Decisão da Comissão

de 29 de Setembro de 1999

que declara a compatibilidade de uma concentração com o mercado comum e o Acordo EEE

(Processo n.o IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

[notificada com o número C(1999) 3093]

(Apenas faz fé o texto em língua inglesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

(2004/284/CE)

A COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS,

Tendo em conta o Tratado que institui a Comunidade Europeia,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu e, nomeadamente, o seu artigo 57.o,

Tendo em conta o Regulamento (CEE) n.o 4064/89 do Conselho, de 21 de Dezembro de 1989, relativo ao controlo das operações de concentração de empresas(1), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n.o 1310/97(2) do Conselho e, nomeadamente, o n.o 2 do seu artigo 8.o,

Tendo em conta a decisão da Comissão de 9 de Junho de 1999 de dar início a um processo neste caso,

Tendo dado às empresas em causa a possibilidade de darem a conhecer as suas observações relativamente às objecções levantadas pela Comissão,

Tendo em conta o parecer do Comité Consultivo em matéria de concentrações(3),

Considerando o seguinte:

(1) Em 3 de Maio de 1999, a Comissão recebeu a notificação de um projecto de concentração, no âmbito da qual as empresas norte-americanas Exxon Corporation e Mobil Corporation tencionavam fundir as suas actividades a nível mundial.

(2) Em 2 de Junho de 1999, o Reino Unido notificou à Comissão, nos termos do n.o 2, alínea b), do artigo 9.o do Regulamento (CEE) n.o 4064/89 (a seguir denominado "o Regulamento das concentrações"), que considerava que a concentração afectava a concorrência no noroeste da Escócia no sector retalhista dos combustíveis para motores. Em 26 de Julho de 1999, a Comissão emitiu uma comunicação de objecções identificando, nomeadamente, problemas de concorrência no mercado retalhista dos combustíveis para motores em todo o território do Reino Unido. Em 10 de Agosto de 1999, a Comissão informou o Reino Unido de que, nessas circunstâncias e nos termos do n.o 4, alínea b), do artigo 9.o do Regulamento das concentrações, não havia motivos para remeter o processo para as autoridades britânicas.

(3) Por decisão de 9 de Junho de 1999, a Comissão considerou que a operação notificada suscitava sérias dúvidas quanto à sua compatibilidade com o mercado comum. Por conseguinte, a Comissão deu início a um processo neste caso, nos termos do n.o 1, alínea c), do artigo 6.o do Regulamento das concentrações.

I. AS PARTES E A OPERAÇÃO

(4) A Exxon Corporation ("Exxon") é uma empresa diversificada com actividades a nível mundial na exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e de gás natural; a refinação e venda de produtos petrolíferos refinados; o desenvolvimento, a produção e a venda de vários produtos químicos; a produção e venda de carvão e minérios; e a produção de energia. A Mobil Corporation ("Mobil") é uma empresa diversificada com actividades a nível mundial de exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e gás natural; refinação e venda de produtos petrolíferos refinados; e o desenvolvimento, produção e venda de vários produtos químicos. A Mobil e a British Petroleum ("BP") agruparam todas as suas actividades de refinação e retalho na Europa numa empresa comum controlada conjuntamente, a BP/Mobil(4).

(5) A presente notificação diz respeito a uma plena concentração na acepção do n.o 1, alínea a), do artigo 3.o do Regulamento das concentrações. A Exxon e a Mobil assinaram um acordo e um projecto de concentração em 1 de Dezembro de 1998. Segundo este acordo, a Mobil fundir-se-á com uma filial propriedade a 100 % da Exxon, sendo a Mobil a empresa sobrevivente. Como resultado, a Exxon deterá 100 % dos títulos emitidos pela Mobil com direito de voto. Os accionistas de acções ordinárias da Mobil receberão 1,32015 acções ordinárias da Exxon por cada acção ordinária da Mobil de que sejam proprietárias no momento do encerramento. Os accionistas da Exxon deterão aproximadamente 70 % da entidade combinada Exxon Mobil, enquanto os accionistas da Mobil deterão aproximadamente 30 %.

II. DIMENSÃO COMUNITÁRIA

(6) Uma vez que o volume de negócios total a nível mundial combinado das partes(5) ultrapassa 5 mil milhões de euros (Exxon: 121 mil milhões de euros; Mobil: 47 mil milhões de euros), cada um dos volumes de negócios a nível mundial da Exxon e da Mobil ultrapassa 250 milhões de euros (Exxon: [...](6) mil milhões de euros; Mobil: [...]* mil milhões de euros) e nem a Exxon nem a Mobil atinge mais de dois terços do seu volume de negócios total a nível comunitário num único Estado-Membro, a concentração tem dimensão comunitária nos termos do n.o 2 do artigo 1.o do Regulamento das concentrações. O volume de negócios da Exxon e da Mobil ultrapassa 250 milhões de euros no território da EFTA (Exxon: [...]* mil milhões de euros; Mobil: [...]* mil milhões de euros). Por conseguinte, trata-se de um caso de cooperação a nível da EFTA.

III. APRECIAÇÃO EM TERMOS DE CONCORRÊNCIA

(7) A indústria petrolífera divide-se geralmente no sector do petróleo e do gás a montante (isto é, exploração, desenvolvimento e produção de petróleo bruto e gás natural), no sector a jusante (isto é, refinação e comercialização de combustíveis; distribuição de gás natural, fabrico de lubrificantes) e em várias actividades no domínio petroquímico.

(8) A concentração não suscita problemas a nível da concorrência nos mercados da exploração, desenvolvimento e produção de petróleo bruto e gás natural e no que diz respeito às várias actividades petroquímicas em que as actividades das partes se sobrepõem. Ambas as partes desenvolvem actividades na exploração, desenvolvimento e produção de petróleo bruto e gás natural e a Comissão expressou na decisão do n.o 1, da alínea c), do artigo 6.o, sérias dúvidas relativamente a estes mercados. Na decisão do n.o 1, da alínea c), do artigo 6.o, a Comissão expressou igualmente sérias dúvidas no que respeita ao mercado " Gás a Líquido". Contudo, não existem, pelas razões indicadas nas secções A e B infra, quaisquer preocupações em termos de concorrência nestes mercados.

(9) Pelas razões indicadas a seguir, a concentração teria dado origem à criação ou ao reforço de uma posição dominante nos seguintes mercados:

- transporte por grosso de gás natural nos Países Baixos (secção C),

- transporte grossista a longa distância de gás natural na Alemanha (secção C),

- instalações de armazenagem subterrânea para o gás natural destinado ao sul da Alemanha (secção C),

- Grupo I: óleos de base no EEE (secção D),

- sector retalhista dos combustíveis para motores na Áustria, Alemanha, Luxemburgo, Países Baixos e Reino Unido (secção E),

- sector retalhista dos combustíveis para motores nas auto-estradas com portagem em França (secção E),

- lubrificantes para aviação a nível mundial (secção F),

- combustíveis para aviação no aeroporto de Gatwick (secção G).

A. EXPLORAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E PROCESSO DE PRODUÇÃO

(10) As actividades a montante incluem três tipos de actividades comerciais: a procura de novas reservas, o desenvolvimento e a exploração comercial dessas reservas. A procura de novas reservas é geralmente descrita como "exploração". A descoberta de novas reservas é geralmente descrito como "exploração". O desenvolvimento diz respeito à criação das infra-estruturas adequadas para a futura produção (plataformas petrolíferas, oleodutos, terminais, etc.). A exploração das reservas é denominada "produção e vendas". Decisões anteriores da Comissão(7) centraram-se principalmente no impacto das operações então notificadas no segmento da produção e das vendas.

(11) A exploração e o desenvolvimento são uma actividade temporária e de intensidade de capital, que inclui uma série de fases sucessivas. Em primeiro lugar, os países que acreditam que as reservas de hidrocarbonetos podem ser descobertas no seu território (esse país denomina-se "o país de acolhimento") organizam concursos para a concessão de licenças de exploração. Os processos de concurso variam entre os leilões públicos nos EUA até situações em que os candidatos são pré-seleccionados pelo país de acolhimento. Esta pré-selecção pode basear-se em graus diferentes na capacidade técnica, no poder financeiro ou noutras considerações (grupos de pressão, afinidades culturais, etc.).

(12) Frequentemente, as empresas concorrem em conjunto a fim de repartir os riscos ou juntar capacidades complementares. Em algumas circunstâncias, os países de acolhimento podem exigir que alguns candidatos se reunam a fim de obter a licença de exploração. Os países de acolhimento podem igualmente exigir que as suas empresas petrolíferas nacionais venham a ter uma parte de qualquer descoberta realizada na categoria objecto da licença. De qualquer modo, quando a licença é concedida conjuntamente a um grupo de empresas, é nomeado um operador para o conjunto. O papel do operador consiste em gerir técnica e financeiramente a exploração e eventualmente as fases de desenvolvimento e produção do projecto. A maior parte das decisões importantes exigem a unanimidade de todos os parceiros no projecto.

(13) O período total entre a concessão de uma licença e a produção real varia tradicionalmente entre 5 e 15 anos. Os custos de exploração e os projectos de desenvolvimento podem chegar a atingir 7 mil milhões de euros para os projectos nas denominadas "zonas fronteiriças". A divisão das despesas entre a fase de exploração e a fase de desenvolvimento é tradicionalmente de 15 % e 85 % respectivamente.

(14) Deve igualmente referir-se quando a produção se inicia numa nova região, é necessário desenvolver infra-estruturas. Tal inclui nomeadamente plataformas petrolíferas, oleodutos e terminais. Os campos mais pequenos, que não seriam rentáveis para serem desenvolvidos por si só, podem então ser explorados através da utilização de infra-estruturas já criadas para um campo de maiores dimensões. Esses campos mais pequenos são por vezes denominados "campos satélite". A exploração no Mar do Norte seguiu tradicionalmente esse processo.

MERCADOS DO PRODUTO RELEVANTES

(15) Alega-se frequentemente que a exploração, o desenvolvimento e a produção e venda estão demasiado interligados para se poder definir mais do que um mercado do produto distinto. Pode contudo concluir-se que a exploração constitui um mercado do produto distinto. Na realidade, pode alegar-se que uma empresa envolvida na exploração tem duas categorias de clientes: o país de acolhimento, relativamente ao qual se comprometeu em geral a fornecer um futuro fluxo de recursos no caso da descoberta de petróleo ou gás; e os produtores e vendedores subsequentes do petróleo e do gás que podem comprá-los ou juntar-se ao desenvolvimento e produção. A transferência de direitos sobre os blocos constitui uma prática corrente no sector.

(16) Uma vez que o eventual conteúdo subterrâneo não é conhecido no momento da exploração, a Comissão considera que não se justifica estabelecer uma distinção entre a exploração do petróleo e a exploração do gás natural. Quanto aos mercados do desenvolvimento, produção e venda do produto, uma vez que o gás e o petróleo bruto têm aplicações divergentes e se encontram sujeitos a um comportamento de fixação de preços variável bem como a restrições a nível dos custos, a Comissão considerou adequado, na fase da decisão que dá início ao procedimento, definir um mercado do produto relevante para o desenvolvimento, a produção e vendas de petróleo bruto e um outro mercado do produto relevante para o desenvolvimento, produção e vendas do gás natural.

(17) As partes contestaram ainda a existência de um mercado da exploração alegando que se encontra demasiado associado às fases posteriores do processo de produção para tornar possível um mercado do produto. Tal como será explicado na secção relativa aos efeitos da concentração sobre a concorrência, não é necessário para a apreciação dos efeitos da operação notificada sobre a concorrência definir exactamente mercados do produto relevantes consoante as várias fases da exploração, do desenvolvimento, da produção e venda de respectivamente petróleo bruto e gás natural.

MERCADOS GEOGRÁFICOS RELEVANTES

(18) A Comissão considera que o mercado da exploração é um mercado mundial em âmbito e concorda com as partes que de um ponto de vista da procura europeia os mercados geográficos relevantes são mundiais em âmbito para o desenvolvimento, produção e venda do petróleo bruto e incluirão provavelmente o EEE, a Argélia e a Rússia no que diz respeito ao gás.

(19) A Comissão analisou se áreas geográficas mais pequenas poderiam constituir mercados relevantes. Alguns compradores de gás estabelecem, por razões de segurança de fornecimento, uma distinção na sua política de compras no que diz respeito à origem do gás com base nos riscos políticos incorridos e na sua influência sobre a segurança de fornecimento no que diz respeito ao gás russo e argelino (a Rússia representou aproximadamente 17 % do fornecimento total da Europa Ocidental e a Argélia 12 %). O exemplo mais explícito desta situação é a legislação espanhola que determina que não pode provir do mesmo país mais de 60 % da procura de gás natural. É contudo pouco provável que um aumento dos preços do gás produzido no EEE possa ser contestado por um pequeno aumento na proporção do gás adquirido à Rússia e à Argélia. De qualquer forma, a definição exacta do mercado geográfico relevante pode ser deixada em aberto, uma vez que tal não altera a conclusão da apreciação em termos de concorrência.

OPERADORES NO MERCADO

(20) Tradicionalmente, as empresas envolvidas nas actividades de exploração, desenvolvimento e produção e venda foram agrupadas em três categorias com perfis, objectivos estratégicos e capacidades futuras de exploração e desenvolvimento diferentes. Trata-se: i) dos produtores estatais (principalmente OPEC e algumas empresas situadas na OCDE, tais como a Statoil); ii) das "principais", ou seja, empresas petrolíferas verticalmente integradas com actividades internacionais; e iii) de uma multitude de empresas petrolíferas substancialmente mais pequenas, a maior parte das quais são exploradores e/ou produtores não integrados a montante.

(21) As preocupações em termos de concorrência identificadas pela Comissão foram suscitadas principalmente pelo facto de, como resultado da operação notificada, bem como de a operação notificada pela BP Amoco e Arco, um terço (um quarto) dos operadores poder prevalecer nas actividades de exploração e desenvolvimento. Este grupo de "super principais" poderia ser composto pela Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e Shell.

POSIÇÃO DAS PARTES NO MERCADO

Exploração

(22) Não existe qualquer indicador de poder de mercado amplamente disponível ou aceite em relação ao mercado da exploração. A quantificação do poder de mercado pode ser efectuada com base no número de blocos, em que foram concedidas licenças, no número de blocos em que uma determinada empresa é o operador, na superfície útil líquida, na superfície total no âmbito de propriedade, nas despesas do capital em exploração, etc. Existe um amplo acordo de que informações com base no número de blocos ou superfície útil não seriam fiáveis, uma vez que cobrem em grande medida situações diferentes.

(23) Com base nas despesas de capital, a Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e a Shell representam em conjunto, com quotas aproximadamente equivalentes, entre 30 % e 40 % das despesas totais de capital em exploração, desenvolvimento e produção previstas para 1999. O maior produtor que se segue representaria um terço da dimensão média dos três principais operadores.

(24) As partes contestaram a adequação desta medida de poder de mercado pelas razões que se seguem. Em primeiro lugar, as despesas de capital variam consoante os locais explorados. Esta situação distorce no sentido descendente a quota de mercado das empresas petrolíferas nacionais em áreas OPEC de baixos custos. Em segundo lugar, as despesas de capital não reflectem frequentemente a quota correcta de propriedade da licença ou da produção. Tal deve-se ao facto de as empresas estatais pagarem frequentemente uma parte que é desproporcionadamente inferior à sua participação na licença ou retêm produção de petróleo bruto. Em terceiro lugar, as despesas de capital incluem frequentemente despesas em investimentos, tais como liquefacção de gás e infra-estruturas e não montantes puramente investidos em exploração.

(25) Uma outra forma possível para quantificar o poder de mercado seria calcular a quota da produção prevista destas empresas (uma vez que a exploração e a compra actuais de direitos a terceiros se transformar na futura produção). Com base na investigação do mercado, a quota de mercado combinada dos três super principais da produção não OPEC seria, dentro de 10 anos, uma vez mais à volta de 30 % a 40 %.

Produção e vendas

(26) A Exxon e a Mobil terão em conjunto cerca de [0-10]* % e [10-20]* % respectivamente da produção mundial de petróleo bruto e da produção europeia de gás natural em 1998. Estes números seriam de 3,7 % e 8,4 % para a BP Amoco-Arco combinada e de 3,3 % e 13,9 % para a Shell. Estes números não foram materialmente alterados nos últimos anos. Da produção total de gás natural no EEE, os três super principais representam quase [30-40]* %. Contudo, do gás natural consumido no EEE, os três super principais representam menos de [20-30]* %.

(27) O sector refere frequentemente reservas comprovadas como um indicador do poder de mercado. Nesta base, as partes deterão aproximadamente [0-10]* % e [10-20]* % respectivamente das reservas comprovadas mundiais de petróleo bruto e das reservas comprovadas de gás natural na Europa. Contudo, pode alegar-se que as reservas comprovadas não constituem um indicador relevante da futura produção. Na realidade, as reservas comprovadas tal como declarado pelas empresas petrolíferas desempenham apenas o papel de existências e, tal como qualquer outra empresa privada, as empresas petrolíferas privadas necessitam de limitar tanto quanto possível as suas existências. Através das suas reservas comprovadas, uma empresa indica que consegue (ou não consegue) substituir o esgotamento previsível dos campos petrolíferos existentes, permanecendo desse modo um operador viável no mercado. Contudo, as empresas petrolíferas nacionais não necessitam de justificar novos investimentos de exploração e desenvolvimento aos seus accionistas, uma vez que beneficiam das reservas nacionais, que normalmente ultrapassam em grande medida as suas necessidades. Por conseguinte, um indicador desse tipo implica um desvio no sentido ascendente a favor das empresas nacionais.

(28) Actualmente e em relação ao futuro próximo, os produtores da OPEC beneficiam colectivamente de um poder de mercado substancial na produção de petróleo bruto. Controlam uma parte substancial da produção e das reservas comprovadas (cerca de 40 % e 75 % respectivamente, enquanto as reservas da Arábia Saudita representam mais de um terço das reservas da OPEC). A OPEC conseguiu por várias ocasiões no passado influenciar(8) os preços do petróleo bruto até um certo nível.

(29) A Gazprom (17 %) e a Sonatrach (11 %), os fornecedores nacionais russos e argelinos, representam cerca de 30 % das vendas no EEE de gás natural e as suas reservas representam 88 % (Gazprom 81,5 %) das reservas comprovadas combinadas que podem ser vendidas no EEE.

EFEITOS DA OPERAÇÃO DE CONCENTRAÇÃO SOBRE A CONCORRÊNCIA

(30) A Comissão levantou as dúvidas graves que se seguem quanto ao efeito sobre a concorrência nos mercados de exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e gás natural. A aquisição notificada juntamente com a concentração BP Amoco-Arco podem conduzir à criação de um quarto nível de concorrentes no sector composto pela Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e Shell. Independentemente do parâmetro utilizado (capitalização do mercado, produção de petróleo e gás, reservas comprovadas, etc.), existe agora uma lacuna material entre estes três super principais e os restantes principais operadores.

(31) Foi analisado se seria possível que os três super principais se encontrassem no futuro numa posição privilegiada para descobrir e desenvolver novas reservas importantes em comparação com os outros operadores do mercado. Tal podia provir do seu crescente poder financeiro e permitir-lhes-ia agora possuir uma carteira de riscos de maior dimensão. Pelo contrário, os outros concorrentes teriam de descobrir e escolher as áreas em que tencionavam vir a desenvolver actividades. Devido ao acesso menos favorável ao capital e à capacidade de dividir os riscos, as empresas de menor dimensão, se pretendessem continuar a desenvolver importantes campos, teriam de se tornar parceiros mais pequenos dos super principais a fim de beneficiar da sua combinação de recursos. A única alternativa que lhes restava seria tornarem-se operadores nicho centrados na exploração. Tal pode dar origem a que os super principais controlem o acesso de outros exploradores às novas áreas fronteiriças primeiro no momento da concessão das primeiras licenças e depois em relação a novos blocos nas proximidades, uma vez que os super principais terão construído as infra-estruturas necessárias.

(32) Uma vez que o prazo tradicional que decorre entre as primeiras fases de exploração e o início de produção varia entre 5 e 15 anos, no âmbito deste cenário existiria uma possibilidade de num horizonte de cerca de dez anos, as novas reservas não OPEC e a produção serem influenciadas de uma forma significativa pelos super principais.

(33) Esta situação poderia afectar os mercados da produção e das vendas da seguinte forma. As restrições competitivas que limitam a capacidade da OPEC de funcionar como um cartel diminuiriam. Estas três empresas teriam os mesmos interesses do que a OPEC e seria provável que se alinhassem pelas decisões da OPEC limitando a produção a um certo nível sem temer que outros beneficiassem desta situação. Tal transformar-se-ia no reforço da posição dominante da OPEC no mercado do petróleo bruto através da criação de um estrutura oliogopolística que combina a OPEC e os três super principais, criando desta forma incentivos para o alinhamento pelas estratégias comerciais da OPEC. A OPEC estaria então numa posição de aumentar e sustentar os preços no limiar de preços mais elevado acima dos quais uma nova exploração seria lançada.

(34) Tendo em conta o que precede, a Comissão concluiu que a operação suscitava sérias dúvidas quanto à sua compatibilidade com o mercado comum e com o funcionamento do Acordo EEE, que devia ser estudada mais aprofundadamente.

(35) As partes contestaram as sérias dúvidas da Comissão com base em duas razões principais. Em primeiro lugar, as super principais confrontar-se-iam ainda com restrições competitivas por parte das empresas petrolíferas mais pequenas. Em segundo lugar, os países de acolhimento controlam a produção de petróleo e de gás e de qualquer modo não teriam quaisquer incentivos para deixar que as empresas petrolíferas restringissem a produção.

(36) A investigação realizada junto do mercado confirmou que os pequenos exploradores não parecem acreditar que o aparecimento de uma nova classe de super principais ameace a sua posição. Devido a diferenças de dimensão, não competiriam pelo mesmo tipo de direitos de exploração e não estariam dependentes dos exploradores de maiores dimensões para vender o seu petróleo. Para além disso, as principais empresas como a Chevron, a Texaco, a Elf ou a Total parecem ter todas uma capacidade inalterada para explorar e desenvolver campos em qualquer ponto do mundo. As partes forneceram inúmeros exemplos do envolvimento das principais empresas em actuais projectos em todo o mundo.

(37) Em segundo lugar, a investigação do mercado confirmou que a concessão tradicional de contratos entre Governos e exploradores-produtores proíbe que estes últimos limitem a sua produção (e deixa à discrição do Governo essa decisão).

(38) Quanto ao gás natural, é pouco provável que as partes em conjunto com as outras super principais pudessem controlar a produção EEE e por conseguinte que a concorrência fosse afectada. Mesmo no caso de existir um tal mercado (tendo em vista o previsto risco político que acompanha a produção de gás na Rússia e na Argélia), não pode ser alegada qualquer posição dominante colectiva entre as super principais tendo em conta a forte posição do gás norueguês fornecido por concorrentes. Para além disso, os produtores de gás natural confrontam-se com uma procura muito concentrada que se encontra nas mãos das empresas nacionais de transporte grossista de gás, tais como a SNAM (Itália) ou a Transgas (Portugal).

(39) Por conseguinte, a Comissão concluiu que a concentração não conduzirá à criação nem ao reforço de uma posição dominante nos mercados da exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e gás natural.

B. TECNOLOGIA DO GÁS PARA LÍQUIDOS

(40) A Comissão expressou sérias dúvidas na sua decisão do n.o 1, alínea c), do artigo 6.o, de que a operação notificada criasse uma posição dominante relativamente à tecnologia do gás para líquidos.

(41) A tecnologia gás para líquidos ("GTL") é um processo de conversão do gás natural em combustíveis acabados. A tecnologia GTL permite a conversão de gás natural sob a forma líquida no local da exploração e produção, facilitando desta forma o desenvolvimento comercial das reservas de gás e o transporte de gás natural de localizações remotas não acessíveis por gasodutos. Para além disso, tem a vantagem de produzir produtos de elevada pureza.

(42) Actualmente, os processos GTL não podem produzir produtos de substituição económicos para produtos de refinação convencionais. Prevê-se que os pedidos dos clientes de produtos GTL provenham em primeiro lugar dos lubrificantes e industrias petroquímicas, devido à elevada pureza e disposição molecular de matérias-primas geradas pela tecnologia GTL. Pedidos subsequentes podem incluir outros produtos petrolíferos.

(43) Existem duas vias GTL actualmente, ou seja, o Fischer-Tropsch ("F-T") e o Metanol ou o processo de metanol para gasolina ("MTG"), que a Exxon e a Mobil desenvolveram cada uma respectivamente. As informações recolhidas no mercado indicaram que a Exxon desenvolveu a única maior carteira de patentes destinadas ao processo F-T e possui patentes estrangeiras e norte-americanas destinadas essencialmente a cada fase significativa do método. Fontes do sector declararam que [...]*.

(44) Outras empresas petrolíferas e de gás limitaram as posições das patentes num ou noutro, ou por vezes, em ambos os processos. Contudo, nenhuma destas empresas tem posições que abrangem todas as fases potenciais de cada via.

(45) As posições das patentes da Exxon e da Mobil representam actualmente posições alternativas, apesar de não substituíveis. Após a operação de concentração, a forte posição em termos de patentes das partes criaria desincentivos a qualquer potencial novo candidato. Finalmente, os substanciais recursos financeiros necessários para competir no domínio do GTL (por exemplo, a construção de uma fábrica de F-T custa actualmente [entre 1 e 3]* mil milhões de dólares) impediria tanto a expansão dos operadores existentes como a entrada de potenciais concorrentes.

(46) Em resposta às sérias dúvidas da Comissão, as partes explicaram que a tecnologia GTL não constituía um mercado em si mesmo e que as quantidades de produtos petrolíferos que essa tecnologia ia permitir produzir na próxima década seria mínima em comparação com os produzidos através dos processos tradicionais de refinação. Para além disso, outras empresas possuirão carteiras de patentes suficientes para lhes permitir desenvolver a tecnologia.

(47) A Comissão concorda com as partes de que a concentração notificada, mesmo partindo do princípio de que possuirão uma carteira essencial de patentes GTL, não dará origem a qualquer posição dominante dado o pequeno impacto que terá nos mercados dos produtos petrolíferos.

C. GÁS NATURAL

INTRODUÇÃO

Descrição da "estrutura do gás"

(48) O gás natural proveniente do poço contém elementos que necessitam de ser retirados antes de o gás atingir uma qualidade de gasoduto, composto quase totalmente por metano e etano e poder ser injectado nos gasodutos de alta pressão de distribuição. O gás é vendido a empresas grossistas de transporte que, por sua vez, vendem o gás aos consumidores finais.

(49) Existem dois níveis de empresas de transporte grossista. Existem as denominadas empresas grossistas de transporte a longa distância e as denominadas empresas grossistas de transporte a curta distância. As primeiras compram o gás aos produtores de gás e transportam-no em longas distâncias através de gasodutos de alta pressão. Podem então vender gás a outros grossistas mais locais, nomeadamente, as empresas grossistas de transporte a curta distância ou directamente a clientes finais ou prestar serviços de trânsito internacionais de longa distância a outras empresas grossistas de transporte de longa distância localizadas noutros países.

(50) Para além do fornecimento de gás, os serviços oferecidos aos clientes finais incluem:

- fornecimento de "swing": o consumo de gás não é distribuído de uma forma equitativa ao longo do ano. Este facto é especialmente importante para as empresas de distribuição local que abastecem as famílias através da sua rede de condutas de baixa pressão o que exige, para efeitos de aquecimento, uma grande quantidade de gás no Inverno e muito menos quantidade no Verão. Um elemento-chave para fornecer "swing" é o acesso à armazenagem, principalmente sob a forma de instalações de armazenagem subterrânea.

- a prestação de outros serviços tais como o controlo da qualidade (a garantia de que o gás fornecido se encontra no âmbito das especificações acordadas), o equilíbrio (a garantia de que a produção de gás nas condutas está em conformidade com o exigido), o apoio (acordos com outros grossistas e/ou produtores interligados com a sua rede própria de condutas em que garantem o fornecimento no caso de o proprietário deixar de o fazer) e a contagem.

(51) Os clientes finais podem ser agrupados em três categorias: os produtores de energia, (empresas ou consumidores interruptíveis) os clientes industriais e as empresas de distribuição local. Estes clientes são diferentes pelas seguintes razões:

(52) Existem diferenças importantes a nível dos preços entre as várias categorias de clientes, mesmo quando a sua procura de gás é a mesma. Tal deve-se ao facto de os preços se basearem tradicionalmente no valor das fontes de energia alternativas do cliente ("Anlegbarkeitsprinzip"). Tal refere-se à fonte de energia alternativa para a qual o cliente pode mudar: gasóleo de aquecimento doméstico, fuelóleo pesado para os utilizadores industriais e, numa certa medida, energia nuclear ou carvão para os produtores de energia.

(53) Existem igualmente diferenças qualitativas se considerarmos o fornecimento às diferentes categorias de clientes. Relativamente a este aspecto, faz-se referência ao requisito de "swing" para os fornecimentos às empresas de distribuição local e à diferença entre as empresas (o seu fornecimento de gás não pode ser interrompido) e os consumidores industriais interruptíveis. Estes aspectos têm igualmente um impacto sobre o preço.

(54) A última diferença é o enquadramento legal resultante da Directiva 98/30/CE do Parlamento Europeu e do Conselho(9) (a seguir denominada: a Directiva comunitária Gás) e das medidas nacionais de execução (liberalização). A Directiva comunitária Gás exige que os Estados-Membros liberalizem os seus mercados até 10 de Agosto de 2000 de forma a que nessa altura os grupos electrogéneos a gás, independentemente do seu nível de consumo anual, e os clientes finais que consumam mais de 25 milhões de metros cúbicos por ano numa base de consumo no local, tenham a liberdade de celebrar contratos para o gás natural (os denominados "clientes elegíveis"). A liberalização total do mercado deve situar-se em pelo menos 20 %, aumentando para 28 % em 2005 e 33 % em 2010. O limite máximo para os clientes elegíveis será reduzido para 15 milhões de metros cúbicos em 2005 e para 5 milhões de metros cúbicos em 2010.

(55) Para a organização do acesso ao sistema, os Estados-Membros podem optar entre dois procedimentos que devem funcionar de acordo com critérios objectivos, transparentes e não discriminatórios. O primeiro procedimento diz respeito ao "acesso negociado", através do qual as empresas de gás natural e os clientes elegíveis negoceiam acordos comerciais voluntários e segundo os quais as empresas de gás relevantes têm de publicar as condições de utilização do seu sistema até 10 de Agosto de 2001 e a partir daí numa base anual. O segundo procedimento é o "acesso regulamentado", através do qual as empresas de gás natural devem dar acesso numa base de tarifas publicadas estabelecidas por uma autoridade competente do Estado-Membro.

(56) A Directiva permite um importante procedimento de derrogação condicional, através do qual a Comissão pode aceitar, mediante determinadas condições, que as empresas de gás possam recusar o acesso, se tal lhes causar graves dificuldades económicas e financeiras, devido a compromissos de compra obrigatória aceites num ou mais contratos de compra de gás.

(57) Nos Países Baixos, a recentemente introduzida proposta para uma nova legislação em matéria de gás vai consideravelmente mais longe do que os requisitos mínimos da Directiva Gás. Os consumidores com um consumo anual de 10 milhões de m3 (que representam 44 % do consumo anual total dos Países Baixos) têm já a liberdade de comprar gás. A partir de Janeiro de 2002, os clientes com um consumo anual entre 170 mil metros cúbicos e 10 milhões de m3 terão igualmente essa liberdade. A partir de Janeiro de 2007 todos os consumidores (incluindo as famílias) poderão abastecer-se livremente de gás. Não existe qualquer regime específico para os grupos electrogéneos. Os Países Baixos optaram pelo "acesso negociado" e a Gasunie publicou as suas tarifas TPA em Agosto de 1998.

(58) Na Alemanha, as empresas grossistas de transporte tinham tradicionalmente monopólios regionais e tinham concluído acordos de demarcação regional, isto é, acordos através dos quais as empresas grossistas de transportes acordavam não proceder a actividades grossistas no território designado de cada uma das outras empresas. Tal é proibido desde 29 de Abril de 1998, data de entrada em vigor do diploma relativo ao sector da energia. O diploma estabelece que 100 % do mercado alemão está liberalizado, isto é, todos os clientes são "clientes elegíveis". O diploma estabelece igualmente que os municípios devem conceder direitos de servidão para a construção das redes de condutas. O novo diploma em matéria de concorrência determina que os operadores de rede não devem negar a terceiros o acesso a redes sem razões justificadas e objectivas. No caso de uma recusa, a questão deve ser apresentada à Autoridade responsável em matéria de concorrência ou directamente junto do Tribunal Administrativo. Desde Fevereiro de 1999 as associações do sector estão a negociar o denominado "Verbändevereinbarung Gas", que estabelecerá os critérios através dos quais o acesso "negociado" de terceiros será concedido juntamente com preços indicativos.

Enquadramento contratual

(59) A indústria europeia do gás tem funcionado numa base de acordos contratuais de longo prazo concluídos entre compradores e vendedores. As partes indicaram que a fim de conseguir o financiamento necessário para o investimento nas infra-estruturas de produção e distribuição, os produtores de gás tiveram de concluir com os compradores acordos de longo prazo. Um campo de gás só seria tomado em consideração em termos de produção se fosse encontrado um comprador para o gás, tradicionalmente uma ou mais empresas nacionais grossistas de transporte de gás.

(60) Com base em tais acordos, os investimentos realizar-se-iam igualmente nas infra-estruturas de distribuição necessárias (terminais e gasodutos). Os contratos são celebrados com antecedência suficiente em relação ao início da produção real a fim de permitir a construção das necessárias infra-estruturas. Por sua vez, as empresas grossistas de transporte celebram contratos com os seus clientes, através dos quais se comprometem a celebrar contratos de longo prazo com os seus clientes em relação ao seu volume de compra total. Pode referir-se que tradicionalmente as empresas grossistas de transporte equilibram a procura com a oferta.

(61) As características típicas dos contratos de longo prazo são os compromissos de compra obrigatória no que diz respeito aos volumes. O preço contratual relativo a cada nível é tradicionalmente construído como um preço "netback" menos uma margem acordada para o cliente. Um contrato estabelecerá igualmente ajustamentos a nível dos preços de três em três anos, através dos quais os preços podem ser revistos caso exista uma alteração material no mercado do comprador (concorrência a nível do gás, mudança nas energias alternativas e outros). Os contratos incluem igualmente uma cláusula de vendas paralelas, através da qual o comprador pode reduzir as suas obrigações de compra com o volume que o vendedor vende directamente no território dos compradores. As empresas de gás [isto é, os compradores]* alegam que tal é necessário a fim de evitar que os produtores vendam o seu gás duas vezes (uma vez à empresa grossista de transporte e uma vez directamente ao cliente da empresa grossista de transporte). Por outro lado, tais acordos constituem um elemento importante de estabilidade na cadeia de distribuição do gás, uma vez que mantêm uma certa hierarquia de produtor - empresa grossista de transporte - consumidor final.

(62) A política de fixação dos preços do gás através das energias alternativas dos clientes compradores, igualmente denominado princípio do valor de mercado, constitui na opinião das empresas europeias de gás o elemento-chave para explicar a construção e expansão de uma infra-estrutura europeia de gás e, simultaneamente, permitir aos consumidores beneficiarem de preços competitivos. Maximizar desta forma o fluxo de receitas decorrentes das vendas de gás e manter a aceitação por parte de todos os intervenientes do sector do gás deste princípio constitui assim uma preocupação principal das empresas que operam no sector do gás.

(63) [...]*.

Breve resumo da estrutura do gás nos Países Baixos e na Alemanha

(64) Os Países Baixos são um dos principais países produtores de gás no EEE. Trata-se de um exportador líquido de gás. Os maiores produtores dos Países Baixos são a NAM, uma empresa comum entre a Exxon e a Shell e a EBN, a empresa estatal neerlandesa de petróleo e gás. A Exxon e a Shell e a empresa estatal neerlandesa (através da EBN e directamente) possuem a Gasunie, a empresa grossista de distribuição à qual quase todo o gás neerlandês é vendido. A Gasunie vende [80-90]* % do gás consumido nos Países Baixos e possui a totalidade da infra-estrutura grossista de gás neerlandesa (à excepção de um gasoduto). A Gasunie concluiu acordos de fornecimento exclusivo de longo prazo com todas as empresas de distribuição regionais no que diz respeito às vendas a clientes com uma procura anual [inferior a um certo nível]*.

(65) Existe produção de gás na Alemanha. Tal representa aproximadamente 20 % da procura alemã de gás. Os principais produtores são a BEB, a empresa comum alemã de produção e distribuição constituída entre a Exxon e a Shell e a Mobil. Cerca de 80 % do consumo de gás é importado da Noruega, da Rússia e dos Países Baixos. O mais importante importador e empresa grossista de transporte na Alemanha é a Ruhrgas. A Exxon, a Shell, a Mobil e a BP conjuntamente com produtores alemães de carvão e aço são os proprietários da Ruhrgas. Outros importadores são a BEB, a Thyssengas (onde a Exxon e a Shell detêm cada uma participação de 25 % e a RWE-DEA tem 50 %; em conjunto estas empresas controlam a Thyssengas) e a VNG (a empresa grossista de transporte da Alemanha Oriental, em que a BEB e a Ruhrgas são accionistas). A Mobil e a EWE, uma empresa em que as partes não têm qualquer participação, importa igualmente uma certa quantidade de gás para consumo na Alemanha. Todas as empresas supramencionadas são empresas tradicionais grossistas de transporte a longa distância, cuja posição foi contestada pela Wingas, uma empresa comum criada entre a BASF e a Gazprom (o produtor russo de gás), através da sua rede de gasodutos recentemente construída.

(66) O gás é vendido pelos produtores alemães e empresas importadoras de transporte grossista (denominadas "empresas de transporte grossista de longa distância") a uma série de empresas regionais de transporte grossista (designadas por "empresas de transporte grossista de curta distância"). As cerca de 19 empresas de transporte grossista de longa e curta distância vendem o gás a cerca de 700 empresas de distribuição local, que por seu lado abastecem os lares.

MERCADOS DO TRANSPORTE GROSSISTA

Mercado do produto relevante

(67) As partes consideram que a distribuição e comercialização de gás natural pode dividir-se num segmento de transporte grossista e num segmento de distribuição local. As empresas de transporte grossista reúnem gás dos produtores. Vendem-no então a uma miscelânea de empresas grossistas de segundo nível (neste caso as empresas alemãs de transporte grossista de curta distância), a distribuidores locais e a grandes utilizadores finais. As empresas de transporte utilizam sistemas de gasodutos de alta pressão e instalações de armazenagem para distribuir o gás no local e volumes exigidos pelos seus clientes. Os distribuidores locais vendem o gás a utilizadores finais (tais como, lares).

(68) As partes consideram que os fornecedores nos níveis de comércio grossista e de distribuição local têm tendência para serem diferentes. As partes não têm qualquer presença directa no segmento da distribuição local.

(69) Para além da distribuição e comercialização do gás natural, as partes consideram na notificação que "o transporte de gás natural - gasodutos e transporte marítimo LNG" e "a armazenagem do gás natural" são mercados distintos. A Comissão concorda com as partes que o transporte e a armazenagem de gás natural constituem mercados do produto distintos.

a) Mercado do transporte grossista face ao mercado da distribuição local

(70) As empresa de transporte grossista de longa e curta distância vendem gás através de gasodutos de alta pressão a clientes industriais, produtores de energia e empresas de distribuição local. Estas vendem o gás a utilizadores finais tais como famílias e clientes residenciais através da sua rede extensiva de gasodutos de baixa pressão (rua a rua). As empresas de distribuição local compram a empresas grossistas o "swing" e outros serviços conexos. Por conseguinte, a Comissão concorda com as partes de que a distribuição local constitui um mercado do produto distinto. Uma vez que as partes não se encontram directamente activas neste mercado, este mercado do produto não é analisado mais aprofundadamente no âmbito do presente processo.

b) Mercado do transporte grossista de longa distância face ao mercado do transporte grossista de curta distância: o mercado grossista de longa distância constitui um mercado do produto distinto em que a entrada depende da clientela dos novos candidatos ou de um investimento muito elevado a nível dos custos irrecuperáveis

(71) Tal como explicado supra, o sector grossista alemão do gás caracteriza-se por uma estrutura de dois níveis: as empresas de transporte a longa distância vendem o gás que importaram directamente dos produtores estrangeiros e transportaram-no através de gasodutos de longa distância até às empresas de curta distância. Deve analisar-se se este tipo de serviço poderia ser facilmente substituído pelas empresas de curta distância no caso de um hipotético aumento dos preços cobrados às empresas de curta distância. Nessas circunstâncias, a única forma que as empresas de curta distância teriam para contestar um aumento de preços seria obterem directamente o gás dos produtores, isto é, integrar-se na cadeia vertical a um nível superior. Para tal, as empresas de curta distância (ou, provavelmente, os clientes finais) necessitariam de obter condições de fixação de preços semelhantes dos produtores de gás às condições de que beneficiam as empresas de longa distância e poderem transportar o gás através de longas distâncias. A partir da sua análise do mercado, a Comissão conclui que mesmo face a um aumento de preço, as empresas de curta distância não teriam quaisquer incentivos para passarem a empresas de longa distância.

(72) [...]*.

i) O ponto de vista das partes: todos podem importar gás

(73) As partes consideram que o mercado relevante consiste nas vendas de gás alemão e gás importado pelas cerca de 19 empresas de transporte grossista a longa e curta distância aos clientes industriais, produtores de energia e empresas de distribuição local. As partes consideram que as actividades específicas das empresas de transporte a longa distância se limitam a uma complicação técnica, uma vez que todos podem transportar gás até à fronteira alemã.

(74) Em primeiro lugar, as partes indicam que são possíveis importações de pequenos volumes. Referem-se a dois contratos de importação de pequenos volumes, tais como os [...]*.

(75) Em segundo lufar, as partes consideram que o custo de entrada neste sector através de investimentos em instalações de recepção, gasodutos e armazenagem constitui uma característica natural de um sector de intensidade de capital a longo prazo e não constitui um obstáculo à entrada. É feita referência específica ao investimento efectuado pela Wingas a fim de ilustrar que continua a ser rentável investir em infra-estruturas de gás alemão. As partes salientam igualmente que não são necessários investimentos para importar gás [...]*.

(76) Em terceiro lugar, as partes referem as disposições da nova legislação alemã em matéria de energia e a obrigação legal de os proprietários de gasodutos oferecerem a terceiros capacidade suplementar. Por conseguinte, as vendas a consumidores finais na Alemanha são uma possibilidade realista e é feita referência às decisões de um certo número de empresas de distribuição local no sentido de adquirirem directamente aos produtores bem como o facto de grupos industriais comprarem de forma centralizada.

ii) A investigação da Comissão no mercado não corrobora o ponto de vista das partes

(77) O inquérito efectuado no mercado não corroborou o ponto de vista das partes de que importar gás é apenas uma "complicação técnica". Cerca de onze grossistas alemães de curta distância efectuaram as seguintes declarações:

- "Para atingir preços interessantes através de um contrato de importação, é necessário actualmente comprar grandes quantidades com obrigações de compra bem como, nomeadamente, investimentos próprios ou participações financeiras em projectos ou empresas. Tal actividade é típica de empresas que agrupam uma grande procura e dispõem de grandes meios financeiros para suportar riscos de custos associados à importação. Ao importar, a segurança do fornecimento através da diversificação de fontes de abastecimento desempenha um papel importante."

- "Para importar, é exigida aos produtores uma rede de gasodutos paralela (ou para os pontos de transmissão na fronteira) ou TPA. O grossista de curta distância não pode estimar os custos necessários e o tempo envolvido."

- "É difícil vender quantidades de importação suplementar na Alemanha a clientes, uma vez que estas quantidades apenas se podem destinar a distribuidores regionais. A comercialização de gás directamente a consumidores finais só é possível com esforços consideráveis e demonstra ser irrealista actualmente."

(78) Na sua resposta à comunicação de objecções ("a resposta"), as partes voltaram a referir que é possível a aquisição de pequenos volumes, que os custos de importação se encontram prontamente disponíveis (através de pesquisa própria ou de empresas de consultoria existentes), que os custos das infra-estruturas de importação são tradicionalmente inferiores a [0-5]* % e que os fornecimentos e os clientes estão acessíveis (a procura está a aumentar e os actuais contratos estão a terminar). A Comissão reconhece que os custos de importação podem ser calculados. Os outros pontos serão abordados mais adiante.

(79) Pode referir-se que o Bundeskartellamt concluiu num procedimento(10) recente que o mercado do transporte grossista a longa distância constitui um mercado do produto relevante distinto.

iii) O gás alemão não pode contestar um aumento dos preços do gás importado

(80) O gás alemão é todo vendido na Alemanha. Contudo, a produção de gás alemão representa actualmente cerca de 20 % do consumo total e prevê-se que diminua para [menos de 15]* % até 2010. As empresas grossistas de transporte que pretendem satisfazer a sua procura exigem por conseguinte um maior acesso ao gás importado, isto é, aos serviços das empresas grossistas de transporte a longa distância.

(81) Para além disso, o gás alemão está atribuído numa grande medida às empresas grossistas de transporte a longa distância, de forma que em geral, a disponibilidade de gás alemão para outras empresas é demasiado limitada para contestar um aumento dos preços do gás importado. A produção e as reservas de gás alemão são detidas em cerca de [70-80]* % pelas empresas de transporte grossista a longa distância BEB [40-50]* %) e Mobil ([20-30]* %). Os restantes [20-30]* % da produção alemã (o que representa cerca de [0-10]* % procura alemã) são realizados pela RWE-DEA com cerca de 7,5 %, a Wintershall e Preussag com cerca de 5,5 % cada uma e a Erdöl-Erdgas Gommern com cerca de 4,5 %. A RWE-DEA comprometeu-se a vender 60 % da sua produção anual à Ruhrgas e a Preussag comprometeu-se a vender 45 % da sua produção anual à Ruhrgas. A maior parte da produção da Erdöl-Erdgas Gommern é vendida através da VNG, uma outra empresa de transporte grossista a longa distância.

iv) O acesso ao gás estrangeiro em condições competitivas não é e não será viável após a operação de concentração: os potenciais candidatos no mercado do transporte grossista a longa distância dependem dos serviços das empresas existentes

(82) As actividades diárias de qualquer grossista de curta distância dependem, numa medida significativa, da rede de gasodutos, das instalações de armazenagem e de outros serviços fornecidos pelas empresas de transporte a longa distância. Entrar em conflito com esses fornecedores essenciais contornando-os em parte dos seus serviços seria uma decisão arriscada tendo em conta o âmbito da retaliação por parte dos fornecedores de transporte grossista de longa distância.

(83) Contudo, existe uma empresa de transporte grossista a curta distância que não depende dos serviços de transporte grossista das empresas de transporte a longa distância. Trata-se da Erdgas Münster (EGM), uma empresa que vende gás alemão produzido pelos seus accionistas, os mais importantes produtores de gás alemão: a BEB ([20-30]* %), a Mobil ([20-30]* %), a Wintershall ([20-30]* %), a Preussag ([10-20]* %) e a RWE-DEA ([0-10]* %). Os accionistas são obrigados a vender a totalidade da sua produção numa área específica do noroeste da Alemanha através da EGM (representando [menos de 10 %]* do consumo total do gás alemão) e, desta forma, a empresa tem a garantia do seu abastecimento de gás [...]*.

(84) [...]*, a BEB e a Mobil controlariam, após a concentração, as decisões estratégicas da EGM. Essas decisões incluem a posição da EGM num futuro enquadramento de mercado liberalizado (ver infra). As partes alegam que não controlariam a EGM, uma vez que [...]*. Este raciocínio não pode ser aceite. A Exxon exerce o controlo conjunto na acepção do Regulamento das concentrações sobre a BEB e, para além disso, teria sentido económico que a Shell acordasse em [...]*, uma vez que, dessa forma, a Shell beneficiaria também das vantagens de poder controlar a EGM.

(85) Embora tanto a Mobil como a BEB sejam empresas de transporte grossista a longa distância, a posição da Mobil nesse mercado é substancialmente inferior à da da BEB. Por conseguinte, a Mobil teria interesse, antes da concentração, em manter a possibilidade de utilizar a EGM como um instrumento num futuro enquadramento de mercado liberalizado. Por conseguinte, não existe necessariamente um alinhamento de interesses entre a BEB e a Mobil. Esta capacidade de ser um concorrente potencial seria suprimida após a concentração através da criação de um controlo formal sobre a EGM.

(86) As partes fizeram igualmente algumas referências a concursos directos para fornecedores estrangeiros por parte de algumas empresas de distribuição local relativamente de pouca importância. No concurso, as empresas de distribuição local, todas clientes da Wingas, solicitam contingentes para fornecimentos até à fronteira alemã e indicam que elas próprias realizariam o transporte por toda a Alemanha. Um outro exemplo mencionado é a decisão da Stadtwerke ("SW") Viernheim de comprar directamente. Todavia, decorre do inquérito da Comissão que estes concursos não tiveram êxito.

(87) O facto de poderem existir concursos esporádicos não significa contudo que as empresas de distribuição local considerem que é viável transportarem elas próprias o gás dentro da Alemanha. Por conseguinte, não significa que consideram que podem entrar em concorrência com as empresas existentes.

(88) Os produtores que pretendessem entrar no mercado não só contariam com as empresa alemãs para venderem o seu gás na Alemanha como contariam igualmente numa medida variável com as empresas existentes para o seu trânsito de gás para outros mercados de exportação. Por exemplo, o gás alemão transita nos gasodutos das empresas alemãs existentes para chegar à Suíça e à Itália (e eventualmente mesmo à Polónia), o gás norueguês transita pela Alemanha para chegar à Suíça e o gás russo transita pela Alemanha para chegar a França.

É improvável que empresas de menor dimensão possam conseguir preços ou volumes interessantes ou que os fornecedores tradicionais contornem as empresas existentes

(89) O contratos de compra obrigatória a longo prazo (10, 20 ou 30 anos), através dos quais a obrigação final da empresa de transporte grossista é reduzida pelo montante que o produtor vende directamente (ou através de outras empresas) na área da empresa de transporte (igualmente denominadas "cláusulas de vendas paralelas"), aumenta os obstáculos de outras empresas obterem fornecimentos.

(90) Para além disso, os fornecedores não têm qualquer interesse em ultrapassarem os seus clientes tradicionais se tal conduzir a uma concorrência gás a gás que reduz os preços obtidos no mercado. E se o fornecedor não estiver disposto a oferecer preços inferiores, não existe qualquer razão para o cliente mudar. A concorrência gás a gás e a redução dos preços é, por conseguinte, o resultado mais provável. Uma vez que o produtor recebe preços globalmente valorizados, essa redução de preços afectaria as vendas totais de gás. Vender a novos candidatos coloca por conseguinte os produtores em risco de uma eventual concorrência prejudicial a nível dos preços. [...]*.

(91) Segundo [...]*, as cláusulas de vendas paralelas incentivam a empresa de transporte grossista e o fornecedor a competirem pelo mesmo utilizador final e favorecem por conseguinte a concorrência. Contudo, essa concorrência só é susceptível de ocorrer se o benefício retirado pelo fornecedor sobre as suas vendas directas compensar largamente quer os prejuízos a curto prazo dos preços valorizados em relação à totalidade do restante volume de vendas contratado para a empresa grossista de transporte quer os prejuízos a longo prazo de perda de vendas à empresa grossista de transporte quando os actuais contratos terminarem. Não é provável que tal aconteça, pelo que as cláusulas de vendas paralelas funcionam também como um obstáculo à entrada.

(92) A Comissão nota igualmente que três dos mais importantes grossistas alemães de longa distância adquiriram uma parte substancial do seu gás de origem não alemã aos produtores noruegueses, dinamarqueses e russos em conjunto (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % e Thyssengas [...]* %). Ao conjugar a sua procura, o consórcio deveria poder conseguir, através de contratos de longo prazo, melhores preços do que qualquer outra empresa que negociasse o contrato numa base individual. As partes não concordam com esta afirmação e referem que os preços de compra não têm qualquer relação com o volume, sendo no entanto estabelecidos através dos preços de combustíveis alternativos. A Comissão não pode concordar com este argumento, uma vez que se fosse levado até ao seu extremo lógico, implicaria que não seria possível qualquer concorrência de preços no âmbito do sector europeu do gás, dado que todos cobrariam o mesmo preço, nomeadamente o preço dos combustíveis alternativos. Tal é claramente incorrecto, uma vez que as partes têm uma grande liberdade para avaliar os parâmetros do preço do gás, mesmo utilizando ligações a índices de combustíveis alternativos.

(93) Note-se igualmente que comprar em conjunto reduz o incentivo de o produtor ultrapassar as empresas grossistas de transporte e vender directa ou indirectamente a outros no seu território. Tal acontece, uma vez que, quando várias empresas combinam as suas compras, o produtor arrisca-se a perder todos os seus clientes se contornasse apenas um deles.

(94) E ainda que, tal como as partes alegam, outros candidatos tais como a VNG e a Mobil possam adquirir gás directa e individualmente a preços semelhantes, tal não implica que o mesmo possa acontecer em relação aos novos candidatos. As empresas existentes comprometer-se-ão a utilizar a sua posição e influência, face aos produtores, para os obrigar a não fornecerem a concorrentes. A Wingas indicou que tinha concluído há alguns anos um acordo de fornecimento relativamente ao gás norueguês, mas que a GFU (a organização norueguesa de venda de gás) se tinha recusado a tal. Para além disso, a [...]* declarou que "[...]* continuará a tentar impedir que a [...]* possa comprar gás [...]*".

(95) Mesmo que pudessem ser contratados novos volumes, as empresas de transporte grossista a longa distância concluíram acordos de fornecimento (obrigatórios) a longo prazo com os mais importantes clientes (empresas de fornecimento a curta distância, empresas de distribuição local e outros). Por conseguinte, pode ser difícil vender o volume, uma vez que estes acordos de longo prazo constituem um obstáculo suplementar à entrada no mercado da longa distância. A Comissão reconhece que estes contratos terminarão todos um dia e que a procura de gás está a aumentar 2-3 % por ano. Por conseguinte, estes contratos não constituem um obstáculo intransponível à entrada no mercado, mas tornam-na induscutivelmente mais difícil do que num mercado em que não existem compromissos entre compradores e vendedores.

(96) Finalmente, as empresas alemãs de transporte grossista a longa distância gastaram muito dinheiro nos últimos anos e continuarão provavelmente a fazê-lo a nível da integração vertical a jusante através da compra de participações nas empresas de transporte grossista a curta distância e nas empresas de distribuição local. [A Comissão considera que]* tal se destina à manutenção da actual estrutura de fornecimento. Esta situação aumentará ainda mais os obstáculos à entrada no mercado.

v) O acesso às infra-estruturas ou à duplicação não constituem uma opção

A duplicação de infra-estruturas envolveria custos irrecuperáveis excessivos

(97) Os importantes investimentos a nível do capital das empresas existentes em instalações de recepção, gasodutos, armazenagem e ajustamento da qualidade não podem ser utilizados para quaisquer outros efeitos apesar de alguns gasodutos poderem ser convertidos mediante um custo substancial em condutas para petróleo. Por conseguinte, o investimento pode ser considerado, em relação a uma parte muito substancial, como um custo irrecuperável.

(98) As partes referem que os custos de entrada no sector do gás não podem ser razoavelmente calculados, uma vez que um obstáculo à entrada como o custo das infra-estruturas de importação é tradicionalmente inferior a [...]* do valor do gás adquirido. Contudo, as infra-estruturas de importação não são as únicas infra-estruturas exigidas (podendo a rede de gasodutos de longa distância representar a parte mais importante) e refira-se que o importante investimento em capital é, de uma forma muito significativa, um custo irrecuperável.

(99) Para além disso, é sempre mais barato e mais rápido para as empresas existentes aumentarem a sua capacidade de transporte nos gasodutos através do acréscimo de compressores do que para um novo candidato ao mercado construir um novo gasoduto.

(100) Por conseguinte, não se prevê que um novo candidato ao mercado comece a construir na Alemanha uma nova rede de gasodutos importantes de alta pressão. Por outras palavras, a "experiência Wingas" não é susceptível de se vir a repetir. A Wingas é uma espécie de "combinação feliz" entre um consumidor alemão de gás industrial muito importante (provavelmente mesmo o maior) que não estava contente com os preços existentes e um produtor russo de grandes dimensões que tinha tido um conflito de interesses com as empresas no mercado. Este conflito de interesses será explicado de uma forma mais aprofundada na parte relativa à apreciação em termos da concorrência.

(101) Para além disso, a valorização global que o fornecedor pode esperar alcançar com a renovação do contrato com a empresa de transporte grossista inicial é maior do que a valorização global prevista de um novo candidato ao mercado que tem de proceder a novos investimentos (e, por conseguinte, exige uma margem mais elevada). Além disso, esse novo candidato ao mercado teria de "lutar" para conseguir vender os seus volumes, o que conduzirá a reduções de preços para todos os intervenientes no mercado e dará uma vez mais origem a um preço de valorização global reduzido para o produtor.

O acesso a terceiros proposto pelo sector terá um impacto limitado na possibilidade de os clientes importarem directamente gás em concorrência com as empresas de transporte de longa distância

(102) Para efeitos da presente decisão, a Comissão não está convencida de que a eventual conclusão do Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) conduza a uma entrada no mercado através do acesso a terceiros. Esta conclusão baseia-se na situação actual, nomeadamente a proposta do sector alemão do gás no âmbito das negociações VV Gas.

(103) O VV Gas é uma iniciativa de quatro federações comerciais: a) a BGW, a associação do sector alemão do gás e da água; b) a VKU, a associação das empresas de distribuição local; c) a BDI, a associação industrial alemã (consumidores industriais) e d) a VIK, a associação alemã de produção de energia. A Alemanha optou por, no contexto da Directiva Gás uma "TPA negociada" e a VV Gas pretende estabelecer as orientações para essa TPA negociada. A Autoridade alemã em matéria de concorrência e/ou a Comissão terão acesso ao VV Gas após a sua adopção. O objectivo do VV Gas é, tal como indicado numa carta das quatro federações ao Ministro alemão dos Assuntos Económicos "enviar um sinal ao enquadramento político de que não é necessária qualquer outra regulamentação para o gás natural. O VV Gas preencherá os critérios de orientação para o mercado, competitividade, equidade, transparência e simplicidade e deverá ajudar no desenvolvimento de uma Bolsa do gás natural. O VV Gas incluirá os princípios e as regras básicas para o acesso à rede bem como um cálculo simples das tarifas. O VV Gas será concluído antes do final de 1999."

(104) Apesar desta declaração comum, não parece possível concluir, com base no "caso de referência" desenvolvido pelo sector do gás, que através deste tipo de TPA será possível importar gás em concorrência com as empresas existentes no mercado.

(105) O primeiro elemento é que o caso de referência determina que o TPA só é possível se a capacidade dos gasodutos estiver disponível e que os contratos obrigatórios de longo prazo serão tomados em consideração. Resulta da investigação efectuada junto do mercado que é difícil avaliar se a capacidade está disponível e se os operadores no mercado contrataram até 100 % da sua procura através de contratos obrigatórios de longo prazo. Por conseguinte, a VV Gas não ameaçará fundamentalmente a situação dos operadores existentes.

(106) O segundo elemento é que o caso de referência indica que o gás de terceiros deve ser compatível com as especificações do gás na rede de gasodutos relevante do proprietário dos gasodutos. Tal é definido de tal forma que "a especificação do gás seja de forma a que possa ser transportada no gasoduto sem adaptação por parte do transportador; que tenha uma pressão que permita transportar o gás sem adaptação por parte do transportador e tenha uma especificação que permita utilizá-lo juntamente com outro gás na rede." Podem não ser critérios fáceis de respeitar tendo em conta as diferentes especificações de gás actualmente comercializados na Alemanha (ver a discussão infra relativa ao gás de baixo poder calorífico e ao gás de alto poder calorífico e o facto de ambos os tipos de gás serem actualmente vendidos na Alemanha com várias especificações distintas). O gás natural não é, portanto, um produto totalmente homogéneo e a natureza e exequibilidade do TPA para electricidade e telecomunicações é diferente do TPA para o gás. Ora, tal como indicado num documento apresentado pelas partes "uma diferença essencial da Electricidade VV é que em relação ao gás é necessário um acordo distinto com cada operador de gasoduto e que as diferentes especificações do gás e as diferenças de pressão no início e no ponto final complicam a organização concreta".

(107) Um terceiro elemento é que a duração de um acordo de transporte deve ser pelo menos de um ano com duas datas de início por ano (1 de Outubro e 1 de Abril). Pode referir-se que, por conseguinte, os contratos TPA incluirão sempre a utilização no pino do Inverno de forma a existirem as melhores possibilidades de os gasodutos estarem a funcionar a plena capacidade. Para além disso, é objectivo expresso deste requisito impedir o desenvolvimento de um mercado de pronto pagamento. A relevância deste aspecto é que o desenvolvimento de um mercado de pronto pagamento desequilibraria o sistema tradicional. O papel das empresas grossistas de transporte seria especialmente ameaçado, uma vez que um mercado de pronto pagamento facilitaria um contacto directo entre o consumidor final e o produtor tendo como consequência margens reduzidas para o grossista. [...]*. Não estava previsto no VV Gas qualquer aspecto deste tipo.

(108) Um quarto elemento é que "[...]*".

(109) Finalmente, o VV Gas não fornece acesso à armazenagem, a serviços de ajustamento da qualidade (conversão de gás de baixo poder calorífico/gás de alto poder calorífico) nem a serviços de apoio.

(110) As partes sublinham na resposta que o acordo final relativo ao VV Gas exigirá o apoio de utilizadores finais, do organismo alemão dos cartéis e do Governo alemão. Com tantos accionistas envolvidos no processo, as partes não compreendem a especulação da Comissão de que o resultado final não facilitará o acesso de terceiros nem a concorrência. A Comissão tem de realizar a sua apreciação com base nas informações de que dispõe. As informações são o caso de referência do sector do gás. Assim, basear a apreciação em qualquer outro elemento será especular.

Conclusão

(111) A Comissão conclui que o mercado alemão do transporte grossista a longa distância constitui um mercado do produto distinto.

Gás de baixo poder calorífico e gás de alto poder calorífico

(112) Durante a investigação, vários terceiros alegaram que ao avaliar o impacto da operação nos mercados europeus do gás devia estabelecer-se uma distinção entre o denominado gás de baixo poder calorífico e o gás de alto poder calorífico. A Comissão concorda com as partes de que o gás de baixo poder calorífico e o gás de alto poder calorífico constituem parte de um mercado global do gás natural. A Comissão chegou a esta conclusão com base na substituição do lado da procura. Por outras palavras, um aumento relativo dos preços no gás de baixo poder calorífico entre 5 %-10 % tornar-se-ia não rentável tendo em conta o facto de os consumidores na região relevante da Alemanha(11) poderem mudar para o gás de alto poder calorífico.

(113) A distinção entre gás de baixo poder calorífico e gás de alto poder calorífico tem a sua origem na descoberta (1959) e exploração (1963) do campo de gás maciço de gás de baixo poder calorífico de Groningen nos Países Baixos, o maior campo de gás na Europa e um dos maiores do mundo. Este campo representou o início da indústria de gás natural na Europa. O consumo total de gás natural foi assim orientado para o gás com as especificações do campo de Groningen. Contudo, a classificação do gás de baixo poder calorífico contém um espectro mais vasto do que abaixo ou acima do poder calorífico de Groningen. Com base na definição de gás de baixo poder calorífico utilizada na Alemanha (DVGW - código de práticas G 260/I - Qualidade do Gás) o gás de baixo poder calorífico é definido como tendo um Índice Wobbe até 13 kWh/m3.

(114) As especificações do gás (Groningen ou de baixo poder calorífico) têm um impacto sobre a "estrutura do gás" total a jusante. O transporte em gasodutos de alta pressão (que transportam gás através de longas distâncias), instalações subterrâneas de armazenagem, transporte em gasodutos de baixa pressão (que permite entregar o gás à baixa pressão apropriada para os queimadores utilizados nos lares) e a instalação através da qual o gás foi consumidor pelo utilizador final foi destinada e apenas pode ser utilizada com gás de baixo poder calorífico ou com gás de alto poder calorífico.

(115) Descobertas posteriores de gás eram de uma qualidade diferente com um poder calorífico mais elevado, uma vez que o gás contém menos nitrogénio inerte. Na realidade, o gás de baixo poder calorífico só foi encontrado noutros campos terrestres nos Países Baixos e no noroeste da Alemanha. Actualmente, existem ainda estruturas de gás de baixo poder calorífico específicas nos Países Baixos, no noroeste da Alemanha, numa parte da Bélgica (nas Províncias de Antuérpia e Limburgo) e numa parte da França (Norte-Pas de Calais).

Substituibilidade do lado da procura: mudança da estrutura de gás, de gás de baixo poder calorífico compatível para gás de alto poder calorífico compatível

a) Um aumento de preços relativo permanente do gás de baixo poder calorífico acelerará esta substituição em curso

(116) As partes forneceram quadros que ilustram a substituição em curso do consumo de gás de baixo poder calorífico por gás de alto poder calorífico na Alemanha desde 1975, com base em estatísticas do sector que indicam o volume absoluto e o volume relativo dos diferentes tipos de gás (gás de alto poder calorífico, gás de baixo poder calorífico, gás para forno de coque e outros)

(117) Face a este contexto, a questão a investigar é qual a reacção de uma empresa de transporte grossista a um aumento de preços por parte dos produtores de gás de baixo poder calorífico. A reacção da empresa de transporte grossista será influenciada pela sua possibilidade de mudar para um produtor de gás de alto poder calorífico e pelos incentivos resultantes da possibilidade dos seus clientes mudarem para uma outra empresa de transporte grossista susceptível de fornecer gás de alto valor calorífico mais barato.

(118) Embora seja tecnicamente fácil mudar toda uma rede de gasodutos de gás de baixo poder calorífico para gás de alto poder calorífico, a maior restrição para uma empresa grossista de transporte mudar a sua infra-estrutura é a armazenagem subterrânea. Tal coloca o problema da mudança do gás de baixo poder calorífico para gás de alto poder calorífico a nível da armazenagem. Segundo as partes, a conversão é simples e directa. Segundo a Wingas essa conversão leva tempo (tradicionalmente três ciclos de armazenagem e portanto dois anos para as instalações relevantes) e é dispendiosa (tendo em conta o conteúdo calorífico variável do gás extraído quando o gás de alto poder calorífico é injectado numa instalação de gás de baixo poder calorífico).

(119) Contudo, já antes do final do terceiro ciclo de armazenagem o gás extraído pode ser da qualidade de alto poder calorífico. Para além disso, todas as empresas de transporte grossista têm conhecimento de que o "gás de mistura" (acrescentando gás de baixo poder calorífico ao gás de alto poder calorífico a fim de obter um gás de poder calorífico inferior mas dentro da gama do gás de alto poder calorífico ou vice-versa) a fim de alcançar a desejada especificação. Por conseguinte, pode ser relativamente fácil para estas empresas ajustarem o gás que extraem das suas instalações de armazenagem durante o período de conversão através de uma simples mistura a fim de o manter com as especificações do gás de baixo poder calorífico ou gás de alto poder calorífico. Pode imaginar-se que no início conseguiriam acrescentar gás de baixo poder calorífico a fim de manter o gás extraído no âmbito da gama gás de baixo poder calorífico e que gradualmente acrescentariam gás de alto poder calorífico a fim de que este incluísse a especificação gás de alto poder calorífico. Tal reduziria talvez de uma forma significativa os custos de conversão.

(120) Com base nas informações supramencionadas, a Comissão conclui que face a um aumento constante dos preços relativos do gás de baixo poder calorífico em comparação com o gás de alto poder calorífico, as restrições técnicas com que os proprietários alemães de instalações de armazenagem de gás de baixo poder calorífico se confrontavam não são de molde a impedi-los de mudar. Por conseguinte, o aumento dos preços relativos contribui para a aceleração da conversão que mais tarde ou mais cedo deverá realizar-se.

b) Os clientes das empresas de transporte grossista que fornecem gás de baixo poder calorífico têm alternativas na área alemã relevante se mudarem para fornecimentos de gás de baixo poder calorífico efectuados pela Wingas

Mudança dos clientes industriais e dos produtores de energia

(121) O inquérito efectuado junto do mercado confirmou que os custos de mudança para a maior parte dos clientes industriais e dos produtores de energia ajustarem os seus queimadores são reduzidos enquanto percentagem da sua factura anual de gás. Por conseguinte, poderia ser economicamente viável para um importante consumidor industrial ou produtor de energia ter um novo gasoduto especificamente destinado a um determinado objectivo que ligasse o cliente a um gasoduto de alta pressão de gás de alto poder calorífico nas proximidades (no máximo até 50 km). Assim, a questão é saber se existem gasodutos de gás de alto poder calorífico nas proximidades que sejam propriedade de outras empresas que não as que têm um interesse na distribuição de gás de baixo poder calorífico. Caso tal acontecesse, o risco de perder tais clientes para uma outra empresa de transporte grossista predisporá a empresa de transporte grossista de gás de baixo poder calorífico "existente no mercado" a proceder ela própria à mudança (se o produtor aumentasse os preços) ou tornará o aumento dos preços da empresa grossista de transporte não rentáveis.

(122) No que diz respeito à procura industrial de gás, deve ser estabelecida uma distinção entre a Renânia do Norte - Vestefália e a Baixa Saxónia. Na Renânia do Norte - Vestefália, as vendas de gás por km2 são cerca de três vezes superiores às da Baixa Saxónia e o número de clientes industriais por km2 é duas vezes e meia superior. Na Renânia do Norte - Vestefália, os gasodutos "Wedal" e "Midal" da Wingas alcançaram por conseguinte provavelmente um número suficiente de clientes de molde a tornar possível a mudança. Para além disso, as instalações de armazenagem subterrânea da Wingas situam-se em Rehden, na fronteira da Renânia do Norte - Vestefália/Baixa Saxónia, permitindo desta forma que a empresa proceda ao necessário "swing" para os seus clientes na Renânia do Norte - Vestefália/Baixa Saxónia. Na Baixa Saxónia, a Wingas tem igualmente a sua rede de gasoduto de alta pressão para gás de elevado poder calorífico. Afigura-se que a única área importante que pode não ser servida por esta rede é a área de Hanôver. Todavia, o âmbito disponível é provavelmente suficiente para tornar um aumento de preços não rentável.

(123) Refira-se contudo ainda que deve ser construído um gasoduto específico entre o gasoduto da Wingas de alta pressão para gás com alto poder calorífico até ao cliente industrial. Tal leva o seu tempo e custa dinheiro e tem-se, na prática, apenas revelado rentável se o cliente concordar em concluir um acordo de fornecimento exclusivo com uma duração entre 5 e 10 anos. O fornecedor já existente no mercado do gás de baixo poder calorífico encontra-se por conseguinte numa posição de aumentar o seu preço em relação ao preço existente do gás de alto poder calorífico numa margem até aos custos da nova infra-estrutura. Contudo, esses acordos não são inabituais no sector, de forma a que o custo do gasoduto adicional pode ser compensado de uma forma rentável tal como a experiência da Wingas o tem demonstrado noutras regiões.

(124) A Wingas alega que na Baixa Saxónia apenas alguns clientes com uma procura significativa se encontram localizados a uma distância razoável do seu gasoduto de alta pressão de gás de alto poder calorífico, pelo que a sua experiência noutras regiões não é aplicável no que a Wingas considera ser um mercado geográfico distinto, ou seja, a área de gás de baixo poder calorífico do norte da Alemanha.

(125) A Comissão reconhece que os custos da mudança nem sempre são reduzidos para os clientes industriais. [Uma empresa]* indicou que os consumidores industriais que utilizam gás natural como matéria-prima para um processo químico podem confrontar-se com custos superiores a 20 milhões de euros. Contudo, a Comissão não tem conhecimento de clientes deste tipo na área alemã relevante.

(126) Em suma, a Comissão conclui que um número suficiente de clientes industriais e de produtores de energia de gás de baixo poder calorífico alemães têm a possibilidade de mudar a sua procura para a Wingas quando confrontados com um aumento permanente do preço do gás de baixo poder calorífico contribuindo para tornar esse aumento do preço não rentável.

Mudança das empresas de distribuição local

(127) As empresas de distribuição local fornecem as famílias e outros clientes residenciais. Por conseguinte, exigem fornecedores que lhes possam oferecer um elevado "swing". Tomariam apenas em consideração uma mudança se o seu novo fornecedor pudesse oferecer-lhes um elevado "swing" de alto poder calorífico. A Wingas possui as suas instalações de armazenagem de rede nesta área e pode, por conseguinte, fornecer o "swing".

(128) Acrescente-se que o distribuidor e/ou fornecedor devem igualmente absorver os custos incorridos para proceder à mudança nos lares. Estes custos são estimados em cerca de 60 euros por família com base num estimativa de custos pormenorizada fornecida, através das partes, por uma empresa experiente de "mudança a nível das famílias". Com base num consumo por família tradicional de 80 MBTU/ano, um preço por distribuidor local de 3,4 euros/MBTU e um preço de gás tradicional por família de 8 euros/MBTU, um aumento de preço de 5 % do gás de baixo poder calorífico fornecido pela empresa de transporte grossista de gás de baixo poder calorífico reduz a margem do distribuidor local em 13,5 euros. Um aumento de preços de 10 % reduz a margem do distribuidor local em 27 euros. Assim, os custos da mudança seriam totalmente recuperados pelo distribuidor local num período de 2 a 4 anos. Como a duração tradicional de um contrato de fornecimento entre uma empresa de transporte grossista e uma empresa de distribuição local é entre 10 e 20 anos, o aumento de preços de 5 a 10 % tornaria não rentável a mudança das empresas de distribuição local para um fornecedor alternativo de gás de alto poder calorífico. Para além disso, após a mudança de um lar para o gás de alto poder calorífico, este pode funcionar com segurança com gás de baixo poder calorífico até que o gás de alto poder calorífico entre na grelha de distribuição local. A consequência é uma perda de eficácia temporária marginal; contudo, se esta mudança se realizar nos meses de Verão, a perda de eficácia será minimizada.

(129) Foi alegado que mesmo que fosse possível uma mudança de gás de baixo poder calorífico para gás de alto poder calorífico, uma empresa de distribuição local não mudaria se se tornasse, ao fazê-lo, uma "ilha de gás de alto poder calorífico" numa área de gás de baixo poder calorífico. Esta situação teria consequências importantes a nível da segurança do fornecimento que o cliente poderia não estar disposto a assumir. A Wingas considera ser esta a principal razão pela qual, apesar de oferecer descontos de 5 a 8 % (informação das partes) em comparação com o nível de preços existente, convenceu menos de cinco distribuidores locais (Stadtwerke) na Alemanha a mudarem de gás de baixo poder calorífico para gás de alto poder calorífico.

(130) Este argumento não pode ser aceite na situação actual de um aumento de preços relativo permanente. Nessa situação, os incentivos para todos os clientes mudarem seriam os mesmos de forma que, no final, deixaria de existir qualquer situação de isolamento.

c) As alternativas dos clientes da empresa de transporte grossista existente no mercado aumentariam ainda mais os incentivos para que essa empresa já no mercado mudasse

(131) Ao confrontar-se com o aumento de preços do gás de baixo poder calorífico relativamente ao gás de alto poder calorífico, constitui um comportamento racional normal de uma empresa de transporte grossista que conclui que uma parte substancial dos seus clientes tem a possibilidade de mudar para uma empresa grossista de transporte concorrente defender a sua posição. A empresa assegurar-se-á por conseguinte de que ela própria poderá também oferecer o gás de alto poder calorífico mais barato. Assim, a empresa de transporte grossista "existente no mercado" acelerará ela própria a mudança.

Conclusão relativamente à substituibilidade do lado da procura

(132) Para efeitos do presente processo, a Comissão conclui que um aumento permanente dos preços relativos do gás de baixo poder calorífico seria não rentável tendo em conta o facto de a) mais cedo ou mais tarde a cadeia de gás de baixo poder calorífico deve ser convertida em gás de alto poder calorífico, b) esse aumento de preços acelerar a conversão, c) existirem alternativas na zona alemã relevante sob a forma de fornecimentos pela Wingas de gás de alto poder calorífico e d) aumentar ainda mais os incentivos para que as empresas grossistas de transporte de gás de baixo poder calorífico mudarem elas próprias a sua área de consumo.

(133) Contudo, acrescente-se que os custos da mudança representam uma vantagem competitiva da empresa de transporte que pode oferecer a actual especificação, embora aumente o limiar a fim de mudar para um outro fornecedor.

Mercado geográfico relevante

(134) As partes consideram que, em geral, os mercados do transporte grossista são nacionais. Indicam que a distribuição foi tradicionalmente organizada em grande medida numa base nacional através de operadores nacionais ou regionais. Todavia, as partes consideram que a tendência para aquisições transfronteiras na sequência da adopção da Directiva Gás não pode ser ignorada. As partes consideram que tentativas de aumentarem os preços na sequência da concentração em Estados-Membros individuais seriam derrotadas não apenas pela concorrência a nível nacional, mas igualmente por maiores compras transfronteiras por parte das empresas de transporte grossista, das empresas de distribuição local, dos produtores de energia e de grandes utilizadores industriais.

(135) Uma vez que a propriedade das infra-estruturas é ainda organizada numa grande medida numa base nacional e como as condições para o acesso a terceiros permanecerão essencialmente estabelecidas numa base nacional, a Comissão considera que os mercados permanecerão no futuro próximo principalmente nacionais.

a) Os Países Baixos

(136) Pelas razões indicadas no ponto anterior, a Comissão concorda com as partes de que o mercado de transporte grossista neerlandês é nacional.

b) Mercado(s) alemão(ães) grossista(s) de longa distância

(137) No que diz respeito à Alemanha, existem indícios de que, actualmente, os mercados podem ainda ser regionais. As regiões seriam definidas a) pelos acordos de demarcação anteriormente existentes, mas agora ilegais, tais como os que a Ruhrgas tinha concluído com a BEB e com a Thyssengas, e b) pela propriedade dos gasodutos de transporte de alta pressão a longa distância. Apesar do facto de os acordos de demarcação serem ilegais desde Abril de 1998, foram concluídos apenas dois acordos com um cliente alemão fora do próprio território regional da empresa de transporte de longa distância, ambos pela Ruhrgas relativamente a fornecimentos anuais de [...]* milhões de m3 cada um e através da construção de um novo gasoduto. [...]*.

As antigas regiões de demarcação são ainda relevantes tendo em conta o receio de uma retaliação

(138) Os documentos internos da [...]*, da [...]* e da [...]* confirmam a contínua importância das antigas regiões de demarcação tendo em conta o receio de retaliação.

(139) [...]*.

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

(141) [...]*.

(142) [...]*.

(143) [...]*.

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

(145) [...]*.

(146).[...]*.

Definição das regiões

(147) As regiões consistiriam assim na "região Thyssengas" (parte ocidental da Renânia do Norte/Vestefália ao longo da fronteira belgo/neerlandesa), a região "BEB" (Hamburgo, Schleswig-Holstein e partes de Brema e Baixa Saxónia), a região "VNG" (Mecklenburg-Pomerânia Ocidental, Brandeburgo, partes da Saxónia e da Saxónia-Anhalt - uma região em que a Ruhrgas não tem a sua própria rede de gasodutos) e o território Ruhrgas (o restante dos "Alte Bündesländer" e partes da Saxónia e da Saxónia-Anhalt servidos por uma empresa de transporte grossista de curta distância que é detida conjuntamente pela Ruhrgas e pela VNG).

Posição de algumas outras empresas de transporte grossista a longa distância

(148) A Mobil nunca teve uma "região própria" nem gasodutos de alta pressão, mas conseguiu chegar aos seus clientes através de acordos de acesso a terceiros com [...]*.

(149) A Wingas concorre, através da sua própria rede de gasodutos, em cada um destes territórios e a maior parte das empresas grossistas de curta distância estão ao alcance da sua rede de gasodutos (corredor de pelo menos 50 km). Contudo, nesta base, não pode concluir-se que as condições de concorrência no âmbito de todo o país sejam equitativas. [...]* os respectivos grossistas de longa e curta distância estabelecem uma diferença entre os seus preços consoante o cliente tenha ou não uma alternativa sob a forma de fornecimentos por parte da Wingas.

O proposto regime do acesso de terceiros do sector alemão (Caso de referência VV Gas) não influenciará o estabelecimento geográfico de condições de concorrência

(150) Decorre da descrição do VV Gas na secção relativa ao mercado do produto que a Comissão não considera que a VV Gas consiga importar gás em concorrência com as empresas existentes no mercado.

(151) Pela razão indicada nessa secção no que diz respeito às limitações do conceito de VV Gas e o caso de referência do sector do gás tal como o facto de a) existir uma dificuldade generalizada para avaliar se a capacidade está disponível, b) com a duração mínima de um ano, o pico de inverno ser sempre tomado em consideração na avaliação da capacidade livre de um gasoduto, c) as dificuldades resultantes das especificações do gás (poder calorífico, pressão e outro) e d) o âmbito limitado dos serviços oferecidos, a Comissão considera que a VV Gas não é suficiente para se considerar, de um ponto de vista de uma análise prospectiva, que o mercado é nacional. Para além disso, a Comissão toma em consideração que no caso de um litígio entre uma parte que solicite um TPA e uma parte que recuse TPA, os procedimentos junto das autoridades responsáveis em matéria de concorrência e/ou dos tribunais podem levar vários anos até que seja estabelecido um "precedente".

Conclusão

(152) Com base no que precede, a Comissão considera que os mercados do transporte grossista na Alemanha podem ainda ser regionais, seguindo as antigas linhas de demarcação. Todavia, pode não ser necessário, para efeitos da presente decisão, decidir da definição geográfica do mercado de transporte grossista a longa distância no âmbito da Alemanha, uma vez que a concentração conduz igualmente ao reforço de uma posição dominante (colectiva) se o mercado do transporte grossista a longa distância fosse nacional.

(153) As partes alegaram na resposta que o mercado é nacional, não regional. Indicaram que os preços do gás são determinados pelos combustíveis concorrentes e não pela localização regional. No entanto, tal está em contradição com as informações obtidas pela Comissão na investigação realizada junto do mercado de que os preços divergem igualmente com base no facto de um cliente ter ou não um fornecedor alternativo (concorrência gás a gás). As partes referem também que uma análise prospectiva deve tomar em consideração a recente eliminação da demarcação e o acordo sectorial pendente relativo ao acesso negociado de terceiros. Contudo, subsistem demasiadas incertezas para concluir que o acordo final conduziria a um mercado nacional em que as condições competitivas são as mesmas.

Posição dos participantes no mercado

a) O mercado neerlandês do transporte grossista

1. Relação entre os produtores neerlandeses de gás e a Gasunie

(154) Em 1947, a Exxon e a Shell constituíram uma empresa comum 50/50, denominada Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM"), com o objecto de explorar e produzir hidrocarbonetos nos Países Baixos. Na sequência da descoberta pela NAM do grande campo de gás de Groningen em 1959, o Governo dos Países Baixos organizou o sector neerlandês do gás de forma a reflectir a importância estratégica do campo de Groningen para a economia neerlandesa. Para este efeito, o Governo dos Países Baixos concluiu em 1963 um acordo com a Exxon, a Shell, e a NAM, segundo o qual a NAM tem a responsabilidade de desenvolver e produzir a concessão de Groningen por conta da Parceria Groningen em que a NAM tem 60 % e o Governo dos Países Baixos, através da EBN, 40 %. Para além disso, a Exxon, a Shell e o Governo dos Países Baixos constituíram uma empresa denominada Gasunie, a quem foi confiada a comercialização de todo o gás de Groningen. O Governo dos Países Baixos detém uma participação de 50 % na Gasunie (10 % directamente - 40 % através da EBN), enquanto a Exxon e a Shell têm 25 % cada uma. Finalmente, o Governo dos Países Baixos concluiu um acordo de direito privado com a Gasunie, segundo o qual a Gasunie deve obter a aprovação do Governo para determinadas decisões comerciais.

(155) Desde 1959, a NAM obteve licenças de produção para outros campos de gás neerlandeses terrestres e ao largo e aproximadamente 50 % da sua actual produção provém destes outros denominados pequenos campos (em comparação com Groningen). As partes indicaram que a maior parte destas concessões são igualmente emitidas em benefício de parcerias em que a EBN geralmente detém uma participação de 40 a 50 %. O gás destes campos foi vendido à Gasunie. Para além disso, todas as futuras descobertas realizadas pela NAM devem ser vendidas à Gasunie [...(14)]*. No total, a NAM representa 75 % a 80 % da produção total de gás neerlandês (tendo em conta a participação da EBN na produção da NAM, a NAM representa cerca de 45 % da produção numa base líquida). A EBN tem igualmente comercializado todas as suas participações através da Gasunie. [...]*.

(156) Até 1994, os produtores neerlandeses eram obrigados a vender todo o gás destinado ao mercado neerlandês à Gasunie. Os próprios produtores neerlandeses podiam vender ao mercado de exportação, apesar de os preços serem ainda controlados pelo Governo. Para além disso, a Gasunie é obrigada a comprar gás a todos os pequenos campos antes da produção em condições financeiras estabelecidas à partida se o produtor tiver optado por oferecer o gás à Gasunie. [...]*.

(157) Afigura-se que, em geral, o Governo dos Países Baixos não aprovaria os preços num contrato de exportação de gás neerlandês se este preço fosse inferior ao preço "valorizado" da Gasunie, denominado o "Norm Inkoop Prijs" (NIP ou Preço Normativo de Compra). Desta forma, o Governo assegura-se de que recebe a sua parte do "bolo do gás".

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

(159) A NAM possui duas das três instalações de armazenagem subterrânea neerlandesas (campos de gás esgotados) que alugou na totalidade à Gasunie. A terceira instalação, explorada pela BP Amoco, está igualmente alugada na sua totalidade à Gasunie. Por conseguinte, apenas a Gasunie pode oferecer instalações de armazenagem subterrânea nos Países Baixos. Embora existam os dois campos de gás esgotados neerlandeses, que poderiam ser transformados em instalações de armazenagem subterrânea ao serviço do mercado neerlandês, não é provável que estas instalações sejam desenvolvidas por outros, tendo em conta os riscos envolvidos. Esses riscos dizem respeito ao investimento necessário associado ao facto de a Gasunie poder sempre baixar a sua tarifa, tornando desta forma o investimento não rentável. Note-se igualmente que [...]*.

2. Estrutura empresarial de gestão da Gasunie

(160) A Gasunie é propriedade a 50 % do Estado neerlandês e da Exxon e Shell a 25 % cada uma. As decisões são tomadas com uma maioria de votos de [...]*. Não existem quaisquer acordos específicos de accionistas. Por conseguinte, a Exxon não tem qualquer controlo de jure sobre a Gasunie na acepção do Regulamento das concentrações.

(161) Quanto ao controlo de facto, as partes alegam que não existe qualquer comunhão de interesses entre a Exxon e a Shell. [...]*. Contudo, pelas razões referidas infra, não é necessário decidir se a Exxon tem ou não controlo de facto sobre a Gasunie na acepção do Regulamento das concentrações.

3. A posição da venda de gás da Gasunie no mercado neerlandês

(162) A Gasunie é a empresa neerlandesa de transporte dominante com cerca de [...]* das vendas totais. A Gasunie reconhece expressamente a sua posição dominante na introdução do seu novo sistema de tarifas. [...]*(16). Além disso, segundo o "Plano de vendas de gás de 1999" da Gasunie, esta empresa fornecerá [...]*.

(163) A Gasunie detém ou tem direitos exclusivos sobre a) a totalidade da rede de gasodutos de alta pressão neerlandesa (à excepção de uma linha do sul dos Países Baixos, através da qual é importado gás do Reino Unido), b) todas as instalações de processamento e mistura, c) toda a capacidade de armazenagem (subterrânea e de gás natural líquido).

(164) Decorre igualmente de vários [documentos]* que a Gasunie se confronta e se continuará a confrontar com pouca concorrência. Estes documentos, citados nos pontos que se seguem, apoiam a avaliação interna da Gasunie de que é uma empresa em posição dominante.

(165) [...]*.

(166) [...]*.

(167) [...]*.

(168) [...]*.

(169) [...]*.

4. A posição da Mobil no mercado neerlandês

(170) A Mobil é um dos três concorrentes efectivos. Tem, segundo as partes, uma quota de [menos de 5]* % do mercado total. A Statoil (ou o comité norueguês de negociação conjunta que comercializa todo o gás norueguês) tem uma quota de mercado estimada de 4 % através do seu contrato de fornecimento a uma importante unidade de produção de energia. A EnTrade, uma empresa comercial do RDC Pnem/Mega neerlandês, é outro concorrente com uma quota de mercado de 4 % resultante da venda do gás britânico a consumidores industriais e a um produtor de energia no âmbito do alcance do seu gasoduto parcialmente propriedade da Zebra HCV no sul dos Países Baixos. Tem um acordo de transporte de acesso a terceiros com a Gasunie para o fornecimento a um cliente.

(171) A posição da Mobil nos Países Baixos decorre da sua Estratégia europeia de vendas de gás [...]*. Esta estratégia europeia será descrita nos pontos que se seguem. Esta descrição é igualmente de relevância para a avaliação da posição da Mobil no mercado alemão.

Estratégia da Mobil para as vendas de gás europeu

(172) [...]*.

(173) [...]*.

(174) [...]*.

(175) [...]*.

(176) [...]*.

A Mobil nos Países Baixos

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

(178) [...]*.

(179) [...]*.

(180) [...]*.

b) O(s) mercado(s) alemão(ães) de transporte grossista a longa distância

Os participantes no mercado

(181) Na secção relativa à definição do mercado do produto, a Comissão chegou à conclusão de que o mercado do transporte grossista a longa distância é um mercado do produto distinto, em que a entrada depende da clientela dos operadores. Foi igualmente concluído que não é susceptível de se verificarem novas entradas através de um novo investimento em infra-estruturas próprias.

(182) Os operadores no mercado são as empresas que: a) compram gás a produtores estrangeiros, b) são capazes de transportar o gás até aos seus clientes através de uma rede de gasodutos de alta pressão, c) são capazes de fornecer swing e d) podem fornecer outros serviços conexos. Desempenham estes serviços com base nos seus próprios investimentos ou devido ao facto de terem recebido parte deles no âmbito de acesso a terceiros e outros.

(183) A Ruhrgas, a BEB, a VNG, a Thyssengas e a Wingas são os principais operadores no mercado. Realizam todos os serviços supramencionados através dos seus próprios investimentos.

(184) A Exxon é um operador activo no mercado alemão através da sua empresa comum 50/50 de longa duração com a Shell, a BEB. A Exxon reconhece que detém o controlo conjunto com a Shell sobre a BEB na acepção do Regulamento das concentrações. A Exxon está igualmente activa no mercado relevante através da sua quota de 25 % na Thyssengas. As restantes partes são detidas pela Shell (25 %) e pela RWE (50 %). A Exxon reconhece que tem o controlo conjunto com a RWE e a Shell sobre a Thyssengas na acepção do Regulamento das concentrações.

(185) A Ruhrgas é a mais importante empresa alemã de transporte a longa distância. Tanto a Exxon, através da BEB, como a Mobil são accionistas da Ruhrgas. A participação da BEB representa 29,5 %. A maior parte dos direitos de voto que acompanham esta participação (25 %) é votada directamente; o restante (4,5 %) faz parte do denominado agrupamento Schubert no âmbito da Ruhrgas. O agrupamento Schubert representa 15 % dos votos na Ruhrgas. Os membros do agrupamento são a Mobil (7,4 %), a BEB (4,5 %), a BP Amoco (0,5 %) e a Preussag (2,6 %). Os votos devem ser expressos como um bloco e as regras do agrupamento Schubert determinam que nenhum membro pode ter mais de [...] % dos direitos de voto no âmbito do agrupamento. É alegado pelas partes que, como consequência destas regras, os actuais direitos de voto da BEB no agrupamento Schubert seriam atribuídos, após a operação de concentração, à BP Amoco e à Preussag. Refira-se que os accionistas Schubert comprometeram-se através de contrato a fornecer [...]* % das suas reservas internas suplementares à Ruhrgas. Estes fornecimentos à RG são transportados pela [...]*.

(186) A Ruhrgas é formalmente controlada pelo denominado agrupamento Bergemann, um agrupamento de accionist