Decisione della Commissione

del 29 settembre 1999

che dichiara una concentrazione compatibile con il mercato comune e con l'accordo SEE

(Caso n. IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

[notificata con il numero C(1999) 3093]

(Il testo in lingua inglese è il solo facente fede)

(Testo rilevante ai fini del SEE)

(2004/284/CE)

LA COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE,

visto il trattato che istituisce la Comunità europea,

visto l'accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l'articolo 57,

visto il regolamento (CEE) n. 4064/89 del Consiglio, del 21 dicembre 1989, relativo al controllo delle operazioni di concentrazione tra imprese(1), modificato da ultimo dal regolamento (CE) n. 1310/97(2), in particolare l'articolo 8, paragrafo 2,

vista la decisione della Commissione, del 9 giugno 1999, di avviare la procedura nel caso di specie,

dopo aver dato alle imprese interessate la possibilità di formulare le loro osservazioni in merito alle obiezioni sollevate dalla Commissione,

sentito il parere del comitato consultivo in materia di concentrazioni(3),

considerando quanto segue:

(1) Il 3 maggio 1999 è pervenuta alla Commissione la notifica di un progetto di concentrazione con la quale le imprese statunitensi Exxon Corporation e Mobil Corporation avrebbero fuso le loro attività mondiali.

(2) Il 2 giugno 1999, il Regno Unito ha notificato alla Commissione, a norma dell'articolo 9, paragrafo 2, lettera b) del regolamento (CEE) n. 4064/89 (in appresso "regolamento sulle concentrazioni"), di ritenere che la concentrazione ostacolasse la concorrenza nel nord-ovest della Scozia nel settore della vendita al dettaglio di carburanti per autotrazione. Il 26 luglio 1999 la Commissione ha emesso una comunicazione degli addebiti individuando, fra l'altro, alcuni problemi relativi alla concorrenza nel mercato della vendita al dettaglio di carburanti per autotrazione in tutto il Regno Unito. Il 10 agosto 1999 la Commissione ha informato il Regno Unito che, date le circostanze e a norma dell'articolo 9, paragrafo 4, lettera b) del regolamento sulle concentrazioni, non sussistevano ragioni valide per rinviare il caso alle autorità competenti britanniche.

(3) Con decisione del 9 giugno 1999 la Commissione ha dichiarato che l'operazione notificata faceva emergere seri dubbi sulla sua compatibilità con il mercato comune. La Commissione ha pertanto aperto un procedimento nel presente caso a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, lettera c), del regolamento sulle concentrazioni.

I. LE PARTI E L'OPERAZIONE

(4) Exxon Corporation ("Exxon") è una società diversificata attiva in tutto il mondo nei seguenti settori: prospezione, sviluppo, produzione e vendita di petrolio greggio e di gas naturale; raffinazione e commercializzazione di prodotti derivati dalla raffinazione del petrolio; sviluppo, produzione e commercializzazione di vari prodotti chimici; produzione e commercializzazione di carbone e minerali; produzione di energia. Mobil Corporation ("Mobil") è una società diversificata che opera in tutto il mondo nei seguenti settori: prospezione, sviluppo, produzione e vendita di petrolio greggio e di gas naturale; raffinazione e commercializzazione di prodotti derivati dalla raffinazione del petrolio; sviluppo, produzione e commercializzazione di vari prodotti chimici. Mobil e British Petroleum ("BP") hanno raggruppato tutte le loro attività europee di raffinazione e vendita al dettaglio nella joint venture BP/Mobil(4).

(5) La concentrazione notificata è una fusione totale ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 1, lettera a), del regolamento sulle concentrazioni. Exxon e Mobil hanno sottoscritto un accordo e un piano di fusione il 1o dicembre 1998. In base a tale accordo, Mobil si fonderà con una controllata al 100 % di Exxon e sopravviverà come persona giuridica. Di conseguenza Exxon deterrà il 100 % delle azioni con diritto di voto emesse e circolanti di Mobil. I titolari di azioni ordinarie Mobil riceveranno 1,32015 quote del capitale azionario di Exxon per ogni quota del capitale azionario Mobil che deterranno al momento della chiusura. Gli azionisti di Exxon deterranno il 70 % circa della società Exxon Mobil risultante dalla fusione, mentre gli azionisti di Mobil deterranno il 30 % circa.

II. DIMENSIONE COMUNITARIA

(6) Il fatturato mondiale aggregato combinato delle parti(5) è superiore a 5 miliardi di EUR (Exxon: 121 miliardi di EUR; Mobil: 47 miliardi di EUR). Exxon e Mobil realizzano ciascuna un fatturato su scala comunitaria superiore a 250 milioni di EUR (Exxon: [...]*(6) miliardi di EUR; Mobil: [...]* miliardi di EUR). Infine né Exxon né Mobil realizzano più di due terzi del loro fatturato comunitario aggregato in un solo e medesimo Stato membro. La concentrazione è pertanto di dimensione comunitaria ai sensi dell'articolo 1, paragrafo 2, del regolamento sulle concentrazioni. Exxon e Mobil realizzano ciascuna un fatturato superiore a 250 milioni di EUR nel territorio EFTA (Exxon: [...]* miliardi di EUR; Mobil: [...]* milioni di EUR). Pertanto l'operazione di cui trattasi nel presente caso dà luogo a cooperazione nel quadro dell'EFTA.

III. VALUTAZIONE SOTTO IL PROFILO DELLA CONCORRENZA

(7) Il settore petrolifero comprende in genere le attività a monte ("upstream") nel settore del petrolio e del gas naturale (ovvero prospezione, sviluppo e produzione di petrolio greggio e di gas naturale), il settore a valle o "downstream" (raffinazione e commercializzazione di carburanti; distribuzione di gas naturale, produzione di lubrificanti) e le varie attività nel settore petrolchimico.

(8) La concentrazione non solleva preoccupazioni sotto il profilo della concorrenza nei mercati della prospezione, dello sviluppo e della produzione di petrolio greggio e di gas naturale e con riferimento alle varie attività petrolchimiche in cui le quote delle imprese si sovrappongono. Entrambe le parti sono attive nella prospezione, nello sviluppo e nella produzione di petrolio greggio e di gas naturale e la Commissione aveva espresso seri dubbi su tali mercati nella decisione a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, lettera c). Nella decisione di avvio del procedimento a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, lettera c), la Commissione aveva inoltre espresso seri dubbi sul mercato "Gas-to-Liquid". Tuttavia per le ragioni indicate nelle sezioni A e B in appresso, in tali mercati non esistono preoccupazioni inerenti la concorrenza.

(9) Per i motivi indicati in appresso, la concentrazione avrebbe avuto per effetto di creare o rafforzare una posizione dominante sui seguenti mercati:

- Trasporto all'ingrosso di gas naturale nei Paesi Bassi (Sezione C);

- Trasporto all'ingrosso a lunga distanza di gas naturale in Germania (Sezione C);

- Impianti di stoccaggio sotterranei di gas naturale nella Germania meridionale (Sezione C);

- Oli di base del gruppo I nel SEE (Sezione D);

- Vendita al dettaglio di carburanti per autotrazione in Austria, Germania, Lussemburgo, Paesi Bassi e Regno Unito (Sezione E);

- Vendita al dettaglio di carburanti sulle autostrade a pedaggio in Francia (Sezione E);

- Lubrificanti per l'aviazione in tutto il mondo (Sezione F);

- Carburanti per l'aviazione all'aeroporto di Gatwick (Sezione G).

A. ATTIVITÀ DI PROSPEZIONE, SVILUPPO E PRODUZIONE

(10) Le attività a monte comprendono tre tipi di attività commerciali: la scoperta di nuovi giacimenti, lo sviluppo e lo sfruttamento commerciale di tali giacimenti. La ricerca di nuovi giacimenti viene detta generalmente "prospezione". Lo sviluppo comprende l'installazione di infrastrutture adeguate per la produzione futura (piattaforme petrolifere, condotte, terminali ecc.). Lo sfruttamento dei giacimenti è detto "produzione e vendita". Le precedenti decisioni della Commissione(7) erano soprattutto incentrate sull'impatto che le operazioni notificate avrebbero avuto sul segmento della produzione e della vendita.

(11) La prospezione e sviluppo è un'attività che richiede tempo e capitali ingenti e che si articola in una serie di fasi successive. In primo luogo i paesi che ritengono che nei loro territori possano essere scoperti giacimenti di idrocarburi (un tale paese viene chiamato "paese ospitante") organizzano gare pubbliche per assegnare le licenze di prospezione. Tali gare possono svolgersi secondo modalità che vanno dalle aste pubbliche che si svolgono negli Stati Uniti alle gare riservate ad offerenti preselezionati dal paese ospitante. La preselezione può essere effettuata in diversa misura sulla base della capacità tecnica, della solidità finanziaria o di altre considerazioni (gruppi di pressione, legami culturali ecc.).

(12) Spesso le imprese si uniscono per effettuare le offerte così da ripartire i rischi o da unire capacità tecniche complementari. In alcuni casi è possibile che i paesi ospitanti chiedano agli offerenti di unirsi tra loro per ottenere la licenza di prospezione. È anche possibile che i paesi ospitanti chiedano che alle compagnie petrolifere nazionali venga concessa una quota dei giacimenti eventualmente scoperti nel lotto per il quale viene concessa la licenza. In tutti i casi in cui viene concessa una licenza congiuntamente a più imprese si nomina un gestore per il lotto. Il ruolo del gestore è quello di gestire tecnicamente e finanziariamente la prospezione ed eventualmente le fasi di sviluppo e produzione del progetto. La maggioranza delle decisioni importanti richiede l'unanimità tra tutti i partecipanti al progetto.

(13) Il tempo totale che intercorre tra la concessione di una licenza e l'effettiva produzione normalmente va dai 5 ai 15 anni. I costi dei progetti di prospezione e sviluppo possono attestarsi attorno ai 7 miliardi di EUR nelle cosiddette "aree di frontiera". La ripartizione delle spese tra la fase di prospezione e quella di sviluppo è solitamente del 15 % per la prima e dell'85 % per la seconda.

(14) Va inoltre osservato che quando inizia la produzione in una nuova area è necessario svilupparvi infrastrutture. Queste comprendono in particolare le piattaforme petrolifere, le condotte e i terminali. I giacimenti di minori dimensioni il cui sviluppo autonomo non sarebbe economico possono essere sfruttati servendosi delle infrastrutture già installate per un giacimento di dimensioni maggiori. Questi piccoli giacimenti sono talvolta denominati "campi satellite". La prospezione nel mare del Nord ha in genere seguito questo modello.

MERCATI DEL PRODOTTO RILEVANTI

(15) Si sostiene spesso che la prospezione, lo sviluppo, la produzione e la vendita sono collegate troppo strettamente perché possano configurare vari mercati. È tuttavia possibile affermare che la prospezione costituisce un mercato distinto. In effetti si può sostenere che un'impresa impegnata nella prospezione ha due categorie di clienti: il paese ospitante, verso il quale si è generalmente impegnata a fornire in futuro un flusso di risorse nel caso in cui venga trovato petrolio o gas, e i successivi produttori e venditori di petrolio e gas, che possono acquistarli o prendere parte al processo di sviluppo e produzione. Il trasferimento dei diritti sui lotti è una pratica diffusa in questo settore.

(16) Poiché al momento della prospezione non è noto cosa possa essere contenuto nel sottosuolo, la Commissione ritiene che non sia giustificato operare una distinzione tra la prospezione per la ricerca di petrolio e la prospezione per la ricerca di gas naturale. Per quanto riguarda i mercati del prodotto relativi allo sviluppo, alla produzione e alla vendita, poiché il gas e il petrolio greggio hanno applicazioni diverse e sono soggetti a politiche dei prezzi diverse nonché a vincoli di costo, la Commissione ha ritenuto opportuno, nella decisione di avvio del procedimento, distinguere fra mercato del prodotto rilevante relativo allo sviluppo, alla produzione e alla vendita di petrolio greggio e mercato del prodotto rilevante per lo sviluppo, la produzione e la vendita di gas naturale.

(17) Le parti hanno messo in discussione l'esistenza di un mercato della prospezione, sostenendo che questa è connessa troppo strettamente alle fasi successive del processo produttivo per poter costituire un possibile mercato del prodotto. Come sarà illustrato in un'apposita sezione, per valutare gli effetti dell'operazione notificata sulla concorrenza, non è necessario definire con precisione i mercati del prodotto rilevanti secondo le varie fasi di prospezione, sviluppo, produzione e vendita rispettivamente del petrolio greggio e del gas naturale.

MERCATI GEOGRAFICI RILEVANTI

(18) La Commissione ritiene che il mercato della prospezione abbia dimensioni mondiali e concorda con le parti sul fatto che, dal punto di vista della domanda europea, l'ambito geografico rilevante ha dimensione mondiale in ordine allo sviluppo, alla produzione e alla vendita di petrolio greggio e comprende probabilmente il SEE, l'Algeria e la Russia per quanto riguarda il gas.

(19) La Commissione ha esaminato se aree geografiche di dimensioni minori potessero costituire mercati rilevanti. Per ragioni di sicurezza nelle forniture, alcuni acquirenti adottano una politica di acquisti differenziati in riferimento all'origine del gas, sulla base dei rischi politici presunti e della loro influenza sulla sicurezza degli approvvigionamenti, per quanto riguarda il gas russo ed algerino (il 17 % del totale delle forniture dell'Europa occidentale proviene dalla Russia e il 12 % dall'Algeria). L'esempio più chiaro si trova nella legislazione spagnola, in base alla quale non più del 60 % della domanda di gas naturale può essere soddisfatto mediante rifornimenti da uno stesso paese. Non si può tuttavia escludere che un eventuale aumento del prezzo del gas prodotto nel SEE venga neutralizzato mediante un leggero incremento della percentuale di gas acquistato dalla Russia e dall'Algeria. In ogni caso si può lasciare aperta la questione della definizione esatta dell'ambito geografico rilevante poiché ciò non modifica la conclusione cui si giunge nella valutazione sotto il profilo della concorrenza.

OPERATORI

(20) Tradizionalmente le imprese attive nella prospezione, nello sviluppo, nella produzione e nella vendita erano raggruppate in tre categorie aventi profili, obiettivi strategici e futura capacità di prospezione e sviluppo diversi, ossia i) i produttori di proprietà statale (soprattutto imprese OPEC e alcune imprese con sede in un paese OCSE come la Statoil ); ii) le "grandi imprese" ("major"), ossia compagnie petrolifere integrate verticalmente attive su scala internazionale e iii) un gran numero di compagnie petrolifere di dimensioni notevolmente inferiori, che per la maggior parte sono imprese di prospezione e/o produttori a monte non integrati.

(21) Le riserve della Commissione relative alla salvaguardia della concorrenza sono dovute soprattutto al fatto che, a seguito dell'operazione notificata e di quella notificata da BP Amoco e Arco, è possibile che un altro (quarto) gruppo di operatori domini le attività di prospezione e sviluppo. Questo gruppo di "super major" potrebbe essere composto da Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco e Shell.

POSIZIONE DELLE PARTI SUL MERCATO

Prospezione

(22) Per quanto riguarda il mercato della prospezione non vi sono indicatori comunemente utilizzati o ammessi come valori di riferimento per determinare il potere di mercato. Il potere di mercato potrebbe essere misurato sulla base di criteri quali il numero di lotti per i quali sono state concesse licenze, il numero di lotti per i quali una data impresa svolge il ruolo di gestore, la superficie netta in acri, la superficie totale su cui opera, gli investimenti per la prospezione ecc. È opinione comune che i calcoli approssimativi basati sul numero di lotti o la superficie non siano affidabili perché si riferiscono a situazioni assai disparate.

(23) Sulla base degli investimenti Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco e Shell rappresenterebbero assieme, con quote all'incirca equivalenti, tra il 30 % e il 40 % del totale degli investimenti per la prospezione, lo sviluppo e la produzione previsti per il 1999. Le dimensioni dell'operatore che si posizionerebbe alle loro spalle corrisponderebbero ad un terzo delle dimensioni medie dei tre principali operatori.

(24) Le parti hanno contestato la correttezza di tale misurazione del potere di mercato per le seguenti ragioni. In primo luogo gli investimenti variano a seconda dei luoghi in cui si effettua la prospezione e ciò porta a sottovalutare le quote di mercato delle compagnie petrolifere nazionali nelle aree OPEC in cui i costi sono bassi. In secondo luogo gli investimenti spesso non riflettono la quota esatta dei diritti di licenza o della produzione. Infatti le compagnie petrolifere statali spesso pagano una quota degli investimenti che è sproporzionatamente più bassa della loro quota di diritti di licenza o della loro quota della produzione di petrolio greggio. In terzo luogo, tra gli investimenti sono spesso comprese spese per investimenti relativi, ad esempio, alla liquefazione del gas e alle infrastrutture e non solo somme investite esclusivamente nella prospezione.

(25) Un'altra possibile misura del potere di mercato potrebbe consistere nel calcolo della quota di produzione prevista di tali imprese (dato che le prospezioni in corso e l'acquisto di diritti di terzi si tradurranno in produzione futura). Secondo l'indagine svolta sul mercato, fra dieci anni la quota di mercato complessiva della produzione non OPEC delle tre super major dovrebbe aggirarsi sempre attorno al 30-40 %.

Produzione e vendita

(26) Exxon e Mobil deterrebbero insieme [0-10]* % e [10-20]* % rispettivamente della produzione mondiale di petrolio greggio e della produzione europea di gas naturale nel 1998. I valori corrispondenti sarebbero il 3,7 % e l'8,4 % per l'impresa risultante dalla fusione tra BP Amoco - Arco e il 13,9 % per Shell. Tali dati non sono sostanzialmente mutati negli anni. Le tre super major controllano quasi il [30-40]* % dell'intera produzione di gas naturale nel SEE. Tuttavia esse controllano meno del [20-30]* % del gas naturale consumato nel SEE.

(27) In questo settore le riserve accertate vengono spesso utilizzate come un indice del potere di mercato. Secondo tale calcolo le parti deterrebbero rispettivamente il [0-10]* % e il [10-20]* % delle riserve accertate mondiali di petrolio greggio e delle riserve accertate europee di gas naturale. Si potrebbe sostenere tuttavia che le riserve accertate non sono un indicatore pertinente della produzione futura. Le compagnie petrolifere affermano che le riserve accertate fungono solo da scorta e che, come qualsiasi altra impresa privata, le compagnie petrolifere private devono limitare al minimo le scorte. Le riserve accertate sono un indicatore del fatto che un'impresa è (o non è) in grado di sostituire i giacimenti petroliferi attualmente sfruttati e prevedibilmente destinati ad esaurirsi, continuando così ad occupare la sua posizione sul mercato. Tuttavia, le compagnie petrolifere nazionali non devono giustificare ai loro azionisti ulteriori investimenti nella prospezione e nello sviluppo, in quanto beneficiano delle riserve nazionali, che solitamente sono di gran lunga superiori alle loro esigenze. Pertanto un simile indicatore tende a sopravvalutare la posizione delle compagnie nazionali.

(28) I produttori OPEC nel loro insieme hanno attualmente e avranno nel prossimo futuro un notevole potere di mercato nella produzione di petrolio greggio. Essi controllano una quantità considerevole della produzione e delle riserve accertate (rispettivamente circa il 40 % e il 75 %, mentre le riserve dell'Arabia Saudita rappresentano più di un terzo delle riserve OPEC). In alcune occasioni in passato l'OPEC ha potuto influenzare(8) i prezzi del petrolio greggio fino a un certo livello.

(29) Gazprom (17 %) e Sonatrach (11 %), i fornitori statali russi e algerini, rappresentano il 30 % circa delle vendite nel SEE di gas naturale e le loro riserve rappresentano l'88 % (Gazprom 81,5 %) delle riserve totali accertate che possono essere vendute nel SEE.

EFFETTI DELLA CONCENTRAZIONE SULLA CONCORRENZA

(30) La Commissione ha espresso seri dubbi riguardo agli effetti sulla concorrenza nei mercati della prospezione, dello sviluppo, della produzione e della vendita di petrolio greggio e di gas naturale. L'acquisizione notificata, insieme alla concentrazione BP Amoco-Arco, potrebbe portare alla costituzione di una quarta categoria di concorrenti nel settore, composta da Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e Shell. Quali che siano i parametri presi in considerazione (capitalizzazione di mercato, produzione di petrolio e di gas, riserve accertate ecc.) vi è attualmente un concreto divario fra queste tre super major e le altre grandi compagnie petrolifere.

(31) È stato esaminato se le tre super major, in futuro, potrebbero venire a trovarsi in una posizione privilegiata, rispetto agli altri operatori sul mercato, ai fini della scoperta e dello sviluppo di nuovi e importanti giacimenti. Ciò potrebbe essere il risultato della loro maggiore forza finanziaria, che consentirebbe loro di assumere un più ampio portafoglio di rischi, mentre gli altri concorrenti dovrebbero scegliere accuratamente le aree in cui intendono operare. A causa del loro meno agevole accesso al capitale e alla loro minore capacità di ripartire i rischi, le imprese più piccole, qualora intendano continuare a sviluppare giacimenti importanti, dovrebbero associarsi con le super major per beneficiare della loro combinazione di risorse. L'unica altra alternativa sarebbe quella di diventare operatori di nicchia, concentrandosi sulla prospezione. Di conseguenza le super major potrebbero finire per controllare l'accesso di altre imprese di prospezione alle nuove aree di frontiera, in primo luogo al momento della concessione delle prime licenze e poi per ulteriori lotti circostanti una volta costruita l'infrastruttura necessaria.

(32) Poiché l'intervallo di tempo che intercorre fra i primi stadi della prospezione e l'inizio della produzione varia generalmente fra i 5 e i 15 anni, in un simile scenario è possibile che in una decina d'anni le nuove riserve e produzioni non OPEC siano influenzate in misura rilevante dalle super major.

(33) Ciò potrebbe incidere sui mercati della produzione e della vendita nel modo seguente. La pressione concorrenziale che limita la capacità dell'OPEC di funzionare come un cartello verrebbe ridotta. Le tre compagnie in oggetto avrebbero i medesimi interessi dell'OPEC e potrebbero allinearsi alle decisioni di tale organizzazione limitando la produzione a un certo livello senza temere che altri operatori possano trarne vantaggio. Ciò si tradurrebbe nel rafforzamento della posizione dominante dell'OPEC sul mercato del petrolio greggio attraverso la costituzione di una struttura oligopolistica costituita dall'OPEC e dalle tre super major, che incoraggerebbe l'allineamento alle strategie commerciali dell'OPEC stessa. L'OPEC si troverebbe quindi nella posizione di aumentare e mantenere i prezzi al livello massimo che può essere raggiunto senza provocare nuove attività di prospezione.

(34) In base a quanto precede, la Commissione ha concluso che l'operazione in oggetto sollevava forti dubbi riguardo alla sua compatibilità con il mercato comune e con il funzionamento dell'accordo SEE e che essa andava pertanto esaminata in modo più approfondito.

(35) Le parti hanno contestato i dubbi della Commissione con due argomenti fondamentali. In primo luogo, le super major si troverebbero ancora di fronte alla pressione concorrenziale di compagnie petrolifere più piccole. In secondo luogo, sono i paesi ospitanti a controllare la produzione di petrolio e di gas ed essi non avrebbero alcun motivo per fare diminuire la produzione delle compagnie petrolifere.

(36) L'indagine svolta sul mercato ha confermato che le piccole imprese di prospezione non sembrano ritenere che il sorgere di una nuova categoria di super major possa minacciare la loro posizione. In virtù delle loro diverse dimensioni, esse non sarebbero in concorrenza per lo stesso tipo di diritti di prospezione e non dipenderebbero dalle imprese di prospezione più grandi per la vendita del loro petrolio. Inoltre la capacità di prospezione e di sviluppo di giacimenti delle major, quali ad esempio Chevron, Texaco, Elf o Total, dovrebbe restare invariata ovunque nel mondo. Le parti hanno fornito numerosi esempi della partecipazione delle major in progetti in corso nel mondo intero.

(37) In secondo luogo, l'indagine svolta sul mercato ha confermato che i tipici contratti di concessione fra Stati e imprese di prospezione-produzione vietano a queste ultime di limitare la propria produzione (e lasciano tale decisione al potere discrezionale dello Stato).

(38) Per quanto riguarda il gas naturale, è improbabile che le parti, insieme alle altre super major, possano congiuntamente controllare la produzione SEE e che quindi la concorrenza possa venire pregiudicata. Anche se esistesse un tale mercato (alla luce dei rischi politici presunti relativi alla produzione di gas in Russia e Algeria), non potrebbe essere individuata alcuna posizione dominante collettiva delle super major, data la forte posizione del gas norvegese fornito dai concorrenti. Inoltre i produttori di gas naturale sono confrontati ad una domanda estremamente concentrata nelle mani delle imprese nazionali di trasporto all'ingrosso del gas quali SNAM (Italia) o Transgas (Portogallo).

(39) La Commissione conclude pertanto che la concentrazione in oggetto non porterà alla costituzione o al rafforzamento di una posizione dominante sui mercati della prospezione, dello sviluppo, della produzione e della vendita di petrolio greggio e di gas naturale.

B. TECNOLOGIA GTL ("GAS TO LIQUIDS")

(40) Nella decisione adottata a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, lettera c), la Commissione ha espresso seri dubbi riguardo alla possibilità che l'operazione notificata crei una posizione dominante in relazione alla tecnologia "gas to liquids".

(41) La tecnologia "gas to liquids" ("GTL") è un processo di conversione del gas naturale in combustibili finiti. La tecnologia GTL permette di trasformare il gas naturale in una forma liquida sul luogo di prospezione e produzione, facilitando così lo sviluppo commerciale dei giacimenti e il trasporto del gas naturale da località remote che non sono accessibili tramite condotte. Questa tecnologia ha inoltre il vantaggio di generare prodotti di elevata purezza.

(42) Attualmente i processi GTL non sono in grado di generare prodotti economici che possano sostituire i prodotti di raffinazione tradizionali. Si prevede che la domanda di prodotti GTL proverrà innanzitutto dall'industria petrolchimica e dal settore dei lubrificanti, per via dell'elevata purezza e della disposizione molecolare della carica generata dalla tecnologia GTL. Successivamente la domanda potrebbe riguardare gli altri prodotti petroliferi.

(43) Esistono due processi GTL, ovvero la sintesi di Fischer-Tropsh ("F-T") e il processo metanolo-benzina ("MTG"), sviluppati rispettivamente da Exxon e da Mobil. Le informazioni raccolte sul mercato indicano che Exxon ha sviluppato il più ampio portafoglio di brevetti orientati al processo F-T e detiene brevetti esteri e statunitensi che riguardano essenzialmente ogni fase significativa del processo. Fonti del settore hanno dichiarato che [...]*.

(44) Altre compagnie petrolifere e imprese di gas detengono posizioni brevettuali limitate riguardanti uno dei due processi e, talvolta, entrambi. Tuttavia nessuna di queste società detiene posizioni tali da coprire tutte le fasi essenziali di uno dei due processi.

(45) Le posizioni brevettuali di Exxon e Mobil sono attualmente posizioni alternative, sebbene non sostituibili. Dopo la concentrazione, la forte posizione brevettuale delle parti avrebbe per effetto di scoraggiare l'entrata di nuovi operatori potenziali. Infine le ingenti risorse finanziarie necessarie per competere nel settore GTL (ad esempio, attualmente la costruzione di un impianto F-T costa [da 1 a 3]* miliardi di USD) impedirebbero tanto l'espansione degli operatori già insediati (incumbent) quanto l'entrata di potenziali concorrenti nel mercato.

(46) In risposta ai seri dubbi espressi dalla Commissione, le parti hanno spiegato che la tecnologia GTL non costituisce un mercato a se stante e che le quantità di prodotti petroliferi che potrebbero essere ottenuti con una simile tecnologia nel prossimo decennio sarebbero minime rispetto alle quantità prodotte con il processo di raffinazione tradizionale. Inoltre altre imprese deterrebbero portafogli di brevetti sufficienti per sviluppare la tecnologia.

(47) La Commissione conviene con le parti che la concentrazione notificata, anche nell'ipotesi in cui le parti detengano un portafoglio essenziale di brevetti GTL, non darà luogo ad alcuna posizione dominante dato il modesto impatto che produrrà sui mercati dei prodotti petroliferi.

C. GAS NATURALE

INTRODUZIONE

Descrizione della "filiera del gas"

(48) Il gas naturale che sgorga dalla testa-pozzo contiene alcuni componenti che è necessario eliminare affinché il gas sia di qualità tale da potere essere trasportato nelle condotte (ovvero composto quasi esclusivamente da metano e etano) e possa essere iniettato nei gasdotti di distribuzione ad alta pressione. Questo gas è venduto alle imprese di trasporto all'ingrosso che, a loro volta, lo vendono ai consumatori finali.

(49) Le imprese di trasporto all'ingrosso di gas si suddividono in due categorie: le imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza e le imprese di trasporto all'ingrosso a breve distanza. Le imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza acquistano il gas dai produttori e lo trasportano su lunghe distanze attraverso condotte ad alta pressione. Tali imprese, poi, vendono il gas o ad altri grossisti che operano a livello locale, ovvero le imprese di trasporto all'ingrosso a breve distanza, o direttamente agli utenti finali, oppure forniscono servizi di transito internazionale a lunga distanza ad altre imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza site in altri paesi.

(50) Oltre alla fornitura del gas, i servizi offerti agli utenti finali includono:

- Modulazione: il consumo di gas non è distribuito uniformemente nell'arco dell'anno. Questo aspetto è particolarmente importante per le imprese di distribuzione locali (LDC, local distribution company) che, attraverso la loro rete di condotte a bassa pressione, erogano il gas agli utenti domestici che necessitano di grandi quantità di gas in inverno, a scopo di riscaldamento, e di quantità nettamente inferiori nel periodo estivo. Un elemento chiave per garantire la modulazione è l'accesso allo stoccaggio, principalmente agli impianti di stoccaggio sotterraneo.

- Altri servizi quali: controllo qualità (garantire che il gas fornito sia conforme alle specifiche), bilanciamento (garantire l'equilibrio fra i volumi di gas immessi nelle condotte e i volumi prelevati), supporto (accordi con altri grossisti e/o produttori interconnessi con la rete principale che garantiscono l'approvvigionamento nel caso in cui la fornitura principale venga meno) e lettura dei contatori.

(51) Gli utenti finali possono essere raggruppati in tre categorie: impianti di produzione di energia elettrica, clienti industriali interrompibili o non interrompibili e LDC. Tali clienti si differenziano per i seguenti aspetti:

(52) Fra le varie categorie di clienti si osservano importanti differenziali di prezzo, anche quando la domanda di gas è identica. Il motivo è che i prezzi sono da sempre basati sul valore della fonte di energia alternativa del cliente ("Anlegbarkeitsprinzip"), ovvero la fonte di energia alternativa a cui il cliente potrebbe convertirsi: olio per il riscaldamento domestico, olio combustibile denso per gli utenti industriali e, in una certa misura, energia nucleare o carbone per gli impianti di produzione di energia elettrica.

(53) Esistono inoltre differenze qualitative nell'approvvigionamento delle varie categorie di clienti. A tale riguardo, si fa riferimento alla modulazione delle forniture destinate alle LDC e alla distinzione fra utenti industriali di gas non interrompibile (per i quali l'approvvigionamento del gas non può essere interrotto) e utenti industriali di gas interrompibile. Anche questi aspetti incidono sul prezzo.

(54) L'ultima differenza riguarda il quadro giuridico derivante dalla direttiva 98/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio(9) (in appresso la "direttiva gas CE") e le misure di attuazione nazionali (liberalizzazione). La direttiva gas CE chiede agli Stati membri di aprire i loro mercati entro il 10 agosto 2000 affinché, entro tale data, gli impianti a gas per la produzione di energia elettrica, a prescindere dal livello del loro consumo annuale, e gli utenti finali il cui consumo sia superiore a 25 milioni di metri cubi ("MMC") all'anno su una base di consumo per località possano liberamente stipulare contratti per il gas naturale (i cosiddetti "clienti idonei"). L'apertura di mercato complessiva deve essere pari ad almeno il 20 %, salendo al 28 % nel 2005 e al 33 % nel 2010. La soglia fissata per i clienti idonei sarà ridotta a 15 MMC nel 2005 e a 5 MMC nel 2010.

(55) Per l'organizzazione dell'accesso al sistema, gli Stati membri possono scegliere fra due procedure che devono essere applicate secondo criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori. La prima procedura consiste nell'"accesso negoziato", in base al quale le imprese di gas naturale e i clienti idonei negoziano accordi commerciali volontari e le imprese di gas naturale hanno l'obbligo di pubblicare le condizioni commerciali per l'utilizzo del loro sistema entro il 10/08/2001 e, successivamente, ogni anno. La seconda procedura consiste nell'"accesso regolamentato" in base al quale le imprese di gas naturale devono offrire l'accesso sulla base di tariffe pubblicate fissate da un'autorità competente dello Stato membro.

(56) La direttiva prevede un'importante procedura derogatoria condizionale in base alla quale la Commissione può accettare, in talune condizioni, che le imprese di gas decidano di rifiutare l'accesso nel caso in cui esse versino in gravi difficoltà economiche e finanziarie per via degli impegni "take-or-pay" assunti in uno o più contratti di acquisto di gas.

(57) Nei Paesi Bassi la proposta di una nuova legge sul gas, avanzata di recente, si spinge ben oltre i requisiti minimi previsti dalla direttiva gas. I consumatori con un consumo annuo pari a 10 MMC (che rappresentano il 44 % del consumo annuo totale nei Paesi Bassi) possono già acquistare liberamente il gas. A decorrere dal gennaio 2002 potranno acquistare il gas liberamente i clienti con un consumo annuo compreso fra 170000 m3 e 10 MMC. Dal gennaio 2007 tutti i consumatori (inclusi gli utenti domestici) saranno in grado di approvvigionarsi liberamente. Non esiste alcun regime speciale per gli impianti di produzione di energia elettrica. I Paesi Bassi hanno optato per l'"accesso negoziato" e Gasunie ha pubblicato le sue tariffe TPA (Third party Access) nell'agosto 1998.

(58) In Germania le imprese di trasporto all'ingrosso godevano, per tradizione, di monopoli regionali e avevano concluso accordi di demarcazione regionale, in base ai quali ogni impresa di trasporto all'ingrosso si impegnava a non intraprendere attività all'ingrosso nel territorio designato delle altre contraenti. Questo tipo di accordo è vietato dal 29 aprile 1998, data in cui è entrata in vigore la legge che regolamenta il settore dell'energia. Questa legge stabilisce che il mercato tedesco è aperto al 100 %, ovvero che tutti i clienti sono "clienti idonei". Essa stabilisce inoltre che i comuni devono concedere diritti di passaggio per la costruzione di reti di condotte. In base alla nuova legge sulla concorrenza, i gestori della rete non devono negare ai terzi l'accesso alle reti in assenza di motivazioni obiettive. In caso di rifiuto, la questione può essere deferita all'autorità di concorrenza oppure direttamente al tribunale amministrativo. Dal febbraio 1999 le associazioni del settore negoziano la cosiddetta "Verbändevereinbarung Gas", che dovrebbe definire i criteri in base ai quali l'accesso (negoziato) sarà concesso ai terzi e stabilire prezzi indicativi.

Quadro contrattuale

(59) Il settore europeo del gas ha operato sulla base di accordi contrattuali a lungo termine conclusi fra acquirenti e venditori. Le parti hanno indicato che, al fine di raggiungere la capacità finanziaria necessaria per investire nell'infrastruttura di produzione e distribuzione, i produttori di gas hanno dovuto concludere accordi a lungo termine con i loro acquirenti. Un giacimento di gas è messo in produzione soltanto se si trova un acquirente per il gas, in genere una o più imprese nazionali di trasporto all'ingrosso.

(60) Tali accordi prevedono investimenti anche nella necessaria infrastruttura di distribuzione (terminali e condotte). I contratti sono conclusi con sufficiente anticipo rispetto all'effettivo avvio della produzione per consentire l'installazione della necessaria infrastruttura. A loro volta le imprese di trasporto all'ingrosso cercano di concludere contratti a lungo termine con i loro clienti in funzione del volume acquistato. Si può affermare che, per tradizione, le imprese di trasporto all'ingrosso hanno bilanciato la domanda con l'offerta.

(61) Tipica caratteristica dei contratti a lungo termine sono gli impegni take-and-pay e take-or-pay relativi ai volumi. Il prezzo contrattuale su ciascun livello è generalmente costituito dal valore netto meno un margine concordato per il cliente. Un contratto prevederà inoltre meccanismi di riapertura triennale dei prezzi in base ai quali il prezzo può essere rivisto nel caso in cui si verifichi un cambiamento sostanziale nel mercato dell'acquirente (concorrenza fra imprese di gas, cambiamento nelle energie alternative e così via). I contratti contengono inoltre una clausola di vendita parallela, con la quale l'acquirente è autorizzato a ridurre i suoi obblighi di acquisto del volume di gas che il venditore vende direttamente nel territorio dell'acquirente. Le imprese di gas [ovvero gli acquirenti]* sostengono che ciò è necessario per evitare che i produttori vendano il loro gas due volte (la prima volta all'impresa di trasporto all'ingrosso e la seconda volta direttamente al cliente dell'impresa di trasporto). Dall'altro lato tali accordi costituiscono un importante elemento di stabilità nella catena di distribuzione del gas, in quanto mantengono una certa gerarchia fra produttore, impresa di trasporto all'ingrosso e consumatore finale.

(62) Il cosiddetto principio del valore di mercato, ossia la politica che consiste nel fissare i prezzi del gas sulla base delle energie alternative a disposizione dei clienti dell'acquirente, costituisce, secondo le imprese di gas europee, l'elemento chiave per spiegare la costituzione e l'espansione di un'infrastruttura del gas europea e, allo stesso tempo, permette ai consumatori di beneficiare di prezzi competitivi. Per le imprese di gas già insediate è dunque fondamentale massimizzare così il flusso di entrate provenienti dalle vendite di gas e assicurarsi che tutte le imprese di gas osservino tale principio.

(63) [...]*

Breve panoramica della filiera del gas nei Paesi Bassi e in Germania

(64) I Paesi Bassi sono uno dei maggiori paesi produttori di gas del SEE e sono esportatori netti di gas. I produttori che detengono la maggiore quota della produzione nei Paesi Bassi sono NAM, una joint venture tra Exxon e Shell, e EBN, la compagnia di Stato che opera nel settore del petrolio e del gas. Exxon e Shell e lo Stato olandese (attraverso EBN e direttamente) possiedono Gasunie, l'impresa di distribuzione all'ingrosso a cui è venduto quasi tutto il gas olandese. Gasunie vende [l'80-90]* % del gas consumato nei Paesi Bassi e possiede l'intera infrastruttura di trasporto all'ingrosso del gas olandese (ad eccezione di una condotta). Gasunie ha concluso accordi di fornitura in esclusiva a lungo termine con tutte le imprese di distribuzione regionali per quanto riguarda le vendite ai clienti con una domanda annua [al di sotto di un certo livello]*.

(65) In Germania la produzione di gas copre il 20 % circa della domanda nazionale. I principali produttori sono BEB, la joint venture tedesca fra Exxon e Shell attiva nella produzione e nella distribuzione, e Mobil. L'80 % circa del gas destinato al consumo è importato dalla Norvegia, dalla Russia e dai Paesi Bassi. La principale società di importazione e trasporto all'ingrosso in Germania è Ruhrgas, controllata da Exxon, Shell, Mobil e BP insieme ad alcuni produttori tedeschi di carbone e acciaio. Gli altri importatori sono BEB, Thyssengas (in cui Exxon e Shell detengono ciascuna una partecipazione del 25 % e RWE-DEA una quota del 50 %; insieme queste società controllano Thyssengas) e VNG (l'impresa di trasporto all'ingrosso della Germania dell'est, di cui BEB e Ruhrgas sono azionisti). Anche Mobil e EWE, una società in cui le parti non detengono alcuna partecipazione, importano gas destinato al consumo tedesco. Tutte le società summenzionate sono le imprese tradizionali di trasporto all'ingrosso a lunga distanza, la cui posizione è stata minacciata da Wingas, una joint venture tra BASF e Gazprom (il produttore di gas russo), con la sua rete di condotte di recente costruzione.

(66) Il gas è venduto dai produttori tedeschi e dalle imprese di trasporto all'ingrosso importatrici (le cosiddette "imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza") ad una serie di imprese di trasporto all'ingrosso regionali (denominate "imprese di trasporto all'ingrosso a breve distanza"). Le imprese di trasporto a lunga e a breve distanza, che in totale sono circa 19, rivendono il gas a circa 700 LDC che, a loro volta, lo erogano agli utenti domestici.

MERCATI DEL TRASPORTO ALL'INGROSSO

Mercato del prodotto rilevante

(67) Le parti osservano che, nel settore della distribuzione e della commercializzazione del gas naturale, occorre distinguere fra trasporto all'ingrosso e distribuzione locale. Le imprese di trasporto all'ingrosso acquistano il gas dai produttori, per poi rivenderlo a un secondo gruppo eterogeneo composto da imprese all'ingrosso (nella fattispecie le imprese tedesche di trasporto all'ingrosso a breve distanza), distributori locali e utenti finali di grandi dimensioni. Le imprese di trasporto utilizzano sistemi di condotte ad alta pressione e impianti di stoccaggio per fornire il gas nella quantità richiesta dai loro clienti e nel luogo da questi indicato. I distributori locali rivendono il gas agli utenti finali (ad esempio gli utenti domestici).

(68) Le parti osservano che i distributori all'ingrosso e i distributori locali tendono ad essere diversi. Le parti non sono direttamente attive nella distribuzione locale.

(69) Oltre alla distribuzione e alla commercializzazione del gas naturale, nella notifica le parti descrivono il "trasporto del gas naturale - condotte e trasporto LNG" e lo "stoccaggio del gas naturale" come mercati distinti. La Commissione conviene con le parti che il trasporto e lo stoccaggio del gas naturale costituiscono mercati del prodotto distinti.

a) Mercato del trasporto all'ingrosso e mercato della distribuzione locale

(70) Le imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza e le imprese di trasporto all'ingrosso a breve distanza vendono il gas attraverso gasdotti ad alta pressione a clienti industriali, impianti di produzione di energia elettrica e distributori locali. Le imprese di distribuzione locali rivendono il gas agli utenti finali, ad esempio clienti domestici e residenziali, attraverso la loro rete capillare (strada per strada) di condotte a bassa pressione. I distributori locali acquistano dai grossisti la modulazione e altri servizi correlati. La Commissione conviene pertanto con le parti che la distribuzione locale costituisce un mercato del prodotto a se stante. Poiché le parti non operano direttamente in tale mercato, questo mercato del prodotto non è sottoposto ad ulteriore valutazione nell'ambito del presente procedimento.

b) Trasporto all'ingrosso a lunga distanza e a breve distanza: il trasporto all'ingrosso a lunga distanza costituisce un mercato del prodotto a se stante in cui l'accesso dipende dall'avviamento degli incumbent o da massicci investimenti sommersi

(71) Come spiegato sopra, in Germania il settore della vendita all'ingrosso di gas naturale è strutturato secondo due livelli: le imprese di trasporto a lunga distanza vendono alle imprese a breve distanza il gas che hanno importato direttamente dai produttori esteri e trasportato attraverso condotte a lungo raggio. È necessario valutare se questo tipo di servizio possa essere facilmente sostituito dalle imprese a breve distanza nel caso di un ipotetico rialzo dei prezzi praticati a queste ultime. In tali circostanze, l'unico modo in cui le imprese a breve distanza potrebbero neutralizzare un rialzo dei prezzi sarebbe quello di approvvigionarsi direttamente dai produttori, ovvero integrarsi verticalmente verso l'alto. A tal fine le imprese di trasporto a breve distanza (o, eventualmente, i clienti finali) dovrebbero ottenere dai produttori di gas condizioni tariffarie simili a quelle applicate alle imprese di trasporto a lunga distanza ed essere in grado di trasportare il gas su lunghe distanze. A seguito dell'indagine svolta sul mercato, la Commissione conclude che, anche di fronte a un rialzo dei prezzi, le imprese di trasporto a breve distanza non sarebbero stimolate a scavalcare le imprese di trasporto a lunga distanza.

(72) [...]*

i) Il punto di vista delle parti: chiunque può importare gas

(73) Le parti osservano che il mercato rilevante consiste nella vendita di gas tedesco e di importazione da parte di circa 19 imprese di trasporto all'ingrosso a lunga e a breve distanza a clienti industriali, impianti di produzione di energia elettrica e distributori locali. Le parti osservano che le specifiche attività delle imprese di trasporto a lunga distanza sono nient'altro che una complicazione tecnica, in quanto chiunque è in grado di portare il gas fino al confine tedesco.

(74) In primo luogo le parti indicano che è possibile importare quantità minime e fanno riferimento ad un paio di contratti di importazione riguardanti volumi ridotti quali [...]*.

(75) In secondo luogo le parti osservano che i costi da sostenere per entrare nel mercato investendo in strutture ricettive, condotte e impianti di stoccaggio sono una caratteristica naturale di un settore ad alta intensità di capitale a lungo termine e non costituiscono un ostacolo all'entrata. Si citano, nello specifico, gli investimenti effettuati da Wingas per dimostrare che è ancora redditizio investire nell'infrastruttura del gas tedesca. Le parti sottolineano inoltre che non sono necessari investimenti per importare il gas [...]*.

(76) In terzo luogo le parti rinviano alle disposizioni della nuova legge tedesca sull'energia ed evidenziano che i proprietari di gasdotti sono obbligati per legge ad offrire a terzi la capacità inutilizzata. Pertanto la vendita agli utenti finali in Germania è una possibilità concreta e si fa riferimento alle decisioni di alcuni distributori locali che hanno scelto di acquistare direttamente dai produttori, come pure al fatto che i gruppi industriali centralizzano gli acquisti.

ii) Questo punto di vista non è comprovato dall'indagine che la Commissione ha condotto sul mercato

(77) L'indagine di mercato non ha avvalorato il punto di vista espresso dalle parti, secondo cui importare il gas sarebbe una mera "complicazione tecnica". Le seguenti dichiarazioni sono state rese da alcune delle 11 imprese tedesche di trasporto all'ingrosso a breve distanza:

- "Per ottenere prezzi interessanti attraverso un contratto di importazione, attualmente si è costretti ad acquistare quantità assai ingenti con obblighi di acquisto e, fra l'altro, investimenti propri o partecipazioni finanziarie in progetti o società. Tale attività è dunque tipica di società che aggregano una grossa domanda e che dispongono di notevoli mezzi finanziari per sopportare i rischi sui costi correlati alle importazioni. Quando si importa, la sicurezza nelle forniture, ottenuta attraverso la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, è molto importante."

- "Per importare sarebbe necessario disporre di una rete parallela di condotte verso i produttori (o verso i punti di trasporto alla frontiera) o di un contratto TPA. L'impresa di trasporto all'ingrosso a breve distanza non potrebbe preventivare i costi e i tempi necessari."

- "In Germania è difficile vendere ai clienti quantità ulteriori di gas importato, giacché tali quantità possono essere destinate soltanto ai distributori regionali. Vendere il gas direttamente ai consumatori finali è possibile soltanto a prezzo di notevoli sforzi e attualmente si dimostra irrealistico."

(78) Nella loro risposta alla comunicazione degli addebiti ("la risposta"), le parti hanno nuovamente sottolineato che è possibile acquistare volumi ridotti, che i costi di importazione sono immediatamente noti (mediante ricerche condotte in proprio o attraverso le società di consulenza esistenti), che i costi dell'infrastruttura di importazione sono generalmente inferiori allo [0-5]* % e che le forniture e i clienti sono accessibili (la domanda è in aumento e i contratti in corso giungono a scadenza). La Commissione conferma che è possibile calcolare i costi di importazione. Gli altri aspetti sono trattati nei considerando che seguono.

(79) Si può osservare che in un recente procedimento(10) il Bundeskartellamt (ufficio federale per il controllo delle intese) ha concluso che il mercato del trasporto all'ingrosso a lunga distanza costituisce un mercato del prodotto rilevante distinto.

iii) Il gas tedesco non può contrastare un rialzo dei prezzi del gas importato

(80) Tutto il gas tedesco è venduto in Germania, dove compete con il gas importato. Tuttavia la produzione di gas tedesco rappresenta attualmente il 20 % circa del consumo totale di gas e si prevede che tale percentuale scenderà a [meno del 15]* % entro il 2010. Le imprese di trasporto all'ingrosso che intendono soddisfare la domanda dei loro clienti necessitano pertanto di un sempre maggiore accesso al gas importato, ovvero ai servizi delle imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza.

(81) Inoltre il gas tedesco è in larghissima misura impegnato con le imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza cosicché, in genere, la quantità di gas tedesco a disposizione delle altre imprese è troppo esigua per potere contrastare un rialzo dei prezzi del gas importato. La produzione e i giacimenti di gas tedeschi sono controllati per circa il [70-80]* % dalle imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza BEB ([40-50]* %) e Mobil ([20-30]* %). Il rimanente [20-30]* % della produzione tedesca (che assorbe il [0-10]* % circa della domanda interna) appartiene a RWE-DEA (intorno al 7,5 %), Wintershall e Preussag (intorno al 5,5 % ciascuna) e Erdöl-Erdgas Gommern (circa il 4,5 %). RWE-DEA si impegna a vendere a Ruhrgas il 60 % della sua produzione annua, Preussag il 45 %. La produzione di Erdöl-Erdgas Gommern è in massima parte venduta attraverso VNG, un'altra impresa di trasporto all'ingrosso a lunga distanza.

iv) L'accesso al gas estero a condizioni competitive non è e non sarà fattibile dopo la concentrazione: l'entrata di potenziali nuovi operatori nel mercato del trasporto all'ingrosso a lunga distanza dipende dai servizi degli incumbent

(82) L'attività quotidiana di qualunque grossista a breve distanza dipende, in misura significativa, dalla rete di condotte, dagli impianti di stoccaggio e da altri servizi forniti dalle imprese di trasporto a lunga distanza. Contrariare questi indispensabili fornitori scavalcandoli per quanto riguarda una parte dei loro servizi sarebbe una decisione rischiosa perché essi potrebbero attuare ritorsioni.

(83) Esiste, tuttavia, un'impresa di trasporto all'ingrosso a breve distanza che non dipende dai servizi delle imprese di trasporto a lunga distanza. Si tratta della società Erdgas Münster (EGM), che vende il gas tedesco prodotto dai suoi azionisti, ovvero i più importanti produttori di gas tedeschi: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) e RWE-DEA ([0-10]* %). Gli azionisti hanno l'obbligo di vendere attraverso EGM la totalità della loro produzione in una specifica area del nord ovest della Germania ([che rappresenta meno del 10 %]* del consumo totale di gas tedesco) e, in tal modo, la società vede garantite le proprie forniture di gas [...]*.

(84) [...]*, BEB e Mobil, dopo l'operazione di concentrazione, controllerebbero le decisioni strategiche di EGM. Tali decisioni includono la posizione di EGM in un futuro mercato liberalizzato (si veda in appresso). Le parti sostengono che non acquisirebbero il controllo di EGM in quanto [...]*. Questo ragionamento non può essere accettato. Exxon esercita il controllo comune, ai sensi del regolamento sulle concentrazioni, su BEB e inoltre sarebbe sensato, sotto il profilo economico, che Shell accettasse di [...]* poiché, in tal modo, anche Shell ricaverebbe vantaggi dalla possibilità di controllare EGM.

(85) Sebbene Mobil e BEB siano imprese di trasporto all'ingrosso a lunga distanza, la posizione di Mobil sul mercato è notevolmente ridotta rispetto a quella di BEB. Pertanto Mobil avrebbe interesse, prima della concentrazione, a preservare la possibilità di utilizzare EGM come strumento in un futuro mercato liberalizzato. Dunque gli interessi di BEB e Mobil non sono necessariamente allineati. Tale capacità di porsi come potenziale concorrente verrebbe meno, a seguito della fusione, con l'istituzione di un controllo formale su EGM.

(86) Le parti hanno inoltre citato alcune gare d'appalto indette direttamente da un paio di distributori locali relativamente più piccoli e rivolte a fornitori esteri. Nell'ambito della gara le imprese di distribuzione locale, tutte clienti di Wingas, sollecitano offerte per la fornitura di gas fino al confine tedesco e indicano che sarebbero loro stesse a organizzare il trasporto all'interno della Germania. Un altro esempio citato dalle parti è la decisione di Stadtwerk ("SW") Viernheim di acquistare direttamente. Tuttavia dall'indagine condotta dalla Commissione emerge che queste gare sono state infruttuose.

(87) Il fatto che possano essere indette gare sporadiche non significa, dunque, che i distributori locali considerino fattibile trasportare da soli il gas all'interno della Germania né che essi ritengano di agire in regime di concorrenza con gli incumbent.

(88) I produttori che volessero entrare nel mercato non contano soltanto sulle imprese tedesche per vendere il loro gas in Germania ma contano anche, in misura variabile, sugli operatori insediati per fare transitare il gas verso altri mercati di esportazione. Ad esempio il gas olandese transita nelle condotte degli incumbent tedeschi per raggiungere la Svizzera e l'Italia (e possibilmente persino la Polonia), il gas norvegese transita dalla Germania diretto in Svizzera e il gas russo transita dalla Germania diretto in Francia.

È improbabile che le imprese di dimensioni minori ottengano prezzi o volumi interessanti o che i fornitori tradizionali scavalchino gli incumbent

(89) I contratti take-or-pay e take-and-pay a lungo termine (10, 20 o 30 anni) in base ai quali l'obbligo di acquisto dell'impresa di trasporto all'ingrosso viene ridotto della quantità che il produttore vende direttamente (o attraverso altre imprese) nell'area in cui opera l'impresa di trasporto (in base alle cosiddette "clausole di vendita parallela") accrescono gli ostacoli all'approvvigionamento di altre imprese.

(90) Inoltre i fornitori non hanno alcun interesse a scavalcare i loro clienti tradizionali se tale scelta può condurre ad una concorrenza fra imprese di gas che ridurrebbe i prezzi ottenibili sul mercato. E se il fornitore non intende offrire prezzi più bassi, il cliente non è motivato a sostituirlo al suo fornitore abituale. La concorrenza fra imprese di gas e la diminuzione dei prezzi sono quindi il risultato più probabile. Poiché al produttore viene pagato il prezzo netto, tale diminuzione dei prezzi si ripercuoterebbe su tutte le vendite di gas. Vendere il gas a nuovi operatori che si affacciano sul mercato mette dunque i produttori a rischio di una probabile concorrenza a livello di prezzi che sarebbe dannosa. [...]*

(91) Secondo [...]*, le clausole di vendita parallela incoraggiano l'impresa di trasporto all'ingrosso e il fornitore a contendersi lo stesso utente finale e dunque favoriscono la concorrenza. Tuttavia tale concorrenza può realizzarsi soltanto se l'utile che il fornitore realizza sulle sue vendite dirette compensa ampiamente tanto la perdita a breve termine del valore netto sul volume residuo di vendita all'impresa di trasporto all'ingrosso, definito per contratto, quanto il rischio a lungo termine di perdere di vendere il gas all'impresa di trasporto all'ingrosso nel momento in cui scade il contratto in corso. Questa evenienza è improbabile e dunque anche le clausole di vendita parallela costituiscono un ostacolo all'entrata.

(92) La Commissione osserva inoltre che tre dei più importanti grossisti a lunga distanza tedeschi hanno acquistato in comune una quantità sostanziale del loro gas non tedesco da produttori norvegesi, danesi e russi (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % e Thyssengas [...]* %). Combinando la loro domanda, i consorzi dovrebbero essere in grado di ottenere, attraverso contratti a lungo termine, prezzi migliori di quelli ottenibili da qualunque altra impresa che negozi il contratto da sola. Le parti dissentono con questa posizione e segnalano che i prezzi di acquisto non sono correlati ai volumi ma dipendono dai prezzi dei combustibili alternativi. La Commissione non può accettare tale argomentazione giacché essa, se portata all'estremo, implicherebbe che nel settore europeo del gas non può esistere una concorrenza a livello di prezzi in quanto tutti applicherebbero lo stesso prezzo, ovvero il prezzo dei combustibili alternativi. Chiaramente la realtà è ben diversa, in quanto le parti possono liberamente valutare i parametri del prezzo del gas, ricollegandosi addirittura agli indici dei prezzi dei combustibili alternativi.

(93) Occorre inoltre osservare che gli acquisti in comune rendono meno appetibile per il produttore scavalcare le imprese di trasporto all'ingrosso per vendere direttamente o indirettamente ad altri sul territorio di queste ultime. Infatti quando più imprese combinano i loro acquisti, il produttore rischierebbe di perdere tutti i suoi clienti anche qualora decidesse di scavalcare soltanto uno di loro.

(94) Anche se, come sostengono le parti, altri operatori insediati quali VNG e Mobil possono acquistare il gas direttamente e singolarmente a prezzi simili, ciò non significa che anche i nuovi operatori possano fare altrettanto. Gli incumbent cercheranno di sfruttare la propria posizione e influenza nei confronti dei produttori per indurli a non rifornire i concorrenti. Wingas ha spiegato che, alcuni anni fa, aveva concluso un contratto per la fornitura di gas norvegese ma che la GFU (l'organizzazione di vendita del gas norvegese) vi si era opposta. Inoltre [...]* ha dichiarato che "[...]* continuerà a tentare di impedire che [...]* possa acquistare il gas [...]*."

(95) Anche qualora vengano conclusi contratti per l'acquisto di nuovi volumi, le imprese di trasporto a lunga distanza hanno stipulato contratti di fornitura a lungo termine (di tipo "take-or-pay") con i clienti più importanti (imprese di fornitura a breve distanza, distributori locali ecc.). Potrebbe dunque essere difficile vendere il gas acquistato e dunque questi contratti a lungo termine costituiscono un ulteriore ostacolo all'entrata nel mercato a lunga distanza. La Commissione constata che tutti questi contratti sono a tempo determinato e che la domanda di gas cresce del 2-3 % l'anno. Pertanto questi contratti non costituiscono un ostacolo insormontabile all'entrata ma è innegabile che rendano più difficile l'entrata di nuovi operatori rispetto ad un mercato in cui non esistono impegni a lungo termine fra acquirenti e venditori.

(96) Infine le imprese tedesche di trasporto a lunga distanza hanno investito somme ingenti negli ultimi anni e probabilmente continueranno su questa strada nell'ambito dell'integrazione verticale a valle acquisendo partecipazioni nelle imprese di trasporto a breve distanza e nelle imprese di distribuzione locali. [La Commissione osserva che]* tale scelta è volta a preservare l'attuale struttura dell'approvvigionamento e accrescerà ulteriormente gli ostacoli all'entrata nel mercato.

v) L'accesso all'infrastruttura e la duplicazione delle infrastrutture non sono soluzioni alternative

La duplicazione delle infrastrutture comporterebbe eccessivi costi sommersi

(97) Gli ingenti capitali investiti dagli incumbent in strutture ricettive, condotte, impianti di stoccaggio nonché per l'adeguamento della qualità non possono essere utilizzati per nessun altro scopo, anche se alcuni gasdotti potrebbero essere convertiti con un investimento sostanziale nelle vecchie condotte. L'investimento può dunque essere sostanzialmente considerato un costo sommerso.

(98) Le parti segnalano che i costi di accesso al mercato del gas non possono ragionevolmente essere considerati un ostacolo all'entrata, in quanto il costo delle infrastrutture di importazione è in genere inferiore al [...]* del valore del gas acquistato. Tuttavia le infrastrutture di trasporto non sono le uniche infrastrutture necessarie (la parte più importante potrebbe essere costituita dalla rete di condotte a lunga distanza) e resta il fatto che gli ingenti investimenti di capitale sono sostanzialmente un costo sommerso.

(99) Inoltre è comunque più economico e veloce per gli incumbent aumentare la capacità di trasporto nelle condotte mediante l'aggiunta di compressori di quanto non sia per un nuovo operatore costruire una nuova condotta.

(100) Pertanto è improbabile che un nuovo operatore inizi a costruire una nuova e potente rete di condotte ad alta pressione in Germania. In altri termini, l'"esperienza Wingas" difficilmente sarà ripetuta. Wingas è il risultato di una sorta di "fortunata combinazione" fra un grosso (e forse il maggiore) cliente industriale di gas tedesco che era insoddisfatto dei prezzi prevalenti sul mercato e un grosso produttore russo che aveva un conflitto di interessi con gli operatori insediati. Questo conflitto di interessi sarà illustrato più dettagliatamente nella sezione dedicata alla valutazione sotto il profilo della concorrenza.

(101) Inoltre il valore netto che il fornitore può aspettarsi di ottenere rinnovando il contratto con l'impresa di trasporto all'ingrosso originaria è superiore al presunto valore netto ottenibile da un contratto con un nuovo operatore che debba investire nuovi capitali (e che dunque ricercherà un margine più elevato). Inoltre il nuovo operatore dovrebbe "lottare" per vendere i suoi volumi di gas, con il risultato che i prezzi diminuirebbero per tutti gli operatori presenti sul mercato, il che si rifletterebbe nuovamente in un minore valore netto per il produttore.

L'accesso di terzi (TPA) proposto dal settore avrà un impatto minimo sulla capacità dei clienti di importare direttamente il gas in concorrenza con le imprese di trasporto a lunga distanza

(102) Ai fini della presente decisione, la Commissione non è convinta che la probabile conclusione della Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) determinerà l'entrata di nuovi operatori nel mercato attraverso l'accesso di terzi. Tale conclusione si base sulla situazione attualmente constatata, in particolare sulla proposta avanzata dall'industria tedesca del gas nell'ambito dei negoziati VV Gas.

(103) VV Gas è un'iniziativa di quattro federazioni di categoria: (a) BGW, l'associazione delle imprese tedesche di distribuzione di gas e acqua; (b) VKU, l'associazione delle imprese di distribuzione locali; (c) BDI, l'associazione dell'industria tedesca (consumatori industriali) e (d) VIK, l'associazione tedesca dei produttori di energia elettrica. La Germania ha optato, nel quadro della direttiva gas, per un "TPA negoziato" e la VV Gas si prefigge di fissare gli orientamenti in merito. L'autorità tedesca per la concorrenza e/o la Commissione dovranno valutare la VV Gas quando sarà stata adottata. Scopo della VV Gas, come indicato in una lettera congiunta inviata dalle quattro federazioni al Ministero tedesco degli affari economici, è "lanciare un segnale al mondo politico indicando che non è necessario regolamentare ulteriormente il settore del gas naturale. La VV Gas soddisferà ai criteri di un accesso orientato al mercato, concorrenziale, equo, trasparente e semplice e pertanto deve contribuire allo sviluppo di una borsa del gas naturale. La VV Gas conterrà i principi e le norme di base per l'accesso alla rete, oltre ad un calcolo semplice delle tariffe. La VV Gas sarà ultimata entro la fine del 1999".

(104) Nonostante questa dichiarazione congiunta, non sembra possibile concludere, sulla base del "caso di riferimento" sviluppato dall'industria del gas, che attraverso questo tipo di TPA sarà possibile importare gas in concorrenza con gli incumbent.

(105) In primo luogo nel caso di riferimento si sostiene che il TPA è possibile soltanto se esiste la disponibilità di condotte e che dovranno essere presi in considerazione contratti take-or-pay a lungo termine. L'indagine condotta sul mercato rivela che è difficile valutare se vi siano condotte disponibili e che gli incumbent hanno stipulato contratti take-or-pay a lungo termine che coprono fino al 100 % della loro domanda. La VV Gas, pertanto, non comprometterà in misura sostanziale la posizione degli operatori insediati.

(106) In secondo luogo il caso di riferimento indica che il gas di terzi deve essere compatibile con le specifiche del gas nella rete di condotte pertinente del proprietario dei gasdotti. Si precisa che "il gas deve poter essere immesso nella condotta senza alcun adattamento da parte del trasportatore, deve avere una pressione che consenta di prelevarlo senza alcun adattamento da parte del trasportatore e deve potere essere utilizzato insieme ad altro gas presente nella rete". Questi criteri potrebbero essere difficili da soddisfare viste le diverse caratteristiche del gas attualmente commerciato in Germania (si veda in appresso la trattazione sul gas LCV/HCV e il fatto che tanto il gas LCV quanto il gas HCV sono attualmente venduti in Germania nell'ambito di diverse specifiche distinte). Il gas naturale, dunque, non è un prodotto completamente omogeneo e la natura e l'attuabilità del TPA nel settore dell'elettricità e delle telecomunicazioni sono diverse rispetto al TPA nel settore del gas. Come indicato in un documento presentato dalle parti, " una delle principali differenze rispetto alla VV Elettricità è che per il gas è necessario un contratto distinto con ciascun gestore di rete gas e che le diverse specifiche del gas e le differenze di pressione al punto di ingresso e al punto di uscita complicano l'organizzazione concreta".

(107) In terzo luogo la durata di un contratto di trasporto deve essere di almeno un anno, con due date di inizio ogni anno (1o ottobre e 1o aprile). Si può dunque notare che i contratti TPA includeranno sempre il picco di utilizzo nella stagione invernale e dunque è molto probabile che le condotte funzionino a capacità massima. Inoltre scopo precipuo di tale requisito è impedire lo sviluppo di un mercato a pronti. Lo sviluppo di un mercato a pronti, infatti, provocherebbe uno squilibrio nel sistema tradizionale. Il ruolo delle imprese di trasporto all'ingrosso sarebbe particolarmente compromesso, giacché un mercato a pronti faciliterebbe i contatti diretti fra il consumatore finale e il produttore, con il risultato di un minore margine per il grossista. [...]* La VV Gas non prevede nulla del genere.

(108) In quarto luogo [...]*.

(109) Infine la VV Gas non prevede l'accesso allo stoccaggio, l'accesso a servizi di adeguamento della qualità (conversione di LCV/HCV) né servizi di supporto.

(110) Nella loro risposta le parti sottolineano che l'accordo finale sulla VV Gas richiederà il sostegno degli utenti finali, del Bundeskartellamt e del governo tedesco. Poiché sono molti i portatori di interesse coinvolti, le parti non capiscono l'ipotesi formulata dalla Commissione, secondo la quale l'esito dei negoziati non faciliterà né il TPA né la concorrenza. La Commissione deve compiere la sua valutazione sulla base delle informazioni in suo possesso. Tali informazioni sono costituite dal caso di riferimento del settore del gas. Pertanto basare una valutazione su qualsiasi altro elemento sarebbe pura congettura.

Conclusione

(111) La Commissione conclude che il mercato tedesco del trasporto all'ingrosso a lunga distanza di gas naturale costituisce un mercato del prodotto distinto.

Gas a potere calorifico inferiore e gas a potere calorifico superiore

(112) Nel corso dell'indagine, varie terze parti hanno sostenuto che, nel valutare l'impatto dell'operazione sui mercati europei del gas, sarebbe opportuno operare una distinzione fra il cosiddetto gas a potere calorifico inferiore (Low Calorific Value o LCV) e il cosiddetto gas a potere calorifico superiore (High Calorific Value o HCV). La Commissione conviene con le parti che il gas LCV e il gas HCV appartengono ad un unico mercato del gas naturale. La Commissione ha raggiunto tale conclusione sulla base della sostituzione dal lato della domanda. In altri termini, un relativo incremento del prezzo del gas LCV compreso fra il 5 e il 10 % diventerebbe antieconomico in quanto i consumatori nell'area di riferimento in Germania(11) potrebbero convertirsi al gas HCV.

(113) La distinzione fra gas LCV e gas HCV risale alla scoperta (1959) e allo sfruttamento (1963) dell'imponente giacimento di gas LCV di Groningen nei Paesi Bassi, che è il più grande giacimento di gas in Europa e uno dei maggiori al mondo. La scoperta di questo giacimento ha segnato la nascita dell'industria europea del gas naturale. L'intero consumo di gas naturale si è orientato dunque verso un tipo di gas con le caratteristiche del gas di Groningen. Tuttavia la classificazione del gas LCV va ben oltre la semplice distinzione fra gas con potere calorifico superiore al gas di Groningen e gas con potere calorifico inferiore al gas di Groningen. Sulla base della definizione di gas a potere calorifico inferiore utilizzata in Germania (DVGW-codice di prassi G 260/I - Qualità del gas), viene definito gas LCV un gas con un indice di Wobbe non superiore a 13 kWh/m3.

(114) Le specifiche del gas (di Groningen o LCV) hanno un impatto sull'intera "filiera del gas" a valle. Le condotte ad alta pressione (che trasportano il gas su lunghe distanze), gli impianti di stoccaggio sotterraneo, i gasdotti a bassa pressione (che consentono di erogare un gas a bassa pressione utilizzabile dai bruciatori per uso domestico) e l'impianto con il quale il gas è fruito dal consumatore finale sono stati concepiti per funzionare unicamente con gas LCV o con gas HCV.

(115) Le successive scoperte di giacimenti hanno portato alla luce una qualità di gas diversa con potere calorifico più elevato, in quanto contiene una minore quantità di azoto inerte. In effetti il gas LCV è stato trovato soltanto in altri giacimenti onshore nei Paesi Bassi e nel nord-ovest della Germania. Oggi esistono ancora specifiche filiere di gas LCV nei Paesi Bassi, nel nord-ovest della Germania, in una parte del Belgio (nelle province di Anversa e del Limburgo) e in una parte della Francia (Nord - Pas de Calais).

Sostituibilità dal lato della domanda: conversione della filiera del gas dal gas LCV al gas HCV

a) Un relativo incremento permanente del prezzo del gas LCV accelererà il processo di sostituzione in corso

(116) Le parti hanno fornito tabelle che illustrano come, dal 1975, in Germania il consumo di gas LCV sia costantemente sostituito dal consumo di gas HCV. Tali tabelle si basano sulle statistiche del settore, che indicano il volume assoluto e il volume relativo dei vari tipi di gas (HCV, LCV, gas per forno a coke e altre tipologie di gas)

(117) Fatte queste premesse, si tratta di capire quale sarebbe la reazione di un'impresa di trasporto all'ingrosso di fronte ad un rialzo dei prezzi da parte dei produttori di gas LCV. La reazione dell'impresa di trasporto sarà influenzata dalla possibilità di cominciare a servirsi da un produttore di gas HCV e dagli stimoli derivanti dalla possibilità che i suoi clienti si rivolgano ad un'altra impresa di trasporto all'ingrosso che possa fornire gas HCV più economico.

(118) Premesso che è tecnicamente facile convertire un'intera rete di gasdotti LCV nella tecnologia HCV, il principale vincolo per un'impresa di trasporto all'ingrosso che intenda modificare la sua infrastruttura è rappresentato dallo stoccaggio sotterraneo. Sorge il problema di sostituire il gas LCV stoccato con il gas HCV. Secondo le parti la conversione è semplice e immediata. Secondo Wingas tale conversione richiede tempo (in genere tre cicli di stoccaggio, ovvero due anni per gli impianti in questione) ed è costosa (dato il diverso contenuto calorifico del gas estratto quando il gas HCV viene iniettato in un impianto LCV).

(119) Tuttavia già prima che si concluda il terzo ciclo di stoccaggio è probabile che il gas estratto sia di qualità HCV. Inoltre tutte le imprese di trasporto all'ingrosso sanno che è possibile "miscelare il gas" (aggiungendo il gas LCV al gas HCV per ottenere un gas HCV con un potere calorifico più basso ma pur sempre nei limiti previsti per il gas HCV, o viceversa) per raggiungere la qualità voluta. Per le imprese, dunque, può essere piuttosto semplice adeguare il gas che estraggono dai loro impianti di stoccaggio durante il periodo di conversione semplicemente miscelandolo affinché mantenga le caratteristiche del gas LCV o HCV. Si può immaginare che all'inizio le imprese sarebbero in grado di aggiungere gas LCV per mantenere il gas estratto entro i valori del gas LCV e che aggiungerebbero progressivamente gas HCV affinché il gas estratto soddisfi le specifiche del gas HCV. Probabilmente questo procedimento ridurrebbe notevolmente i costi di conversione.

(120) Sulla base delle suddette informazioni, la Commissione conclude che, di fronte ad un relativo aumento permanente del prezzo del gas LCV rispetto al gas HCV, i vincoli tecnici cui sono confrontati i proprietari degli impianti di stoccaggio del gas LCV tedeschi non sono tali da impedire la sostituzione con il gas HCV. Pertanto il relativo incremento di prezzo contribuisce ad accelerare la conversione che è destinata, presto o tardi, a verificarsi.

b) I clienti delle imprese di trasporto all'ingrosso che forniscono gas LCV possono scegliere, in alternativa, di acquistare gas HCV da Wingas nell'area tedesca di riferimento.

Conversione dei clienti industriali e degli impianti di produzione di energia elettrica

(121) L'indagine condotta sul mercato ha confermato che i costi di conversione che la maggioranza dei clienti industriali e degli impianti di produzione di energia elettrica dovrebbe sostenere per adeguare i propri bruciatori rappresentano una percentuale minima della loro bolletta annuale del gas. Per un importante cliente industriale o impianto di produzione di energia elettrica potrebbe quindi essere economicamente fattibile fare costruire un nuovo gasdotto dedicato che colleghi il cliente ad una condotta HCV ad alta pressione situata in prossimità (entro un raggio massimo di 50 km). Si tratta dunque di stabilire se nelle vicinanze esistano condotte HCV di proprietà di imprese diverse da quelle che hanno un interesse nella distribuzione di gas LCV. Se è così, per non correre il rischio di perdere clienti a vantaggio di un'altra impresa di trasporto all'ingrosso, l'impresa di trasporto di gas LCV "incumbent" sarà più propensa ad effettuare essa stessa la conversione (qualora il produttore aumenti il prezzo) oppure eviterà un aumento di prezzo che si rivelerebbe controproducente.

(122) Per quanto riguarda la domanda industriale di gas, occorre operare una distinzione fra Nord-Reno-Westfalia (NRW) e Bassa Sassonia. Nel NRW le vendite di gas per km2 sono circa tre volte più elevate che nella Bassa Sassonia e il numero di clienti industriali per km2 è di 2,5 volte maggiore. Nel NRW le condotte "Wedal" e "Midal" di Wingas sono probabilmente alla portata di un numero di clienti sufficiente perché sia possibile effettuare la conversione. Inoltre l'impianto di stoccaggio sotterraneo di Wingas è ubicato a Rehden, al confine fra NRW e Bassa Sassonia. Pertanto la società può garantire ai suoi clienti dell'area NRW/Bassa Sassonia un approvvigionamento modulato. Nella Bassa Sassonia Wingas dispone inoltre di una propria rete di condotte HCV ad alta pressione. L'unica area di rilievo probabilmente non raggiungibile da questa rete sembra essere l'area di Hannover. Tuttavia la copertura della rete sembra essere sufficiente a rendere antieconomico un aumento dei prezzi.

(123) Resta comunque il fatto che è necessario costruire una condotta dedicata che colleghi il cliente industriale alla condotta HCV ad alta pressione di Wingas. Tale iniziativa richiede tempo e denaro e, nella pratica, si è rivelata redditizia soltanto se il cliente accetta di concludere un accordo di fornitura in esclusiva di durata compresa fra 5 e 10 anni. Il fornitore incumbent di gas LCV è pertanto nella posizione di aumentare il prezzo, rispetto al prezzo prevalente del gas HCV, di un margine che non superi i costi marginali della nuova infrastruttura. Accordi di questo tipo, tuttavia, non sono inusuali nel settore, cosicché il costo della condotta aggiuntiva può essere ampiamente compensato, come dimostra l'esperienza di Wingas in altre regioni.

(124) Wingas sostiene che nella Bassa Sassonia soltanto pochi clienti con un consumo significativo sono ubicati ad una ragionevole distanza dalla sua condotta HCV ad alta pressione, dunque la sua esperienza in altre regioni non si applica in quello che Wingas ritiene sia un mercato geografico distinto, ovvero l'area del gas LCV nella Germania del nord.

(125) La Commissione riconosce che i costi di conversione non sono sempre contenuti per i clienti industriali. [Una società]* ha evidenziato che i clienti industriali che utilizzano il gas naturale come materia prima per processi chimici potrebbero dover sostenere costi in misura superiore a 20 milioni di EUR. Alla Commissione, tuttavia, non risulta che vi siano clienti di questo tipo nell'area tedesca di riferimento.

(126) Nel complesso la Commissione conclude che in Germania il numero di clienti industriali di gas LCV e di impianti di produzione di energia elettrica che potrebbe scegliere di rifornirsi da Wingas nel caso di un aumento permanente del prezzo del gas LCV sia sufficiente a rendere controproducente un simile aumento.

Conversione delle LDC

(127) Le LDC riforniscono l'utenza domestica e altri utenti residenziali. Esse pertanto ricercano fornitori che siano in grado di offrire loro un'elevata modulazione. Le LDC prenderebbero in considerazione la possibilità di convertirsi al gas HCV soltanto se il loro nuovo fornitore potesse fornire il gas HCV con un alto grado di modulazione. Wingas possiede l'impianto di stoccaggio di Rehden nell'area e pertanto è in grado di offrire la modulazione.

(128) Resta il fatto che il distributore e/o il fornitore devono anche assorbire i costi che comporta il passaggio dell'utenza domestica al gas HCV. Tali costi dovrebbero aggirarsi attorno ai 60 EUR per nucleo familiare, in base alla stima dettagliata dei costi fornita, tramite le parti, da una società specializzata in questo tipo di conversione. In base a un consumo tipico per nucleo familiare di 80 MBTU/l'anno, un prezzo di distribuzione locale pari a 3,4 EUR/MBTU e un prezzo all'utente domestico di 8 EUR/MBTU, un aumento del prezzo del gas LCV fornito dall'impresa di trasporto all'ingrosso di gas LCV pari al 5 % riduce il margine del distributore locale di 13,5 EUR. Un aumento del 10 % riduce il margine del distributore locale di 27 EUR. Pertanto i costi di conversione sarebbero interamente recuperati dal distributore locale nell'arco di 2-4 anni. Poiché la durata tipica di un contratto di fornitura fra un'impresa di trasporto e un distributore locale va da 10 a 20 anni, l'aumento di prezzo del 5-10 % sarebbe reso antieconomico dal passaggio delle LDC ad un fornitore alternativo di gas HCV. Inoltre l'utente domestico che si sia convertito al gas HCV può continuare ad utilizzare in sicurezza il gas LCV fino a quando il gas HCV non sarà immesso nella rete di distribuzione locale. Il risultato è una perdita di efficienza marginale e temporanea che, tuttavia, sarà ridotta al minimo se la conversione viene effettuata nei mesi estivi.

(129) È stato sostenuto che, anche se il passaggio dal gas LCV al gas HCV sarebbe possibile, una LDC non effettuerebbe la conversione se, in questo modo, diventasse una sorta di "isola HCV" in un'area a prevalenza LCV. Ciò avrebbe importanti conseguenze sul piano della sicurezza degli approvvigionamenti, conseguenze che il cliente probabilmente non intende sopportare. Wingas ritiene che sia questo il principale motivo per cui, nonostante offra sconti del 5-8 % (informazioni fornite dalle parti) sul prezzo praticato, è riuscita a convincere meno di cinque distributori locali (Stadtwerke) in Germania ad effettuare la conversione dal gas LCV al gas HCV.

(130) Tale argomentazione non può essere accettata nella situazione attuale caratterizzata da un relativo aumento permanente dei prezzi. Date le circostanze, tutti i clienti avrebbero gli stessi stimoli ad effettuare la conversione e dunque, in ultima analisi, non si configurerebbe più alcuna "isola".

c) Le alternative di cui dispongono i clienti dell'impresa di trasporto all'ingrosso incoraggeranno ulteriormente l'incumbent ad effettuare la conversione

(131) Di fronte a un aumento dei prezzi del gas LCV rispetto al gas HCV, è normale e logico che un'impresa di trasporto all'ingrosso difenda la sua posizione qualora constati che una parte sostanziale dei suoi clienti ha la possibilità di rifornirsi da un'impresa concorrente. L'impresa, dunque, si porrà nelle condizioni di offrire essa stessa gas HCV meno caro. Pertanto sarà la stessa impresa di trasporto "incumbent" ad accelerare la conversione.

Conclusione relativa alla sostituibilità dal lato della domanda

(132) Ai fini del presente procedimento, la Commissione conclude che un relativo aumento permanente del prezzo del gas LCV sarebbe antieconomico in quanto (a) presto o tardi la catena del gas LCV dovrà convertirsi al gas HCV, (b) tale aumento di prezzo accelererà la conversione, (c) esistono alternative, nell'area tedesca di riferimento, ovvero gas HCV fornito da Wingas e (d) tutti questi fattori stimoleranno ulteriormente le imprese di trasporto all'ingrosso di gas LCV a convertire esse stesse la propria area di consumo.

(133) Resta tuttavia il fatto che i costi di conversione rappresentano un vantaggio competitivo dell'impresa di trasporto che riesce ad offrire gas conforme alle specifiche prevalenti, giacché innalzano la soglia di conversione ad un altro fornitore.

Mercato geografico rilevante

(134) Le parti osservano che, in generale, i mercati del trasporto all'ingrosso hanno dimensione nazionale. Le parti indicano che, per tradizione, la distribuzione è organizzata ampiamente a livello nazionale attraverso operatori nazionali o regionali. Tuttavia le parti ritengono che non possa essere ignorata la tendenza ad effettuare acquisti transfrontalieri in seguito all'entrata in vigore della direttiva gas. Le parti osservano che i tentativi di aumentare i prezzi post-concentrazione nei singoli Stati membri sarebbero neutralizzati non soltanto dalla concorrenza a livello nazionale ma anche da maggiori acquisti transfrontalieri effettuati dalle imprese di trasporto all'ingrosso, dai distributori locali, dagli impianti di produzione di energia elettrica e dai grossi utenti industriali.

(135) Poiché la proprietà delle infrastrutture è ancora organizzata in gran parte su scala nazionale e dato che le condizioni per l'accesso al sistema da parte di terzi rimarranno sostanzialmente fissate a livello nazionale, la Commissione ritiene che in un futuro prossimo i mercati rimarranno per la maggior parte di dimensione nazionale.

a) Paesi Bassi

(136) Per i motivi indicati al punto precedente, la Commissione conviene con le parti che il mercato olandese del trasporto all'ingrosso ha una dimensione nazionale.

b) Mercato(i) tedesco(hi) del trasporto all'ingrosso a lunga distanza di gas naturale

(137) Per quanto riguarda la Germania, da alcune indicazioni sembrerebbe che, al momento, i mercati abbiano ancora una dimensione regionale. Le regioni sarebbero definite (a) dai pregressi accordi di demarcazione, ormai illegali, ad esempio quelli conclusi da Ruhrgas con BEB e Thyssengas, e (b) dal possesso delle condotte ad alta pressione a lunga distanza. Sebbene gli accordi di demarcazione siano illegali dall'aprile 1998, sono stati conclusi soltanto due accordi con un cliente tedesco fuori dal territorio regionale di competenza dell'impresa di trasporto a lunga distanza. Entrambi gli accordi sono stati conclusi da Ruhrgas per una fornitura annua di [...]* MMC per accordo e con la costruzione di una nuova condotta. [...]*

Le regioni definite in base ai vecchi criteri di demarcazione sono ancora rilevanti dato il timore di ritorsioni

(138) I documenti interni di [...]*, [...]* e [...]* confermano che le regioni definite in base ai vecchi criteri di demarcazione sono ancora rilevanti dato il timore di ritorsioni.

(139) [...]*

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

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

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

(145) [...]*

(146) [...]*

Definizione delle regioni

(147) Si possono pertanto individuare le seguenti regioni: la regione "Thyssengas" (parte occidentale del Nord-Reno-Westfalia lungo il confine belga/olandese), la regione "BEB" (Amburgo, Schleswig-Holstein e alcune zone di Brema e della Bassa Sassonia), la regione "VNG" (Mecklenburg-Vorpommern, Brandeburgo, parti della Sassonia e della Sassonia-Anhalt - regione in cui Ruhrgas non possiede una propria rete di condotte) e il territorio "Ruhrgas" (la parte rimanente degli "Alte Bündesländer" e le zone della Sassonia e della Sassonia-Anhalt servite da un'impresa di trasporto a breve distanza controllata in comune da Ruhrgas e VNG).

Posizione di alcune delle altre imprese di trasporto a lunga distanza

(148) Mobil non ha mai avuto una "regione propria" né posseduto condotte ad alta pressione ma è riuscita a raggiungere i suoi clienti attraverso accordi TPA conclusi con [...]*.

(149) Wingas compete in ciascuno di questi territori attraverso la propria rete di condotte, che è facilmente raggiungibile dalla maggioranza delle imprese di trasporto a breve distanza (corridoio di non più di 50 km). Tuttavia tali premesse non consentono di concludere che in tutto il paese vi siano pari condizioni sotto il profilo della concorrenza. [...]* I rispettivi grossisti a lunga e a breve distanza differenziano i loro prezzi in base al fatto che il cliente abbia o meno un'alternativa nelle forniture di Wingas.

Il regime TPA proposto per il mercato tedesco (caso di riferimento VV Gas) non influenzerà l'assetto geografico delle condizioni di concorrenza

(150) Dalla descrizione della VV Gas fornita nella sezione dedicata al mercato del prodotto si evince che la Commissione non ritiene che la VV Gas renderà possibile importare gas in concorrenza con gli incumbent.

(151) Per i motivi indicati nella suddetta sezione relativamente ai limiti insiti nel concetto della VV Gas e al caso di riferimento del settore del gas, ad esempio (a) la difficoltà generale di valutare la capacità disponibile, (b) il fatto che, con una durata minima di un anno, il picco invernale è sempre preso in considerazione nel valutare la capacità di riserva di una condotta, (c) le difficoltà derivanti dalle caratteristiche tecniche del gas (potere calorifico, pressione ecc.) e (d) la portata limitata dei servizi offerti, la Commissione ritiene che la VV Gas non sia sufficiente per concludere, nell'ottica di un'analisi in prospettiva, che il mercato abbia una dimensione nazionale. Inoltre la Commissione tiene conto del fatto che, nel caso in cui sorga una controversia fra una parte che richiede il TPA e una parte che rifiuta il TPA, i procedimenti istituiti presso le autorità di concorrenza e/o i tribunali potrebbero durare diversi anni prima che il caso possa costituire un "precedente".

Conclusione

(152) Sulla base di quanto precede, la Commissione ritiene che i mercati del trasporto all'ingrosso del gas in Germania potrebbero ancora avere una dimensione regionale, in base alle precedenti linee di demarcazione. Tuttavia ai fini della presente decisione potrebbe non essere necessario definire l'ambito geografico del mercato del trasporto all'ingrosso a lunga distanza di gas naturale in Germania, in quanto la concentrazione in oggetto condurrebbe al rafforzamento di una posizione dominante (collettiva) anche se il mercato di trasporto all'ingrosso a lunga distanza fosse di dimensione nazionale.

(153) Le parti hanno dichiarato, nella loro risposta, che il mercato ha una dimensione nazionale e non regionale. Esse sottolineano che i prezzi del gas sono determinati dai combustibili concorrenti e non dalla regione geografica. Tuttavia tale affermazione contraddice le informazioni ottenute dalla Commissione nel corso dell'indagine di mercato, in base alle quali le differenze di prezzo dipendono anche dal fatto che il cliente abbia o meno un fornitore alternativo (concorrenza fra imprese di gas). Le parti dichiarano inoltre che un'analisi lungimirante deve tenere conto della recente eliminazione delle linee di demarcazione e dell'imminente accordo di settore sull'accesso negoziato. Rimangono comunque troppe incertezze per concludere che l'accordo finale condurrà ad un mercato nazionale caratterizzato da pari condizioni di concorrenza.

Posizione delle parti sul mercato

a) Mercato olandese del trasporto all'ingrosso di gas naturale

1. Rapporto fra i produttori di gas olandesi e Gasunie

(154) Nel 1947 Exxon e Shell costituirono una joint venture paritetica, la Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM"), destinata a svolgere attività di prospezione e produzione di idrocarburi nei Paesi Bassi. Quando, nel 1959, la NAM scoprì il grande giacimento di gas di Groningen, il governo olandese organizzò il settore del gas nazionale affinché rispecchiasse l'importanza strategica che il giacimento di Groningen rivestiva per l'economia del paese. A tale scopo, nel 1963 il governo olandese concluse un accordo con Exxon, Shell e NAM in base al quale NAM avrebbe dovuto sviluppare e sfruttare la concessione di Groningen per conto della Groningen Partnership in cui NAM partecipa al 60 % e il governo olandese, attraverso EBN, nella misura del 40 %. Inoltre Exxon, Shell e il governo olandese hanno costituito la società Gasunie, il cui compito è immettere sul mercato tutto il gas di Groningen. Il governo olandese detiene una partecipazione del 50 % in Gasunie (10 % direttamente - 40 % attraverso EBN), mentre Exxon e Shell detengono ciascuna una quota pari al 25 %. Infine il governo olandese ha concluso con Gasunie un accordo di diritto privato in base al quale Gasunie ha l'obbligo di sottoporre determinate decisioni commerciali all'approvazione del governo.

(155) Dal 1959 NAM ottiene licenze di produzione per altri giacimenti di gas onshore e offshore. Il 50 % circa della sua produzione attuale proviene da questi cosiddetti giacimenti minori (ossia di dimensioni inferiori rispetto a Groningen). Le parti hanno spiegato che la maggioranza di queste concessioni è sfruttata anche a vantaggio di società in cui EBN detiene, in genere, una partecipazione del 40-50 %. Il gas estratto da questi giacimenti è venduto a Gasunie. Inoltre il gas proveniente dai futuri giacimenti scoperti da NAM deve essere interamente venduto a Gasunie a seguito di [...(14)]*. In totale, NAM rappresenta il 75-80 % della produzione totale di gas nei Paesi Bassi (se si considera la quota di EBN nella produzione di NAM, NAM rappresenta il 45 % circa della produzione in termini di quote nette). EBN, inoltre ha sempre immesso sul mercato tutte le sue quote di proprietà attraverso Gasunie. [...]*.

(156) Fino al 1994 i produttori olandesi avevano l'obbligo di vendere a Gasunie tutto il gas destinato al mercato olandese. I produttori olandesi potevano vendere direttamente sul mercato di esportazione, anche se i prezzi erano e sono tuttora controllati dal governo. Inoltre Gasunie ha l'obbligo di acquistare il gas dai piccoli giacimenti prima della produzione alle condizioni economiche stabilite dall'inizio qualora il produttore abbia scelto di vendere il gas a Gasunie. [...]*

(157) Risulta che, in genere, il governo olandese non approva il prezzo stabilito in un contratto di esportazione di gas olandese qualora tale prezzo sia al di sotto del valore "di pareggio" di Gasunie, denominato "Norm Inkoop Prijs" (NIP o prezzo di acquisto normativo). In questo modo il governo si assicura una fetta della "torta del gas".

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

(159) NAM possiede due dei tre impianti di stoccaggio sotterraneo olandesi (giacimenti di gas esauriti) che ha noleggiato al 100 % a Gasunie. Anche il terzo impianto, gestito da BP Amoco, è interamente noleggiato a Gasunie. Nei Paesi Bassi, dunque, soltanto Gasunie è in grado di offrire infrastrutture di stoccaggio sotterraneo. Premesso che esistono altri due giacimenti di gas esauriti che potrebbero essere trasformati in impianti di stoccaggio sotterraneo per l'approvvigionamento del mercato olandese, è improbabile che tali impianti siano sviluppati da terzi, dati i rischi implicati. Tali rischi riguardano gli investimenti necessari e il fatto che Gasunie potrebbe sempre ridurre le sue tariffe, vanificando tali investimenti. Si osserva inoltre che [...]*.

2. La corporate governance di Gasunie

(160) Gasunie è per il 50 % di proprietà dello Stato olandese, per il 25 % appartiene a Exxon e per il 25 % a Shell. Le decisioni sono adottate con voto a maggioranza [...]*. Non esistono accordi specifici fra azionisti. Exxon, quindi, non ha alcun controllo di diritto su Gasunie ai sensi del regolamento sulle concentrazioni.

(161) Quanto al controllo di fatto, le parti sostengono che non esiste alcun interesse comune fra Exxon e Shell. [...]*. Tuttavia, per i motivi indicati in appresso, non è necessario stabilire se Exxon eserciti o meno, di diritto, un controllo su Gasunie ai sensi del regolamento sulle concentrazioni.

3. La posizione di Gasunie sul mercato olandese della vendita di gas

(162) Gasunie è l'impresa olandese di trasporto dominante e rappresenta il [...]* % circa delle vendite totali. Gasunie riconosce esplicitamente la sua posizione dominante con l'introduzione del suo nuovo sistema tariffario. [...]*(16). Inoltre in base al suo "Piano di vendite di gas 1999", Gasunie fornirà [...]*.

(163) Gasunie possiede, ovvero detiene diritti di esclusiva su (a) l'intera rete di condotte ad alta pressione olandesi (ad eccezione di una linea nel sud dei Paesi Bassi, attraverso la quale viene importato gas britannico), (b) tutti gli impianti di trattamento e miscelazione, (c) tutti gli impianti di stoccaggio (sotterraneo e LNG).

(164) Inoltre da vari [documenti]* risulta che Gasunie è e sarà confrontata ad una concorrenza minima. Tali documenti, citati nei considerando che seguono, suffragano la valutazione interna di Gasunie, da cui risulta che la società occupa una posizione dominante.

(165) [...]*

(166) [...]*

(167) [...]*

(168) [...]*

(169) [...]*

4. La posizione di Mobil sul mercato olandese

(170) Mobil è uno dei tre concorrenti effettivi. Secondo le parti, Mobil detiene una quota [inferiore al 5]* % del mercato complessivo. Statoil (ovvero la commissione mista norvegese per i negoziati che commercializza tutto il gas norvegese) ha una quota di mercato stimata al 4 %, grazie ad un contratto di fornitura con un importante impianto di produzione di energia elettrica. Il terzo concorrente è Entrade, una società commerciale della olandese RDC Pnem/Mega con una quota di mercato del 4 % derivante dalla vendita di gas britannico a consumatori industriali e ad un impianto di produzione di energia elettrica sito nelle vicinanze della condotta HCV Zebra, nel sud dei Paesi Bassi, in cui detiene una partecipazione. La società ha concluso un accordo di trasporto TPA con Gasunie per la fornitura di gas ad un cliente.

(171) La posizione di Mobil nei Paesi Bassi deriva dalla sua strategia europea di vendita del gas [...]*. Questa strategia europea è descritta nei considerando successivi. Anche tale descrizione è pertinente per valutare la posizione di Mobil sul mercato tedesco.

La strategia europea di Mobil riguardo alla vendita di gas

(172) [...]*

(173) [...]*

(174) [...]*

(175) [...]*

(176) [...]*

Mobil nei Paesi Bassi

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

(178) [...]*

(179) [...]*

(180) [...]*

b) Mercato(i) tedesco(hi) del trasporto all'ingrosso a lunga distanza di gas naturale

Operatori presenti sul mercato

(181) Nella sezione dedicata alla definizione del mercato del prodotto, la Commissione è giunta alla conclusione che il mercato del trasporto all'ingrosso a lunga distanza è un mercato del prodotto distinto in cui i nuovi operatori che vi si affacciano dipendono dall'avviamento degli incumbent. La Commissione ha inoltre concluso che l'entrata di nuovi operatori attraverso investimenti in nuove infrastrutture proprie è un evento improbabile.

(182) Gli incumbent sono quelle società che (a) acquistano gas da produttori esteri, (b) sono in grado di trasportare il gas fino ai loro clienti attraverso una rete di condotte ad alta pressione, (c) sono in grado di effettuare forniture modulate e (d) sono in grado di fornire altri servizi correlati. Queste imprese prestano tali servizi attraverso investimenti propri oppure perché hanno concluso, per alcuni di questi servizi, contratti TPA con altre imprese.

(183) Ruhrgas, BEB, VNG, Thyssengas e Wingas sono i più importanti operatori del mercato. Tutte queste società forniscono i suddetti servizi attraverso investimenti propri.

(184) Exxon è un operatore attivo sul mercato tedesco attraverso BEB, una joint venture 50/50 di lunga data costituita con Shell. Exxon ammette di detenere con Shell il controllo comune di BEB ai sensi del regolamento sulle concentrazioni. Exxon opera anche sul mercato rilevante attraverso la sua partecipazione del 25 % in Thyssengas, una società in cui Shell detiene una quota del 25 % e RWE una quota del 50 %. Exxon ammette di detenere, insieme a RWE e Shell, il controllo comune di Thyssengas ai sensi del regolamento sulle concentrazioni.

(185) Ruhrgas è la più importante impresa di trasporto a lunga distanza tedesca. Sia Exxon, attraverso BEB, sia Mobil sono azionisti di Ruhrgas. BEB detiene una partecipazione del 29,5 %. I diritti di voto collegati a tale partecipazione (25 %) sono per la maggior parte esercitati direttamente, mentre i restanti voti (4,5 %) appartengono al cosiddetto consorzio Schubert all'interno di Ruhrgas. Il consorzio Schubert rappresenta il 15 % dei voti in Ruhrgas. I componenti del consorzio sono Mobil (7,4 %), BEB (4,5 %), BPAmoco (0,5 %) e Preussag (2,6 %). I voti devono essere espressi in blocco e le regole del consorzio Schubert prevedono che nessun membro possa avere più