Beschikking van de Commissie

van 29 september 1999

waarbij een concentratie verenigbaar met de gemeenschappelijke markt en met de werking van de EER-Overeenkomst wordt verklaard

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

(kennisgeving geschied onder nummer C(1999) 3093)

(Alleen de tekst in de Engelse taal is authentiek)

(Voor de EER relevante tekst)

(2004/284/EG)

DE COMMISSIE VAN DE EUROPESE GEMEENSCHAPPEN,

Gelet op het Verdrag tot oprichting van de Europese Gemeenschappen,

Gelet op de Overeenkomst betreffende de Europese Economische Ruimte, en met name op artikel 57,

Gelet op Verordening (EEG) nr. 4064/89 van de Raad van 21 december 1989 betreffende de controle op concentraties van ondernemingen(1), laatstelijk gewijzigd bij Verordening (EG) nr. 1310/97(2), en met name op artikel 8, lid 2,

Gezien het besluit van de Commissie van 9 juni 1999 om de procedure in deze zaak in te leiden,

Na de betrokken ondernemingen in de gelegenheid te hebben gesteld hun standpunt ten aanzien van de door de Commissie aangevoerde bezwaren kenbaar te maken,

Gezien het advies van het Adviescomité voor concentraties(3),

Overwegende hetgeen volgt:

(1) Op 3 mei 1999 ontving de Commissie een aanmelding betreffende een voorgenomen concentratie, waarin werd meegedeeld dat de Amerikaanse ondernemingen Exxon Corporation en Mobil Corporation hun activiteiten wereldwijd zouden fuseren.

(2) Op 2 juni 1999 meldde het Verenigd Koninkrijk aan de Commissie, overeenkomstig artikel 9, lid 2, onder b), van Verordening (EEG) nr. 4064/89 (hierna "de concentratieverordening" genoemd), dat het van mening was dat de concentratie mededingingsbezwaren in de sector van de motorbrandstoffenkleinhandel in het noordwesten van Schotland oplevert. Op 26 juli 1999 bracht de Commissie een mededeling van punten van bezwaar uit, waarin onder andere de problemen uit het oogpunt van de mededinging op de markt voor kleinhandel in motorbrandstoffen in het hele Verenigd Koninkrijk worden vastgesteld. Op 10 augustus 1999 lichtte de Commissie het Verenigd Koninkrijk in dat onder deze omstandigheden en overeenkomstig artikel 9, lid 4, onder b), van de concentratieverordening, er geen redenen waren om de zaak naar zijn instanties door te verwijzen.

(3) Bij Beschikking van 9 juni 1999 maakte de Commissie ernstige twijfel kenbaar ten aanzien van de verenigbaarheid van de aangemelde concentratie met de gemeenschappelijke markt. Zij besloot derhalve de procedure van artikel 6, lid 1, onder c), van de concentratieverordening in te leiden.

I. DE PARTIJEN EN DE OPERATIE

(4) Exxon Corporation ("Exxon") is een gediversifieerde onderneming die wereldwijd actief is in de exploratie, de ontginning, de productie en de verkoop van ruwe olie en aardgas; de raffinage en verkoop van geraffineerde aardolieproducten; de ontginning, productie en verkoop van verschillende chemische producten, de productie en verkoop van steenkool en mineralen en de productie van energie. Mobil Corporation ("Mobil") is een gediversifieerde onderneming die wereldwijd actief is in de exploratie, ontginning, productie en verkoop van ruwe olie en aardgas; de raffinage en verkoop van geraffineerde aardolieproducten en de ontginning, productie en verkoop van verschillende chemische producten. Mobil en British Petroleum ("BP") bundelden hun activiteiten op het vlak van raffinage en verkoop in Europa samen in een gemeenschappelijke onderneming onder gezamenlijk zeggenschap, BP/Mobil(4).

(5) Deze aanmelding betreft een volledige concentratie, overeenkomstig artikel 3, lid 1, onder a) van de concentratieverordening. Exxon en Mobil ondertekenden een fusieovereenkomst en -plan op 1 december 1998. Krachtens deze overeenkomst zal Mobil fuseren met een volledige dochtermaatschappij van Exxon, met Mobil als de overblijvende onderneming. Ten gevolge daarvan zal Exxon 100 procent van de door Mobil uitgegeven en uitstaande stemgerechtigde aandelen in handen hebben. Aandeelhouders van de gewone aandelen van Mobil zullen 1,32015 gewone aandelen van Exxon ontvangen voor elk gewoon aandeel van Mobil dat ze op het moment van het sluiten van de overeenkomst bezitten. Houders van Exxon-aandelen zullen bij benadering 70 % van de gemeenschappelijke Exxon-Mobil-eenheid bezitten en houders van Mobil-aandelen ongeveer 30 %.

II. COMMUNAUTAIRE DIMENSIE

(6) Aangezien de totale omzet(5) van de betrokken partijen in de hele wereld meer dan 5 miljard EUR bedraagt (Exxon: 121 miljard EUR; Mobil: 47 miljard EUR), aangezien de omzet van zowel Exxon als Mobil in de Gemeenschap meer dan 250 miljoen EUR bedraagt (Exxon: [...]*(6) miljard EUR; Mobil: [...]* miljard EUR), en aangezien noch Exxon noch Mobil meer dan twee derde van hun totale omzet in de Gemeenschap binnen een en dezelfde lidstaat behalen, heeft de concentratie een communautaire dimensie krachtens artikel 1, lid 2, van de concentratieverordening. De omzet van zowel Exxon als Mobil bedraagt meer dan EUR 250 miljoen op het EVA-grondgebied (Exxon: [...]* miljard EUR; Mobil: [...]* miljoen EUR). Deze zaak is bijgevolg een geval van samenwerking in de zin van de EVA-overeenkomst.

III. BEOORDELING VANUIT HET OOGPUNT VAN DE MEDEDINGING

(7) De olie-industrie wordt in het algemeen verdeeld in de upstream-aardoliesector en -aardgassector (i.e. de exploratie, ontginning en productie van ruwe aardolie en aardgas), de downstream-sector (raffinage en verkoop van brandstoffen; verdeling van aardgas, productie van smeermiddelen) en verschillende petrochemische activiteiten.

(8) De concentratie veroorzaakt geen problemen voor de concurrentie op de markten van de exploratie, ontginning en productie van ruwe olie en aardgas en met betrekking tot de verschillende, elkaar overlappende petrochemische activiteiten van beide partijen. Beide partijen zijn actief op het vlak van de exploratie, ontginning en productie van ruwe aardolie en aardgas en de Commissie heeft in het besluit in artikel 6, lid 1, onder c) ernstige twijfels geuit over deze markten. In het besluit van artikel 6, lid 1, onder c) heeft de Commissie ook ernstige twijfels geuit over de "Gas to liquid"-markt. Er is op deze markten echter geen bedreiging voor de mededinging, omwille van de redenen die in de onderstaande secties A en B worden genoemd.

(9) Omwille van de onderstaande redenen zou de concentratie tot de creatie of de versterking van een leiderspositie op de volgende markten hebben geleid:

- Grootschalig transport van aardgas in Nederland (Sectie C);

- Grootschalig langeafstandstransport van aardgas in Duitsland (Sectie C);

- Ondergrondse opslagfaciliteiten voor aardgaslevering in Zuid-Duitsland (Sectie C);

- Groep I basisoliën in de EER (Sectie D);

- Kleinhandel in motorbrandstoffen in Oostenrijk, Duitsland, Luxemburg, Nederland en het Verenigd Koninkrijk (Sectie E);

- Kleinhandel in motorbrandstoffen op autosnelwegen met tolheffing in Frankrijk (Sectie E);

- Wereldmarkt voor vliegtuigsmeermiddelen (Sectie F);

- Vliegtuigbrandstoffen op de luchthaven van Gatwick (Sectie G).

A. HET EXPLORATIE-, ONTGINNINGS- EN PRODUCTIEPROCES

(10) De upstream-activiteiten omvatten drie soorten commerciële activiteiten: het identificeren van nieuwe reserves, de ontginning en de commerciële exploitatie van deze reserves. Het identificeren van nieuwe reserves wordt over het algemeen gedefinieerd als de "exploratie". De ontginning omvat het opzetten van een gedegen infrastructuur voor toekomstige productie (olieplatforms, pijpleidingen, terminals, etc.). De exploitatie van reserves wordt "productie en verkoop" genoemd. Vroegere beschikkingen(7) van de Commissie waren voornamelijk op de impact van de toen aangemelde transacties op het productie- en verkoopsegment gericht.

(11) De exploratie en ontginning zijn tijds- en kapitaalintensieve activiteiten, die een aantal opeenvolgende stappen omvatten. Ten eerste vaardigen landen die menen dat op hun grondgebied koolwaterstofreserves kunnen worden gevonden (een dergelijk land wordt een "gastland" genoemd) een aanbesteding uit, met het doel exploratievergunningen toe te kennen. De aanbestedingsprocedures variëren van publieke veilingen in de VS tot situaties waarin de bieders op voorhand worden geselecteerd door het gastland. Deze preselectie kan in meer of mindere mate gebaseerd zijn op technische capaciteit, financiële sterkte of andere overwegingen (belangengroepen, culturele verwantschap, etc.)

(12) Bedrijven dienen vaak samen een offerte in om de risico's te spreiden of complementaire vaardigheden te bundelen. In sommige gevallen kunnen gastlanden eisen dat bepaalde bieders samenwerken om de exploratievergunning te verkrijgen. Gastlanden kunnen ook eisen dat hun nationale oliebedrijven een aandeel krijgen in elk geïdentificeerd exploitatieblok. In alle gevallen waarin de vergunning gezamenlijk wordt uitgevaardigd aan een aantal bedrijven, wordt een operationele leider voor het exploitatieblok aangesteld. Deze leider moet de technische en financiële kant van de exploratie behartigen en mogelijkerwijs ook de fases van ontginning en productie van het project leiden. De meeste belangrijke beslissingen moeten met algemene stemmen worden genomen door de partners in het project.

(13) De totale termijn tussen het uitvaardigen van de vergunning en de echte productie bestrijkt normaal gezien tussen 5 en 15 jaar. De kosten van exploratie- en ontginningsprojecten kunnen oplopen tot 7 miljard EUR voor projecten in de nieuwe exploitatiegebieden. De exploratiekosten verhouden zich normaal gezien tot de ontginningskosten als 15 % tot 85 %.

(14) Het dient ook gezegd dat wanneer de productie in een nieuw gebied wordt opgestart, eerst de nodige infrastructuur moet worden ontwikkeld, i.e. olieplatforms, pijpleidingen en terminals. De kleinere velden, waarvoor het financieel niet interessant zou zijn om ze apart te ontginnen, kunnen dan met de reeds bestaande infrastructuur voor de grotere velden worden ontgonnen. Dergelijke kleinere velden worden ook "satellietvelden" genoemd. De exploratie in de Noordzee is een typisch voorbeeld van deze werkwijze.

RELEVANTE PRODUCTMARKTEN

(15) Er wordt vaak gesteld dat de exploratie, ontginning en de productie en verkoop te nauw met elkaar zijn verbonden om meer dan één productmarkt te omvatten. De exploratie kan echter ook als een aparte productmarkt worden beschouwd. Een onderneming die actief is op het vlak van exploratie, heeft namelijk twee categorieën klanten: het gastland, waarmee normaalgesproken een overeenkomst is gesloten waardoor het, indien aardolie of -gas wordt gevonden, een toekomstige bron van inkomsten krijgt; en de daaruit volgende producenten en opkopers van aardolie en aardgas, die het gastland kunnen uitkopen of kunnen samenwerken in de ontginning en productie. De overdracht van rechten tussen de verschillende blokken is een algemeen verspreide gewoonte in deze sector.

(16) Aangezien bij de aanvang van de exploratie niet bekend is wat zich onder de grond bevindt, is de Commissie van mening dat een onderscheid tussen de exploratie van aardolie en de exploratie van aardgas niet is gerechtvaardigd. Wat de productmarkten voor ontginning, productie en verkoop betreft, vond de Commissie het bij de aanvang van de procedure geschikt om een relevante productmarkt voor de ontginning, productie en verkoop van ruwe aardolie te definiëren, en een andere relevante productmarkt voor de ontginning, productie en verkoop van aardgas, aangezien aardgas en ruwe aardolie uiteenlopende toepassingen hebben en aan verschillende prijsschommelingen en kostenrestricties onderhevig zijn.

(17) De partijen hebben het bestaan van een markt voor exploratie betwist, met het argument dat deze markt te nauw is verbonden met de volgende stappen in het productieproces om als een aparte markt te kunnen worden beschouwd. Zoals zal worden uitgelegd in het deel over de gevolgen van de concentratie voor de mededinging, is het voor de evaluatie van de gevolgen van de aangemelde transactie voor de mededinging niet noodzakelijk om de relevante productmarkten precies te definiëren volgens de verschillende stadia van exploratie, ontginning, productie en verkoop van respectievelijk ruwe aardolie en aardgas.

RELEVANTE GEOGRAFISCHE MARKTEN

(18) De Commissie is van mening dat de exploratiemarkt een wereldwijde reikwijdte heeft en deelt de mening van de partijen dat, vanuit het perspectief van de Europese vraag, de relevante geografische markten voor ontginning, productie en verkoop van ruwe aardolie een globale reikwijdte hebben en deze van aardgas waarschijnlijk de EER, Algerije en Rusland omvatten.

(19) De Commissie heeft onderzocht of kleinere geografische gebieden relevante markten kunnen zijn. Sommige opkopers van aardgas maken in hun aankoopbeleid, omwille van de zekerheid van toelevering, een onderscheid in de oorsprong van het aardgas op basis van de waargenomen politieke risico's en de invloed daarvan op de zekerheid van toelevering, met name met betrekking tot aardgas uit Rusland en Algerije (17 % van de totale West-Europese toevoer was afkomstig uit Rusland en 12 % uit Algerije). Het meest evidente voorbeeld daarvan kan worden gevonden in de Spaanse wetgeving, die bepaalt dat niet meer dan 60 % van het aardgas uit eenzelfde land afkomstig mag zijn. Het is echter onwaarschijnlijk dat een prijsstijging van het aardgas afkomstig uit de EER niet tot een lichte toename van de aangekochte hoeveelheid aardgas uit Rusland en Algerije zou leiden. Een precieze bepaling van de relevante geografische markt kan in elk geval open blijven, aangezien het besluit van de beoordeling vanuit het oogpunt van de mededinging daardoor niet wordt gewijzigd.

MARKTSPELERS

(20) Ondernemingen die actief zijn in de exploratie, ontginning en productie en verkoop, worden gewoonlijk opgedeeld in drie categorieën met verschillende profielen, strategische doeleinden en toekomstige capaciteiten op het vlak van exploratie en ontginning. Deze categorieën zijn: i) de staatsgeleide producenten (voornamelijk ondernemingen van de OPEC en enkele ondernemingen die in het kader van de OESO opereren, zoals Statoil); ii) de 'majors', i.e. verticaal geïntegreerde oliemaatschappijen met internationale activiteiten; en iii) een groot aantal substantieel kleinere oliemaatschappijen, waarvan het merendeel niet-geïntegreerde upstream-exploratiebedrijven en/of -producenten zijn.

(21) De door de Commissie geïdentificeerde problemen vanuit het oogpunt van de mededinging zouden zich voornamelijk voordoen door het feit dat, als gevolg van de aangemelde transactie en van de transactie die door BP Amoco en Arco werd aangemeld, een aparte (vierde) categorie spelers de overhand zou kunnen krijgen op het vlak van exploratie en ontginning. Deze groep van "super majors" zou dan bestaan uit Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco en Shell.

MARKTPOSITIE VAN DE PARTIJEN

Exploratie

(22) Er bestaat geen algemeen beschikbare of aanvaarde indicator voor marktsterkte voor de markt van exploratie. Marktsterkte zou kunnen worden gemeten op basis van het aantal blokken waarvoor licenties werden uitgevaardigd, de netto-oppervlakte, de totale oppervlakte onder licentie, de uitrustingskosten, etc. Er werd algemeen overeengekomen dat volmachten gebaseerd op het aantal blokken of de oppervlakte geen betrouwbare indicator zijn, aangezien deze betrekking hebben op heel uiteenlopende situaties.

(23) Op basis van de uitrustingskosten zouden Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco en Shell samen, met ongeveer evenwaardige aandelen, tussen 30 en 40 % vertegenwoordigen van de totale uitrustingskosten op het vlak van de voor 1999 geplande exploratie, ontginning en productie. De volgende grootste speler zou een derde van de gemiddelde grootte van de drie hoofdspelers vertegenwoordigen.

(24) De partijen hebben de geschiktheid van deze indicator voor marktsterkte betwist, en wel om de volgende redenen. Ten eerste variëren uitrustingskosten naargelang de locatie die wordt geëxploreerd. Daardoor is het marktaandeel van nationale oliemaatschappijen minder groot in lagekostengebieden van de OPEC. Ten tweede geven de uitrustingskosten vaak niet het juiste aandeel in de eigendom van de licentie of van de opbrengst weer. Staatsondernemingen betalen namelijk vaak een aandeel dat onevenredig veel lager ligt dan hun licentieaandeel of opbrengst van de ontgonnen ruwe aardolie. Ten derde omvatten uitrustingskosten vaak ook uitgaven voor investeringen zoals voor het vloeibaar maken van gassen en voor infrastructuur, in plaats van bedragen die louter in exploratie worden geïnvesteerd.

(25) De marktsterkte kan ook op een andere manier worden gemeten, namelijk door het aandeel van de verwachte productie van deze ondernemingen te berekenen (aangezien de huidige exploratie en aankoop van de rechten van derde partijen zich in toekomstige productie zal vertalen). Uit het marktonderzoek blijkt dat het gecombineerde marktaandeel van de drie super majors van de niet tot de OPEC behorende productie binnen 10 jaar opnieuw tussen 30 % en 40 % zal bedragen.

Productie en verkoop

(26) Exxon en Mobil zouden samen tussen [0-10]* % en [10-20]* % van respectievelijk de wereldwijde productie van ruwe aardolie en de Europese productie van aardgas in 1998 in handen hebben. Deze cijfers zouden 3,7 % en 8,4 % zijn voor de combinatie BP Amoco - Arco en 3,3 % en 13,9 % voor Shell. De cijfers zijn door de jaren heen niet materieel gewijzigd. Van de totale productie van aardgas in de EER hebben de drie super majors bijna [30-40]* % in handen. De drie super majors nemen echter minder dan [20-30]* % van het totale verbruik van aardgas in de EER voor hun rekening.

(27) In de bedrijfssector worden de bewezen reserves vaak als een indicatie voor marktsterkte gebruikt. Op basis daarvan zouden de partijen ongeveer [0-10]* % en [10-20]* % bezitten van respectievelijk de bewezen reserves van ruwe aardolie in de wereld en de bewezen aardgasreserves in Europa. Er kan echter worden gesteld dat bewezen reserves geen relevante indicator zijn voor toekomstige productie. De door oliebedrijven gemelde bewezen reserves dienen slechts als reservevoorraad en, net als elke andere privé-onderneming moeten privé-oliemaatschappijen hun reservevoorraden zoveel mogelijk beperken. Met behulp van de bewezen reserves toont een bedrijf aan dat het (niet) in staat is om de te verwachten uitputting van bestaande olievelden op te vangen en dat het bijgevolg (g)een rendabele speler is op de markt. Nationale oliemaatschappijen moeten toekomstige exploratie- en ontginningsinvesteringen echter niet voor hun aandeelhouders verantwoorden, aangezien zij van de nationale reserves kunnen genieten, die normaal gezien meer dan voldoende zijn. Daarom bevoordeelt een dergelijke indicator de nationale bedrijven.

(28) De OPEC-producenten hebben momenteel en in de nabije voorspelbare toekomst samen een aanzienlijke marktsterkte in de productie van ruwe aardolie. Ze hebben een substantieel aandeel van de productie en de bewezen reserves in handen (ongeveer 40 % en 75 % respectievelijk, waarbij de Saoedische reserves meer dan een derde van de OPEC-reserves omvatten). De OPEC heeft in het verleden vaak in zekere mate invloed kunnen uitoefenen op de prijzen voor ruwe aardolie(8).

(29) Gazprom (17 %) en Sonatrach (11 %), de nationale Russische en Algerijnse toevoerders, nemen ongeveer 30 % van de verkoop van aardgas in de EER voor hun rekening, en hun reserves vertegenwoordigen 88 % (Gazprom 81,5 %) van de totale bewezen reserves die in de EER kunnen worden verkocht.

GEVOLGEN VAN DE CONCENTRATIE VOOR DE MEDEDINGING

(30) De Commissie maakte de volgende ernstige twijfels kenbaar over het effect op de mededinging op de markten voor de exploratie, ontginning, productie en verkoop van ruwe olie en aardgas. De aangemelde acquisitie zou samen met de fusie van BP Amoco-Arco kunnen leiden tot het ontstaan van een vierde categorie concurrenten in de industrietak die bestaat uit Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco en Shell. Ongeacht de gekozen parameter (marktkapitalisatie, olie- en gasproductie, bewezen reserves, etc.), blijkt er nu een duidelijke materiële kloof te zijn tussen deze drie super majors en de resterende majors.

(31) De mogelijkheid werd onderzocht dat de drie super majors zich in de toekomst in een geprivilegieerde positie zouden bevinden om nieuwe en belangrijke reserves op te sporen en te ontginnen, in vergelijking met de andere spelers op de markt. Dit zou het gevolg kunnen zijn van hun toegenomen financiële slagkracht, die hen nu in staat zou stellen om grotere risico's te nemen. De andere concurrenten zouden daarentegen de gebieden waarop ze actief willen zijn zelf moeten uitkiezen. Door de minder gunstige toegang tot kapitaal en de lagere capaciteit om risico's te spreiden, zouden kleinere ondernemingen, indien ze belangrijke velden willen blijven ontginnen, kleinere partners moeten worden van de super majors om van hun combinatie van middelen te kunnen profiteren. Hun enige alternatief zou erin bestaan nichespelers te worden en zich op exploratie te concentreren. Dit zou ertoe kunnen leiden dat de super majors de toegang van andere exploratiebedrijven tot de nieuwe grensgebieden gaan controleren, eerst op het moment van het verlenen van de licenties en vervolgens voor de daarrond gelegen blokken, aangezien de super majors de nodige infrastructuur zullen hebben aangelegd.

(32) Aangezien de tijdspanne tussen de eerste exploratiestadia en het opstarten van de productie normaalgesproken van 5 tot 15 jaar kan variëren, zou het in dit scenario mogelijk zijn dat binnen een tiental jaar nieuwe, niet van de OPEC afkomstige reserves en productie in belangrijke mate worden beïnvloed door de super majors.

(33) Dit zou de productie- en verkoopsmarkt op de volgende manier kunnen beïnvloeden: de concurrentiedruk die de mogelijkheid van de OPEC beperken om als een kartel op te treden, zou afzwakken. Deze drie ondernemingen zouden dezelfde belangen hebben als de OPEC en zouden zich waarschijnlijk aanpassen aan de besluiten van de OPEC, door de output tot op zekere hoogte te beperken zonder te moeten vrezen dat anderen daar voordeel uit halen. Daardoor zou de leiderspositie van de OPEC op de markt van ruwe aardolie worden versterkt, door middel van de creatie van een oligopolide structuur, een combinatie van de OPEC en de drie super majors. Zo zou het volgen van de commerciële strategieën van de OPEC worden aangemoedigd. De OPEC zou dan in een goede positie zijn om de prijzen te doen stijgen en te handhaven op het hoogste prijsniveau, wat aanleiding zou geven tot nieuwe exploratie.

(34) Op basis van het bovengenoemde heeft de Commissie besloten dat er ernstige twijfels bestaan omtrent de verenigbaarheid van de transactie met de gemeenschappelijke markt en met de werking van de EER-Overeenkomst. Daarom is een grondig onderzoek vereist.

(35) De partijen hebben de ernstige twijfels van de Commissie betwist op basis van voornamelijk twee argumenten. Ten eerste zouden de super majors nog steeds concurrentiedruk ondervinden van kleinere oliemaatschappijen. Ten tweede hebben de gastlanden de controle over de olie- en gasproductie in handen en zouden zij geen enkele reden hebben om oliemaatschappijen de productie te laten beperken.

(36) In het marktonderzoek wordt bevestigd dat kleine exploratiebedrijven niet van mening lijken te zijn dat de opkomst van een nieuwe klasse van super majors hun positie in gevaar zou brengen. Omwille van de verschillen in omvang zouden deze bedrijven namelijk niet voor hetzelfde soort exploratielicenties wedijveren en zouden ze niet afhankelijk zijn van de grotere exploratiefirma's om hun aardolie te verkopen. Bovendien blijft de capaciteit van majors zoals Chevron, Texaco, Elf of Total om velden in de hele wereld te exploreren en te ontginnen, blijkbaar onveranderd. De partijen hebben talrijke voorbeelden opgesomd van de deelname van majors aan huidige projecten overal ter wereld.

(37) Ten tweede werd door het marktonderzoek bevestigd dat typische concessiecontracten tussen overheden en exploratie- en productiebedrijven deze laatste verbieden om hun output te beperken (en dat een dergelijke beslissing aan de overheid wordt overgelaten).

(38) Wat betreft aardgas is het onwaarschijnlijk dat de partijen samen met de andere super majors de EER-productie kunnen beheersen en dat daardoor de concurrentie zou worden aangetast. Zelfs indien een dergelijke markt werkelijk bestond (gezien het klaarblijkelijke politieke risico dat aan de aardgasproductie in Rusland en Algerije is verbonden), dan nog zou dit geen reden zijn om te vrezen voor een collectieve machtspositie van de super majors, gezien de sterke positie van het door concurrenten geleverde Noorse aardgas. Bovendien hebben aardgasproducenten te maken met een sterk geconcentreerde vraag vanwege nationale grootschalige transportbedrijven als SNAM (Italië) of Transgas (Portugal).

(39) Bijgevolg besluit de Commissie dat de concentratie niet zal leiden tot de creatie of de versterking van een machtspositie op de markten van exploratie, productie en verkoop van ruwe aardolie en aardgas.

B. DE "GAS-TO-LIQUIDS"- TECHNOLOGIE

(40) De Commissie gaf in haar besluit op basis van artikel 6, lid 1, onder c) uiting van haar bezorgdheid over het feit dat de gemelde transactie een machtspositie zou kunnen creëren op het vlak van de technologie voor de vervaardiging van vloeibare brandstoffen uit gas.

(41) Deze "Gas-to-liquids technology" ("GTL"), is de omzetting van aardgas in vloeibare brandstoffen. Door middel van de GTL-technologie wordt de conversie van aardgas in vloeibare producten op de locatie van de exploratie en de productie mogelijk gemaakt, waardoor de commerciële ontginning van gasreserves en het transport van aardgas vanuit afgelegen locaties die niet met pijpleidingen bereikbaar zijn, wordt bevorderd. Het bijkomende voordeel van deze technologie is dat de producten een hoge zuiverheidsgraad hebben.

(42) Momenteel kunnen met GTL-processen geen economische substitutieproducten voor de conventionele raffinageproducten worden geproduceerd. De vraag van de klanten naar GTL-producten zou naar verwacht eerst vanuit de smeermiddel- en petrochemie-industrieën afkomstig zijn, gezien de hoge zuiverheid en de moleculaire opstelling van de grondstoffen die met de GTL-technologie worden geproduceerd. In de toekomst zou er ook vraag kunnen zijn naar andere aardolieproducten.

(43) Momenteel zijn er twee GTL-productieprocessen, namelijk het Fischer-Tropsh-proces ("F-T") en het methanolproces of methanol-naar-benzine-proces ("MTG"), die Exxon en Mobil respectievelijk hebben ontwikkeld. Uit de op de markt verzamelde gegevens blijkt dat Exxon de grootste octrooiportefeuille heeft voor het F-T-proces, en dat het bedrijf internationale en Amerikaanse octrooien heeft voor zowat elke belangrijke stap in dit productieproces. Bronnen in de sector verklaarden dat [...]*.

(44) Andere aardolie- en aardgasmaatschappijen hebben beperkte octrooien voor een van beide processen of soms voor beide. Geen van deze bedrijven heeft echter octrooirechten die alle essentiële stappen van de processen omvatten.

(45) De octrooiposities van Exxon en Mobil zijn momenteel alternatieve, doch niet substitueerbare, posities. Na de concentratie zou de sterke octrooipositie van de partijen elke potentiële nieuwkomer kunnen ontmoedigen. Bovendien zouden de aanzienlijke financiële middelen die nodig zijn om te wedijveren op het vlak van GTL (bijv.: momenteel kost de bouw van een F-T-fabriek tussen [1 en 3]* miljard USD) verdere expansie door de aanwezige marktspelers en toetreding door potentiële concurrenten verhinderen.

(46) In antwoord op de ernstige twijfels van de Commissie, verklaarden de partijen dat de GTL-technologie geen markt op zich is en dat de hoeveelheden aardolieproducten die met een dergelijke technologie kunnen worden geproduceerd op tien jaar tijd miniem zijn in vergelijking met de hoeveelheden die via het traditionele raffinageproces kunnen worden geproduceerd. Bovendien zouden de andere bedrijven een voldoende grote octrooiportefeuille hebben om deze technologie te kunnen ontwikkelen.

(47) De Commissie is het eens met de partijen dat de aangemelde concentratie, zelfs indien wordt aangenomen dat de partijen over een essentiële portefeuille van GTL-octrooien beschikt, niet zal leiden tot de creatie van een machtspositie, gezien de minieme impact ervan op de markt van aardolieproducten.

C. AARDGAS

INLEIDING

Beschrijving van de "gaskolom"

(48) Uit de aardgasstroom die door de boorput naar boven komt, moeten eerst elementen worden verwijderd, alvorens het gas de juiste kwaliteit voor de pijpleidingen heeft. Het pijpleidingengas bestaat bijna uitsluitend uit methaan en ethaan en kan in hogedrukdistributiepijpleidingen worden geïnjecteerd. Dit gas wordt aan grootschalige transportbedrijven verkocht, die op hun beurt het gas aan de eindafnemers verkopen.

(49) Er zijn twee soorten grootschalige transportbedrijven, namelijk de zogenaamde langeafstandstransportbedrijven en zij die over korte afstand opereren. De transportbedrijven op lange afstand kopen gas aan van gasproducenten en transporteren dit gas over lange afstanden via hogedrukpijpleidingen. Daarna verkopen ze het gas aan ofwel andere, meer plaatselijke groothandels, namelijk de grootschalige transportbedrijven van aardgas op korte afstand, of rechtstreeks aan de eindafnemers, of ze verschaffen internationale langeafstandstransitdiensten aan langeafstandstransportbedrijven die in andere landen zijn gevestigd.

(50) Naast de levering van aardgas worden ook de volgende diensten aan de eindafnemers aangeboden:

- De voorziening van "swing": de consumptie van aardgas is niet gelijkmatig gedurende het hele jaar. Dit is vooral belangrijk voor de plaatselijke distributiebedrijven (Local Distribution Companies of LDC's) die via hun netwerk van lagedrukpijpleidingen de gezinnen bevoorraden die, om in de verwarming te voorzien, veel aardgas in de winterperiode nodig hebben, en veel minder in de zomerperiode. Een sleutelelement om swing te kunnen voorzien is de toegang tot opslag, vooral in de vorm van ondergrondse opslagfaciliteiten.

- De voorziening van andere diensten, zoals kwaliteitscontrole (ervoor zorgen dat het geleverde gas aan de overeengekomen specificaties voldoet), het balanceren (verzekeren dat de gas-input in de pijpleidingen overeenkomt met de vereiste output), back-up (overeenkomsten met andere groothandelaars en/of producenten die met het eigen netwerk van pijpleidingen zijn verbonden, waarbij deze de toevoer verzekeren als de toevoer van de eigenaar van het netwerk ophoudt) en meting.

(51) De eindafnemers kunnen in drie categorieën worden opgedeeld: energiegeneratoren, (vaste of afschakelbare) industriële afnemers en LDC's. Deze klanten onderscheiden zich op de volgende manier:

(52) Er zijn belangrijke prijsverschillen tussen de verschillende categorieën afnemers, zelfs indien de vraag naar aardgas gelijklopend is. Dit komt omdat de prijzen gewoonlijk gebaseerd zijn op de waarde van de alternatieve energiebron van de afnemer (principe van "Anlegbarkeit"). Hiermee wordt verwezen naar de alternatieve energiebron waarop de afnemer zou kunnen overschakelen: minerale oliën voor het gezinshuishouden, zware brandstoffen voor industriële gebruikers en, in zekere mate, nucleaire energie voor vermogensgeneratoren.

(53) Er zijn ook kwalitatieve verschillen op het gebied van de levering aan de verschillende categorieën van afnemers. In dit opzicht wordt gerefereerd aan de vereiste van additionele capaciteit voor levering aan LDC's en aan het verschil tussen vaste (hun toevoer van aardgas kan niet worden onderbroken) en afschakelbare industriële afnemers. Deze aspecten hebben eveneens een impact op de prijs.

(54) Het laatste verschil is het rechtskader dat wordt geschapen door Richtlijn 98/30/EG van het Europees Parlement en van de Raad(9) (hierna: "de EG-aardgasrichtlijn" genoemd) en de nationale maatregelen voor de tenuitvoerlegging van deze richtlijn (liberalisatie). In de EG-aardgasrichtlijn wordt van de lidstaten geëist dat ze hun markten voor 10 augustus 2000 openstellen, zodat tegen die datum de gasgestookte elektriciteitscentrales, ongeacht hun jaarlijkse verbruiksniveau, en andere eindafnemers die per verbruikerslocatie meer 25 miljoen kubieke meter gas per jaar verbruiken, de rechtsbevoegdheid hebben om zich contractueel te verplichten aardgas af te nemen of te kopen (de zogenaamde "in aanmerking komende afnemers"). De marktopenstelling moet in totaal ten minste 20 % bedragen, en moet worden verhoogd tot 28 % in 2005 en 33 % in 2010. De drempel voor in aanmerking komende afnemers zal in 2005 worden verlaagd tot 15 miljoen kubieke meter en in 2010 tot vijf miljoen kubieke meter.

(55) Voor de organisatie van de toegang tot het systeem kunnen de lidstaten tussen twee procedures kiezen, die volgens objectieve, transparante en niet-discriminatoire criteria moeten werken. De eerste procedure betreft de "toegang via onderhandelingen", waarbij aardgasbedrijven en de in aanmerking komende afnemers kunnen onderhandelen over vrijwillige commerciële overeenkomsten en waarbij de betrokken aardgasbedrijven hun handelsvoorwaarden voor het gebruik van het systeem moeten publiceren voor 10/08/2001 en vervolgens elk jaar. De tweede procedure is de "gereguleerde toegang", waarbij aardgasbedrijven toegang moeten verlenen op basis van de gepubliceerde tarieven die door een bevoegde instantie in de lidstaat worden bepaald.

(56) In de Richtlijn is een belangrijke conditionele ontheffingsprocedure voorzien, waarbij de Commissie onder bepaalde omstandigheden kan aanvaarden dat aardgasbedrijven de toegang weigeren, indien dit hen ernstige economische en financiële schade zou kunnen berokkenen vanwege de take-or-pay-verplichtingen die in een of meerdere aankoopcontracten voor aardgas werden aangegaan.

(57) In Nederland wordt in het recent geïntroduceerde voorstel voor een nieuwe gaswet een aanzienlijke stap verder gegaan dan de in de aardgasrichtlijn gestipuleerde minimumvoorwaarden. Consumenten met een jaarlijks verbruik van 10 miljoen kubieke meter aardgas (44 % van het totale jaarlijkse verbruik in Nederland) kunnen al zelf hun aardgasbedrijf kiezen. Vanaf januari 2002 zullen klanten met een jaarlijkse consumptie van 170000 tot 10 miljoen m3 zelf kunnen kiezen. Vanaf januari 2007 zullen alle afnemers (inclusief gezinnen) zelf hun leverancier mogen kiezen. Er is geen afzonderlijk regime voor elektriciteitscentrales. Nederland heeft gekozen voor het systeem van "toegang via onderhandelingen" en Gasunie heeft haar PTA-tarieven in augustus 1998 gepubliceerd.

(58) In Duitsland hadden de grootschalige transportbedrijven lange tijd een regionaal monopolie en hadden ze regionale demarcatieovereenkomsten gesloten, i.e. overeenkomsten waarbij de grote transportbedrijven afspraken dat ze geen groothandelsactiviteiten op elkaars aangewezen grondgebied zouden ondernemen. Dit is sinds 29 april 1998, de datum waarop de energiesectorwet van kracht werd, verboden. Krachtens deze wet wordt de Duitse markt voor 100 % opengesteld, i.e. alle afnemers zijn "in aanmerking komende afnemers". De wet bepaalt ook dat gemeentes doorgangsrecht moeten geven voor de constructie van pijpleidingnetwerken. In de nieuwe concurrentiewet wordt bepaald dat netwerkbeheerders de toegang van derde partijen tot de netwerken niet mogen weigeren zonder over gegronde, objectieve redenen te beschikken. In het geval van een weigering kan de zaak aan de instantie voor concurrentieaangelegenheden worden voorgelegd of rechtstreeks aan de administratieve rechtbank. Sinds februari 1999 onderhandelen de industrieverenigingen over de zogenaamde "Verbändevereinbarung Gas", waarin de criteria voor toegang (via onderhandelingen) van derde partijen worden bepaald, alsook de richtprijzen.

Contractueel kader

(59) De Europese aardgasindustrie heeft altijd gewerkt op basis van contractuele overeenkomsten op lange termijn tussen verkopers en afnemers. De partijen hebben erop gewezen dat, om over de nodige financiële middelen voor de investering in productie- en distributie-infrastructuur te kunnen beschikken, de gasproducenten overeenkomsten op lange termijn met hun afnemers moesten sluiten. Een gasveld kon enkel worden ontgonnen indien een afnemer voor het gas, voornamelijk een of meerdere grootschalige nationale transportbedrijven, was gevonden.

(60) Op basis van dergelijke overeenkomsten werden de investeringen ook aangewend voor de bouw van de noodzakelijke distributie-infrastructuur (terminals en pijpleidingen). Contracten worden voldoende tijd voor de echte start van de productie gesloten, zodat de nodige infrastructuur kan worden gebouwd. De grootschalige transportbedrijven sluiten op hun beurt overeenkomsten met hun klanten waarbij ze ernaar streven hun totale aankoopvolume af te stemmen op contracten op lange termijn met hun afnemers. Gesteld kan worden dat de grootschalige transportbedrijven als vanouds de vraag en de toevoer op elkaar afstemden.

(61) Typische kenmerken van een contract op lange termijn zijn de take- en/of pay-verplichtingen voor de volumes. De contractuele prijs op elk niveau bestaat gewoonlijk uit een netbackprijs verminderd met een overeengekomen marge voor de klant. In een contract is ook de mogelijkheid voorzien voor driejaarlijkse prijsherschikkingen waarbij de prijs kan worden herzien indien er een materiële wijziging in de markt of in de situatie van de koper plaatsvond (concurrentie tussen gasbedrijven onderling, verandering in alternatieve energiebronnen, etc.). In de contracten is ook een clausule voorzien voor parallelverkoop, waarbij de afnemer het recht heeft om zijn afneemverplichtingen met het volume dat de verkoper rechtstreeks in het territorium van de afnemer verkoopt, te verminderen. De distributiebedrijven [i.e. de afnemers]* argumenteren dat dit noodzakelijk is om te vermijden dat de producenten hun aardgas twee keer verkopen (één maal aan het grootschalige transportbedrijf en een tweede maal aan een klant van het transportbedrijf). Anderzijds zijn dergelijke overeenkomsten een belangrijk element van stabiliteit in de aardgasdistributieketen, aangezien zo een zekere hiërarchie van producent - groot transportbedrijf - eindafnemer wordt in stand gehouden.

(62) Het prijsbeleid voor gas, gebaseerd op de alternatieve energiebronnen die de klanten van de koper hebben, en ook het marktwaardeprincipe genoemd, is volgens de Europese aardgasbedrijven het sleutelelement om de bouw en de uitbreiding van een Europese aardgasinfrastructuur te verantwoorden en maakt het tezelfdertijd mogelijk voor de consumenten om van concurrerende prijzen te kunnen genieten. Het is dus ontegensprekelijk in het belang van de bestaande gasontginningsbedrijven dat de inkomstenstroom van de aardgasverkoop op deze manier wordt gemaximaliseerd en dat dit principe door alle deelnemers op de markt van aardgas wordt aanvaard.

(63) [...]*

Kort overzicht van de aardgaskolom in Nederland en Duitsland

(64) Nederland is een van de grootste aardgasproducerende landen in de EER. Het is een netto-uitvoerder van aardgas. De grootste equity-producenten in Nederland zijn de NAM, een gemeenschappelijke onderneming van Exxon en Shell en EBN, het Nederlandse staatsbedrijf voor aardolie en -gas. Exxon en Shell en de Nederlandse staat zijn de eigenaars (via EBN en rechtstreeks) van Gasunie, het grote distributiebedrijf waaraan bijna al het Nederlandse aardgas wordt verkocht. Gasunie verkoopt [80-90]* % van het gas dat in Nederland wordt verbruikt en heeft de volledige Nederlandse aardgasdistributie-infrastructuur (met uitzondering van een pijpleiding) in handen. Gasunie heeft exclusieve leveringsovereenkomsten voor lange termijn gesloten met alle regionale distributiebedrijven voor de verkoop aan afnemers met een jaarlijkse vraag [die onder een bepaald niveau ligt]*.

(65) Er wordt ook aardgas geproduceerd in Duitsland. De productie heeft een aandeel van ongeveer 20 % van de totale vraag naar aardgas in dit land. De voornaamste producenten zijn BEB, de gemeenschappelijke onderneming van Exxon en Shell voor aardgasproductie en -distributie in Duitsland, en Mobil. Ongeveer 80 % van het gebruikte aardgas wordt uit Noorwegen, Rusland en Nederland geïmporteerd. De belangrijkste invoerder en tevens meest grootschalige transportbedrijf in Duitsland is Ruhrgas. Exxon, Shell, Mobil en BP hebben samen met Duitse steenkool- en staalproducenten Ruhrgas in hun bezit. Andere invoerders zijn BEB, Thyssengas (waarin Exxon en Shell elk een aandeel van 25 % hebben en RWE-DEA een aandeel van 50 % heeft; deze bedrijven hebben samen Thyssengas in handen) en VNG (het Oost-Duitse grote distributiebedrijf, waarvan BEB en Ruhrgas aandeelhouders zijn). Mobil en EWE, een bedrijf waarin de partijen geen aandeel hebben, voeren ook aardgas in voor Duits verbruik. Alle bovengenoemde bedrijven zijn de traditionele grootschalige langeafstandstransportbedrijven, wiens positie wordt bedreigd door Wingas, de gemeenschappelijke onderneming van BASF en Gazprom (de Russische gasproducent), die recent een volledig nieuw pijpleidingnetwerk heeft aangelegd.

(66) Het aardgas wordt door de Duitse producenten en importerende transportbedrijven ("langeafstandstransportbedrijven" genoemd) verkocht aan een aantal regionale grootschalige transportbedrijven ("grootschalige korteafstandstransportbedrijven" genoemd). De circa 19 grootschalige langeafstands- en korteafstandstransportbedrijven verkopen het aardgas dan verder aan ongeveer 700 LDC's die op hun beurt aan gezinnen leveren.

GROOTSCHALIGE TRANSPORTMARKTEN

Relevante productmarkt

(67) Volgens de partijen kan de distributie en de marketing van aardgas in een segment van grootschalig transport en een segment van locale distributie worden onderverdeeld. Grootschalige transportbedrijven kopen gas op van verschillende producenten. Daarna verkopen zij dit gas door aan een gemengde groep van een tweede soort grootschalige bedrijven (in casu de Duitse grootschalige korteafstandstransportbedrijven), lokale distributeurs en grote eindafnemers. Transportbedrijven gebruiken hogedrukpijpleidingsystemen en opslagfaciliteiten om het gas in door de klanten gevraagde volumes op de gevraagde locatie te leveren. Plaatselijke distributeurs verkopen het aardgas dan door aan eindafnemers (zoals gezinnen).

(68) Volgens de partijen zijn de leveranciers op het grootschalige en plaatselijke distributieniveau gewoonlijk verschillend. De partijen zijn niet rechtstreeks aanwezig in het locale distributiesegment.

(69) Naast de distributie en marketing van aardgas kwalificeren de partijen in de aanmelding, "aardgastransport - pijpleidingen en verscheping van aardgas" en "aardgasopslag" als twee aparte markten. De Commissie is het met de partijen eens dat aardgastransport en aardgasopslag verschillende productmarkten zijn.

a) Grootschalige transportmarkt versus plaatselijke distributiemarkt

(70) Grootschalige langeafstands- en korteafstandstransportbedrijven verkopen aardgas via hogedrukpijpleidingen aan industriële klanten, elektriciteitscentrales en plaatselijke distributiebedrijven. Plaatselijke distributiebedrijven verkopen dit gas dan door aan eindafnemers, zoals gezinnen en districtafnemers via hun uitgebreide netwerk van lagedrukpijpleidingen (per straat). Plaatselijke distributiebedrijven kopen de "swing" en andere verwante diensten van de grootschalige bedrijven. De Commissie is het daarom eens met de partijen dat de plaatselijke distributie als een afzonderlijke productmarkt kan worden beschouwd. Aangezien de partijen niet rechtstreeks actief zijn op deze markt, wordt deze productmarkt in het licht van de huidige procedure niet verder beoordeeld.

b) Langeafstands- versus korteafstandstransportmarkt op grote schaal: langeafstandsgroothandel is een afzonderlijke productmarkt indien de markttoegang afhangt van de goodwill van de betrokken partijen of van zeer hoge verzonken kosten

(71) Zoals hierboven werd uiteengezet, wordt de grootschalige Duitse aardgasindustrie gekenmerkt door een tweeledige structuur: langeafstandstransportbedrijven verkopen het aardgas dat ze rechtstreeks van buitenlandse producenten hebben aangekocht en transporteren het gas via langeafstandspijpleidingen naar de korteafstandstransportbedrijven. Er moet worden uitgemaakt of dit type van diensten gemakkelijk kan worden overgenomen door korteafstandstransportbedrijven in het geval van een hypothetische stijging van de aan de korteafstandsbedrijven gevraagde prijzen. Onder dergelijke omstandigheden zou de enige mogelijkheid voor korteafstandsbedrijven om op een prijsstijging te reageren, zijn dat ze rechtstreeks het aardgas van de producenten opkopen, i.e. dat ze zich opwaarts in de verticale keten integreren. Daartoe zouden korteafstandsbedrijven (of mogelijkerwijs de eindafnemers) dezelfde tariefvoorwaarden van gasproducenten moeten krijgen als de langeafstandsbedrijven en zouden deze bedrijven ook in staat moeten zijn om het aardgas over lange afstanden te transporteren. Uit haar marktonderzoek besluit de Commissie dat zelfs in het geval van een prijsstijging, de korteafstandsbedrijven niet over de nodige stimulansen zouden beschikken om de concurrentie aan te gaan met langeafstandsbedrijven.

(72) [...]*

i) Het standpunt van partijen: iedereen kan aardgas invoeren

(73) Volgens de partijen bestaat de relevante markt uit de verkoop van Duits en geïmporteerd aardgas door de bij benadering 19 grootschalige lange- en korteafstandstransportbedrijven aan industriële afnemers, de elektriciteitscentrales en de plaatselijke distributiebedrijven. De partijen zijn van mening dat de specifieke activiteiten van de langeafstandstransportbedrijven enkel als een technische complicatie kunnen worden beschouwd, aangezien iedereen de mogelijkheid heeft om aardgas naar de Duitse grenzen te brengen.

(74) De partijen wijzen er ten eerste op dat de invoer van kleine volumes mogelijk is. Ze refereren aan een aantal contracten voor de invoer van kleine volumes, zoals [...]*.

(75) Ten tweede beschouwen de partijen de kosten voor markttoegang door middel van investeringen in ontvangstinstallaties, pijpleidingen en opslagfaciliteiten als een kenmerk dat eigen is aan een kapitaalintensieve industrie op lange termijn, en dus niet als een belemmering voor markttoegang. Er wordt specifiek gerefereerd aan de investeringen van Wingas om te illustreren dat het winstgevend blijft om in de Duitse aardgasinfrastructuur te investeren. De partijen wijzen er ook op dat geen investeringen nodig zijn om gas in te voeren [...]*.

(76) Ten derde verwijzen de partijen naar de bepalingen in de nieuwe Duitse energiewetgeving en de wettelijke verplichting voor eigenaars van pijpleidingen om resterende capaciteit ter beschikking te stellen van derde partijen. Daarom is de verkoop aan eindafnemers in Duitsland een realistische mogelijkheid. Hierbij wordt verwezen naar de besluiten van een aantal plaatselijke distributiebedrijven om het aardgas rechtstreeks van de producenten te kopen en naar het feit dat industriële groepen met centrale aanbestedingen werken.

ii) Dit wordt niet bevestigd door het marktonderzoek van de Commissie

(77) Op basis van het marktonderzoek wordt de mening van de partijen dat de invoer van aardgas slechts een "technische complicatie" is, niet bevestigd. De volgende verklaringen zijn afkomstig van enkele van de 11 Duitse korteafstandsbedrijven:

- "Om door middel van een invoercontract interessante prijzen te bekomen, is men momenteel verplicht heel grote hoeveelheden aan te kopen met zowel aankoopobligaties als, onder meer, eigen investeringen of financiële participaties in projecten of bedrijven. Een dergelijke activiteit is bijgevolg eigen aan bedrijven die een grote vraag hebben en over uitgebreide financiële middelen beschikken om het kostenrisico dat de invoer met zich meebrengt te kunnen dragen. Bij het invoeren speelt de toeleveringszekerheid, door middel van de diversificatie van de toevoerbronnen, een belangrijke rol."

- "Om in te voeren zou een parallel pijpleidingennetwerk naar de producenten (of naar de transportpunten aan de grens) of TPA noodzakelijk zijn. De korteafstandsgroothandel zou de noodzakelijke kosten en tijd die hieraan verbonden zijn niet kunnen schatten."

- "Het is moeilijk om bijkomende importhoeveelheden aan de klanten in Duitsland te verkopen, aangezien deze hoeveelheden enkel naar de regionale distributeurs kunnen gaan. Het aardgas rechtstreeks aan de eindafnemers verkopen gaat gepaard met aanzienlijke inspanningen en blijkt momenteel onrealistisch."

(78) In hun antwoord op de mededeling van punten van bezwaar ("het Antwoord"), hebben de partijen opnieuw bevestigd dat de aankoop van kleine volumes mogelijk is, dat de kosten voor de invoer gemakkelijk te berekenen zijn (door middel van eigen research of via de beschikbare consultancybureaus), dat de kosten voor de invoerinfrastructuur normaal gezien minder dan [0-5]* % bedragen en dat de voorraden en de afnemers beschikbaar zijn (de vraag naar aardgas stijgt en de bestaande contracten bereiken de vervaldag). De Commissie erkent dat de kosten voor de invoer kunnen worden berekend. De overige punten zullen verder in dit document worden behandeld.

(79) Opgemerkt wordt dat het Bundeskartellamt in een recente procedure(10) heeft besloten dat de grootschalige langeafstandstransportmarkt een afzonderlijke relevante productmarkt is.

iii) Het Duitse aardgas kan niet opwegen tegen een prijsstijging van het ingevoerde aardgas

(80) Al het Duitse aardgas wordt in Duitsland verkocht, waar het met ingevoerd gas moet concurreren. Het in Duitsland geproduceerde aardgas heeft momenteel echter slechts een aandeel van 20 % van het totale verbruik, en er wordt verwacht dat dit percentage tot [minder dan 15]* % zal dalen tegen 2010. Grootschalige transportbedrijven die aan de vraag willen tegemoet komen, gaan daarom steeds meer hun toevlucht zoeken tot geïmporteerd gas, i.e. tot de diensten van grootschalige langeafstandstransportbedrijven.

(81) Het Duitse aardgas is bovendien hoofdzakelijk in handen van grootschalige langeafstandstransportbedrijven, zodat het aardgas voor andere bedrijven over het algemeen te weinig beschikbaar is om met een prijsstijging van ingevoerd aardgas te kunnen concurreren. De productie en reserves van het Duitse aardgas zijn voor ongeveer [70-80]* % in handen van de grootschalige langeafstandstransportbedrijven BEB ([40-50]* %) en Mobil ([20-30]* %). De overige [20-30]* % van de Duitse productie ([0-10]* % van de vraag in Duitsland) is in handen van de bedrijven RWE-DEA met ongeveer 7,5 %, Wintershall en Preussag met elk ongeveer 5,5 % en Erdöl-Erdgas Gommern met ongeveer 4,5 %. RWE-DEA verkoopt 60 % van de jaarlijkse aardgasproductie aan Ruhrgas en Preussag verkoopt 45 % van de jaarlijkse productie aan Ruhrgas. Het grootste deel van de productie van Erdöl-Erdgas Gommern wordt via VNG verkocht, een ander grootschalig langeafstandstransportbedrijf.

iv) De toegang tot buitenlands aardgas aan concurrentiële voorwaarden is niet mogelijk en zal niet mogelijk zijn na de concentratie: de potentiële deelnemers op de markt van grootschalig langeafstandstransport zijn afhankelijk van de diensten die de betrokken bedrijven leveren

(82) Het dagelijkse beheer van eender welk grootschalig korteafstandstransportbedrijf hangt in aanzienlijke mate af van het netwerk van pijpleidingen, de opslagfaciliteiten en andere diensten die de langeafstandstransportbedrijven verschaffen. Het zou een riskante onderneming zijn om dergelijke essentiële leveranciers tegen te werken door van bepaalde diensten geen gebruik te maken, aangezien deze grootschalige langeafstandstransportbedrijven over een breed gamma represaillemaatregelen beschikken.

(83) Er bestaat echter een grootschalig korteafstandstransportbedrijf dat niet afhankelijk is van de diensten van de grootschalige langeafstandstransportbedrijven. Dit bedrijf is Erdgas Münster (EGM), een onderneming die Duits aardgas verkoopt dat door haar aandeelhouders, zijnde de belangrijkste Duitse aardgasproducenten, wordt geproduceerd: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) en RWE DEA ([0-10]* %). De aandeelhouders zijn verplicht om de hele productie via EGM in een specifiek deel van noordwestelijk Duitsland te verkopen (een aandeel van [minder dan 10 %]* van het totale aardgasverbruik in Duitsland) en op deze manier is de onderneming zeker van de aardgasbevoorrading [...]*.

(84) [...]*, BEB en Mobil zouden na de concentratie de strategische besluiten van EGM beheren. Dergelijke besluiten betreffen onder andere de positie van EGM in een toekomstige geliberaliseerde marktomgeving (zie beneden). De partijen beweren dat zij het beheer van EGM niet zouden op zich nemen aangezien [...]*. Deze redenering kan niet worden aanvaard. Exxon oefent gezamenlijke controle uit over BEB in de zin van de concentratiebeschikking, en bovendien zou het economisch gezien interessant zijn voor Shell om akkoord te gaan met [...]*, aangezien Shell op die manier ook zou kunnen genieten van de voordelen die aan de controle over EGM verbonden zijn.

(85) Hoewel Mobil en BEB allebei grootschalige langeafstandstransportbedrijven zijn, is de marktpositie van Mobil op die specifieke markt toch aanzienlijk kleiner dan die van BEB. Daarom zou het voor Mobil interessant zijn om, voor de concentratie, de mogelijkheid te behouden om EGM als een instrument te gebruiken in het toekomstige geliberaliseerde marktklimaat. Er is daarom niet noodzakelijkerwijs een overeenkomst van belangen tussen BEB en Mobil. De mogelijkheid van concurrentie zou na de concentratie verdwijnen door middel van de oprichting van een formeel beheer over EGM.

(86) De partijen hebben ook verwezen naar het feit dat enkele relatief kleine plaatselijke distributiebedrijven buitenlandse leveranciers rechtstreeks op de hoogte hebben gesteld van aankondigingen van aanbestedingen. In deze berichten van aanbestedingen vragen de plaatselijke distributiebedrijven, die allemaal klanten zijn van Wingas, om prijsoffertes voor de levering van aardgas aan de Duitse grens, waarna het transport binnen Duitsland door de bedrijven zelf zou worden georganiseerd. Een ander voorbeeld dat de partijen aanhalen is de beslissing van Stadtwerk ("SW") Viernheim om rechtstreeks aan te kopen. Uit het onderzoek van de Commissie blijkt echter dat deze algemene oproepen niet succesvol waren.

(87) Het feit dat er sporadisch berichten van aanbestedingen zijn, betekent niet automatisch dat de plaatselijke distributiebedrijven overtuigd zijn van de haalbaarheid om zelf het aardgas binnen Duitsland te transporteren. Het betekent bijgevolg ook niet dat deze bedrijven van mening zijn dat ze kunnen concurreren met de betrokken partijen.

(88) Producenten die toegang tot de markt willen krijgen, rekenen niet alleen op de Duitse bedrijven om hun aardgas in Duitsland te verkopen, maar ook in variërende mate op de aanwezige marktpartijen voor de doorvoer van het aardgas naar andere exportmarkten. Aardgas uit Nederland wordt zo bijvoorbeeld door de pijpleidingen van de Duitse aanwezige marktpartijen naar Zwitserland en Italië (en mogelijk zelfs Polen) uitgevoerd, het Noorse aardgas bereikt via de Duitse pijpleidingen Zwitserland en aardgas uit Rusland wordt via Duitsland naar Frankrijk getransporteerd.

Het is onwaarschijnlijk dat kleinere bedrijven interessante prijzen of volumes kunnen verkrijgen of dat de traditionele leveranciers de betrokken marktpartijen zouden kunnen bijbenen.

(89) Door de take-en/of pay-contracten op lange termijn (10, 20 of 30 jaar), waarbij de afnameobligatie van het grootschalige transportbedrijf wordt verminderd met de hoeveelheid die de producent rechtstreeks (of via andere bedrijven) verkoopt in het gebied van het transportbedrijf (ook "parallelverkoopsclausules" genoemd), wordt het voor andere bedrijven moeilijker om gasvoorraden te bekomen.

(90) De leveranciers hebben er voorts geen belang bij om hun gewone klanten te mijden indien dit tot "Gas-to-Gas-concurrentie ('GTGC')" zou leiden, waardoor de haalbare marktprijzen zouden dalen. Indien de leverancier bovendien niet bereid is met lagere prijzen akkoord te gaan, is er geen reden voor de afnemer om te veranderen. GTGC en prijsvermindering zijn daarom het meest waarschijnlijke resultaat. Aangezien de producent netbackprijzen ontvangt, zou een dergelijke prijsvermindering een invloed hebben op de totale aardgasverkoop. Door aan nieuwkomers te verkopen, lopen de producenten dus het risico op een mogelijk schadelijke prijsconcurrentie. [...]*

(91) Volgens [...]*, worden het grootschalige transportbedrijf en de leverancier door parallelverkoopclausules aangemoedigd om te wedijveren voor dezelfde eindafnemer en zijn ze daarom pro-concurrentieel. Een dergelijke concurrentieslag zal echter alleen plaatsvinden indien de winst die de leverancier op zijn directe verkoop maakt groter is dan de som van het verlies op korte termijn van de netbackwaarde op het totaal van het overblijvende, contractueel bepaalde verkoopsvolume aan het grootschalige transportbedrijf en het verlies op lange termijn door het risico dat het verkoopscontract met het grootschalige transportbedrijf niet meer wordt hernieuwd wanneer het contract ten einde loopt. Dit is onwaarschijnlijk, waardoor parallelverkoopclausules ook een belemmering voor marktdeelname zijn.

(92) De Commissie merkt ook op dat drie van de belangrijkste Duitse langeafstandsgroothandelaars een substantieel deel van het aardgas dat niet van Duitse oorsprong is, samen afkopen van Noorse, Deense en Russische producenten (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % en Thyssengas [...]* %). Door hun vraag te bundelen zouden de consortia in staat moeten zijn om, door middel van contracten op lange termijn, betere prijzen te bekomen dan een ander bedrijf dat op alleenstaande basis over een dergelijk contract onderhandelt. De partijen gaan hier niet mee akkoord, en wijzen erop dat verkoopsprijzen niet verbonden zijn met het volume, maar worden bepaald op basis van de prijzen van de alternatieve brandstoffen. De Commissie kan niet akkoord gaan met dit argument, aangezien, indien deze redenering wordt doorgetrokken, dit zou impliceren dat er geen prijsconcurrentie mogelijk is binnen de Europese aardgasindustrie omdat iedereen dezelfde prijs vraagt, namelijk de prijs van de alternatieve brandstoffen. Dit is duidelijk niet correct, want de partijen beschikken over voldoende vrijheid om de parameters van de aardgasprijs zelf te bepalen, zelfs door de prijsindexering van alternatieve brandstoffen te gebruiken.

(93) Het dient ook gezegd dat de gemeenschappelijke aankoop ervoor zorgt dat de producent minder stimulansen heeft om te concurreren met het grootschalige transportbedrijf en rechtstreeks of niet rechtstreeks aan anderen op het grondgebied te verkopen. Dit is een gevolg van het feit dat, indien verschillende bedrijven hun aankopen bundelen, de producent het risico loopt al zijn klanten te verliezen, zelfs indien hij met slechts één van hen de concurrentie aangaat.

(94) Zelfs indien, zoals de partijen opwerpen, andere marktpartijen zoals VNG en Mobil aardgas rechtstreeks en individueel aan gelijklopende prijzen kunnen aankopen, betekent dit niet dat nieuwkomers hetzelfde kunnen doen. De marktpartijen zullen hun positie en invloed tegenover de producenten gebruiken om hen ertoe aan te zetten niet aan concurrenten te leveren. Wingas heeft erop gewezen dat het een aantal jaar geleden een leveringsovereenkomst voor Noors gas had ondertekend, maar dat de GFU (de verkoopsorganisatie voor Noors gas) dit had geweigerd. Bovendien heeft [...]* verklaard dat "[...]* blijvende inspanningen zal leveren om te verhinderen dat [...]* de mogelijkheid heeft om [...]* gas te kopen."

(95) Zelfs indien verkoopscontracten voor nieuwe volumes zouden kunnen worden gesloten, dan nog hebben de grootschalige langeafstandstransportbedrijven leveringsovereenkomsten van lange termijn (take of pay) gesloten met de belangrijkste klanten (korteafstandsleveranciers, plaatselijke distributiebedrijven, etc.). Daarom kan het moeilijk zijn om het volume te verkopen, en zo vormen deze overeenkomsten op lange termijn een bijkomende belemmering voor toetreding tot de langeafstandsmarkt. De Commissie erkent dat al deze contracten ooit ten einde lopen en dat de vraag naar aardgas jaarlijks met 2-3 % stijgt. Deze contracten zijn dan ook geen onoverkomelijke belemmering voor de markttoegang, maar toch wordt de toegang er ontegensprekelijk moeilijker door gemaakt dan op een markt waar geen verbintenissen op lange termijn tussen verkopers en kopers bestaan.

(96) Tot besluit hebben de Duitse grootschalige langeafstandstransportbedrijven in de laatste jaren veel gespendeerd, en zullen ze dat waarschijnlijk blijven doen, aan stroomafwaartse verticale integratie, door eigendomsparticipatieaandelen te kopen in grootschalige korteafstandstransportbedrijven en in plaatselijke distributieondernemingen. [De Commissie is van mening dat]* dit tot doel heeft de huidige toeleveringsstructuur te behouden. Zo zullen de belemmeringen voor markttoetreding blijven toenemen.

v) Toegang tot de infrastructuur of duplicatie zijn geen opties

De duplicatie van de infrastructuur zou buitensporige verzonken kosten met zich meebrengen

(97) De belangrijke kapitaalsinvesteringen van de marktpartijen in ontvangstinstallaties, pijpleidingen, opslagfaciliteiten en kwaliteitsaanpassingen kunnen niet voor een ander doeleinde worden gebruikt, hoewel sommige aardgaspijpleidingen zouden kunnen worden omgebouwd tot aardoliepijpleidingen, evenwel aan een aanzienlijke kostprijs. De investering kan daarom grotendeels als een verzonken kost worden beschouwd.

(98) De partijen wijzen erop dat de kosten voor marktdeelname op de markt van aardgas niet kunnen worden beschouwd als een belemmering voor toegang tot die markt, aangezien de kosten van de invoerinfrastructuur gewoonlijk lager liggen dan [...]* van de waarde van het gekochte gas. De invoerinfrastructuur is echter niet de enige vereiste infrastructuur (het belangrijkste deel zou het netwerk van langeafstandspijpleidingen kunnen zijn) en dus blijft de belangrijke kapitaalsinvestering hoofdzakelijk een verzonken kost.

(99) Het is bovendien altijd goedkoper en vlotter voor de marktpartijen om hun capaciteit van het pijpleidingentransport op te drijven door compressoren toe te voegen dan voor een nieuwkomer om een nieuwe pijpleiding aan te leggen.

(100) Daarom wordt niet verwacht dat een nieuwkomer op de markt een nieuw, groot hogedrukpijpleidingennetwerk in Duitsland zal aanleggen. Met andere woorden, de "Wingas-ervaring" zal niet gauw worden herhaald. Wingas is een soort "gelukscombinatie" van een zeer grote (waarschijnlijk zelfs de grootste) aardgasafnemer die niet tevreden was met de prijzen, en een zeer grote Russische producent die een belangenconflict had met de marktpartijen. Dit belangenconflict zal nader worden toegelicht in het deel over de beoordeling vanuit het oogpunt van de mededinging.

(101) Bovendien is de netback die de leverancier kan verwachten bij de hernieuwing van het contract met het oorspronkelijke grootschalige transportbedrijf groter dan de verwachte netback van een nieuwkomer die nieuwe investeringen moet doen (en bijgevolg een hogere marge vereist). Bovendien zou een dergelijke nieuwkomer moeten "vechten" om zijn volumes verkocht te krijgen, wat tot prijsverminderingen leidt voor alle deelnemers op de markt en dit weerspiegelt zich opnieuw in een verminderde netbackprijs voor de producent.

De door de industriesector voorgestelde TPA zal een beperkte impact hebben op de mogelijkheid van afnemers om rechtstreeks gas in te voeren, in concurrentie met de langeafstandstransportbedrijven

(102) Met betrekking tot onderhavige beschikking, is de Commissie niet overtuigd dat de mogelijke goedkeuring van de Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) zal leiden tot markttoegang via third party access. Deze conclusie is gebaseerd op de huidige stand van zaken, namelijk het voorstel van de Duitse aardgasindustrie binnen de onderhandelingen betreffende VV Gas.

(103) De VV Gas is een initiatief van vier handelsfederaties: a) BGW, een associatie van de Duitse aardgas- en waterindustrie; b) VKU, een associatie van de plaatselijke distributiebedrijven; c) BDI, de Duitse industriefederatie (industriële afnemers) en d) VIK, de Duitse associatie voor elektriciteitsopwekking. Duitsland heeft, in het kader van de aardgasrichtlijn, gekozen voor een "onderhandeld TPA" en de VV Gas wil de richtlijnen voor een dergelijk onderhandeld TPA uitstippelen. De Duitse instantie die voor het mededingingsbeleid is bevoegd en/of de Commissie zullen de VV Gas beoordelen wanneer deze wordt goedgekeurd. De doelstelling van de VV Gas is, zoals wordt verklaard in een gemeenschappelijke brief van de vier federaties aan de Duitse minister voor economische zaken, "een signaal te geven aan de beleidsmakers dat er geen verdere regulatie voor aardgas vereist is. De VV Gas zal aan de criteria van marktgerichtheid, concurrentie, eerlijkheid, transparantie en eenvoud voldoen en moet bijdragen tot de ontwikkeling van een effectenbeurs voor aardgas. De VV Gas zal de basisprincipes en regels voor toegang tot het netwerk bevatten, alsook een eenvoudige berekening van de tarieven. De VV Gas zal vóór het einde van 1999 worden gesloten.".

(104) Ondanks deze gemeenschappelijke verklaring kan op basis van de door de aardgasindustrie ontwikkelde "reference case" niet worden besloten dat met behulp van dit soort TPA aardgas zal kunnen worden geïmporteerd in concurrentie met de marktpartijen.

(105) Het eerste element dat uit de reference case blijkt, is dat TPA alleen mogelijk is indien de pijpleidingcapaciteit beschikbaar is en take-or-paycontracten op lange termijn in beschouwing worden genomen. Uit het marktonderzoek blijkt dat het moeilijk is om te bepalen of de capaciteit beschikbaar is en de marktpartijen hebben tot 100 % van hun vraag gecontracteerd op basis van take-or-paycontracten op lange termijn. De VV Gas zal daarom de situatie van de marktpartijen niet fundamenteel in gevaar brengen.

(106) Het tweede element is dat de reference case uitwijst dat het aardgas van de derde partij moet overeenkomen met de aardgasspecificatie in het relevante pijpleidingennetwerk van de eigenaar van de pijpleidingen. Dit wordt op de volgende manier gedefinieerd: "de kwaliteit van het aardgas is van die aard dat het in de pijpleidingen kan worden getransporteerd zonder dat een aanpassing door de transporteur vereist is; dat het voldoende druk heeft om te worden opgenomen zonder dat een aanpassing door de transporteur nodig is en dat de kwaliteit van het aardgas toelaat dat het samen met ander gas in het netwerk kan worden gebruikt." Deze criteria zijn mogelijkerwijs niet gemakkelijk te vervullen gezien de kwaliteit van het aardgas dat momenteel in Duitsland wordt verkocht heel verschillend is (zie de onderstaande bespreking over LCV-/HCV-aardgas en het feit dat zowel LCV- als HCV-aardgas, van verschillende kwaliteit, momenteel in Duitsland worden verkocht. Aardgas is dan ook geen volledig homogeen product en het wezen en de toepasbaarheid van TPA voor elektriciteit en telecom verschilt van TPA voor gas. Of, zoals staat vermeld in een document dat door de partijen werd ingediend, "een belangrijk verschil met de VV Electricity is dat voor aardgas een verschillende overeenkomst nodig is met elke pijpleidingenoperator en dat de verschillende kwaliteiten van het aardgas, en de verschillen in druk aan het begin- en eindpunt, de concrete organisatie bemoeilijken.".

(107) Een derde element is dat de duur van een transportovereenkomst ten minste een jaar moet bedragen, met twee startdata elk jaar (1 oktober en 1 april). Er kan worden opgemerkt dat omwille van die reden in de TPA-contracten altijd het piekgebruik tijdens de winter zal worden opgenomen zodat er meer kans is dat de pijpleidingen op hun volle capaciteit zullen werken. Bovendien is het specifiek de bedoeling van deze vereiste om te voorkomen dat een spotmarkt wordt gecreëerd, omdat dit het traditionele systeem uit evenwicht zou brengen. De rol van de grootschalige transportbedrijven zou daarbij zeker worden bedreigd, aangezien een spotmarkt het rechtstreekse contact tussen de eindafnemer en de producent bevordert, wat een verminderde winstmarge voor de groothandelaar tot gevolg zou hebben. [...]* Er zijn geen voorzieningen van deze aard in de VV Gas.

(108) Een vierde element is dat [...]*.

(109) Tot besluit zijn er in de VV Gas geen voorzieningen voor opslag, toegang tot diensten voor kwaliteitsaanpassing (conversie van LCV/HCV) of voor back-up.

(110) De partijen wijzen in het Antwoord op het feit dat voor de uiteindelijke overeenkomst inzake de VV Gas de steun van de eindafnemers, het Duitse Kartelbureau en de Duitse regering zal vereist zijn. Aangezien er zoveel belanghebbenden bij het proces betrokken zijn, begrijpen de partijen niet dat de Commissie denkt dat het eindresultaat niet bevorderend zal zijn voor zowel TPA als voor de mededinging. De Commissie moet op basis van de informatie die tot haar beschikking staat, tot een oordeel komen. Deze informatie is de reference case van de aardgasindustrie. Tot een oordeel komen op basis van andere informatie, zou dan ook speculatie zijn.

Besluit

(111) De Commissie besluit dat de Duitse grootschalige langeafstandstransportmarkt een aparte productmarkt is.

Laagcalorisch en hoogcalorisch aardgas

(112) In de loop van het onderzoek hebben verschillende partijen gemeld dat, om de impact van de onderhavige transactie op de Europese aardgasmarkten te kunnen beoordelen, een onderscheid moet worden gemaakt tussen het zogenaamde laagcalorische (LCV) en hoogcalorische (HCV) aardgas. De Commissie gaat akkoord met de partijen dat LCV- en HCV-aardgas deel uitmaken van een algemene aardgasmarkt. De Commissie is tot dit besluit gekomen op basis van een substitutie van de vraagzijde. Met andere woorden, een relatieve prijsstijging van het LCV-gas met 5-10 % zou niet rendabel kunnen zijn, aangezien de afnemers in het desbetreffende gebied in Duitsland(11) op HCV-aardgas zouden kunnen overschakelen.

(113) Het onderscheid tussen LCV- en HCV-gas vindt zijn oorsprong in de ontdekking (1959) en exploitatie (1963) van het grote LCV-gasveld van Groningen in Nederland, het grootste gasveld in Europa en één van de grootste ter wereld. Met de ontdekking van dit veld werd het startschot gegeven voor de aardgasindustrie in Europa. Het totale aardgasverbruik was bijgevolg gericht op aardgas dat de kwaliteit van het aardgas in Groningen had. De classificatie van LCV-aardgas bevat echter een breder spectrum dan onder of boven de calorische waarde van het aardgas in Groningen. Op basis van de in Duitsland gebruikte definitie voor laagcalorisch gas (DVG-praktijkrichtlijn G 260/I - Aardgaskwaliteit), wordt LCV-aardgas gedefinieerd als aardgas met een Wobbe-index tot 13 kWh/m3.

(114) De specificaties van (Groningen- of LCV-)aardgas hebben een impact op de totale stroomafwaartse "aardgaskolom". Hogedrukpijpleidingentransport (transport van aardgas over lange afstanden), ondergrondse opslagfaciliteiten, lagedrukpijpleidingentransport (waarmee het gas aan de gepaste lage druk wordt geleverd zodat het geschikt is voor gasbranders in huishoudens) en de installatie waarmee het aardgas door de eindafnemer kan worden gebruikt, zijn ontworpen voor en kunnen enkel werken op LCV- of HCV-aardgas.

(115) Later werd aardgas van een andere kwaliteit ontdekt, met een hogere calorische waarde, aangezien het gas minder inerte stikstof bevat. LCV-aardgas werd in feite enkel gevonden op andere aan land gelegen velden in Nederland en het noordwesten van Duitsland. Momenteel zijn er nog steeds gasvelden met specifiek LCV-gas in Nederland, het noordwesten van Duitsland, een deel van België (de provincies Antwerpen en Limburg) en een deel van Frankrijk (Nord - Pas de Calais).

Substitueerbaarheid van de vraagzijde: omschakeling van de gaskolom van LCV-compatibel op HCV-compatibel

a) Een relatief permanente prijsstijging van LCV-gas zal de aan de gang zijnde substitutie versnellen

(116) De partijen hebben grafieken voorgelegd waaruit de aanhoudende substitutie van LCV-aardgasverbruik door HCV-aardgas in Duitsland sinds 1975 blijkt. Deze grafieken zijn gebaseerd op de statistieken van de aardgasindustrie met de absolute en relatieve volumes van de verschillende soorten aardgas (HCV, LCV, cokesoven en ander gas).

(117) Tegen deze achtergrond moet worden onderzocht hoe een grootschalig transportbedrijf zou reageren op een door LCV-aardgasproducenten doorgevoerde prijsstijging. De reactie van het grootschalige transportbedrijf zal onder meer afhangen van de mogelijkheid om zelf over te schakelen op een HCV-aardgasproducent en van de mogelijkheid dat de klanten van dit transportbedrijf op een ander grootschalig transportbedrijf overschakelen dat goedkoper HCV-aardgas zou kunnen leveren.

(118) Het is technisch gezien eenvoudig om een volledig LCV-pijpleidingennetwerk om te schakelen op HCV, maar het grootste probleem dat een grootschalig transportbedrijf ondervindt bij de omschakeling, is de ondergrondse opslag. Het LCV-gas in de opslag moet namelijk worden vervangen door HCV-gas. Volgens de partijen is de omschakeling eenvoudig en duidelijk. Volgens Wingas is voor een dergelijke omschakeling tijd (normaal gezien drie opslagcycli en zodoende twee jaar voor de desbetreffende faciliteiten) en geld nodig (gezien de wisselende calorische inhoud van het gewonnen gas, wanneer HCV-aardgas in een LCV-opslagfaciliteit wordt ingebracht).

(119) Reeds vóór het einde van de derde opslagcyclus kan het gewonnen gas echter al de HCV-kwaliteit hebben. Bovendien beschikken alle grootschalige transportbedrijven over de nodige kennis om gas te mengen (LCV-aardgas bij HCV-aardgas voegen om een HCV-gas te verkrijgen dat een lagere calorische waarde heeft, maar binnen de HCV-waarden blijft of vice versa) om de gewenste kwaliteit te bereiken. Het kan daarom relatief eenvoudig zijn voor deze bedrijven om het gas dat ze uit hun opslagfaciliteiten halen, aan te passen tijdens de omschakelperiode door het eenvoudigweg te mengen om het binnen de LCV- of HCV-kwaliteit te houden. Het is denkbaar dat deze bedrijven eerst LCV-aardgas toevoegen om het gewonnen gas binnen de LCV-waarden te houden, en dat ze geleidelijk aan HCV-gas toevoegen om de HCV-kwaliteit te bekomen. Dit zou de kosten van de omschakeling waarschijnlijk aanzienlijk beperken.

(120) Uit de bovenstaande informatie besluit de Commissie dat, in het geval van een permanente relatieve prijsstijging van LCV-gas in vergelijking met HCV-gas, de technische beperkingen die de Duitse LCV-opslageigenaars ondervinden niet van die aard zijn dat ze een omschakeling verhinderen. Daarom draagt de relatieve prijsstijging bij tot de versnelling van de omschakeling die vroeg of laat zal moeten plaatsvinden.

b) De klanten van de grootschalige transportbedrijven die LCV-gas leveren, beschikken over alternatieven in het desbetreffende Duitse gebied om op door Wingas geleverd HCV-gas over te schakelen

Industriële afnemers en omschakeling van elektriciteitscentrales

(121) Uit het marktonderzoek blijkt dat de omschakelingskosten voor de aanpassing van de branders voor de meeste industriële afnemers en elektriciteitscentrales een relatief klein percentage van hun jaarlijkse aardgasrekening innemen. Daarom zou het economisch haalbaar kunnen zijn voor een belangrijke industriële afnemer of een elektriciteitscentrale om een nieuwe, specifiek daartoe bestemde pijpleiding te laten aanleggen die de afnemer met een nabijgelegen (tot een afstand van maximum 50 km) HCV-hogedrukpijpleiding verbindt. De vraag is dan ook of er HCV-pijpleidingen in de buurt zijn die in het bezit zijn van andere bedrijven dan degene die belang hebben bij de distributie van LCV-aardgas. Indien dit het geval is, dan zal door het risico om dergelijke klanten aan een ander grootschalig transportbedrijf te verliezen het desbetreffende grootschalige LCV-transportbedrijf meer geneigd zijn om zelf de omschakeling door te voeren (indien de prijs door de producent wordt opgevoerd) of zou een door het grootschalige transportbedrijf doorgevoerde prijsstijging niet interessant zijn.

(122) Inzake de vraag vanuit de industrie naar gas, moet een onderscheid worden gemaakt tussen Nordrhein-Westfalen (NRW) en Nedersaksen. In NRW ligt de verkoop van aardgas per km2 ongeveer drie keer hoger dan in Nedersaksen en is het aantal industriële afnemers per km2 2,5 keer zo groot. In NRW liggen de "Wedal"- en "Midal"-pijpleidingen van Wingas daarom waarschijnlijk binnen het bereik van voldoende afnemers om een omschakeling mogelijk te maken. Bovendien bevindt de ondergrondse opslagfaciliteit van Wingas zich in Rehden, op de grens van NRW en Nedersaksen, waardoor het bedrijf voor de klanten in NRW/Nedersaksen de nodige swing kan voorzien. In Nedersaksen beschikt Wingas ook over een HCV-hogedrukpijpleidingennetwerk. Blijkbaar is het gebied van Hannover het enige belangrijke gebied dat niet binnen het bereik van dit netwerk ligt. Er is echter waarschijnlijk voldoende reikwijdte om een prijsstijging oninteressant te maken.

(123) Een specifiek daarvoor bedoelde pijpleiding moet echter aangelegd worden van de HCV-hogedrukpijpleiding van Wingas naar de industriële afnemer. Dit vraagt tijd en geld, en is in de praktijk enkel winstgevend gebleken indien de klant akkoord gaat met een exclusieve leveringsovereenkomst met een duur van 5 tot 10 jaar. De bestaande leverancier van het LCV-aardgas bevindt zich daarom in een gunstige positie om zijn prijzen te doen stijgen boven de heersende prijs voor HCV-gas, met een marge waarin de verhoogde kosten van een nieuwe infrastructuur zijn verrekend. Dergelijke overeenkomsten zijn echter niet ongewoon in de industrie, zodat de kosten voor een bijkomende pijpleiding winstgevend kunnen blijken, zoals de ervaring van Wingas in andere regio's reeds heeft geleerd.

(124) Wingas voert aan dat in Nedersaksen slechts enkele afnemers met een aanzienlijke vraag zich binnen een haalbare afstand van de HCV-hogedrukpijpleiding bevinden, zodat de ervaringen in andere regio's niet van toepassing zijn op wat, volgens Wingas, als een afzonderlijke geografische markt kan worden beschouwd, namelijk het Noord-Duitse LCV-aardgasgebied.

(125) De Commissie erkent dat de omschakelingskosten niet altijd laag zijn voor industriële afnemers. [Een bedrijf]* heeft aangetoond dat industriële afnemers die aardgas als basisvoorraad voor een chemisch proces gebruiken, kosten van meer dan 20 miljoen EUR kunnen hebben. De Commissie is echter niet op de hoogte van het bestaan van dergelijke klanten in het desbetreffende Duitse gebied.

(126) De Commissie besluit dat globaal gezien een voldoende aantal Duitse industriële afnemers en elektriciteitscentrales die LCV-aardgas gebruiken, de mogelijkheid hebben om over te schakelen naar Wingas, wanneer een permanente prijsstijging van LCV-aardgas ervoor zorgt dat deze prijzen ongunstig worden.

Omschakeling van Plaatselijke Distributiebedrijven (LDC's)

(127) LDC's leveren aan gezinnen en andere residentiële afnemers. Daarom hebben ze leveranciers nodig die hen van hoge swing kunnen voorzien. Ze zouden enkel een omschakeling overwegen indien hun nieuwe leverancier HCV-aardgas met hoge swing kan leveren. Wingas beschikt over de opslagfaciliteit van Rehden in dit gebied, en is daarom in staat swing te leveren.

(128) De distributeur en/of de leverancier moeten echter ook de kosten voor de omschakeling voor huishoudelijk gebruik voor hun rekening nemen. Deze kosten worden geschat op ongeveer 60 EUR per gezin op basis van een gedetailleerde kostenraming die via de partijen door een ervaren "omschakelingsbedrijf voor gezinnen" werd uitgevoerd. Op basis van een typisch huishoudelijk verbruik van 80 MBTU/jaar, de prijs van een plaatselijke distributeur van 3,4 EUR/MBTU en de aardgasprijs van een typisch huishouden van 8 EUR/MBTU, betekent een prijsstijging van 5 % van LCV-aardgas dat door een grootschalig LCV-transportbedrijf wordt geleverd, een vermindering van de marge van de plaatselijke distributeur met 13,5 EUR. Een prijsstijging van 10 % leidt tot een vermindering van de marge van de plaatselijke distributeur met 27 EUR. Zo zouden de omschakelingskosten van een plaatselijke distributeur binnen 2-4 jaar volledig worden gerecupereerd. Aangezien de duur van een leveringsovereenkomst tussen een grootschalig transportbedrijf en een plaatselijk distributiebedrijf gewoonlijk tussen 10 en 20 jaar bedraagt, zou een prijsstijging ongunstig zijn, omdat LDC's zouden overschakelen op HCV-aardgasleveranciers. Bovendien kan een gezin, eenmaal het is overgeschakeld op HCV, veilig LCV-aardgas gebruiken tot het HCV-gas het plaatselijke distributienet bereikt. Het gevolg is een tijdelijk en onbeduidend verlies aan efficiëntie. Als deze omschakeling plaatsvindt tijdens de zomer, wordt het verlies aan efficiëntie nog geminimaliseerd.

(129) Geargumenteerd wordt dat, zelfs indien een omschakeling van LCV-gas naar HCV-gas mogelijk zou zijn, een LDC niet zou omschakelen als het bedrijf op die manier een "HCV-eiland" zou worden in een LCV-afzetgebied. Dit zou belangrijke gevolgen hebben voor de voorzieningszekerheid, die de afnemer misschien niet wil dragen. Volgens Wingas is dit de belangrijkste reden dat het bedrijf, hoewel het kortingen van 5-8 % (informatie van de partijen) verschaft in vergelijking met het bestaande prijsniveau, minder dan vijf plaatselijke distributeurs (Stadtwerke) in Duitsland heeft kunnen overtuigen om van LCV-gas naar HCV-gas over te schakelen.

(130) Dit argument kan in de huidige situatie van een permanente stijging van de relatieve prijs niet worden aanvaard. In een dergelijke situatie zouden alle klanten dezelfde stimulansen krijgen om over te schakelen, zodat er uiteindelijk geen sprake meer zou zijn van een "eilandsituatie".

c) De alternatieven van bestaande klanten van de grootschalige transportbedrijven zullen de omschakeling door die klanten steeds meer stimuleren

(131) Wanneer de prijs van LCV-aardgas stijgt in vergelijking met die van HCV-gas, is het normaal en logisch dat een grootschalig transportbedrijf, dat daaruit besluit dat een aanzienlijk deel van zijn klanten de mogelijkheid heeft om over te schakelen naar een concurrerend grootschalig transportbedrijf, zijn positie verdedigt. Het bedrijf zal er dan ook voor zorgen dat het zelf ook in staat is om goedkoper HCV-gas aan te bieden. Het desbetreffende grootschalige transportbedrijf zal bijgevolg zelf de omschakeling versnellen.

Besluit betreffende de substitueerbaarheid van de vraagzijde

(132) Met betrekking tot deze procedure besluit de Commissie dat een permanente stijging van de relatieve prijs van LCV-gas niet renderend zou zijn, gezien het feit dat a) het net voor LCV-aardgas toch vroeg of laat moet worden omgeschakeld naar HCV-aardgas, b) een dergelijke prijsstijging de omschakeling zal versnellen, c) in het desbetreffende Duitse gebied alternatieven bestaan, namelijk HCV-aardgasvoorraden van Wingas en d) dit de grootschalige LCV-aardgastransportbedrijven nog meer zal stimuleren om zelf hun afzetgebied te doen omschakelen.

(133) De omschakelingskosten blijven echter een concurrentievoordeel voor het transportbedrijf dat de gangbare specificatie kan aanbieden, aangezien dit de drempel verhoogt om naar een andere leverancier over te stappen.

Relevante geografische markt

(134) Volgens de partijen zijn de grootschalige transportmarkten doorgaans nationaal. Ze wijzen erop dat de distributie gewoonlijk vooral op nationale basis wordt georganiseerd, via nationale of regionale operatoren. De partijen menen echter dat de tendens naar grensoverschrijdende aankopen, ten gevolge van de nieuwe aardgasrichtlijn, niet mag worden genegeerd. Volgens hen zullen pogingen om na de transactie de prijzen in de afzonderlijke lidstaten te doen stijgen, falen wegens concurrentie op nationaal niveau, maar ook door een stijging van de aankopen over de grenzen door grootschalige transportbedrijven, plaatselijke distributiebedrijven, elektriciteitscentrales en grote industriële afnemers.

(135) Aangezien het beheer van de infrastructuur nog steeds hoofdzakelijk op nationale schaal wordt georganiseerd, en aangezien de voorwaarden voor toegang voor derden tot het net (TPA) in essentie op nationale basis worden vastgelegd, meent de Commissie dat de markten in de nabije toekomst vooral op nationaal niveau zullen blijven.

a) Nederland

(136) Om de redenen die in de bovenstaande punten werden aangehaald, deelt de Commissie de mening van de partijen dat de Nederlandse grootschalige transportmarkt nationaal is.

b) Duitse grootschalige langeafstandstransportmarkt(en)

(137) Wat betreft Duitsland zijn er momenteel aanwijzingen dat de markten nog steeds regionaal kunnen zijn. De regio's kunnen worden bepaald op basis van a) de vorige bestaande, maar nu onwettige, demarcatieovereenkomsten, zoals de overeenkomst die Ruhrhgas met BEB en Thyssengas heeft afgesloten, en b) het bezit van de hogedruktransportpijpleidingen over lange afstand. Hoewel de demarcatieovereenkomsten sinds april 1998 onwettig zijn, werden slechts twee overeenkomsten met een Duitse klant buiten het regionale gebied van het langeafstandstransportbedrijf zelf gesloten, namelijk door Ruhrgas voor een jaarlijkse levering van [...]*MCM elk en via de aanleg van een nieuwe pijpleiding. [...]*

De vroegere demarcatieregio's zijn nog steeds relevant gezien de angst voor tegenmaatregelen

(138) De interne documenten van [...]*, [...]* en [...]* bevestigen dat de oude demarcatieregio's relevant blijven gezien de angst voor represaillemaatregelen.

(139) [...]*

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

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

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

(145) [...]*

(146) [...]*

Bepaling van de regio's

(147) De regio's zouden dus de volgende zijn: "Thyssengas"-regio (het westelijke deel van Nordrhein-Westfalen, aan de Belgisch-Nederlandse grens), "BEB"-regio (Hamburg, Schleswig-Holstein en delen van Bremen en Nedersaksen), "VNG"-regio (Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, delen van Saksen en Saksen-Anhalt, een regio waar Ruhrgas niet over een eigen pijpleidingennetwerk beschikt) en het "Ruhrgas"-territorium (het overblijfsel van de "Alte Bundesländer" en de delen van Saksen en Saksen-Anhalt die door het grootschalige korteafstandstransportbedrijf worden bediend dat door Ruhrgas en VNG samen wordt beheerd).

Positie van enkele andere grootschalige langeafstandstransportbedrijven

(148) Mobil heeft nooit een "eigen regio" of hogedrukpijpleidingen gehad, maar het bedrijf kon zijn afnemers bereiken via TPA-overeenkomsten met [...]*.

(149) Wingas concurreert door middel van een eigen pijpleidingennetwerk in elk van zijn territoria en de meeste grootschalige korteafstandstransportbedrijven liggen binnen het bereik van dit netwerk (corridor van maximaal 50 km). Daaruit kan echter niet worden geconcludeerd dat de concurrentievoorwaarden in het volledige land gelijk zijn. [...]* de respectieve lange- en korteafstandsgroothandelaars differentiëren hun prijzen op basis van het feit of de afnemer al dan niet over een alternatief beschikt, in de vorm van leveringen door Wingas.

Het voorgestelde TPA-regime van de Duitse sector (VV Gas reference case) zal geen invloed hebben op de geografische setting van de concurrentievoorwaarden

(150) Uit de beschrijving van de VV Gas in de sectie over productmarkten blijkt dat de Commissie niet van mening is dat de VV Gas de mogelijkheid zal bieden om aardgas in te voeren in concurrentie met de betrokken marktpartijen.

(151) De Commissie beschouwt de VV Gas niet als voldoende om, op basis van prospectieanalyse, de markt als nationaal te beschouwen. Deze beschouwing is gebaseerd op de reden die in de sectie betreffende de ingebouwde beperkingen van het concept VV Gas werd aangehaald, en op de reference case van de Gasindustrie, namelijk a) de algemene moeilijkheid om te beoordelen of er beschikbare capaciteit is, b) het feit dat bij een minimale duur van een jaar altijd rekening wordt gehouden met de winterpiek bij de beoordeling van vrije capaciteit in een pijpleiding, c) de moeilijkheden ten gevolge van de aardgasspecificaties (calorische waarde, druk, etc.) en d) de beperkte reikwijdte van de aangeboden diensten. Bovendien houdt de Commissie er rekening mee dat, in het geval van een dispuut tussen een partij die om TPA vraagt, en een partij die TPA weigert, de procedures voor de voor concurrentie bevoegde instanties en/of rechtbanken verschillende jaren kunnen aanslepen alvorens een zaak als precedent wordt afgesloten.

Besluit

(152) Op basis van het bovenstaande is de Commissie van mening dat de grootschalige transportmarkten in Duitsland nog steeds regionaal zouden kunnen zijn, volgens de vroegere demarcatielijnen. Het is mogelijkerwijze echter niet noodzakelijk voor de huidige beschikking om over de geografische bepaling van de grootschalige langeafstandstransportmarkt binnen Duitsland te beslissen, aangezien de concentratie ook tot de versteviging van een (collectieve) dominante positie zou leiden indien de grootschalige langeafstandstransportmarkt wel nationaal was.

(153) De partijen hebben in het Antwoord verklaard dat de markt nationaal en niet regionaal is. Ze wijzen erop dat de gasprijzen worden bepaald door de concurrentie tussen de brandstoffen, niet door de regionale ligging. Dit is echter in tegenspraak met de informatie die de Commissie uit het marktonderzoek heeft verkregen, namelijk dat prijzen variëren afhankelijk van het feit of een klant al dan niet over een alternatieve leverancier beschikt ("gas to gas competition"). De partijen verklaren ook dat een toekomstgerichte analyse de recente verwijdering van de demarcatie moet in acht nemen en de nakende sectorale overeenkomst over genegotieerde TPA. Er zijn echter nog te veel onzekerheden om te kunnen besluiten dat het eindakkoord tot een nationale markt zou leiden waar de concurrentievoorwaarden dezelfde zijn.

Positie van de marktdeelnemers

a) De Nederlandse grootschalige transportmarkt

1. Verhouding tussen de Nederlandse gasproducenten en Gasunie

(154) In 1947 stichtten Exxon en Shell een gemeenschappelijke onderneming (50/50), genaamd de Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM"), met als doel koolwaterstof in Nederland te exploreren en te ontginnen. Toen de NAM het grote gasveld van Groningen ontdekte, organiseerde de Nederlandse regering de aardgasindustrie om het strategische belang van het gasveld in Groningen voor de Nederlandse economie te benadrukken. Daartoe sloot de Nederlandse regering in 1963 een overeenkomst met Exxon, Shell en de NAM, waarbij de NAM verantwoordelijk is voor de ontwikkeling en productie van de concessie, voor rekening van het Groningen Partnerschap waarin de NAM een aandeel heeft van 60 % en de Nederlandse Regering, via EBN, van 40 %. Bovendien stichtten Exxon, Shell en de Nederlandse regering een bedrijf, genaamd Gasunie, dat verantwoordelijk was voor de marketing van al het Groningse aardgas. De Nederlandse regering heeft is voor 50 % aandeelhouder in Gasunie (10 % rechtstreeks - 40 % via EBN), terwijl Exxon en Shell elk voor 25 % aandeelhouder zijn. De Nederlandse regering sloot uiteindelijk een privaatrechtelijke overeenkomst met Gasunie, waarin wordt bepaald dat Gasunie voor bepaalde commerciële beslissingen de goedkeuring van de Regering nodig heeft.

(155) Sinds 1959 heeft de NAM productielicenties behaald voor andere aardgasvelden onder de Nederlandse aard- en zeebodem en ongeveer de helft van de productie is afkomstig van deze andere, zogenaamde kleine gasvelden (in vergelijking met het Groningse gasveld). De partijen hebben erop gewezen dat de meeste van deze concessies ook ten goede komen aan partnerschappen waarin EBN over het algemeen een aandeel van 40-50 % heeft. Het gas uit deze velden werd aan Gasunie verkocht. Bovendien moeten alle aardgasvelden die de NAM in de toekomst ontdekt, aan Gasunie worden verkocht als gevolg van [...(14)]*. In totaal neemt de NAM 75-80 % van de totale aardgasproductie in Nederland voor haar rekening (gezien het eigendomsbelang van EBN in de productie van de NAM, neemt de NAM ongeveer 45 % van de productie op een netto-participatiebasis voor haar rekening). EBN heeft ook consequent alle participatieaandelen via Gasunie verhandeld. [...]*.

(156) Tot 1994 waren de Nederlandse producenten verplicht om al het aardgas dat voor de Nederlandse markt was bestemd, aan Gasunie te verkopen. Nederlandse producenten konden zelf op de exportmarkt verkopen, maar de prijzen werden en worden nog steeds door de Nederlandse regering gecontroleerd. Bovendien is Gasunie verplicht om, indien de producent ervoor heeft gekozen om het gas aan Gasunie te leveren, aardgas op te kopen van de kleine gasvelden vóór de start van de productie, aan financiële voorwaarden die van bij het begin werden vastgesteld. [...]*

(157) Blijkbaar zou de Nederlandse regering, in het algemeen, haar goedkeuring voor de prijzen in een exportcontract voor Nederlands aardgas niet geven indien de prijs onder de "netback"-prijs van Gasunie ligt, genaamd de "Norm Inkoop Prijs" (NIP). Op die manier verzekert de regering dat ze haar deel van de "gaskoek" krijgt.

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

(159) De NAM bezit twee van de drie ondergrondse opslagfaciliteiten in Nederland (voormalige, lege gasvelden), dat het voor 100 % aan Gasunie heeft geleasd. De derde faciliteit, die door BP Amoco wordt geleid, wordt ook volledig aan Gasunie geleasd. Daarom is alleen Gasunie in staat om ondergrondse opslagfaciliteiten in Nederland aan te bieden. Er zijn enkele lege gasvelden in Nederland die tot ondergrondse opslagfaciliteiten kunnen worden omgebouwd, maar deze faciliteiten zullen waarschijnlijk niet door anderen worden ontwikkeld, gezien de risico's die daaraan zijn verbonden. Dergelijke risico's hebben te maken met de vereiste investering en het feit dat Gasunie altijd het tarief kan verlagen, waardoor een dergelijke investering niet winstgevend zou zijn. Opgemerkt wordt ook dat [...]*.

2. Gasunie's Corporate Governance Structuur

(160) Gasunie is voor 50 % in handen van de Nederlandse staat en voor 25 % respectievelijk van Exxon en Shell. Besluiten worden genomen met [...]* meerderheid van stemmen. Er zijn geen specifieke aandeelhouderspacten. Daarom heeft Exxon geen de jure zeggenschap over Gasunie in de betekenis van de concentratieverordening.

(161) Wat het de facto zeggenschap betreft, betogen de partijen dat er geen gemeenschappelijk belang is tussen Exxon en Shell. [...]*. Het is echter, omwille van de ondergenoemde redenen, niet noodzakelijk om te beslissen of Exxon al dan niet de facto zeggenschap heeft over Gasunie in de betekenis van de concentratieverordening.

3. De positie van Gasunie in de aardgasverkoop op de Nederlandse markt

(162) Gasunie is het dominante transportbedrijf in Nederland, met ongeveer [...]* % van de totale verkoop. Gasunie erkent expliciet deze machtspositie in de introductie van het nieuwe tariefsysteem. [...]*(16). Bovendien zal Gasunie, volgens het "Prijssysteem Gasverkoop 1999", [...]* leveren.

(163) Gasunie is in het bezit van of heeft exclusieve rechten voor a) het volledige Nederlandse hogedrukpijpleidingennet (uitgezonderd een pijpleiding in het zuiden van Nederland, waardoor aardgas uit het VK wordt ingevoerd), b) alle productie- en mengfaciliteiten, c) de volledige opslagcapaciteit (ondergronds en vloeibaar aardgas (LNG)).

(164) Uit verschillende [documenten]* blijkt ook dat de Gasunie weinig concurrentie ondervindt en zal ondervinden. In deze documenten, die in de volgende punten worden aangehaald, wordt de interne beoordeling van Gasunie bevestigd, nl. dat het een bedrijf is met een machtspositie.

(165) [...]*

(166) [...]*

(167) [...]*

(168) [...]*

(169) [...]*

4. De positie van Mobil op de Nederlandse markt

(170) Mobil is één van de drie huidige concurrenten. Het bedrijf heeft volgens de partijen een aandeel van [minder dan 5]* % op de totale markt. Statoil (of het Noorse gemeenschappelijke onderhandelingscomité dat al het Noorse gas op de markt brengt) heeft een marktaandeel van naar schatting 4 %, door de toeleveringsovereenkomst met een belangrijke elektriciteitscentrale. EnTrade, een handelsbedrijf van het Nederlandse RDC Pnem/Mega, is de andere concurrent met een marktaandeel van 4 % dat het resultaat is van de verkoop van Brits aardgas aan industriële afnemers en een elektriciteitscentrale binnen het bereik van de Zebra HVC-pijpleiding in het zuiden van Nederland, waarvan het bedrijf de gedeeltelijke eigenaar is. Het heeft een TPA-transportovereenkomst met Gasunie voor de toelevering aan één afnemer.

(171) De positie van Mobil in Nederland is een gevolg van zijn Europese strategie voor de verkoop van aardgas [...]*. Deze Europese strategie zal worden beschreven in de volgende overwegingen. De beschrijving is ook relevant voor de beoordeling van de positie van Mobil op de Duitse markt.

De Europese strategie van Mobil voor de verkoop van aardgas

(172) [...]*

(173) [...]*

(174) [...]*

(175) [...]*

(176) [...]*

Mobil in Nederland

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

(178) [...]*

(179) [...]*

(180) [...]*

b) De Duitse langeafstandstransportmarkt(en)

Marktdeelnemers

(181) In de sectie over de bepaling van de productmarkt, heeft de Commissie besloten dat de grootschalige langeafstandstransportmarkt een aparte productmarkt is, waar de toegang afhangt van de goodwill van de betrokken marktpartijen. Besloten is ook dat nieuwe toetreding tot de markt door middel van een investering in nieuwe, eigen infrastructuur, zich waarschijnlijk niet zal voordoen.

(182) De betrokken marktpartijen zijn die bedrijven die a) aardgas van buitenlandse producenten aankopen, b) dit aardgas naar hun afnemers kunnen transporteren via een netwerk van hogedrukpijpleidingen, c) additionele capaciteit kunnen leveren en d) andere verwante diensten kunnen verstrekken. Deze diensten leveren ze ofwel op basis van hun eigen investeringen, of omdat ze voor delen ervan Third Party Access hebben verkregen van de andere bedrijven.

(183) Ruhrgas, BEB, VNG, Thyssengas en Wingas zijn de belangrijkste spelers op de markt. Al deze bedrijven leveren de bovenstaande diensten op basis van eigen investeringen.

(184) Exxon is een actieve speler op de Duitse markt met de reeds lang bestaande gemeenschappelijke onderneming (50/50) met Shell, BEB. Exxon deelt mee dat het samen met Shell de gezamenlijke zeggenschap heeft over BEB, in de zin van de concentratieverordening. Exxon is ook actief op de relevante markt, met een aandeel van 25 % in Thyssengas. De resterende aandelen zijn in handen van Shell (25 %) en RWE (50 %). Exxon meldt dat het met RWE en Shell de gezamenlijke zeggenschap heeft over Thyssengas, in de zin van de concentratieverordening.

(185) Ruhrgas is het belangrijkste Duitse langeafstandstransportbedrijf. Zowel Exxon, via BEB, als Mobil zijn aandeelhouders van Ruhrgas. Het aandeelhouderschap van BEB staat voor 29,5 %. Het grootste deel van de aan dit aandeelhouderschap verbonden stemrechten wordt rechtstreeks gestemd; de overige stemrechten (4,5 %) maken deel uit van de zogenoemde Schubert-pool binnen Ruhrgas. De Schubert-pool heeft 15 % van de stemmen in Ruhrgas. Leden van de pool zijn Mobil (7,4 % aandeel), BEB (4,5 %), BPAmoco (0,5 %) en Preussag (2,6 %). De stemming moet unanimiteit opleveren, en het reglement van de Schubert-pool bepaalt dat geen enkel lid meer dan [...] % van de stemrechten binnen de pool kan hebben. De partijen betogen dat door dat reglement, de huidige stemrechten van BEB in de Schubert-pool na de concentratie aan BPAmoco en Preussag zouden worden toegewezen. De Schubert-aandeelhouders hebben een