Decisión de la Comisión

de 29 de septiembre de 1999

por la que una concentración se declara compatible con el mercado común y el Acuerdo EEE

(Asunto n° IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

[notificada con el número C(1999) 3093]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

(2004/284/CE)

LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 57,

Visto el Reglamento (CEE) n° 4064/89 del Consejo, de 21 de diciembre de 1989, sobre el control de las operaciones de concentración entre empresas(1), cuya última modificación la constituye el Reglamento (CE) n° 1310/97(2) y, en particular, el apartado 2 de su artículo 8,

Vista la Decisión de la Comisión de 9 de junio de 1999 de incoar un procedimiento en relación con el presente asunto,

Tras haber dado a las empresas afectadas la oportunidad de exponer su opinión sobre las objeciones planteadas por la Comisión,

Visto el dictamen del Comité consultivo de concentraciones(3),

Considerando lo siguiente:

(1) El 3 de mayo de 1999, la Comisión recibió la notificación de un proyecto de concentración en virtud de cual las empresas estadounidenses Exxon Corporation y Mobil Corporation fusionaban sus actividades en todo el mundo.

(2) El 2 de junio de 1999, el Reino Unido comunicó a la Comisión, de conformidad con lo dispuesto en la letra b) del apartado 2 del artículo 9 del Reglamento (CEE) n° 4064/89 (en adelante, el "Reglamento de concentraciones") que consideraba que la citada concentración afectaba a la competencia en el noroeste de Escocia en el sector minorista de los carburantes para motores. El 26 de julio de 1999, la Comisión adoptó un pliego de condiciones en el que exponía, entre otras, sus objeciones desde el punto de vista de la competencia por lo que se refería al mercado de la venta al por menor de carburante para motores en el conjunto del Reino Unido. El 10 de agosto de 1999, la Comisión comunicó al Reino Unido que, dadas las circunstancias y de conformidad con la letra b) del apartado 4 del artículo 9 del Reglamento de concentraciones, no procedía remitir el asunto a sus autoridades.

(3) Mediante Decisión de 9 de junio de 1999, la Comisión manifestó que la concentración notificada planteaba serias dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado común. En consecuencia, incoó el procedimiento previsto en la letra c) del apartado 1 del artículo 6 del Reglamento de concentraciones.

I. LAS PARTES Y LA OPERACIÓN

(4) Exxon Corporation ("Exxon") es una empresa diversificada presente a escala mundial en los sectores de la prospección, desarrollo, producción y venta de petróleo y gas natural; el refino y venta de productos petrolíferos refinados el desarrollo, producción y venta de diversos productos químicos; la producción y venta de carbón y minerales y la generación de electricidad. Mobil Corporation ("Mobil") es una empresa diversificada presente a escala mundial en los sectores de la prospección, desarrollo, producción y venta de petróleo y gas natural; el refino y venta de productos petrolíferos refinados y el desarrollo, producción y venta de diversos productos químicos. Mobil y British Petroleum ("BP") han agrupado todas sus actividades de refino y comercialización al por menor en Europa en una empresa en participación que controlan conjuntamente, BP/Mobil(4).

(5) La notificación tiene por objeto una fusión completa con arreglo a la letra a) del apartado 1 del artículo 3 del Reglamento de concentraciones. Exxon y Mobil firmaron una Acuerdo y Plan de Fusión el 1 de diciembre de 1998. En virtud de este acuerdo, Mobil se fusionará con una filial al 100 % de Exxon y será la única entidad superviviente. De resultas de esta operación, Exxon poseerá la totalidad de las acciones con derecho a voto emitidas y en circulación de Mobil. Los accionistas de Mobil recibirán 1,32015 acciones ordinarias de Exxon por cada acción ordinaria de Mobil que posean al cierre de la operación. Los accionistas de Exxon poseerán aproximadamente el 70 % de la entidad combinada Exxon Mobil, mientras que los accionistas de Mobil poseerán aproximadamente el 30 %.

II. DIMENSIÓN COMUNITARIA

(6) Como el volumen de negocios total, a nivel mundial, de las partes(5) supera los 5000 millones de euros (Exxon: 121000 millones de euros; Mobil: 47000 millones de euros), los respectivos volúmenes de negocios comunitarios de Exxon y Mobil superan los 250 millones de euros (Exxon: [...]*(6) millones de euros; Mobil: [...]* millones de euros) y ninguna de las dos empresas realiza más de las dos terceras partes de su volumen de negocios total en la Comunidad en un mismo Estado miembro, la concentración tiene dimensión comunitaria con arreglo al apartado 2 del artículo 1 del Reglamento 4064/89 del Consejo. Por otro lado, los volúmenes de negocios de Exxon y Mobil superan los 250 millones de euros en el territorio de la AELC (Exxon: [...]* millones de euros; Mobil: [...]* millones de euros), de manera que la operación constituye un caso de cooperación con la AELC.

III. EVALUACIÓN COMPETITIVA

(7) Generalmente, la industria petrolera se divide en tres sectores: el sector ascendente del petróleo y el gas (prospección, desarrollo y producción de petróleo crudo y gas natural), el sector descendente (refino y comercialización de combustibles; distribución de gas natural y fabricación de lubrificantes) y diversas actividades petroquímicas.

(8) Esta concentración no suscita reservas desde el punto de vista de la competencia en los mercados de prospección, desarrollo y producción de petróleo crudo y gas natural ni en lo referente a las diversas actividades petroquímicas en que se producen solapamientos entre las partes. Ambas partes tienen actividades de prospección, desarrollo y producción de petróleo crudo y gas natural y en la Decisión que adoptó en virtud del la letra c) del apartado 1 del artículo 6 la Comisión manifestó que tenía serias dudas acerca de la compatibilidad de la operación en esos mercados. En la misma Decisión, la Comisión manifestó que tenía serias dudas acerca de la compatibilidad de la operación en el mercado del "gas licuado". Sin embargo, por los motivos que se exponen en las secciones A y B, estos mercados no plantean problemas de competencia.

(9) Por los motivos que se indican más adelante, la concentración creará o reforzará una posición dominante en los siguientes mercados:

- conducción de gas natural al por mayor en los Países Bajos (Sección C);

- conducción de gas natural al por mayor a larga distancia en Alemania (Sección D);

- instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural en el sur de Alemania (Sección C);

- aceites de base del grupo I en el EEE (Sección C);

- venta al por menor de carburantes de automoción en Austria, Alemania, Luxemburgo, los Países Bajos y el Reino Unido (Sección E);

- venta al por menor de carburantes de automoción en las autopistas de peaje francesas (Sección E);

- lubricantes de aviación en todo el mundo (Sección F);

- carburantes de aviación en el aeropuerto de Gatwick (Sección G).

A. PROCESO DE PROSPECCIÓN, DESARROLLO Y PRODUCCIÓN

(10) Las actividades ascendentes abarcan tres tipos de iniciativas comerciales: la localización de nuevas reservas, su desarrollo y su explotación comercial. La localización de nuevas reservas es lo que habitualmente se denomina "prospección". El desarrollo se refiere al establecimiento de las infraestructuras adecuadas para la producción (plataformas petrolíferas, oleoductos o gasoductos, terminales, etc.). La explotación de las reservas recibe el nombre de "producción y ventas". Otras decisiones(7) anteriores de la Comisión se centraron principalmente en la repercusión de las transacciones notificadas en su momento sobre el segmento de producción y ventas.

(11) La prospección y el desarrollo son actividades que consumen grandes cantidades tiempo y dinero y se dividen en varias etapas sucesivas. En primer lugar, aquellos países que creen que se pueden encontrar reservas de hidrocarburos en su territorio (los "países anfitriones") organizan licitaciones para conceder licencias de explotación. Los procedimientos de licitación varían mucho: de la subasta pública en Estados Unidos a situaciones en las que es el país anfitrión el que preselecciona a los licitadores. Esta preselección puede basarse, en mayor o menor medida, en la capacidad técnica, el poderío financiero u otras consideraciones (grupos de presión, afinidades culturales, etc.).

(12) A menudo, las empresas presentan ofertas conjuntas con objeto de compartir el riesgo o complementarse desde el punto de vista técnico. En algunos casos son los países anfitriones quienes pueden exigir a determinados licitadores que se agrupen para pujar por la licencia de prospección, como también pueden exigirles que reserven a la compañía petrolera nacional parte de las reservas que descubran en el bloque objeto de la licencia. Siempre que la licencia se adjudica colectivamente a un grupo de empresas, se designa un operador para el bloque en cuestión. La función del operador consiste en gestionar la prospección desde un punto de vista técnico y financiero y, posiblemente, ocuparse de las fases de desarrollo y producción del proyecto. La mayoría de las decisiones importantes exigen la unanimidad de todos los socios del proyecto.

(13) Lo habitual es que entre la concesión de una licencia y el inicio de la producción transcurran entre cinco y quince años. El coste de los proyectos de prospección y desarrollo puede llegar a aproximadamente 7000 millones de euros para los proyectos situados en las denominadas "áreas fronterizas". La proporción que se suele dar entre los gastos de la fase de prospección y los de la fase de desarrollo es del 15 % y el 85 % respectivamente.

(14) También es de señalar que, cuando se inicia la producción en una nueva zona, hay que desarrollar las infraestructuras, lo que implica especialmente la construcción de plataformas petrolíferas, oleoductos y terminales. Los yacimientos más pequeños, cuya explotación no sería rentable de manera aislada, pueden explotarse aprovechando las infraestructuras creadas para los de mayor tamaño. A veces, estos yacimientos de menor tamaño reciben el nombre de "yacimientos satélite". Este es el método que se ha seguido en la mayoría de los casos para la prospección en el Mar del Norte.

MERCADOS DE PRODUCTOS DE REFERENCIA

(15) A menudo se alega que la prospección, el desarrollo y la producción y venta están tan interrelacionadas que integran un único mercado de productos. No obstante, se puede aducir que la prospección es un mercado de producto distinto, dado que es posible sostener que toda empresa que lleve a cabo actividades de prospección tiene dos tipos de clientes: el país anfitrión, al que se ha comprometido a aportarle en el futuro un flujo de ingresos en caso de que se encuentre petróleo o gas y los productores y vendedores de petróleo y gas, que pueden adquirirlos o unirse a las actividades de desarrollo y producción. La transferencia de derechos sobre bloques constituye una práctica generalizada en el sector.

(16) Como en el momento de llevar a cabo la prospección se desconoce lo que yace en el subsuelo, la Comisión estima que no está justificado distinguir entre prospección de petróleo y de gas natural. En cuanto a los mercados de producto del desarrollo, la producción y la venta, dado que el gas y el petróleo tienen aplicaciones diferentes y están sujetos a variaciones de precios y a restricciones de costes, la Comisión estimó oportuno, cuando adoptó la Decisión de incoar un procedimiento, definir un mercado de producto de referencia para el desarrollo, la producción y la venta de petróleo y otro mercado de producto de referencia para el desarrollo, la producción y la venta de gas natural.

(17) Las partes han negado la existencia de un mercado de prospección alegando que se encuentra demasiado vinculado a las siguientes fases del proceso de producción como para considerarlo como un mercado de productos aparte. Como se explicará posteriormente en la sección "Efectos de la concentración sobre la competencia", a la hora de determinar las consecuencias de la operación notificada para la competencia, no es necesario definir con precisión los mercados de productos de referencia en función de las diversas fases de prospección, desarrollo, producción y venta de petróleo y gas natural respectivamente.

MERCADOS GEOGRÁFICOS DE REFERENCIA

(18) La Comisión coincide con las partes en que, desde una perspectiva de la demanda europea, los mercados geográficos de referencia son de ámbito mundial por lo que respecta a la prospección y el desarrollo, la producción y las ventas de petróleo y probablemente incluyen al EEE, Argelia y Rusia en el caso del gas natural.

(19) La Comisión se planteó la posibilidad de que regiones geográficas más pequeñas pudiesen constituir mercados de referencia. Por razones de seguridad de suministro, algunos compradores de gas tienen en cuenta en su política de compras el origen del gas (de Rusia procedió aproximadamente el 17 % del suministro total de Europa occidental, y de Argelia, el 12 %). El ejemplo más explícito de ello lo constituye la legislación española, según la cual no puede proceder del mismo país más del 60 % de la demanda de gas natural. No obstante, resulta improbable que no se pueda neutralizar un incremento en el precio del gas producido en el EEE con un pequeño incremento en la proporción de gas que se adquiere a Rusia y Argelia. En cualquier caso, se puede dejar abierta la cuestión de la definición del mercado geográfico de referencia, ya que no altera la conclusión de la evaluación competitiva.

OPERADORES DEL MERCADO

(20) Tradicionalmente las empresas que participan en las actividades de prospección, desarrollo y producción y venta se agrupaban en tres categorías con perfiles, objetivos estratégicos y futuras capacidades de prospección y desarrollo diferentes. Se trata de las siguientes: i) los productores de titularidad estatal (principalmente la OPEP y algunas empresas establecidas en la OCDE, como Statoil); ii) las llamadas "majors" (grandes), es decir, las compañías petroleras integradas verticalmente con actividades internacionales; y iii) un sinfín de petroleras bastante más pequeñas, la mayoría de las cuales son prospectores y/o productores no integrados.

(21) Los problemas de competencia detectados por la Comisión se plantearon básicamente por el hecho de que, como consecuencia de la transacción notificada y de la notificada por BP Amoco y Arco, cabía la posibilidad de que una categoría distinta de (cuatro) operadores dominase las actividades de prospección y desarrollo. Este grupo de "super majors" (en adelante denominadas "macrooperadores") estaría formado por Exxon Mobil, BP Amoco-Arco y Shell.

POSICIÓN DE LAS PARTES EN EL MERCADO

Prospección

(22) En el mercado de prospección no hay ningún indicador del poder de mercado disponible o reconocido universalmente. Puede medirse el poder de mercado atendiendo al número de bloques en los que se han concedido licencias, al número de bloques en los que opera una empresa determinada, a la superficie total explotada, a los gastos de capital en la prospección, etc. Casi todo el mundo está de acuerdo en que el número de bloques o la superficie no son indicadores fiables, ya que abarcan situaciones muy variables.

(23) Si se toman como referencia los gastos de capital, Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco y Shell representan juntas, con unas cuotas aproximadamente iguales, entre el 30 % y el 40 % de los gastos totales de capital para prospección, desarrollo y producción previstos para 1999. El siguiente operador representaría un tercio del tamaño medio de estos macrooperadores.

(24) Las partes han rebatido la validez de este cálculo del poder de mercado por las razones que figuran a continuación. En primer lugar, los gastos de capital varían en función del lugar en que se lleve a cabo la prospección, por lo que si se aplica este criterio se infravalora la cuota de mercado de las compañías petroleras nacionales en las zonas de la OPEP de bajo coste. En segundo lugar, a menudo los gastos de capital de un operador no reflejan correctamente la parte de la licencia o de la producción de que es propietario. Ello se debe a que las compañías estatales a menudo pagan una parte de dichos gastos muy inferior a la que les correspondería por su parte de la licencia o de la producción de petróleo. En tercer lugar, a menudo en los gastos de capital se incluyen gastos en inversiones tales como la licuefacción de gas e infraestructuras, en lugar de limitarse estrictamente a los importes invertidos en prospección y desarrollo.

(25) Otro modo de determinar el poder de mercado podría ser calcular la cuota de la producción prevista de estas empresas (dado que la prospección actual y la adquisición de derechos a terceros se traducirá en producción en el futuro). Según los resultados de la investigación del mercado, la cuota de mercado conjunta de los tres "macrooperadores" de la producción (OPEP excluida) también será, dentro de unos 10 años, de entre el 30 % y el 40 %.

Producción y ventas

(26) Según la información disponible, en 1998 Exxon y Mobil representaban juntas en torno al [0-10]* % de la producción mundial de petróleo y alrededor del [10-20]* % de la producción europea de gas natural. Para BP Amoco-Arco las cifras eran del 3,7 % y el 8,4 % y para Shell del 3,3 % y el 13,9 %. Se trata de cifras que en los últimos años no han experimentado modificaciones sustanciales. Los tres macrooperadores controlan casi el [30-40]* % de la producción total de gas natural del EEE. No obstante, estos tres macrooperadores suministran menos del [20-30]* % del gas natural que se consume en el EEE.

(27) A menudo el sector utiliza las reservas conocidas como un indicador del poder de mercado. Según los datos disponibles, las partes cuentan con aproximadamente el [0-10]* % de las reservas mundiales conocidas de petróleo y el [10-20]* % de las reservas europeas de gas natural. No obstante, las partes han alegado que las reservas conocidas no constituyen un indicador significativo de la producción futura, Las reservas conocidas declaradas por las empresas petroleras desempeñan el papel de existencias y, como hacen las demás empresas privadas, las compañías petroleras tienen que limitar al máximo sus existencias. Las reservas conocidas indican si una empresa está en condiciones de hacer frente al agotamiento previsible de sus yacimientos de petróleo y, por tanto, puede mantenerse en el mercado. En cambio, las compañías petroleras nacionales no necesitan justificar nuevas inversiones en prospección y desarrollo ante sus accionistas, ya que las reservan nacionales suelen superar con creces sus necesidades. Por lo tanto, este indicador sobrevalora el poder de mercado de las compañías petroleras nacionales.

(28) En la actualidad, y en un futuro previsible, los productores de la OPEP disfrutan y seguirán disfrutando colectivamente de un poder de mercado considerable en lo que se refiere a la producción de petróleo. Controlan una cantidad sustancial de la producción y las reservas conocidas (aproximadamente el 40 % y el 75 %, respectivamente; las reservas de Arabia Saudí representan más de un tercio de las reservas de la OPEP). La OPEP ha influido en numerosas ocasiones en los precios del crudo(8).

(29) Gazprom (17 %) y Sonatrach (11 %), los proveedores nacionales ruso y argelino, acaparan aproximadamente el 30 % de las ventas al EEE de gas natural y sus reservas ascienden al 88 % (Gazprom 81,5 %) de las reservas conocidas conjuntas que se pueden vender en el EEE.

REPERCUSIONES DE LA CONCENTRACIÓN EN LA COMPETENCIA

(30) La Comisión planteó las serias dudas que figuran a continuación en relación con las repercusiones que tendrá la fusión en la competencia en los mercados de prospección, desarrollo, producción y ventas de crudo y gas natural. La adquisición notificada y la fusión BP Amoco-Arco podrían conducir a la creación de un grupo de competidores en el sector, compuesto por Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco y Shell. Sean cuales sean los parámetros que se escojan (capitalización bursátil, producción de crudo y gas, reservas conocidas, etc.), en la actualidad hay una gran diferencia entre estos tres macrooperadores y las demás grandes compañías.

(31) En su momento, se analizó la posibilidad de que los tres macrooperadores gozasen en el futuro de una situación de privilegio a la hora de localizar y explotar nuevas reservas de importancia en relación con los demás operadores del mercado. Ello podría ser consecuencia de su creciente poderío financiero que les pondría en condiciones de gozar de una mayor cartera de riesgos. En cambio, los demás competidores tendrían que elegir las zonas en las que tuvieran intención de operar. Al tener unas condiciones menos favorables de acceso al capital y menor capacidad para diversificar los riesgos, para seguir explotando yacimientos de importancia, las empresas de menor tamaño se verían obligadas a asociarse con los macrooperadores. De lo contrario, sólo les quedaría la posibilidad de convertirse en operadores especializados en la prospección. Ello puede tener como consecuencia que los macrooperadores controlen el acceso de otros prospectores a las zonas inexploradas, primero por lo que atañe a las primeras licencias y, posteriormente, por lo que concierne a los nuevos bloques vecinos, ya que los macrooperadores habrán creado las infraestructuras necesarias.

(32) Como entre las primeras fases de la prospección y el inicio de la producción suelen transcurrir entre 5 y 15 años, no sería imposible que, en un plazo de 10 años, los macrooperadores ejerciesen una influencia significativa sobre la producción y reservas nuevas de los países ajenos a la OPEP.

(33) Ello podría afectar a los mercados de producción y venta de la forma que se describe a continuación. Disminuirían las presiones competitivas que impiden en buena medida que la OPEP funcione como un cartel. Estos tres macrooperadores tendrían los mismos intereses que la OPEP, por lo que probablemente apoyarían las decisiones de esta última, limitando la producción hasta determinado nivel sin correr el peligro de otros operadores se aprovechen de ello. Ello se traduciría en el reforzamiento de la posición dominante de la OPEP en el mercado del petróleo crudo mediante la creación de una estructura oligopolística integrada por la OPEP y los tres macrooperadores, lo que crearía incentivos para alinearse a las estrategias comerciales de la OPEC. Esta organización estaría en condiciones de incrementar los precios manteniéndolos justo por debajo del nivel a partir del cual resulta rentable acometer nuevas prospecciones.

(34) A la vista de estas consideraciones, la Comisión llegó a la conclusión de que la operación planteaba serias dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado común y el Acuerdo EEE, que debía ser objeto de una investigación en profundidad.

(35) Las partes expresaron su desacuerdo con la Comisión por dos motivos. En primer lugar, los macrooperadores seguirían teniendo que competir con las compañías petroleras de menor tamaño. En segundo lugar, los países anfitriones controlan la producción de petróleo y gas y, en cualquier caso, no tendrían interés alguno en dejar que las petroleras restringiesen la producción.

(36) La investigación del mercado confirmó que los pequeños prospectores no parecen considerar que la creación de una nueva categoría de macrooperadores vaya a amenazar su posición. Debido a las diferencias de tamaño no competirían por los mismos tipos de derechos de prospección y no dependerían de los grandes prospectores para vender su petróleo. Además, parece que hay grandes petroleras, como Chevron, Texaco, Elf o Total, que son perfectamente capaces de prospectar y desarrollar yacimientos en cualquier lugar del mundo. Las partes han facilitado numerosos ejemplos de la participación de grandes petroleras en proyectos que se están llevando a cabo actualmente en todo el mundo.

(37) En segundo lugar, la investigación del mercado confirmó que habitualmente los contratos de concesión entre los países productores y los prospectores-productores prohíben a estos últimos limitar la producción (y reservan esta decisión a las autoridades de país productor).

(38) En cuanto al gas natural, no es probable que las partes, junto a los demás macrooperadores, consigan controlar la producción del EEE y que, de este modo, se vea afectada la competencia. Aun en el caso de que existiera dicho mercado (habida cuenta del riesgo político evidente que conlleva la producción de gas en Rusia y Argelia), no se puede alegar la existencia de una posición dominante colectiva de los macrooperadores dada la fuerte posición del gas noruego vendido por competidores. Además, los productores de gas natural han de satisfacer una demanda muy concentrada en manos de las compañías nacionales de distribución de gas al por mayor, como SNAM (Italia) o Transgas (Portugal).

(39) Por consiguiente, la Comisión llega a la conclusión de que la operación de concentración no conducirá a la creación o al reforzamiento de una posición dominante en los mercados de prospección, desarrollo, producción y venta de petróleo y gas natural.

B. TECNOLOGÍA DE LICUEFACCIÓN

(40) En la Decisión que adoptó en virtud de la letra c) del apartado 1 del artículo 6 la Comisión manifestó su temor de que la operación notificada crease una posición dominante por lo que se refiere a la tecnología de licuefacción.

(41) La licuefacción es un proceso de conversión del gas natural en carburantes acabados. Esta tecnología permite convertir el gas natural en líquido en el lugar de prospección y producción facilitando así el desarrollo comercial de las reservas de gas y su transporte desde lugares remotos inaccesibles por gasoducto. Además, este proceso permite fabricar productos de gran pureza.

(42) En la actualidad los procesos de licuefacción no permiten fabricar a precios competitivos productos de sustitución de los productos convencionales obtenidos por refinación. Se cree que la demanda de productos de licuefacción procederá de los fabricantes de lubricantes y productos petroquímicos, dada la gran pureza y organización molecular de los productos elaborados por licuefacción. Subsiguientemente, es posible que la demanda incluya los demás productos petrolíferos.

(43) En la actualidad se siguen dos métodos de licuefacción: el método Fischer-Tropsh ("F-T") y el método del metanol, consistente en la conversión de metanol en gasolina ("MTG"), desarrollados respectivamente por Exxon y Mobil. Según la información obtenida en el mercado, Exxon posee la mayor cartera de patentes relacionadas con el método F-T. Esta cartera cubre con patentes estadounidenses y extranjeras cada fase del proceso. Fuentes del sector han señalado que [...]*.

(44) Las demás empresas de petróleo y gas disponen de un número limitado de patentes en uno de los dos procesos o incluso en ambos, pero no abarcan todas fases esenciales de los mismos.

(45) En la actualidad las posiciones de Exxon y Mobil en materia de patentes son posiciones alternativas pero no sustituibles. De llevarse a cabo la fusión, la sólida posición conjunta de las partes constituiría un obstáculo a la entrada de nuevos competidores. Por último, el gran volumen de recursos financieros necesarios para competir en el campo de la licuefacción (construir una planta F-T, por ejemplo, cuesta [entre 1000 y 3000]* millones de dólares) es un factor que impediría la expansión de las empresas ya presentes en el mercado y la entrada de nuevos competidores.

(46) En respuesta a las dudas expresadas por la Comisión, las partes explicaron que la licuefacción no constituye un mercado aparte y los volúmenes de productos petrolíferos que esta tecnología podría generar en la próxima década son ínfimos en comparación con los obtenidos mediante el proceso tradicional de refino. Además, hay otras empresas que poseen carteras de patentes suficientemente amplias para desarrollar la tecnología necesaria.

(47) La Comisión está de acuerdo con las partes en que, aun suponiendo que efectivamente éstas posean una cartera de patentes esencial, la concentración notificada no creará una posición dominante, habida cuenta del escaso impacto que tendría sobre los mercados de productos petrolíferos.

C. GAS NATURAL

INTRODUCCIÓN

Descripción de la "columna de gas"

(48) El gas natural que sale de los yacimientos ha de ser depurado de ciertos elementos para alcanzar la calidad necesaria (ha de estar compuesto casi íntegramente de metano y etano) y ser inyectado en los gasoductos de distribución de gas de alta presión. Este gas se vende a las compañías de conducción de gas al por mayor que, a su vez, venden el gas a los consumidores finales.

(49) Hay dos tipos de compañías de conducción al por mayor: las llamadas compañías de conducción al por mayor a larga distancia y las denominadas compañías de conducción al por mayor a corta distancia. Las compañías de conducción al por mayor a larga distancia compran gas a los productores de gas y lo transportan a largas distancias en gasoductos de alta presión. A continuación, lo venden a otros mayoristas de carácter más local, es decir, a compañías de conducción al por mayor a corta distancia, o directamente a consumidores finales. También prestan servicios de tránsito internacional de larga distancia a compañías de conducción al por mayor a larga distancia de otros países.

(50) Además del suministro de gas, se ofrecen otros servicios a los consumidores finales:

- El denominado "swing": el consumo de gas varía a lo largo del año. Esta circunstancia tiene gran importancia para las compañías de distribución local (CDL) que abastecen de gas a los hogares a través de su red de baja presión, ya que en invierno el consumo de gas para calefacción es elevado mientras que en verano el consumo es muy inferior. Un elemento clave para prestar este servicio de "swing" es la capacidad de almacenamiento, principalmente en instalaciones subterráneas.

- Otros servicios, como control de calidad (verificar que el gas suministrado cumple las especificaciones acordadas), compensación (ajustar el volumen de gas que entra en los gasoductos al volumen de salida requerido), suministro de reserva (acuerdos con otros mayoristas o productores conectados con la propia red de suministro por los que éstos garantizan el suministro en caso de que los suministros propios resulten insuficientes) y medición con contadores.

(51) Los consumidores finales se dividen en tres categorías: centrales eléctricas, consumidores industriales (firmes o interrumpibles) y CDL. Las diferencias entre estas categorías son las siguientes:

(52) Hay importantes diferencias de precio entre las distintas categorías de consumidores, incluso cuando su demanda de gas es idéntica. Ello se debe a que los precios siempre se han fijado teniendo en cuenta el valor de la fuente de energía alternativa del cliente ("Anlegbarkeitsprinzip"), es decir, se tiene en cuenta qué otra fuente de energía que puede utilizar el cliente: gasóleo de calefacción en los hogares, aceites pesados en el caso de usuarios industriales y, en cierta medida, energía nuclear o carbón en las centrales eléctricas.

(53) También hay diferencias cualitativas en el suministro a las diferentes categorías de consumidores. A este respecto, hay que mencionar el servicio de "swing" exigido para los suministros a CDL y la distinción entre consumidores industriales firmes (cuyo suministro no puede ser interrumpido) e interrumpibles. Estos aspectos también influyen en el precio.

(54) La última diferencia reside en el marco legal resultante de la Directiva 98/30/CE del Parlamento Europeo y el Consejo(9) (en adelante, la "Directiva comunitaria del gas") y las medidas nacionales de aplicación (liberalización). Esta Directiva exige a los Estados miembros que liberalicen sus mercados antes del 10 de agosto del año 2000, de manera que las centrales productoras de electricidad alimentadas con gas, con independencia de su nivel de consumo anual, y los clientes finales que consuman más de 25 millones de metros cúbicos (MMC) de gas al año calculados según el consumo de cada instalación (los denominados "clientes cualificados") sean libres de celebrar contratos de suministro de gas natural. El mercado debe liberalizarse totalmente como mínimo en un 20 % para dicha fecha, un 28 % en el 2005 y un 33 % en el 2010. El volumen mínimo exigido a los clientes cualificados se reducirá a 15 MMC en 2005 y 5 MMC en 2010.

(55) Para organizar el acceso a la red, los Estados miembros puede elegir entre dos procedimientos que deben regirse por criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios. El primer procedimiento se refiere al "acceso negociado", por el que las compañías de gas natural y los clientes cualificados negocian voluntariamente acuerdos comerciales y las compañías de gas natural tienen que publicar las condiciones de utilización de su red antes del 10/8/2001 y anualmente a partir de esa fecha. El segundo procedimiento es el "acceso regulado", por el que las compañías de gas natural deben dar acceso a su red aplicando las tarifas publicadas por las autoridades competentes del Estado miembro.

(56) La Directiva prevé un procedimiento de excepción condicionada por el que la Comisión puede aceptar, bajo determinadas condiciones, que una compañía de gas natural se niegue a conceder acceso a su red si con ello tiene que afrontar dificultades económicas y financieras graves a causa de compromisos de compra garantizada (take-or-pay) adquiridos en virtud de uno o varios contratos de compra de gas.

(57) En los Países Bajos el proyecto de Ley del gas recientemente presentado contiene unos requisitos más estrictos que la Directiva del gas. Los consumidores que presenten un consumo anual de 10 MMC (lo que representa el 44 % del consumo anual total del país) pueden comprar gas libremente. A partir de enero de 2002, los clientes con un consumo anual de 170000 m3 a 10 MMC también podrán comprar gas libremente. A partir de enero de 2007 todos los consumidores (incluidos los particulares) podrán elegir proveedor. No se prevé un régimen especial para las centrales eléctricas. Los Países Bajos han optado por el "acceso negociado" y Gasunie publicó sus tarifas de acceso de terceros (AT) en agosto de 1998.

(58) En Alemania, las empresas de conducción al por mayor disfrutaban hasta hace poco de monopolios regionales y tenían acuerdos regionales de demarcación, es decir, acuerdos por los que se abstenían de emprender actividades al por mayor en el territorio asignado a otra de las partes. Esta práctica está prohibida desde el 29 de abril de 1998, fecha de entrada en vigor de la Ley de la industria energética. Esta Ley abre la totalidad del mercado alemán, es decir, todos los clientes son "clientes cualificados". Asimismo, estipula que los municipios tienen que conceder permisos para la construcción de redes de gasoductos. La nueva Ley de competencia dispone que los operadores de red no pueden denegar el acceso de terceros a su red sin motivos justificados y objetivos. En caso de denegación, el asunto puede someterse a la autoridad de defensa de la competencia o directamente al tribunal administrativo competente. Desde febrero de 1999 las asociaciones del sector están negociando el llamado "Verbändevereinbarung Gas", que deberá fijar las condiciones en que se concederá acceso (negociado) a terceros, así como unos precios orientativos.

Marco contractual

(59) La industria europea del gas funciona sobre la base de acuerdos contractuales a largo plazo entre compradores y vendedores. Las partes han indicado que para recabar los fondos necesarios para invertir en infraestructuras de producción y distribución, los productores de gas tuvieron que celebrar acuerdos a largo plazo con los compradores. Así, los yacimientos de gas no empezaban a explotarse hasta que se encontraba un comprador para el gas, habitualmente una o más empresas nacionales de conducción al por mayor.

(60) Sobre la base de tales acuerdos, las inversiones también abarcaban las infraestructuras necesarias de distribución (terminales y gasoductos). Los contratos se concluyen con la suficiente antelación al comienzo efectivo de la producción para permitir que se construyan las infraestructuras necesarias. A su vez, las empresas de conducción al por mayor concluyen contratos a largo plazo con sus clientes con los que procuran cubrir su volumen total de compra. Cabe afirmar que tradicionalmente eran las empresas de conducción al por mayor las que equilibraban la oferta y la demanda.

(61) Los contratos a largo plazo se caracterizan por los compromisos de compra garantizada (take-or-pay) de determinados volúmenes. El precio contractual consiste, por lo general, en el precio "netback" (precio al que el comprador consigue vender el gas) menos el margen acordado para el cliente. Los contratos también contienen una cláusula de revisión trienal de los precios que estipula que el precio puede revisarse si se produce un cambio sustancial en el mercado del comprador (competencia de gas a gas, es decir, dentro del mercado del gas, cambios en energías alternativas, etc.). Los contratos también contienen una cláusula sobre ventas paralelas que da al comprador derecho a descontar del volumen de gas que está obligado a comprar las cantidades que el vendedor venda directamente en su territorio. Las compañías de gas [es decir, los compradores]* sostienen que ello es necesario para evitar que los productores vendan dos veces el mismo gas (una vez a la empresa de conducción al por mayor y otra directamente al cliente de la empresa de conducción al por mayor). Por otra parte, tales acuerdos son un importante factor de estabilidad en la cadena de distribución de gas pues mantienen que cierta jerarquía: productor -empresa de conducción al por mayor- consumidor final.

(62) La estrategia de fijación del precio del gas atendiendo a las energías alternativas de los clientes del comprador, también llamada principio de valor de mercado, es, según las compañías de gas europeas, el elemento clave que ha permitido la construcción y expansión de la infraestructura europea del gas y, al mismo tiempo, permite que los consumidores se beneficien de unos precios competitivos. De ahí que las compañías de gas establecidas se muestren muy interesadas en maximizar de este modo los ingresos procedentes de las ventas de gas y en preservar el consenso de todos los operadores del sector del gas sobre este principio.

(63) [...]*

Breve descripción de la columna de gas en los Países Bajos y Alemania

(64) Los Países Bajos son uno de los mayores países productores de gas del EEE y un exportador neto de gas. Los principales propietarios del gas que se produce en los Países Bajos son NAM, una empresa en participación de Exxon y Shell, y EBN, la compañía petrolera y de gas del Estado neerlandés. Exxon y Shell y el Estado neerlandés (a través de EBN y directamente) poseen Gasunie, la empresa de distribución al por mayor a la que se vende casi todo gas holandés. Gasunie vende [80-90]* % del gas consumido en los Países Bajos y posee todas las infraestructuras neerlandesas de distribución de gas al por mayor (a excepción de un gasoducto). Gasunie tiene acuerdos de suministro exclusivo a largo plazo con todas las compañías de distribución regional por lo que atañe a las ventas a clientes cuya demanda anual es [inferior a determinado nivel]*.

(65) Alemania produce gas. Su producción de gas representa aproximadamente el 20 % de la demanda nacional. Los principales productores son BEB, la empresa en participación alemana de producción y distribución creada por Exxon y Shell y por Mobil. Alrededor del 80 % del gas consumido se importa de Noruega, Rusia y los Países Bajos. El principal importador y empresa de conducción al por mayor de Alemania es Ruhrgas. Esta sociedad es propiedad de Exxon, Shell, Mobil y BP, junto con ciertos productores alemanes de carbón y acero. Otros importadores son BEB, Thyssengas (en la que Exxon y Shell tienen cada una participación del 25 % y RWE-DEA un 50 %; estas empresas tienen el control conjunto de Thyssengas) y VNG (la empresa de conducción al por mayor de Alemania oriental, de la que son accionistas BEB y Ruhrgas). Mobil y EWE, que es una empresa en cuyo capital no participa las partes, también importan cierto volumen de gas para su consumo en Alemania. Éstas son las empresas tradicionales de conducción al por mayor a larga distancia, cuya posición ha desafiado Wingas, una empresa en participación de BASF y Gazprom (el productor ruso de gas), con su red de gasoductos de reciente construcción.

(66) El gas es vendido por los productores alemanes y las empresas de conducción al por mayor que importan este producto (denominadas "empresas de conducción al por mayor a larga distancia") a una serie de empresas regionales de conducción al por mayor (denominadas "empresas de conducción al por mayor a corta distancia"). Las alrededor de 19 empresas de conducción al por mayor a larga y corta distancia venden el gas a alrededor de 700 CDL que a su vez llevan el gas a los hogares.

MERCADOS DE CONDUCCIÓN AL POR MAYOR

Mercado de productos de referencia

(67) Las partes consideran que el mercado de la distribución y comercialización de gas natural puede dividirse en un segmento de conducción al por mayor y un segmento de distribución local. Las empresas de conducción al por mayor compran gas a diferentes productores y lo venden a mayoristas de segundo nivel (en este caso, las empresas alemanas de conducción al por mayor a corta distancia), distribuidores locales y grandes usuarios finales. Las empresas de conducción utilizan redes de gasoductos de alta presión e instalaciones de almacenamiento para entregar gas en el lugar y volumen solicitados por sus clientes. A su vez, los distribuidores locales revenden el gas a los usuarios finales (por ejemplo, particulares).

(68) Según las partes, los proveedores de los niveles de distribución mayorista y distribución local suelen ser diferentes. Las partes no cuentan con presencia directa alguna en el segmento de la distribución local.

(69) Además de la distribución y comercialización de gas natural, las partes distinguen en la notificación otros dos mercados distintos: "transporte de gas natural, gasoductos y transporte de GNL" y "almacenamiento de gas natural". La Comisión coincide con las partes en que el transporte de gas natural y el almacenamiento de gas natural constituyen mercados de productos distintos.

a) Conducción al por mayor frente a mercado de distribución local

(70) Las empresas de conducción al por mayor a larga y corta distancia venden gas a través de sus gasoductos de alta presión a clientes industriales, centrales eléctricas y compañías de distribución local. Estas últimas revenden el gas a usuarios finales, por ejemplo hogares y clientes residenciales, vía su extensa (calle por calle) red de gasoductos de baja presión. Las compañías de distribución local compran a las empresas mayoristas el servicio de "swing" y otros servicios conexos. Por lo tanto, la Comisión coincide con las partes en que la distribución local constituye un mercado de productos distinto. Como las partes no tienen una presencia directa en este mercado, no se tratará más de él en el presente procedimiento.

b) Mercado de conducción al por mayor a larga distancia frente a mercado de conducción al por mayor a corta distancia: el mercado de conducción al por mayor a larga distancia es un mercado de productos diferenciado en el que sólo se puede entrar con el consentimiento de las empresas ya establecidas o asumiendo unos costes de inversión no recurrentes muy elevados

(71) Como ya se ha explicado, el sector mayorista del gas está estructurado en dos niveles en Alemania: las empresas de conducción a larga distancia venden a las empresas de conducción a corta distancia el gas que compran directamente a los productores extranjeros y transportan en gasoductos a largas distancias. Hay que determinar si las empresas de conducción a corta distancia podrían substituir fácilmente este tipo de servicio en caso de aumento de precios. La única manera en que las empresas de conducción a corta distancia pueden hacer frente a un incremento de precios es comprando el gas directamente a los productores, es decir, mediante una integración vertical en sentido ascendente. Para ello, las empresas de conducción a corta distancia (o posiblemente los clientes finales) tendrían que obtener de los productores de gas unas condiciones de precio similares a las de las empresas de conducción a larga distancia y también tendrían que estar en condiciones de transportar el gas a larga distancia. De su investigación del mercado la Comisión concluye que no bastaría con una subida de los precios para que las empresas de corta distancia se decidiesen a prescindir de las empresas de conducción a larga distancia.

(72) [...]*

i) Posición de las partes: todo el mundo puede importar gas

(73) Las partes consideran que el mercado de referencia está compuesto por las ventas de gas alemán e importado de las aproximadamente 19 empresas de conducción al por mayor a larga y corta distancia a clientes industriales, centrales eléctricas y compañías de distribución local. Las partes consideran que las actividades específicas de las empresas de conducción a larga distancia se reducen a una cuestión técnica, pues todo el mundo puede transportar gas a la frontera alemana.

(74) En primer lugar, las partes indican que es posible efectuar importaciones de pequeño volumen. Ponen como ejemplo un par de contratos de importación [...]*.

(75) En segundo lugar, las partes consideran que el coste de entrada en el negocio del gas invirtiendo en instalaciones de recepción, gasoductos e instalaciones de almacenamiento es una característica normal de un sector que exige unas cuantiosas inversiones de capital a largo plazo y no constituye una barrera de entrada. Se pone el ejemplo de la inversión efectuada por Wingas para demostrar que sigue siendo rentable invertir en infraestructuras alemanas de gas. Asimismo, las partes señalan que no es necesario hacer inversiones para importar gas [...]*.

(76) En tercer lugar, las partes hacen referencia a las disposiciones de la nueva Ley alemana de energía y a la obligación legal que tienen los propietarios de gasoductos de poner a disposición de otros operadores la capacidad que les sobre. Por lo tanto, a su parecer en Alemania resulta factible vender a los consumidores finales y aducen como prueba de ello la decisión de cierto número de compañías de distribución local de comprar gas directamente a los productores y el hecho de que los grupos industriales centralizan sus compras.

ii) La investigación del mercado efectuada por la Comisión no corrobora esta posición

(77) La investigación del mercado no corrobora la posición de las partes de que la importación de gas es simplemente una "cuestión técnica". Las siguientes declaraciones fueron efectuadas por algunos de los 11 mayoristas alemanes de corta distancia:

- "Para lograr precios interesantes con un contrato de importación, es preciso comprar cantidades muy grandes contrayendo obligaciones de compra así como, entre otras cosas, hacer inversiones propias o adquirir participaciones financieras en proyectos o empresas. Tal actividad es privativa de empresas que agrupan una demanda voluminosa y disponen de cuantiosos medios financieros para hacer frente al riesgo derivado de la importación de gas. Cuando se importa gas, conviene asegurar los suministros diversificando las fuentes de abastecimiento."

- "Para importar gas, es necesaria una red paralela de gasoductos que conecte con los productores (o con los puntos de conducción en la frontera) o contar con acceso de terceros. Los mayoristas de corta distancia no están en condiciones de calcular los costes y el tiempo que ello implica."

- "Es difícil vender en Alemania cantidades adicionales de gas importado ya que solamente se pueden vender a los distribuidores regionales. La comercialización de gas directamente a los consumidores finales solamente es posible haciendo esfuerzos considerables y actualmente es una alternativa poco realista."

(78) En su respuesta al pliego de cargos (la "respuesta"), las partes volvieron a afirmar que es posible comprar pequeños volúmenes de gas, que los costes de importación son fáciles de determinar (investigando por sí mismo o acudiendo a una consultoría), que los costes de las infraestructuras de importación suelen ser inferiores al [0-5]* % y que la competencia tiene acceso a los suministros y los consumidores (crece la demanda y los contratos vigentes están a punto de expirar). La Comisión reconoce que es posible calcular los costes de importación. Los demás puntos se tratarán más adelante.

(79) Cabe observar que la Oficina Federal de Carteles de Alemania en un procedimiento(10) reciente concluyó que el mercado de conducción al por mayor a larga distancia constituye un mercado de productos de referencia diferenciado.

iii) El gas alemán no basta para contrarrestar un incremento del precio del gas importado

(80) La producción alemana de gas se vende íntegramente en Alemania, donde compite con el gas importado. No obstante, el gas alemán representa actualmente alrededor del 20 % del consumo total y se calcula que de aquí a 2010 este porcentaje será [inferior al 13 %]*. Por lo tanto, las empresas de conducción al por mayor necesitan disponer de un mayor acceso al gas importado, esto es, a los servicios de las empresas de conducción al por mayor a larga distancia.

(81) Además, el gas alemán está reservado en gran medida a las empresas de conducción al por mayor a larga distancia, de manera que en general la disponibilidad de gas alemán para otras empresas es demasiado reducida para compensar un incremento en el precio del gas importado. Aproximadamente el [70-80]* % de la producción y reservas alemanas de gas están en manos de BEB ([40-50]* %) y Mobil ([20-30]* %). El [20-30]* % restante de la producción alemana (que representa alrededor del [0-10]* % de la demanda alemana de gas) corresponde a RWE-DEA, con alrededor del 7,5 %; Wintershall y Preussag, con aproximadamente el 5,5 % cada una y Erdöl-Erdgas Gommern, con alrededor del 4,5 %. RWE-DEA se ha comprometido a vender el 60 % de su producción anual a Ruhrgas y Preussag se ha comprometido a vender el 45 % de su producción anual también a Ruhrgas. La mayor parte de la producción de Erdöl-Erdgas Gommern se vende a través de VNG, que es otra compañía de conducción al por mayor a larga distancia.

iv) El acceso a gas extranjero en condiciones competitivas no es factible ahora, ni lo será tras la fusión: las empresas que quieren entrar en el mercado de conducción al por mayor a larga distancia dependen de los servicios de las empresas ya establecidas

(82) El negocio cotidiano de cualquier mayorista de corta distancia depende, en gran parte, de la red de gasoductos, las instalaciones de almacenamiento y otros servicios proporcionados por las empresas de conducción a larga distancia. Resultaría aventurado enfrentarse a unos proveedores tan esenciales prescindiendo de parte de sus servicios, vistas las represalias que podrían tomar.

(83) No obstante, hay una empresa de conducción al por mayor a corta distancia que no depende de los servicios de conducción al por mayor de las empresas de conducción a larga distancia. Se trata de Erdgas Münster (EGM), una compañía que vende gas alemán producido por sus accionistas, que son los principales productores de gas alemán: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) y RWE DEA ([0-10]* %). Los accionistas están obligados a vender toda su producción en una zona concreta del noroeste de Alemania a través de EGM (que representa [menos del 10 %]* del consumo total de gas de Alemania) y de esta manera la empresa tiene garantizados los suministros de gas [...]*.

(84) [...]*, tras la concentración BEB y Mobil controlarían las decisiones estratégicas de EGM. Estas decisiones incluyen la posición de EGM en un futuro mercado liberalizado (véase más adelante). Las partes alegan que no controlarían EGM, ya que [...]*. Este argumento no resulta convincente. Exxon ejerce el control conjunto de BEB en el sentido del Reglamento de concentraciones y, además, desde el punto de vista económico sería lógico que Shell aceptase [...]* para beneficiarse también de las ventajas de poder controlar EGM.

(85) Aunque tanto Mobil como BEB son empresas de conducción al por mayor a larga distancia, la posición de Mobil en ese mercado es muy inferior a la de BEB. Por lo tanto, tras la fusión Mobil seguiría estando interesada en dejar abierta la posibilidad de servirse de EGM en un futuro mercado liberalizado. Por lo tanto, no hay forzosamente coincidencia de intereses entre BEB y Mobil. Esta capacidad de ser un competidor potencial quedaría anulada tras la fusión con el ejercicio de un control formal sobre EGM.

(86) Las partes también han hecho algunas referencias a las invitaciones a presentar ofertas dirigidas a proveedores extranjeros por un par de compañías de distribución local relativamente poco importantes. En las invitaciones estas compañías de distribución local, que son todas clientes de Wingas, solicitan ofertas para suministrar gas en la frontera alemana e indican que se hacen cargo del transporte del gas en Alemania. Otro ejemplo presentado por las partes es las decisiones de Stadtwerke ("SW") Viernheim de comprar gas directamente. Sin embargo, la investigación de la Comisión ha puesto de manifiesto que estas invitaciones a presentar ofertas resultaron infructuosas.

(87) El hecho de que se organicen licitaciones de manera esporádica no significa, pues, que las compañías de distribución local consideren factible transportar por sí mismas el gas en Alemania. Por lo tanto, tampoco significa que consideren que pueden competir con las empresas de conducción a larga distancia.

(88) Los productores que podrían estar interesados en entrar en el mercado no solamente dependen de las empresas alemanas para vender su gas en Alemania, sino que también dependen en diversas medidas de éstas para el tránsito de su gas a otros mercados de exportación. Por ejemplo, el gas neerlandés transita por los gasoductos de las empresas de conducción a larga distancia alemanas para llegar a Suiza e Italia (y posiblemente incluso Polonia), el gas noruego transita por Alemania para llegar a Suiza y el gas ruso pasa por Alemania para llegar a Francia.

Es poco probable que empresas más pequeñas obtengan precios o volúmenes interesantes o que los proveedores tradicionales prescindan de las empresas de conducción al por mayor a larga distancia

(89) Los contratos a largo plazo (10, 20 o 30 años) con compromisos de compra garantizada (take-or-pay) por los que del volumen que está obligada a pagar la empresa de conducción al por mayor se descuentan los volúmenes que el productor vende directamente (o vía otras empresas) en el área de aquélla (las llamadas "cláusulas sobre ventas paralelas") hacen más difícil que otras empresas obtengan suministros.

(90) Además, los proveedores no tienen ningún interés por puentear a sus clientes tradicionales si esto aviva la competencia de gas a gas y redunda en una caída de los precios. Y si otro proveedor no está dispuesto a ofrecer unos precios más bajos, no hay motivos para que el cliente cambie de proveedor. Por lo tanto, la competencia de gas a gas y la caída de los precios son el resultado más probable. Como el productor recibe precios netback, tal reducción de precios afectaría a la totalidad de las ventas de gas. La venta a empresas nuevas en el mercado conlleva, pues, para los productores el peligro de desatar una competencia de precios dañina. [...]*

(91) Según [...]*, las cláusulas sobre ventas paralelas incitan a la empresa de conducción al por mayor y al proveedor a competir por el mismo usuario final y, por consiguiente, fomentan la competencia. Sin embargo, ello sólo ocurre cuando el beneficio obtenido por el proveedor con las ventas directas compensa ampliamente la contracción de los beneficios generados por el volumen restante de ventas contratado con la empresa de conducción al por mayor y el riesgo a largo plazo de perder las ventas a dicha empresa al término del contrato. Las posibilidades de que ello ocurra son escasas; de ahí que las cláusulas sobre ventas paralelas también constituyan una barrera de entrada.

(92) La Comisión también observa que tres de los principales mayoristas alemanes de larga distancia han comprado juntos una parte sustancial de su gas de origen extranjero a productores noruegos, daneses y rusos (Ruhrgas el [...]* %, BEB el [...]* % y Thyssengas el [...]* %). Es de suponer que combinando su demanda los consorcios obtienen, mediante contratos a largo plazo, mejores precios que cualquier otra empresa que negocie en solitario. Las partes no comparte esta opinión e indican que los precios no guardan relación con el volumen, sino que se fijan en función de los precios de los combustibles alternativos. La Comisión disiente, ya que, llevado hasta sus últimas consecuencias, este argumento implicaría que no puede haber competencia en el sector europeo del gas puesto que todos los operadores aplican el mismo precio, esto es, el precio de los combustibles alternativos. Está claro que no es esto lo que sucede, puesto que las partes tienen un amplio margen de maniobra a la hora de evaluar los parámetros que determinan el precio del gas, por mucho que se apliquen índices de los precios de los combustibles alternativos.

(93) También hay que recordar que, al comprar en común, las empresas de conducción al por mayor a larga distancia reducen el peligro de que el productor se vean tentado de vender en su territorio a otros compradores, ya sea directa o indirectamente. El motivo de ello es que, cuando varias empresas combinan sus compras, el productor corre el riesgo de perder a todos sus clientes si puentea siquiera a uno solo de ellos.

(94) Y aun suponiendo que, como afirman las partes, haya otras empresas establecidas, como VNG y Mobil, que pueden comprar gas directa e individualmente a precios similares, esto no significa que puedan hacer lo mismo las empresas recién llegadas al mercado. Las empresas ya establecidas en el mercado procurarán servirse de su posición e influencia respecto de los productores para evitar que abastezcan a sus competidores. Wingas ha indicado que hace varios años concluyó un acuerdo de suministro de gas noruego, pero que la GFU (la organización noruega de venta de gas) lo rechazó. Además, [...]* ha declarado que "[...]* continuará intentando evitar que [...]* compre gas [...]*".

(95) Incluso si se llegasen a contratar nuevos suministros de gas, como las empresas de conducción al por mayor a larga distancia han suscrito acuerdos de compra garantizada a largo plazo (take or pay) con los principales clientes (empresas de suministro a corta distancia, compañías de distribución local, etc.), puede resultar difícil vender dicho gas, de manera que estos acuerdos a largo plazo constituyen una barrera adicional a la entrada en el mercado de larga distancia. La Comisión es consciente de que estos contratos acabarán por expirar y la demanda crece a un ritmo del 2-3 % anual. Por lo tanto, estos contratos no constituyen una barrera insuperable a la entrada en el mercado, pero sí hacen dicha entrada más difícil de lo que sería si no mediasen compromisos a largo plazo entre compradores y vendedores.

(96) Por último, las empresas alemanas de conducción al por mayor a larga distancia han invertido fuertes sumas y probablemente sigan haciéndolo en la integración vertical en sentido descendente, comprando participaciones en empresas de conducción al por mayor de corta distancia y en compañías de distribución local. [La Comisión considera que]* con ello se pretende mantener la actual estructura de suministro. Este hecho contribuirá a aumentar las barreras a la entrada en el mercado.

v) El acceso a las infraestructuras o la duplicación de las mismas no son alternativas válidas

La duplicación de las infraestructuras implicaría unos costes no recurrentes excesivos

(97) Las importantes inversiones de capital de las empresas de conducción al por mayor a larga distancia ya establecidas en el mercado en instalaciones de recepción, gasoductos, almacenamiento y control de calidad no pueden utilizarse para ningún otro fin, aunque algunos gasoductos podrían convertirse en oleoductos con un coste considerable. Por lo tanto, cabe considerar que estas inversiones constituyen, en gran medida, costes no recurrentes irrecuperables.

(98) Las partes alegan que el coste de entrada en el negocio del gas no puede considerarse como una barrera de entrada por cuanto el coste de las infraestructuras de importación suele ser inferior al [...]* del valor del gas adquirido. Pero estas infraestructuras no son las únicas necesarias (la parte más importante acaso sea la red de gasoductos de larga distancia) y lo cierto es que gran parte de las cuantiosas inversiones de capital son costes no recurrentes irrecuperables.

(99) Además, para aumentar su capacidad de transporte por gasoducto estas empresas pueden añadir compresores, lo cual siempre resulta más barato y más rápido que construir un gasoducto nuevo, como se vería obligada a hacer una empresa recién llegada al mercado.

(100) Por lo tanto, no cabe esperar que un operador nuevo en el mercado se ponga a construir una gran red de gasoductos de alta presión en Alemania. En otras palabras, no es probable que se repita lo ocurrido con Wingas. Wingas es el fruto de una "feliz coincidencia de intereses" entre un gran consumidor industrial alemán de gas (probablemente el mayor) insatisfecho con los precios vigentes y un productor ruso muy grande cuyos intereses entraban en conflicto con los de las empresas ya establecidas en el mercado. Este conflicto de intereses se explicará más adelante en la parte que se ocupa de la evaluación de la operación desde el punto de vista de la competencia.

(101) Además, el proveedor puede esperar obtener un precio neto más elevado renovando el contrato con la misma empresa que optando por una recién llegada que tenga que hacer nuevas inversiones (y, por consiguiente, ha de aplicar un margen más elevado). Es más, el nuevo operador tendría que "luchar" para lograr vender su gas, lo que traería consigo reducciones de precios para todos los operadores del mercado, con las consiguientes repercusiones negativas en el precio neto que obtendría el productor.

El régimen de acceso de terceros a la red propuesto por el sector tendrá un impacto limitado sobre la capacidad de los clientes de importar directamente gas en competencia con las empresas de conducción a larga distancia

(102) En este caso concreto, la Comisión no está convencida de que la posible conclusión del Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) desemboque en la entrada de nuevos competidores en el mercado merced al acceso de terceros. Esta conclusión está basada en la situación reinante actualmente, es decir, la propuesta presentada por la industria alemana del gas en las negociaciones sobre el VV Gas.

(103) El VV Gas es una iniciativa de cuatro federaciones: a) la BGW, la asociación de la industria alemana del gas y el agua; b) la VKU, la asociación de compañías de distribución local; c) la BDI, la asociación de industrias alemanas (consumidores industriales) y d) la VIK, la asociación alemana de centrales eléctricas. Alemania ha optado, en el contexto de la Directiva del gas, por un "AT negociado" y el VV Gas pretende fijar las directrices por las que se regirá este AT negociado. La autoridad alemana de defensa de la competencia y/o la Comisión tendrán que evaluar el VV Gas una vez que sea aprobado. El objetivo del VV Gas es, como así se indica en una carta común de las cuatro federaciones al ministro alemán de Economía "dar a entender en medios políticos que no es necesario regular aún más el sector del gas natural. El VV Gas cumplirá los criterios de orientación al mercado, competitividad, equidad, transparencia y claridad y, por lo tanto, tiene que contribuir al desarrollo de una bolsa de negociación del gas natural. El VV Gas contendrá los principios y normas básicos de acceso a la red, así como un método sencillo de cálculo de las tarifas. El VV Gas será adoptado antes de finales de 1999".

(104) A pesar de esta declaración común, a la vista del "caso de referencia" expuesto por la industria del gas, parece difícil concluir que este tipo de AT vaya a hacer posible importar gas en competencia con las empresas de conducción de gas al por mayor a larga distancia ya establecidas en el mercado.

(105) En primer lugar porque el caso de referencia afirma que el AT solamente es posible si hay capacidad disponible en la red de gasoductos y que se tomarán en consideración los contratos de compra garantizada a largo plazo. La investigación del mercado ha puesto de manifiesto la dificultad de determinar si hay capacidad disponible y si las empresas ya establecidas en el mercado han contratado el 100 % de su demanda por medio de contratos de compra garantizada a largo plazo. Por lo tanto, el VV Gas no supondrá una amenaza grave para estas empresas.

(106) En segundo lugar, el caso de referencia indica que el gas de terceros tiene que cumplir las especificaciones fijadas para el gas en la red: "el gas tienen que tener unas características tales que sea posible transportarlo en el gasoducto sin que el transportista tenga que adaptarlo; tiene que tener la presión adecuada para que sea posible transportarlo en el gasoducto sin que el transportista tenga que adaptarlo y tiene que tener unas características tales que sea posible utilizarlo junto con otro gas en la red". Estas condiciones pueden no ser fáciles de cumplir vistas las diferentes especificaciones del gas comercializado actualmente en Alemania (véanse la sección referente al gas PCI/PCS y el hecho de que actualmente en Alemania se vende tanto gas PCI como gas PCS de diversas especificaciones distintas). El gas natural no es, pues, un producto completamente homogéneo y el AT no tiene la misma naturaleza y factibilidad en los sectores de la electricidad y las telecomunicaciones que en el sector del gas. O, como se indica en un documento presentado por las partes, "una diferencia fundamental respecto del VV Electricidad es que en el caso del gas es necesario un acuerdo distinto con cada operador de gasoductos y que las distintas especificaciones y las diferencias de presión en el punto de entrada y de salida complican la organización práctica del AT".

(107) En tercer lugar, los acuerdos de transporte han de tener una duración de por lo menos un año, con dos fechas de inicio cada año (el 1 de octubre y el 1 de abril). Por lo tanto, los contratos de AT siempre incluirán el período de utilización máxima de invierno, con lo que hay mayores probabilidades de que los gasoductos funcionen a pleno rendimiento. Además, el objetivo expreso de este requisito es impedir el desarrollo de un mercado al contado. Esto es importante porque el desarrollo de un mercado al contado desequilibraría el sistema tradicional. Pondría en peligro especialmente el papel de las empresas de conducción al por mayor ya que facilitaría un contacto directo entre el consumidor final y el productor dejando un margen reducido para el mayorista. [...]* Ninguno de estos elementos está previsto en el VV Gas.

(108) Un cuarto elemento es que [...]*.

(109) Por último, el VV Gas no prevé el acceso al almacenamiento, a los servicios de control de calidad (conversión de gas PCI/gas PCS) ni el suministro de reserva.

(110) En su respuesta las partes señalan que el acuerdo final sobre el VV Gas deberá contar con el respaldo de los usuarios finales, la Oficina Federal de Carteles de Alemania y el Gobierno alemán. Con tantos participantes en este proceso, las partes no entienden por qué teme la Comisión que el resultado final no facilite el AT y la competencia. La Comisión tiene que evaluar los hechos basándose en la información que obra en su poder. Esta información es el caso de referencia de la industria del gas. Una valoración basada en cualquier en otra información sería mera especulación.

CONCLUSIÓN

(111) La Comisión concluye que el mercado alemán de conducción al por mayor a larga distancia constituye un mercado de productos diferenciado.

Gas de poder calorífico inferior y gas de poder calorífico superior

(112) Durante la investigación, varios terceros han sostenido que en la evaluación del impacto de la operación en los mercados europeos de gas debe hacerse una distinción entre el llamado gas de poder calorífico inferior (PCI) y el gas de poder calorífico superior (PCS). La Comisión está de acuerdo con las partes en que el gas PCI y PCS forman parte del mercado global del gas natural. La Comisión ha llegado a esta conclusión a la vista de que ambos productos son intercambiables desde el punto de vista de la demanda. En otras palabras, no sería rentable subir el precio del gas PCI entre un 5 % y un 10 % porque los consumidores del área de Alemania afectada comprarían gas PCS(11).

(113) La distinción entre el gas PCI y PCS tiene su origen en el descubrimiento (1959) y explotación (1963) del enorme yacimiento de gas PCI de Groningen en los Países Bajos, el mayor de Europa y de uno de los mayores del mundo. Este yacimiento marcó el comienzo de la industria del gas natural en Europa. Todo el consumo de gas natural se orientó hacia el gas de las características del yacimiento de Groningen. Sin embargo, la categoría gas PCI abarca un espectro de poder calorífico más amplio que el del gas de Groningen. Partiendo de la base de la definición de gas de poder calorífico inferior utilizada en Alemania (código de buenas prácticas de la DVGW G 260/I - Calidad del gas), el gas PCI se define como aquél que tiene un índice de Wobbe de hasta 13 kWh/m3.

(114) Las características del gas (Groningen o PCI) son determinantes para toda la "columna de gas". La conducción de gas por gasoductos de alta presión (para el transporte de gas a larga distancia), las instalaciones de almacenamiento subterráneo, la conducción de gas por gasoductos de baja presión (que permite suministrar gas a la presión adecuada para su uso en las viviendas) y las instalaciones con las que el consumidor final consume el gas están concebidas o bien para gas PCI o bien para gas PCS y únicamente pueden utilizarse con uno de estos dos tipos de gas.

(115) Los yacimientos descubiertos posteriormente eran de una calidad distinta y de un mayor poder calorífico pues el gas contenía menos nitrógeno inerte. De hecho, ya no se ha vuelto a encontrar gas PCI más que en unos yacimientos terrestres de los Países Bajos y el noroeste de Alemania. Hoy en día, todavía hay "columnas de gas PCI" en los Países Bajos, el noroeste de Alemania, parte de Bélgica (en las provincias de Amberes y Limburgo) y parte de Francia (Norte-Pas-de-Calais).

Sustituibilidad desde el punto de vista de la demanda: Cambio de la columna de gas de gas PCI compatible a gas PCS compatible

a) Un incremento relativo permanente de los precios del gas PCI acelerará el proceso de sustitución

(116) Las partes han proporcionado gráficos que ilustran la continua substitución del gas PCI por el gas PCS en Alemania desde 1975 según las estadísticas del sector, que indican el volumen absoluto y relativo de los diferentes tipos de gas (gas PCS, gas PCI, gas de coque y otros gases).

(117) En este contexto, se trata de determinar cómo respondería una empresa de conducción al por mayor a un incremento de los precios de los productores de gas PCI. Su respuesta vendrá determinada por su capacidad de dirigirse a un productor de gas PCS y por los incentivos derivados de la capacidad de sus clientes de dirigirse a otra empresa de conducción al por mayor que suministre gas PCS más barato.

(118) Considerando que técnicamente resulta fácil adaptar una red entera de gasoductos de gas PCI al gas PCS, el principal obstáculo para una empresa de conducción al por mayor es el almacenamiento subterráneo. El problema que se plantea es el convertir el gas PCI almacenado en gas PCS. Según las partes, la conversión es simple y directa. Según Wingas, es lenta (normalmente dura tres ciclos de almacenamiento, lo que supone dos años de tiempo para las instalaciones en cuestión) y costosa (dado que, cuando se inyecta gas PCS en una instalación PCI, el gas que se extrae tiene un poder calorífico variable).

(119) Con todo, antes de que haya concluido el tercer ciclo de almacenamiento es posible que el gas extraído sea calidad PCS. Además, todas las empresas de conducción al por mayor saben "mezclar" gas (añadiendo gas PCI al gas PCS para obtener un gas PCS de un poder calorífico más bajo pero dentro de la categoría de PCS, o viceversa) para lograr la especificación deseada. Por lo tanto, puede resultarles relativamente fácil adaptar el gas que extraen de sus instalaciones de almacenamiento durante el período de conversión, simplemente tienen que mezclarlo para adaptarlo a la especificación PCI o PCS. Al principio podrían añadir gas PCI para mantener el gas extraído dentro de la categoría de gas PCI y poco a poco añadirían gas PCS para convertirlo en gas de la especificación PCS. De este modo, seguramente se reducirían mucho los costes de conversión.

(120) A la vista de estos datos, la Comisión concluye que, en caso de producirse un aumento relativo permanente del precio del gas PCI comparado con el del gas PCS, las restricciones técnicas a que se enfrentan los propietarios de instalaciones de almacenamiento de gas PCI alemanas no les impedirían acometer una conversión. Por lo tanto, el incremento relativo de los precios contribuye a acelerar la conversión que tendrá que producirse tarde o temprano.

b) Los compradores del gas PCI que suministran las empresas de conducción al por mayor tienen la posibilidad de sustituirlo por suministros de gas PCS de Wingas en la zona de Alemania en cuestión

Clientes industriales y centrales eléctricas

(121) La investigación del mercado ha confirmado que los costes de sustitución que tendrían que asumir la mayoría de los clientes industriales y centrales eléctricas para adaptar sus quemadores sólo representan un pequeño porcentaje de su factura de gas anual. Por lo tanto, tratándose de un cliente industrial o una central eléctrica importante, podría resultar rentable construir un gasoducto nuevo reservado a este cliente que lo conecte con un gasoducto PCS de alta presión cercano (hasta 50 km como máximo). Así pues, el factor clave es si hay gasoductos PCS en los alrededores que sean propiedad de compañías de gas que no se dediquen también a la distribución de gas PCI. En caso afirmativo, el riesgo de perder a dichos clientes moverá a la empresa de conducción al por mayor de gas PCI a acometer ella misma la sustitución (si el productor incrementa el precio del gas PCI) o a abstenerse de subir los precios al no resultarle rentable.

(122) Por lo que se refiere a la demanda industrial de gas, hay que hacer una distinción entre Renania del Norte/Westfalia y Baja Sajonia. En Renania del Norte-Westfalia, las ventas de gas por km2 son aproximadamente tres veces más elevadas que en Baja Sajonia y el número de clientes industriales por km2 es 2,5 veces mayor. Así pues, en Renania del Norte/Westfalia, los gasoductos "Wedal" y "Midal" de Wingas probablemente están al alcance de un suficiente número de clientes para posibilitar la sustitución. Además, las instalaciones de almacenamiento subterráneo de Wingas están situadas en Rehden, en la frontera entre Renania del Norte/Westfalia y Baja Sajonia, lo que permite a la empresa proporcionar el servicio de "swing" a sus clientes de Renania del Norte/Westfalia y Baja Sajonia. En Baja Sajonia, Wingas también tiene su propia red de gasoductos PCS de la alta presión. Al parecer, la única zona importante que podría no estar al alcance de esta red es la de Hannover. Sin embargo, el radio de acción de esta red probablemente es suficientemente amplio para que no resulte rentable subir los precios.

(123) Con todo, lo cierto es que es preciso construir un gasoducto reservado que conecte al cliente industrial con el gasoducto PCS de alta presión de Wingas. Esta operación es lenta y costosa y la experiencia ha demostrado que solamente resulta rentable si el cliente está dispuesto a llegar a un acuerdo de suministro exclusivo de una duración de entre 5 y 10 años. En tal caso, el proveedor de gas PCI está en condiciones de aumentar los precios por encima del precio vigente del gas PCS en un importe equivalente a los costes marginales de las nuevas infraestructuras. Estos acuerdos no son raros en el sector del gas, de manera que, como lo demuestra la experiencia de Wingas en otras regiones, el coste del nuevo gasoducto puede amortizarse de manera rentable.

(124) Wingas arguye que en Baja Sajonia sólo unos pocos clientes de importancia están situados a una distancia razonable de su gasoducto PCI de alta presión, de manera que no es posible extrapolar su experiencia en otras regiones en lo que Wingas considera un mercado geográfico distinto, la zona de gas PCI del norte de Alemania.

(125) La Comisión reconoce que los costes de sustitución no son siempre bajos para los clientes industriales. [Una empresa] ha indicado que los consumidores industriales que utilizan gas natural como materia prima para un proceso químico pueden tener unos costes superiores a 20 millones de euros. Sin embargo, la Comisión no tiene noticias de que en el área alemana considerada haya clientes de esta clase

(126) En conjunto, la Comisión concluye que un número suficiente de clientes industriales y las centrales eléctricas alemanas de gas PCI tiene la posibilidad de dirigirse a Wingas en caso de incremento permanente de los precios del gas PCI y contribuir así a que tal incremento de precios no sea rentable.

Compañías de distribución local (CDL)

(127) Las CDL suministran gas a los hogares y otros clientes residenciales. Por lo tanto, necesitan proveedores que puedan ofrecerles un buen servicio de "swing". Las CDL solamente contemplarán la posibilidad de optar por el gas PCS si el nuevo proveedor puede ofrecerles un servicio de "swing" similar. Wingas tiene su instalación de almacenamiento en Rehden, esto es, dentro de la zona considerada, de manera que está en condiciones de ofrecer "swing".

(128) Aun así, el distribuidor y/o el proveedor también deben absorber los costes de sustitución derivados de las adaptaciones que hay que hacer en las viviendas. Se calcula que estos costes ascienden a alrededor de 60 euros por vivienda según estimaciones detalladas de una empresa de "sustitución en viviendas" experimentada facilitadas por las partes. Sobre la base de un consumo doméstico típico de 80 millones de UTB/año, un precio del distribuidor local de 3,4 euros/millón de UTB y una tarifa doméstica de gas típica de 8 euros/millón de UTB, un incremento de los precios del 5 % para el gas PCI suministrado por la empresa de conducción al por mayor reduce el margen del distribuidor local en 13,5 euros. Un incremento de los precios del 10 % reduce el margen del distribuidor local en 27 euros. Por lo tanto, el distribuidor local recuperaría la totalidad de los costes de sustitución en el plazo de 2-4 años. Como la duración habitual de un contrato de suministro entre una empresa de conducción al por mayor y una empresa de distribución local oscila entre los 10 y los 20 años, un incremento de los precios del 5-10 % dejaría de ser rentable al dirigirse las EDL a un proveedor alternativo de gas PCS. Además, cuando un hogar se pasa al gas PCS, puede utilizar con plena seguridad gas PCI hasta la llegada del gas PCS a la red de distribución local. El único inconveniente es una pérdida temporal y marginal de eficiencia; pero si el cambio tiene lugar en los meses de verano, se minimiza la pérdida de eficiencia.

(129) Se ha afirmado que, aun en el supuesto de que sea posible la sustitución del gas PCI por gas PCS, una CDL no se atrevería a cambiar de un gas a otro si con ello se convirtiese en una "isla de PCS" en un área de PCI. Tal situación tendría importantes repercusiones sobre la seguridad de abastecimiento del cliente que éste podría no estar dispuesto a asumir. Wingas considera que ésta es la razón principal por la que, a pesar de ofrecer descuentos del 5-8 % (información procedente de las partes) sobre los precios vigentes, convenció a menos de cinco distribuidores locales (Stadtwerke) en Alemania de que sustituyesen el gas PCI por gas PCS.

(130) Este argumento resulta inaceptable en la actual situación de permanente incremento relativo de los precios. En tal situación, todos los clientes tienen los mismos incentivos para acometer la sustitución, de manera que al final ninguno queda aislado.

c) Las alternativas de los clientes de la empresa de conducción al por mayor aumentan aún más los incentivos para que ella misma acometa la sustitución

(131) En caso de incremento de los precios del gas PCI en relación con el gas PCS, si una empresa de conducción al por mayor llega a la conclusión de que una parte sustancial de sus clientes tiene la posibilidad de dirigirse a una empresa al por mayor competidora, lo lógico es que defienda su posición asegurándose de que también puede ofrecer gas PCS. Por lo tanto, acelerará su propia sustitución.

Conclusión sobre la sustituibilidad desde el punto de vista de la demanda

(132) A efectos de este procedimiento, la Comisión concluye que un incremento relativo permanente de los precios del gas PCI no resultaría rentable ya que a) tarde o temprano la cadena de gas PCI tendrá que sustituir este gas por gas PCS, b) tal incremento de los precios aceleraría la sustitución, c) hay alternativas en el área alemana considerada consistentes en suministros de gas PCS de Wingas y d) estas alternativas aumentarán aún más los incentivos para que las empresas de conducción de gas PCI al por mayor se pasen al gas PCS en su área de consumo.

(133) Con todo, los costes de sustitución representan una ventaja competitiva para la empresa de conducción que pueda ofrecer la especificación predominante ya que elevan el umbral a partir del cual resulta rentable acudir a otro proveedor.

Mercado geográfico de referencia

(134) Las partes consideran que en general los mercados de conducción al por mayor son mercados nacionales. Han indicado que tradicionalmente la distribución se ha organizado en gran medida a escala nacional a través de operadores nacionales o regionales. Sin embargo, las partes consideran que hay que tener presente la tendencia a abastecerse más allá de las fronteras nacionales impulsada por la Directiva del gas. Las partes consideran que cualquier tentativa de subir los precios después de la fusión en un Estado miembro dado se vería abortada no sólo por la competencia nacional, sino también por la posibilidad que tienen las empresas de conducción al por mayor, las compañías de distribución local, las centrales eléctricas y los grandes usuarios industriales de incrementar sus compras transfronterizas.

(135) Como la propiedad de las infraestructuras todavía se organiza en gran medida a nivel nacional y las condiciones de acceso de terceros seguirán fijándose también a nivel nacional, la Comisión considera que en los próximos años los mercados seguirán siendo predominantemente nacionales.

a) Los Países Bajos

(136) Por las razones indicadas en el punto precedente, la Comisión está de acuerdo con las partes en que el mercado de conducción al por mayor neerlandés es un mercado nacional.

b) Mercado o mercados alemanes de conducción al por mayor a larga distancia

(137) Por lo que se refiere a Alemania, hay indicios de que, actualmente, los mercados todavía son regionales. Las regiones vendrían definidas por a) los antiguos acuerdos de demarcación, ahora ilegales, como los que Ruhrgas había concluido con BEB y Thyssengas, y b) la propiedad de los gasoductos de alta presión de conducción a larga distancia. A pesar de que los acuerdos de demarcación son ilegales desde abril de 1998, solamente Ruhrgas ha suscrito dos acuerdos con un cliente alemán situado fuera de su territorio regional, ambos para el suministro anual de [...]* MMC mediante la construcción de un nuevo gasoducto. [...]*

Las antiguas regiones de demarcación todavía son pertinentes a causa del temor a las represalias

(138) Los documentos internos de [...]*, [...]* y [...]* confirman la importancia que siguen teniendo las antiguas demarcaciones a causa del temor a las represalias.

(139) [...]*

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

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

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

(145) [...]*

(146) [...]*

Definición de las regiones

(147) Las regiones consistirían, así, en la "región Thyssengas" (parte occidental de Renania del Norte/Westfalia a lo largo de la frontera belga y holandesa), la "región BEB" (Hamburgo, Schleswig-Holstein y partes de Bremen y Baja Sajonia), la "región VNG" (Mecklemburgo-Pomerania Occidental, Brandenburgo, partes de Sajonia y Sajonia-Anhalt, una región en que Ruhrgas no cuenta con una red de gasoductos propia) y el "territorio Ruhrgas" (el resto del "Alte bündesländer" y las partes de Sajonia y Sajonia-Anhalt abastecidas por una empresa de conducción al por mayor a corta distancia que poseen conjuntamente Ruhrgas y VNG).

Posición de algunas otras empresas de conducción al por mayor a larga distancia

(148) Mobil nunca ha contado con su "propia región" ni con gasoductos de alta presión, pero pudo abastecer a sus clientes por medio de acuerdos de acceso de terceros con [...]*.

(149) Wingas compite, mediante su propia red de gasoductos, en cada uno de estos territorios y la mayor parte de las empresas de conducción al por mayor a corta distancia tienen a su alcance su red de gasoductos (corredor de a lo sumo 50 km). Sin embargo, de ello no cabe deducir que las condiciones de competencia sean idénticas en todo el país. [...]* los mayoristas de corta y larga distancia varían sus precios según que el cliente pueda o no acudir a Wingas.

El régimen de AT propuesto de la industria alemana (caso de referencia del VV Gas) no influirá en la configuración geográfica de las condiciones competitivas

(150) De la descripción del VV Gas hecha en la sección sobre el mercado de productos se desprende que la Comisión no cree que el VV Gas vaya a hacer factible importar gas en competencia con los operadores ya establecidos en el mercado.

(151) Por el motivo indicado en esa sección por lo que se refiere a las limitaciones inherentes al concepto de VV Gas y al caso de referencia de la industria del gas, tal como el hecho de que a) en general resulte difícil determinar si hay capacidad disponible, b) con una duración mínima de un año siempre se tiene en cuenta el período invernal de mayor consumo al evaluar la capacidad libre en una gasoducto, c) las dificultades derivadas de las especificaciones del gas (poder calorífico, presión, etc.) y d) el limitado alcance de los servicios ofrecidos, la Comisión considera que el VV Gas no es un factor suficiente para considerar, en un análisis de proyección, que el mercado es nacional. Además, la Comisión tiene en cuenta que en caso de conflicto entre una parte que solicite AT y otra que se lo deniegue, los procedimientos ante las autoridades de defensa de la competencia o los tribunales pueden prolongarse varios años antes de que se resuelva un caso que sirva de "precedente".

CONCLUSIÓN

(152) Por todo lo que se acaba de indicar, la Comisión considera que los mercados de conducción al por mayor en Alemania puede que aún sean regionales, coincidiendo con las anteriores regiones de demarcación. Sin embargo, puede que no sea necesario, a efectos de la presente Decisión, determinar qué límites geográficos tiene el mercado de conducción al por mayor a larga distancia en Alemania, ya que, incluso con un mercado de conducción al por mayor a larga distancia en Alemania de dimensiones nacionales, la concentración refuerza una posición dominante (colectiva).

(153) En su respuesta las partes han declarado que el mercado es nacional y no regional. Aducen que los precios del gas vienen determinados por el precio de los combustibles que pueden sustituirlo. Sin embargo, esta afirmación está en contradicción con la información recabada por la Comisión en la investigación del mercado, según la cual los precios también dependen del hecho de que el cliente pueda o no acudir a un proveedor alternativo (competencia de gas a gas). Las partes también han afirmado que un análisis con proyección en el futuro debe tomar en consideración la reciente supresión de las demarcaciones y el inminente acuerdo del sector sobre el acceso negociado de terceros. No obstante, hay demasiada incertidumbre para concluir que el acuerdo final conducirá a un mercado nacional en el que las condiciones de competencia sean idénticas.

Posición de los operadores del mercado

a) El mercado neerlandés de la conducción al por mayor

1. Relación entre los productores de gas neerlandés y Gasunie

(154) En 1947, Exxon y Shell crearon una empresa en participación a partes iguales llamada Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM") para la prospección y producción de hidrocarburos en los Países Bajos. Tras descubrir NAM el gran yacimiento de gas de Groningen en 1959, el Gobierno neerlandés organizó la industria neerlandesa del gas en consonancia con la importancia estratégica del yacimiento de Groningen para la economía neerlandesa. Con este fin, el Gobierno neerlandés firmó en 1963 un acuerdo con Exxon, Shell y NAM en cuya virtud NAM se hace cargo de desarrollar y explotar la concesión de Groningen por cuenta de la Asociación Groningen, en la que NAM tiene una participación del 60 % y el Gobierno neerlandés, vía EBN, del 40 %. Además, Exxon, Shell y el Gobierno neerlandés formaron una empresa llamada Gasunie, a la que se encomendó la comercialización de todo el gas de Groningen. El Gobierno neerlandés tiene una participación del 50 % en Gasunie (una participación directa del 10 % y una indirecta del 40 % vía EBN), mientras que Exxon y Shell tienen una participación del 25 % cada una. Por último, hay que señalar que el Gobierno neerlandés firmó un acuerdo de derecho privado con Gasunie por el cual Gasunie debe recabar la autorización del Gobierno antes de aprobar ciertas decisiones comerciales.

(155) Desde 1959 NAM ha obtenido licencias de producción para otros yacimientos neerlandeses de gas en tierra y en mar. Aproximadamente el 50 % de su producción actual proviene de estos yacimientos llamados pequeños (en comparación con Groningen). Las partes han indicado que la mayoría de estas concesiones también producen por cuenta de asociaciones en las que EBN generalmente tiene una participación del 40-50 %. El gas de estos yacimientos se vende a Gasunie. Además, todo el gas que descubra NAM deben venderse a Gasunie como consecuencia de [...(14)]*. En total, NAM representa el 75-80 % de la producción neerlandesa total de gas (dada la participación de EBN en la producción de NAM, NAM representa alrededor del 45 % de la producción en términos netos). EBN también ha comercializado siempre su parte de la producción a través Gasunie. [...]*.

(156) Hasta 1994, los productores neerlandeses estaban obligados a vender a Gasunie todo el gas destinado al mercado neerlandés. Los productores neerlandeses podían vender en el mercado de exportación, aunque los precios estaban y siguen estando controlados por el Gobierno. Además, Gasunie está obligada a comprar gas de los pequeños yacimientos antes de iniciarse la producción en las condiciones financieras fijadas al principio si el productor decide ofrecer el gas a Gasunie. [...]*.

(157) Al parecer, en general el Gobierno neerlandés no aprobará el precio de un contrato de exportación de gas neerlandés si es inferior al precio neto (net-back price) de Gasunie, llamado "Norm Inkoop Prijs" (precio normativo de compra, "PNC"). De esta manera, el Gobierno se asegura de que recibe su pedazo del "pastel del gas".

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

(159) NAM posee dos de las tres instalaciones neerlandesas de almacenamiento subterráneo (yacimientos de gas agotados) que ha arrendado enteramente a Gasunie. La tercera instalación, explotada por BP Amoco, también está íntegramente arrendada a Gasunie. Por lo tanto, solamente Gasunie puede ofrecer instalaciones de almacenamiento subterráneo en los Países Bajos. Aunque hay un par de yacimientos de gas neerlandeses agotados que podrían convertirse en instalaciones de almacenamiento subterráneo para el mercado neerlandés, no es probable que estas instalaciones sean desarrolladas por otros operadores dados los riesgos que ello implica. No sólo está la inversión sino también el hecho de que Gasunie siempre puede bajar su tarifa, haciendo así que la inversión deje de ser rentable. También es de señalar que [...]*.

2. Estructura de gobierno corporativo de Gasunie

(160) Gasunie es propiedad en un 50 % del Estado neerlandés y el resto se divide a partes iguales entre Exxon y Shell. Las decisiones se toman por votación mayoritaria del [...]*. No hay ningún acuerdo entre accionistas especial. Por lo tanto, Exxon no tiene el control de jure sobre Gasunie en el sentido del Reglamento de concentraciones.

(161) En cuanto al control de facto, las partes sostienen que Exxon y Shell no tienen intereses comunes. [...]*. Sin embargo, por las razones indicadas más adelante, no es necesario determinar si efectivamente Exxon ejerce el control de facto sobre Gasunie con arreglo al Reglamento de concentraciones.

3. Posición de Gasunie en el mercado neerlandés de venta de gas

(162) Con alrededor del 89 [...]* % de las ventas totales, Gasunie es la empresa neerlandesa de conducción dominante del mercado. Gasunie reconoce explícitamente su posición dominante en la introducción de su nuevo sistema de tarifas. [...]*(16). Además, según el "Plan de ventas de gas de 1999" de Gasunie, esta empresa suministrará [...]*.

(163) El Gasunie posee o tiene derechos exclusivos sobre a) la totalidad de la red neerlandesa de gasoductos de alta presión (a excepción de una línea al sur de los Países Bajos con la que se importa gas británico), b) las instalaciones de tratamiento y mezcla y c) la capacidad de almacenamiento (subterráneo y de gas natural licuado).

(164) También se desprende de varios [documentos]* que Gasunie tiene y seguirá teniendo poca competencia. Estos documentos, citados en los siguientes puntos, corroboran la evaluación interna de Gasunie de que la empresa goza de una posición dominante.

(165) [...]*.

(166) [...]*.

(167) [...]*.

(168) [...]*.

(169) [...]*.

4. Posición de Mobil en el mercado neerlandés

(170) Mobil es uno de los tres competidores efectivos de este mercado. Tiene, según las partes, una cuota de [menos del 5]* % del mercado. Statoil (o el comité conjunto de negociación noruego que comercializa todo el gas noruego) tiene una cuota de mercado estimada del 4 % gracias a un contrato de suministro a una importante central eléctrica. EnTrade, una sociedad mercantil de la empresa neerlandesa RDC Pnem/Mega, es el otro competidor efectivo, con una cuota de mercado del 4 % por sus ventas de gas británico a consumidores industriales y a una central eléctrica cercana al gasoducto de gas PCS Zebra que está situado en el sur de los Países Bajos y del que es copropietaria. EnTrade tiene un acuerdo de transporte AT con Gasunie para suministrar gas a uno de sus clientes.

(171) La posición de Mobil en los Países Bajos es fruto de su estrategia europea de venta de gas [...]*. Esta estrategia europea se describirá en los siguientes párrafos. Esta descripción también es pertinente para la evaluación de la posición de Mobil en el mercado alemán.

Estrategia europea de ventas de gas de Mobil

(172) [...]*.

(173) [...]*.

(174) [...]*.

(175) [...]*.

(176) [...]*.

Mobil en los Países Bajos

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

(178) [...]*.

(179) [...]*.

(180) [...]*.

b) El mercado o mercados alemanes de conducción al por mayor a larga distancia

Operadores del mercado

(181) En la sección dedicada a la definición del mercado de productos, la Comisión ha llegado a la conclusión de que el mercado de conducción al por mayor a larga distancia constituye un mercado de productos distinto cuya penetración depende de la buena voluntad de las empresas ya establecidas en él. También se ha concluido que no es probable que tal penetración se produzca mediante una nueva inversión en infraestructuras propias.

(182) Las empresas ya establecidas en este mercado son las empresas que a) compran gas a productores extranjeros, b) pueden transportarlo a sus clientes mediante una red de gasoductos de alta presión, c) pueden proporcionar servicios de swing y d) pueden proporcionar otros servicios conexos. Estas empresas pueden prestar estos servicios o bien porque han invertido en infraestructuras propias o porque para parte de ellos han recibido AT a las infraestructuras de otras empresas.

(183) Ruhrgas, BEB, VNG, Thyssengas y Wingas son los operadores más importantes del mercado. Todos prestan los servicios anteriormente mencionados gracias a sus propias inversiones.

(184) Exxon tiene una presencia activa en el mercado alemán a través de la empresa en participación que creó hace tiempo con Shell, BEB. Exxon reconoce que ejerce, junto con Shell, el control conjunto de BEB en el sentido del Reglamento de concentraciones. Exxon también está activa en el mercado de referencia por medio de su participación del 25 % en Thyssengas. El capital restante está en manos de Shell (25 %) y RWE (50 %). Exxon reconoce que ejerce, junto con RWE y Shell, el control conjunto sobre Thyssengas en el sentido del Reglamento de concentraciones.

(185) Ruhrgas es la principal empresa alemana de conducción a larga distancia. Tanto Exxon, a través de BEB, como Mobil son accionistas de Ruhrgas. La participación de BEB asciende al 29,5 %. La mayoría de los derechos de voto derivados de esta participación (25 %) se ejercen votando directamente; el resto (el 4,5 %) son parte del llamado "consorcio Schubert de accionistas" en Ruhrgas. El consorcio Schubert representa el 15 % de los votos en Ruhrgas. Los miembros del consorcio son Mobil (con una participación del 7,4 %), BEB (4,5 %), BPAmoco (0,5 %) y Preussag (2,6 %). Los votos deben expresarse en bloque y las normas del consorcio Schubert estipulan que ningún miembro no puede tener más del [...] % de los derechos de voto del grupo. Las partes sostienen que, como consecuencia de estas normas, los derechos de voto de BEB en Schubert serán transferidos a BPAmoco y Preussag tras la fusión. Es de señalar que los accionistas de Schubert se han comprometido contractualmente a suministrar a Ruhrgas el [...]* % de los incrementos probados de sus reservas nacionales. Estos suministros a RG son transportados por [...]*.

(186) Ruhrgas está controlada formalmente por el llamado consorcio Bergemann, un consorcio de accionistas que representa el 59,76 % de los votos. El consorcio agrupa la participación del 25 % de BPAmoco y los derechos de voto de un grupo de productores alemanes de carbón y acero (que en muchos casos también tienen una presencia muy activa en el sector de la producción y distribución de electricidad). La finalidad de estas complicadas normas es impedir que Ruhrgas sea controlada por grupos multinacionales del petróleo y del gas.

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

(188) Además, según el acuerdo entre accionistas celebrado por BEB y Ruhrgas, s