compradores de bienes pertinentes 4. 1. BPA deberÆ: 4. 1. 1. informar rÆpidamente a la Comisi(cid:243)n de todos los acontecimientos (incluyendo la identidad de todo com- prador propuesto de los bienes pertinentes) relacionados con el cumplimiento por BPA de los compro- misos; 4. 1. 2. cada dos meses durante el per(cid:237)odo que comienza en la fecha de aprobaci(cid:243)n y acaba en el momento en que la titularidad legal de los bienes pertinentes ha sido transferida a uno o mÆs compradores aprobados por la Comisi(cid:243)n, enviar a la Comisi(cid:243)n un informe escrito que describa el estado del proceso de abandono de sus intereses en los bienes pertinentes. 4. 2. Cuando BPA notifique a la Comisi(cid:243)n la identidad de un comprador propuesto de cualquiera de los bienes perti- nentes, incluirÆ en tal aviso la informaci(cid:243)n que posea con respecto a las materias indicadas en los incisos i) a iv) del punto 4. 3. 4. 3. La Comisi(cid:243)n harÆ todo lo que estØ en sus manos para informar a BPA, en un plazo de 14 d(cid:237)as despuØs de recibir cualquier aviso enviado con arreglo al punto 4. 2, de la conveniencia de cualquier posible comprador de los bienes pertinentes. La Comisi(cid:243)n, al determinar si un comprador propuesto es adecuado, tendrÆ en cuenta si dicho com- prador: i) parece tener el estatuto y los recursos necesarios para poseer el bien pertinente en cuesti(cid:243)n como un competidor viable a BPA, ii) es independiente de BPA, iii) puede demostrarse que no tiene conexiones comerciales significativas con BPA que podr(cid:237)an poner en duda su independencia con respecto a BPA, iv) tiene, o puede razo- nablemente obtener, todas las aprobaciones necesarias de las autoridades de competencia pertinentes y otras auto- ridades reguladoras de la Comunidad Europea y de otras regiones. Si a finales del decimocuarto d(cid:237)a de recepci(cid:243)n de un aviso enviado con arreglo al punto 4. 2 la Comisi(cid:243)n no comunicara por escrito a BPA su rechazo del com- prador propuesto (especificando en detalle las razones de tal rechazo), se considerarÆ que dicho comprador pro- puesto ha sido aceptado por la Comisi(cid:243)n como adecuado para comprar el bien pertinente en cuesti(cid:243)n. 5. Duraci(cid:243)n de los compromisos Los compromisos ofrecidos por BPA dejarÆn automÆticamente de tener efecto si el acuerdo de fusi(cid:243)n concluye con arreglo al art(cid:237)culo V, y a partir de dicho momento, o si, por cualquier otra raz(cid:243)n, la concentraci(cid:243)n propuesta entre BPA y Arco no se lleva a cabo o es abandonada. L 18/16 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 19. 1. 2001 ApØndice 1. a) Si la Comisi(cid:243)n decide ejercer los poderes referidos en el punto 2. 2, pedirÆ a BPA que le proponga, en el plazo de siete d(cid:237)as desde que BPA reciba la notificaci(cid:243)n de tal demanda, los nombres de por lo menos dos bancos de inversi(cid:243)n experimentados o instituciones similares, independientes de BPA, a los que BPA considere adecuados para ser nombrados fideicomisarios. b) c) d) Si a mÆs tardar en la fecha pertinente y en la fecha de realizaci(cid:243)n de la concentraci(cid:243)n ABL no ha transferido la titularidad legal de los bienes pertinentes a uno o mÆs compradores aprobados por la Comisi(cid:243)n, BPA deberÆ, en un plazo de siete d(cid:237)as tras la œltima de ambas fechas, proponer a la Comisi(cid:243)n los nombres de por lo menos dos bancos de inversi(cid:243)n experimentados o instituciones similares, independientes de BPA, a los que BPA consi- dere adecuados para ser nombrados fideicomisarios. La Comisi(cid:243)n podrÆ aprobar o rechazar uno o los dos nombres presentados por BPA con arreglo a los punto 1 a) y/o 1 b) del presente apØndice, a menos que al decimocuarto d(cid:237)a despuØs de la fecha en que BPA proponga dichos nombres, la Comisi(cid:243)n no le haya notificado su rechazo, por lo que se considerarÆ que tales instituciones han sido aceptadas por la Comisi(cid:243)n. Si s(cid:243)lo fuera aceptado un nombre, BPA designarÆ a dicha instituci(cid:243)n como fideicomisario. Si fuera aprobado mÆs de un nombre, BPA podrÆ escoger al fideicomisario entre los nom- bres aprobados. Si todos los nombres presentados con arreglo al punto 1 c) del presente apØndice fueran rechazados, BPA pre- sentarÆ los nombres de por lo menos otras dos instituciones («los otros nombres») en el plazo de siete d(cid:237)as tras haber sido informada del rechazo. Si s(cid:243)lo otro nombre fuera aceptado por la Comisi(cid:243)n (o fuera considerado como aceptado porque la Comisi(cid:243)n no se pronunci(cid:243) en 14 d(cid:237)as tras recibir los otros nombres), BPA nombrarÆ a la instituci(cid:243)n en cuesti(cid:243)n como fideicomisario. Si fuera aprobado mÆs de un nombre, BPA podrÆ escoger al fideicomisario entre los nombres aprobados. e) Si todos los otros nombres fueran rechazados por la Comisi(cid:243)n, Østa designarÆ a un fideicomisario que BPA deberÆ designar. 2. En cuanto la Comisi(cid:243)n haya aprobado uno o mÆs de los nombres presentados, o nombrado un fideicomisario, BPA nombrarÆ al fideicomisario involucrado en un plazo de siete d(cid:237)as. 3. El mandato del fideicomisario comprenderÆ las funciones siguientes: a) supervisar el mantenimiento por BPA de la viabilidad y el valor de mercado de los recursos pertinentes, y que cada uno de los bienes pertinentes funciona normalmente y coherentemente; b) supervisar la descarga satisfactoria por BPA de sus obligaciones en virtud del compromiso ofrecido en el punto 2. 1. 1 (a menos que el fideicomisario nombrado con arreglo al punto 2. 3, ademÆs de los otros deberes que for- man parte de su mandato, sea requerido por [(cid:133)] despuØs de su nombramiento para transferir la titularidad legal de los bienes pertinentes a uno o mÆs compradores aceptados por la Comisi(cid:243)n [(cid:133)]). En particular, el fideicomisario deberÆ: i) ii) controlar y aconsejar a la Comisi(cid:243)n acerca de la adecuaci(cid:243)n del procedimiento de selecci(cid:243)n de comprado- res para compar los bienes pertinentes y conducir las negociaciones con cada comprador; controlar y aconsejar a la Comisi(cid:243)n acerca de si los acuerdos con cada comprador de uno o mÆs de los bienes pertinentes seguirÆn el abandono de los bienes pertinentes, tal como estÆ previsto en el compromiso citado en el punto 2. 1. 1; y c) proporcionar informes escritos a la Comisi(cid:243)n sobre el avance de su mandato, citando los puntos que no haya podido ejecutar. Estos informes se enviarÆn mensualmente a partir de la fecha de su nombramiento o con cual- quier otra periodicidad que la Comisi(cid:243)n especifique. 19. 1. 2001 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 18/17 4. En cualquier momento de su mandato la Comisi(cid:243)n podrÆ, con arreglo a criterios razonables y si cree que la tarea citada en el punto 2. 1. 1 no estÆ ejecutÆndose propiamente, pedir al fideicomisario que lleve a cabo las funciones adicionales siguientes y se considerarÆ que el mandato del fideicomisario se prorroga (a menos que haya conflicto con las funciones iniciales, como se especifican en el punto 3 del presente apØndice, en cuyo caso el fideicomisario darÆ prioridad a la ejecuci(cid:243)n de estas funciones adicionales): a) asegurar que los bienes pertinentes estÆn utilizÆndose de una manera normal y consecuente; b) asegurar el abandono apropiado de los bienes pertinentes; c) d) e) f) en sus informes, o en todo caso en el plazo de un mes desde la notificaci(cid:243)n de la solicitud, presentar a la Comisi(cid:243)n una propuesta sobre el mØtodo y los plazos propuestos por el fideicomisario para el abandono, de acuerdo con la misi(cid:243)n encomendada en el punto 2. 1. 1, de los bienes pertinentes (en cuyo caso la Comisi(cid:243)n aprobarÆ, en cuanto se razonablemente factible, la propuesta o indicarÆ los cambios que ser(cid:237)an necesarios); en sus informes, o en cuanto se abran las negociaciones con los compradores, proporcionar a la Comisi(cid:243)n informaci(cid:243)n suficiente que permita a Østa decidir sobre la conveniencia del comprador; romper las negociaciones con cualquier posible comprador, o decirle a BPA que as(cid:237) lo haga, si la Comisi(cid:243)n considera que las negociaciones estÆn llevÆndose con un comprador inapropiado; presentar a la Comisi(cid:243)n, para aprobaci(cid:243)n, un acuerdo de venta y compra de los bienes pertinentes; dicho acuerdo serÆ incondicional para comprador y vendedor e irrevocable salvo por lo que respecta a la aprobaci(cid:243)n requerida de la Comisi(cid:243)n, y cualquier otra aprobaci(cid:243)n requerida de cualquier otra autoridad o persona. 5. BPA facilitarÆ toda la ayuda e informaci(cid:243)n necesaria al fideicomisario, incluso las copias de documentos pertinentes, cuando Øste lo requiera para llevar a cabo su mandato, y proveerÆ una remuneraci(cid:243)n razonable por los servicios del fideicomisario. 6. Si BPA anunciara que la concentraci(cid:243)n propuesta entre BPA y Arco ha sido irrevocablemente abandonada, el man- dato del fideicomisario expirarÆ y su nombramiento concluirÆ inmediatamente


title: Regulamento (CE) n° 2050/1999 da Comissão, de 29 de Setembro de 1999, que altera os Regulamentos (CE) n° 1666/98, (CE) n° 1667/98, (CE) n° 1735/98, (CE) n° 1758/98, (CE) n° 1759/98, (CE) n° 1760/98, (CE) n° 2198/98, (CE) n° 1066/1999, (CE) n° 1067/1999, (CE) n° 1392/1999, (CE) n° 1393/1999, (CE) n° 1704/1999 e (CE) n° 1855/1999 relativos à abertura de concursos permanentes para a exportação de cereais detidos por determinados organismos de intervenção

eurovoc_concepts:
award of contract
cereals
export
intervention agency

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text: 30. 9. 1999 PT Jornal Oficial das Comunidades Europeias L 255/13 REGULAMENTO (CE) N. o 2050/1999 DA COMISSÃO de 29 de Setembro de 1999 que altera os Regulamentos (CE) n. o 1666/98, (CE) n. o 1667/98, (CE) n. o 1735/98, (CE) n. o 1758/98, (CE) n. o 1759/98, (CE) n. o 1760/98, (CE) n. o 2198/98, (CE) n. o 1066/1999, (CE) n. o 1067/1999, (CE) n. o 1392/1999, (CE) n. o 1393/1999, (CE) n. o 1704/1999 e (CE) n. o 1855/1999 relativos à abertura de concursos permanentes para a exportação de cereais detidos por determinados organismos de intervenção A COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS, Tendo em conta o Tratado que institui a Comunidade Europeia, Tendo em conta o Regulamento (CEE) n. o 1766/92 do Conselho, de 30 de Junho de 1992, que estabelece a organi- zação comum de mercado no sector dos cereais (1), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1253/1999 (2), e, nomeadamente, o seu artigo 5. o, (1) (2) relativo aos Considerando que o Regulamento (CEE) n. o 2131/93 da Comissão (3), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 39/1999 (4), fixa os processos e as condições da colocação à venda dos cereais armaze- nados pelos organismos de intervenção; Considerando que é necessário fixar numa data ulterior o último concurso parcial concursos previstos pelos Regulamentos (CE) n. o 1666/98 (5), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1767/1999 (6), (CE) n. o 1667/98 (7), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1507/1999 (8), (CE) n. o 1735/98 (9), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1144/1999 (10), (CE) n. o 1758/98 (11), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1966/1999 (12), (CE) n. o 1759/98 (13), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o 1768/1999 (14), (CE) n. o 1760/98 (15), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o (CE) n. o 2198/98 (17), com a última 1967/1999 (16), redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n. o (CE) n. o 1066/1999 (19), alterado pelo 1822/1999 (18), Regulamento (CE) n. o 1144/1999, (CE) n. o 1067/ /1999 (20), alterado pelo Regulamento (CE) n. o 1144/ /1999, (CE) n. o 1392/1999 (21), alterado pelo Regula- mento (CE) n. o 1660/1999 (22), (CE) n. o 1393/1999 (23), (CE) n. o 1704/1999 (24) e (CE) n. o 1855/1999 (25) da Comissão; (3) Considerando que as medidas previstas no presente regulamento estão em conformidade com o parecer do Comité de Gestão dos Cereais, ADOPTOU O PRESENTE REGULAMENTO: Artigo 1. o No artigo 5. o dos Regulamentos (CE) n. o 1666/98, (CE) n. o 1667/98, (CE) n. o 1735/98, (CE) n. o 1758/98, (CE) n. o 1759/ /98, (CE) n. o 1760/98, (CE) n. o 2198/98, (CE) n. o 1066/1999, (CE) n. o 1067/1999, (CE) n. o 1392/1999, (CE) n. o 1393/1999, (CE) n. o 1704/1999 e (CE) n. o 1855/1999 o n. o 3 passa a ter a seguinte redacção: «3. 2000, às 9 horas (hora de Bruxelas). ». O último concurso parcial cessa em 25 de Maio de Artigo 2. o O presente regulamento entra em vigor na data da sua publi- cação no Jornal Oficial das Comunidades Europeias. O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e directamente aplicável em todos os Estados-Membros. Feito em Bruxelas, em 29 de Setembro de 1999. Pela Comissão Franz FISCHLER Membro da Comissão (1) JO L 181 de 1. 7. 1992, p. 21. (2) JO L 160 de 26. 6. 1999, p. 18. (3) JO L 191 de 31. 7. 1993, p. 76. (4) JO L 5 de 9. 1. 1999, p. 64. (5) JO L 211 de 29. 7. 1998, p. 12. (6) JO L 211 de 11. 8. 1999, p. 26. (7) JO L 211 de 29. 7. 1998, p. 17. (8) JO L 175 de 10. 7. 1999, p. 23. (9) JO L 217 de 5. 8. 1998, p. 13. (10) JO L 137 de 1. 6. 1999, p. 20. (11) JO L 221 de 8. 8. 1998, p. 3. (12) JO L 244 de 16. 9. 1999, p. 18. (13) JO L 221 de 8. 8. 1998, p. 8. (14) JO L 211 de 11. 8. 1999, p. 28. (15) JO L 221 de 8. 8. 1998, p. 13. (16) JO L 244 de 16. 9. 1999, p. 20. (17) JO L 277 de 14. 10. 1998, p. 9. (18) JO L 221 de 21. 8. 1999, p. 3. (19) JO L 130 de 26. 5. 1999, p. 3. (20) JO L 130 de 26. 5. 1999, p. 9. (21) JO L 163 de 29. 6. 1999, p. 21. (22) JO L 197 de 29. 7. 1999, p. 15. (23) JO L 163 de 29. 6. 1999, p. 26. (24) JO L 201 de 31. 7. 1999, p. 46. (25) JO L 228 de 28. 8. 1999, p. 3


title: SCHRIFTLICHE ANFRAGE E-1714/99 von Jonas Sjöstedt (GUE/NGL) an die Kommission. Klima-Unterstützung für Eierproduzenten.

eurovoc_concepts:
State aid
Sweden
agricultural production
competition policy
egg
frigid zone
intensive livestock farming
laying poultry
peripheral region
terms for aid

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text: 8. 8. 2000 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften C 225 E/11 Mindestanforderungen zum Schutz von Legehennen in K(cid:228)figbatteriehaltung (2) in Artikel 1, da(cid:223) (cid:132)diese Richtlinie Mindestanforderungen zum Schutz der Legehennen in K(cid:228)figbatteriehaltung festlegt(cid:147). Das gleiche Prinzip enth(cid:228)lt die Richtlinie 1999/74/EG vom 19. Juli 1999 (3), die Richtlinie 88/166/EWG ersetzt und die vorsieht, da(cid:223) die Mitgliedstaaten unter Einhaltung der im EG-Vertrag festgelegten allgemeinen Vorschriften die in ihrem jeweiligen Staatsgebiet geltenden Bestimmungen f(cid:252)r den Schutz von Legehennen, die strenger als die Vorschriften der Richtlinie sind, beibehalten oder anwenden. Klares Ziel der Richtlinie ist es, Mindestnormen f(cid:252)r das Wohlergehen von Tieren festzulegen, und aus diesem Grund k(cid:246)nnen die Mitgliedstaaten nach eigenem Ermessen (cid:252)ber diese Bestimmung hinausgehen, vorausgesetzt sie halten die allgemeinen Vorschriften des Vertrags ein. Dies steht im Einklang mit dem Urteil des Gerichtshofs vom 19. Oktober 1995 in der Rechtssache C-128/94, H(cid:246)nig. Unbestritten ist, da(cid:223) einige Aspekte verbesserter Tierschutznormen, wie zum Beispiel Bedingungen f(cid:252)r bessere Unterbringungsm(cid:246)glichkeiten, die Produktionskosten beeinflussen k(cid:246)nnen, doch derzeit verlangt das Protokoll Nr. 33 des Vertrags von Amsterdam, da(cid:223) die Kommission und die Mitgliedstaaten das Wohl der Tiere vorrangig bei Transport, Binnenmarkt- und Forschungsma(cid:223)nahmen behandeln. Aufgrund der vorliegenden Informationen ergibt sich daher nicht, da(cid:223) die bestehenden Gesetze, die der Herr Abgeordnete angef(cid:252)hrt hat, das geltende Gemeinschaftsrecht f(cid:252)r den Tierschutz oder die gemeinsame Organisation des Agrarmarktes verletzten. (1) ABl. L 270 vom 14. 12. 1970. (2) ABl. L 74 vom 19. 3. 1988. (3) ABl. L 203 vom 3. 8. 1999. (2000/C 225 E/013) SCHRIFTLICHE ANFRAGE E-1714/99 von Jonas Sj(cid:246)stedt (GUE/NGL) an die Kommission (29. September 1999) Betrifft: Klima-Unterst(cid:252)tzung f(cid:252)r Eierproduzenten Den Eierproduzenten in Nordschweden wird eine besondere Norrland-Unterst(cid:252)tzung ausgezahlt, um Nachteile aufgrund der kalten Witterung und der gro(cid:223)en Entfernungen auszugleichen. Die Unterst(cid:252)tzung wird pro Henne ausbezahlt. Die EU hat nunmehr eine K(cid:252)rzung der Unterst(cid:252)tzung aus Wettbewerbs- gr(cid:252)nden gefordert. Ist diese Forderung gerechtfertigt in Anbetracht der Tatsache, da(cid:223) die Produktion in dieser Region (cid:252)ber der Nachfrage liegt? Antwort von Herrn Fischler im Namen der Kommission (9. November 1999) Gem(cid:228)(cid:223) Artikel 142 der Beitrittsakte gestattet die Kommission Schweden die Gew(cid:228)hrung langfristiger einzelstaatlicher Beihilfen, die der Erhaltung der Landwirtschaft in besonderen, von der Kommission bestimmten Regionen dienen. Diese Regionen umfassen die landwirtschaftlichen Gebiete n(cid:246)rdlich des 62. Breitengrades, sowie einige angrenzende Gebiete mit vergleichbaren klimatischen Verh(cid:228)ltnissen, die die landwirtschaftliche T(cid:228)tigkeit in besonderem Ma(cid:223)e erschweren. Die Beihilfen m(cid:252)ssen insbesondere zur Beibehaltung einer traditionellen Prim(cid:228)rerzeugung und Verarbei- tung, zur Erleichterung des Absatzes der landwirtschaftlichen Erzeugnisse sowie zur Sicherung des Umweltschutzes und der Erhaltung der Landschaft gew(cid:228)hrt werden. Sie d(cid:252)rfen nicht zu einer Erh(cid:246)hung der Produktion (physische Grenzen) oder der w(cid:228)hrend eines von der Kommission festzulegenden Referenz- zeitraums vor dem Beitritt festgestellten Gesamth(cid:246)he der St(cid:252)tzung (finanzielle Grenzen) f(cid:252)hren. Diese langfristigen einzelstaatlichen Beihilfen wurden nicht auf Grundlage der Artikel 87 und 88 (vorher Artikel 92 und 93) EG-Vertrag, sondern gem(cid:228)(cid:223) Artikel 142 der Beitrittsakte genehmigt. Mit ihrer Entscheidung 97/557/EG vom 17. Juli 1997 zur ˜nderung der Entscheidung 96/228/EG (cid:252)ber die Regelung f(cid:252)r langfristige Beihilfen Schwedens zugunsten der Landwirtschaft in den n(cid:246)rdlichen Gebieten (1) hat die Kommission die n(cid:246)rdlichen Gebiete Schwedens abgegrenzt und den Referenzzeitraum bestimmt, auf dessen Grundlage festgestellt wird, da(cid:223) die Beihilfen nicht zu einer Erh(cid:246)hung der Produktion oder der H(cid:246)he der Gesamtst(cid:252)tzung f(cid:252)hren. Festgesetzt wurden au(cid:223)erdem die Art und die H(cid:246)chstgrenzen der Beihilfen und der landwirtschaftlichen Erzeugung, bei deren (cid:220)berschreitung die Beihilfen gek(cid:252)rzt werden. C 225 E/12 Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften DE 8. 8. 2000 Schweden setzt diese Entscheidung mit der sog. Norrland-Beihilfe um, mit der die vor dem Beitritt geltende Beihilferegelung fortgeschrieben wird. Im Rahmen dieser Regelung wird eine Beihilfe f(cid:252)r jede ersetzte Legehenne gew(cid:228)hrt. Daf(cid:252)r galt eine nationale Begrenzung, so da(cid:223) die Beihilfe nur ab 1 000 ersetzte Legehennen pro Jahr gew(cid:228)hrt wurde. Die Entscheidung der Kommission setzt die zul(cid:228)ssigen H(cid:246)chstgrenzen der Beihilfen und der Erzeugung bezogen auf den Referenzzeitraum fest. Wenn die nationale Umsetzung der Entscheidung der Kommission entspricht, mu(cid:223) eine K(cid:252)rzung der Beihilfen nur dann vorgenommen werden, wenn die H(cid:246)chstgrenze der Gesamterzeugung (cid:252)berschritten wird. In diesem Fall nimmt Schweden aufgrund von Artikel 4 der Entscheidung 96/228 im folgenden Jahr eine proportionale K(cid:252)rzung der Beihilfen vor. Artikel 142 bezweckt haupts(cid:228)chlich die Beibehaltung der traditionellen landwirtschaftlichen T(cid:228)tigkeit in den n(cid:246)rdlichen Regionen, nicht aber einen Produktionsanstieg aufgrund der Beihilfe. (1) ABl. L 230 vom 21. 8. 1997. (2000/C 225 E/014) SCHRIFTLICHE ANFRAGE E-1715/99 von Lucio Manisco (GUE/NGL) an die Kommission (29. September 1999) Betrifft: (cid:220)berwachung durch den amerikanischen Geheimdienst auf Internet Nach Echelon, dem angloamerikanischen System zur Kontrolle der Kommunikation unter den B(cid:252)rgern, kommt nun der vom nationalen Sicherheitsrat der Vereinigten Staaten ausgearbeitete (cid:132)United States National Plan for Information System Protection(cid:147) (Nationaler Plan der Vereinigten Staaten zum Schutz der Informationssysteme) zur Anwendung und versetzt die NSA (National Security Agency) und den CIA in die Lage, mit Hilfe eines bundesweiten (cid:220)berwachungsnetzes zum Schutz vor fremdem Eindringen (Fidnet) alle Informationen und Mitteilungen, die (cid:252)ber das Internet ver(cid:246)ffentlicht werden, zu (cid:252)berwachen. Welche Ma(cid:223)nahmen wird die Kommission ergreifen, um die Privatsph(cid:228)re der B(cid:252)rger und Unternehmen der Union vor diesen neuen Attacken gegen die Freiheiten des einzelnen und der Gesch(cid:228)ftswelt zu sch(cid:252)tzen? Antwort von Herrn Kinnock im Namen der Kommission (10. November 1999) Das Parlament und der Rat haben am 24. Oktober 1995 die Richtlinie 95/46/EG zum Schutz nat(cid:252)rlicher Personen bei der Verarbeitung personenbezogener Daten und zum freien Datenverkehr (1) und am 15. Dezember 1997 die Richtlinie 97/66/EG (cid:252)ber die Verarbeitung personenbezogener Daten und den Schutz der Privatsph(cid:228)re im Bereich der Telekommunikation (2) verabschiedet. Die Frist zur Umsetzung dieser Richtlinien lief am 24. Oktober 1998 ab. Beide Richtlinien verfolgen das Ziel, die Rechte und die Freiheit nat(cid:252)rlicher Personen bei der Verarbeitung personenbezogener Daten und insbesondere ihr Recht auf Privatsph(cid:228)re sicherzustellen. Beide Richtlinien sind im Zusammenhang mit der schriftlichen Anfrage des Herrn Abgeordneten relevant. Ihre Geltung beschr(cid:228)nkt sich nat(cid:252)rlich auf die Bereiche, die unter den EG-Vertrag fallen. Nach beiden Richtlinien sind Ausnahmen zum Schutz besonderer Interessen m(cid:246)glich, wie z. B. der (cid:246)ffentlichen Sicher- heit, oder zur Verh(cid:252)tung, Ermittlung, Aufdeckung und Verfolgung von Straftaten. Bei Beschwerden (cid:252)ber die Verletzung ihrer Privatsph(cid:228)re k(cid:246)nnen sich die B(cid:252)rger entweder an die nationalen Datenschutzbeh(cid:246)rden wenden oder einen Gerichtshof ihres Landes anrufen. Die Frage der (cid:220)berwachung aus Gr(cid:252)nden der nationalen Sicherheit f(cid:228)llt nicht in den Zust(cid:228)ndigkeitsbereich der Kommission, wie er im EG-Vertrag festgelegt wurde. Dazu verweisen wir den Herrn Abgeordneten auf die Antworten der Kommission auf die schriftlichen Anfragen E-1039/98 von Frau Van Dijk (3), E-1040/98 von Frau Van Dijk (4), E-1306/98 von Frau Muscardini und anderen (5), E-1429/98 von Frau Raschhofer (6), E-1776/98 von Herrn Manisco (7), E-1987/98 von Herrn Kaklamanis (8), H-1067/98 von Frau McKenna in