Kommissionens beslutning

af 29. september 1999

om en fusions forenelighed med fællesmarkedet og EØS-aftalen

(Sag nr. IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

(meddelt under nummer K(1999) 3093)

(Kun den engelske udgave er autentisk)

(EØS-relevant tekst)

(2004/284/EF)

KOMMISSIONEN FOR DE EUROPÆISKE FÆLLESSKABER HAR -

under henvisning til traktaten om oprettelse af Det Europæiske Fællesskab,

under henvisning til aftalen om oprettelse af Det Europæiske Økonomiske Område, navnlig artikel 57,

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,

under henvisning til Kommissionens beslutning af 9. juni 1999 om at indlede procedure i den foreliggende sag,

efter at have give de deltagende virksomheder lejlighed til at fremsætte deres bemærkninger til Kommissionens klagepunkter,

under henvisning til udtalelse fra Det Rådgivende Udvalg for Kontrol med Fusioner og Virksomhedsovertagelser(3), og

ud fra følgende betragtninger:

(1) Den 3. maj 1990 modtog Kommissionen en anmeldelse af en påtænkt fusion af de amerikanske virksomheder Exxon Corporations og Mobil Corporations aktiviteter på verdensplan.

(2) Den 2. juni 1999 meddelte Det Forenede Kongerige i henhold til artikel 9, stk. 2, litra b), i forordning (EØF) nr. 4064/89 (herefter kaldt "fusionsforordningen"), Kommissionen, at man fandt, at fusionen påvirkede konkurrencen i sektoren for detailhandel med motorbrændstof i det nordvestlige Skotland. Den 26. juli 1999 udsendte Kommissionen en klagepunktsmeddelelse, hvori den blandt andet påpegede en række konkurrenceproblemer på detailmarkedet for motorbrændstof i hele Det Forenede Kongerige. Den 10. august 1999 underrettede Kommissionen Det Forenede Kongerige om, at der under de givne omstændigheder og i henhold til fusionsforordningens artikel 9, stk. 4, litra b), ikke var nogen grund til at henvise sagen til de britiske myndigheder.

(3) Ved beslutning af 9. juni 1999 fastslog Kommissionen, at der var alvorlig tvivl om den anmeldte transaktions forenelighed med fællesmarkedet. Kommissionen indledte derfor proceduren efter fusionsforordningen artikel 6, stk. 1, litra c).

I. PARTERNE OG TRANSAKTIONEN

(4) Exxon Corporation (Exxon) er en diversificeret koncern med globale aktiviteter inden for efterforskning, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas, raffinering og salg af raffinerede olieprodukter, udvikling, produktion og salg af forskellige kemiske produkter, produktion og salg af kul og mineraler samt elproduktion. Mobil Corporation (Mobil) er en diversificeret koncern med globale aktiviteter inden for efterforskning, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas, raffinering og salg af raffinerede olieprodukter samt udvikling, produktion og salg af forskellige kemiske produkter. Mobil og British Petroleum (BP) har samlet alle deres europæiske aktiviteter inden for raffinering og detailhandel i et joint venture-selskab, BP-Mobil, som de kontrollerer i fællesskab(4).

(5) Denne anmeldelse vedrører en egentlig fusion, som defineret i fusionsforordningens artikel 3, stk. 1, litra a). Exxon og Mobil undertegnede en aftale og en fusionsplan den 1. december 1998. I henhold til denne aftale fusioneres Mobil med et helejet datterselskab af Exxon, og Mobil bliver det fortsættende selskab. Som følge heraf kommer Exxon til at eje 100 % af Mobils udstedte og cirkulerende stemmeberettigede aktier. Indehavere af Mobils stamaktier vil modtage 1,32015 af Exxons stamaktier for hver stamaktie i Mobil, de ejer på tidspunktet for aftalens indgåelse. Exxons aktionærer vil eje ca. 70 % af det samlede Exxon-Mobil-selskab, mens Mobils aktionærer vil eje de resterende ca. 30 %.

II. FÆLLESSKABSDIMENSION

(6) Da parternes samlede omsætning på verdensplan(5) overstiger 5 mia. EUR (Exxon: 121 mia. EUR, Mobil: 47 mia. EUR), da Exxons og Mobils omsætning i Fællesskabet hver især overstiger 250 mio. EUR (Exxon [...]*(6) EUR, Mobil [...]* EUR), og da hverken Exxon eller Mobil har over to tredjedele af deres omsætning på fællesskabsplan i én og samme medlemsstat, har fusionen fællesskabsdimension, jf. fusionsforordningens artikel 1, stk. 2. Både Exxons og Mobils omsætning i EFTA overstiger 250 mio. EUR (Exxon [...]* mia. EUR, Mobil: [...]* mio. EUR). Sagen er derfor en EFTA-samarbejdssag.

III. KONKURRENCEVURDERING

(7) Olieindustrien opdeles generelt i upstream-sektoren for olie og gas (dvs. efterforskning, udvikling og produktion af råolie og naturgas), downstream-sektoren (dvs. raffinering og markedsføring af brændstof, distribution af naturgas, fremstilling af smøremidler) og de forskellige petrokemiske aktiviteter.

(8) Fusionen giver ikke anledning til konkurrencemæssige betænkeligheder på markederne for efterforskning, udvikling og produktion af råolie og naturgas med hensyn til de forskellige petrokemiske aktiviteter, hvor parterne overlapper hinanden. Begge parter er aktive inden for efterforskning, udvikling og produktion af råolie og naturgas, og Kommissionen gav i sin beslutning efter artikel 6, stk. 1, litra c), udtryk for alvorlige betænkeligheder på disse markeder. I sin beslutning efter artikel 6, stk. 1, litra c), gav Kommissionen desuden udtryk for alvorlige betænkeligheder med hensyn til markedet for gaskondensering. Af de årsager, der er anført i afsnit A og B nedenfor, har den der imidlertid ingen konkurrencemæssige betænkeligheder på disse markeder.

(9) Af de årsager, der er anført nedenfor, ville fusionen have skabt eller styrket en dominerende stilling på følgende markeder:

- transmission af naturgas i Nederlandene (afsnit C)

- fjerntransmission af naturgas i Tyskland (afsnit C)

- underjordiske oplagringsfaciliteter for naturgas til betjening af Sydtyskland (afsnit C)

- baseolier af første gruppe i EØS (afsnit D)

- detailsalg af brændstof i Østrig, Tyskland, Luxembourg, Nederlandene og Det Forenede Kongerige (afsnit E)

- detailsalg af brændstof ved de franske betalingsmotorveje (afsnit E)

- smøremidler til fly på verdensplan (afsnit F)

- smøremidler til fly i Gatwick lufthavn (afsnit G).

A. EFTERFORSKNING, UDVIKLING OG PRODUKTIONSFORLØB

(10) Upstream-aktiviteter omfatter tre former for kommerciel aktivitet: søgning efter nye forekomster, udvikling og kommerciel udnyttelse af sådanne forekomster. Søgning efter nye forekomster kaldes sædvanligvis "efterforskning". Udvikling består i opførelse af egnet infrastruktur til fremtidig produktion (boreplatforme, rørledninger, terminaler osv.). Udnyttelsen af forekomsterne kaldes "produktion og salg". De beslutninger, Kommissionen tidligere har truffet på området(7), har især omhandlet virkningerne af de dengang anmeldte transaktioner på produktions- og salgssegmentet.

(11) Efterforskning og udvikling er en tids- og kapitalintensiv aktivitet, som omfatter en række på hinanden følgende faser. Først sker der det, at lande, som mener, at der kan opdages kulbrinteforekomster på deres område (et sådant land kaldes "værtsland"), giver efterforskningslicenser i udbud. Licitationsformen kan være enten offentlige udbud, som i USA, eller udbud efter værtslandets forhåndsudvælgelse af tilbudsgiverne. Denne forhåndsudvælgelse kan i forskelligt omfang være baseret på teknisk evne, økonomisk styrke eller andre betragtninger (lobbying, kulturel samhørighed osv.).

(12) Ofte afgiver 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 efterforskningslicens. 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 efterforskningen, og muligvis også projektets udviklings- og produktionsfaser. De fleste vigtige beslutninger kræver enstemmighed blandt projektpartnerne.

(13) Samlet går der typisk fem til 15 år fra udstedelsen af en licens til påbegyndelsen af en egentlig produktion. Omkostningerne i forbindelse med efterforsknings- og udviklingsprojekter ligger typisk omkring 7 mia. EUR for projekter i uudforskede områder. Udgifternes fordeling mellem efterforskningsfasen og udviklingsfasen vil typisk være henholdsvis 15 % og 85 %.

(14) 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 efterforskningsforløb for Nordsøen.

RELEVANTE PRODUKTMARKEDER

(15) Det hævdes ofte, at efterforskning, udvikling samt produktion og salg er så snævert forbundne, at der ikke kan afgrænses mere end et særskilt produktmarked. Det er dog også muligt at se efterforskning som et særskilt produktmarked. Der kan argumenteres for, at en virksomhed, der er aktiv inden for efterforskning, 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 den ud eller deltage i udviklingen og produktionen. Overdragelse af rettigheder til blokafsnit er udbredt praksis i sektoren.

(16) Da undergrundens indhold ikke kendes på efterforskningstidspunktet, mener Kommissionen, at det ikke er berettiget at skelne mellem efterforskning efter olie og efterforskning efter naturgas. Med hensyn til produktmarkederne for udvikling, produktion og salg, og fordi 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 isolere et relevant produktmarked for udvikling, produktion og salg af råolie og et andet relevant produktmarked for udvikling, produktion og salg af naturgas.

(17) Parterne bestrider, at der skulle findes et marked for efterforskning, da det er for snævert forbundet med de efterfølgende faser i produktionsforløbet til at kunne udgøre et produktmarked. Som det forklares i afsnittet om 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 med hensyn til efterforskning, udvikling, produktion og salg for henholdsvis råolie og naturgas.

RELEVANTE GEOGRAFISKE MARKEDER

(18) Kommissionen mener, at efterforskningsmarkedet 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.

(19) 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 baggrund af formodede politiske risici og deres indflydelse på forsyningssikkerheden, når der er tale om 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 naturgassen 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 foreløbigt ikke nødvendigt at afgrænse det relevante geografiske marked præcist, da det ikke vil ændre ved konklusionen på vurderingen af konkurrenceaspekterne.

MARKEDSAKTØRERNE

(20) Traditionelt blev selskaber, der var aktive inden for efterforskning, udvikling, produktion og salg, opdelt i tre kategorier med forskellige profiler, strategiske målsætninger og fremtidig efterforsknings- og udviklingskapacitet. Kategorierne er: i) statsejede producenter (hovedsageligt OPEC-selskaber og en række OECD-baserede selskaber såsom Statoil), ii) de "store" 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 efterforskning og/eller produktion.

(21) De konkurrenceproblemer, Kommissionen påviste, var hovedsageligt, at denne transaktion samt den, der blev anmeldt af BP Amoco og Arco, vil skabe en særskilt (fjerde) gruppe af aktører, som vil dominere efterforsknings- og udviklingsaktiviteterne. Denne kategori af "kæmpestore" olieselskaber vil således omfatte Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco og Shell.

PARTERNES STILLING PÅ MARKEDET

Efterforskning

(22) Der findes ikke nogen bredt tilgængelig eller accepteret indikator for markedsstyrke på efterforskningsmarkedet. Markedsstyrken kan måles på baggrund af antallet af blokafsnit, der er udstedt licens til, antallet af blokafsnit med et givet selskab som operatør, nettoareal eller samlet areal for hver operatør, investeringsomkostninger til efterforskning osv. Der er bred enighed om, at antal blokafsnit eller areal ikke giver et pålideligt billede, da disse elementer dækker over vidt forskellige forhold.

(23) På grundlag af investeringsomkostninger tegnede 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 efterforskning, udvikling og produktion i 1999. Den næststørste markedsaktør tegnede sig for en tredjedel af de tre største markedsaktørers gennemsnitsstørrelse.

(24) Parterne bestrider af følgende årsager, at denne form for måling af markedsstyrken skulle være hensigtsmæssig. Først og fremmest varierer investeringsomkostningerne med de prospekterede områder. Dette giver et skævt billede og en for lav markedsandel til de nationale olieselskaber i OPEC-områderne, hvor omkostningerne er lave. For det andet giver investeringsomkostningerne ikke et korrekt billede af ejerforholdet hverken i forbindelse med 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 efterforskning.

(25) En anden mulig metode til måling af markedsstyrken kunne være at beregne selskabernes andel af den forventede produktion (da aktuel efterforskning og opkøb af tredjepartsrettigheder vil komme til udtryk i fremtidig produktion). Markedsundersøgelsen viser, at den samlede markedsandel for de tre kæmpestore selskaber uden for OPEC-regi om ca. ti år fortsat vil ligge mellem 30 og 40 %.

Produktion og salg

(26) Exxon og Mobil tegnede sig tilsammen for ca. [0-10]* og [10-20]* % af henholdsvis produktionen af råolie på verdensplan og den europæiske produktion af naturgas i 1998. Samme tal er 3,7 % og 8,4 % for BP Amoco-Arco tilsammen og 3,3 % og 13,9 % for Shell. Tallene har ikke ændret sig væsentligt med årene. Af den samlede naturgasproduktion i EØS tegner de tre kæmpestore selskaber sig for næsten [30-40]* %. Af den naturgas, der forbruges i EØS, tegner de tre kæmpestore sig imidlertid for mindre end [20-30]* %.

(27) Industrien selv bruger ofte påviste reserver som en indikator for markedsstyrke. Med dette som udgangspunkt tegner parterne sig for ca. [0-10]* % og [10-20]* % af henholdsvis de påviste råoliereserver på verdensplan og de påviste naturgasreserver på europæisk plan. Det kan dog fremføres, 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 sine påviste reserver kan et selskab afgøre, hvorvidt det er i stand til at erstatte forudsigelig udtømning af eksisterende oliefelter og dermed forblive en levedygtig markedsaktør. For nationale olieselskaber er det imidlertid ikke nødvendigt over for aktionærerne at begrunde yderligere investeringer i efterforskning 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.

(28) 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 store 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 råoliepriserne i et vist omfang(8).

(29) 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

(30) For Kommissionens vedkommende rejste følgende af fusionens aspekter alvorlig tvivl med hensyn til virkningerne for konkurrencen på markederne for efterforskning, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas. Den anmeldte virksomhedsovertagelse kunne sammen med BP Amoco-Arco-fusionen føre til oprettelse af en fjerde konkurrentgruppe i sektoren bestående af Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco og Shell. Uanset de valgte parametre (markedskapitalisering, produktion af olie og gas eller omfang af påviste reserver) ville der nu være en væsentlig afstand fra disse tre kæmpestore og ned til de resterende store olieselskaber.

(31) Det blev undersøgt, hvorvidt det ville være muligt, at disse tre kæmpestore 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, hvis de fortsat ønskede at udvikle større felter, være nødt til at indgå partnerskaber med de kæmpestore selskaber for at nyde godt af deres sammenbragte ressourcer. Deres eneste alternativ ville være at blive nicheaktører koncentreret om efterforskning. De kæmpestore ville således kunne kontrollere de øvrige efterforskningsselskabers adgang til nye uudforskede områder først på tidspunktet for udstedelsen af den første licens og efterfølgende for de omkringliggende blokafsnit, da de kæmpestore ville have opbygget den nødvendige infrastruktur.

(32) Da tidsrummet fra den første fase i efterforskningen til produktionens påbegyndelse typisk er mellem 5 og 15 år, ville der med et sådant scenario opstå mulighed for, at alle nye ikke-OPEC-reserver og -produktion inden ca. ti år vil være under tydelig indflydelse fra de kæmpestore olieselskaber.

(33) Dette vil kunne påvirke produktions- og salgsmarkederne på følgende måde. Den eksisterende konkurrence, som begrænser OPEC's mulighed for at fungere som et kartel, vil blive mindre. De tre selskaber vil få samme interesse som OPEC og vil sandsynligvis lægge sig tæt op ad OPEC's beslutninger ved at begrænse udbuddet til et vist niveau uden frygt for, at andre vil udnytte det. Dette vil kunne komme til udtryk i en styrkelse af OPEC's dominerende stilling på markedet for råolie gennem etablering af en oligopolistisk struktur, der kombinerer såvel OPEC som de tre kæmpestore, og dermed et incitament til at indrette strategierne efter OPEC's kommercielle strategier. OPEC vil således kunne øge priserne og holde dem på et niveau lige under det niveau, der kan udløse ny efterforskning.

(34) På grundlag af ovenstående konkluderede Kommissionen, at der var alvorlig tvivl om, hvorvidt transaktionen var forenelig med fællesmarkedet og EØS-aftalen. Derfor måtte der iværksættes yderligere dyberegående undersøgelser.

(35) Parterne bestred Kommissionens alvorlige tvivl af to væsentlige årsager. For det første ville de kæmpestore 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.

(36) Markedsundersøgelsen viser, at de mindre efterforskningsselskaber ikke synes at mene, at fremkomsten af en ny klasse af kæmpestore olieselskaber ville true deres stilling. På grund af størrelsesforskellene ville de ikke konkurrere om de samme former for efterforskningsrettigheder, og de ville ikke blive afhængige af de større efterforskningsselskaber for at afsætte olien. Hertil kommer, at store olieselskaber som Chevron, Texaco, Elf eller Total alle synes at ville have uforandret kapacitet til at efterforske og udvikle felter overalt i verden. Parterne har tilvejebragt talrige eksempler på de store olieselskabers deltagelse i igangværende projekter overalt i verden.

(37) For det andet bekræftede markedsundersøgelsen, at koncessionsaftalerne mellem regeringerne og efterforsknings- og produktionsselskaberne typisk forhindrer sidstnævnte i at begrænse produktionen (som regeringen alene træffer afgørelse om).

(38) Med hensyn til naturgas er det usandsynligt, at parterne sammen med de øvrige kæmpestore 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 kæmpestore 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 transmissionsselskaber som SNAM (Italien) eller Transgas (Portugal).

(39) Kommissionen konkluderer derfor, at fusionen ikke vil skabe eller styrke en dominerende stilling på markedet for efterforskning, udvikling, produktion og salg af råolie og naturgas.

B. GASKONDENSERING

(40) Kommissionen gav i sin beslutning efter artikel 6, stk. 1, litra c), udtryk for alvorlig tvivl om, hvorvidt transaktionen kunne undgå at skabe en dominerende stilling inden for gaskondensering.

(41) Gaskondensering er en proces, der omdanner naturgas til færdigt brændstof. Denne teknik gør det muligt at gøre naturgas flydende på efterforsknings- og produktionsstedet, hvilket letter den kommercielle udvikling af gasreserver og transporten af naturgassen fra fjerne steder, der ikke kan nås med rørledninger. Desuden fremstilles der produkter med høj renhed.

(42) I øjeblikket kan man ikke ved en gaskondenseringsproces fremstille økonomisk substituerbare produkter for konventionelle raffineringsprodukter. Efterspørgselen efter gaskondenseringsprodukter forventes i første række at komme fra smøremiddelindustrien og den petrokemiske industri på grund af den høje renhed og den molekylære sammensætning af det råmateriale, der fremstilles ved gaskondensering. Der kan senere komme efterspørgsel efter de øvrige mineralolieprodukter.

(43) Der findes i øjeblikket to gaskondenseringsteknikker, nemlig Fischer-Tropsh (F-T) og methanol-, eller methanol til benzinprocessen (MTG), som henholdsvis Exxon og Mobil har udviklet. Ifølge oplysninger indsamlet på markedet har Exxon udviklet sin største enkelte patentportefølje for F-T-processen, og selskabet har taget udenlandske og amerikanske patenter på stort set alle væsentlige led i processen. Kilder i industrien har udtalt, at [...]*.

(44) Andre olie- og gasselskaber har begrænsede patenter i den ene eller den anden proces, eller sommetider i begge. Imidlertid har ingen af disse selskaber mulighed for at dække alle de væsentlige trin i hverken den ene eller den anden proces.

(45) Exxons og Mobils patentmæssige stillinger er i øjeblikket alternativer til hinanden, men ikke substituerbare. Efter en fusion ville parternes stærke patentmæssige stilling fjerne incitamenterne for enhver potentiel ny aktør. Endelig ville de store økonomiske ressourcer, der er nødvendige for at konkurrere om gaskondensering (det koster f.eks. i øjeblikket [mellem 1 og 3 mia. USD]* at opføre et F-T-anlæg), udelukke såvel ekspansion fra de etablerede selskabers side som adgang for potentielle konkurrenter.

(46) For at fjerne Kommissionens alvorlige tvivl forklarede parterne, at gaskondensering ikke udgjorde et særskilt marked, og at de mængder mineralolieprodukter, en sådan teknik ville gøre det muligt at producere i de kommende ti år, ville være forsvindende små sammenlignet med dem, der produceres ved traditionel raffinering. Desuden ville andre selskaber have tilstrækkelige patentporteføljer til selv at udvikle teknologien.

(47) Kommissionen er enig med parterne i, at den anmeldte fusion ikke vil skabe en dominerende stilling, selv om de vil få en betydelig portefølje af gaskondenseringspatenter, da virkningen vil blive af mindre betydning på de efterfølgende markeder for mineralolieprodukter.

C. NATURGAS

INDLEDNING

Beskrivelse af "gassøjlen"

(48) Den naturgas, der strømmer op af borehullet, indeholder elementer, som skal fjernes, for at gassen kan få rørledningskvalitet. Det vil sige, at den skal bestå næsten udelukkende af methan og ethan, og at den skal kunne ledes gennem distributionsrørledninger under højtryk. Gassen sælges til transmissionsselskaber, som sælger den videre til de endelige forbrugere.

(49) Der findes to typer gastransmissionsselskaber, nemlig henholdsvis de såkaldte fjern- og nærtransmissionsselskaber. Fjerntransmissionsselskaberne køber gas af gasproducenterne og transporterer den over lange afstande gennem højtryksrørledninger. Derefter sælger de den enten til andre mere lokale grossister, dvs. nærtransmissionsselskaber, eller direkte til de endelige forbrugere eller tilbyder fjerntransmissionsselskaber i andre lande internationale transittjenester.

(50) Ud over gasforsyning omfatter tjenester til de endelige forbrugere følgende:

- Sæsonudjævning: Gasforbruget er ikke jævnt fordelt over hele året. Det er særligt vigtigt for lokale distributionsselskaber, der gennem deres net af lavtryksrørledninger forsyner husstande, som om vinteren bruger store mængder gas til opvarmning og meget mindre om sommeren. En vigtigt element ved sæsonudjævning er adgang til oplagring, især i form af underjordiske lagre.

- Andre tjenester som kvalitetskontrol (kontrol af, at den leverede gas overholder de aftalte specifikationer), balancering (kontrol af, at rørledningen tilføres lige så meget gas, som der afsættes i den anden ende), forsyningsreserve (aftaler med andre grossister og/eller producenter, der er indbyrdes forbundet via rørledningsnettet, om at de garanterer forsyninger, hvis selskabets egen forsyning svigter) og måling af forbrug.

(51) De endelige forbrugere kan opdeles i tre kategorier: elselskaber, (faste eller afbrydelige) industrikunder og lokale distributionsselskaber. Disse kunder adskiller sig på en række måder.

(52) Der er tale om betydelige prisforskelle mellem de forskellige kundekategorier, selv når gasforbruget er det samme. Det er tilfældet, fordi priserne traditionelt er baseret på værdien af kundens alternative energikilde (Anlegbarkeitsprinzip). Det drejer sig om den alternative energikilde, kunden kan skifte over til, f.eks. fyringsolie i private husstande, svær brændselsolie på industrianlæg og i en vis udstrækning kernekraft eller kul for elselskabernes vedkommende.

(53) Der er også kvalitative forskelle i forsyningerne til forskellige kundekategorier. I denne forbindelse henvises der til kravet om sæsonudjævning i forbindelse med leverancer til lokale distributionsselskaber og forskellen mellem faste (gasforsyningen kan ikke afbrydes) og afbrydelige industrikunder. Disse aspekter påvirker også prisen.

(54) Den sidste forskel er de retlige rammer på baggrund af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 98/30/EF(9) (herefter kaldt EF's gasdirektiv) og de nationale gennemførelsesbestemmelser (liberalisering). EF's gasdirektiv kræver, at medlemsstaterne senest den 10. august 2000 åbner deres markeder, så gasfyrede kraftværker uanset deres årlige forbrug og endelige forbrugere med et forbrug på over 25 mio. m3 om året pr. forbrugssted frit kan købe naturgas (de såkaldt privilegerede kunder). Den samlede åbning af markedet skal være på mindst 20 % og stige til 28 % i 2005 og 33 % i 2010. Tærskelen for privilegerede kunder sænkes til 15 mio. m3 i 2005 og 5 mio. m3 i 2010.

(55) Ved tilrettelæggelsen af systemadgangen, kan medlemsstaterne vælge mellem to procedurer, der skal forvaltes efter objektive, gennemsigtige og ikke-diskriminerende kriterier. Den første procedure indebærer "forhandlet adgang", hvor naturgasselskaber og privilegerede kunder forhandler sig til frivillige kommercielle aftaler, og den forpligter de pågældende gasselskaber til at offentliggøre vilkårene for brug af deres system inden den 10. august 2001 og derefter en gang om året. Den anden procedure indebærer "reguleret adgang", hvor naturgasselskaberne skal give adgang på grundlag af offentliggjorte tariffer, som fastsættes af medlemsstatens relevante myndighed.

(56) Direktivet indeholder bestemmelser om en vigtig betinget undtagelsesprocedure, hvorefter Kommissionen på visse betingelser kan acceptere, at gasselskaberne nægter adgang, hvis det vil give dem alvorlige økonomiske og finansielle problemer på grund af take-or-pay-forpligtelser i en eller flere kontrakter om køb af gas.

(57) I Nederlandene går et nyligt fremsat forslag til en ny gaslov langt videre end gasdirektivets minimumskrav. Kunder med et årligt forbrug på 10 mio. m3 (hvilket svarer til 44 % af det samlede årsforbrug i Nederlandene) kan allerede frit indkøbe gas. Efter den 1. januar 2002 vil kunder med et årsforbrug på mellem 170000 m3 og 10 mio. m3 blive frit stillet. Fra og med den 1. januar 2007 vil alle kunder (herunder private husstande) frit kunne indkøbe deres gas. Der er ingen særlig ordning for kraftværker. Nederlandene har valgt "forhandlet adgang" og Gasunie offentliggjorde sine tariffer i august 1998.

(58) I Tyskland har transmissionsselskaberne traditionelt haft regionale monopoler og indgået regionale demarkationsaftaler, dvs. aftaler mellem transmissionsselskaberne om ikke at drive engrosvirksomhed på hinandens territorier. Dette blev forbudt den 29. april 1998, hvor energiindustriloven trådte i kraft. Denne lov siger, at 100 % af det tyske marked er åbent, dvs. at alle kunder er "privilegerede". Loven siger endvidere, at kommunerne skal give adgang til etablering af rørledningsnet. I henhold til den nye konkurrencelov må netoperatører ikke nægte tredjemand adgang til net uden en objektiv begrundelse. En afvisning heraf kan indbringes for konkurrencemyndighederne eller direkte for en forvaltningsdomstol. Siden februar 1999 har industrisammenslutningerne forhandlet om den såkaldte "Verbändevereinbarung Gas", der skal fastlægge kriterierne for (forhandlet) adgang for tredjemand samt de vejledende priser.

Kontraktmæssige rammer

(59) Den europæiske gasindustri har benyttet langfristede kontrakter mellem købere og sælgere. Parterne har oplyst, at for at finansiere investeringer i produktions- og distributionsinfrastruktur måtte gasproducenterne indgå langfristede aftaler med køberne. Produktionen blev først startet på et gasfelt, når man havde fundet en aftager af gassen, typisk et eller flere nationale transmissionsselskaber.

(60) På grundlag af sådanne aftaler vil man samtidig sikre investeringer i den nødvendige distributionsinfrastruktur (terminaler og rørledninger). Kontrakter indgås så længe inden den faktiske produktionsstart, at den nødvendige infrastruktur kan etableres. Transmissionsselskaberne indgår så kontrakter med deres kunder, hvori de søger at afsætte deres samlede købsmængde gennem langfristede kontrakter. Traditionelt har transmissionsselskaberne skabt ligevægt mellem udbud og efterspørgsel.

(61) Et typisk træk ved de langfristede kontrakter er take-or-pay-forpligtelser for en vis mængde. Kontraktprisen på hvert niveau består typisk af en netback-pris minus en aftalt margen for kunden. En kontrakt indeholder også bestemmelser om genforhandling af priser hvert tredje år, hvis der sker en betydelig ændring på køberens marked (konkurrence på gasmarkedet, ændringer af situationen for alternative energikilder osv.). Kontrakterne indeholder også en parallelsalgsklausul, der giver køber mulighed for at sænke sin take-forpligtelse med den mængde, sælgeren sælger direkte på køberens territorium. Gasselskaberne [dvs. køberne]* hævder, at det er nødvendigt for at undgå, at producenterne sælger deres gas to gange (første gang til transmissionsselskabet og anden gang direkte til transmissionsselskabets kunde). På den anden side er sådanne ordninger vigtige for stabiliteten i gasdistributionskæden, da de opretholder et vist hierarki mellem producent, transmissionsselskab og endelig forbruger.

(62) Politikken om at fastsætte gaspriserne i forhold til de alternative energiformer, køberens kunder har adgang til, som også kaldes princippet om markedsværdi, er efter de europæiske gasselskabers opfattelse grundpillen for opbyggelsen og udvidelsen af den europæiske gasinfrastruktur, og det giver samtidig forbrugerne mulighed for at nyde godt af konkurrencedygtige priser. Det er derfor af afgørende betydning for de etablerede gasselskaber at maksimere indtægterne fra gassalget på denne måde og at sikre, at alle aktører på gasmarkedet fortsat accepterer dette princip.

(63) [...]*

Kort oversigt over gassøjlen i Nederlandene og Tyskland

(64) Nederlandene er en af de største gasproducenter i EØS. Landet er nettoeksportør af gas. De største producenter i Nederlandene udtrykt i aktiekapital er NAM, som er et joint venture mellem Exxon og Shell, og EBN, den nederlandske stats olie- og gasselskab. Exxon og Shell og den nederlandske stat (via EBN og direkte) ejer distributionsselskabet Gasunie, som næsten al den nederlandske gas sælges til. Gasunie sælger [80-90]* % af den gas, der bruges i Nederlandene, og ejer hele den nederlandske gasinfrastruktur (med undtagelse af én rørledning). Gasunie har indgået langfristede eksklusive forsyningsaftale med alle de regionale distributionsselskaber om salg til kunder med et årligt forbrug på [uden et vist niveau]*.

(65) Der produceres også gas i Tyskland. Produktionen dækker ca. 20 % af den tyske gasefterspørgsel. De største producenter er det tyske produktions- og distributions-joint venture mellem Exxon og Shell, BEB, og Mobil. Ca. 80 % af gasforbruget importeres fra Norge, Rusland og Nederlandene. Det vigtigste import- og transmissionsselskab i Tyskland er Ruhrgas. Exxon, Shell, Mobil og BP ejer Ruhrgas sammen med tyske kul- og stålproducenter. Af andre importører kan nævnes BEB, Thyssengas (som Exxon og Shell hver ejer 25 % af, mens RWE/DEA har 50 %, tilsammen kontrollerer disse selskaber Thyssengas) og VNG (det østtyske transmissionsselskab, hvor BEB og Ruhrgas er aktionærer). Mobil og EWE, et selskab parterne ikke har interesser i, importerer også en vis mængde gas til dækning af den tyske efterspørgsel. Alle disse selskaber er traditionelle fjerntransmissionsselskaber, hvis stilling er blevet truet af Wingas, der er et joint venture mellem BASF og Gazprom (den russiske gasproducent), som råder over et nyetableret ledningsnet.

(66) De tyske producenter og importerende transmissionsselskaber (fjerntransmissionsselskaber) sælger gas til en række regionale transmissionsselskaber (nærtransmissionsselskaber). De ca. 19 nær- og fjerntransmissionsselskaber sælger gassen videre til ca. 700 lokale distributionsselskaber, der igen forsyner husstandene.

MARKEDERNE FOR GASTRANSMISSION

Relevant produktmarked

(67) Parterne mener, at distribution og markedsføring af naturgas kan opdeles i et transmissionssegment på engrosplan og et lokalt distributionssegment. Fjerntransmissionsselskaberne opkøber gas hos producenterne. De sælger den så videre til et udvalg af transmissionsselskaber i andet led (i dette tilfælde de tyske nærtransmissionsselskaber), lokale distributører og store endelige forbrugere. Transmissionsselskaberne benytter højtryksledninger og oplagringsanlæg til at levere gassen på det sted og i den mængde, deres kunder ønsker. De lokale distributører sælger gassen videre til de endelige forbrugere (f.eks. private husstande).

(68) Parterne mener, at leverandører i engrosleddet og i det lokale distributionsled ofte er forskellige. Parterne er ikke direkte repræsenteret i det lokale distributionssegment.

(69) Ud over distribution og markedsføring af naturgas betegner parterne i deres anmeldelse "naturgastransport - rørledninger og søtransport af LNG (flydende naturgas)" og "oplagring af naturgas" som særskilte markeder. Kommissionen er enig med parterne i, at transport og oplagring af naturgas udgør særskilte produktmarkeder.

a) Markedet for transmission over for markedet for lokal distribution

(70) Fjern- og nærtransmissionsselskaber sælger gas til industrikunder, kraftværker og lokale distributionsselskaber via højtryksledninger. Lokale distributionsselskaber sælger gassen videre til endelige forbrugere som f.eks. private husstande via deres omfattende net af lavtryksrørledninger (gade for gade). De lokale distributionsselskaber køber sæsonudjævning og andre beslægtede tjenester fra transmissionsselskaberne. Kommissionen er derfor enig med parterne i, at lokaldistribution er et særskilt produktmarked. Da parterne ikke er direkte aktive på dette marked, vurderes det ikke nærmere som led i denne procedure.

b) Fjerntransmissionsmarkedet over for nærtransmissionsmarkedet: Fjerntransmission er et særskilt marked, hvor adgangen er afhængig af de etablerede selskabers gode vilje eller en meget stor engangsinvestering

(71) Som nævnt er den tyske engrosgassektor opdelt i to lag. Fjerntransmissionsselskaberne sælger gas, som de har importeret direkte fra udenlandske producenter og transporteret i rørledninger over lange afstande til nærtransmissionsselskaberne. Der skal foretages en vurdering af, om denne form for tjeneste let kan substitueres af nærtransmissionsselskaberne i tilfælde af en hypotetisk stigning i de priser, nærtransmissionsselskaberne betaler. Under sådanne omstændigheder kan nærtransmissionsselskaberne kun imødegå en prisstigning ved at få gas direkte fra producenterne, dvs. ved at integrere opad i den vertikale kæde. Med henblik herpå skal nærtransmissionsselskaber (eller muligvis de endelige forbrugere) have de samme prisbetingelser fra gasproducenterne som fjerntransmissionsselskaber og være i stand til at transportere gassen over lange afstande. Kommissionen konkluderer af sin markedsundersøgelse, at selv med truslen om en prisstigning ville nærtransmissionsselskaberne ikke have noget incitament til at gå uden om fjerntransmissionsselskaberne.

(72) [...]*

i) Parternes opfattelse: Alle kan importere gas

(73) Parterne mener, at det relevante marked består af de ca. 19 fjern- og nærtransmissionsselskabers salg af tysk og importeret gas til industrikunder, kraftværker og lokale distributionsselskaber. Parterne mener, at fjerntransmissionsselskabernes specifikke aktiviteter blot er mere teknisk komplicerede, da alle kan transportere gas til den tyske grænse.

(74) For det første påpeger parterne, at det er muligt at importere små mængder. De henviser til et par kontrakter om import af mindre mængder, som f.eks. [...]*.

(75) For det andet mener parterne, at omkostningerne ved at etablere sig i form af investeringer i modtagelsesfaciliteter, rørledninger og oplagringsanlæg er et naturligt træk ved en på lang sigt kapitalintensiv industri og ikke udgør en adgangshindring. Der henvises specifikt til de investeringer, Wingas har foretaget, for at vise, at det fortsat er rentabelt at investere i tysk gasinfrastruktur. Parterne påpeger endvidere, at der ikke er behov for investeringer for at importere gas [...]*.

(76) For det tredje henviser parterne til bestemmelserne i den nye tyske energilov og rørledningsejernes retlige forpligtelse til at udbyde overskydende kapacitet til tredjemand. Derfor er salg til endelige forbrugere en realistisk mulighed i Tyskland, og der henvises til en række beslutninger truffet af lokale distributionsselskaber om at købe direkte fra producenterne og til, at industrikoncerner køber centralt.

ii) Dette bekræftes ikke af Kommissionens markedsundersøgelse

(77) Markedsundersøgelsen har ikke bekræftet parternes opfattelse af, at import af gas blot er en "teknisk komplikation". Nogle af Tysklands 11 nærtransmissionsselskaber har afgivet følgende udtalelser:

- "For at opnå interessante priser i en importkontrakt må man nu aftage meget store kvanta med købsforpligtelser samt blandt andet foretage egne investeringer eller erhverve kapitalinteresser i projekter eller selskaber. Sådanne aktiviteter er altså typiske for selskaber, der dækker deres efterspørgsel sammen og har den finansielle styrke til at bære den importrelaterede omkostningsrisiko. I forbindelse med import spiller forsyningssikkerhed gennem diversificering af forsyningskilderne en vigtig rolle."

- "For at kunne importere skal man have et rørledningsnet parallelt med producenternes (eller til transmissionspunkter ved grænsen) eller TPA. Et nærtransmissionsselskab kan ikke vurdere omkostningerne og tidsforbruget."

- "Det er svært at sælge yderligere importmængder til kunderne i Tyskland, da disse mængder kun kan gå til regionale distributører. Det kræver store anstrengelser at markedsføre gas direkte til de endelige forbrugere, og det er urealistisk i øjeblikket."

(78) I deres svar på klagepunktsmeddelelsen gentog parterne, at det er muligt at købe små mængder, at importomkostningerne let kan beregnes (på grundlag af egne undersøgelser eller via konsulentfirmaer), at omkostningerne ved importinfrastruktur typisk er på under [0-5]* %, og at leverancer og kunder er tilgængelige (efterspørgselen stiger og eksisterende kontrakter udløber). Kommissionen erkender, at importomkostningerne kan beregnes. De andre punkter vil blive uddybet nedenfor.

(79) Det skal bemærkes, at Bundeskartellamt for nylig har afsluttet en procedure(10) med at konkludere, at fjerntransmissionsmarkedet udgør et særskilt relevant produktmarked.

iii) Tysk gas kan ikke modvirke en prisstigning på importeret gas

(80) Al tysk gas sælges i Tyskland i konkurrence med importeret gas. Den tyske gasproduktion dækker i øjeblikket kun ca. 20 % af det samlede forbrug og ventes at falde til [under 15]* % i 2010. Transmissionsselskaber, der vil dække efterspørgselen, må derfor i stigende grad benytte importeret gas, dvs. fjerntransmissionsselskabernes tjenester.

(81) Endvidere er den tyske gas i meget stor udstrækning øremærket til fjerntransmissionsselskaberne, hvilket betyder, at andre selskaber generelt har for begrænset adgang til tysk gas til, at man kan modvirke en prisstigning på importeret gas. Fjerntransmissionsselskaberne BEB ([40-50]* %) og Mobil ([20-30]* %) kontrollerer ca. [70-80]* % af den tyske gasproduktion og de tyske gasreserver. De resterende [20-30]* % af den tyske produktion (der svarer til ca. [0-10]* % af den tyske efterspørgsel) er fordelt mellem RWE-DEA med ca. 7,5 %, Wintershall og Preussag med hver ca. 5,5 % og Erdöl-Erdgas Gommern med omkring 4,5 %. RWE-DEA har forpligtet sig til at sælge 60 % af årsproduktionen til Ruhrgas, mens Preussag har forpligtet sig til at sælge 45 % af sin produktion til Ruhrgas. Størstedelen af Erdöl-Erdgas Gommerns produktion sælges gennem VNG, som også er et fjerntransmissionsselskab.

iv) Adgang til udenlandsk gas på konkurrencemæssige vilkår er ikke mulig og ville ikke være det efter en fusion. Adgang for potentielle nye aktører til markedet for fjerntransmission afhænger af de etablerede selskabers tjenester

(82) Ethvert nærtransmissionsselskabs daglige forretninger afhænger i vid udstrækning af det rørledningsnet, de oplagringsfaciliteter og de øvrige tjenester, fjerntransmissionsselskaberne stiller til rådighed. Det ville være en risikabel beslutning at lægge sig ud med så vigtige leverandører ved at gå uden om dem for en del af tjenesternes vedkommende, fordi disse fjerntransmissionsselskaber har rige muligheder for gengældelse.

(83) Der findes imidlertid et nærtransmissionsselskab, som ikke er afhængigt af fjerntransmissionsselskabernes tjenester. Det drejer sig om Erdgas Münster (EGM), der sælger tysk gas produceret af selskabets aktionærer, de største tyske gasproducenter: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) og RWE DEA ([0-10]* %). Aktionærerne er forpligtet til at sælge hele deres produktion i en bestemt del af Nordvesttyskland gennem EGM ([under 10 %]* af det samlede tyske gasforbrug), og på denne måde er selskabet sikret gasforsyninger [...]*.

(84) [...] efter en fusion ville BEB og Mobil kontrollere EGM's strategiske beslutninger. Sådanne beslutninger omhandler blandt andet EGM's stilling på et kommende liberaliseret marked (jf. nedenfor). Parterne hævder, at de ikke ville kontrollere EGM, fordi [...]*. Dette ræsonnement kan ikke accepteres. Exxon udøver fælles kontrol over BEB som defineret i fusionsforordningen, og det ville desuden være i Shells økonomiske interesse at give sit samtykke til [...]*, da Shell derved også ville få fordel af at kunne kontrollere EGM.

(85) Selv om både Mobil og BEB er fjerntransmissionsselskaber, er Mobils markedsposition langt svagere end BEB's. Mobil vil derfor inden en fusion have interesse i at bevare muligheden for at benytte EGM som et instrument på et kommende liberaliseret marked. Der er derfor ikke nødvendigvis interessesammenfald mellem BEB og Mobil. Denne mulighed for at blive en konkurrent ville forsvinde efter en fusion i kraft af den formelle kontrol over EGM.

(86) Parterne har også henvist til direkte opfordringer fra et par forholdsvis små distributionsselskaber til udenlandske leverandører om at afgive bud. I udbuddet anmoder de lokale distributionsselskaber, som alle er Wingas kunder, om tilbud på forsyninger til den tyske grænse, og oplyser, at de selv vil besørge transporten i Tyskland. Blandt de øvrige eksempler, parterne nævner, er Stadtwerke ("SW") Viernheims beslutning om at købe direkte. Det fremgår imidlertid af Kommissionens undersøgelse, at disse udbud ikke gav noget resultat.

(87) At der findes sporadiske udbud, betyder derfor ikke, at de lokale distributionsselskaber mener, at der er mulighed for selv at transportere gassen inden for landets grænser. Det betyder således ikke, at de mener, at de konkurrerer med de etablerede selskaber.

(88) Producenter, der gerne vil ind på markedet, benytter ikke kun de tyske selskaber til at sælge deres gas i Tyskland, men bruges også i vekslende udstrækning de etablerede selskaber til transit af gas til andre markeder. F.eks. sendes nederlandsk gas gennem de etablerede tyske selskabers rørledninger i transit til Schweiz og Italien (og muligvis også Polen). Norsk gas sendes i transit gennem Tyskland til Schweiz, og russisk gas sendes i transit gennem Tyskland til Frankrig.

Det er usandsynligt, at mindre selskaber kunne opnå interessante priser eller mængder, eller at traditionelle leverandører vil gå uden om de etablerede selskaber

(89) De langfristede (10-, 20- eller 30-årige) take-and/or-pay-kontrakter, som nedbringer transmissionsselskabets off-take-forpligtelse med den mængde, producenten sælger direkte (eller gennem andre selskaber) på transmissionsselskabets territorium (også kaldet "parallelsalgsklausuler"), skaber større hindringer for andre selskaber, der vil sikre sig forsyninger.

(90) Endvidere har leverandørerne ingen interesse i at gå uden om deres traditionelle kunder, hvis det vil føre til konkurrence på gasmarkedet og faldende priser. Og hvis leverandøren ikke vil tilbyde lavere priser, har kunden ingen grund til at skifte. Konkurrence på gasmarkedet og prisfald er derfor det mest sandsynlige udfald. Da producenten modtager netback-priser, vil et sådant prisfald påvirke det samlede gassalg. Hvis producenterne sælger til nye aktører, risikerer de derfor skadelig priskonkurrence. [...]*

(91) Ifølge [...]* stimulerer parallelsalgsklausuler transmissionsselskaberne og leverandørerne til at konkurrere om de samme endelige forbrugere, og de er således konkurrencefremmende. Konkurrencen kan dog kun forventes at opstå, hvis leverandørernes fortjeneste på direkte salg mere end kompenserer både det kortfristede tab af netback-værdien af det samlede resterende kontraktsalg til transmissionsselskaberne og det langfristede tab ved risikoen for at miste salg til transmissionsselskaberne, når de nuværende kontrakter udløber. Dette er usandsynligt, og parallelsalgsklausuler fungerer således også som adgangshindringer.

(92) Kommissionen bemærker endvidere, at tre af de største tyske fjerntransmissionsselskaber har købt en stor del af deres importerede gas af norske, danske og russiske producenter i fællesskab (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % og Thyssengas [...]* %). Ved at lægge deres efterspørgsel sammen skulle konsortierne gennem langfristede kontrakter kunne opnå bedre priser end ethvert andet selskab, der forhandler sig til en kontrakt på egen hånd. Parterne er uenige heri og påpeger, at købspriserne ikke er relateret til mængderne, men fastsættes efter priserne på alternativt brændstof. Kommissionen kan ikke acceptere dette argument, da det i yderste konsekvens ville betyde, at der ikke er mulighed for priskonkurrence i den europæiske gasindustri, da alle vil forlange samme pris, nemlig prisen på det alternative brændstof. Det er helt klart ikke korrekt, da parterne har stor frihed til at vurdere gasprisens parametre endog ved at benytte indeks over priser på alternativt brændstof.

(93) Det skal også bemærkes, at ved at købe i fællesskab mindsker man producenternes incitament til at gå uden om fjerntransmissionsselskaberne og sælge direkte eller indirekte til andre på deres territorium. Det skyldes, at producenten risikerer at miste alle sine kunder, når flere selskaber slår deres indkøb sammen, selv om han kun ville gå uden om én af dem.

(94) Selv hvis man accepterer parternes argument om, at andre etablerede selskaber som VNG og Mobil kan købe gas direkte og hver for sig til de samme priser, betyder det ikke, at det samme vil være tilfældet for nye aktører. De etablerede selskaber vil bestræbe sig på at udnytte deres stilling og indflydelse over for producenterne og tilskynde dem til ikke at forsyne konkurrenterne. Wingas har oplyst, at selskabet for nogle år siden indgik en aftale om norsk gas, men at GFU (gasforhandlingsudvalget, den norske salgsorganisation for naturgas) havde afvist aftalen. Endvidere har [...]* udtalt, at "[...]* fortsat vil søge at forhindre [...]* i at købe [...]* gas".

(95) Selv hvis der opnås aftale om levering af nye mængder, har fjerntransmissionsselskaberne indgået langfristede (take-or-pay)forsyningsordninger med de vigtigste kunder (nærtransmissionsselskaber, lokale distributionsselskaber osv.). Det kan derfor være vanskeligt at sælge de pågældende mængder, idet disse langfristede ordninger udgør en yderligere hindring for adgang til fjernmarkedet. Kommissionen erkender, at disse kontrakter alle udløber en dag, og at gasefterspørgselen vokser med 2-3 % om året. Disse kontrakter er derfor ikke en uoverstigelig adgangshindring, men de gør det unægtelig vanskeligere at komme ind end på et marked, hvor der ikke findes langfristede forpligtelser til køb og salg.

(96) Endelig har de tyske fjerntransmissionsselskaber i de senere år brugt mange penge på vertikal integrering i de efterfølgende afsætningsled ved at erhverve aktieandele i nærtransmissionsselskaber og lokale distributionsselskaber, hvilket de antagelig også vil gøre fremover. [Kommissionen finder, at ]* dette tager sigte på at opretholde den nuværende forsyningsstruktur. Det vil skabe yderligere hindringer for markedsadgang.

v) Adgang til infrastruktur eller dublering er ikke valgmuligheder

Dublering af infrastruktur vil betyde for store engangsinvesteringer

(97) De etablerede selskabers omfattende investeringer af kapital i modtagelsesfaciliteter, rørledninger, oplagringsanlæg og kvalitetsjustering kan ikke benyttes til andre formål, selv om nogle gasrørledninger med betydelige omkostninger kan ombygges til olierørledninger. Investeringen kan derfor i meget vid udstrækning betragtes som en engangsinvestering.

(98) Parterne påpeger, at omkostningerne ved at få adgang til gasmarkedet ikke med rimelighed kan betragtes som en adgangshindring, da omkostninger til importinfrastruktur typisk udgør mindre end [...]* af værdien af den producerede gas. Imidlertid er importinfrastrukturen ikke den eneste form for infrastruktur, der er behov for (den vigtigste er et net af rørledninger til fjerntransport), og de store investeringer er stadig for en meget stor dels vedkommende en engangsudgift.

(99) Desuden er det altid billigere og hurtigere for de etablerede selskaber at øge kapaciteten af deres rørledninger ved at installere kompressorer, end det er for en ny aktør at anlægge nye rørledninger.

(100) Det forventes derfor ikke, at en ny aktør på det tyske marked vil begynde at opføre et nyt større højtryksnet af rørledninger. "Wingas-hændelsen" vil med andre ord næppe gentage sig. Wingas er en slags heldig kombination af en meget stor tysk industriel gasforbruger, som var utilfreds med de gældende priser, og en meget stor russisk producent (antagelig den største), som havde en interessekonflikt med de etablerede selskaber. Interessekonflikten vil blive beskrevet nærmere i forbindelse med den konkurrencemæssige vurdering.

(101) Desuden er den nettofortjeneste, leverandøren kan forvente af at forny kontrakten med det oprindelige transmissionsselskab, større end den forventede nettofortjeneste for en ny aktør, der skal foretage nye investeringer (og derfor har behov for en højere fortjenstmargen). Desuden vil en sådan ny aktør skulle "kæmpe" for at få sin gas solgt, hvilket vil føre til prisfald for alle aktører på markedet, og det vil igen afspejles i en lavere netback-pris for producenten.

Den tredjepartsadgang, industrien har foreslået, vil få begrænset virkning for kundernes mulighed for direkte import af gas i konkurrence med fjerntransmissionsselskaberne

(102) Hvad angår denne beslutning, er Kommissionen ikke overbevist om, at den eventuelle indgåelse af Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) vil åbne markedet gennem tredjepartsadgang. Denne konklusion er baseret på den aktuelle udvikling, nemlig den tyske gasindustris forslag som led i VV Gas-forhandlingerne.

(103) VV Gas er et initiativ taget af fire branchesammenslutninger: a) BGW, sammenslutningen af tyske gas- og vandselskaber, b) VKU, de lokale distributionsselskabers sammenslutning, c) BDI, den tyske industrisammenslutning (industrielle forbrugere) og d) VIK, den tyske kraftværkssammenslutning. Tyskland har i forbindelse med gasdirektivet valgt "forhandlet TPA", og VV Gas vil fastsætte retningslinjer herfor. De tyske konkurrencemyndigheder og/eller Kommissionen skal vurdere VV Gas, når den er vedtaget. Målet med VV Gas er, som det fremgår af et fælles brev fra de fire sammenslutninger til den tyske økonomiminister, "at sende et signal til politikerne om, at der ikke er behov for yderligere regulering af naturgassen. VV Gas skal opfylde betingelserne om at være markedsorienteret, konkurrencebetonet, rimelig, gennemsigtig og enkel og skal dermed bidrage til udviklingen af en naturgasbørs. VV Gas skal rumme de principper og de grundlæggende regler for adgang til nettet samt en enkel beregning af tarifferne. VV Gas skal indgås inden udgangen af 1999."

(104) På trods af denne fælles erklæring forekommer det ikke muligt på grundlag af den referencesag, gasindustrien har udviklet, at konkludere, at det ved hjælp af denne form for TPA vil blive muligt at importere gas i konkurrence med de etablerede selskaber.

(105) For det første hedder det i referencesagen, at TPA kun er mulig, hvis rørledningskapaciteten er til stede, og at der skal tage hensyn til langfristede take-or-pay-kontrakter. Markedsundersøgelsen viser, at det er vanskeligt at vurdere, om kapaciteten er til stede, og de etablerede selskaber har tegnet langfristede take-or-pay-kontrakter på op til 100 % af deres behov. VV Gas vil derfor ikke rokke fundamentalt ved situationen for de etablerede selskaber.

(106) For det andet hedder det i referencesagen, at tredjeparts gas skal være kompatibel med gasspecifikationerne i ejerens rørledningsnet. Det er defineret på en sådan måde, at "gassen har specifikationer, der gør det muligt at lukke den ind i rørledningen, uden at transportøren skal foretage justeringer; gassen skal have et tryk, der gør det muligt for transportøren at modtage den uden justeringer, og dens specifikationer skal gøre det muligt at anvende den sammen med anden gas i nettet". Det er muligvis ikke nemme kriterier at opfylde, da der i øjeblikket handles med gas med meget forskellige specifikationer i Tyskland (jf. diskussionen nedenfor om LCV-/HCV-gas og den kendsgerning, at både LCV- og HCV-gas i øjeblikket sælges med en række forskellige specifikationer i Tyskland). Naturgas er således ikke et fuldstændig homogent produkt, og karakteren og gennemførligheden af TPA for elektricitet og telekommunikation er forskellige fra TPA for gas. Det fremgår af et dokument, som parterne har fremlagt, at "en vigtig forskel fra VV Elektricitet er, at der for gas' vedkommende er behov for en særskilt aftale med hver enkelt rørledningsoperatør, og at de forskellige gasspecifikationer og trykforskellene ved afsendelses- og modtagelsespunktet komplicerer den konkrete tilrettelæggelse".

(107) For det tredje er en transportaftale nødt til at gælde i mindst et år, og der er to startdatoer hvert år (1. oktober og 1. april). Det skal derfor bemærkes, at TPA-kontrakter altid vil omfatte spidsbelastningen om vinteren, så der er større chance for, at rørledningerne vil køre med fuld kapacitet. Det er desuden det udtrykkelige mål med dette krav at forhindre, at der udvikles et spotmarked. Årsagen er, at udvikling af et spotmarked ville ødelægge balancen i det traditionelle system. Transmissionsselskabernes stilling ville især blive truet, da et spotmarked ville skabe direkte kontakt mellem de endelige forbrugere og producenten, hvilket vil give grossisten en mindre margen. [...]* VV Gas indeholder ingen planer herom.

(108) Et fjerde element er [...]*.

(109) Endelig omhandler VV Gas ikke adgang til oplagringsfaciliteter, adgang til kvalitetsjusteringstjenester (konvertering af LCV/HCV) eller forsyningsreserver.

(110) Parterne påpeger i svaret, at den endelige aftale om VV Gas vil kræve samtykke fra de endelige forbrugere, de tyske kartelmyndigheder og den tyske regering. Med så mange interessenter involveret i processen kan parterne ikke forstå, at Kommissionen mener, at slutresultatet ikke vil fremme såvel TPA som konkurrencen. Kommissionen må foretage sin vurdering på grundlag af de foreliggende oplysninger. Disse oplysninger er gasindustriens referencesag. Derfor ville det være gætværk at basere en vurdering på noget andet.

Konklusion

(111) Kommissionen konkluderer, at det tyske marked for fjerntransmission udgør et særskilt produktmarked.

Gas med lav brændværdi og gas med høj brændværdi

(112) Under undersøgelsen har flere interesserede parter fremført, at man ved vurderingen af transaktionens virkninger for det europæiske gasmarked bør skelne mellem gas med lav brændværdi (LCV, low calorific value) og gas med høj brændværdi (HCV, high calorific value). Kommissionen er enig med parterne i, at LCV- og HCV-gas udgør dele af det samlede naturgasmarked. Kommissionen er nået til denne konklusion under henvisning til substitution på efterspørgselssiden. Med andre ord vil en prisstigning for LCV-gas på 5-10 % være urentabel, fordi kunderne i den pågældende del af Tyskland(11) kunne gå over til HCV-gas.

(113) Sondringen mellem LCV- og HCV-gas går tilbage til fundet (1959) og udnyttelsen (1963) af det kæmpemæssige Groningen-gasfelt i Nederlandene, som er det største gasfelt i Europa og et af de største i verden. Dette felt dannede grundlag for etableringen af den europæiske naturgasindustri. Hele naturgasforbruget blev således indrettet efter gas med samme specifikationer som i Groningen-feltet. Dog omfatter klassifikationen LCV-gas et bredere spektrum end under eller op til Groningen-gassens brændværdi. På grundlag af den tyske definition af gas med lav brændværdi (DVGW-adfærdskodeks G 260/I - Gaskvalitet) defineres LCV-gas som gas med et Wobbe-indeks på op til 13 kWh/m3.

(114) Specifikationerne for (Groningen- eller LCV-)gas har betydning for hele "gassøjlen" i de efterfølgende afsætningsled. Transmission i højtryksrørledninger (gastransport over store afstande), underjordiske oplagringsfaciliteter, transmission i lavtryksrørledninger (der muliggør leverancer af gas til det lave tryk, som gasfyr i private husstande benytter) og de installationer, som de endelige forbrugere benytter, er indrettet efter og kan kun fungere med enten LCV- eller HCV-gas.

(115) Senere gasfund var af en anden kvalitet med højere brændværdi, da gassen indeholder mindre inert nitrogen. Der blev faktisk kun fundet LCV-gas i andre felter til lands i Nederlandene og Nordvesttyskland. I dag findes der stadig specifikke LCV-gassøjler i Nederlandene, Nordvesttyskland, en del af Belgien (provinserne Antwerpen og Limburg) og en del af Frankrig (Nord-Pas de Calais).

Substitution på efterspørgselssiden: Gassøjlens overgang fra LCV-kompatibilitet til HCV- kompatibilitet

a) En forholdsvis permanent prisstigning på LCV-gas vil fremskynde den igangværende overgang

(116) Parterne har fremlagt grafer, der viser, at forbruget af LCV-gas i Tyskland siden 1975 er blevet erstattet mere og mere af HCV-gas. Graferne er baseret på industriens statistikker over såvel de absolutte som de relative mængder af forskellige typer gas (HCV-, LCV-, koksovnsgas m.m.).

(117) På denne baggrund skal det undersøges, hvordan et transmissionsselskab vil reagere, hvis producenterne af LCV-gas hæver priserne. Transmissionsselskabets reaktion vil blive påvirket af dets muligheder for selv at gå over til en HCV-producent og af de incitamenter, der opstår, ved at kunderne får mulighed for at skifte til et andet transmissionsselskab, som måske kan levere billigere HCV-gas.

(118) Det er teknisk ukompliceret at ændre et helt LCV-rørledningsnet til HCV-gas. Transmissionsselskaberne afskrækkes derimod fra at ændre deres infrastruktur på grund af de underjordiske oplagringsfaciliteter. Problemet er, at man er nødt til at bytte LCV-gassen i lagrene ud med HCV-gas. Ifølge parterne er overgangen enkel og ligetil. Wingas hævder derimod, at en sådan overgang er tidskrævende (typisk tre overgangscyklusser og dermed to år for de relevante faciliteter) og kostbar (på grund af den svingende brændværdi af den udtrukne gas ved injektion af HCV-gas i et LCV-lager).

(119) Allerede inden afslutningen af den tredje oplagringscyklus kan den udtrukne gas dog være af HCV-kvalitet. Endvidere skal alle transmissionsselskaber have kendskab til "gasblanding" (tilføjelse af LCV-gas til HCV-gas for at opnå en HCV-gas med lavere brændværdi, som holder sig inden for specifikationerne for HCV-gas, eller omvendt) for at opnå de ønskede specifikationer. Det kan derfor være forholdsvis let for dem at justere den gas, de trækker ud af deres oplagringsfaciliteter i overgangsperioden, gennem simpel blanding, så den overholder specifikationerne for LCV- eller HCV-gas. Man kan forestille sig, at de i starten vil kunne tilføre LCV-gas for at holde den udtrukne gas inden for LCV-specifikationerne, og at de gradvis vil tilføre HCV-gas for at nå op på HCV-specifikationer. Dermed vil omkostningerne ved overgangen antagelig mindskes betydeligt.

(120) På baggrund af ovenstående oplysninger konkluderer Kommissionen, at i en situation med en permanent relativ prisstigning for LCV-gas sammenlignet med HCV-gas vil de tyske ejere af oplagringsfaciliteter for LCV-gas ikke stå over for tekniske restriktioner, der afholder dem fra en overgang. Derfor bidrager den relative prisstigning til en fremskyndelse af den overgang, der må finde sted før eller senere.

b) Aftagere af LCV-gas fra transmissionsselskaber har alternativer i den pågældende del af Tyskland til at gå over til HCV-leverancer fra Wingas

Industrikunders og kraftværkers overgang

(121) Markedsundersøgelsen har bekræftet, at overgangsomkostningerne for de fleste industrikunder og kraftværker i form af en justering af deres brændere er lave udtrykt som en procentsats af deres årlige gasregning. Det kunne derfor være økonomisk rentabelt for en større industrikunde eller et større kraftværk at få anlagt en ny særlig dedikeret rørledning som forbindelse til en nærliggende HCV-højtryksrørledning (højst 50 km væk). Spørgsmålet er derfor, om der ligger HCV-rørledninger i området, som ejes af andre selskaber end dem, der har interesser i LCV-distribution. Hvis det er tilfældet, vil risikoen for at miste sådanne kunder til et andet transmissionsselskab gøre det "etablerede" LCV-transmissionsselskab mere velvilligt indstillet over for selv at foretage overgangen (hvis producenten hæver prisen), eller den vil gøre det urentabelt for transmissionsselskabet at hæve priserne.

(122) Hvad angår den industrielle efterspørgsel efter gas, må man skelne mellem Nordrhein-Westfalen (NRW) og Niedersachsen. I NRW ligger gassalget pr. km2 ca. tre gange højere end i Niedersachsen, og antallet af industrikunder pr. km2 er ca. 2,5 gange højere. I NRW kan Wedal- og Midal-rørledningerne derfor antagelig nå ud til et tilstrækkeligt stort antal kunder til at gøre en overgang mulig. Desuden ligger Wingas' underjordiske oplagringsfaciliteter i Rehden på grænsen mellem NRW og Niedersachsen, hvilket giver selskabet mulighed for at tilbyde sæsonudjævning i NRW og Niedersachsen. I Niedersachsen har Wingas desuden sit HCV-højtryksnet. Det eneste større område, der ikke synes at kunne dækkes af dette net, er Hannover-området. De foreliggende muligheder er antagelig tilstrækkelige til at gøre en prisstigning urentabel.

(123) Imidlertid skal der opføres en særlig dedikeret rørledning fra Wingas' HCV-højtryksrørledning til industrikunden. Det tager tid og koster penge og har i praksis vist sig kun at være rentabelt, hvis kunden kan acceptere en eksklusiv forsyningsordning med en varighed på 5-10 år. Den etablerede leverandør af LCV-gas kan derfor hæve sin pris i forhold til den gældende HCV-pris med en margen svarende til meromkostningerne til den nye infrastruktur. Sådanne ordninger er dog ikke usædvanlige i industrien, hvilket betyder, at omkostningerne til den supplerende rørledning kan dækkes, som Wingas' erfaringer i andre områder har vist.

(124) Wingas fremfører, at der i Niedersachsen kun findes nogle få kunder med betydelige behov inden for en rimelig afstand af selskabets højtryksrørledning til HCV-gas. Derfor kan erfaringerne fra andre regioner ikke bruges i et område, som Wingas betragter som et særskilt geografisk marked, nemlig det nordtyske LCV-gasområde.

(125) Kommissionen erkender, at overgangsomkostningerne ikke altid er lave for industrikunder. [En virksomhed]* har påpeget, at industrikunder, der benytter naturgas som råmateriale i en kemisk proces, kan få omkostninger på over 20 mio. EUR. Kommissionen er dog ikke bekendt med sådanne kunder i den relevante del af Tyskland.

(126) Kommissionen konkluderer, at et tilstrækkeligt stort antal tyske industrielle LCV-kunder og kraftværker på nuværende tidspunkt har mulighed for at omlægge deres efterspørgsel til Wingas, hvis der sker en permanent prisstigning på LCV-gas, for at være med til at gøre en sådan prisstigning urentabel.

Lokale distributionsselskabers overgang

(127) Lokale distributionsselskaber forsyner private husstande. De har derfor behov for leverandører, der kan tilbyde omfattede sæsonudjævning. De vil derfor overveje en overgang, hvis den nye leverandør kan tilbyde HCV-gas med omfattende sæsonudjævning. Wingas har sine oplagringsfaciliteter i Rehden, som ligger i området, og kan derfor tilbyde denne service.

(128) Samtidig skal distributøren og/eller leverandøren kunne absorbere omkostningerne ved husstandenes overgang. Disse omkostninger anslås i et detaljeret omkostningsoverslag udarbejdet på parternes foranledning af et selskab med erfaring i konvertering af husstande til ca. 60 EUR pr. husstand. På baggrund af et typisk husstandsforbrug på 80 MBTU/år (Million British Term Units), en lokal distributionspris på 3,4EUR/MBTU og en typisk husstandspris på 8 EUR/MBTU, mindsker en prisstigning på 5 % for LCV-gas leveret af et LCV-transmissionsselskab den lokale distributørs fortjenstmargen med 13,5 EUR. En prisstigning på 10 % mindsker den lokale distributørs fortjenstmargen med 27 EUR. Dermed vil den lokale distributør have dækket overgangsomkostningerne i løbet af 2-4 år. Da en forsyningskontrakt mellem et transmissionsselskab og et lokalt distributionsselskab typisk varer 10-20 år, vil stigningen på 5-10 % være urentabel for lokale distributionsselskaber, der skifter til en alternativ HCV-gasleverandør. Når en husstand er gået over til HCV-gas, kan den i øvrigt uden risiko benytte LCV-gas, indtil der kommer HCV-gas i det lokale distributionsnet. Konsekvensen er et midlertidigt beskedent effektivitetstab, men hvis overgangen foretages i sommermånederne, begrænses effektivitetstabet.

(129) Det er blevet fremført, at selv hvis en overgang fra LCV- til HCV-gas var mulig, ville et lokalt distributionsselskab ikke foretage overgangen, hvis det dermed blev til en "HCV-ø" midt i et LCV-område. Det ville få alvorlige følger for forsyningssikkerheden, som kunden måske ikke ville kunne acceptere. Wingas anfører dette som den væsentligste grund til, at selskabet har overtalt mindre end fem lokale distributører (Stadtwerke) i Tyskland til at skifte fra LCV- til HCV-gas på trods af rabatter på 5-8 % (ifølge parterne) i forhold til det eksisterende prisniveau.

(130) Dette argument kan ikke godtages i den nuværende situation med en permanent relativ prisstigning. I en sådan situation vil incitamenterne til en overgang være de samme for alle kunder, så der til sidst ikke ville findes øer længere.

c) Alternativerne for det etablerede transmissionsselskabs kunder vil skabe større incitamenter for det etablerede selskab til at skifte

(131) Når prisen på LCV-gas stiger i forhold til HCV-gas, er det normal rationel adfærd for et transmissionsselskab, som konkluderer, at en betydelig del af kunderne har mulighed for at skifte til et konkurrerende transmissionsselskab, at forsvare sin stilling. Selskabet vil derfor sikre sig mulighed for også selv at kunne tilbyde den billigere HCV-gas. Det etablerede transmissionsselskab vil derfor selv fremskynde overgangen.

Konklusioner med hensyn til substitution på efterspørgselssiden

(132) I forbindelse med denne procedure konkluderer Kommissionen, at en permanent relativ prisstigning for LCV-gas ville være urentabel, fordi a) LCV-gassøjlen før eller siden må skifte til HCV-gas, b) en sådan prisstigning vil fremskynde overgangen, c) der findes alternativer på det relevante tyske marked i form af HCV-leverancer fra Wingas, og d) denne viden vil øge incitamenterne for LCV-transmissionsselskaberne til selv at foretage overgangen.

(133) Imidlertid vil overgangsomkostningerne give en konkurrencemæssig fordel til det transmissionsselskab, som kan tilbyde de gældende specifikationer, da et skifte til en anden leverandør dermed vil blive mindre attraktivt.

Relevant geografisk marked

(134) Parterne mener, at transmissionsmarkederne generelt er nationale. De påpeger, at distributionen traditionelt er blevet tilrettelagt nationalt gennem nationale eller regionale operatører. Dog mener parterne, at udviklingen i retning af grænseoverskridende indkøb efter vedtagelse af gasdirektivet ikke må overses. Parterne finder, at forsøg på at hæve priserne i enkelte medlemsstater efter fusionen ville møde modstand ikke blot i form af konkurrence på nationalt plan, men også gennem tiltagende grænseoverskridende indkøb foretaget af transmissionsselskaber, lokale distributionsselskaber, kraftværker og store industrielle brugere.

(135) Da ejerne af infrastrukturen stadig hovedsagelig befinder sig inden for det pågældende lands grænser, og da betingelserne for tredjepartsadgang i det store og hele fortsat vil være tilrettelagt nationalt, finder Kommissionen, at markederne i den nærmeste fremtid hovedsagelig vil forblive nationale.

a) Nederlandene

(136) Af de årsager, der er anført i foregående punkt, er Kommissionen enig med parterne i, at det nederlandske transmissionsmarked er nationalt.

b) De tyske fjerntransmissionsmarkeder

(137) Hvad Tyskland angår, er der tegn på, at markederne stadig er regionale. Regionerne defineres af a) de tidligere nu ulovlige demarkationsaftaler, som dem Ruhrgas havde indgået med BEB og Thyssengas, og b) ejerskabet af højtryksrørledningerne til fjerntransmission. På trods af at demarkationsaftalerne har været ulovlige siden april 1998, er der kun undertegnet to aftaler med tyske kunder uden for fjerntransmissionsselskabets eget regionale territorium. Begge er indgået af Ruhrgas og vedrører årlige forsyninger på [...]* mio. m3 hver og opførelse af en ny rørledning. [...]*

De gamle demarkationsregioner er stadig relevante på grund af frygten for gengældelse

(138) Interne dokumenter fra [...]*, [...]* og [...]* bekræfter, at de gamle demarkationsregioner stadig er relevante på grund af frygten for gengældelse.

(139) [...]*

(140) [...]*(12)

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

(144) [...]*(13)

(145) [...]*

(146) [...]*

Definition af regionerne

(147) Regionerne udgøres således af Thyssengas-regionen (den vestlige del af Nordrhein-Westfalen langs den belgiske/nederlandske grænse), BEB-regionen (Hamborg, Schleswig-Holstein og dele af Bremen og Niedersachsen), VNG-regionen (Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, dele af Sachsen og Sachsen-Anhalt, hvor Ruhrgas ikke har sit eget rørledningsnet) og Ruhrgas-regionen (de resterende "gamle" delstater og de dele af Sachsen og Sachsen-Anhalt, der dækkes af et nærtransmissionsselskab, der ejes i fællesskab af Ruhrgas og VNG).

Nogle af de øvrige fjerntransmissionsselskabers stilling

(148) Mobil har aldrig haft sin "egen" region eller højtryksrørledninger, men er nået ud til sine kunder gennem TPA-aftaler med [...]*.

(149) Wingas konkurrerer gennem sit eget rørledningsnet på alle disse territorier, og de fleste nærtransmissionsselskaber er inden for rækkevidde af selskabets rørledningsnet (korridorer på højst 50 km). Man kan dog ikke på dette grundlag konkludere, at konkurrencevilkårene er ens i hele landet. [...]* de respektive fjern- og nærtransmissionsselskaber lader deres priser være afhængige af, om kunden har et alternativ i form af leverancer fra Wingas.

Den påtænkte TPA-ordning for den tyske industri (VV Gas-referencesagen) vil ikke påvirke den geografiske fastsættelse af konkurrencevilkår

(150) Det fremgår af beskrivelsen af VV Gas i afsnittet om produktmarkedet, at Kommissionen ikke mener, at VV Gas vil tillade import af gas i konkurrence med de etablerede selskaber.

(151) Af de årsager, der er anført i dette afsnit under henvisning til de indbyggede begrænsninger af VV Gas-konceptet og gasindustriens referencesag, såsom a) de generelle problemer med at vurdere, om der er ledig kapacitet, b) at med aftaler med en mindsteløbetid på et år vil spidsbelastningen om vinteren altid blive inddraget i en vurdering af en rørlednings ledige kapacitet, c) problemer i forbindelse med gasspecifikationerne (brændværdi, tryk osv.), og d) det begrænsede omfang af de udbudte tjenester, finder Kommissionen, at VV Gas ikke er tilstrækkeligt til, at man på baggrund af en prospektiv analyse kan betegne markedet som nationalt. Kommissionen tager endvidere hensyn til, at i tilfælde af en tvist mellem en part, der anmoder om TPA, og en part, der afviser TPA, kan der i forbindelse med en sag, der indbringes for konkurrencemyndighederne og/eller domstolene, gå flere år, inden en "præjudiciel" sag afgøres.

Konklusion

(152) På grundlag af ovenstående finder Kommissionen, at transmissionsmarkederne i Tyskland stadig kan være regionale, dvs. at de følger de tidligere demarkationslinjer. Det er dog muligvis ikke nødvendigt i det foreliggende tilfælde at fastlægge den geografiske definition af det tyske fjerntransmissionsmarked, da fusionen også fører til en styrkelse af en (fælles) dominerende stilling på det tyske fjerntransmissionsmarked.

(153) Parterne har i svaret udtalt, at markedet er nationalt og ikke regionalt. De påpeger, at gaspriserne fastsættes efter det konkurrerende brændstof, ikke den regionale beliggenhed. Dette strider imidlertid imod de oplysninger, Kommissionen indhentede under sin markedsundersøgelse, om at priserne også varierer efter, hvorvidt kunden har en alternativ leverandør (konkurrence mellem forskellige former for gas). Parterne fremfører også, at en fremadrettet analyse skal tage hensyn til, at man for nylig har afskaffet demarkationen, og at man står over for en industriaftale om forhandlet tredjepartsadgang. Der er dog stadig for mange usikre punkter til at konkludere, at den endelige aftale vil føre til et nationalt marked, hvor konkurrencevilkårene er de samme.

Markedsaktørernes stilling

a) Det nederlandske transmissionsmarked

1. Forholdet mellem de nederlandske gasproducenter og Gasunie

(154) I 1947 oprettede Exxon og Shell joint venture-selskabet Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), som de hver ejer 50 % af, med henblik på at efterforske og producere kulbrinter i Nederlandene. Efter NAM's fund af det store Groningen-gasfelt i 1959 tilrettelagde den nederlandske regering landets gasindustri på en måde, der afspejlede Groningen-feltets strategiske betydning for den nederlandske økonomi. I forbindelse hermed indgik den nederlandske regering i 1963 en aftale med Exxon, Shell og NAM, hvori NAM fik overdraget ansvaret for at udvikle og producere Groningen-koncessionen på vegne af Groningen-partnerskabet, som NAM ejer 60 % af, mens den nederlandske kontrollerer de resterende 40 % gennem EBN. Desuden oprettede Exxon, Shell og den nederlandske regering selskabet Gasunie, som fik til opgave at markedsføre al gassen fra Groningen-feltet. Den nederlandske regering har en aktiepost på 50 % i Gasunie (10 % direkte, 40 % gennem EBN), mens Exxon og Shell har 25 % hver. Endelig indgik den nederlandske regering en aftale med Gasunie om, at selskabet skal have regeringens godkendelse af visse forretningsmæssige beslutninger.

(155) Siden 1959 har NAM opnået produktionslicenser for andre nederlandske gasfelter on- og offshore, og ca. 50 % af selskabets nuværende produktion stammer fra disse andre såkaldt små felter (sammenlignet med Groningen). Parterne har oplyst, at de fleste af disse koncessioner også producerer til fordel for partnerskaber, hvori EBN generelt har en andel på 40-50 %. Gassen fra disse felter er solgt til Gasunie. Desuden skal alle NAM's kommende fund sælges til Gasunie som følge af [...(14)]*. NAM tegner sig for i alt 75-80 % af den nederlandske gasproduktion (på grund af EBN's andel i NAM's produktion, tegner NAM sig for ca. 45 % af nettoproduktionen). EBN har også konsekvent markedsført alle sine aktionærinteresser gennem Gasunie. [...]*.

(156) Indtil 1994 var nederlandske producenter nødt til at sælge al gas til det nederlandske marked til Gasunie. Nederlandske producenter kunne selv sælge gas på eksportmarkedet, men priserne var og er stadig kontrolleret af myndighederne. Desuden er Gasunie forpligtet til at aftage gas fra mindre felter, inden den er produceret, og på finansielle vilkår, der er fastsat på forhånd, hvis producenten har valgt at tilbyde Gasunie sin gas. [...]*

(157) Tilsyneladende vil den nederlandske regering ikke generelt godkende prisen på nederlandsk gas i en eksportaftale, hvis den ligger under Gasunies "netback"-pris, den såkaldte "Norm inkoopprijs" (NIP). På denne måde sikrer regeringen sig en andel af "gaskagen".

(158) [...]*(15)

(159) NAM ejer to af de tre nederlandske underjordiske oplagringsanlæg (udtømte gasfelter), som selskabet har leaset 100 % til Gasunie. Det tredje anlæg, som drives af BP Amoco, er også leaset 100 % til Gasunie, som således som det eneste selskab kan tilbyde underjordisk oplagring i Nederlandene. Der findes et par udtømte nederlandske gasfelter, som kunne indrettes som underjordiske oplagringsanlæg til betjening af det nederlandske marked, men det er ikke sandsynligt, at de andre selskaber vil udvikle dem på grund af de involverede risici. Disse risici skyldes den påkrævede investering, da Gasunie altid kan sænke sine tariffer og dermed gøre en sådan investering urentabel. Det skal også bemærkes, at [...]*.

2. Gasunies ledelsesstruktur

(160) Den nederlandske stat ejer 50 % af Gasunie, mens Exxon og Shell har 25 % hver. Der træffes beslutninger med [...]* flertal. Der findes ingen særlige aktionæraftaler. Derfor har Exxon de jure-kontrol over Gasunie, som omhandlet i fusionsforordningen.

(161) Hvad angår de facto-kontrol, fremfører parterne, at der ikke er tale om sammenfaldende interesser mellem Exxon og Shell. [...]*. Af de årsager, der er anført ovenfor, er det dog ikke nødvendigt at tage stilling til, om Exxon har de facto-kontrol over Gasunie, som omhandlet i fusionsforordningen.

3. Gasunies stilling som gasmægler på det nederlandske marked

(162) Gasunie er det dominerende nederlandske transmissionsselskab med ca. [...]* % af det samlede salg. Gasunie vedkender sig udtrykkeligt sin dominerende stilling i indledningen til det nye tarifsystem. [...]*(16). Endvidere vil Gasunie i henhold til sin plan for gassalget fra 1999 levere [...]*.

(163) Gasunie ejer eller har eneret til hele a) det nederlandske net af højtryksrørledninger (med undtagelse af en linje i den sydlige del af landet, som benyttes til import af gas fra Det Forenede Kongerige), b) alle behandlings- og blandingsanlæg, c) alle oplagringsfaciliteter (underjordiske og anlæg til flydende naturgas, LNG).

(164) Det fremgår endvidere af en række [dokumenter]*, at Gasunie er og fortsat vil være udsat for meget begrænset konkurrence. Disse dokumenter, der citeres i de efterfølgende punkter, støtter Gasunies interne vurdering af, at selskabet har en dominerende stilling.

(165) [...]*

(166) [...]*

(167) [...]*

(168) [...]*

(169) [...]*

4. Mobils stilling på det nederlandske marked

(170) Mobil er en af tre faktiske konkurrenter. Ifølge parterne har selskabet en andel på [under 5 %]* af det samlede marked. Statoil (eller det norske fælles gasforhandlingsudvalg, der markedsfører al norsk gas) har en andel på ca. 4 % gennem en forsyningskontrakt med et større kraftværk. Entrade, som er et handelsselskab under den nederlandske koncern RDC Pnem/Mega, er en anden af konkurrenterne med en markedsandel på 4 % gennem salg af britisk gas til industrikunder og et kraftværk, der ligger inden for rækkevidde af Zebra HCV-rørledningen i den sydlige del af landet, som selskabet er medejer af. Det har en TPA-transportaftale med Gasunie om leverancer til én kunde.

(171) Mobils stilling i Nederlandene skyldes virksomhedens europæiske gassalgsstrategi [...]*. Denne europæiske strategi vil blive beskrevet i de efterfølgende punkter. Beskrivelsen er også af betydning for vurderingen af Mobils stilling på det tyske marked.

Mobils europæiske gassalgsstrategi

(172) [...]*

(173) [...]*

(174) [...]*

(175) [...]*

(176) [...]*

Mobil i Nederlandene

(177) [...]*(17)

(178) [...]*

(179) [...]*

(180) [...]*

b) De(t) tyske marked(er) for fjerntransmission

Markedsaktører

(181) I afsnittet om afgrænsning af produktmarkeder kom Kommissionen til den konklusion, at fjerntransmissionsmarkedet er et særskilt produktmarked, hvor markedsadgangen er afhængig af de etablerede selskabers velvilje. Man konkluderede også, at der ikke kan forventes nye aktører, som investerer i ny egen infrastruktur.

(182) De etablerede selskaber er de selskaber, der a) køber gas af udenlandske producenter, b) kan transportere gassen ud til deres kunder via et net af højtryksrørledninger, c) kan tilbyde sæsonudjævning, og d) er i stand til at udbyde andre beslægtede tjenesteydelser. De leverer enten disse tjenesteydelser på grundlag af egne investeringer, eller fordi de for en del af tjenesternes vedkommende har modtaget tredjepartsadgang fra de øvrige selskaber.

(183) Ruhrgas, BEB, VNG, Thyssengas og Wingas er de vigtigste markedsaktører. De udbyder alle ovennævnte tjenester på grundlag af deres egne investeringer.

(184) Exxon er en aktiv aktør på det tyske marked gennem sit veletablerede joint venture med Shell, BEB, som hvert selskab ejer 50 % af. Exxon erkender at udøve fælles kontrol over BEB sammen med Shell, som defineret i fusionsforordningen. Exxon er også aktiv på de relevante marked gennem sin aktiepost på 25 % i Thyssengas. Resten af aktiebeholdningen ejes af Shell (25 %) og RWE (50 %). Exxon erkender at have fælles kontrol over Thyssengas sammen med RWE og Shell, som defineret i fusionsforordningen.

(185) Ruhrgas er det største tyske fjerntransmissionsselskab. Både Exxon, gennem BEB, og Mobil er aktionærer i Ruhrgas. BEB's aktiepost er på 29,5 %. Den største del af stemmerettighederne for denne aktiepost (25 %) afgives direkte, mens resten (4,5 %) indgår i den såkaldte Schubert Pool inden for Ruhrgas. Schubert Pool tegner sig for 15 % af stemmerettighederne i Ruhrgas. Schubert Pools medlemmer er Mobil (7,4 %), BEB (4,5 %), BP Amoco (0,5 %) og Preussag (2,6 %). Stemmerne skal afgives en bloc, og i henhold til reglerne for Schubert Pool kan intet medlem have over [...] % af stemmerettighederne i poolen. Parterne hævder, at som følge af disse regler, vil BEB's nuværende stemmerettigheder i Schubert Pool efter fusionen overgå til BP Amoco og Preussag. Det skal bemærkes, at aktionærerne i Schubert er kontraktligt forpligtede til at levere [...] % af deres samlede påviste indenlandske reserver til Ruhrgas. Disse leverancer til Ruhrgas transporteres gennem [...]*.

(186) Ruhrgas kontrolleres formelt af den såkaldte Bergemann Pool, der repræsenterer 59,76 % af aktionærernes stemmerettigheder. Denne pool samler BP Amocos aktiepost på 25 % og de stemmerettigheder, der tilhører en gruppe af tyske kul- og stålproducenter (de er også meget ofte aktive inden for elproduktion og -distribution). Disse komplicerede regler skal forhindre, at Ruhrgas bliver kontrolleret af multinationale olie- og gasselskaber.

(187) [...]*(18)

(188) I henhold til aktionæraftalen mellem BEB og Ruhrgas er der i øvrigt behov for [...]* % af stemmerne, hvis der er tale om et spørgsmål, der er "afgørende for BEB". BEB har således vetoret i alle væsentlige spørgsmål. Parterne har påpeget, at denne klausul aldrig er blevet udnyttet. [...]*

(189) [...]*. Det ser således ud til, at olieselskaberne på trods af den manglende de jure-kontrol har de facto-kontrol over Ruhrgas.

(190) Verbundnetz Gas (VNG) er et fjerntransmissionsselskab, der driver virksomhed i de nye tyske delstater. Det blev grundlagt i tresserne og privatiseret efter den tyske genforening. De nuværende aktionærer er Ruhrgas (36,8 %), Wintershall (15,8 %), lokale kommuner (15,8 %) og BEB (10,5 %). Desuden ejer Statoil, Erdöl-Erdgas Gommern, PreussenElektra og Gazprom hver 5,2 %. Således er alle VNG's aktionærer med undtagelse af de lokale kommuner gasproducenter og/eller fjerntransmissionsselskaber.

(191) Wingas er et joint venture mellem Wintershall (et datterselskab af BASF) (65 %) og Gazprom (35 %).

(192) [...]*

(193) EWE er i realiteten et nærtransmissionsselskab, da selskabet ikke beskæftiger sig med videresalg af importeret eller egenproduceret gas til andre selskaber, der driver et højtryksnet (fjern- og nærtransmissionsselskaber). Imidlertid importerer EWE en stor del af sit gassalg direkte fra Gasunie via sin egen højtryksrørledning (LCV). EWE må derfor betragtes som et fjerntransmissionsselskab.

Markedsposition

a) Lokalt

(194) BEB har oplyst, at selskabet har en markedsandel på [40-50]* % i Nordtyskland (Schleswig-Holstein, Hamborg, Bremen og Niedersachsen). Imidlertid er denne nordtyske region større end BEB's demarkationsregion, som kun omfatter dele af Bremen og Niedersachsen. Resten tilhører "Ruhrgas' territorium", som igen var omfattet af en demarkationsaftale mellem Ruhrgas og Erdgas Münster. Således er BEB's markedsandel i demarkationsregionen på over [40-50]* %.

(195) [...]*

(196) [...]*

(197) RG's strategi fra oktober 1998 tyder på, at selskabet som følge af konkurrence mellem forskellige former for gas ikke kan bevare sin markedsandel på 100 % i området. Selv om der ikke foreligger præcise oplysninger, er den kendsgerning, at RG tegner sig for ca. [+50]* % af forsyningerne til nærtransmissionsselskaberne i området, den bedste tilgængelige indikator for selskabets markedsandel.

(198) VNG havde i henhold til parternes svar på en anmodning efter artikel 11 i 1997 en markedsandel på [90-100]* %. TG havde ifølge parterne [70-80]* % i 1997. [...]*

b) På det tyske marked

(199) Alle salgsdata i dette afsnit vedrører 1997. Den samlede tyske gasimport var på 75,6 mia. m3.

(200) BEB's produktion på [...]* mia. m3 svarer til halvdelen af den tyske gas. Selskabet indkøber desuden yderligere [...]* mia. m3 af Gasunie, Gazprom, DONG (den danske stats olie- og naturgasselskab), GFU (den norske salgsorganisation for gas) og en mindre andel af andre tyske producenter. Thyssengas importerer [...]* mia. m3. Mobil importerer [...]* mia. m3 af sin nederlandske egenproduktion samt fra Norge. Mobil er også gasproducent i Tyskland (ca. [...]* % af den tyske produktion, dvs. ca. [...]* mia. m3). Ruhrgas importerer [...]* m3 fra Nederlandene, Norge, Danmark og Rusland. Selskabet opkøber [...]* m3 af den gas, der produceres i Tyskland. VNG importerer [...]* mia. m3. Wingas importerer 6,9 mia. m3. EWE importerer som nævnt gas fra Gasunie. Der er tale om [...]* mia. m3.

(201) Ovenstående importmængder giver fjerntransmissionsselskaber følgende markedsandele: RG [50-60]* %, BEB [10-20]* %, VNG [10-20]* %, Wingas [0-10]* %, TG [0-10]* %, Mobil [0-10]* % og EWE [0-10]* %.

Mobils tyske strategi

(202) Mobil har i sin europæiske strategi beskrevet sin stilling Tyskland på følgende måde:

[...]*

(203) [...]*

(204) [...]*

Konkurrencevurdering

a) Det nederlandske transmissionsmarked

Parterne og Gasunie erkender i deres interne dokumenter, at Gasunie er dominerende og fortsat vil være det

(205) På grundlag af de dokumenter, der er beskrevet ovenfor i afsnittet om parternes markedsmæssige stilling, kan det konkluderes, at Gasunie er dominerende og fortsat vil være det (den nuværende markedsandel [80-90]* % - må forventes at forblive på samme niveau de kommende [...]* år).

Konkurrencepresset fra andre reelle konkurrenter fortsat begrænset

(206) Ud over Mobil findes der to andre reelle konkurrenter, nemlig Statoil og Entrade. Statoil har oplyst, at selskabets "politik på de nederlandske (og tyske) gasdistributionsmarkeder kort sagt kan betegnes som en vent-og-se-holdning". [...]*.

(207) Statoils "direkte salg" til Eems kraftværk er den eneste salgsaftale, Statoil nogensinde har indgået direkte, og Kommissionen finder på baggrund heraf, at Statoil alt i alt ikke kan betragtes som en konkurrent, der vil forblive aktiv på markedet. [...]*.

(208) Den anden reelle konkurrent er Entrade. Entrade har kontrakter på [...]*. Entrades salgsmuligheder langs rørledningen synes at være mere eller mindre udtømt. Mulighederne for at øge salget yderligere via TPA med Gasunie synes at være begrænsede [...]*.

(209) Mobil har en årlig gasomsætning på [...]* under kontrakt. Ca. [...]* stammer fra Det Forenede Kongerige, mens resten hentes fra Mobils koncession i Noord-Friesland (Anjum). En af disse kontrakter er en [...]*. Mobil har oplyst, at selskabet ikke har andre muligheder for at udnytte egenproduktion til sæsonudjævning.

Potentiel konkurrence

(210) [...]*

(211) Parterne henviser til den nærliggende Zeebrugge LNG-terminal med ledig kapacitet og rørledningsforbindelser, der gør det muligt at føre LNG ind i Nederlandene. I svaret påpeger de endvidere, at det algeriske gasselskab Sonatrach dermed kunne få adgang til det nederlandske marked. Parterne har ikke fremlagt oplysninger om den ledige kapacitet på Zeebrugge-terminalen og rørledningsforbindelserne. Imidlertid er nye LNG-gasforsyninger langt dyrere end rørledningsforsyninger (16-19 cent (NLG)/m3), og der er ingen tegn på, at Sonatrach skulle være vertikalt integreret på noget andet europæisk gasmarked. Det betragtes derfor ikke som sandsynligt, at Sonatrach skulle få adgang til det nederlandske marked.

(212) Parterne påpeger også, at den TPA-aftale, som Gazprom for nylig har indgået med Ruhrgas, giver Gazprom muligheder for at komme ind på det nederlandske marked. Denne aftale vil måske nok gøre det lettere at komme ind, men den gør det ikke mere sandsynligt, at det vil ske. [...]*. I svaret har parterne oplyst, at den eventuelle fritagelse fra parallelsalgsaftalen kun gælder Gazproms direkte markedsføring rettet mod en af Gasunie nuværende kunder. Imidlertid er alle kunder med undtagelse af Statoils, Entrades og Mobils (dvs. [80-90]* % af markedet) Gasunies nuværende kunder, hvilket betyder, at beskyttelsen er betydelig.

(213) Parterne oplyser i svaret, at store kontinentale transmissionsselskaber råder over gas forskellige steder langs den nederlandske grænse. Distrigas, Thyssengas, SNAM, Gaz de France, BEB og Ruhrgas har alle forsyninger, som kunne sælges på det nederlandske marked, og der er ikke indgået parallelsalgsaftaler mellem Gasunie og disse selskaber om denne form for salg på det nederlandske marked. Det er korrekt, at alle disse selskaber råder over gas forskellige steder langs den nederlandske grænse, da de alle med undtagelse af Wingas køber gas af Gasunie. Selv hvis kontrakten tillod disse selskaber at videresælge gas fra Gasunie i Nederlandene, eller hvis de selv havde adgang til lokal gas fra andre kilder til afsætning i Nederlandene, ville det på grund af risikoen for gengældelse fra Gasunie være usandsynligt, at disse selskaber skulle "angribe" deres leverandør [...]*.

(214) Selv om man ikke kan udelukke, at en eller flere af disse eller andre selskaber vil søge adgang til det nederlandske marked, kan Kommissionen konkludere, at mulighederne for at udvikle potentiel konkurrence er yderst begrænsede, da Gasunie ikke selv forventer at miste større markedsandele [...]*. Dette skøn blev foretaget med fuldt kendskab til TPA-tarifstrukturen og den nederlandske regerings liberaliseringsplaner.

(215) Hvad angår Gasunies tariffer, erkender Kommissionen, at alle de mulige tjenester, der er påkrævet for at drive gasvirksomhed i Nederlandene, er omfattet. På denne måde står tariffernes anvendelsesområde i kontrast til den tyske gasindustris forholdsvis restriktive udgangspunkt i den nuværende VV Gas, der kun omfatter rørledningstransport. Imidlertid gør disse tariffer det ikke mere sandsynligt, at nye aktører vil få adgang. Tarifferne er baseret på kundens alternative omkostninger ved selv at varetage tjenesten, og er dermed beregnet på grundlag af Gasunies udgifter til udskiftning af infrastrukturen. Derimod erkender Kommissionen, at tarifferne giver kunderne andel i Gasunies stordriftsfordele [...]*.

(216) [...]*

(217) [...]*

Mobil befinder sig i en unik position

(218) [...]*

(219) Parterne fremfører, at Mobil ikke har nogen unik styrke til at konkurrere på det nederlandske marked, og at enhver ny markedsaktør kan opnå mindst samme markedsposition som Mobil. Parterne påpeger, at enhver nederlandsk producent med frie reserver har flere markedsføringsmuligheder: eksport, salg til en gasmægler, en nederlandsk endelig forbruger, et lokalt distributionsselskab eller til Gasunie. Det er sandt, men det skal bemærkes, at alle nuværende reserver med undtagelse af en del af Mobils er og har været øremærket til Gasunie. Mobil har sikre reserver i Nederlandene på [...]* mia. m3, hvoraf [...]* mia. m3 stadig er frie. Desuden har Mobil sandsynlige reserver på yderligere [...]* mia. m3. [...]*. Det peger igen på, at Mobils position er unik.

(220) Desuden henvises der til Mobils strategi, som klart viser [...]*.

Fusionen vil udelukke konkurrence fra Mobil

(221) En fusion mellem Mobil og Exxon ville under normale omstændigheder give Mobil et langt mindre incitament til at konkurrere med Gasunie. Exxon har en stor og indbringende aktiepost i Gasunie og ville få mindre afkast i tilfælde af priskonkurrence mellem to selskaber. På baggrund af de kontraktlige arrangementer, der ligger til grund for Gasunie, vil Mobil dog ikke fortsat få lov at konkurrere med Gasunie.

(222) I henhold til Exxons aftale fra 1963 med Shell og den nederlandske regering skal Exxon sælge al sin nederlandske gas til Gasunie. Exxon vil derfor skulle have både Shells og den nederlandske regerings samtykke til at konkurrere direkte med Gasunie. Selv om den nederlandske regering på baggrund af regerings støtte til liberaliseringen af gasmarkedet kan formodes at tilslutte sig, at Mobil konkurrerer med Gasunie, vil det ikke være i Shells interesse at give et sådant samtykke, da Gasunie ville miste enorme fortjenester ved priskonkurrence. [...]*

(223) Fusionen får således til følge, at en af blot to "aktive" reelle konkurrenter til Gasunie vil blive elimineret fra markedet. Kommissionen finder derfor, at fusionen vil styrke Gasunies dominerende stilling, hvorved den effektive konkurrence på det nederlandske marked for transmission af gas vil blive begrænset betydeligt.

(224) Parterne påpeger i svaret, at Gasunies markedsadfærd ikke er ændret af Mobils tilstedeværelse som konkurrent, og den vil heller ikke ændres, hvis Mobil og Exxon fusionerer, fordi gaspriserne fastsættes på grundlag af prisen på alternativt brændstof, mens priserne på tjenesteydelser svarer til priserne andre steder i Europa. Hvis dette ræsonnement accepteres, svarer det til at konkludere, at konkurrence i gasindustrien er irrelevant. Det er tydeligvis ikke tilfældet, hvilket fremgår selv af Gasunies interne dokumenter.

Fusionsforordningen gælder også ved styrkelse af en dominerende stilling, der ikke indtages af en af fusionens parter

(225) Det skal bemærkes, at det i fusionsforordningens artikel 2, stk. 3, hedder, at en fusion, der skaber eller styrker en dominerende stilling, skal erklæres uforenelig med fællesmarkedet. Artikel 2, stk. 3, er således ikke begrænset til et forbud mod en transaktion, der skaber eller styrker en dominerende stilling for en eller flere af fusionens parter - jf. også betragtning 1, 5 og 7 i præamblen til forordningen.

(226) Domstolens ræsonnement i Kali und Salz-dommen(19) og Førsteinstansrettens ræsonnement i Gencor-sagen(20) bekræfter denne konklusion indirekte. Kommissi