Décision de la Commission

du 29 septembre 1999

déclarant une opération de concentration compatible avec le marché commun et l'accord EEE

(Affaire n° IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

[notifiée sous le numéro C(1999) 3093]

(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

(2004/284/CE)

LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,

vu le traité instituant la Communauté européenne,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 57,

vu le règlement (CEE) n° 4064/89 du Conseil du 21 décembre 1989 relatif au contrôle des opérations de concentration entre entreprises(1), modifié en dernier lieu par le règlement (CE) n° 1310/97(2), et notamment son article 8, paragraphe 2,

vu la décision prise par la Commission, le 9 juin 1999, d'engager la procédure dans la présente affaire,

après avoir donné aux entreprises intéressées l'occasion de faire connaître leur point de vue au sujet des griefs retenus par la Commission,

vu l'avis du comité consultatif en matière de concentrations(3),

considérant ce qui suit:

(1) Le 3 mai 1999, la Commission a reçu notification d'un projet de concentration par lequel les entreprises américaines Exxon Corporation et Mobil Corporation se proposaient de fusionner leurs activités à l'échelle mondiale.

(2) Le 2 juin 1999, les autorités britanniques ont indiqué à la Commission, conformément à l'article 9, paragraphe 2, point b), du règlement (CEE) n° 4064/89 (dénommé ci-après le "règlement sur les concentrations"), qu'elles estimaient que cette opération affectait la concurrence sur le marché de la vente au détail de carburants dans le nord-ouest de l'Écosse. Le 26 juillet 1999, la Commission a adressé une communication des griefs faisant état, notamment, de problèmes de concurrence concernant le marché de la vente au détail de carburants dans l'ensemble du Royaume-Uni. Le 10 août 1999, la Commission a informé le Royaume-Uni que, vu les circonstances, et conformément à l'article 9, paragraphe 4, point b), du règlement sur les concentrations, il n'y avait pas lieu de renvoyer l'affaire devant ses autorités.

(3) Par décision du 9 juin 1999, la Commission a conclu que l'opération notifiée soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun et a engagé la procédure à l'égard de cette opération conformément à l'article 6, paragraphe 1, point c), du règlement sur les concentrations.

I. LES PARTIES ET L'OPÉRATION

(4) Exxon Corporation (ci-après "Exxon") est une entreprise internationale aux activités variées telles que la prospection, le développement, la production et la vente de pétrole brut et de gaz naturel, le raffinage et la vente de produits pétroliers raffinés, le développement, la production et la vente de divers produits chimiques, la production et la vente de charbon et de produits miniers, ainsi que la production d'électricité. Mobil Corporation (ci-après "Mobil") est elle aussi une entreprise internationale aux activités variées telles que la prospection, le développement, la production et la vente de pétrole brut et de gaz naturel, le raffinage et la vente de produits pétroliers raffinés, ainsi que le développement, la production et la vente de divers produits chimiques. Mobil et British Petroleum (ci-après "BP") ont regroupé l'ensemble de leurs activités de raffinage et de vente au détail en Europe au sein d'une entreprise commune, BP/Mobil, qu'elles contrôlent conjointement(4).

(5) Cette notification concerne une concentration au sens de l'article 3, paragraphe 1, point a), du règlement sur les concentrations. Exxon et Mobil ont signé un accord et un plan de concentration le 1er décembre 1998. Aux termes de cet accord, Mobil fusionnera avec une filiale à 100 % d'Exxon, qui sera totalement absorbée par Mobil. En conséquence, Exxon détiendra la totalité des titres de Mobil émis et en circulation qui confèrent un droit de vote. Les détenteurs d'actions ordinaires de Mobil recevront 1,32015 action ordinaire d'Exxon pour chacune des actions ordinaires de Mobil en leur possession au moment de la clôture. Les actionnaires d'Exxon posséderont approximativement 70 % de la nouvelle entité Exxon/Mobil, tandis que les actionnaires de Mobil en détiendront environ 30 %.

II. DIMENSION COMMUNAUTAIRE

(6) Étant donné que le chiffre d'affaires total cumulé réalisé sur le plan mondial par Exxon et Mobil(5) est supérieur à 5 milliards d'euros (soit 121 milliards d'euros pour Exxon et 47 milliards d'euros pour Mobil), que chacune des parties enregistre un chiffre d'affaires dans la Communauté de plus de 250 millions d'euros ([...]*(6) milliards d'euros pour Exxon et [...]* milliards d'euros pour Mobil) et qu'aucune ne réalise plus des deux tiers de son chiffre d'affaires total dans la Communauté à l'intérieur d'un seul et même État membre, l'opération a une dimension communautaire conformément à l'article 1er, paragraphe 2, du règlement sur les concentrations. Le chiffre d'affaires d'Exxon et celui de Mobil sont supérieurs à 250 millions d'euros sur le territoire de l'AELE ([...]* milliards d'euros pour Exxon et [...]* millions d'euros pour Mobil). En conséquence, la présente affaire constitue un cas de coopération avec l'AELE.

III. APPRÉCIATION SOUS L'ANGLE DE LA CONCURRENCE

(7) Le secteur pétrolier est généralement divisé en deux parties, à savoir le secteur des hydrocarbures en amont (prospection, développement et production de pétrole brut et de gaz naturel) et le secteur en aval (raffinage et commercialisation de combustibles, distribution de gaz naturel, production de lubrifiants) et les diverses activités pétrochimiques.

(8) La concentration ne soulève pas de problèmes de concurrence sur les marchés de la prospection, du développement et de la production de pétrole brut et de gaz naturel ni en ce qui concerne les différentes activités pétrochimiques où les intérêts des parties se chevauchent. Les deux parties sont actives sur les marchés de la prospection, du développement et de la production de pétrole brut et de gaz naturel, et la Commission a exprimé des doutes sérieux concernant ces marchés dans la décision qu'elle a rendue en application de l'article 6, paragraphe 1, point c). Dans ladite décision, la Commission a en outre exprimé des doutes sérieux concernant le marché de la liquéfaction du gaz. Cependant, pour les motifs exposés aux sections A et B ci-dessous, l'opération en cause ne soulève pas de problèmes de concurrence sur ces marchés.

(9) Pour les raisons mentionnées ci-après, la concentration aurait entraîné la création ou le renforcement d'une position dominante sur les marchés suivants:

- transport en gros de gaz naturel aux Pays-Bas (section C);

- transport en gros à longue distance de gaz naturel en Allemagne (section C);

- installations souterraines de stockage du gaz naturel dans le sud de l'Allemagne (section C);

- huiles de base du groupe I dans l'EEE (section D);

- vente au détail de carburant en Autriche, en Allemagne, au Luxembourg, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni (section E);

- vente au détail de carburant sur les autoroutes françaises à péage (section E);

- lubrifiants d'aviation au niveau mondial (section F);

- carburéacteurs à l'aéroport de Gatwick (section G).

A. PROCESSUS DE PROSPECTION, DE DÉVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION

(10) Les activités en amont consistent en trois types d'activités commerciales: la recherche de nouvelles réserves, le développement et l'exploitation commerciale de ces réserves. La recherche de nouvelles réserves est généralement appelée "prospection". Le développement concerne la mise en place des infrastructures nécessaires à la production future (plates-formes pétrolières, pipelines, terminaux, etc.). L'exploitation des réserves est appelée "production et vente". Les décisions antérieures de la Commission(7) ont essentiellement porté sur l'incidence des opérations qui lui avaient été notifiées sur le segment de la production et de la vente.

(11) La prospection et le développement sont des activités de longue haleine et à haute intensité de capital qui comprennent un certain nombre d'étapes successives. Premièrement, les pays qui considèrent que des réserves d'hydrocarbures peuvent être découvertes sur leur territoire (pays dits "pays d'accueil") organisent des appels d'offres en vue d'accorder des droits de prospection. Les procédures d'appel d'offres vont des adjudications publiques aux États-Unis à des situations dans lesquelles les soumissionnaires sont présélectionnés par le pays d'accueil. Cette présélection peut se fonder dans une mesure plus ou moins grande sur les compétences techniques des soumissionnaires, sur leur solidité financière ou sur d'autres considérations (action des lobbies, affinités culturelles, etc.).

(12) Les entreprises soumissionnent souvent conjointement afin de partager les risques ou d'apporter des compétences complémentaires. Dans certains cas, les pays d'accueil peuvent exiger que certains soumissionnaires s'associent pour pouvoir obtenir le droit de prospection. Les pays d'accueil peuvent également exiger qu'une partie de toute découverte faite dans la zone de concession revienne à leurs compagnies pétrolières nationales. Dans tous les cas, lorsque la concession est accordée conjointement à plusieurs entreprises, un exploitant est désigné pour la zone concernée. Son rôle consiste dans la gestion technique et financière de la prospection et éventuellement des phases de développement et de production du projet. La plupart des décisions importantes doivent être prises à l'unanimité des participants au projet.

(13) Un délai total de cinq à quinze ans est généralement nécessaire entre l'octroi de la licence et le démarrage de la production effective. Le coût des projets de prospection et de développement peut approcher les 7 milliards d'euros lorsque ces projets concernent des "régions inexploitées". Les dépenses sont généralement ventilées comme suit: 15 % pour la phase de prospection et 85 % pour la phase de développement.

(14) Il convient également de préciser que lorsque l'on commence à produire dans une nouvelle zone, des infrastructures doivent être mises en place, notamment des plates-formes pétrolières, des pipelines et des terminaux. Les gisements plus petits, qu'il ne serait pas rentable de développer isolément, peuvent alors être exploités au moyen des infrastructures déjà mises en place pour le gisement plus important. Ces gisements plus petits sont parfois appelés "gisements satellites". La prospection dans la mer du Nord suit généralement ce schéma.

MARCHÉS DE PRODUITS EN CAUSE

(15) La prospection, le développement, la production et la vente sont souvent considérés comme étant trop étroitement liés pour que l'on puisse définir plusieurs marchés de produits distincts. On peut cependant arguer que la prospection constitue un marché de produits distinct. En effet, on pourrait faire valoir qu'une entreprise active dans le secteur de la prospection compte deux catégories de clients: le pays d'accueil vis-à-vis duquel elle s'est généralement engagée à fournir de nouvelles ressources au cas où du pétrole ou du gaz serait découvert, et les producteurs et vendeurs de pétrole et de gaz qui achèteraient les produits ou participeraient au développement et à la production. La cession des droits sur une zone concédée est une pratique courante dans ce secteur.

(16) Étant donné que les ressources potentielles du sous-sol ne sont pas connues au moment de la prospection, la Commission considère qu'il n'y a pas lieu d'établir une distinction entre la prospection pétrolière et la prospection gazière. En ce qui concerne les marchés du développement, de la production et de la vente, étant donné que le gaz et le pétrole brut ont des applications différentes et sont soumis à des pratiques tarifaires ainsi qu'à des contraintes de coût différentes, la Commission avait jugé approprié, au stade de sa décision d'engager la procédure, de définir un marché de produits en cause pour le développement, la production et la vente de pétrole brut et un autre pour le développement, la production et la vente de gaz naturel.

(17) Les parties ont contesté l'existence d'un marché de la prospection: elles prétendent que la prospection est trop étroitement liée aux étapes suivantes du processus de production pour pouvoir constituer un marché de produits. Ainsi que cela sera expliqué dans la section ayant trait à l'incidence de la concentration sur la concurrence, il n'est pas nécessaire de définir précisément les marchés de produits en cause aux différents stades de la recherche, du développement, de la production et de la vente du pétrole brut et du gaz naturel, respectivement, pour apprécier les effets de l'opération notifiée sur la concurrence.

MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES EN CAUSE

(18) La Commission considère que le marché de la prospection est de dimension mondiale et partage l'avis des parties selon lequel, du point de vue de la demande européenne, les marchés géographiques en cause sont mondiaux pour la recherche, le développement, la production et la vente de pétrole brut, et comprennent vraisemblablement l'EEE, l'Algérie et la Russie pour le gaz.

(19) La Commission a examiné si des zones géographiques plus petites pouvaient constituer des marchés en cause. Pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement, certains acheteurs de gaz établissent une distinction, dans leur politique d'achat, en fonction de l'origine du gaz, en tenant compte des risques politiques et de leur incidence sur la sécurité d'approvisionnement en ce qui concerne le gaz russe et algérien (environ 17 % du gaz acheté par l'Europe occidentale provient de Russie et 12 % d'Algérie). La loi espagnole qui limite à 60 % les importations de gaz naturel en provenance d'un même pays en est le meilleur exemple. Il n'est toutefois pas exclu qu'en cas d'augmentation du prix du gaz produit dans l'EEE, la part de gaz achetée à la Russie et à l'Algérie augmenterait légèrement. Quoi qu'il en soit, la question de la définition du marché géographique en cause peut rester ouverte, car elle n'affecte aucunement la conclusion de l'appréciation sous l'angle de la concurrence.

ACTEURS DU MARCHÉ

(20) Traditionnellement, les entreprises exerçant des activités de prospection, de développement, de production et de vente étaient classées en trois catégories caractérisées par des profils, des objectifs stratégiques et des possibilités futures de prospection et de développement différents. Ces catégories sont: i) les producteurs publics (principalement des entreprises des pays membres de l'OPEP et certaines entreprises des pays membres de l'OCDE comme Statoil); ii) les "grands", à savoir les compagnies pétrolières intégrées verticalement qui sont actives au niveau international; et iii) une multitude de compagnies pétrolières beaucoup plus petites, dont la plupart sont des prospecteurs et/ou des producteurs en amont non intégrés.

(21) Les problèmes de concurrence identifiés par la Commission sont principalement liés au fait qu'à l'issue de l'opération notifiée, ainsi que de celle notifiée par BP Amoco et ARCO, une (quatrième) catégorie distincte d'acteurs pourrait devenir prédominante dans les secteurs de la prospection et du développement. Cette catégorie de "supergrands" serait composée d'Exxon/Mobil, de BP Amoco/ARCO et de Shell.

POSITION DES PARTIES SUR LE MARCHÉ

Prospection

(22) Pour ce qui est du marché de la prospection, il n'existe pas d'indicateur largement disponible ou reconnu du pouvoir de marché. Le pouvoir de marché pourrait être mesuré sur la base du nombre de zones de concession, du nombre de zones pour lesquelles une même entreprise a été désignée comme "exploitant", de la superficie nette, de la superficie totale exploitée, des dépenses en capital consacrées à la prospection, etc. Il est largement admis que des estimations fondées sur le nombre de zones de concession ou la superficie ne seraient pas fiables, car elles couvriraient des situations très différentes.

(23) Sur la base des dépenses en capital, Exxon/Mobil, BP Amoco-ARCO et Shell représenteraient, à parts à peu près égales, entre 30 et 40 % des dépenses totales en capital destinées à la prospection, au développement et à la production prévues pour 1999. La taille du quatrième acteur du marché serait équivalente au tiers de la taille moyenne de ces trois principaux acteurs.

(24) Les parties ont contesté la validité de cette mesure du pouvoir de marché pour les raisons suivantes: premièrement, les dépenses en capital varient selon les sites prospectés; la part de marché des compagnies pétrolières nationales des régions relevant de l'OPEP qui nécessitent moins d'investissements serait ainsi sous-évaluée. Deuxièmement, les dépenses en capital ne reflètent pas nécessairement la part exacte de la concession ou de la production des différentes entreprises. Cela tient au fait que la part des dépenses en capital des entreprises publiques est souvent anormalement inférieure à leur part de la concession ou de la production de pétrole brut. Troisièmement, les dépenses en capital consistent plus souvent dans des dépenses d'investissement liées notamment à la liquéfaction du gaz et aux infrastructures que dans des investissements ayant exclusivement pour objet la prospection.

(25) Un autre moyen de mesurer le pouvoir de marché consisterait à calculer la part de la production prévue des entreprises concernées (dans la mesure où les travaux de prospection en cours et l'achat de droits à des tiers se traduiront, à l'avenir, par des activités de production). Selon l'étude de marché qui a été réalisée, la part de marché cumulée des trois "supergrands" dans la production hors OPEP devrait, elle aussi, être comprise entre 30 % et 40 % dans une dizaine d'années.

Production et vente

(26) Exxon et Mobil représenteraient, à elles deux, environ [0-10]* % et [10-20]* % respectivement de la production mondiale de pétrole brut et de la production européenne de gaz naturel en 1998. Les parts cumulées de BP Amoco-Arco seraient respectivement de 3,7 % et de 8,4 % et celles de Shell, de 3,3 % et de 13,9 %. Ces chiffres n'ont pas beaucoup évolué au fil des années. Les trois "supergrands" représentent près de [30-40]* % de la production totale de gaz naturel de l'EEE, mais moins de [20-30]* % du gaz naturel consommé dans l'EEE.

(27) Dans l'industrie pétrolière et dans l'industrie gazière, les réserves prouvées sont souvent considérées comme un indicateur du pouvoir de marché. Sur cette base, les parties détiendraient environ [0-10]* % des réserves mondiales prouvées de pétrole brut et [10-20]* % des réserves européennes prouvées de gaz naturel. On peut cependant arguer que les réserves prouvées ne constituent pas un bon indicateur de la production future. En effet, les réserves prouvées indiquées par les compagnies pétrolières servent uniquement de stock et, comme toute autre société privée, les compagnies pétrolières privées doivent limiter leurs stocks dans toute la mesure du possible. Par ses réserves prouvées, une compagnie indique qu'elle est (ou n'est pas) en mesure de compenser l'épuisement prévisible des champs pétrolifères existants et donc de rester un acteur viable sur le marché. Toutefois, les compagnies pétrolières nationales n'ont pas besoin de justifier de nouveaux investissements en matière de prospection et de développement vis-à-vis de leurs actionnaires, étant donné qu'elles bénéficient des réserves nationales, qui dépassent en général largement leurs besoins. Un tel indicateur implique par conséquent une distorsion vers le haut en faveur des compagnies nationales.

(28) Actuellement, et cela vaut également pour l'avenir prévisible, les producteurs de l'OPEP jouissent collectivement d'un pouvoir de marché considérable pour la production de pétrole brut. Ils contrôlent une partie substantielle de la production et des réserves prouvées (environ 40 % et 75 % respectivement, les réserves saoudiennes représentant plus d'un tiers des réserves de l'OPEP). À plusieurs reprises dans le passé, l'OPEP a pu faire grimper(8) les prix du pétrole brut jusqu'à un niveau donné.

(29) Gazprom (17 %) et Sonatrach (11 %), les entreprises nationales de gaz russe et algérienne, représentent environ 30 % des ventes de gaz naturel réalisées dans l'EEE et leurs réserves représentent 88 % (Gazprom: 81,5 %) des réserves prouvées totales qui peuvent être vendues dans l'EEE.

EFFETS DE LA CONCENTRATION SUR LA CONCURRENCE

(30) La Commission a soulevé les doutes sérieux suivants quant à l'incidence de l'opération envisagée sur la concurrence sur les marchés de la recherche, du développement, de la production et de la vente de pétrole brut et de gaz naturel. La prise de contrôle notifiée et la concentration BP Amoco/ARCO pourraient entraîner l'émergence, dans le secteur en cause, d'une quatrième catégorie de concurrents composée d'Exxon/Mobil, de BP Amoco/ARCO et de Shell. Quel que soit le paramètre retenu (capitalisation boursière, production pétrolière et gazière, réserves prouvées, etc.), il existe à présent un écart substantiel entre ces trois "supergrands" et les autres "grands".

(31) La Commission a examiné la question de savoir si les trois "supergrands" étaient susceptibles d'occuper à l'avenir une position privilégiée par rapport aux autres acteurs du marché pour découvrir et développer de nouvelles réserves importantes. Leur force financière accrue pourrait en effet leur permettre d'assumer un plus grand portefeuille de risques. En revanche, les autres concurrents devraient soigneusement choisir leurs zones d'activité. En raison de leur moindre capacité de financement et de répartition des risques, les petites entreprises devraient, si elles souhaitent continuer à développer des gisements importants, devenir des associés plus petits des "supergrands" pour bénéficier de la combinaison de ressources que ceux-ci peuvent offrir. Leur seule autre possibilité consisterait à occuper un créneau du marché, en se concentrant sur la prospection. Les "supergrands" risqueraient alors de contrôler d'abord l'accès des autres prospecteurs aux régions inexploitées, au moment de l'octroi des premières concessions, et ensuite leur accès aux zones périphériques, étant donné que ce sont ces "supergrands" eux-mêmes qui auront construit les infrastructures nécessaires.

(32) Étant donné qu'un délai de cinq à quinze ans est généralement nécessaire entre les premiers travaux de prospection et le démarrage de la production, les nouvelles réserves et la production hors OPEP pourraient, selon ce scénario, être largement influencées par les "supergrands" dans une dizaine d'années.

(33) Les marchés de la production et de la vente pourraient être affectés de la manière suivante: les pressions concurrentielles qui limitent la possibilité qu'ont les producteurs de l'OPEP de se comporter en cartel seraient réduites. Les trois entreprises en cause auraient les mêmes intérêts que l'OPEP et seraient susceptibles de s'aligner sur ses décisions en limitant la production à un certain niveau sans craindre que cela ne profite aux autres producteurs. La position dominante de l'OPEP sur le marché du pétrole brut serait ainsi renforcée par la création d'une structure oligopolistique associant l'OPEP et les trois "supergrands", ce qui constituerait une incitation à s'aligner sur les stratégies commerciales de l'OPEP. Celle-ci serait alors en mesure d'augmenter les prix et de les maintenir au niveau maximal (niveau au-delà duquel la prospection pétrolière est de nouveau encouragée).

(34) Sur la base de ce qui précède, la Commission a conclu que l'opération envisagée soulevait des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec le marché commun et le fonctionnement de l'accord EEE, et qu'un examen approfondi était nécessaire.

(35) Les parties ont essentiellement invoqué deux moyens pour dissiper les doutes sérieux de la Commission: elles ont fait valoir, d'une part, que les "supergrands" seraient toujours soumis aux pressions concurrentielles des compagnies pétrolières plus petites et, d'autre part, que les pays d'accueil contrôlent la production de pétrole et de gaz et n'auraient, en tout état de cause, aucun intérêt à laisser les compagnies pétrolières limiter la production.

(36) L'étude de marché a confirmé que les petits prospecteurs ne se sentaient pas menacés par l'émergence d'une catégorie de "supergrands". En raison de leur taille plus modeste, ils ne convoiteraient pas le même type de droits de prospection ni ne dépendraient des plus gros prospecteurs pour vendre leur pétrole. De plus, il semble que la capacité de recherche et de développement de gisements des "grands" tels que Chevron, Texaco, Elf ou Total resterait inchangée, quelle que soit la partie du monde considérée. Les parties ont fourni de nombreux exemples de la participation de ces "grands" à des projets en cours partout dans le monde.

(37) En outre, cette étude de marché a confirmé que les contrats de concession généralement conclus entre les gouvernements et les prospecteurs/producteurs interdisaient à ces derniers de limiter leur production (le contrôle de la production étant laissé à la discrétion des gouvernements).

(38) En ce qui concerne le gaz naturel, il est improbable que les parties et les autres "supergrands" puissent contrôler la production de l'EEE et, partant, affecter la concurrence. Même s'il existait un marché limité à l'EEE (vu le risque politique lié à la production gazière en Russie et en Algérie), toute position dominante collective des "supergrands" serait exclue en raison de la forte position du gaz norvégien fourni par les concurrents. De plus, les producteurs de gaz naturel font face à une demande très concentrée, émanant des entreprises nationales de transport de gaz en gros, telles que SNAM (Italie) et Transgas (Portugal).

(39) La Commission conclut par conséquent que l'opération de concentration n'entraînera ni la création ni le renforcement d'une position dominante sur les marchés de la prospection, du développement, de la production et de la vente de pétrole brut et de gaz naturel.

B. TECHNOLOGIE DE LA LIQUÉFACTION DU GAZ

(40) Dans la décision qu'elle a rendue en application de l'article 6, paragraphe 1, point c), la Commission a exprimé des doutes sérieux quant à la création, du fait de l'opération notifiée, d'une position dominante pour ce qui est de la technologie de liquéfaction du gaz.

(41) La technologie "gaz en liquides" ("gas-to-liquids" - "GTL") est un processus de transformation du gaz naturel en carburants finis. La technologie GTL permet la liquéfaction du gaz naturel sur les lieux de la prospection et de la production, ce qui facilite le développement commercial des réserves de gaz et le transport du gaz naturel à partir de sites éloignés qui ne sont pas accessibles par pipelines. En outre, elle présente l'avantage d'élaborer des produits très purs.

(42) À l'heure actuelle, les procédés GTL ne peuvent fournir des produits économiquement substituables aux produits de raffinage classiques. La demande de produits GTL devrait d'abord émaner de l'industrie des lubrifiants et de l'industrie pétrochimique, en raison de la grande pureté et de la configuration moléculaire du produit de base engendré par la technologie GTL. À un stade ultérieur, la demande peut s'étendre aux autres produits pétroliers.

(43) Il existe actuellement deux filières GTL, à savoir le procédé Fischer-Tropsch et la transformation du méthanol en essence, ou procédé "methanol-to-gasoline" ("MTG"), mis au point respectivement par Exxon et Mobil. D'après les renseignements recueillis sur le marché, Exxon s'est constitué le plus gros portefeuille de brevets axé sur le procédé Fischer-Tropsch et détient des brevets étrangers et américains portant essentiellement sur toutes les grandes étapes de la filière. L'industrie a indiqué que [...]*.

(44) Les autres compagnies pétrolières et gazières disposent de portefeuilles de brevets limités pour l'un ou l'autre procédé, voire pour les deux. Toutefois, aucune de ces compagnies n'est en mesure de traiter toutes les étapes essentielles de l'une ou de l'autre filière.

(45) Sous l'angle des brevets, les positions respectives d'Exxon et de Mobil correspondent actuellement à des variantes, mais qui ne sont pas interchangeables. À l'issue de la concentration, la position forte des parties en matière de brevets aurait un effet dissuasif sur les nouveaux venus potentiels. Enfin, les ressources financières substantielles nécessaires pour concurrencer le GTL (ainsi, par exemple, la construction d'une usine "F-T" coûte actuellement [de 1 à 3]* milliards d'USD) empêcheraient à la fois l'expansion des entreprises existantes et l'entrée de concurrents potentiels sur le marché.

(46) En réponse aux doutes sérieux émis par la Commission, les parties ont expliqué que la technologie GTL ne constituait pas un marché en soi et que les quantités de produits pétroliers que cette technologie pouvait produire au cours de la prochaine décennie seraient infimes par rapport à celles produites au moyen des procédés de raffinage traditionnels. De surcroît, les autres entreprises détiendraient des portefeuilles de brevets suffisants pour leur permettre d'exploiter la technologie.

(47) La Commission estime, à l'instar des parties, que l'opération notifiée, même dans l'hypothèse où celles-ci détiendraient un important portefeuille de brevets pour la technologie GTL, ne donnera pas lieu à une position dominante, vu son incidence limitée sur les marchés des produits pétroliers.

C. GAZ NATUREL

INTRODUCTION

Description de la filière gaz

(48) Le gaz naturel qui provient des puits contient des éléments qui doivent en être éliminés pour produire du gaz de qualité propre à la distribution; il est alors composé presque entièrement de méthane et d'éthane et peut être injecté dans les conduites de distribution à haute pression. Ce gaz est vendu aux entreprises de transport en gros, qui le revendent aux consommateurs finals.

(49) Il existe deux types de grossistes qui se chargent du transport du gaz. Il y a ce qu'on appelle les entreprises de transport en gros à longue distance et les entreprises de transport en gros à courte distance. Les premières achètent le gaz aux producteurs et le transportent sur de longues distances au moyen de gazoducs à haute pression. Ensuite, elles le revendent soit à d'autres grossistes, à vocation plus locale, c'est-à-dire aux entreprises de transport en gros à courte distance, ou directement aux clients finals, soit elles fournissent des services de transit international à longue distance pour d'autres entreprises du même type, situées dans d'autres pays.

(50) Outre l'approvisionnement en gaz, les services offerts aux clients finals comprennent:

- La fourniture d'"appoint" ("swing"), la consommation de gaz n'étant pas répartie uniformément sur une année. Cet aspect est particulièrement important pour les compagnies locales de distribution dont le réseau de gazoducs à basse pression dessert les ménages qui, pour leur chauffage, consomment beaucoup de gaz en hiver et nettement moins en été. Un élément essentiel pour fournir l'appoint est l'accès au stockage, principalement sous forme d'installations de stockage souterraines.

- La fourniture d'autres services, comme le contrôle de qualité (veiller à ce que le gaz livré réponde aux spécifications convenues), l'équilibrage (veiller à ce que le gaz introduit dans les gazoducs corresponde à la production requise), les fournitures de secours (accords avec d'autres grossistes et/ou producteurs interconnectés au réseau de gazoducs qui garantissent l'approvisionnement en cas de défaillance du propriétaire) et le comptage.

(51) Les clients finals peuvent être groupés en trois catégories: les producteurs d'électricité, les clients industriels (permanents ou interruptibles) et les compagnies locales de distribution. Ces clients se distinguent les uns des autres comme il est indiqué ci-dessous:

(52) Il existe d'importants écarts de prix entre ces différentes catégories de clients, même si leur demande de gaz est la même. Cela tient au fait que les prix reposent traditionnellement sur la valeur de la source d'énergie de substitution du client ("Anlegbarkeitsprinzip"). Ce terme renvoie à la source d'énergie de substitution à laquelle un client pourrait avoir recours: fuel domestique pour les ménages, fuel lourd pour les utilisateurs industriels et, dans une certaine mesure, énergie nucléaire ou charbon pour les producteurs d'électricité.

(53) On rencontre également des différences qualitatives si l'on examine les livraisons aux différentes catégories de clients. À cet égard, il convient de mentionner l'exigence d'"appoint" pour les livraisons aux compagnies locales de distribution et la différence entre consommateurs industriels permanents (leur approvisionnement ne peut être interrompu) et interruptibles. Ces aspects influent tout autant sur le prix.

(54) La dernière différence tient au cadre juridique découlant de la directive 98/30/CE du Parlement européen et du Conseil(9) (dénommée ci-après "directive européenne sur le gaz") et aux mesures nationales de transposition (libéralisation). Ladite directive fait obligation aux États membres d'ouvrir leurs marchés avant le 10 août 2000 afin que d'ici là, les producteurs d'électricité à partir du gaz, quel que soit leur niveau de consommation annuelle, et les clients finals consommant plus de 25 millions de mètres cubes par an et par site de consommation, soient libres de passer des contrats de fourniture de gaz naturel (clients admissibles dits "éligibles"). L'ouverture totale du marché doit être au moins égale à 20 %, puis à 28 % en 2005 et à 33 % en 2010. Le seuil pour les clients admissibles sera abaissé à 15 millions de m3 en 2005 et à 5 millions de m3 en 2010.

(55) Pour l'organisation de l'accès au réseau, les États membres ont le choix entre deux formules, qui doivent être mises en oeuvre conformément à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. La première formule concerne "l'accès négocié", grâce auquel les entreprises de gaz naturel et les clients admissibles négocient des accords commerciaux volontaires et en vertu duquel les entreprises de gaz doivent publier les conditions d'utilisation de leur réseau avant le 10 août 2001 et chaque année par la suite. La seconde formule porte sur "l'accès réglementé", par lequel les entreprises de gaz naturel sont tenues d'accorder l'accès sur la base de tarifs publiés fixés par une autorité compétente de l'État membre.

(56) La directive prévoit une importante procédure de dérogation conditionnelle en vertu de laquelle la Commission peut accepter, sous certaines conditions, qu'une entreprise de gaz puisse refuser l'accès si cela entraînait pour elle de graves difficultés économiques et financières du fait des engagements take-or-pay qu'elle a acceptés dans le cadre d'un ou de plusieurs contrats d'achat de gaz.

(57) Aux Pays-Bas, la récente proposition en faveur d'une nouvelle loi relative au gaz est beaucoup plus stricte que les exigences minimales prévues par la directive en question. Les consommateurs ayant une consommation annuelle de 10 millions de m3 (ce qui représente 44 % de la consommation annuelle totale du pays) bénéficient déjà de la liberté d'achat. À compter de janvier 2002, les clients ayant une consommation annuelle comprise entre 170000 m3 et 10 millions de m3 auront eux aussi la liberté de choix. À partir de janvier 2007, tous les consommateurs (y compris les ménages) pourront s'approvisionner en gaz où bon leur semble. Aucun régime spécial ne s'applique aux producteurs d'électricité. Les Pays-Bas ont opté pour l'"accès négocié" et Gasunie a publié ses tarifs ATR en août 1998.

(58) En Allemagne, les entreprises de transport en gros détenaient traditionnellement des monopoles régionaux et avaient conclu des accords régionaux de délimitation, c'est-à-dire des accords en vertu desquels chaque entreprise de transport en gros s'engageait à ne pas mener d'activités en gros sur le territoire désigné des autres. Cette pratique est interdite depuis le 29 avril 1998, date de l'entrée en vigueur de la loi sur l'industrie de l'énergie. Celle-ci décrète l'ouverture à 100 % du marché allemand, autrement dit tous les clients sont admissibles. Le texte stipule également que les municipalités doivent accorder des droits de passage pour la construction de réseaux de gazoducs. La nouvelle loi sur la concurrence dispose que les opérateurs de réseaux ne doivent pas refuser l'accès des tiers aux réseaux sans raisons objectives, dûment justifiées. En cas de refus, l'affaire peut être portée devant l'autorité compétente en matière de concurrence ou directement devant le tribunal administratif. Depuis février 1999, les associations de l'industrie négocient ce qu'on appelle la "Verbändevereinbarung Gas", qui devrait fixer les critères d'attribution de l'accès (négocié) des tiers, ainsi que les prix indicatifs.

Cadre contractuel

(59) L'industrie européenne du gaz fonctionne sur la base de contrats à long terme entre acheteurs et vendeurs. Les parties ont indiqué que pour obtenir le financement nécessaire aux investissements dans l'infrastructure de production et de distribution, les producteurs de gaz ont dû conclure des accords à long terme avec leurs acheteurs. Un gisement de gaz n'est exploité qu'en présence d'un acheteur, généralement une ou plusieurs entreprises nationales de transport en gros.

(60) Sur la base de tels accords, les investissements sont en outre réalisés dans l'infrastructure de distribution nécessaire (terminaux et gazoducs). Les contrats sont conclus dans un délai suffisant avant le démarrage de la production effective de manière à permettre la construction de l'infrastructure requise. De même, les entreprises de transport en gros concluent avec leurs clients des contrats en vertu desquels elles s'efforcent d'harmoniser, sur la base de contrats à long terme, leur volume d'achat cumulé. On peut dire que traditionnellement, les entreprises de transport en gros équilibrent la demande par l'offre.

(61) Les contrats à long terme se caractérisent par les engagements "take and/or pay" sur les volumes. Le prix contractuel à chaque niveau se détermine généralement en tant que prix net-back duquel est retranchée une marge convenue pour le client. Un contrat prévoira en outre que trois fois par an, le prix pourra éventuellement être révisé en cas de changement notable sur le marché de l'acheteur (concurrence gaz-gaz, situation nouvelle pour les énergies de substitution, etc.). Ces contrats contiennent également une clause de ventes parallèles qui autorisent l'acheteur à réduire ses obligations d'achat à raison du volume que le vendeur écoule directement dans le territoire de l'acheteur. Les entreprises de gaz [c'est-à-dire les acheteurs]* font valoir que cette clause est nécessaire pour éviter que les producteurs vendent leur gaz deux fois (une fois à l'entreprise de transport en gros et une deuxième fois directement au client de cette dernière). En outre, de tels accords constituent un important élément de stabilité dans la chaîne de distribution du gaz puisqu'ils entretiennent une certaine hiérarchie producteur - entreprise de transport en gros - consommateur final.

(62) La politique consistant à tarifer le gaz sur la base des énergies de substitution dont disposent les clients de l'acheteur, appelée aussi principe de la valeur marchande, constitue, aux yeux des entreprises de gaz européennes, l'élément essentiel pour expliquer la construction et l'expansion d'une infrastructure gazière européenne qui, parallèlement, permet aux consommateurs de bénéficier de prix concurrentiels. Les entreprises en place ont donc pour préoccupation majeure de maximiser de la sorte les revenus tirés des ventes de gaz et de faire accepter ce principe à tous les acteurs du marché.

(63) [...]*

Bref aperçu de la filière gaz aux Pays-Bas et en Allemagne

(64) Les Pays-Bas sont l'un des principaux producteurs de gaz de l'EEE; le pays est exportateur net. Les plus gros producteurs aux Pays-Bas sont la NAM, une entreprise commune d'Exxon et de Shell, et EBN, compagnie publique néerlandaise du pétrole et du gaz. Exxon, Shell et l'État néerlandais (par le biais d'EBN et directement) possèdent Gasunie, entreprise de distribution en gros à laquelle est vendue la quasi-totalité du gaz néerlandais. Gasunie vend environ [80-90]* % du gaz consommé aux Pays-Bas et possède l'ensemble de l'infrastructure gazière en gros du pays (à l'exception d'un gazoduc). Gasunie a conclu des accords d'approvisionnement exclusifs à long terme avec toutes les compagnies régionales de distribution concernant des ventes aux clients dont la demande annuelle est [inférieure à un niveau donné]*.

(65) Il existe une production de gaz en Allemagne, qui représente environ 20 % de la demande dans ce pays. Les principaux producteurs sont BEB, entreprise commune allemande d'Exxon et de Shell pour la production et la distribution, et Mobil. Environ 80 % du gaz consommé est importé de Norvège, de Russie et des Pays-Bas. Le principal importateur et transporteur en gros en Allemagne s'appelle Ruhrgas. Ses propriétaires sont Exxon, Shell, Mobil et BP, ainsi que des producteurs allemands de charbon et d'acier. Les autres importateurs sont BEB, Thyssengas (qui appartient à Exxon et Shell à hauteur de 25 % chacune et à RWE-DEA à hauteur de 50 %; ces entreprises détiennent conjointement le contrôle de Thyssengas) et VNG (entreprise est-allemande de transport en gros dont BEB et Ruhrgas sont actionnaires). Mobil et EWE, une entreprise dans laquelle les parties ne détiennent pas de participations, importent également du gaz destiné à la consommation en Allemagne. Toutes les sociétés précitées sont des entreprises traditionnelles de transport en gros à longue distance qui sont concurrencées par Wingas, une entreprise commune de BASF et Gazprom (le producteur de gaz russe), au moyen de son réseau de gazoducs nouvellement construit.

(66) Le gaz est vendu par les producteurs allemands et les entreprises de transport en gros qui font de l'importation (désignées par l'expression "entreprises de transport en gros à longue distance") à une série d'entreprises régionales de transport en gros (dénommées "entreprises de transport en gros à courte distance"). Les quelque 19 entreprises de transport en gros à longue et courte distance revendent le gaz à environ 700 compagnies locales de distribution qui approvisionnent à leur tour les ménages.

MARCHÉS DU TRANSPORT EN GROS

Marché de produits en cause

(67) Les parties estiment que la distribution et la commercialisation du gaz naturel peuvent être divisées en deux segments: le transport en gros et la distribution locale. Les entreprises de transport en gros accumulent le gaz des producteurs et le vendent ensuite à une combinaison de grossistes de deuxième rang (en l'occurrence les entreprises allemandes de transport en gros à courte distance), de distributeurs locaux et de grands utilisateurs finals. Les entreprises de transport utilisent des réseaux de conduites à haute pression et des installations de stockage pour livrer le gaz à l'endroit prévu et en quantité voulue par leurs clients. Les distributeurs locaux revendent le gaz aux utilisateurs finals (tels que les ménages).

(68) Les parties estiment que les fournisseurs en gros sont généralement différents des fournisseurs au niveau de la distribution locale. Les parties ne sont pas directement présentes sur le segment de la distribution locale.

(69) En plus de la distribution et de la commercialisation du gaz naturel, les parties, dans la notification, qualifient de marchés distincts le "transport de gaz naturel - gazoducs et acheminement de GNL" et le "stockage de gaz naturel". La Commission convient avec les parties que le transport du gaz naturel et le stockage de celui-ci constituent des marchés de produit distincts.

a) Marché du transport en gros et marché de la distribution locale

(70) Les entreprises de transport en gros à longue et courte distance vendent le gaz au moyen de gazoducs à haute pression aux clients industriels, aux producteurs d'électricité et aux compagnies locales de distribution. Ces dernières revendent le gaz aux utilisateurs finals, comme les ménages et les clients résidentiels, par le biais de leur réseau étendu (au niveau des rues) de conduites à basse pression. Ces compagnies locales de distribution achètent aux grossistes de l'appoint et autres services connexes. La Commission convient donc avec les parties que la distribution locale constitue un marché de produits distinct. Les parties n'y étant pas directement actives, ce marché de produit ne fait pas l'objet d'une évaluation plus approfondie dans le cadre de la présente procédure.

b) Marché du transport en gros à longue distance et à courte distance: le marché de gros à longue distance est un marché de produits distinct où l'entrée de nouveaux concurrents dépend du bon vouloir des entreprises en place ou d'un investissement à fonds perdu très élevé

(71) Ainsi que cela a été expliqué plus haut, l'industrie gazière allemande de gros est caractérisée par une structure à deux niveaux: les entreprises de transport en gros à longue distance vendent aux entreprises de transport à courte distance le gaz qu'elles ont importé directement de producteurs étrangers et qu'elles ont acheminé par gazoducs sur de longues distances. Il convient de déterminer si ce type de service pourrait être aisément pris en charge par les entreprises opérant à courte distance dans le cas d'une éventuelle augmentation des prix qui leur sont facturés. En pareille circonstance, le seul moyen pour ces entreprises de contrecarrer une augmentation des prix serait d'obtenir le gaz directement auprès des producteurs, c'est-à-dire en se plaçant plus haut dans la chaîne verticale. Pour ce faire, il faudrait que les entreprises opérant à courte distance (voire les clients finals) obtiennent des producteurs de gaz des conditions de tarification analogues à celles dont bénéficient les entreprises opérant à longue distance et qu'elles soient capables de transporter le gaz sur de longues distances. La Commission conclut de son enquête sur le marché que même devant une augmentation des prix, les entreprises opérant à courte distance ne seraient pas suffisamment incitées à court-circuiter les entreprises opérant à longue distance.

(72) [...]*

i) Le point de vue des parties: tout le monde peut importer du gaz

(73) Les parties considèrent que le marché en cause concerne le gaz allemand et le gaz importé que les quelque 19 entreprises de transport en gros à longue et courte distance vendent aux clients industriels, aux producteurs d'électricité et aux compagnies locales de distribution. Les parties estiment que les activités spécifiques des entreprises de transport à longue distance ne constituent rien de plus qu'une complication technique, puisque tout un chacun est capable d'acheminer du gaz vers la frontière allemande.

(74) Tout d'abord, les parties invoquent la possibilité d'importer de faibles volumes. Elles mentionnent à cet égard quelques contrats d'importation portant sur de faibles volumes, comme ceux de [...]*.

(75) Ensuite, les parties estiment que les coûts engagés pour se lancer dans cette activité économique qui découlent des investissements dans les installations de réception, les gazoducs et le stockage sont une caractéristique naturelle d'une industrie à forte intensité de capital à long terme et qu'ils ne constituent pas une barrière à l'entrée. Elles font valoir tout particulièrement les investissements réalisés par Wingas pour montrer qu'investir dans l'infrastructure gazière allemande reste rentable. Les parties soulignent également qu'il n'est pas nécessaire de réaliser des investissements pour pouvoir importer du gaz [...]*.

(76) Enfin, les parties renvoient aux dispositions de la nouvelle loi allemande sur l'énergie et à l'obligation légale pour les propriétaires de gazoducs de mettre leur marge de transport à la disposition des tiers. En conséquence, les ventes aux consommateurs finals en Allemagne constituent une possibilité réaliste et les parties rappellent à ce propos les décisions d'un certain nombre de compagnies locales de distribution d'acheter directement aux producteurs et le fait que les groupes industriels centralisent leurs achats.

ii) Ce point de vue n'est pas corroboré par l'enquête de la Commission sur le marché

(77) L'enquête sur le marché n'a pas corroboré le point de vue des parties selon lequel l'importation de gaz n'est qu'une simple "complication technique". Les déclarations suivantes émanent de certains des onze grossistes allemands opérant à courte distance:

- Pour obtenir des prix intéressants au moyen d'un contrat d'importation, il faut de nos jours acheter en très grandes quantités en acceptant des obligations d'achat et, entre autres, apporter des investissements propres ou des participations financières dans des projets ou des entreprises. Ce type d'activité est par conséquent caractéristique des entreprises qui concentrent une forte demande et qui disposent de moyens financiers considérables pour supporter les risques de coûts liés à l'importation. Lors de l'importation, la sécurité d'approvisionnement au moyen d'une diversification des sources d'approvisionnement joue un rôle important.

- Pour importer, il faudrait disposer d'un réseau de gazoducs parallèle vers les producteurs (ou vers les relais à la frontière) ou d'un ATR. Le grossiste opérant à courte distance ne pourrait pas estimer les coûts et le temps nécessaires.

- Il est difficile de vendre des quantités d'importation complémentaires aux clients en Allemagne, étant donné qu'elles ne peuvent aller qu'aux distributeurs régionaux. La commercialisation directe du gaz auprès des consommateurs finals n'est possible qu'au prix d'efforts considérables et se révèle irréaliste à l'heure actuelle.

(78) Dans leur réponse à la communication des griefs ("la réponse"), les parties ont réaffirmé qu'il était possible d'acheter de faibles volumes, qu'il était aisé de s'informer sur les coûts de l'importation (en menant ses propres recherches ou en passant par des consultants), que les coûts de l'infrastructure d'importation étaient généralement inférieurs à [0-5]* % et que les approvisionnements et les clients étaient accessibles (la demande augmente et les contrats en vigueur expirent). La Commission reconnaît que les coûts de l'importation peuvent être déterminés par calcul. Les autres points seront abordés ci-après.

(79) Il convient de relever que, dans une procédure récente(10), le Bundeskartellamt (Office fédéral des ententes) a conclu que le marché du transport en gros à longue distance constituait un marché distinct de produit en cause.

iii) Le gaz allemand ne permet pas de réagir à une augmentation du prix du gaz importé

(80) Le gaz allemand est entièrement vendu en Allemagne, où il est en concurrence avec le gaz importé. Cependant, la production allemande de gaz, qui représente actuellement quelque 20 % de la consommation totale, devrait tomber à [moins de 15]* % d'ici à 2010. En conséquence, les entreprises de transport en gros qui veulent satisfaire leur demande doivent avoir un meilleur accès au gaz importé, c'est-à-dire aux services des entreprises de transport en gros à longue distance.

(81) En outre, le gaz allemand est réservé dans une très large mesure aux entreprises de transport en gros à longue distance, de sorte qu'en général, la disponibilité en gaz allemand pour les autres entreprises est trop limitée pour qu'elles puissent réagir à une augmentation du prix du gaz importé. Le gaz allemand produit et en réserve est détenu à [70-80]* % environ par les entreprises de transport en gros à longue distance que sont BEB ([40-50]* %) et Mobil ([20-30]* %). Les [20-30] * % restants de la production allemande (soit environ [0-10]* % de la demande allemande) reviennent à RWE-DEA, qui représente environ 7,5 %, Wintershall et Preussag, qui atteignent chacune 5,5 % environ, et Erdöl-Erdgas Gommern, qui se situe autour de 4,5 %. RWE-DEA s'engage à vendre 60 % de sa production annuelle à Ruhrgas et Preussag s'engage à vendre 45 % de sa production annuelle à Ruhrgas. La majeure partie de la production d'Erdöl-Erdgas Gommern est vendue par le biais de VNG, une autre entreprise de transport en gros à longue distance.

iv) L'accès au gaz étranger dans des conditions concurrentielles n'est pas possible et ne le sera pas après la concentration: les nouveaux venus potentiels sur le marché du transport en gros à longue distance sont dépendants des services des entreprises en place

(82) Les activités quotidiennes de tout grossiste opérant à courte distance dépendent en grande partie du réseau de gazoducs, des installations de stockage et autres services fournis par les entreprises de transport à grande distance. Indisposer des fournisseurs aussi essentiels en les court-circuitant sur une partie de leurs services serait risqué compte tenu de l'éventail des représailles dont ils disposent.

(83) Cependant, il existe une entreprise de transport en gros à courte distance qui ne dépend pas des services de transport en gros des entreprises opérant à longue distance. Il s'agit d'Erdgas Münster (EGM), une entreprise qui vend du gaz allemand produit par ses actionnaires, les principaux producteurs de gaz allemand: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) et RWE-DEA ([0-10]* %). Les actionnaires sont tenus de vendre toute leur production dans une région particulière du nord-ouest de l'Allemagne par l'intermédiaire d'EGM (soit [moins de 10 %]* de la consommation allemande totale) et, de cette manière, l'entreprise assure ses approvisionnements en gaz pour [...]*.

(84) [...]*, BEB et Mobil contrôleraient les décisions stratégiques d'EGM à l'issue de l'opération de concentration. Ces décisions portent notamment sur la position de cette dernière dans un futur environnement de marché libéralisé (voir ci-après). Les parties affirment ne pas détenir le contrôle d'EGM, étant donné que [...]*. Cette argumentation ne saurait être acceptée. En effet, Exxon exerce un contrôle en commun sur BEB au sens du règlement sur les concentrations; de plus, il serait logique, du point de vue économique, que Shell approuve [...]*, car de cette manière, elle profiterait également des avantages que procure la possibilité de contrôler EGM.

(85) Bien que Mobil et BEB soient toutes deux des entreprises de transport en gros à longue distance, la position de Mobil sur ce marché est nettement inférieure à celle de BEB. En conséquence, Mobil aurait intérêt, avant la concentration, à conserver la possibilité d'utiliser EGM comme instrument dans un futur environnement de marché libéralisé. BEB et Mobil n'ont donc pas forcément les mêmes intérêts. Cette faculté d'être un concurrent potentiel disparaîtrait à l'issue de la concentration du fait de l'instauration d'un contrôle formel sur EGM.

(86) Les parties ont en outre évoqué des appels d'offres directs lancés à des fournisseurs étrangers par quelques compagnies locales de distribution relativement mineures. Dans leur appel d'offres, ces compagnies, qui sont toutes clientes de Wingas, sollicitent des propositions pour des livraisons jusqu'à la frontière allemande, en indiquant qu'elles s'occuperaient elles-mêmes du transport en Allemagne. Les parties citent également à titre d'exemple la décision de Stadtwerk Viernheim ("SW") d'acheter directement. Il ressort toutefois de l'enquête menée par la Commission que ces appels d'offres n'ont pas été couronnés de succès.

(87) Le fait qu'il puisse y avoir des appels d'offres sporadiques ne signifie donc pas que les compagnies locales de distribution considèrent qu'il est possible de transporter soi-même le gaz sur le territoire allemand. En conséquence, cela ne veut pas dire qu'elles estiment être en concurrence avec les entreprises en place.

(88) Les producteurs qui souhaiteraient pénétrer sur le marché dépendent non seulement des entreprises allemandes pour vendre leur gaz en Allemagne, mais ils sont également tributaires, à des degrés divers, des entreprises en place pour l'acheminement du gaz vers d'autres marchés d'exportation. Par exemple, le gaz néerlandais transite par les gazoducs des entreprises allemandes en place pour gagner la Suisse et l'Italie (voire la Pologne), le gaz norvégien passe par l'Allemagne pour parvenir en Suisse et le gaz russe transite par l'Allemagne pour arriver en France.

Il est peu probable que les petites entreprises puissent obtenir des prix ou des volumes intéressants ou que les fournisseurs traditionnels court-circuitent les entreprises en place

(89) Les contrats "take and/or pay" à long terme (10, 20 ou 30 ans), en vertu desquels l'obligation d'achat de l'entreprise de transport en gros est diminuée de la quantité que le producteur vend directement (ou par le biais d'autres entreprises) dans la zone de l'entreprise de transport (ce qu'on appelle également des "clauses de ventes parallèles"), compliquent l'approvisionnement des autres entreprises.

(90) De surcroît, les fournisseurs n'ont aucun intérêt à court-circuiter leurs clients traditionnels si cela entraînait une concurrence gaz-gaz faisant baisser les prix du marché. Ainsi, si le fournisseur n'est pas prêt à offrir des prix moins élevés, le client n'a aucune raison d'en changer. Une concurrence gaz-gaz et une diminution des prix apparaissent, dans ces conditions, comme la conséquence la plus probable. Comme le producteur perçoit des montants en prix net-back, une telle réduction de prix affecterait l'ensemble des ventes de gaz. En vendant aux nouveaux venus, les producteurs s'exposent donc à une concurrence sur les prix potentiellement préjudiciable. [...]*

(91) Selon [...]*, les clauses de ventes parallèles incitent l'entreprise de transport en gros et le fournisseur à se concurrencer pour attirer le même utilisateur final, ce qui favorise dès lors la concurrence. Or ce type de concurrence ne peut se produire que si les bénéfices réalisés par le fournisseur sur ses ventes directes font plus que compenser les pertes à court terme de valeur net-back sur la totalité du volume de vente restant couvert par l'obligation d'achat de l'entreprise de transport en gros et les pertes à long terme liées au risque de perdre des ventes à l'entreprise de transport en gros lorsque le contrat arrive à expiration. Ce cas de figure ayant peu de chances de se produire, les clauses de ventes parallèles constituent également des barrières à l'entrée.

(92) La Commission constate en outre que trois des principaux grossistes allemands opérant à longue distance ont acheté en commun une partie substantielle de leur gaz d'origine non allemande à des producteurs norvégiens, danois et russes (Ruhrgas: [...]* %, BEB: [...]* % et Thyssengas: [...]* %). En groupant leur demande, les consortiums devraient pouvoir obtenir, par le biais de contrats à long terme, de meilleurs prix que toute autre entreprise qui négocierait un contrat isolément. Les parties manifestent leur désaccord sur ce point en indiquant que les prix d'achat sont sans rapport avec le volume, mais qu'ils sont déterminés en fonction des prix des combustibles de substitution. La Commission ne peut accepter cet argument car, si on poussait ce raisonnement à l'extrême, cela signifierait qu'aucune concurrence sur les prix n'est possible dans l'industrie gazière européenne puisque tout le monde pratiquerait la même tarification, en se référant au prix des combustibles de substitution. Ce raisonnement est manifestement erroné, les parties ayant une grande liberté d'appréciation des paramètres du prix du gaz, même en établissant des liens avec les barèmes des prix des combustibles de substitution.

(93) Il convient aussi de relever que les achats en commun incitent moins le producteur à court-circuiter les entreprises de transport en gros en vendant directement ou indirectement à d'autres sur leur territoire. En effet, lorsque plusieurs entreprises regroupent leurs achats, le producteur risquerait de perdre tous ses clients s'il en court-circuitait ne serait-ce qu'un seul.

(94) Et même si, comme le font valoir les parties, d'autres entreprises en place comme VNG et Mobil peuvent acheter du gaz directement et individuellement à des prix comparables, cela ne veut pas dire que la possibilité soit aussi ouverte aux nouveaux venus. Les entreprises en place s'efforceront d'user de leur position et de leur influence vis-à-vis des producteurs pour les inciter à ne pas approvisionner les concurrents. Wingas a indiqué que, quelques années auparavant, elle avait conclu un accord d'approvisionnement en gaz norvégien, mais que le GFU (organisation norvégienne chargée des ventes de gaz) l'avait rejeté. De plus, [...]* a déclaré que " [...]* continuera à essayer d'empêcher [...]* d'acheter du gaz [...]*."

(95) Même si de nouveaux volumes pourraient faire l'objet de contrats, les entreprises de transport en gros à longue distance ont conclu des accords (take-or-pay) d'approvisionnement à long terme avec les principaux clients (entreprises d'approvisionnement à courte distance, compagnies locales de distribution, etc.). Dès lors, il pourrait être difficile d'écouler le volume, de sorte que ces accords à long terme forment une barrière supplémentaire à l'entrée sur le marché à longue distance. La Commission reconnaît que ces contrats finissent tous un jour par arriver à expiration et que la demande de gaz s'accroît de 2 à 3 % par an. Même si ces contrats ne constituent pas une barrière à l'entrée infranchissable, il est indéniable qu'ils rendent l'entrée plus difficile que sur un marché où il n'existe pas d'engagements à long terme entre acheteurs et vendeurs.

(96) Enfin, ces dernières années, les entreprises allemandes de transport en gros à longue distance ont dépensé des sommes considérables - et continueront probablement à le faire - pour leur intégration verticale en aval en prenant des participations dans les entreprises de transport en gros à courte distance et les compagnies locales de distribution. [La Commission considère que]* l'objectif poursuivi par là consiste à maintenir en l'état les structures d'approvisionnement actuelles, ce qui ne fera qu'accroître les barrières à l'entrée du marché.

v) L'accès à l'infrastructure ou sa duplication ne sont pas des solutions

La duplication de l'infrastructure entraînerait des dépenses non récupérables trop importantes

(97) Les importantes dépenses d'équipement des entreprises en place dans les installations de réception, les gazoducs, le stockage et l'ajustement de la qualité ne peuvent servir à d'autres fins, même si, moyennant des frais considérables, certains gazoducs pourraient être transformés en oléoducs. Dès lors, l'investissement peut être considéré pour une très large part comme étant à fonds perdu.

(98) Les parties indiquent que les coûts engagés pour se lancer dans l'activité gazière ne peuvent être raisonnablement considérés comme une barrière à l'entrée, car les coûts de l'infrastructure d'importation sont généralement inférieurs à [...]* de la valeur du gaz acheté. Cependant, l'infrastructure d'importation n'est pas la seule qui soit nécessaire (l'élément essentiel étant sans doute le réseau de gazoducs à longue distance) et il demeure que les importantes dépenses d'équipement s'effectuent pour une très large part à fonds perdu.

(99) En outre, il sera toujours moins onéreux et plus rapide pour les entreprises en place d'ajouter des compresseurs pour augmenter leur capacité de transport que pour le nouveau venu de construire un gazoduc.

(100) Dès lors, on ne peut s'attendre à ce qu'un nouveau venu sur le marché commence à mettre en place un vaste réseau de gazoducs à haute pression en Allemagne. En d'autres termes, l'"expérience de Wingas" a peu de chances de se reproduire. Wingas est en quelque sorte une "association réussie" entre un très gros (voire le plus gros) consommateur industriel de gaz allemand à qui les prix pratiqués ne convenaient pas et un très grand producteur russe qui avait un conflit d'intérêts avec les entreprises en place. Ce conflit d'intérêts sera abordé de manière plus approfondie dans la partie consacrée à l'appréciation sous l'angle de la concurrence.

(101) En outre, la valeur net-back que le fournisseur peut espérer obtenir du renouvellement du contrat avec l'entreprise initiale de transport en gros est supérieure à celle escomptée d'un nouveau venu qui doit réaliser de nouveaux investissements (et qui réclame dès lors une marge plus élevée). De surcroît, ce nouveau venu devrait "se battre" pour faire vendre ses volumes, ce qui entraînerait des baisses de prix pour tous les acteurs sur le marché et ce phénomène se traduirait à son tour par une réduction du prix net-back pour le producteur.

L'accès des tiers au réseau proposé par l'industrie aura une incidence limitée sur la capacité des clients d'importer directement du gaz en concurrence avec les entreprises de transport à longue distance

(102) Aux fins de la présente décision, la Commission n'est pas convaincue que l'éventuelle conclusion de la Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) permette l'entrée sur le marché au moyen de l'accès des tiers au réseau (ATR). Cette conclusion se fonde sur l'état actuel de la situation, à savoir la proposition de l'industrie gazière allemande dans le cadre des négociations sur la VV Gas.

(103) La VV Gas est une initiative de quatre fédérations professionnelles: a) la BGW, fédération allemande du secteur économique du gaz et de l'eau; b) la VKU, association des compagnies locales de distribution; c) la BDI, fédération des industries allemandes (consommateurs industriels) et d) la VIK, association allemande des producteurs d'électricité. Dans le cadre de la directive "gaz", l'Allemagne a opté pour un "ATR négocié" et la VV Gas vise à fixer les orientations pour un tel accès négocié. L'autorité allemande compétente en matière de concurrence et/ou la Commission devront examiner la VV Gas lorsqu'elle aura été adoptée. L'objectif de cette dernière, comme l'indique une lettre commune des quatre fédérations adressée au ministre allemand de l'économie, est "de signaler aux milieux politiques qu'il n'est pas nécessaire de réglementer davantage le secteur du gaz naturel. La VV Gas répondra aux critères de l'économie de marché, de la compétitivité, de la loyauté, de la transparence et de la simplicité, de manière à contribuer au développement d'une bourse du gaz naturel. La VV Gas contiendra les principes et règles de base régissant l'accès au réseau ainsi qu'un barème simple des tarifs. La VV Gas sera conclue avant la fin de 1999".

(104) En dépit de cette déclaration commune, il ne semble pas possible, sur la base du "scénario" élaboré par l'industrie gazière, de conclure que ce type d'ATR permettra d'importer du gaz en concurrence avec les entreprises en place.

(105) Premier élément: le scénario stipule que l'ATR n'est possible que si la capacité de transport le permet et que les contrats take-or-pay à long terme soient pris en considération. L'enquête sur le marché révèle qu'il est difficile d'évaluer les disponibilités de capacité et de déterminer si les entreprises en place se sont engagées jusqu'à 100 % de leur demande au moyen de contrats take-or-pay à long terme. En conséquence, la VV Gas ne menacera pas foncièrement la position des entreprises en place.

(106) Deuxième élément: le scénario indique que le gaz provenant de tiers doit être compatible avec les spécifications propres au réseau de gazoducs du propriétaire. Cette modalité est définie comme suit: "la spécification du gaz est telle qu'il peut être introduit dans le gazoduc sans adaptation par le transporteur; qu'il est à une pression qui ne nécessite pas d'adaptation de la part du transporteur et que sa spécification autorise son usage avec d'autres gaz dans le réseau". Ces critères risquent d'être difficiles à remplir en raison des différentes spécifications du gaz actuellement commercialisé en Allemagne (voir ci-après la discussion sur le gaz à faible/fort pouvoir calorifique et le fait que ces deux types de gaz sont actuellement vendus en Allemagne sous diverses spécifications). Ainsi, le gaz naturel n'étant pas un produit totalement homogène, l'accès des tiers au réseau d'électricité et de télécommunications est d'une nature et d'une praticabilité différentes de l'ATR de gaz. Comme l'indique un document présenté par les parties, "une différence essentielle par rapport à la VV électricité réside dans le fait que, pour le gaz, un accord distinct est nécessaire avec chaque opérateur de gazoduc et que les différentes spécifications du gaz et les écarts de pression aux points de départ et d'arrivée compliquent l'organisation concrète".

(107) Troisième élément: un accord de transport doit avoir une durée d'au moins un an, avec deux dates initiales chaque année (1er octobre et 1er avril). Il convient de relever qu'en conséquence, les contrats ATR prévoiront toujours une utilisation maximale en hiver de manière à accroître les chances d'une exploitation des gazoducs à pleine capacité. En outre, cette exigence vise expressément à empêcher le développement d'un marché du disponible. En effet, le développement d'un marché du disponible déséquilibrerait le système traditionnel. Le rôle des entreprises de transport en gros serait particulièrement menacé, car un marché du disponible faciliterait le contact direct entre le consommateur final et le producteur, avec pour conséquence une réduction de la marge du grossiste. [...]* La VV Gas ne prévoit rien de la sorte.

(108) Quatrième élément: "[...]*".

(109) Enfin, la VV Gas ne contient aucune disposition sur l'accès au stockage et aux services d'ajustement de la qualité (conversion du gaz à faible pouvoir calorifique en gaz à fort pouvoir calorifique) ni sur les fournitures de secours.

(110) Les parties soulignent dans la réponse que pour conclure l'accord sur la VV Gas, le soutien des utilisateurs finals, de l'Office fédéral des ententes et du gouvernement allemand sera nécessaire. Devant le grand nombre de parties prenantes à la procédure, les parties ne comprennent pas la conception de la Commission selon laquelle le résultat final ne favorisera ni l'ATR ni la concurrence. La Commission doit procéder à son analyse sur la base des informations dont elle dispose, à savoir le scénario de l'industrie gazière. En conséquence, fonder une analyse sur quoi que ce soit d'autre ne serait que spéculation.

Conclusion

(111) La Commission conclut que le marché allemand du transport en gros à longue distance constitue un marché de produits distinct.

Gaz à faible pouvoir calorifique et à fort pouvoir calorifique

(112) Au cours de l'enquête, plusieurs tiers ont fait valoir que dans l'évaluation de l'incidence de l'opération sur les marchés gaziers européens, il convenait de faire la distinction entre le gaz dit à faible pouvoir calorifique inférieur et le gaz dit à fort pouvoir calorifique. La Commission convient avec les parties que le gaz à faible pouvoir calorifique et le gaz à fort pouvoir calorifique font partie d'un marché global du gaz naturel. La Commission est parvenue à cette conclusion sur la base de la substitution du côté de la demande. En d'autres termes, une augmentation relative, entre 5 et 10 %, du prix du gaz à faible pouvoir calorifique serait peu rentable, étant donné que les consommateurs de la région d'Allemagne concernée(11) pourraient y renoncer au profit du gaz à fort pouvoir calorifique.

(113) La distinction entre ces deux types de gaz remonte à la découverte (1959) et à l'exploitation (1963) de l'énorme gisement de gaz à faible pouvoir calorifique de Groningue aux Pays-Bas, le principal gisement de gaz d'Europe et l'un des plus importants dans le monde. Ce gisement a marqué les débuts de l'industrie du gaz naturel en Europe. L'ensemble de la consommation de gaz naturel s'est ainsi orientée vers le gaz possédant les spécifications du gisement de Groningue. Toutefois, la classification du gaz à faible pouvoir calorifique comporte un spectre plus large que le pouvoir calorifique inférieur ou supérieur du gaz de Groningue. Selon la définition du gaz à faible pouvoir calorifique utilisé en Allemagne (code de pratique G 260/I - qualité du gaz de la DVGW), le gaz à faible pouvoir calorifique a un indice de Wobbe allant jusqu'à 13 kWh/m3.

(114) Les spécifications du gaz (de Groningue ou à faible pouvoir calorifique) ont une incidence sur l'ensemble de la filière gaz en aval. Le transport par gazoduc à haute pression (sur de longues distances), les installations souterraines de stockage, le transport par gazoduc à basse pression (permettant de livrer le gaz à une pression suffisamment basse pour les brûleurs utilisés par les ménages) et les installations du consommateur final ont été conçus soit pour le gaz à faible pouvoir calorifique, soit pour le gaz à fort pouvoir calorifique et ne peuvent fonctionner qu'avec l'un des deux.

(115) Des gisements découverts plus récemment étaient d'une qualité différente, c'est-à-dire d'un pouvoir calorifique plus élevé, le gaz contentant moins d'azote inerte. En fait, on n'a découvert de gaz à faible pouvoir calorifique que dans d'autres gisements terrestres aux Pays-Bas et dans le nord-ouest de l'Allemagne. Aujourd'hui, il existe toujours des colonnes spécifiques de gaz à faible pouvoir calorifique aux Pays-Bas, dans le nord-ouest de l'Allemagne, dans une partie de la Belgique (provinces d'Anvers et du Limbourg) et dans une partie de la France (Nord-Pas de Calais).

Substituabilité du côté de la demande: passage, dans la filière gaz, du gaz compatible à faible pouvoir calorifique au gaz compatible à fort pouvoir calorifique.

a) Une augmentation permanente relative des prix du gaz à faible pouvoir calorifique accélérera le processus en cours

(116) Les parties ont fourni des diagrammes qui illustrent le remplacement continu du gaz à faible pouvoir calorifique par le gaz à fort pouvoir calorifique dans la consommation en Allemagne depuis 1975 sur la base de statistiques de l'industrie indiquant le volume absolu et relatif des différents types de gaz (gaz à fort pouvoir calorifique, gaz à faible pouvoir calorifique, gaz de cokerie et autres gaz)

(117) On évaluera sur cette base quelle serait la réaction d'une entreprise de transport en gros si les producteurs de gaz à faible pouvoir calorifique augmentaient les prix. Sa réaction dépendra de la possibilité pour elle de s'approvisionner auprès d'un producteur de gaz à fort pouvoir calorifique ainsi que des incitations découlant de la possibilité qu'ont ses clients de passer à une autre entreprise de transport en gros susceptible de fournir du gaz à fort pouvoir calorifique moins cher.

(118) S'il est techniquement aisé de faire commuter tout un réseau de gazoducs pour gaz à faible pouvoir calorifique vers le gaz à fort pouvoir calorifique, la principale contrainte qui pèse sur l'entreprise de transport en gros en matière de transformation de l'infrastructure réside dans le stockage souterrain. Le problème qui se pose est qu'il faut remplacer le gaz à faible pouvoir calorifique stocké par du gaz à fort pouvoir calorifique. Selon les parties, cette conversion est simple et directe. D'après Wingas, une telle conversion prend du temps (en général trois cycles de stockage, soit deux ans pour les installations en question) et se révèle onéreuse (compte tenu de la teneur calorifique variable du gaz extrait lorsque du gaz à fort pouvoir calorifique est injecté dans une installation de gaz à faible pouvoir calorifique).

(119) Néanmoins, avant même la fin du troisième cycle de stockage, le gaz extrait peut avoir la qualité de gaz à fort pouvoir calorifique. En outre, toutes les entreprises de transport en gros connaissent la technique des "mélanges gazeux" (consistant à ajouter du gaz à faible pouvoir calorifique à du gaz à fort pouvoir calorifique pour obtenir du gaz à fort pouvoir calorifique dont la valeur calorifique est inférieure, mais qui reste du gaz à fort pouvoir calorifique, ou vice versa) pour obtenir la spécification voulue. Par conséquent, il leur est sans doute relativement aisé d'adapter le gaz qu'ils extraient de leurs installations de stockage pendant la période de conversion par un simple mélange pour en conserver la spécification faible/fort pouvoir calorifique. On peut imaginer qu'au début, ils pourraient ajouter du gaz à faible pouvoir calorifique pour maintenir cette qualité de gaz et que, progressivement, ils ajouteraient du gaz à fort pouvoir calorifique pour obtenir la spécification du gaz à pouvoir calorifique élevé. Il est probable que cette méthode réduise considérablement les coûts de conversion.

(120) Sur la base de ce qui précède, la Commission conclut que, face à une augmentation relative permanente des prix du gaz à faible pouvoir calorifique par rapport au gaz à fort pouvoir calorifique, les restrictions techniques que connaissent les propriétaires allemands d'installations de stockage de gaz à faible pouvoir calorifique ne sont pas de nature à les empêcher de changer de qualité de gaz. En conséquence, l'augmentation relative des prix contribue à accélérer cette conversion, qui devra intervenir tôt ou tard.

b) Les clients des entreprises de transport en gros fournissant du gaz à faible pouvoir calorifique ont d'autres possibilités dans la région d'Allemagne concernée pour s'approvisionner chez Wingas en gaz à fort pouvoir calorifique

Clients industriels et producteurs d'électricité qui optent pour le gaz à fort pouvoir calorifique

(121) L'enquête sur le marché a confirmé que, pour la plupart des clients industriels et des producteurs d'électricité, les coûts engagés pour adapter les brûleurs représentent un faible pourcentage de leur facture annuelle de gaz. Il serait donc économiquement viable, pour un grand consommateur industriel ou un important producteur d'électricité, de faire construire un nouveau gazoduc spécifique qui relie le client à un gazoduc à haute pression de gaz à fort pouvoir calorifique situé à proximité (au maximum à 50 km). Il convient donc de déterminer s'il existe dans le voisinage des gazoducs de gaz à fort pouvoir calorifique qui appartiennent à des entreprises autres que celles qui ont intérêt à distribuer du gaz à faible pouvoir calorifique. Si tel est le cas, le risque de perdre de tels clients au profit d'une autre entreprise de transport en gros fera que le grossiste "en place" assurant le transport du gaz à faible pouvoir calorifique sera davantage incité à passer lui-même au gaz à fort pouvoir calorifique (si le prix a été augmenté par le producteur) ou rendrait peu rentable une augmentation des prix par l'entreprise de transport en gros.

(122) En ce qui concerne la demande industrielle de gaz, il convient d'opérer une distinction entre la Rhénanie-du-Nord-Westphalie et la Basse-Saxe. En Rhénanie-du-Nord-Westphalie, les ventes de gaz au km2 sont environ trois fois plus élevées qu'en Basse-Saxe et le nombre de clients industriels au km2 est 2,5 fois supérieur. Ainsi, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, les gazoducs "Wedal" et "Midal" de Wingas sont probablement à proximité d'un nombre suffisant de clients pour permettre le passage au gaz à fort pouvoir calorifique. En outre, les installations souterraines de stockage de Wingas sont situées à Rehden, à la frontière entre la Rhénanie-du-Nord-Westphalie et la Basse-Saxe, ce qui permet à l'entreprise de fournir l'appoint nécessaire à ses clients en Rhénanie-du-Nord-Westphalie/Basse-Saxe. En Basse-Saxe, Wingas dispose également de son réseau de gazoducs à haute pression pour gaz à fort pouvoir calorifique. Il semble que la seule grande zone qui ne soit pas à la portée de ce réseau soit la région de Hanovre. Toutefois, les possibilités existantes sont probablement suffisantes pour qu'une augmentation des prix soit peu rentable.

(123) Il reste néanmoins à construire un gazoduc spécifique qui relie au client industriel le gazoduc à haute pression de Wingas pour gaz à fort pouvoir calorifique. Cette opération, longue et onéreuse, ne s'est révélée rentable que si le client accepte un accord d'approvisionnement exclusif d'une durée de 5 à 10 ans. L'entreprise en place qui fournit le gaz à faible pouvoir calorifique est donc en position d'augmenter son prix par rapport au prix en vigueur du gaz à fort pouvoir calorifique d'une marge allant jusqu'à couvrir les surcoûts de la nouvelle infrastructure. Cependant, de tels accords ne sont pas inhabituels dans l'industrie, de sorte que le coût du gazoduc supplémentaire peut être compensé avantageusement, comme l'a prouvé l'expérience de Wingas dans d'autres régions.

(124) Wingas fait valoir qu'en Basse-Saxe, seuls quelques clients dont la demande est importante sont situés à une distance raisonnable de son gazoduc à haute pression pour gaz à fort pouvoir calorifique, de sorte que son expérience dans d'autres régions ne s'applique pas à ce qu'elle estime être un marché géographique distinct, à savoir la zone de gaz à faible pouvoir calorifique d'Allemagne du nord.

(125) La Commission reconnaît que les coûts engendrés par le passage au gaz à fort pouvoir calorifique ne sont pas toujours minimes pour les clients industriels. [Une entreprise]* a indiqué que les consommateurs industriels qui utilisent le gaz naturel comme matière première pour un processus chimique peuvent avoir des coûts supérieurs à 20 millions d'euros. Toutefois, la Commission n'a pas connaissance de tels clients dans la région d'Allemagne concernée.

(126) Globalement, la Commission conclut qu'un nombre suffisant de consommateurs industriels de gaz à faible pouvoir calorifique et de producteurs d'électricité allemands ont la possibilité d'opter pour Wingas lorsqu'ils sont confrontés à une augmentation permanente des prix du gaz à faible pouvoir calorifique pour contribuer à ce qu'une telle augmentation des prix ne soit pas rentable. Compagnies locales de distribution qui optent pour le gaz à fort pouvoir calorifique

Changement de la part des compagnies locales de distribution

(127) Les compagnies locales de distribution approvisionnent les ménages et autres clients résidentiels. En conséquence, elles ont besoin de fournisseurs capables de leur livrer un appoint élevé et n'envisageraient un changement que si leur nouveau fournisseur était en mesure de leur proposer un appoint élevé en gaz à fort pouvoir calorifique. Ayant son installation de stockage de Rehden dans la région, Wingas est donc capable de fournir l'appoint.

(128) Il demeure que le distributeur et/ou le fournisseur doivent également absorber les coûts entraînés par le changement de gaz chez les ménages. Ces coûts sont évalués à environ 60 euros par ménage sur la base d'une estimation détaillée des coûts qui a été fournie, par le biais des parties, par une entreprise expérimentée en la matière. Sur la base d'une consommation domestique type de 80 MBtu par an, à raison d'un prix de 3,4 euros par MBtu pratiqué par le distributeur local et d'un prix de 8 euros par MBtu facturé pour le gaz domestique, une augmentation de 5 % du prix du gaz à faible pouvoir calorifique fourni par l'entreprise de transport en gros réduit la marge du distributeur local de 13,5 euros. Une augmentation de 10 % réduit sa marge de 27 euros. En conséquence, les coûts du changement seraient totalement rentabilisés par le distributeur local dans un délai de 2 à 4 ans. Étant donné que la durée d'un contrat d'approvisionnement entre une entreprise de transport en gros et une compagnie locale de distribution est généralement comprise entre 10 et 20 ans, une augmentation des prix de 5 à 10 % ne serait guère rentable car les compagnies locales de distribution iraient s'approvisionner auprès d'un autre fournisseur de gaz à fort pouvoir calorifique. En outre, une fois qu'un ménage est passé au gaz à fort pouvoir calorifique, il peut sans danger consommer du gaz à faible pouvoir calorifique jusqu'à ce que le gaz à fort pouvoir calorifique pénètre dans le réseau local de distribution. L'opération entraîne une faible perte temporaire de rendement; cependant, si ce changement a lieu pendant les mois d'été, cette perte sera réduite au minimum.

(129) D'aucuns ont fait valoir que même si le passage du gaz à faible pouvoir calorifique au gaz à fort pouvoir calorifique était possible, une compagnie locale de distribution s'en abstiendrait si, en procédant de la sorte, elle risquait de devenir un "îlot de gaz à fort pouvoir calorifique" dans une région où prévaut le gaz à faible pouvoir calorifique. Il y aurait alors pour la sécurité de l'approvisionnement d'importantes répercussions que le client pourrait ne pas être prêt à accepter. Wingas y voit la raison principale pour laquelle, en dépit de remises de 5 à 8 % (renseignements fournis par les parties) par rapport au barème des prix en vigueur, il a convaincu moins de cinq distributeurs locaux (Stadtwerke) en Allemagne de passer au gaz à fort pouvoir calorifique.

(130) Cet argument ne peut pas être accepté dans la situation actuelle d'augmentation relative permanente des prix. En effet, tous les clients seraient incités au changement, de sorte qu'à terme, ces îlots disparaîtraient.

c) Les solutions de rechange proposées aux clients de l'entreprise en place assurant le transport en gros inciteront encore davantage l'entreprise en place à procéder au changement

(131) Confrontée à une augmentation des prix du gaz à faible pouvoir calorifique par rapport au gaz à fort pouvoir calorifique, il est normal et logique qu'une entreprise de transport en gros qui constate qu'une partie considérable de sa clientèle a la possibilité de s'approvisionner auprès d'une entreprise de transport en gros concurrente défende sa position. Cette entreprise veillera donc à être elle aussi en mesure de proposer du gaz à fort pouvoir calorifique, plus avantageux. En conséquence, l'entreprise de transport en gros qui est "en place" accélérera d'elle-même le changement.

Conclusion en ce qui concerne la substituabilité du côté de la demande

(132) Aux fins de la présente procédure, la Commission conclut qu'une augmentation relative permanente du prix du gaz à faible pouvoir calorifique ne serait pas rentable, étant donné a) que, tôt ou tard, la chaîne du gaz à faible pouvoir calorifique devra être convertie au gaz à fort pouvoir calorifique, b) qu'une telle augmentation de prix accélérera la conversion, c) qu'il existe d'autres possibilités dans la région allemande concernée sous forme d'approvisionnements en gaz à fort pouvoir calorifique par Wingas et d) que la connaissance de ces aspects incitera davantage encore les entreprises de transport en gros de gaz à faible pouvoir calorifique à procéder elles-mêmes au changement dans leur zone de consommation.

(133) Toutefois, il demeure que les coûts du changement représentent un avantage concurrentiel pour l'entreprise de transport qui est capable de proposer la spécification en vigueur, car cela complique le passage à un autre fournisseur.

Marché géographique en cause

(134) Les parties considèrent que, d'une manière générale, les marchés du transport en gros sont nationaux. Elles indiquent que, traditionnellement, la distribution s'est organisée pour une large part sur une base nationale par le biais d'opérateurs nationaux ou régionaux. Néanmoins, les parties estiment que la tendance en faveur des achats transfrontaliers à la suite de l'entrée en vigueur de la directive "gaz" ne saurait être ignorée. Toujours selon les parties, les tentatives pour augmenter les prix à l'issue de l'opération de concentration dans l'un ou l'autre État membre seraient mises en échec non seulement par la concurrence au niveau national, mais aussi par l'accroissement des achats transfrontaliers par les entreprises de transport en gros, les compagnies locales de distribution, les producteurs d'électricité et les gros consommateurs industriels.

(135) Étant donné que la propriété de l'infrastructure est encore organisée sur une base largement nationale et que les conditions d'accès des tiers au réseau continueront à être essentiellement fixées au niveau national, la Commission estime que les marchés resteront principalement nationaux dans un proche avenir.

a) Pays-Bas

(136) Pour les raisons indiquées au point précédent, la Commission convient avec les parties que le marché néerlandais du transport en gros est national.

b) Marché(s) allemand(s) du transport en gros à longue distance

(137) En ce qui concerne l'Allemagne, certains indices donnent à penser qu'à l'heure actuelle, les marchés sont sans doute encore régionaux. Les régions seraient définies par a) les accords de délimitation, préexistants mais désormais illégaux, comme ceux que Ruhrgas avait conclus avec BEB et Thyssengas, et b) la propriété des gazoducs de transport à haute pression à longue distance. Bien que les accords de délimitation soient illégaux depuis avril 1998, seuls deux accords avec un client allemand extérieur au territoire régional de l'entreprise de transport à longue distance ont été conclus, tous deux par Ruhrgas, pour des livraisons annuelles de [...]* millions de m3 chacun et moyennant la construction d'un nouveau gazoduc. [...]*

Les anciennes délimitations régionales sont toujours en usage par crainte de représailles

(138) Les documents internes de [...]*, [...]* et [...]* confirment que les anciennes délimitations régionales jouent toujours un rôle eu égard à la crainte de représailles.

(139) [...]*

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

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

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

(145) [...]*

(146) [...]*

Définition des régions

(147) Les régions comprendraient ainsi: la région "Thyssengas" (partie occidentale de la Rhénanie-du-Nord-Westphalie le long de la frontière avec la Belgique et les Pays-Bas), la région "BEB" (Hambourg, Schleswig-Holstein et certaines parties de Brême et de la Basse-Saxe), la région "VNG" (Mecklembourg-Poméranie-occidentale, Brandebourg, certaines parties de la Saxe et de la Saxe-Anhalt - secteur où Ruhrgas ne dispose pas de son propre réseau de gazoducs) et le territoire "Ruhrgas" (le reste des alte Bündesländer et les parties de la Saxe et de la Saxe-Anhalt desservies par une entreprise de transport en gros à courte distance qui est la propriété commune de Ruhrgas et VNG).

Position de certaines autres entreprises de transport en gros à longue distance

(148) Mobil, qui n'a jamais eu de "région propre" ni de gazoducs à haute pression, a cependant pu atteindre ses clients en concluant avec [...]* des accords d'accès de tiers au réseau.

(149) Wingas est en concurrence, grâce à son propre réseau de gazoducs, dans chacun de ces territoires et la plupart des grossistes opérant à courte distance sont à la portée de son réseau (couloir de 50 km au maximum). Toutefois, on ne peut conclure pour autant que les conditions de concurrence soient identiques dans tout le pays. [...]* que les grossistes opérant respectivement à longue et courte distance différencient leurs prix selon que le client a ou non une autre possibilité d'approvisionnement sous la forme de livraisons par Wingas.

Le régime d'ATR proposé par l'industrie allemande (scénario de la VV Gas) n'aura pas d'incidence sur la détermination géographique des conditions de concurrence

(150) Il résulte de la description de la VV Gas dans la partie consacrée au marché de produits que la Commission ne considère pas que la VV Gas permettra l'importation de gaz en concurrence avec les entreprises en place.

(151) Pour le motif, mentionné dans cette partie, concernant les limitations inhérentes au concept de la VV Gas et au scénario de l'industrie gazière, comme a) la difficulté générale qu'il y a à déterminer la capacité disponible, b) le fait qu'avec une durée minimale d'un an, la pointe d'hiver est toujours prise en compte lors de l'évaluation de la capacité disponible dans un gazoduc, c) les difficultés imputables à la spécification du gaz (pouvoir calorifique, pression, etc.) et d) la portée limitée des services proposés, la Commission estime que la VV Gas ne permet pas de considérer, sous l'angle d'une analyse prospective, que le marché soit national. En outre, la Commission tient compte du fait qu'en cas de litige entre une partie qui demande un ATR et une autre qui le refuse, la procédure devant les autorités compétentes en matière de concurrence et/ou les tribunaux pourraient durer plusieurs années avant qu'un "précédent" ne soit établi.

Conclusion

(152) Sur la base de ce qui précède, la Commission estime que les marchés du transport en gros en Allemagne pourraient encore être régionaux, suivant les anciennes délimitations. Néanmoins, il n'est peut-être pas nécessaire, aux fins de la présente décision, de déterminer la définition géographique du marché du transport en gros à longue distance en Allemagne, étant donné que la concentration déboucherait également sur le renforcement d'une position dominante (collective) si le marché allemand du transport en gros à longue distance avait une dimension nationale.

(153) Les parties ont déclaré dans leur réponse que le marché était national et non régional. Elles ont indiqué que les prix du gaz étaient déterminés par la concurrence du fuel, et non par la localisation régionale. Cependant, ces affirmations sont en contradiction avec les résultats de l'enquête de la Commission sur le marché, qui révèlent que les prix varient aussi selon que le client dispose ou non d'un autre fournisseur (concurrence gaz-gaz). Les parties font en outre valoir qu'une analyse prospective doit tenir compte de la récente suppression des délimitations et de l'accord imminent de l'industrie sur l'accès négocié des tiers. Toutefois, il subsiste trop d'incertitudes pour conclure que cet accord final déboucherait sur un marché national où les conditions de concurrence sont les mêmes.

Position des acteurs sur le marché

a) Le marché néerlandais du transport en gros

1. Relations entre les producteurs de gaz néerlandais et Gasunie

(154) En 1947, Exxon et Shell ont constitué, à parts égales, une entreprise commune, appelée Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM"), ayant pour objectif de prospecter et de produire des hydrocarbures aux Pays-Bas. Après la découverte par la NAM du grand gisement de gaz de Groningue en 1959, le gouvernement néerlandais a organisé l'industrie gazière des Pays-Bas en tenant compte de l'importance stratégique du gisement de Groningue pour l'économie néerlandaise. À cette fin, le gouvernement néerlandais a conclu en 1963 avec Exxon, Shell et la NAM un accord qui confie à la NAM la responsabilité de développer et d'exploiter la concession de Groningue pour le compte du Partenariat de Groningue, dont la NAM détient 60 % des parts et le gouvernement néerlandais, via EBN, 40 %. En outre, Exxon, Shell et le gouvernement néerlandais ont créé une entreprise appelée Gasunie, qui a été chargée de la commercialisation du gaz de Groningue. Le gouvernement néerlandais participe au capital de Gasunie à hauteur de 50 % (10 % directement et 40 % par le biais d'EBN), tandis qu'Exxon et Shell en détiennent chacun 25 %. Enfin, le gouvernement néerlandais a conclu avec Gasunie un accord de droit privé qui prévoit que Gasunie doit obtenir l'accord du gouvernement pour certaines décisions commerciales.

(155) Depuis 1959, la NAM a obtenu des autorisations de production pour d'autres gisements de gaz néerlandais sur terre et en mer, environ 50 % de sa production actuelle provenant de ces gisements dits de petite taille (par rapport à Groningue). Les parties ont indiqué que la plupart de ces concessions se font également au profit de partenariats dans lesquels EBN détient généralement une participation de 40 à 50 %. Le gaz issu de ces gisements a été vendu à Gasunie. En outre, toutes les découvertes futures de la NAM devront être vendues à Gasunie, car selon [...]*(14). Au total, la NAM représente 75 à 80 % de la production néerlandaise de gaz (compte tenu de la participation d'EBN dans la production de la NAM, cette dernière représente environ 45 % de la production sur la base de la participation nette). En outre, EBN a rigoureusement géré toutes ses participations par le biais de Gasunie. [...]*.

(156) Jusqu'en 1994, les producteurs néerlandais étaient tenus de vendre à Gasunie tout le gaz destiné au marché néerlandais. Ils pouvaient vendre eux-mêmes sur le marché d'exportation, même si les prix étaient et sont toujours contrôlés par le gouvernement. De surcroît, Gasunie est obligée d'acheter du gaz provenant des petits gisements avant la production et ce aux conditions financières fixées au départ si le producteur a décidé de le lui proposer. [...]*

(157) Il apparaît que, d'une façon générale, le gouvernement néerlandais n'approuverait pas le prix figurant dans un contrat d'exportation de gaz néerlandais si celui-ci était inférieur au prix "net-back" de Gasunie, appelé "Norm Inkoop Prijs" (NIP ou prix d'achat normatif). De cette manière, le gouvernement veille à garder sa part du "gâteau gazier".

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

(159) La NAM possède deux des trois installations souterraines de stockage des Pays-Bas (gisements gaziers épuisés) qu'elle a loués à 100 % à Gasunie. La troisième installation, exploitée par BP Amoco, est également louée dans sa totalité à Gasunie. Par conséquent, Gasunie est seule à pouvoir proposer des installations souterraines de stockage aux Pays-Bas. S'il existe dans ce pays quelques gisements gaziers épuisés qui pourraient être transformés en installations souterraines de stockage desservant le marché néerlandais, il est peu probable que ces installations soient développées par d'autres en raison des risques que cela comporte. Ces risques concernent le lien entre l'investissement nécessaire et le fait que Gasunie pourrait toujours baisser ses tarifs, rendant ainsi l'investissement peu rentable. Il convient également de noter que [...]*.

2. Structure du gouvernement d'entreprise de Gasunie

(160) Gasunie appartient à l'État néerlandais, à hauteur de 50 %, et à Exxon et Shell, à raison de 25 % chacune. Les décisions sont prises à la majorité de [...]* des voix. Il n'existe pas d'accord spécifique entre les actionnaires, de sorte qu'Exxon n'exerce aucun contrôle en droit sur Gasunie au sens du règlement sur les concentrations.

(161) Quant au contrôle en fait, les parties font valoir l'absence de communauté d'intérêt entre Exxon et Shell. [...]*. Toutefois, pour les raisons mentionnées ci-après, il n'est pas nécessaire de déterminer si Exxon exerce ou non sur Gasunie un contrôle en fait au sens du règlement sur les concentrations.

3. La position de Gasunie en matière de ventes de gaz sur le marché néerlandais

(162) Totalisant environ [...]* des ventes, Gasunie est l'entreprise de transport dominante aux Pays-Bas. Gasunie reconnaît explicitement sa position dominante dans l'introduction de son nouiveau barèmetarifaire [...]*(16). En outre, d'après son "Programme des ventes de gaz 1999", Gasunie fournira [...]*.

(163) Gasunie est propriétaire ou détentrice de droits exclusifs vis-à-vis de a) l'ensemble du réseau néerlandais de gazoducs à haute pression (à l'exception d'une canalisation dans le sud des Pays-Bas pour l'importation du gaz britannique), b) la totalité des installations de traitement et de mélange, c) la capacité totale de stockage (souterraine et de gaz naturel liquéfié).

(164) Il ressort également de plusieurs [documents]* que Gasunie connaît et continuera à connaître une concurrence minime. Ces documents, cités dans les points qui suivent, confirment l'évaluation interne de Gasunie selon laquelle il s'agit d'une entreprise occupant une position dominante.

(165) [...]*

(166) [...]