DE Amtsblatt der Europäischen Union L 249/16

BESCHLUSS DER EFTA-ÜBERWACHUNGSBEHÖRDE

Nr. 178/13/KOL

vom 30. April 2013

über die Freistellung der Aufsuchung und Förderung von Erdöl und Erdgas auf dem norwegischen Festlandsockel vom Anwendungsbereich der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (Norwegen)

DIE EFTA-ÜBERWACHUNGSBEHÖRDE („DIE ÜBERWACHUNGSBEHÖRDE“) —

GESTÜTZT AUF das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum („das EWR-Abkommen“),

GESTÜTZT AUF den unter Nummer 4 von Anhang XVI des EWR-Abkommens genannten Rechtsakt zur Festlegung der Vergabeverfahren für öffentliche Aufträge in der Versorgungswirtschaft (Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste) („Richtlinie 2004/17/EG“), insbesondere Artikel 30 Absatz 1, Artikel 30 Absatz 4 und Artikel 30 Absatz 6 desselben,

GESTÜTZT AUF das Abkommen zwischen den EFTA-Staaten zur Errichtung einer Überwachungsbehörde und eines Gerichtshofs („das Überwachungsbehörde- und Gerichtshofabkommen“), insbesondere Artikel 1 und 3 von Protokoll 1 desselben,

GESTÜTZT AUF den Beschluss der Überwachungsbehörde vom 19. April 2012, mit dem das Mitglied, das besondere Verantwortung für die öffentliche Auftragsvergabe trägt, ermächtigt wird, bestimmte Entscheidungen im Bereich der öffentlichen Auftragsvergabe zu treffen (Beschluss Nr. 138/12/KOL),

NACH BERATUNG MIT dem Ausschuss für das Öffentliche Auftragswesen der EFTA,

in Erwägung nachstehender Gründe:

I. SACHVERHALT

1 VERFAHREN

(1) Mit Schreiben vom 5. November 2012 (1) und im Anschluss an die Gespräche im Vorfeld der Anmeldung erhielt die Überwachungsbehörde einen Antrag der norwegischen Regierung bezüglich der Annahme eines Beschlusses zur Festlegung der Anwendbarkeit von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG auf Erdölarbeiten auf dem norwegischen Festlandsockel (Norwegian Continental Shelf, „NCS“). In ihrem Schreiben vom 25. Januar 2013 ersuchte die Überwachungsbehörde die norwegische Regierung um zusätzliche Auskünfte. (2) Die norwegische Regierung übermittelte ihre Antwort mit Schreiben vom 15. Februar 2013. (3) Die Anmeldung und die Antwort der norwegischen Regierung wurden auf einer Telefonkonferenz am 4. März 2013 erörtert. (4) Die Überwachungsbehörde konsultierte den Ausschuss für öffentliche Aufträge der EFTA mit Schreiben vom 22. März 2013 und bat darin um eine Stellungnahme im schriftlichen Verfahren. (5) Nach Auszählung der Mitgliederstimmen gab der Ausschuss für das Öffentliche Auftragswesen der EFTA am 16. April 2013 eine positive Stellungnahme zu dem Beschlussentwurf der Überwachungsbehörde ab. (6)

(2) Der Antrag der norwegischen Regierung betrifft das Aufsuchen und die Förderung von Erdöl und Erdgas auf dem norwegischen Festlandsockel (NCS) einschließlich der Erschließung (d. h. Errichtung geeigneter Infrastruktur für die künftige Förderung, wie zum Beispiel Erdölplattformen, Fernleitungen, Terminals usw.). Bei den von der norwegischen Regierung in ihrem Antrag beschriebenen Tätigkeitsbereichen handelt es sich um: (a) das Aufsuchen von Erdöl und Erdgas; (b) die Förderung von Erdöl; und (c) die Förderung von Erdgas.

2 DER RECHTLICHE RAHMEN

(3) Die hinter Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG stehende Absicht ist, in den Fällen eine Freistellung von den Anforderungen aus den Vorschriften für die öffentliche Auftragsvergabe zuzulassen, bei denen die Marktteilnehmer dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie besagt Folgendes: „Aufträge, die die Ausübung einer Tätigkeit im Sinne der Artikel 3 bis 7 ermöglichen sollen, fallen nicht unter diese Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, auf Märkten mit freiem Zugang unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist.“

(4) Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie enthält zwei Anforderungen; erst wenn beide Anforderungen erfüllt sind, kann die Überwachungsbehörde unter Berücksichtigung von Artikel 30 Absatz 6 der Richtlinie eine positive Entscheidung bezüglich eines Freistellungsantrags im Sinne von Artikel 30 Absatz 4 treffen.

(5) Die erste Anforderung aus Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG besagt, dass die Tätigkeit auf einem Markt stattfinden muss, zu dem der Zugang nicht beschränkt ist. Laut Artikel 30 Absatz 3 der Richtlinie gilt der Zugang zu einem Markt als frei, „wenn der betreffende Mitgliedstaat die in Anhang XI genannten Vorschriften des Gemeinschaftsrechts umgesetzt hat und anwendet.“ In Anhang XI der Richtlinie sind mehrere Richtlinien aufgeführt.

(6) Unter den in Anhang XI genannten Richtlinien befindet sich Richtlinie 94/22/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 1994 über die Erteilung und Nutzung von Genehmigungen zur Prospektion, Exploration und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen (7), die 1995 in das EWR-Recht aufgenommen wurde, und auf die unter Nummer 12 von Anhang IV des EWR-Abkommens verwiesen wird.

(7) Ebenfalls unter den in Anhang XI genannten Richtlinien befindet sich die Richtlinie 98/30/EG. Diese Richtlinie wurde durch die Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG ersetzt. Letztere wurde 2005 in das EWR-Recht aufgenommen. Ein Verweis auf diese Richtlinie befindet sich in Nummer 23 von Anhang IV des EWR-Abkommens. (8)

(8) Folglich kann der Marktzugang als unbeschränkt erachtet werden, wenn der norwegische Staat die in Nummer 12 und 23 von Anhang IV des EWR-Abkommens genannten Vorschriften – die jeweils den Richtlinien 94/22/EG und 2003/55/EG entsprechen – umgesetzt und ordnungsgemäß angewendet hat. (9)

(9) Die zweite Anforderung aus Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG besagt, dass die Tätigkeit in dem EFTA-Staat, in dem sie ausgeübt wird, unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt sein muss. Die Frage, ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, „wird nach Kriterien festgestellt, die mit den Wettbewerbsbestimmungen des Vertrags in Einklang stehen, wie den Merkmalen der betreffenden Waren und Dienstleistungen, dem Vorhandensein alternativer Waren und Dienstleistungen, den Preisen und dem tatsächlichen oder möglichen Vorhandensein mehrerer Anbieter der betreffenden Waren und Dienstleistungen“. (10)

(10) Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, ist anhand unterschiedlicher Indikatoren zu bewerten, von denen keiner für sich alleine entscheidend ist. Hinsichtlich der Märkte, die von diesem Beschluss betroffen sind, stellt der Marktanteil der Hauptakteure auf einem Markt ein Kriterium dar, das zu berücksichtigen ist. Als weiteres Kriterium gilt der Grad der Konzentration auf diesen Märkten. (11) Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, wird unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des betreffenden Sektors anhand objektiver Kriterien ermittelt. Da die Bedingungen für die einzelnen Tätigkeiten, die Gegenstand dieses Beschlusses sind, voneinander abweichen, werden alle relevanten Tätigkeiten oder Märkte separat bewertet.

(11) Dieser Beschluss ergeht ausschließlich mit dem Ziel, eine Freistellung nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG zu gewähren, und greift der Anwendung der Wettbewerbsvorschriften nicht vor.

3 DAS NORWEGISCHE LIZENZVERGABESYSTEM

(12) Die rechtliche Grundlage für das Lizenzvergabesystem für Erdölarbeiten auf dem norwegischen Festlandsockel bildet das norwegische Erdölgesetz (12). Das Erdölgesetz und die Erdölverordnung enthalten die Regulierungsvorschriften für die Vergabe von Lizenzen für Aufsuchung (Exploration) und Förderung von Erdöl und Erdgas auf dem NCS. Das norwegische Ministerium für Erdöl und Energie gibt die Blöcke bekannt, für die Unternehmen Lizenzanträge einreichen können. Die Förderlizenzen werden vom norwegischen König im Staatsrat vergeben. Die Vergabe von Förderlizenzen erfolgt auf der Grundlage der Tatsachen und objektiven Kriterien. (13) Üblicherweise wird eine Förderlizenz an eine Unternehmensgruppe vergeben, wobei eines der beteiligten Unternehmen zu dem für die laufende Lizenzverwaltung zuständigen Betriebsführer ernannt wird.

(13) In Norwegen gibt es zwei Arten von Lizenzierungsrunden: (i) Lizenzierungsrunden für „unreife“ Gebiete auf dem norwegischen Festlandsockel (nummerierte Lizenzierungsrunden); und (ii) Lizenzzuteilungen in vorab festgelegten, „reifen“ Gebieten (Awards in Predefined Areas, APA). Die beiden Arten von Lizenzierungsrunden sind bis auf die Art ihrer Einleitung identisch. Die APA-Lizenzierungsrunden werden jährlich durchgeführt und decken Flächen auf dem norwegischen Festlandsockel ab, die als „reif“ (d. h. geologisch gut erschlossen) eingestuft werden. (14) Die nummerierten Lizenzierungsrunden werden im Durchschnitt jedes zweite Jahr durchgeführt und decken Flächen ab, die als „unreif“ (d. h. geologisch kaum erschlossen) eingestuft werden. (15) Nummerierte Lizenzierungsrunden werden vom norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie eingeleitet, das auf dem norwegischen Festlandsockel tätige Unternehmen dazu auffordert, Gebiete (Blöcke) zu benennen, die ihrer Ansicht nach in die nächste Lizenzierungsrunde aufgenommen werden sollten. Die Rechtsgrundlagen (Gesetze, Verordnungen, Lizenzunterlagen) der beiden Arten von Lizenzierungsrunden sind völlig identisch. Die norwegische Regierung hat die Überwachungsbehörde darüber informiert, dass auch die Explorationsmaßnahmen unabhängig von der Art der Lizenzierungsrunde, in deren Folge sie durchgeführt werden, dieselben sind.

(14) Bei den Lizenzierungsrunden bewerben sich qualifizierte Ölfirmen um Förderlizenzen, also das ausschließliche Recht zur Durchführung von Erdölarbeiten auf dem norwegischen Festlandsockel. Laut Abschnitt 1-6 Buchstabe c) des norwegischen Erdölgesetzes beinhalten Erdölarbeiten sämtliche, mit untermeerischen Erdölvorkommen verbundene Tätigkeiten einschließlich Exploration, Explorationsbohrungen, Förderung, Beförderung, Nutzung und Stilllegung und auch einschließlich der Planung dieser Maßnahmen, jedoch ausgenommen Beförderung von Erdöl als Massengut per Schiff. Folglich bewerben sich die Unternehmen bei den Lizenzierungsrunden um das ausschließliche Recht zur Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas, das gegebenenfalls in dem von der Förderlizenz abgedeckten Gebiet entdeckt wird.

(15) Wird eine Erdöl- und/oder Erdgasfundstelle entdeckt, sind die Lizenznehmer, wenn sie sich für eine Erschließung der Erdöllagerstätte entscheiden, verpflichtet, einen Erschließungs- und Betriebsplan (Plan for Development and Operation, PDO) für die Lagerstätte beim norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie zur Genehmigung einzureichen (16). Nach Genehmigung des Erschließungs- und Betriebsplans haben die Lizenznehmer das ausschließliche Recht, mit der Erschließung und der nachfolgenden Förderung zu beginnen. Das geförderte Erdöl geht in das Eigentum des einzelnen Lizenznehmers über.

(16) Die Bandbreite der lizenznehmenden Unternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel reicht von großen internationalen Ölkonzernen bis hin zu sehr kleinen Ölfirmen, von denen viele etwa innerhalb der letzten 10 Jahre als neue Marktteilnehmer auf den norwegischen Festlandsockel kamen.

(17) Die unten stehenden, von der norwegischen Regierung zur Verfügung gestellten Tabellen zeigen die Tätigkeiten am norwegischen Festlandsockel, was die neu vergebenen Förderlizenzen, die zugeteilten Flächen und die Anzahl der am NCS tätigen Unternehmen anbelangt. (17) Vergebene neue Lizenzen: Zugeteilte Flächen: Anzahl der Unternehmen auf dem NCS:

II. RECHTLICHE WÜRDIGUNG

4 VOM VORLIEGENDEN BESCHLUSS BETROFFENE TÄTIGKEITSBEREICHE

(18) Der Antrag der norwegischen Regierung auf Freistellung nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG bezieht sich auf drei separate Tätigkeiten auf dem norwegischen Festlandsockel: (a) das Aufsuchen (bzw. die Exploration) von Erdöl und Erdgas; (b) die Förderung von Erdöl; und (c) die Förderung von Erdgas. Die Überwachungsbehörde hat die drei Tätigkeitsbereiche getrennt voneinander bewertet. (18)

(19) „Förderung“ schließt für die Zwecke dieses Beschlusses die „Erschließung“ ein (d. h. die Errichtung geeigneter Infrastrukturen für die künftige Förderung (Erdölplattformen, Fernleitungen, Terminals usw.). Die Erdgasbeförderung vom norwegischen Festlandsockel bis zum Markt mithilfe des vorgelagerten Fernleitungsnetzes ist nicht Teil dieses Beschlusses.

5 MARKTZUGANG

(20) Die Richtlinie 94/22/EG („die Genehmigungsrichtlinie“) wurde durch den am 1. September 1995 in Kraft getretenen Beschluss Nr. 19/1995 des Gemeinsamen EWR-Ausschusses in Nummer 12 von Anhang IV des EWR-Abkommens aufgenommen.

(21) Die norwegische Regierung teilte der Überwachungsbehörde die Umsetzung dieser Richtlinie am 18. März 1996 mit. Es wurde eine Konformitätsbewertung durch die Behörde durchgeführt, in deren Folge Norwegen einige Änderungen an seinen Rechtsvorschriften vornahm. Nach Durchführung dieser Änderungen war die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass Norwegen die Genehmigungsrichtlinie korrekt umgesetzt habe.

(22) Die Richtlinie 2003/55/EG („die Gasrichtlinie“) wurde durch den Beschluss des Gemeinsamen EWR-Ausschusses Nr. 146/2005 vom 2. Dezember 2005 in Nummer 23 des EWR-Abkommens aufgenommen. Die Richtlinie trat am 1. Juni 2007 in den EWR-/EFTA-Staaten in Kraft.

(23) Die norwegische Regierung teilte am 4. Juni 2007 mit, dass die Gasrichtlinie teilweise umgesetzt worden sei, und am 19. Februar 2008, dass sie vollständig umgesetzt worden sei. Auch in Bezug auf diese Richtlinie wurde von der Überwachungsbehörde eine Konformitätsbewertung durchgeführt. Nachdem die nationalen norwegischen Rechtsvorschriften in einigen Punkten geändert worden waren, war die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass Norwegen die Gasrichtlinie korrekt umgesetzt habe.

(24) Angesichts der in diesem Abschnitt dargelegten Informationen und für den vorliegenden Zweck scheint der norwegische Staat die in Nummer 12 und 23 von Anhang IV des EWR-Abkommens genannten Rechtsakte – Richtlinie 94/22/EG und Richtlinie 2003/55/EG – umgesetzt und korrekt angewendet zu haben.

(25) Daraus folgt, dass der Marktzugang auf dem norwegischen Staatsgebiet – einschließlich dem norwegischen Festlandsockel – im Einklang mit Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG als frei zu betrachten sein sollte.

6 IST DIE TÄTIGKEIT DEM WETTBEWERB AUSGESETZT?

(26) Wie oben bereits erklärt, ist die Überwachungsbehörde der Ansicht, dass es notwendig ist zu prüfen, ob die betroffenen Sektoren unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Zu diesem Zweck hat sie die von der norwegischen Regierung vorgelegten Nachweise geprüft und, wo nötig, um öffentlich zugängliche Nachweise ergänzt.

6.1 Exploration von Erdöl und Erdgas

6.1.1 Relevanter Markt

(27) Die Exploration (Aufsuchung) von Erdöl und Erdgas besteht in der Suche nach neuen Kohlenwasserstoffvorkommen. Die Förderung umfasst sowohl die Errichtung geeigneter Infrastrukturen für die Förderung als auch die eigentliche Ausbeutung der Ressourcen. Die Exploration von Erdöl und Erdgas stellt einen einheitlichen relevanten, von den Märkten für die Förderung von Erdöl und Erdgas getrennten Produktmarkt dar. Diese Definition basiert auf der Tatsache, dass es nicht möglich ist, von vornherein festzulegen, ob die Aufsuchung zu einer Entdeckung von Erdöl oder Erdgas führen wird. Die norwegische Regierung hat bestätigt, dass dies sowohl auf die nummerierten Lizenzierungsrunden als auch auf die APA-Lizenzierungsrunden zutrifft. Diese Marktabgrenzung entspricht auch der Praxis der Europäischen Kommission. (19)

(28) Die Exploration unreifer und reifer Gebiete wird von Unternehmen des gleichen Typs durchgeführt und die Tätigkeiten basieren auf den gleichen Technologiearten (also unabhängig von der Art der Lizenzierungsrunde). Obgleich die geologischen Gegebenheiten bei den APA-Lizenzierungsrunden genauer bekannt sind, wissen die Ölfirmen weder exakt, ob es Lagerstätten gibt, noch ob sie Erdöl oder Erdgas oder beides finden werden. Die Überwachungsbehörde ist daher der Auffassung, dass der relevante Markt in der Auffindung von Erdöl und Erdgas besteht, was sowohl Explorationstätigkeiten im Rahmen der nummerierten Lizenzierungsrunden als auch der APA-Lizenzierungsrunden umfasst.

(29) Für gewöhnlich beschränken die im Bereich Exploration tätigen Unternehmen ihre Geschäftstätigkeit nicht auf ein bestimmtes geografisches Gebiet. Die meisten dieser Unternehmen zeigen im Gegenteil eine globale Präsenz. Die Europäische Kommission war in ihren Entscheidungen durchweg der Auffassung, dass der räumliche Geltungsbereich des Explorationsmarkts weltweit ist. (20) Die norwegische Regierung stimmt der Kommission bezüglich ihrer Abgrenzung des geografischen Markts zu. Die Überwachungsbehörde ist der Ansicht, dass der geografische Markt weltweit ist.

6.1.2 Ist die Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt?

(30) Im Zeitraum 2011 – 2013 wurden etwa 50 Unternehmen Förderlizenzen zugeteilt. Folglich sind diese Unternehmen an Explorationstätigkeiten auf dem norwegischen Festlandsockel beteiligt. (21)

(31) Die Marktanteile der im Bereich Exploration tätigen Unternehmen werden üblicherweise anhand von zwei Variablen berechnet: den nachgewiesenen Vorkommen und der erwarteten Förderung. (22)

(32) Die bestätigten weltweiten Ölvorkommen betrugen im Jahr 2011 1 652,6 Mrd. Barrel; die entsprechende Zahl für Erdgas war 208,4 Billionen Kubikmeter bzw. ca. 1 310,8 Mrd. Barrel Öläquivalente. (23) Ende 2011 besaß Norwegen mit 6,9 Mrd. Barrel 0,4 % der bestätigten Ölvorkommen. (24) Die bestätigten Gasvorkommen in Norwegen betrugen 2011 2,1 Billionen Kubikmeter bzw. 1 % der Weltreserven. (25) Keines der fünf größten, auf dem norwegischen Festlandsockel tätigen Unternehmen hält einen weltweiten Marktanteil an bestätigten Vorkommen von über 1 %. (26)

(33) Die norwegische Regierung besitzt keinerlei Informationen dazu, wie hoch die Weltmarktanteile der fünf größten Unternehmen am norwegischen Festlandsockel sind, was die erwartete Förderung anbelangt. Es ist jedoch davon auszugehen, dass ein direkter Zusammenhang zwischen nachgewiesenen Erdöl- und Erdgasvorkommen und der erwarteten künftigen Förderung besteht. (27) Nach den verfügbaren Informationen zu urteilen sind die Weltmarktanteile der größten, am NCS tätigen Unternehmen bezüglich der erwarteten Förderung jedenfalls höchstwahrscheinlich nicht geeignet, die Einschätzung der Überwachungsbehörde in irgend einer Weise zu ändern.

(34) Die Überwachungsbehörde hat ferner Angaben dazu berücksichtigt, wie viele Lizenzanträge bei NCS-Lizenzierungsrunden gestellt wurden, und wie viele neue Marktteilnehmer es auf dem norwegischen Festlandsockel gab. Laut den Zahlen der norwegischen Regierung zur Lizenzvergabe betrug die Zahl der Anträge bei den letzten drei (in den Jahren 2011/2012 abgehaltenen) Lizenzierungsrunden am norwegischen Festlandsockel bis zu 9 Unternehmen pro ausgeschriebener Lizenz. Im Zeitraum 2008 – 2012 wurde 13 neuen Marktteilnehmern eine Förderlizenz auf dem norwegischen Festlandsockel zugeteilt. Somit ist die Zahl der Unternehmen, die eine Lizenz für die Förderung auf dem norwegischen Festlandsockel erhalten, beträchtlich. (28)

(35) Auf der Grundlage der oben genannten Informationen ist der Grad der Konzentration auf dem Weltmarkt für die Erdöl- und Erdgasexploration als niedrig einzustufen. Es ist wahrscheinlich, dass die auf diesem Markt tätigen Unternehmen einem erheblichen Wettbewerbsdruck ausgesetzt sind. Es gibt keine Anhaltspunkte dafür, dass der Sektor nicht von den Marktkräften gesteuert wird. Die Überwachungsbehörde schließt daraus, dass der Markt für die Erdöl- und Erdgasexploration im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist.

6.2 Erdgasförderung

6.2.1 Relevanter Markt

(36) Erdöl (Rohöl) ist ein globaler Rohstoff, dessen Preis durch das weltweite Angebot und die weltweite Nachfrage bestimmt wird. Gemäß der gängigen Praxis der Europäischen Kommission (29) stellen die Erschließung und Förderung von Erdöl einen eigenen Produktmarkt mit weltweitem räumlichem Geltungsbereich dar. Die norwegische Regierung stimmt dieser Marktabgrenzung zu. (30) Die Überwachungsbehörde behält dieselbe Marktabgrenzung für die Zwecke des vorliegenden Beschlusses bei.

6.2.2 Ist die Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt?

(37) Wird eine Erdöl- und/oder Erdgasfundstelle entdeckt, sind die Lizenznehmer, wenn sie sich für eine Erschließung der Lagerstätte entscheiden, verpflichtet, einen Erschließungs- und Betriebsplan (Plan for Development and Operation, PDO) für die Lagerstätte beim norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie zur Genehmigung einzureichen. Innerhalb der letzten fünf Jahre wurden Erschließungs- und Betriebspläne für folgende Lagerstätten auf dem norwegischen Festlandsockel eingereicht und genehmigt, an denen überwiegend Öl (31) gefördert wird: Jahr Bezeichnung (Bezeichnung der Lagerstätte und der Lizenz) Vergeben an 2008 Morvin, PL134B Statoil Petroleum Eni Norge Total E&P Norge 2009 Goliat, PL229 Eni Norge Statoil Petroleum 2011 Knarr, PL373S BG Norge Idemitsu Petroleum Norge Wintershall Norge RWE Dea Norge 2011 Ekofisk Sør, Eldfisk II, PL ConocoPhillips Total E&P Norge Eni Norge Statoil Petroleum Petoro AS 2011 Vigdis nordøst, PL089 Statoil Petroleum Petoro AS ExxonMobil E&P Norway Idemitsu Petroleum Norge Total E&P Norge RWE Dea Norge 2011 Stjerne, Teil von Oseberg Sør PL079, PL104 Statoil Petroleum Petoro AS Total E&P Norge ConocoPhillips 2011 Hyme, PL348 Statoil Petroleum GDF Suez E&P Norge Core Energy E.ON E&P Norge Faroe Petroleum Norge VNG Norge 2011 Brynhild, PL148 Lundin Norway Talisman Energy Norway 2012 Jette, PL027C, PL169C, PL504 Det norske oljeselskap Petoro AS 2012 Skuld, PL128 Statoil Petroleum Petoro AS Eni Norge 2012 Edvard Grieg, PL338 Lundin Norway Wintershall Norge OMV Norge 2012 Bøyla, PL340 Marathon Oil Norge ConocoPhillips Lundin Norway 2012 Svalin, PL169 Statoil Petroleum Petoro AS ExxonMobil E&P Norway

(38) Somit wurden im Zeitraum 2008–2012 Erschließungs- und Betriebspläne für die Ölförderung von insgesamt 20 Unternehmen angenommen. Des Weiteren wurde im Jahr 2010 ein Entwicklungs- und Betriebsplan vom Ministerium für Erdöl und Energie angenommen, der drei neue Marktteilnehmer umfasste. (32)

(39) Bei den neben norwegischen Staatsbetrieben in der Liste aufgeführten Lizenznehmern handelt es sich um große Ölfirmen sowie kleinere Unternehmen. Die norwegische Regierung hat vorgebracht, dass die meisten auf dem norwegischen Festlandsockel tätigen Ölfirmen größeren Gesellschaften mit breiter globaler Produktpalette angehören. Ein erheblicher Teil des gewonnenen Erdöls wird daher an Tochterunternehmen verkauft. Mehr als die Hälfte der Förderung wird jedoch innerhalb des Spotmarkts verkauft. Die Abbildung unten zeigt den Gesamtabsatz von Erdöl vom norwegischen Festlandsockel im Jahr 2009. Gesamtabsatz von Erdöl vom norwegischen Festlandsockel im Jahr 2009:

(40) Die weltweite tägliche Erdölproduktion betrug 2011 83,576 Mio. Barrel. In Norwegen wurden 2011 täglich insgesamt 2,039 Mio. Barrel gefördert. Das entspricht 2,3 % der Weltförderung. (33)

(41) Bezüglich der Förderung von Erdöl auf dem norwegischen Festlandsockel entfiel der größte Anteil im Jahr 2011 auf Statoil. Andere Erdöl-Förderunternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel waren unter anderem große internationale Ölfirmen wie ExxonMobil, Total, ConocoPhillips, Marathon, Shell, BP und Eni. Keiner dieser Akteure hatte 2011 einen Anteil am Weltmarkt für die Erdölförderung von mehr als 3 %. (34) Daher war der Konzentrationsgrad am relevanten Markt insgesamt niedrig.

(42) Die Europäische Kommission befand in ihrem Beschluss zur Freistellung von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG, dass der globale Markt für die Erdölförderung durch einen starken Wettbewerb unter mehreren Akteuren charakterisiert ist. (35) Es deutet nichts darauf hin, dass sich das innerhalb der letzten Zeit geändert hat.

(43) Angesichts der obigen Informationen gibt es nach Auffassung der Überwachungsbehörde keine Anhaltspunkte dafür, dass der Sektor nicht von den Marktkräften gesteuert wird. Folglich ist der Markt für die Erdölerschließung und -förderung im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt.

6.3 Erdgasförderung

6.3.1 Relevanter Markt

(44) Der Markt für Erdgas-Erschließung, -Förderung und Verkauf an Großabnehmer wurde von der Europäischen Kommission im Rahmen mehrerer Entscheidungen nach der EU-Fusionskontrollverordnung (36) überprüft, in denen sie zu dem Schluss gelangte, dass es einen einzigen vorgelagerten Gasmarkt (einschließlich Erschließung und Förderung von Erdgas) für Abnehmer im Europäischen Wirtschaftsraum gibt (d. h. auf den Erdgasfeldern gefördertes und an Abnehmer innerhalb des EWR – einschließlich national etablierte Unternehmen – verkauftes Gas). (37)

(45) Erdgas kann entweder über vorgelagerte Rohrleitungen (auch Pipelines oder Fernleitungen genannt) oder – in verflüssigter Form (Liquefied Natural Gas, „LNG“) – per Transportschiff befördert werden. Der norwegische Gasexport betrug im Jahr 2012 circa 112 Mrd. Kubikmeter. Davon wurden 107 Mrd. Kubikmeter über Rohrleitungen transportiert und 5 Mrd. Kubikmeter per Flüssiggastanker. (38)

(46) Laut der norwegischen Regierung sind die LNG-Lieferungen substituierbar und konkurrieren unmittelbar mit Ferngas. Nachdem das LNG wieder in den gasförmigen Zustand zurückversetzt wurde, kann es genauso wie das von den vorgelagerten Gasfeldern per Rohrleitung gelieferte Erdgas in das Rohrleitungsnetz eingespeist werden. Als Beispiel wird Zeebrugge in Belgien genannt: Das vom norwegischen Festlandsockel aus über in Belgien anlandende Transit-Rohrleitungen transportierte Erdgas und das im LNG-Terminal von Zeebrugge wieder vergaste Flüssiggas sind absolut austauschbar. Obgleich nicht in allen EWR-Staaten die für die Wiedervergasung erforderliche Infrastruktur vorhanden ist, haben die Kapazitäten für dieses Verfahren in den letzten Jahren stark zugenommen. Die Wiedervergasungskapazität im Europäischen Wirtschaftsraum liegt bei fast 200 Mrd. Kubikmetern. Dank dem Ausbau des Rohrleitungsnetzes wird LNG für immer mehr Abnehmer im Europäischen Wirtschaftsraum verfügbar.

(47) In ihren jüngsten Entscheidungen hat die Europäische Kommission die Frage offen gelassen, ob zwischen Erdgas, das als Flüssiggas geliefert wird, und Erdgas, das per Rohrleitung bereitgestellt wird, unterschieden werden sollte. (39)

(48) Die Überwachungsbehörde ist der Auffassung, dass die Frage, ob zwischen Ferngas und LNG unterschieden werden sollte, auch für die Zwecke dieses Beschlusses offen gelassen werden kann.

(49) Es sind separate nachgelagerte Netzwerke für die Verteilung von H-Gas (high calorific value gas) und L-Gas (low calorific value gas) in Betrieb, und die Endverbraucher sind jeweils an das für ihre Versorgung geeignete Netz angeschlossen. H-Gas kann in L-Gas umgewandelt werden und umgekehrt. Die norwegischen Erdgasförderunternehmen liefern H-Gas.

(50) Laut der norwegischen Regierung sind L-Gas und H-Gas in so hohem Maße substituierbar, dass die beiden Produkte aus der Sicht der vorgelagerten Industrie demselben Erdgasmarkt zugerechnet werden sollten. Sie führt ferner an, dass die Lieferung von L-Gas mit etwa 10 % nur einen relativ kleinen Teil der gesamten Gaslieferungen an den EWR ausmacht.

(51) Die Überwachungsbehörde ist der Auffassung, dass die Frage, ob zwischen H-Gas und L-Gas unterschieden werden sollte, für die Zwecke dieses Beschlusses offen gelassen werden kann.

(52) Bezüglich der Produktmarktabgrenzung und für die Zwecke des vorliegenden Beschlusses ist die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass es einen einzigen Markt für vorgelagerte Gaslieferungen (einschließlich Erschließung und Förderung von Erdgas) gibt. Die Frage, ob Flüssigerdgas (LNG) oder L-Gas im relevanten Produktmarkt enthalten sind, ist für diesen Beschluss unerheblich.

(53) Die norwegische Regierung ist der Ansicht, dass durch die drei Gasmarktrichtlinien ein liberalisierter und integrierter Erdgasmarkt in Nord-West-Europa geschaffen wurde. Die EU plant die vollständige Integration der Märkte bis 2014. Wenn ein Erdgasbinnenmarkt vorhanden ist, so die norwegische Regierung, ist eine Betrachtung der Marktanteile bezüglich einzelner EWR-Staaten nicht relevant. Sobald das Erdgas die Grenze des europäischen Binnenmarkts erreicht habe, könne es ungehindert dahin fließen, wo es entsprechend den Quellen für Angebot und Nachfrage benötigt werde.

(54) Von dem exportierten Ferngas vom norwegischen Festlandsockel werden etwa 70 % zu Anlandeterminals in Deutschland und dem Vereinigten Königreich befördert, der Rest zu Terminals in Belgien und Frankreich. Das Ferngas aus Norwegen wird über Rohrleitungsverbindungen und Swap-Vereinbarungen an einige weitere EWR-Staaten verkauft: insgesamt handelt es sich um mehr als 10 EWR-Länder. Von dem Flüssigerdgas vom norwegischen Festlandsockel werden traditionell etwa zwei Drittel innerhalb des EWR verkauft. Das bedeutet, dass fast das gesamte norwegische Erdgas in EWR-Länder exportiert wird.

(55) Die norwegische Regierung führt ferner an, dass die Gasabnehmer im EWR über verschiedene Erdgas-Lieferquellen verfügen. Diese beinhalten sowohl Gas aus der EU (üblicherweise aus Dänemark, den Niederlanden und dem Vereinigten Königreich) oder Nachbarländern (neben Norwegen üblicherweise Russland, Algerien und Libyen) als auch aus weiter entfernten Regionen (zum Beispiel aus den Ländern im Nahen und Mittleren Osten oder Nigeria, in Form von LNG).

(56) Der norwegischen Regierung zufolge sind sowohl die virtuellen Handelspunkte (auch VHP oder englisch „Hubs“) im Vereinigten Königreich als auch auf dem europäischen Kontinent zunehmend liquide und die Preisbildung auf den verschiedenen VHPs zeigt, dass bereits ein beträchtliches Maß an Integration erreicht wurde.

(57) Bezüglich der Abgrenzung des geografischen Markts kam die Europäische Kommission bei früheren Beschlüssen zu Überprüfungen nach der EU-Fusionskontrollverordnung zu der Schlussfolgerung, dass dieser höchstwahrscheinlich Gaseinfuhren aus dem EWR sowie zusätzlich aus Russland und Algerien umfasst. Die Frage nach der Abgrenzung des geografischen Markts wurde jedoch offen gelassen. In ihrem Beschluss zur Fusion von Statoil und Hydro erachtete es die Kommission nicht für notwendig zu entscheiden, ob es sich bei dem entsprechend zu berücksichtigenden relevanten geografischen Bereich: (i) um den EWR, (ii) einen Bereich, der diejenigen EWR-Länder umfasst, in denen Gas vom norwegischen Festlandsockel verkauft wird (entweder direkt per Rohrleitung oder über Swaps) oder (iii) jedes einzelne Land handelt, in dem die Parteien Gas verkaufen. (40) Unabhängig von der in Betracht kommenden geografischen Abgrenzung würde diese Konzentration keinen Anlass zu Wettbewerbsbedenken am Markt für vorgelagerte Gaslieferungen bieten.

(58) Für die Zwecke des vorliegenden Beschlusses und aus den unten genannten Gründen ist die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass eine Entscheidung über den genauen Umfang des geografischen Markts für Erdgas nicht erforderlich ist. Die Überwachungsbehörde ist unabhängig davon, welche angemessene Abgrenzung des geografischen Markts gewählt wird, der Ansicht, dass der betroffene Sektor unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist.

6.3.2 Ist die Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt?

(59) Wird eine Erdgas- und/oder Erdölfundstelle entdeckt, sind die Lizenznehmer, wenn sie sich für eine Erschließung der Lagerstätte entscheiden, verpflichtet, einen Erschließungs- und Betriebsplan (Plan for Development and Operation, PDO) für die Lagerstätte beim norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie zur Genehmigung einzureichen. Bei den Lagerstätten auf dem norwegischen Festlandsockel, an denen vorwiegend Gas gefördert wird (41) und für die in den letzten Jahren ein Erschließungs- und Betriebsplan eingereicht und genehmigt wurde, handelt es sich um: Jahr Bezeichnung (Bezeichnung der Lagerstätte und der Lizenz) Vergeben an 2008 Yttergryta, PL062 Statoil Petroleum Total E&P Norge Petoro AS Eni Norge 2008 Troll redevelopment, PL054, PL085, PL085C Petoro AS Statoil Petroleum Norske Shell Total E&P Norge ConocoPhillips 2009 Oselvar, PL274 DONG E&P Norge Bayerngas Norge Noreco Norway 2010 Trym, PL147 Bayerngas Norge DONG E&P Norge 2010 Gudrun, PL025 Statoil Petroleum GDF SUEZ E&P Norge 2010 Marulk, PL122 Statoil Petroleum DONG E&P Norge Eni Norge 2010 Gaupe, PL292 BG Norge Lundin Norway 2011 Valemon, PL050, PL050B, PL050C, PL050D, PL193B, PL193D Statoil Petroleum Petoro AS Centrica Resources Norge Enterprise Oil Norge 2011 Visund, Sør, PL120 Statoil Petroleum Petoro AS ConocoPhillips Total E&P Norge 2012 Åsgard subsea compression Petoro AS Statoil Petroleum Eni Norge Total E&P Norge ExxonMobil E&P Norway 2011 Atla, PL102C Total E&P Norge Petoro AS Centrica Resources Norge Det norske oljeselskap 2012 Martin Linge, PL040, PL043 Total E&P Norge Petoro AS Statoil Petroleum

(60) Im Zeitraum 2008-2012 wurden Erschließungs- und Betriebspläne für die Gasförderung von insgesamt 14 Unternehmen angenommen. Im Zeitraum 2009-2011 wurden Erschließungs- und Betriebspläne angenommen, die drei neue Marktteilnehmer abdecken. (42) Am norwegischen Festlandsockel exportieren über 25 Unternehmen Gas in den EWR. (43)

(61) Im Jahr 2011 betrug die norwegische Erdgasförderung mit 101,4 Mrd. Kubikmeter 3,1 % der weltweiten Produktion. (44) Über 95 % des am norwegischen Festlandsockel gewonnenen Gases werden in den EWR exportiert. Der Transport erfolgt über Rohrleitungen zu sechs Anlandestellen in vier Ländern (Vereinigtes Königreich, Deutschland, Belgien und Frankreich). (45) Etwa 1,4 Mrd. Kubikmeter (weniger als 2 %) des auf dem norwegischen Festlandsockel geförderten Gases wurden in Norwegen selbst verbraucht.

(62) Es gibt eine Reihe unabhängiger Unternehmen, die im Bereich Erdgasförderung auf dem norwegischen Festlandsockel tätig sind. Ferner werden auch neue Unternehmen als Lizenznehmer angenommen. Gemessen an ihrem jährlichen Produktionsniveau sind die fünf größten Gasförderunternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel Petoro, Statoil, Exxon Mobil, Total und Shell. Statoil ist der größte Gasförderer auf dem norwegischen Festlandsockel. Der Anteil der drei größten Erdgasförderer an der Gesamtproduktion auf dem norwegischen Festlandsockel ist zusammengenommen nicht höher als 50 %. (46)

(63) Die EU-Mitgliedstaaten verbrauchen ca. 500 Mrd. Kubikmeter Erdgas pro Jahr. Laut Eurogas (47) machten im Jahr 2011 Gaslieferungen der EU-Mitgliedstaaten 33 % der Nettogesamtversorgung aus, gefolgt von Lieferungen aus Russland (24 %), Norwegen (19 %) (48) und Algerien (9 %). Die Zahlen enthalten sowohl Ferngas- als auch LNG-Lieferungen. Die verbleibenden 15 % wurden von anderen Quellen aus verschiedenen Teilen der Welt beigesteuert.

(64) Alle Lizenznehmer auf dem norwegischen Festlandsockel sind für den Verkauf ihres Gases selbst verantwortlich. Die gasfördernden Unternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel haben Lieferverträge mit Erdgas-Abnehmern in einer Reihe von EU-Mitgliedstaaten. Der Anteil des aus norwegischem Gas gedeckten Verbrauchs am gesamten Gasverbrauch betrug im Jahr 2011 in den sechs EU-Mitgliedstaaten, die das meiste Gas vom norwegischen Festlandsockel einführen, jeweils: (49) EWR-Staat Mit norwegischem Gas gedeckter Verbrauch in % Vereinigtes Königreich 35 % Deutschland 32 % Belgien 34 % Niederlande 24 % Frankreich 26 % Italien 14 % Nationaler Gasverbrauch im EWR – IHS CERA

(65) Statoil ist nach Gazprom mit ca. 20 % (50) des gesamten EWR-Verbrauchs der zweitgrößte Erdgaslieferant für den EWR. Aus der obigen Tabelle geht hervor, dass die Gaslieferanten vom norwegischen Festlandsockel in den EWR-Staaten, die Hauptabnehmer des norwegischen Gases sind, mit Versorgern konkurrieren, die ihr Gas aus anderen geografischen Gebieten beziehen. Daraus folgt, dass Großabnehmer in diesen EWR-Staaten über alternative Versorgungsquellen zu Gas vom norwegischen Festlandsockel verfügen. Dies wird auch durch die von Eurogas erstellte Statistik (Tabelle unten) veranschaulicht, der zu entnehmen ist, dass die EU-Mitgliedstaaten zusätzlich zu norwegischem Gas Lieferungen aus inländischer Förderung sowie aus Russland, Algerien, Katar und anderen Quellen erhalten haben: ERDGASLIEFERUNGEN IN EUROGAS-MITGLIEDSLÄNDER UND DIE EU IM JAHR 2011 (51) TWh Inländische Förderung Russland Norwegen Algerien Katar Sonstige Quellen (52) Änderungen bei der Gasbevorratung (53) Sonstige Gleichgewichte Netto-gesamtversorgung Verände-rung (in %) 2011/ 2010 Österreich 18,8 59,8 14,5 0,0 0,0 29,4 –22,1 –4,9 95,6 –6 % Belgien 0,0 3,4 82,4 0,0 30,8 66,9 –0,2 0,0 183,3 –15 % Bulgarien 4,2 29,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 –1,4 32,3 11 % Tschechische Republik 1,4 63,3 12,2 0,0 0,0 23,2 –10,0 –4,6 85,5 –10 % Dänemark 81,7 0,0 0,0 0,0 0,0 –31,9 –1,8 –7,4 40,6 –18 % Estland 0,0 6,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,5 –10 % Finnland 0,0 43,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 43,4 –12 % Frankreich 6,5 72,6 182,9 66,7 37,4 135,0 –22,4 –1,5 477,2 –13 % Deutschland 137,3 336,9 303,1 0,0 0,0 110,2 –22,8 0,0 864,7 –11 % Griechenland 0,0 30,3 0,0 8,7 1,9 10,5 –0,1 –0,1 51,2 23 % Ungarn 32,5 72,6 0,0 0,0 0,0 5,6 14,0 –0,6 124,2 –6 % Irland 2,1 0,0 0,0 0,0 0,0 51,1 0,0 0,0 53,2 –12 % Italien 88,5 247,1 38,6 242,8 65,7 149,0 –8,2 0,9 824,4 –6 % Lettland 0,0 16,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,2 –13 % Litauen 0,0 57,0 0,0 0,0 0,0 –21,9 –0,1 0,0 35,0 9 % Luxemburg 0,0 3,2 6,9 0,0 0,0 3,2 0,0 0,0 13,4 –13 % Niederlande 746,7 44,0 129,0 0,9 3,7 – 481,6 0,0 15,8 458,3 –10 % Polen 47,6 102,7 0,0 0,0 0,0 17,4 –8,4 –1,4 157,9 2 % Portugal 0,0 0,0 0,0 21,6 0,0 36,9 0,0 0,0 58,5 0 % Rumänien 117,0 34,2 0,0 0,0 0,0 0,0 –0,4 0,0 150,8 3 % Slowakei 1,0 62,4 0,0 0,0 0,0 –5,7 0,2 –0,1 57,7 –3 % Slowenien 0,0 5,3 0,0 2,6 0,0 0,9 –0,1 0,1 8,8 –16 % Spanien 1,9 0,0 13,9 147,4 51,5 160,4 –4,5 1,6 372,2 –7 % Schweden 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,9 0,0 0,0 14,9 –20 % Vereinigtes Königreich 526,7 0,0 244,2 2,6 230,6 –76,7 –22,6 –0,1 904,7 –17 % EU 1 813,9 1 290,1 1 027,7 493,3 421,6 196,8 – 109,2 –3,7 5 130,5 –10 % Veränderung 2011/10 (in %) –11 % 2 % –3 % –8 % 21 % –45 % – 199 % –78 % –10 % Schweiz 0,0 7,6 7,3 0,0 0,0 19,6 0,0 0,0 34,5 –10 % Türkei 8,1 270,3 0,0 44,2 0,0 144,7 0,0 2,4 469,7 18 % Einheit: Terrawattstunde (TWh) (oberer Heizwert). Anmerkung: Bei den Zahlen handelt es sich jeweils um die zum Veröffentlichungszeitpunkt

(66) Was die EU-Mitgliedstaaten mit dem höchsten Anteil an norwegischem Erdgas anbelangt, verfügen diese über alternative Versorgungsquellen. Einige dieser Alternativen sind: — Im Vereinigten Königreich, wo etwa 35 % des Bedarfs mit Gas vom norwegischen Festlandsockel gedeckt werden, wird in beträchtlichem Umfang inländisch Gas gefördert (obgleich die inländische Gewinnung seit dem Jahr 2000 rückläufig ist). (54) Der Anteil an LNG-Importen in das Vereinigte Königreich hat in den letzten Jahren erheblich zugenommen. (55) — In Belgien, wo der Anteil an Erdgas vom norwegischen Festlandsockel ca. 34 % ausmacht, wird Flüssiggas am LNG-Terminal in Zeebrugge wiedervergast, wobei LNG und Ferngas substituierbar sind. — In Deutschland, wo Erdgas vom norwegischen Festlandsockel etwa 32 % ausmacht, wurden die beiden von Russland ausgehenden Nord Stream-Rohrleitungen in den Jahren 2011 und 2012 in Betrieb genommen und bieten eine neue Erdgaslieferquelle aus Russland. Die norwegische Regierung ist der Auffassung, dass die Eröffnung dieser Fernleitungen höchstwahrscheinlich zu einem verschärften Wettbewerb zwischen norwegischem und russischem Gas führen wird, weil dadurch in Europa eine größere Streuung der Gasversorgungsquellen gegeben ist.

(67) Großabnehmer sind gezwungen, ihre Take-or-pay-Verpflichtungen einzuhalten, die sie im Rahmen von einschlägigen, mit norwegischen Gaslieferanten abgeschlossenen langfristigen Lieferverträgen eingegangen sind. Nach Vertragserfüllung können die Großabnehmer frei entscheiden, ob sie zu alternativen Versorgungsquellen wechseln möchten, zum Beispiel durch Einkauf von Ferngas oder LNG am Spotmarkt. Ferner haben sie die Möglichkeit, mit anderen Lieferanten langfristige Verträge mit höherem Abnahmevolumen einzugehen. Lieferverträge neueren Datums haben häufig eine kürzere Laufzeit. Laut der norwegischen Regierung erhält der Spotmarkt zunehmend Gewicht, da die virtuellen Handelspunkte sowohl in Großbritannien als auch auf dem europäischen Kontinent zunehmend liquide sind. Darüber hinaus haben sich die Kapazitäten für die Wiedervergasung in der EU in den letzten fünf Jahren mehr als verdoppelt. Im Jahr 2011 waren 25 % der Netto-Gasimporte der EU LNG-Lieferungen. Die Einzelaufschlüsselung nach EU-Mitgliedstaaten sieht wie folgt aus: LNG-LIEFERUNGEN IN EUROGAS-MITGLIEDSLÄNDER UND DIE EU IM JAHR 2011 (56) TWh LNG Nettoimporte Veränderung in % 2011/2010 Belgien 49,8 –19 % Frankreich 163,9 5 % Griechenland 13,5 5 % Italien 94,2 –2 % Niederlande 9,5 Portugal 34,7 7 % Spanien 257,2 –18 % Vereinigtes Königreich 270,7 33 % EU 893,5 2 % Türkei 68,9 –21 % Einheit: Terrawattstunde (TWh) (oberer Heizwert).

(68) Der Wettbewerbsdruck am Erdgasmarkt kommt ferner durch das Vorhandensein von Gas-Alternativen (z. B. Kohle oder erneuerbare Energien) zustande.

(69) Alle wichtigen Transit-Rohrleitungen vom norwegischen Festlandsockel zum europäischen Kontinent und zum Vereinigten Königreich gehören Gassled. (57) Der Zugang zum vorgelagerten Rohrleitungsnetz wird von dem Unternehmen Gassco AS, das sich ausschließlich im Eigentum des norwegischen Staates befindet, verwaltet. Gassco AS besitzt keine Anteile oder Kapazitäten am vorgelagerten Rohrleitungsnetz und handelt unabhängig bei der Vergabe freier Kapazitäten. Das Gasbeförderungssystem steht neutral allen Akteuren, die Erdgas befördern müssen, zur Verfügung. Förderunternehmen und qualifizierte Nutzer haben ein Recht darauf, dass ihnen unter nichtdiskriminierenden, objektiven und transparenten Bedingungen Zugang zu dem System gewährt wird. Der Zugang der Nutzer zu den Systemkapazitäten richtet sich danach, wie groß die Gasmengen sind, die befördert werden müssen. (58) Auf diese Weise können sowohl alteingesessene als auch neue Unternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel Zugang zu dem vorgelagerten Rohrleitungsnetz erlangen und in Konkurrenz zu anderen Wirtschaftsteilnehmern auf dem norwegischen Festlandsockel Gas an Abnehmer liefern.

(70) Angesichts der obigen Informationen gibt es nach Auffassung der Überwachungsbehörde keine Anhaltspunkte dafür, dass der Sektor nicht von den Marktkräften gesteuert wird. Folglich ist die Erdgasförderung auf dem norwegischen Festlandsockel im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt.

III. SCHLUSSFOLGERUNG

(71) Die Überwachungsbehörde ist der Ansicht, dass die folgenden Tätigkeiten in Norwegen, insbesondere auf dem norwegischen Festlandsockel, im Sinne von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt sind: (a) Exploration von Erdöl und Erdgas; (b) Förderung von Erdöl; und (c) Förderung von Erdgas.

(72) Da die Bedingung des freien Zugangs zum Markt als erfüllt gilt, sollte die Richtlinie 2004/17/EG nicht gelten, wenn Auftraggeber Aufträge vergeben, die die Erbringung der in Erwägungsgrund 2 Buchstabe a bis c und Erwägungsgrund 71 Buchstabe a bis c dieses Beschlusses aufgeführten Dienste in Norwegen und insbesondere auf dem norwegischen Festlandsockel ermöglichen sollen.

(73) Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von März 2013, wie sie sich aufgrund der von der norwegischen Regierung vorgelegten Informationen darstellt. Er kann geändert werden, falls signifikante Änderungen der Rechts- oder der Sachlage dazu führen, dass die Bedingungen für die Anwendbarkeit von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG nicht mehr erfüllt sind —

HAT DEN VORLIEGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:

Artikel 1

Der in Nummer 4 von Anhang XVI des Abkommens über den Europäischen Wirtschaftsraum genannte Rechtsakt zur Festlegung der Vergabeverfahren für öffentliche Aufträge in der Versorgungswirtschaft (Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste) gilt nicht für Aufträge, die von Auftraggebern vergeben werden, um die Durchführung der folgenden Dienstleistungen in Norwegen und insbesondere auf dem norwegischen Festlandsockel zu ermöglichen:

(a) Exploration von Erdöl und Erdgas;

(b) Förderung von Erdöl; und

(c) Förderung von Erdgas.

Artikel 2

Dieser Beschluss ist an das Königreich Norwegen gerichtet.

Brüssel, den 30. April 2013 Für die EFTA-Überwachungsbehörde Sverrir Haukur GUNNLAUGSSON Mitglied des Kollegiums Markus SCHNEIDER Mit der Wahrnehmung der Geschäfte beauftragter Direktor

(1) Eingang bei der Überwachungsbehörde am 6. November 2012 (Vorgang Nr. 652027).

(2) Vorgang Nr. 657306.

(3) Eingang bei der Überwachungsbehörde am 19. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663304).

(4) Vorgang Nr. 665288.

(5) Vorgang Nr. 666730, Vorgang Nr. 666722 und Vorgang Nr. 666680.

(6) Vorgang Nr. 669171.

(7) ABl. L 164 vom 30.6.1994, S. 3 und ABl. L 79 vom 29.3.1996, S. 30 und aufgenommen in das EWR-Abkommen durch den Beschluss des Gemeinsamen EWR-Ausschusses Nr. 19/95 (ABl. L 158 vom 8.7.1995, S. 40 und EWR-Beilage Nr. 25 vom 8.7.1995, S. 1) („die Genehmigungsrichtlinie“).

(8) ABl. L 176 vom 15.7.2003, S. 57, in der gemäß ABl. L 16 vom 23.1.2004, S. 74, berichtigten Fassung, und aufgenommen in das EWR-Abkommen durch den Beschluss des Gemeinsamen EWR-Ausschusses Nr. 146/2005 (ABl. L 53 vom 23.2.2006, S. 43, und EWR-Beilage Nr. 10 vom 23.02.2006, S. 17) („die Gasrichtlinie“). Diese Richtlinie wurde durch die Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94) ersetzt. Letztere wurde jedoch noch nicht an das EWR-Recht aufgenommen.

(9) Siehe Abschnitt 5 unten.

(10) Artikel 30 Absatz 2 der Richtlinie 2004/17/EG.

(11) Siehe auch den Beschluss der Überwachungsbehörde vom 22. Mai 2012 über die Freistellung der Erzeugung und des Verkaufs von Strom an Großkunden in Norwegen vom Anwendungsbereich der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (Beschluss Nr. 189/12/KOL, ABl. L 287 vom 18.10.2012, S. 21, und EWR-Beilage Nr. 58 vom 18.10.2012, S. 14).

(12) Gesetz Nr. 72 vom 19. November 1996 über Erdölarbeiten. (http://www.npd.no/en/Regulations/-Acts/Petroleum-activities-act/). Die Kohlenwasserstoff-Genehmigungsrichtlinie 94/22/EG wurde mit dem norwegischen Erdölgesetz in der Fassung vom 1. September 1995 und der Verordnung zum Erdölgesetz (norwegische Verordnung Nr. 653 vom 27. Juni 1997) in norwegisches Recht umgesetzt (http://www.npd.no/en/Regulations/Regulations/Petroleum-activities/).

(13) Siehe Abschnitte 3-3 und 3-5 des norwegischen Erdölgesetzes und Abschnitt 10 der norwegischen Erdölverordnung.

(14) Die Kriterien für „reife“ Gebiete werden auf Seite 88 des Weißbuchs an das norwegische Parlament (Storting) – An industry for the future: Norway’s petroleum activities (Meld. St. 28 (2010–2011) Report to the Storting – beschrieben („Norwegens Erdölaktivitäten: Eine Zukunftsindustrie (Meld. St. 28 (2010–2011) Bericht an das Storting“). Folgende Kriterien wurden in Erweiterung der APA-Gebiete angewendet: (i) infrastrukturnahe Gebiete (was sowohl eine bestehende als auch eine geplante Infrastruktur beinhaltet, wobei potenzielle Ressourcen in den Gebieten als zeitkritisch betrachtet werden); (ii) Gebiete mit Explorationsgeschichte (was auch Gegenden umfasst, die zu einem früheren Zeitpunkt zugeteilt, dann aber wieder aufgegeben wurden, sowie Gebiete mit bekannten Lagerstätten und zwischen zugeteilten und aufgegebenen Gebieten liegende Gebiete); und (iii) Gebiete, die an bestehende, vorab festgelegte Gebiete angrenzen, für die jedoch kein Antrag im Rahmen einer nummerierten Lizenzierungsrunde gestellt wurde (siehe http://www.regjeringen.no/en/dep/oed/press-center/press-releases/2013/apa-2013-acreage-announcement.html?id=714569). Seit Einrichtung des APA-Systems im Jahr 2003 wurden insgesamt 324 Förderlizenzen zugeteilt und insgesamt 32 Fundstellen entdeckt (Meld. St. 28 (2010–2011) Bericht an das norwegische Parlament (Storting), S. 86 - 87).

(15) Die nummerierten Lizenzierungsrunden sind auf Gebiete ausgerichtet, die geologisch kaum erschlossen sind, so dass eine schrittweise Exploration angebracht ist. Es wurden bislang bei 21 nummerierten Lizenzierungsrunden Lizenzen vergeben, wobei die 21. Runde im Frühjahr 2011 stattfand (Weißbuch - An industry for the future: Norway’s petroleum activities (Meld. St. 28 (2010–2011) Report to the Storting, S. 21). Nummerierte Lizenzierungsrunden haben überwiegend Grenzgebiete des norwegischen Festlandsockels zum Gegenstand, bei denen das Potenzial für große Funde am höchsten ist. Die 22. Lizenzierungsrunde wurde am 2. November 2011 eingeleitet. Die neuen Förderlizenzen sollen im Frühjahr 2013 zugeteilt werden (http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/-pressesenter/pressemeldinger/2011/initiates-22nd-licensing-round.html?id=661990 ). Siehe auch Kapitel 5 der gemeinsamen Publikation des norwegischen Ministeriums für Erdöl und Energie und des Norwegian Petroleum Directorate Facts 2012 – The Norwegian Petroleum Sector (Der norwegische Erdölsektor: Sachverhalt 2012) mit der Überschrift Exploration Activity (Explorationstätigkeit), S. 30 ff. (http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/ ).

(16) Vgl. Abschnitt 4-2 des norwegischen Erdölgesetzes.

(17) Die Abkürzung „SDFI“ in den ersten beiden Tabellen steht für „(Norwegian) State’s Direct Financial Interest“ – die norwegischen Kapitalanlagen bzw. -beteiligungen. Der norwegische Staat hält große Anteile an Öl- und Gaslizenzen auf dem norwegischen Festlandsockel, die im SDFI zusammengefasst sind. Das SDFI-Portfolio wird von dem staatlichen Unternehmen Petoro AS verwaltet (www.petoro.no).

(18) Dies entspricht der üblichen Vorgehensweise der Europäischen Kommission bei Entscheidungen über Unternehmenszusammenschlüsse und ihren Entscheidungen zur Gewährung einer Freistellung nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG. Siehe insbesondere die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 29. September 1999 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.1383 – Exxon/Mobil); Entscheidung der Europäischen Kommission vom 29. September 1999 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.1532 – BP Amoco/Arco); Entscheidung der Kommission vom 5. Juli 1999 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (COMP/M.1573 – Norsk Hydro/Saga), Entscheidung der Europäischen Kommission vom 3. Mai 2007 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO); Entscheidung der Europäischen Kommission vom 19. November 2007 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt (Sache Nr. COMP/M.4934 – KAZMUNAIGAZ/ROMPETROL) und Entscheidung der Europäischen Kommission vom 21. August 2009 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt (Sache Nr. COMP/M.5585 – Centrica/Venture production). Siehe auch den Durchführungsbeschluss der Kommission vom 28. Juli 2011 zur Freistellung des Aufsuchens von Erdöl- und Erdgasvorkommen und der Förderung von Erdöl in Dänemark, ausgenommen Grönland und die Färöer, von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG (ABl. L 197 vom 29.7.2011, S. 20); Durchführungsbeschluss der Kommission vom 24. Juni 2011 zur Freistellung des Aufsuchens von Erdöl- und Erdgasvorkommen und der Förderung von Erdöl in Italien von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (ABl. L 166 vom 25.6.2011, S. 28); Beschluss der Kommission vom 29. März 2010 zur Freistellung des Aufsuchens von Erdöl- und Erdgasvorkommen und deren Förderung in England, Schottland und Wales von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (ABl. L 84 vom 31.3.2010, S. 52) und Entscheidung der Kommission zur Freistellung des Aufsuchens von Erdöl- und Erdgasvorkommen und deren Förderung in den Niederlanden von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (ABl. L 181 vom 14.7.2009, S. 53).

(19) Siehe die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 23. Januar 2003 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt (Sache Nr. COMP/M.3052 – ENI/FORTUM GAS), Sache Nr. IV/M.1383 – Exxon/Mobil und die Durchführungsbeschlüsse der Europäischen Kommission betreffend Dänemark, Italien, England, Wales, Schottland und die Niederlande (siehe Fußnote 18 oben).

(20) Siehe z. B. Sache Nr. COMP/M.3052 – ENI/FORTUM GAS (Randnr. 13) und Sache Nr. COMP/M.4545 – STATOIL/HYDRO (Randnr. 7) (siehe Fußnote 18 oben).

(21) Diese Zahl deckt sowohl im Rahmen von nummerierten Lizenzierungsrunden vergebene Lizenzen als auch APA-Lizenzen ab (vgl. Vorgang Nr. 663313, S. 1-20).

(22) Siehe z. B. die Entscheidung der Europäischen Kommission in der Sache Exxon/Mobil (Randnummern 25 und 27) (Fußnote 18 oben).

(23) Siehe Seite 6 des statistischen Welt-Energieberichts von BP von Juni 2012 (Statistical Review of World Energy, nachfolgend „BP-Statistik“) ( http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_assets/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_report_2012.pdf ).

(24) Siehe BP-Statistik, S. 6.

(25) Siehe BP-Statistik, S. 20.

(26) Vgl. das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 22).

(27) Siehe z. B. den Durchführungsbeschluss der Europäischen Kommission betreffend Dänemark (siehe Fußnote 18 oben) und den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend Italien (siehe Fußnote 18 oben).

(28) Siehe auch Kapitel 5 der gemeinsamen Publikation des norwegischen Ministeriums für Erdöl und Energie und der norwegischen Erdöldirektion mit dem Titel „Facts 2012 – The Norwegian Petroleum Sector“ (Der norwegische Erdölsektor: Sachverhalt 2012) mit der Überschrift „Player scenario and activity“ (Szenario und Tätigkeit der Akteure), S. 33 – 35 ( http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-5/ ).

(29) Siehe Fußnote 18 oben.

(30) Angesichts der Tatsache, dass die meisten auf dem norwegischen Festlandsockel befindlichen Lagerstätten sowohl Öl als auch Gas enthalten, hat die norwegische Regierung jedoch zum Ausdruck gebracht, dass es die gemeinsame Gewinnung von Öl und Gas bei den Lagerstätten unmöglich macht, zwischen beiden Tätigkeitsbereichen eine Unterscheidung im Rahmen der Richtlinie 2004/17/EG zu treffen.

(31) Bei Lagerstätten, die sowohl Öl als auch Gas enthalten, sind in der Tabelle in Abschnitt 6.2 diejenigen Lagerstätten angegeben, an denen überwiegend Öl gefördert wird. Die Lagerstätten, an denen hauptsächlich Gas gewonnen wird, sind in Abschnitt 6.3 unten aufgeführt.

(32) Siehe das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 25).

(33) Siehe BP-Statistik, S. 8.

(34) Vgl. das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 26).

(35) Siehe Durchführungsbeschluss der Europäischen Kommission betreffend Dänemark (Erwägungsgrund 16) (Fußnote 18 oben). Siehe auch den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend Italien (Erwägungsgrund 16); den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend England, Schottland und Wales (Erwägungsgrund 16) und den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend die Niederlande (Erwägungsgrund 12) (siehe Fußnote 18 oben).

(36) Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen („EG-Fusionskontrollverordnung“), (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1), die durch Beschluss Nr. 78/2004 in Anhang XIV Kapitel A Nummer 1 des EWR-Abkommens aufgenommen wurde (ABl. Nr. L 219 vom 19.6.2004, S. 13 und EWR-Beilage Nr. 32 vom 19.6.2004, S. 1).

(37) Siehe Sache Nr. IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO (Randnr. 9) (siehe Fußnote 18 oben).

(38) Siehe das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 33).

(39) Siehe die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 16. Mai 2012 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. COMP/M.6477 – BP/CHEVRON/ENI/SONANGOL/TOTAL/JV (Randnr. 19). Siehe auch Sache Nr. IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO (Randnr. 12), den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend die Niederlande (Erwägungsgrund 13) und den Durchführungsbeschluss der Kommission betreffend England, Schottland und Wales (Erwägungsgrund 15) (siehe Fußnote 18 oben).

(40) Sache Nr. IV/M.4545 – STATOIL/HYDRO, Randnr. 16 (Fußnote 18 oben).

(41) Bei Lagerstätten, die sowohl Öl als auch Gas enthalten, sind in der Tabelle in Abschnitt 6.3 diejenigen Lagerstätten angegeben, an denen überwiegend Gas gefördert wird. Die Lagerstätten, an denen hauptsächlich Öl gewonnen wird, sind in Abschnitt 6.2 oben aufgeführt.

(42) Siehe das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 28).

(43) Vgl. die Mitteilung der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 5. November 2012 (Vorgang Nr. 652027, S. 30).

(44) Siehe BP-Statistik, S. 22.

(45) Anlandeterminals in: Dornum, Dünkirchen, Easington, Emden, St. Fergus und Zeebrugge (http://www.gassco.no/wps/wcm/connect/Gassco-NO/Gassco/Home/norsk-gass/Transportsystemet ).

(46) Siehe das Schreiben der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 15. Februar 2013 (Vorgang Nr. 663313, S. 28).

(47) Siehe den Statistikbericht 2012 von Eurogas (Statistical Report 2012), S. 1 (www.eurogas.org/uploaded/Statistical%20-Report%202012_final_211112.pdf).

(48) Nach den der Überwachungsbehörde von der norwegischen Regierung zur Verfügung gestellten Informationen zu urteilen, ist diese Zahl möglicherweise eigentlich etwas höher, was aber für das Ergebnis des Beschlusses im vorliegenden Fall unerheblich ist.

(49) Die statistischen Angaben für norwegische Erdgasexporte in den EWR basieren auf der Staatszugehörigkeit des einkaufenden Unternehmens.

(50) Dieses Verkaufsvolumen beinhaltet die Verkäufe von Statoil im Auftrag von Petoro/SDFI.

(51) Diese Tabelle ist dem Statistikbericht 2012 von Eurogas entnommen (S. 6).

Einheit: Terrawattstunde (TWh) (oberer Heizwert).

Anmerkung: Bei den Zahlen handelt es sich jeweils um die zum Veröffentlichungszeitpunkt

(52) Einschließlich Nettoeinfuhren.

(53) (-) Einspeisung / (+) Entnahme.

(54) Auszug aus Kapitel 4 der Energiestatistik des Vereinigten Königreichs („Digest of UK energy statistics“, DUKES) 2012 des Ministeriums für Energie und Klimawandel mit dem Titel „Natural gas“ (Erdgas) (https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/65800/5954-dukes-2012-chapter-4-gas.pdf ), S. 95.

(55) DUKES (siehe Fußnote 50), S. 95.

(56) Diese Tabelle ist dem Statistikbericht 2012 von Eurogas entnommen (S. 7).

Einheit: Terrawattstunde (TWh) (oberer Heizwert).

(57) Gassled ist ein eigenständiges Gemeinschaftsunternehmen unter norwegischem Recht. Die Gassled-Eigentümer halten jeder entsprechend ihrer jeweiligen Beteiligung einen ungeteilten Anteil an allen Rechten und Pflichten des Gemeinschaftsunternehmens (vgl. die Mitteilung der norwegischen Regierung an die Überwachungsbehörde vom 5. November 2012 (Vorgang Nr. 652027, S. 7-8).

(58) Siehe S. 68 des Weißbuchs an das norwegische Parlament „An industry for the future – Norway’s petroleum activities (Meld. St. 28 (2010–2011) Report to the Storting)“.