Kommissionens beslut

av den 29 september 1999

om att förklara en koncentration förenlig med den gemensamma marknaden och EES-avtalet

(Ärende nr IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

[delgivet med nr K(1999) 3093]

(Endast den engelska texten är giltig)

(Text av betydelse för EES)

(2004/284/EG)

EUROPEISKA GEMENSKAPERNAS KOMMISSION HAR FATTAT DETTA BESLUT

med beaktande av Fördraget om upprättandet av Europeiska gemenskapen,

med beaktande av Avtalet om Europeiska ekonomiska samarbetsområdet, särskilt artikel 57 i detta,

med beaktande av rådets förordning (EEG) nr 4064/89 av den 21 december 1989 om kontroll av företagskoncentrationer(1), senast ändrad genom förordning (EG) nr 1310/97(2), särskilt artikel 8.2 i denna,

med beaktande av kommissionens beslut av den 9 juni 1999 om att inleda ett förfarande i detta ärende,

efter att berörda parter givits tillfälle att inkomma med synpunkter på de invändningar som gjorts av kommissionen,

med beaktande av yttrandet från Rådgivande kommittén för företagskoncentrationer(3), och

av följande skäl:

(1) Kommissionen mottog den 3 maj 1999 en anmälan om en föreslagen koncentration genom vilken de amerikanska företagen Exxon Corporation och Mobil Corporation slår samman sin verksamhet över hela världen.

(2) Den 2 juni 1999 underrättade Förenade kungariket i enlighet med artikel 9.2 b i förordning (EEG) nr 4064/89 (nedan koncentrationsförordningen) kommissionen om att den ansåg att koncentrationen påverkade konkurrensen i nordvästra Skottland inom sektorn för detaljhandel med motorbränsle. Kommissionen utfärdade den 26 juli 1999 ett meddelande om invändningar där den bland annat förutsåg konkurrensproblem på marknaden för detaljhandel med motorbränsle i hela Förenade kungariket. Den 10 augusti 1999 underrättade kommissionen Förenade kungariket om att det under de aktuella omständigheterna och i enlighet med artikel 9.4 b i koncentrationsförordningen inte fanns någon anledning att hänskjuta ärendet till de brittiska myndigheterna.

(3) I ett beslut av den 9 juni 1998 konstaterade kommissionen att det fanns allvarliga tvivel angående den anmälda transaktionens förenlighet med den gemensamma marknaden. Kommissionen inledde därför förfaranden i detta ärende enligt artikel 6.1 c i koncentrationsförordningen.

I. PARTERNA OCH TRANSAKTIONEN

(4) Exxon Corporation ("Exxon") är ett mångsidigt företag med världsomfattande verksamhet inom prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och naturgas, raffinering och försäljning av raffinerade petroleumprodukter, utveckling, produktion och försäljning av olika kemiska produkter, produktion och försäljning av kol och mineraler samt kraftproduktion. Mobil Corporation ("Mobil") är ett mångsidigt företag med världsomfattande verksamhet inom prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och naturgas, raffinering och försäljning av raffinerade petroleumprodukter, samt utveckling, produktion och försäljning av olika kemiska produkter. Mobil och British Petroleum ("BP") omorganiserade all sin raffinerings- och återförsäljningsverksamhet i Europa i det samkontrollerade gemensamma företaget BP/Mobil(4).

(5) Denna anmälan avser en koncentration i den mening som avses i artikel 3.1 a i koncentrationsförordningen. Exxon och Mobil undertecknade ett avtal om koncentrationen den 1 december 1998. Enligt detta avtal skall Mobil slås samman med ett helägt dotterbolag till Exxon, men fortleva som företag. Detta innebär att Exxon kommer att inneha 100 % av Mobils emitterade och utestående värdepapper med rösträtt. Innehavarna av stamaktier i Mobil kommer att få 1,32015 stamaktier i Exxon för varje stamaktie i Mobil som de innehar när handeln avslutas. Exxons aktieägare kommer att äga omkring 70 % av den sammanslagna enheten Exxon Mobil och Mobils aktieägare kommer att äga omkring 30 %.

II. GEMENSKAPSDIMENSION

(6) Koncentrationen har en gemenskapsdimension enligt artikel 1.2 i koncentrationsförordningen, eftersom den sammanlagda omsättningen i hela världen för de båda företagen(5) överstiger 5 miljarder euro (Exxon 121 miljarder euro, Mobil 47 miljarder euro), den sammanlagda omsättningen inom gemenskapen för både Exxon och Mobil överstiger 250 miljoner euro (Exxon [...]*(6) miljarder euro, Mobil [...]* miljoner euro) och varken Exxon eller Mobil uppnår mer än två tredjedelar av sin sammanlagda omsättning inom gemenskapen som helhet inom en och samma medlemsstat. Både Exxons och Mobils omsättning inom EFTA överstiger 250 miljoner euro (Exxon [...]* miljarder euro, Mobil [...]* miljoner euro). Därför omfattas ärendet av EFTA-samarbetet.

III. BEDÖMNING AV KONKURRENSLÄGET

(7) Oljebranschen är generellt sett uppdelad i ett tidigare led (prospektering, utbyggnad och produktion av råolja och naturgas), ett senare led (raffinering och marknadsföring av bränsle, distribution av naturgas, tillverkning av smörjmedel) och olika petrokemiska verksamheter.

(8) Koncentrationen ger inte upphov till några konkurrensproblem på marknaderna för prospektering, utbyggnad och produktion av råolja och naturgas och inte heller i fråga om parternas överlappande petrokemiska verksamheter. Båda parterna är verksamma inom prospektering, utbyggnad och produktion av råolja och naturgas. I sitt beslut enligt artikel 6.1 c uttryckte kommissionen allvarliga tvivel i fråga om dessa marknader och i fråga om marknaden för "gas till vätska" (Gas to Liquid). I avsnitt A och B nedan anges skälen till att det trots allt inte kommer att uppstå några konkurrensproblem på dessa marknader.

(9) Av de skäl som anges nedan skulle koncentrationen ha lett till att en dominerande ställning skapades eller förstärktes på följande marknader:

- Överföring av naturgas i Nederländerna (avsnitt C).

- Långdistansöverföring av naturgas i Tyskland (avsnitt C).

- Underjordiska lagringsanläggningar för naturgas, vilka betjänar Münchenområdet (avsnitt C).

- Basoljor i EES (avsnitt D).

- Försäljning av motorbränsle i detaljistledet i Österrike, Tyskland, Luxemburg, Nederländerna och Förenade kungariket (avsnitt E).

- Försäljning av motorbränsle i detaljistledet vid motorvägarna i Frankrike (avsnitt E).

- Flygsmörjmedel över hela världen (avsnitt F).

- Flygbränsle vid flygplatsen Gatwick (avsnitt G).

A. PROSPEKTERING, UTBYGGNAD OCH PRODUKTION

(10) Verksamheten i ett tidigare produktionsled består av tre delar, nämligen sökande efter nya gas- och oljefyndigheter samt utbyggnad och kommersiell exploatering av dessa fyndigheter. Sökandet efter nya fyndigheter kallas i allmänhet prospektering. Utbyggnaden omfattar installering av lämplig infrastruktur för framtida produktion (oljeplattformar, rörledningar, terminaler osv.) Exploateringen kallas "produktion och försäljning". Kommissionen har i sina tidigare beslut(7) främst behandlat de då anmälda transaktionernas inverkan på produktions- och försäljningssegmentet.

(11) Prospektering och utbyggnad är en tidskrävande och kapitalintensiv verksamhet, som omfattar flera steg. Ett land som anser att det kan finnas kolvätesreserver inom dess territorium (ett sådant land kallas "värdland") ordnar ett anbudsförfarande om prospekteringslicenserna. Anbudsförfarandenas utformning varierar från offentliga auktioner i USA till förfaranden där värdlandet väljer anbudsgivare i förväg. Detta val kan i olika grad bygga på teknisk kapacitet, finansiell styrka eller andra överväganden (lobbying, kulturella band osv.).

(12) Ofta lämnar företag gemensamma anbud för att sprida riskerna eller för att komplettera varandras kunnande. Under sådana omständigheter kan värdlandet kräva att vissa anbudsgivare går samman för att de skall få prospekteringslicensen. Värdlandet kan också kräva att dess nationella oljebolag beviljas en andel i alla eventuella fynd som görs av den grupp som beviljas licens. När man beviljar en gemensam licens till flera företag, utses alltid en operatör för hela området. Operatörens uppgift är att administrera den tekniska och finansiella delen av prospekteringen och eventuellt även utbyggnad och produktion. För de flesta viktiga beslut krävs enighet bland alla partner som deltar i projektet.

(13) Normalt tar det mellan 5 och 15 år från det att licensen beviljas innan produktionen kan inledas. Kostnaderna för prospektering och utbyggnad kan uppgå till omkring 7 miljarder US-dollar för projekt i de s.k. gränsområdena (frontier areas). Kostnaderna fördelas normalt så att 15 % går till prospektering och 85 % till utbyggnad.

(14) När man inleder produktion i ett nytt område, måste även infrastrukturen byggas ut. I denna ingår framför allt oljeplattformar, rörledningar och terminaler. Mindre fält som det inte lönar sig att bygga ut enskilt kan exploateras genom att man använder den infrastruktur som byggts ut för det större fältet. Sådana små fält kallas ibland "satellitfält". Prospekteringen av fyndigheterna i Nordsjön har normalt gått till på detta sätt.

RELEVANTA PRODUKTMARKNADER

(15) Det hävdas ofta att prospektering, utbyggnad och produktion och försäljning är för nära knutna till varandra för att man skall kunna definiera mer än en särskild produktmarknad. Man kan dock hävda att prospektering utgör en separat produktmarknad och att ett prospekteringsföretag har två kategorier av kunder: värdlandet, till vilket man i allmänhet har åtagit sig att tillhandahålla ett framtida resursflöde om olja eller gas upptäcks, och producenter och försäljare av gas och olja, som antingen kan köpa ut prospekteringsföretaget eller gå med i utbyggnaden och produktionen. Inom olje- och gasindustrin är det vanligt att rättigheter överförs från ett område till ett annat.

(16) Eftersom man i samband med prospekteringen ännu inte känner till om det finns några fyndigheter på platsen, anser kommissionen det inte berättigat att skilja mellan oljeprospektering och naturgasprospektering. När det gäller produktmarknaderna för utbyggnad, produktion och försäljning, ansåg kommissionen i sitt beslut enligt artikel 6.1 c att det är lämpligt att skilja mellan en relevant produktmarknad för utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och en relevant produktmarknad för utbyggnad, produktion och försäljning av naturgas.

(17) Parterna har hävdat att det inte finns någon separat prospekteringsmarknad. De anser att prospekteringen är för nära knuten till de påföljande stegen i produktionsprocessen för att den skall kunna vara en möjlig produktmarknad. I bedömningsavsnittet nedan konstateras dock att det inte är nödvändigt att exakt definiera de relevanta produktmarknaderna i förhållande till varje steg av produktionsprocessen (dvs. prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och naturgas) för att kunna bedöma den anmälda transaktionens påverkan på konkurrensen.

RELEVANTA GEOGRAFISKA MARKNADER

(18) Kommissionen anser att prospekteringsmarknaden är världsomfattande och instämmer med parterna i att de relevanta geografiska marknaderna för utbyggnad, produktion och försäljning av råolja är världsomfattande och att de geografiska marknaderna för efterfrågan på naturgas i Europa sannolikt omfattar EES, Algeriet och Ryssland.

(19) Kommissionen har undersökt om mindre geografiska områden kan utgöra relevanta marknader. På grund av behovet att trygga försörjningen skiljer vissa gaskunder i sin inköpspolitik mellan gas av olika ursprung och särskiljer gas från Ryssland och Algeriet på grund av de politiska risker man anser vara förknippade med dessa länder och de följder detta får för leveranssäkerheten (Ryssland stod för omkring 17 % av den västeuropeiska gasförsörjningen och Algeriet för 12 %). Det tydligaste exemplet på detta är den spanska lagstiftningen, där det föreskrivs att inte mer än 60 % av naturgasleveranserna får komma från samma land. Det är dock sannolikt att en prishöjning på gas producerad inom EES skulle omintetgöras genom en liten ökning av andelen gas från Ryssland och Algeriet. Det är under alla förhållanden inte nödvändigt att exakt definiera den relevanta geografiska marknaden, eftersom detta inte påverkar den slutsats som bedömningen av konkurrensen leder till.

MARKNADSAKTÖRER

(20) Traditionellt har man delat in de företag som deltar i prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning i tre kategorier med olika profil och skilda strategiska mål och möjligheter till framtida prospektering och utbyggnad. Dessa var i) statsägda producenter (främst OPEC och vissa OECD-baserade företag, t.ex. Statoil), ii) de "stora", det vill säga vertikalt integrerade företag med internationell verksamhet och iii) många betydligt mindre oljebolag, av vilka de flesta är ointegrerade prospekteringsföretag och/eller producenter i ett senare produktionsled.

(21) De konkurrensproblem som kommissionen har förutsett beror huvudsakligen på att den anmälda transaktionen liksom den som anmälts av BP Amoco och Arco skulle kunna leda till att en särskild (fjärde) kategori av aktörer kan styra prospekterings- och utbyggnadsverksamheten. Denna grupp av "superstora" skulle utgöras av Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco och Shell.

PARTERNAS STÄLLNING PÅ MARKNADEN

Prospektering

(22) Det finns inte något allmänt tillgängligt eller accepterat mått på marknadsstyrka på prospekteringsmarknaden. Man skulle kunna mäta marknadsstyrka på grundval av antalet områden där licenser har beviljats, antalet områden där ett visst företag är operatör, nettoareal, en viss operatörs sammanlagda areal, kapitalutgifter vid prospekteringen osv. Det råder allmän enighet om att uppskattningar som bygger på antalet områden eller arealen inte är något tillförlitligt mått, eftersom förhållandena är mycket varierande.

(23) Om man utgår från kapitalutgifterna, skulle Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco och Shell tillsammans, med ungefär lika stora andelar, stå för mellan 30 % och 40 % av de sammanlagda kapitalutgifterna för prospektering, utbyggnad och produktion som planerats för 1999. Den näst största aktören skulle till sin storlek motsvara en tredjedel av genomsnittet för de tre huvudaktörerna.

(24) Parterna framför följande skäl till att detta mått på marknadsstyrka inte är lämpligt. För det första varierar kapitalutgifterna beroende på den plats som undersöks. Detta gör att de nationella oljebolag som är verksamma i OPEC-områdena får en mindre marknadsandel. För det andra motsvarar kapitalutgifterna sällan den faktiska andelen av licensen eller produktionen. Detta beror på att statliga företag ofta betalar ett oproportionerligt lågt pris i förhållande till sin andel av licensen eller av råoljeproduktionen. För det tredje omfattar kapitalutgifterna ofta utgifter för investeringar i t.ex. kondensering av gas och infrastruktur och inte bara belopp som investerats i prospektering.

(25) Ett annat sätt att mäta marknadsstyrka skulle vara att beräkna företagens andel av den förväntade produktionen (eftersom dagens prospektering och köp av rättigheter för tredje part kommer att leda till framtida produktion). Marknadsundersökningen visar att de tre superstoras sammanlagda marknadsandel av produktionen utanför OPEC om ungefär tio år åter skulle uppgå till mellan 30 % och 40 %.

Produktion och försäljning

(26) Exxon och Mobil hade år 1998 tillsammans en andel på omkring [0-10]* % av världens råoljeproduktion och [10-20]* % av den europeiska produktionen av naturgas. BP Amoco - Arco hade tillsammans en andel på 3,7 % respektive 8,4 % och Shell hade en andel på 3,3 % respektive 13,9 %. Dessa siffror har varit ungefär desamma under många år. Av den sammanlagda naturgasproduktionen inom EES har de tre superstora en andel på nära [30-40]* %. De tre superstoras andel av den naturgas som förbrukas inom EES är emellertid mindre än [20-30]* %.

(27) Oljeindustrin använder ofta kända reserver som ett mått på marknadsstyrka. Med detta mått skulle parterna ha omkring [0-10]* % av alla kända råoljereserver i världen och [10-20]* % av Europas kända naturgasreserver. Det kan dock hävdas att påvisade reserver inte är ett relevant mått på framtida produktion. Enligt oljebolagen har påvisade reserver endast en lagerfunktion och privata oljebolag behöver i likhet med alla andra privata företag begränsa sina lager så mycket som möjligt. Med hjälp av sina påvisade reserver kan ett företag indikera att det är (eller inte är) i stånd att ersätta den förutsedda uttömningen av befintliga oljefält och därigenom förbli en livskraftig marknadsaktör. Nationella oljebolag behöver dock inte motivera ytterligare investeringar i prospektering och utveckling för sina aktieägare, eftersom de kan utnyttja de nationella reserverna som vanligtvis är mycket större än deras behov. En sådan indikator innebär därför en uppåtgående snedvridning till förmån för de nationella oljebolagen.

(28) OPEC-producenterna har i dag och i den närmaste framtiden tillsammans en mycket betydande marknadsstyrka i fråga om råoljeproduktion. De kontrollerar en stor andel av produktionen och de kända reserverna (omkring 40 % respektive 75 % - mer än tredjedel av OPEC:s reserver finns i Saudiarabien). OPEC har tidigare vid flera tillfällen kunnat styra(8) råoljepriset upp till en viss nivå.

(29) Gazprom (17 %) och Sonatrach (11 %), den statliga ryska och algeriska leverantören, svarar för omkring 30 % av naturgasförsäljningen inom EES och deras reserver uppgår till 88 % (Gazprom 81,5 %) av alla de kända reserver som kan säljas inom EES.

TRANSAKTIONENS PÅVERKAN PÅ KONKURRENSEN

(30) Kommissionen har följande allvarliga tvivel om följderna för konkurrensen på marknaderna för prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och naturgas. Det anmälda förvärvet skulle tillsammans med koncentrationen mellan BP Amoco och Arco kunna leda till att det skapades en fjärde kategori konkurrenter inom branschen bestående av Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco och Shell. Oavsett vilken parameter som används (börsvärde, olje- och gasproduktion, kända reserver osv.) är det nu ett stort hopp från dessa tre aktörer till de övriga stora bolagen.

(31) Kommissionen har undersökt om de tre superstora i framtiden skulle ha en privilegierad ställning i förhållande till andra marknadsaktörer när det gäller att upptäcka och bygga ut nya stora reserver. En sådan ställning kan uppstå på grund av deras större finansiella resurser, som kan göra det möjligt för dem att inneha en portfölj som medför större risker. Konkurrenterna skulle däremot vara tvungna att noga välja de områden där de planerar att inleda verksamhet. Eftersom de mindre bolagen inte har lika mycket kapital och inte lika stora möjligheter att sprida riskerna, skulle de, om de vill fortsätta att bygga ut stora fält, vara tvungna att bli mindre partner till de superstora bolagen för att därigenom kunna dra fördel av deras gemensamma resurser. Deras enda andra alternativ skulle vara att koncentrera sig på en enda nisch, nämligen prospektering. Detta kan leda till att de superstora kontrollerar andra prospekteringsföretags tillgång till nya gränsområden, till att börja med när de första licenserna beviljas och sedan för ytterligare omgivande områden, eftersom de superstora kommer att ha byggt den nödvändiga infrastrukturen.

(32) Eftersom det normalt går mellan fem och femton år från prospektering till produktionsstart, skulle det enligt detta scenario kunna bli så att de superstora under en tioårsperiod kan utöva ett mycket stort inflytande över nya reserver och produktion utanför OPEC.

(33) Detta skulle kunna påverka produktionen och försäljningen på följande sätt. Konkurrensen skulle minska och inte längre i samma utsträckning begränsa OPEC:s möjligheter att fungera som en kartell. De tre superstora bolagen skulle ha samma intressen som OPEC och därför sannolikt ansluta sig till OPEC:s beslut och begränsa produktionen till en viss nivå utan att behöva frukta att andra bolag skulle utnyttja detta. OPEC:s dominerande ställning på råoljemarknaden skulle förstärkas genom att det skapades ett oligopol med OPEC och de tre superstora bolagen, vilket i sin tur skulle vara ett incitament att ansluta sig till OPEC:s affärsstrategier. OPEC skulle då kunna höja och upprätthålla priserna på en nivå som motsvarar men inte överskrider det tröskelvärde som utlöser nyprospektering.

(34) På grundval av ovanstående faktorer konstaterade kommissionen att det fanns allvarliga tvivel på om transaktionen var förenlig med den gemensamma marknaden och EES-avtalets funktion och att detta borde granskas närmare vid en fördjupad undersökning.

(35) Parterna invände mot kommissionens allvarliga tvivel och angav två huvudsakliga skäl till detta. För det första skulle de superstora bolagen fortfarande utsättas för konkurrens från de mindre bolagen och de begränsningar detta innebär. För det andra kontrollerar värdländerna olje- och gasproduktionen och de skulle inte ha några som helst skäl att låta oljebolagen begränsa produktionen.

(36) Marknadsundersökningen visade att de små prospekteringsföretagen inte tycks känna sig hotade av uppkomsten av en ny kategori superstora bolag. På grund av storleksskillnaden skulle de inte konkurrera om samma typ av prospekteringsrättigheter och de skulle inte vara beroende av de större bolagen för att sälja sin olja. Stora bolag som Chevron, Texaco, Elf och Total förefaller dessutom ha oförändrade möjligheter att prospektera och bygga ut fält överallt i världen. Parterna har gett flera exempel på att stora bolag deltar i pågående projekt över hela världen.

(37) Av marknadsundersökningen framgick också att prospekteringsföretag/producenter i de flesta koncessionsavtal med regeringarna i olika länder förbjuds att begränsa produktionen (denna rätt förbehålls regeringen).

(38) Det är osannolikt att parterna tillsammans med de andra superstora bolagen skulle kunna kontrollera produktionen av naturgas inom EES. Det är därför också osannolikt att konkurrensen skulle påverkas. Även om det skulle finnas en marknad för naturgas producerad inom EES (med tanke på de politiska risker som anses förknippade med gasproduktionen i Ryssland och Algeriet), kan man inte hävda att de superstora bolagen tillsammans har en dominerande ställning, eftersom den norska gasen som säljs av och genom en gemensam förhandlingskommitté har en så stark ställning. Dessutom möter naturgasproducenterna en mycket koncentrerad efterfrågan genom de nationella överförings- och grossistföretagen, t.ex. SNAM (Italien) och Transgas (Portugal).

(39) Kommissionen konstaterar därför att koncentrationen inte kommer att leda till att en dominerande ställning skapas eller förstärks på marknaderna för prospektering, utbyggnad, produktion och försäljning av råolja och naturgas.

B. GASKONDENSERING

(40) I sitt beslut enligt artikel 6.1 c uttryckte kommissionen allvarliga tvivel som gick ut på att den anmälda transaktionen skapar en dominerande ställning i fråga om gaskondenseringsteknik.

(41) Gaskondensering är en process genom vilken naturgas omvandlas till färdigt bränsle. Denna teknik gör det möjligt att omvandla naturgas till flytande form på den plats där gasen utvinns och den underlättar därmed kommersiell utbyggnad av gasreserver och transport av naturgas från avlägsna platser som inte kan nås med rörledningar. Dessutom har produkterna hög renhetsgrad.

(42) Det är i dag inte möjligt att med hjälp av gaskondensering producera ekonomiskt lönsamma substitut för konventionella raffineringsprodukter. Man förväntar sig att smörjmedelstillverkarna och den petrokemiska industrin skall bli de första att efterfråga kondenserade produkter på grund av den höga renhetsgrad och den molekylära sammansättning av råmaterialet som uppnås med gaskondenseringsteknik. Senare kan efterfrågan komma att omfatta även andra petroleumprodukter.

(43) Det finns i dag två gaskondenseringstekniker, nämligen Fischer-Tropsh ("F-T"), som Exxon har utvecklat, och metanol-till-bensin-processen (methanol-to-gasoline, "MTG"), som Mobil har utvecklat. Av uppgifter från marknaden framgår att Exxon har den största enskilda patentportföljen för F-T-processen och innehar utländska och amerikanska patent för praktiskt taget varje viktigt steg i processen. Källor inom branschen uppger att [...]*.

(44) Andra olje- och gasbolag har vissa patent för den ena eller ibland båda processerna. Inget av dessa bolag har dock patent som omfattar alla viktiga steg i någon av processerna.

(45) Exxons och Mobils ställning i fråga om patent utgör i dag alternativ som dock inte är substituerbara. Efter koncentrationen skulle parternas starka ställning i fråga om patent kunna utgöra ett hinder för alla potentiella nya aktörer. De stora ekonomiska resurser som krävs för att kunna konkurrera med kondenserade produkter (i dag kostar det mellan 1 och 3 miljarder US-dollar att bygga en F-T-anläggning) hindrar också de etablerade företagen från att expandera och nya potentiella konkurrenter från att gå in på marknaden.

(46) Som svar på kommissionens allvarliga tvivel förklarade parterna att gaskondenseringstekniken inte utgör en egen marknad och att man med denna teknik endast skulle kunna producera mycket små kvantiteter petroleumprodukter jämfört med de kvantiteter som produceras genom traditionell raffinering. Andra företag skulle dessutom inneha tillräckligt stora patentportföljer för att kunna utveckla tekniken.

(47) Kommissionen instämmer med parterna i att den anmälda koncentrationen inte kommer att ge upphov till någon dominerande ställning även om parterna skulle inneha en betydelsefull portfölj med gaskondenseringspatent, eftersom detta inte i någon större utsträckning skulle påverka petroleumproduktmarknaderna i senare led.

C. NATURGAS

INLEDNING

Beskrivning av distributionskedjan för gas

(48) Den naturgas som strömmar ut från källan innehåller beståndsdelar som måste avlägsnas för att gasen skall uppnå ledningskvalitet. Den består då nästan helt av metan och etan och kan pumpas in i högtrycksledningarna. Gasen säljs till överförings- och grossistföretag, som överför och säljer gasen till slutförbrukarna.

(49) Det finns två typer av överförings- och grossistföretag, nämligen s.k. långdistans- och kortdistansöverföringsföretag. Långdistansöverföringsföretag köper gas från gasproducenterna och transporterar den över långa sträckor i högtrycksledningar. De säljer sedan gasen antingen till andra mer lokala grossistföretag, dvs. kortdistansöverföringsföretag, eller direkt till slutförbrukare. De kan också tillhandahålla transiteringstjänster till långdistansöverföringsföretag i andra länder.

(50) Förutom gasleveranser tillhandahåller man följande tjänster till slutförbrukarna:

- Säsongutjämning: Gaskonsumtionen är inte jämnt fördelad över året. Detta har särskilt stor betydelse för de lokala distributionsföretagen som genom sina lågtrycksledningar levererar gas till hushållen, vilka behöver mycket gas till uppvärmning under vintern och betydligt mindre under sommaren. En grundläggande förutsättning för att kunna erbjuda säsongutjämning är tillgång till en lagringsanläggning, främst i form av underjordiska lager.

- Andra tjänster som kvalitetskontroll (man ser till att den gas som levereras motsvarar specifikationen), balansering (man ser till att den gas som pumpas in i ledningarna motsvarar efterfrågan), back-up (avtal med andra återförsäljare eller producenter som är sammankopplade med det egna ledningsnätet i vilka de garanterar leveranser om ledningsägarens egna leveranser skulle avbrytas) och mätning.

(51) Slutförbrukarna kan indelas i tre kategorier, nämligen kraftproducenter, industrikunder (fasta eller avbrytbara) och lokala distributionsföretag. Dessa kunder skiljer sig från varandra på följande sätt:

(52) Det finns stora prisskillnader mellan de olika kundkategorierna, även om deras efterfrågan på gas är densamma. Detta beror på att priserna traditionellt bygger på vad kundens alternativa energikälla är värd ("Anlegbarkeitsprinzip"). Med alternativ energikälla menas den energikälla till vilken kunden kan tänkas byta: eldningsolja för hushåll, tung eldningsolja för industriella kunder och i viss utsträckning kärnkraft eller kol för kraftproducenter.

(53) Det finns också kvalitetsskillnader när det gäller leveranser till de olika kundkategorierna. I detta sammanhang kan man hänvisa till kravet på säsongutjämning för leveranser till lokala distributionsföretag och skillnaden mellan fasta och avbrytbara industriella kunder (gasleveranserna till de fasta kunderna kan inte avbrytas). Även dessa aspekter påverkar priset.

(54) Den sista skillnaden är den rättsliga ram som utgörs av Europaparlamentets och rådets direktiv 98/30/EG(9) (nedan EG:s gasdirektiv) och nationella genomförandeåtgärder (avreglering). Enligt EG:s gasdirektiv skall medlemsstaterna före den 10 augusti 2000 öppna sina gasmarknader, så att kunder som har gaseldad kraftproduktion, oberoende av årlig förbrukningsnivå, och slutförbrukare som förbrukar mer än 25 miljoner kubikmeter gas per år per förbrukningsställe har behörighet att ingå avtal om naturgas (s.k. behöriga kunder). Öppningen av marknaden skall motsvara åtminstone 20 % av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella gasmarknaden, vilket skall öka till 28 % år 2005 och 33 % år 2010. Tröskelvärdet för kunder som uppfyller kraven kommer att sänkas till 15 miljoner kubikmeter år 2005 och till 5 miljoner kubikmeter år 2010.

(55) Medlemsstaterna kan välja mellan två förfaranden för att organisera tillträde till systemet. Dessa förfaranden skall användas i enlighet med objektiva, öppna och icke-diskriminerande kriterier. Det första förfarandet avser förhandlat tillträde och innebär att naturgasföretag och berättigade kunder förhandlar fram frivilliga kommersiella överenskommelser. Naturgasföretagen skall före den 10 augusti 2001 offentliggöra sina viktigaste kommersiella villkor och årligen därefter. Det andra förfarandet avser reglerat tillträde och innebär att naturgasföretagen skall ge tillträde på grundval av offentliggjorda tariffer, som fastställts av en behörig myndighet i medlemsstaten.

(56) I direktivet fastställs ett viktigt förfarande för undantag, genom vilket kommissionen på vissa villkor kan godta att gasföretag vägrar tillträde om detta skulle medföra allvarliga ekonomiska eller finansiella problem med take-or-pay-avtal som godkänts i ett eller flera avtal om köp av gas.

(57) Nederländerna går i det nyligen framlagda förslaget till ny lag om gasmarknaden mycket längre än minimikraven i gasdirektivet. Konsumenter med en årlig förbrukning på 10 miljoner kubikmeter (som svarar för 44 % av den totala årliga gasförbrukningen i Nederländerna) har redan rätt att köpa gas. Den 1 januari 2002 får kunder med en årlig förbrukning på mellan 170000 kubikmeter och 10 miljoner kubikmeter rätt att göra detta. Den 1 januari 2007 får alla konsumenter (även hushållen) rätt att köpa gas. Det finns inte någon särskild ordning för kraftproducenter. Nederländerna har valt förfarandet med förhandlat tillträde och Gasunie offentliggjorde sina tariffer för tillträde för tredje part i augusti 1998.

(58) I Tyskland har överförings- och grossistföretagen traditionellt haft regionala monopol och ingått regionala avgränsningsavtal, dvs. avtal genom vilka överföringsföretagen kom överens om att inte bedriva någon grossistverksamhet inom varandras reserverade områden. Detta är förbjudet sedan den 29 april 1998, den dag då kraftindustrilagen trädde i kraft. Genom lagen öppnas 100 % av den tyska marknaden och alla kunder är därmed berättigade kunder. I lagen anges också att kommunerna skall upplåta ledningsrätt för byggandet av gasledningsnät. I den nya konkurrenslagen föreskrivs att nätoperatörer inte kan vägra tredje part tillträde till nät utan berättigade och objektiva skäl. Om en operatör vägrar sådant tillträde, kan ärendet hänskjutas till konkurrensmyndigheten eller direkt till förvaltningsdomstolen. Sedan februari 1999 har branschorganisationerna förhandlat om den s.k. "Verbändevereinbarung Gas", i vilken man skall fastställa dels kriterierna för (förhandlat) tillträde för tredje part, dels riktpriserna.

Avtalsförhållanden

(59) Den europeiska gasindustrin har bedrivit sin verksamhet på grundval av långfristiga avtal mellan köpare och säljare. Parterna har uppgivit att gasproducenterna var tvungna att ingå långfristiga avtal med köparna för att kunna finansiera sina investeringar i produktions- och distributionsinfrastruktur. Produktionen vid ett gasfält inleddes endast om man hittade en köpare till gasen, oftast ett eller flera nationella överförings- och grossistföretag.

(60) Sådana avtal låg också till grund för investeringar i den nödvändiga distributionsinfrastrukturen (terminaler och rörledningar). Avtalen ingicks i så god tid före den faktiska produktionsstarten att man hann bygga den nödvändiga infrastrukturen. Överförings- och grossistföretagen ingick i sin tur långfristiga avtal med sina kunder och strävade efter att dessa avtal skulle motsvara den totala inköpsvolymen. Man kan hävda att överförings- och grossistföretagen traditionellt lyckats balansera efterfrågan och tillgång.

(61) Ett typiskt inslag i de långfristiga avtalen är take-or-pay-åtaganden för volymerna. Avtalspriset är på varje nivå utformat som ett net-back-pris minus en överenskommen marginal för kunden. I avtalen ges också möjlighet att tre gånger om året granska och ändra priserna om köparens marknad har ändrats väsentligt (konkurrens mellan gasleverantörer, förändringar i fråga om alternativ energi osv.) Avtalen innehåller också en klausul om parallellhandel enligt vilken köparen har rätt att sänka inköpskraven med den volym som säljaren säljer direkt till köparens område. Gasföretagen [dvs. köparna]* hävdar att detta är nödvändigt för att undvika att producenterna säljer gasen två gånger (en gång till överförings- och grossistföretaget och en andra gång direkt till överförings- och grossistföretagets kund). Sådana avtal är viktiga för stabiliteten i gasdistributionskedjan, eftersom de upprätthåller hierarkin med producent - överförings- och grossistföretag - slutförbrukare.

(62) Policyn att prissätta gasen med hänsyn till de andra energialternativ som köparens kunder har tillgång till (kallas även marknadsvärdesprincipen) är enligt de europeiska gasföretagen den viktigaste förklaringen till utbyggnaden och utvidgningen av den europeiska gasinfrastrukturen samtidigt som kunderna fått åtnjuta fördelarna av konkurrenskraftiga priser. Att på detta sätt maximera inkomsterna från gasförsäljningen och se till att alla aktörer på gasmarknaden respekterar denna princip är därför en viktig uppgift för de befintliga företagen.

(63) [...]*

Kortfattad översikt över gaskolumnen i Nederländerna och Tyskland

(64) Nederländerna är en av de största gasproducenterna inom EES och nettoexportör av gas. De största bolagen med egen produktion i Nederländerna är NAM, ett gemensamt företag mellan Exxon och Shell, och EBN, den nederländska statens olje- och gasbolag. Exxon, Shell och den nederländska staten (genom EBN och direkt) äger Gasunie, som är det distributionsföretag till vilket nästan all nederländsk gas säljs. Gasunie säljer [80-90]* % av den gas som förbrukas i Nederländerna och äger hela den nederländska distributionsinfrastrukturen (med undantag för en rörledning). Gasunie har ingått långfristiga, exklusiva leveransavtal med alla de regionala distributionsföretagen om försäljning till kunder med en årlig efterfrågan [under en viss nivå]*.

(65) Gasproduktionen i Tyskland motsvarar omkring 20 % av den tyska efterfrågan. De största producenterna är BEB, som är Exxons och Shells tyska gemensamma företag för produktion och distribution, samt Mobil. Omkring 80 % av den gas som förbrukas importeras från Norge, Ryssland och Nederländerna. Den största importören och det största överförings- och grossistföretaget i Tyskland är Ruhrgas, som ägs av Exxon, Shell, Mobil och BP tillsammans med tyska kol- och stålproducenter. Andra importörer är BEB, Thyssengas (av vilket Exxon och Shell äger 25 % vardera och RWE-DEA 50 % - tillsammans kontrollerar dessa företag Thyssengas), och VNG (det östtyska överförings- och grossistföretaget, i vilket BEB och Ruhrgas är aktieägare). Mobil och EWE, ett företag i vilket parterna inte har några intressen, importerar också en viss mängd gas till Tyskland. Alla ovannämnda företag är sedan länge etablerade som långdistansöverföringsföretag, men deras ställning hotas nu av Wingas, ett gemensamt företag mellan BASF och Gazprom (den ryska gasproducenten) genom dess nybyggda gasledningsnät.

(66) De tyska producenterna och importerande överförings- och grossistföretag (långdistansöverföringsföretag) säljer gas till en rad regionala överförings- och grossistföretag (kortdistansöverföringsföretag). De omkring 19 lång- och kortdistansöverföringsföretagen säljer gasen vidare till omkring 700 lokala distributionsföretag som i sin tur levererar till hushållen.

ÖVERFÖRINGSMARKNADERNA

Relevant produktmarknad

(67) Parterna anser att distributionen och marknadsföringen av naturgas kan delas in i ett överföringssegment och ett lokalt distributionssegment. Överförings- och grossistföretagen samlar upp gas från producenterna. De säljer den sedan till en blandning av grossistföretag i andra led (dvs. de tyska kortdistansöverföringsföretagen), lokala distributionsföretag och stora slutförbrukare. Överförings- och grossistföretagen använder högtrycksledningar och lagringsanläggningar för att leverera gasen till den plats och i de volymer som kunderna kräver. De lokala distributionsföretagen säljer gasen vidare till slutförbrukarna (t.ex. hushållen).

(68) Parterna anser att leverantörerna i grossistledet och det lokala distributionsledet skiljer sig från varandra. Parterna har inte själva någon direkt verksamhet i det lokala distributionssegmentet.

(69) Förutom marknaden för distribution och marknadsföring av naturgas urskiljer parterna i sin anmälan ytterligare två separata marknader, nämligen marknaden för naturgastransporter - rörledningar och transport av flytande naturgas (Liquid Natural Gas) samt marknaden för lagring av naturgas. Även kommissionen instämmer med parterna i att marknaden för naturgastransporter och marknaden för lagring av naturgas utgör separata produktmarknader.

a) Överföringsföretagen och den lokala distributionsmarknaden

(70) Långdistans- och kortdistansöverföringsföretag säljer gas genom högtrycksledningar till industrikunder, kraftproducenter och lokala distributionsföretag. De lokala distributionsföretagen säljer gasen vidare till slutförbrukare som hushåll och andra lokala kunder genom sitt omfattande (gata för gata) lågtrycksledningsnät. Från grossistföretagen köper de lokala distributionsföretagen säsongutjämning och andra kringtjänster. Kommissionen instämmer därför med parterna i att den lokala distributionen utgör en separat produktmarknad. Eftersom parterna inte är direkt verksamma på denna marknad, sker ingen vidare bedömning av denna produktmarknad i detta förfarande.

b) Långdistans- och kortdistansöverföringsmarknaden: Långdistansöverföring är en separat produktmarknad där inträde är beroende av de befintliga företagens goda vilja eller investeringar med mycket höga icke återvinningsbara kostnader

(71) Som beskrivs ovan kännetecknas den tyska gasbranschen av en tvådelad struktur: Långdistansöverföringsföretagen säljer gas som de importerar direkt från utländska producenter och transporterar genom långdistansrörledningar till kortdistansöverföringsföretagen. Frågan är om kortdistansföretagen vid en eventuell prishöjning enkelt skulle kunna ersätta denna typ av tjänst. Det enda sättet på vilket kortdistansföretagen skulle kunna kringgå en sådan prishöjning skulle vara att köpa gasen direkt från producenterna, dvs. att intregreras uppåt i den vertikala kedjan. För att kunna göra detta behöver kortdistansföretagen (eller eventuellt slutförbrukarna) få samma prisvillkor från gasproducenterna som långdistansföretagen och de behöver kunna leverera gasen över långa distanser. Av sin marknadsundersökning drar kommissionen slutsatsen att kortdistansföretagen saknar incitament att gå förbi långdistansföretagen, även om de skulle ställas inför en prishöjning.

(72) [...]*

i) Parternas uppfattning: vem som helst kan importera gas

(73) Parterna anser att den relevanta marknaden utgörs av de omkring 19 lång- och kortdistansöverföringsföretagens försäljning av tysk och importerad gas till industrikunder, kraftproducenter och lokala distributionsföretag. Parterna anser att långdistansöverföringsföretagens särskilda verksamhet inte är mer än en teknisk komplikation, eftersom vem som helst kan transportera gas till den tyska gränsen.

(74) För det första uppger parterna att det är möjligt att importera små volymer. De hänvisar till vissa avtal om import av små volymer, t.ex [...]*.

(75) För det andra anser parterna att de kostnader för att gå in på marknaden som orsakas av behovet att investera i mottagningsanläggningar, rörledningar och lagringsanläggningar är ett naturligt inslag i en långsiktig kapitalintensiv bransch och inte utgör något inträdeshinder. Man hänvisar särskilt till Wingas investeringar för att illustrera att det fortfarande är lönsamt att investera i den tyska gasinfrastrukturen. Parterna påpekar också att sådana investeringar inte behövs för att importera gas [...]*.

(76) För det tredje hänvisar parterna till bestämmelserna i den nya tyska energilagen och rörledningsägarnas lagstadgade skyldighet att tillhandahålla ledig kapacitet till tredje part. Därför är försäljning till slutförbrukare i Tyskland en realistisk möjlighet. Parterna hänvisar också till att vissa lokala distributionsföretag har beslutat att köpa direkt från producenterna och till att industrikoncerner köper sin gas centralt.

ii) Detta bekräftas inte av kommissionens marknadsundersökning

(77) Marknadsundersökningen har inte bekräftat parternas uppfattning att gasimport endast är en "teknisk komplikation". Några av de elva tyska kortdistansföretagen har uppgett följande:

- "För att erhålla förmånliga priser genom ett importavtal måste man i dag köpa mycket stora kvantiteter med inköpsåtaganden och dessutom bl. a. egna investeringar eller finansiellt deltagande i projekt eller företag. Sådan verksamhet är därför typisk för företag som sammanför en stor efterfrågan och har stora finansiella tillgångar för att bära kostnadsrisken i samband med import. När man importerar är det viktigt att trygga försörjningen genom att ha flera olika leverantörer."

- "För att importera skulle det krävas ett parallellt ledningsnät till producenterna (eller till överföringspunkterna vid gränsen) eller tillträde för tredje part. Kortdistansöverföringsföretaget skulle inte kunna uppskatta de kostnader detta medför eller den tid som krävs."

- "Det är svårt att sälja ytterligare importkvantiteter i Tyskland till kunderna, eftersom dessa kvantiteter endast kan gå till regionala distributionsföretag. Att marknadsföra gas till slutförbrukarna kräver avsevärda ansträngningar och är inte realistiskt för närvarande."

(78) I sitt svar på meddelandet om invändningar uppgav parterna åter att det är möjligt att köpa små volymer, att det är lätt att beräkna importkostnaderna (genom egna undersökningar eller med hjälp av konsultföretag), att kostnaderna för importinfrastruktur normalt ligger under 2 % och att man kan få både leveranser och kunder (efterfrågan stiger och befintliga kontrakt löper ut). Kommissionen medger att importkostnaderna kan beräknas. De andra punkterna behandlas närmare nedan.

(79) Det bör noteras att Bundeskartellamt nyligen i samband med ett förfarande(10) konstaterade att långdistansöverföringsmarknaden utgör en separat relevant produktmarknad.

iii) Tysk gas kan inte uppväga en prishöjning på importerad gas

(80) All tysk gas säljs i Tyskland där den konkurrerar med importerad gas. Den tyska produktionen motsvarar i dag omkring 20 % av den totala förbrukningen och förväntas ha minskat till [under 15 %] år 2010. Överförings- och grossistföretag som vill fylla sitt behov kräver därför i ökande utsträckning tillträde till importerad gas, dvs. till långdistansöverföringsföretagens tjänster.

(81) Den tyska gasen är dessutom i mycket stor utsträckning vikt för långdistansöverföringsföretagen, vilket innebär att andra företag inte kan få tillgång till tysk gas i den utsträckning som krävs för att uppväga en prishöjning på importerad gas. Tysklands gasproduktion och gasreserver ägs till omkring [70-80]* % av långdistansöverföringsföretagen BEB ([40-50]* %) och Mobil ([20-30]* %). Återstående [20-30] % av den tyska produktionen (som motsvarar omkring [0-10]* % av den tyska efterfrågan) fördelas mellan RWE-DEA med omkring 7,5 %, Wintershall och Preussag med omkring 5,5 % vardera och Erdöl-Erdgas Gommern med omkring 4,5 %. RWE-DEA har åtagit sig att sälja 60 % av sin årsproduktion till Ruhrgas. Den största delen av Erdöl-Erdgas Gommerns produktion säljs via VNG, som är ett annat långdistansöverföringsföretag.

iv) Det är inte och kommer inte heller efter koncentrationen att bli möjligt att få tillgång till utländsk gas på konkurrenskraftiga villkor. De potentiella nya aktörerna på långdistansöverföringsmarknaden är beroende av de befintliga företagens tjänster

(82) Kortdistansöverföringsföretagens dagliga verksamhet beror i stor utsträckning på ledningsnätet, lagringsanläggningarna och de andra tjänster som tillhandahålls av långdistansöverföringsföretagen. Med tanke på de motåtgärder som långdistansöverföringsföretagen skulle kunna vidta skulle det vara riskfyllt att utmana dem genom att förbigå dem i fråga om vissa tjänster.

(83) Det finns dock ett kortdistansöverföringsföretag, Erdgas Münster (EGM), som inte är beroende av långdistansöverföringsföretagens överföringstjänster. EGM säljer tysk gas som produceras av dess aktieägare, nämligen de största tyska gasproducenterna: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) och RWE DEA ([0-10]* %). Aktieägarna är skyldiga att sälja hela sin produktion i en viss del av nordvästra Tyskland genom EGM (omkring [mindre än 10 %]* av den totala tyska gasförbrukningen) och därmed är företaget garanterat gasleveranser [...]*.

(84) [...]*, skulle BEB och Mobil efter koncentrationen ha kontroll över de strategiska besluten i företaget. Sådana beslut gäller bland annat EGM:s ställning på en framtida avreglerad marknad (se nedan). Parterna hävdar att de inte skulle kontrollera EGM, eftersom [...]*. Detta resonemang kan inte godtas. Exxon har gemensam kontroll över BEB i den mening som avses i koncentrationsförordningen och det skulle dessutom vara ekonomiskt fördelaktigt för Shell att gå med på [...]*, eftersom även Shell skulle kunna dra fördel av att ha kontroll över EGM.

(85) Även om både Mobil och BEB är långdistansöverinförgsföretag är Mobils ställning på marknaden mycket svagare än BEB:s. Innan koncentrationen genomförs har Mobil därför ett intresse av att ha kvar möjligheten att använda EGM som ett instrument på en framtida avreglerad marknad. Det är därför inte säkert att BEB:s och Mobils intressen sammanfaller. Möjligheten att vara en potentiell konkurrent skulle försvinna efter koncentrationen genom att man får formell kontroll över EGM.

(86) Parterna har också hänvisat till att vissa mindre lokala distributionsföretag har riktat anbudsinfordringar direkt till utländska leverantörer. I anbudsinfordran begär de lokala distributionsföretagen offerter för leveranser till den tyska gränsen och uppger att de själva kommer att ordna transporten inom Tyskland. Andra exempel som nämns av parterna är Stadtwerke ("SW") Viernheims beslut att köpa direkt och stora industrikoncerners beslut att köpa centralt. Kommissionens undersökning visar dock att dessa anbudsinfordringar inte gav något resultat.

(87) Att de lokala distributionsföretagen ibland fordrar in anbud innebär inte att de anser sig ha möjlighet att själva transportera gasen i Tyskland. Det betyder därför inte att de anser att de kan konkurrera med de etablerade företagen.

(88) De producenter som skulle vilja gå in på marknaden är inte bara beroende av att de tyska företagen säljer deras gas på marknaden, utan de är också i varierande utsträckning beroende av de tidigare dominerande företagen för transitering av gas till andra exportmarknader. Gas från Nederländerna transiteras t.ex. genom de etablerade tyska företagens rörledningar till Schweiz och Italien (och eventuellt även Polen), norsk gas transiteras genom Tyskland till Schweiz och rysk gas transiteras genom Tyskland till Frankrike.

Det är osannolikt att mindre företag kan få tillgång till förmånliga priser eller volymer eller att traditionella leverantörer skulle gå förbi de etablerade företagen

(89) De långfristiga (10, 20 eller 30 år) take-or-pay-avtalen, genom vilka överförings- och grossistföretagets inköpsåtagande minskas med den volym som producenten säljer direkt (eller via andra företag) i överföringsföretagets område (även kallade "bestämmelser om parallellförsäljning"), gör det svårare för andra företag att få leveranser.

(90) Leverantörerna har inte heller något intresse av att gå förbi sina gamla kunder om detta skulle leda till konkurrens mellan gasleverantörerna, vilket i sin tur skulle medföra lägre priser på gasmarknaden. Om leverantören inte vill erbjuda lägre priser, finns det inget skäl för kunden att byta. Konkurrens mellan gasleverantörerna och prissänkningar är därför det mest sannolika resultatet. Eftersom net-back-priser betalas till producenten skulle en sådan prissänkning påverka all gasförsäljning. Om producenterna sålde till nya aktörer, skulle de därför riskera att utsättas för eventuellt skadlig priskonkurrens. [...]*

(91) Enligt [...]* stimulerar bestämmelserna om parallellförsäljning överförings- och grossistföretaget och leverantören till att konkurrera om samma slutförbrukare och bestämmelserna främjar därför konkurrensen. Sådan konkurrens kan dock förväntas uppstå endast om leverantörens vinst från direktförsäljningen både kompenserar leverantören för den förlust som uppstår på kort sikt med avseende på net-back-värdet på den återstående kontrakterade försäljningsvolymen till överförings- och grossistföretaget och för den risk leverantören på lång sikt löper att förlora försäljningen till överförings- och grossistföretaget när det gällande kontraktet löper ut. Det är inte sannolikt att detta skulle inträffa, och därför fungerar bestämmelserna om parallellförsäljning (även om de är rimliga kontraktsbestämmelser, se punkt x) som inträdeshinder.

(92) Kommissionen noterar också att tre av de största tyska långdistansöverföringsföretagen köpt en stor del av den gas som inte är av tyskt ursprung från norska, danska och ryska producenter gemensamt (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % och Thyssengas [...]* %). Genom att kombinera sin efterfrågan skulle konsortiet kunna få bättre priser (genom långfristiga avtal) än företag som förhandlar enskilt. Parterna bestrider detta och uppger att inköpspriserna inte har något samband med volymen, utan sätts med hänsyn till priset på ett alternativt bränsle. Kommissionen kan inte godta detta argument, eftersom det logiskt sett skulle betyda att det inte kan förekomma någon priskonkurrens inom den europeiska gasbranschen, då alla skulle ta ut samma pris, nämligen priset för det alternativa bränslet. Detta är utan tvekan felaktigt, eftersom parterna har stor frihet att bedöma olika inslag i gaspriset, även när man knyter detta till prisindex för alternativa bränslen.

(93) Gemensamma inköp minskar också producentens incitament att gå förbi överförings- och grossistföretagen och sälja direkt eller indirekt till andra företag i deras område. När flera företag går samman om sina inköp, riskerar producenten nämligen att förlora alla sina kunder även om han endast förbigår en av dem.

(94) Parterna hävdar att andra etablerade företag som VNG och Mobil enskilt och direkt kan köpa gas till samma priser, vilket dock inte betyder att nya aktörer har samma möjlighet. De etablerade företagen kommer att försöka utnyttja sin ställning och sitt inflytande gentemot producenterna för att förmå dem att inte leverera till konkurrenter. Wingas har uppgivit att man för några år sedan hade slutit ett avtal om leveranser av norsk gas, men att GFU (den norska statliga försäljningsorganisationen) inte godkände detta. Dessutom har [...]* uppgivit att "[...]* kommer att fortsätta hindra [...]* från att kunna köpa [...]* gas."

(95) Även om nya volymer kan kontrakteras, har långdistansöverföringsföretagen ingått långfristiga (take-or-pay) leveransavtal med de viktigaste kunderna (kortdistansförsörjningsföretag, lokala distributionsföretag osv.). Det kan därför bli svårt att sälja dessa volymer, vilket betyder att dessa långfristiga avtal utgör ett ytterligare hinder för inträde på långdistansmarknaden. Kommissionen medger att alla dessa avtal löper ut någon gång och att efterfrågan på gas stiger med 2-3 % årligen. Avtalen är därför inte något oöverstigligt inträdeshinder, men det är ingen tvekan om att de gör det svårare att gå in på denna marknad än på en marknad där det inte finns några långfristiga avtal mellan köpare och säljare.

(96) De tyska långdistansöverföringsföretagen har under senare år investerat stora summor i vertikal integration i ett senare led genom aktieinvesteringar i kortdistansöverföringsföretag och lokala distributionsföretag och de kommer troligen att fortsätta att göra detta. [Kommissionen anser att]* syftet med detta är att bevara den nuvarande försörjningsstrukturen. Detta kommer att leda till att hindren för inträde på marknaden blir ännu större.

v) Tillgång till infrastrukturen eller dubblering av infrastrukturen är inte något alternativ

Dubblering av infrastrukturen skulle leda till höga icke återvinningsbara kostnader

(97) De etablerade företagens stora kapitalinvesteringar i mottagningsanläggningar, rörledningar, lagringsanläggningar och kvalitetsanpassning kan inte användas för andra syften, även om vissa gasledningar till stora kostnader kan göras om till oljeledningar. Investeringen kan därför till mycket stor del anses vara en icke återvinningsbar kostnad.

(98) Parterna anser att det inte är rimligt att betrakta kostnaden för att gå in på gasmarknaden som ett inträdeshinder, eftersom kostnaden för importinfrastrukturen normalt är mindre än [...]* % av värdet på den gas som köpts. Importinfrastrukturen är emellertid inte den enda infrastruktur som krävs (kanske är långdistansledningsnätet den viktigaste) och det är ett faktum att den stora kapitalinvesteringen till mycket stor del är en icke återvinningsbar kostnad.

(99) De etablerade företagen kan dessutom genom att utöka antalet kompressorer alltid öka transportkapaciteten i rörledningarna på ett billigare och snabbare sätt än en ny aktör kan bygga en ny rörledning.

(100) Det är därför inte sannolikt att en ny aktör på marknaden kommer att börja bygga ett nytt, stort högtryckledningsnät i Tyskland. Det är med andra ord inte sannolikt att exemplet Wingas skall upprepas. Wingas är ett slags lyckad kombination av en mycket stor tysk industriell gasförbrukare (sannolikt den största) som inte var nöjd med de rådande priserna och en mycket stor rysk producent vars intressen stod i konflikt med de etablerade företagens. Denna intressekonflikt kommer att förklaras närmare i det avsnitt där konkurrensen bedöms.

(101) Leverantören kan dessutom förvänta sig en högre net-back från ett förnyat kontrakt med det ursprungliga överförings- och grossistföretaget än från ett kontrakt med en ny aktör som måste nyinvestera (och därför kräver en högre marginal). Dessutom skulle en sådan ny aktör vara tvungen att kämpa för att kunna sälja sina volymer, vilket skulle leda till prissänkningar för alla aktörer på marknaden, vilket i sin tur återspeglas i ett lägre net-back-pris för producenten.

Industrin ansåg att tillträde för tredje part kommer att ha en begränsad inverkan på kundernas möjligheter att direktimportera gas i konkurrens med långdistansöverföringsföretagen

(102) Kommissionen är inte i samband med detta beslut övertygad om att ingåendet av Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) kommer att leda till att nya företag går in på marknaden genom tillträde för tredje part. Denna slutsats bygger på den nuvarande situationen, närmare bestämt det förslag som den tyska gasindustrin har lagt fram vid förhandlingarna om VV Gas.

(103) Initiativet till VV Gas har tagits av fyra branschorganisationer, nämligen a) BGW, som organiserar den tyska gas- och vattenindustrin, b) VKU, som organiserar de lokala distributionsföretagen, c) BDI, den tyska industriföreningen (industriella förbrukare) och d) VIK, den tyska kraftproducentföreningen. Tyskland har i samband med gasdirektivet beslutat sig för ett förhandlat tillträde för tredje part och VV Gas vill fastställa riktlinjer för ett sådant förhandlat tillträde. Den tyska konkurrensmyndigheten och/eller kommissionen måste bedöma VV Gas när detta antagits. Syftet med VV Gas är, vilket anges i ett gemensamt brev från de fyra organisationerna till den tyska ekonomiministern, "att ge politikerna en signal om att det inte behövs någon ytterligare reglering för naturgas. VV Gas skall uppfylla kriterierna marknadsorienterad, konkurrenskraftig, rättvis, öppen och enkel och skall därigenom vara till hjälp vid utvecklandet av en fondbörs för naturgas. VV Gas skall innehålla grundläggande principer och regler för tillträde till nätet samt en enkel beräkning av tarifferna. VV Gas skall ingås före utgången av 1999".

(104) Trots detta gemensamma uttalande kan man inte med utgångspunkt i det referensfall som gasindustrin hänvisat till dra slutsatsen att denna typ av tillträde kommer att göra det möjligt för tredje part att importera gas i konkurrens med de etablerade företagen.

(105) En första faktor är att referensfallet förutsätter att tredje part kan få tillträde endast om det finns rörledningskapacitet och att långfristiga take-or-pay-avtal skall övervägas. Marknadsundersökningen visar att det är svårt att bedöma om det finns någon tillgänglig kapacitet och att de etablerade företagen har kontrakterat upp till 100 % av sin efterfrågan genom långfristiga take-or-pay-avtal. VV Gas kommer därför inte att i grunden hota de etablerade företagens ställning.

(106) En annan faktor är att det i referensfallet anges att gasen från tredje part till sin sammansättning måste motsvara de krav som ställs i specifikationen för gas i det berörda ledningsnätet. Detta uttrycks på följande sätt: "...gasens sammansättning är sådan att den kan tas in i rörledningen utan någon anpassning från transportörens sida och har en sammansättning som tillåter att den används i nätet tillsammans med annan gas". Det är inte lätt att uppfylla dessa kriterier med tanke på att man i Tyskland i dag säljer gas med olika sammansättning (se diskussionen nedan om gas med lågt respektive högt värmevärde) och det faktum att både gas med lågt värmevärde och gas med högt värmevärde i dag säljs i flera olika sammansättningar). Naturgas är därmed inte en helt homogen produkt och den form av tillträde för tredje part som används för elektricitet och telekommunikationer skiljer sig till sin art och användbarhet från den typ av tillträde som används för gas. I ett dokument som lämnats in av parterna anges att "en huvudsaklig skillnad med VV Elektricitet är att det för gas är nödvändigt att ingå ett separat avtal med varje rörledningsoperatör och att de olika gassammansättningarna och tryckskillnaderna vid start- och slutpunkten försvårar den konkreta organisationen".

(107) En tredje faktor är att ett transportavtal måste ha en löptid på minst ett år, med två startdatum varje år (1 oktober och 1 april). Avtal om tillträde för tredje part kommer därför alltid att inbegripa högsäsongen under vinterhalvåret, vilket ökar sannolikheten för att rörledningarna kommer att utnyttjas till sin fulla kapacitet. Dessutom är det uttryckliga syftet med detta krav att hindra att en spotmarknad utvecklas. Detta är betydelsefullt eftersom utvecklingen av en spotmarknad skulle leda till att det traditionella systemet kom i obalans. Överförings- och grossistföretagen skulle utsättas för det största hotet, eftersom en spotmarknad skulle underlätta direktkontakter mellan slutförbrukaren och producenten, vilket skulle leda till mindre marginaler för grossistföretaget. [...]* Något sådant förutses inte i VV Gas.

(108) En fjärde faktor är att [...]*.

(109) I VV Gas finns inga bestämmelser om tillgång till lagringsanläggningar, kvalitetsanpassningstjänster (omvandling av gas med lågt eller högt värmevärde) och inte heller om reserver.

(110) Parterna påpekar i sitt svar på meddelandet om invändningar att det slutliga avtalet om VV Gas kommer att kräva stöd från slutförbrukarna, den tyska konkurrensmyndigheten och den tyska regeringen. När så många intressenter är delaktiga i processen, kan parterna inte förstå kommissionens farhågor för att slutresultatet inte kommer att underlätta tillträde för tredje part och främja konkurrensen. Kommissionen måste göra sin bedömning på grundval av den information den har tillgång till. Denna information är det referensfall gasindustrin har hänvisat till. Att göra en bedömning utifrån något annat vore således ren spekulation.

Slutsats

(111) Kommissionen konstaterar att den tyska långdistansöverföringsmarknaden utgör en separat produktmarknad.

Gas med lågt respektive högt värmevärde

(112) Under undersökningens gång har flera tredje parter hävdat att man vid bedömningen av hur transaktionen påverkar de europeiska gasmarknaderna bör skilja mellan gas med lågt respektive högt värmevärde. Kommissionen instämmer med parterna i att gas med lågt respektive högt värmevärde är en del av en övergripande naturgasmarknad. Kommissionens slutsats bygger på substitution på efterfrågesidan. Med andra ord kan en relativ prishöjning på gas med lågt värmevärde med mellan 5 % och 10 % bli olönsam, eftersom förbrukarna i det berörda området i Tyskland(11) skulle kunna byta till gas med högt värmevärde.

(113) Skillnaden mellan gas med lågt värmevärde och gas med högt värmevärde har sitt ursprung i upptäckten (1959) och exploateringen (1963) av det stora gasfältet i Groningen i Nederländerna. Detta gasfält är det största i Europa och ett av de största i världen och upptäckten av fältet blev starten för hela den europeiska gasindustrin. Hela förbrukningen av naturgas var då inriktad på gas med samma sammansättning som gasen i Groningenfältet. Som gas med lågt värmevärde klassificeras dock inte bara gas med ett värmevärde som är lägre eller detsamma som Groningengasens värmevärde. Med utgångspunkt i den definition av gas med lågt värmevärde som används i Tyskland ((DVGW-uppförandekod G 260/I - gaskvalitet) definieras gas med lågt värmevärde som gas med ett Wobbeindex på upp till 13 kWh/m3.

(114) Gasens sammansättning (Groningengas eller gas med lågt värmevärde) påverkar alla senare led i distributionskedjan. Överföring i högtrycksledningar (långdistansöverföring), underjordiska lagringsanläggningar, överföring i lågtrycksledningar (vilket gör det möjligt att leverera gasen med ett lågt tryck som lämpar sig för hushållens brännare) och den utrustning med vilken gasen förbrukas av slutförbrukaren har utformats och kan endast användas antingen för gas med lågt värmevärde eller gas med högt värmevärde.

(115) Gas som upptäcktes senare hade en annan kvalitet med ett högre värmevärde, eftersom gasen innehöll mindre mängder inert kväve. Gas med lågt värmevärde upptäcktes faktiskt bara i ett annat fält på land i Nederländerna och nordvästra Tyskland. Idag finns det fortfarande särskilda distributionskedjor för gas med lågt värmevärde i Nederländerna, nordvästra Tyskland, en del av Belgien (i provinserna Antwerpen och Limburg) och en del av Frankrike (Nord - Pas de Calais).

Substituerbarhet på efterfrågesidan: Byte av distributionskedjorna så att de lämpar sig för gas med lågt värmevärde i stället för gas med högt värmevärde

a) En beständig relativ prishöjning på gas med lågt värmevärde kommer att påskynda det pågående bytet

(116) Parterna har lämnat tabeller som visar den fortlöpande övergång från gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde som pågått i Tyskland sedan 1975. Tabellerna bygger på statistik från branschen som visar både de absoluta och de relativa volymerna för olika typer av gas (gas med lågt respektive högt värmevärde, koksugnsgas och övrig gas).

(117) Mot denna bakgrund kommer det att bedömas hur ett överförings- och grossistföretag skulle reagera om producenterna av gas med lågt värmevärde höjde priset. Överförings- och grossistföretagets reaktion kommer att bero på dess möjlighet att själv byta till en producent av gas med högt värmevärde och på om dess egna kunder har möjlighet att byta till ett annat överförings- och grossistföretag som kanske kan leverera gas med lågt värmevärde till ett lägre pris.

(118) Rent tekniskt är det lätt att byta ett helt ledningsnät för gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde. Det största hindret för ett överförings- och grossistföretag som vill ändra sin infrastruktur är de underjordiska lagringsanläggningarna. Det uppstår nämligen problem med att man måste byta ut den lagrade gasen med lågt värmevärde mot gas med högt värmevärde. Enligt parterna är detta utbyte lätt att genomföra. Enligt Wingas tar utbytet tid (normalt tre lagringscykler och därmed två år för de berörda anläggningarna) och är kostsamt (mot bakgrund av det varierande värmevärdet i den utgående gasen när gas med högt värmevärde överförs till en anläggning för gas med lågt värmevärde).

(119) Redan före utgången av den tredje lagringscykeln kan emellertid den utgående gasen vara gas med högt värmevärde. Dessutom kan alla överförings- och grossistföretag blanda gas (lägga till gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde för att erhålla en gas med högt men ändå lägre värmevärde som dock fortfarande uppfyller kraven på sådan gas, eller tvärtom) för att erhålla gas med den önskade sammansättningen. Det kan därför vara ganska lätt för överförings- och grossistföretagen att anpassa den gas som de hämtar ut från sina lagringsanläggningar under övergångsperioden genom att helt enkelt blanda den så att den uppfyller kraven på gas med lågt eller högt värmevärde. Man kan föreställa sig att de till en början skulle tillföra gas med lågt värmevärde så att gasen fortfarande har ett lågt värmevärde och sedan gradvis lägga till gas med högt värmevärde så att gasen uppfyller krav som ställs på sådan gas. Detta skulle sannolikt minska kostnaderna för bytet avsevärt.

(120) På grundval av ovanstående uppgifter konstaterar kommissionen att om de tyska ägarna av lagringsanläggningar för gas med lågt värmevärde skulle ställas inför en beständig relativ prishöjning på gas med lågt värmevärde jämfört med gas med högt värmevärde, skulle de inte möta sådana tekniska svårigheter att detta hindrade dem från att byta till gas med högt värmevärde. Därför bidrar en relativ prishöjning till att påskynda det byte som ändå skulle äga rum förr eller senare.

b) Kunderna till de överförings- och grossistföretag som levererar gas med lågt värmevärde kan i det berörda området i Tyskland byta till gas med högt värmevärde som levereras av Wingas

De industriella kundernas och kraftproducenternas byte

(121) Marknadsundersökningen bekräftar att den anpassning av brännarna som skulle krävas vid ett byte för de flesta industriella kunder och kraftproducenter endast skulle medföra låga kostnader i form av en procentandel av deras årliga gasräkning. Det skulle därför kunna vara ekonomiskt lönsamt för en stor industriell förbrukare eller kraftproducent att låta bygga en ny, särskild rörledning som kopplade kunden till en näraliggande (högst 50 km) högtrycksledning för gas med högt värmevärde. Frågan är därför om det i närheten finns rörledningar för gas med högt värmevärde som ägs av andra företag än de som har intressen i distributionen av gas med lågt värmevärde. Om så är fallet, kommer risken att förlora sådana kunder till andra överförings- och grossistföretag att göra det etablerade företaget mer benäget att självt gå över från gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde (om producenten höjer priset). I annat fall blir en prishöjning från överförings- och grossistföretagets sida olönsam.

(122) När det gäller industrins efterfrågan på gas, måste man skilja mellan Nordrhein-Westfalen (NRW) och Niedersachsen. I NRW är gasförsäljningen per kvadratkilometer omkring tre gånger större än i Niedersachsen och antalet industriella kunder per kvadratkilometer är 2,5 gånger större. I NRW ligger därför Wingas rörledningar "Wedal" och "Midal" antagligen inom räckhåll för ett tillräckligt stort antal kunder för att ett byte skall vara möjligt. Dessutom ligger Wingas underjordiska lagringsanläggning i Rehden på gränsen mellan NRW och Niedersachsen, vilket gör det möjligt för företaget att tillhandahålla sina kunder i NRW och Niedersachsen den nödvändiga säsongutjämningen. I Niedersachsen har Wingas också sitt högtrycksledningsnät för gas med högt värmevärde. Hannoverområdet förefaller vara det enda viktiga område som inte nås av detta ledningsnät. Nätets räckvidd torde emellertid vara tillräcklig för att göra en prishöjning olönsam.

(123) Man skulle dock under alla förhållanden behöva bygga en särskild rörledning från Wingas högtrycksledning för gas med högt värmevärde till den industriella kunden. Detta tar tid och kostar pengar och har i praktiken visat sig vara lönsamt endast om kunden accepterar ett exklusivt leveransavtal med en varaktighet på mellan fem och tio år. Den etablerade leverantören av gas med lågt värmevärde kan därför höja sitt pris över det rådande priset på gas med högt värmevärde med en marginal upp till de tillkommande kostnaderna för den nya infrastrukturen. Sådana avtal är inte ovanliga inom branschen och att kostnaden för den nya rörledningen kan balanseras på ett lönsamt sätt framgår av Wingas erfarenheter från andra regioner.

(124) Wingas hävdar att det i Niedersachsen endast finns några få stora kunder inom ett rimligt avstånd från dess högtrycksledning för gas med högt värmevärde. Man kan därför inte kan hänvisa till Wingas erfarenheter från andra regioner på vad Wingas anser vara en särskild geografisk marknad, nämligen det nordtyska området där man använder gas med lågt värmevärde.

(125) Kommissionen medger att byteskostnaderna inte alltid är låga för industriella kunder. [Ett företag]* har uppgivit att industriella kunder som använder naturgas som råmaterial för en kemisk process kan drabbas av kostnader på över 20 miljoner euro. Kommissionen känner dock inte till några sådana kunder i det berörda området i Tyskland.

(126) Kommissionen konstaterar att ett tillräckligt stort antal tyska industriella kunder och kraftproducenter som använder gas med lågt värmevärde kan byta leverantör till Wingas om de ställs inför en beständig prishöjning på gas med lågt värmevärde för att en sådan prishöjning skall bli olönsam.

Lokala distributionsföretags byte

(127) De lokala distributionsföretagen levererar till hushållen och andra lokala kunder. De behöver därför leverantörer som kan erbjuda dem god säsongutjämning. De skulle endast överväga ett byte om deras nya leverantör kan erbjuda dem gas med högt värmevärde tillsammans med en god säsongutjämning. Wingas lagringsanläggning Rehden ligger i området och företaget kan därför erbjuda säsongutjämning.

(128) Distributören och/eller leverantören måste införliva de kostnader hushållens byte medför. Enligt en detaljerad kostnadsberäkning, som parterna tillhandahållit och som gjorts av ett företag med stor erfarenhet av sådana byten, skulle kostnaderna för hushållens byte uppgå till omkring 60 euro per hushåll. Om man utgår från att ett normalhushåll förbrukar 80 miljoner btu/per år (British thermal unit, 1055 kJ), att det lokala distributionsföretagets pris är 3,4 euro/miljoner btu och att hushållen normalt betalar 8 euro/miljoner btu för gasen, skulle en prishöjning på 5 % för gas med lågt värmevärde som levereras av ett överförings- och grossistföretag minska det lokala distributionsföretagets marginal med 13,5 euro. En prishöjning med 10 % minskar det lokala distributionsföretagets marginal med 27 euro. Därför skulle det lokala distributionsföretaget ta igen kostnaderna för bytet inom två-fyra år. Eftersom leveransavtalen mellan ett överförings- och grossistföretag och ett lokalt distributionsföretag normalt löper på mellan tio och tjugo år, skulle prishöjningen med 5-10 % bli olönsam om det lokala distributionsföretaget bytte till en leverantör av gas med högt värmevärde. Ett hushåll som bytt till gas med högt värmevärde kan dessutom utan problem använda gas med lågt värmevärde tills gasen med högt värmevärde når det lokala distributionsnätet. Följden blir en tillfällig och marginell effektivitetsförlust. Om bytet sker på sommaren, skulle effektivitetsförlusten dock minimeras.

(129) Det har hävdats att även om det skulle vara möjligt att byta från gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde, skulle ett lokalt distributionsföretag inte byta om det genom att göra detta skulle bli en "isolerad ö av gas med högt värmevärde" i ett område där man annars använder gas med lågt värmevärde. Detta skulle påverka försörjningstryggheten på ett sätt som kunderna kanske inte skulle godta. Wingas anser att detta är huvudskälet till att man inte lyckades övertala fler än fem lokala distributionsföretag (Stadtwerke) i Tyskland att byta från gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde, trots att man erbjöd rabatter på 5-8 % i förhållande till det normala priset (enligt uppgifter från parterna).

(130) Detta argument kan inte godtas i en situation med en beständig relativ prishöjning. I en sådan situation skulle incitamenten för alla kunder vara desamma, så det skulle till slut inte längre vara fråga om en isolerad ö.

c) De etablerade överförings- och grossistföretagens kunder kommer att ha alternativ som ytterligare kommer att öka de etablerade företagens incitament att byta

(131) Om ett överförings- och grossistföretag ställs inför en prishöjning på gas med lågt värmevärde i förhållande till gas med högt värmevärde och konstaterar att en stor del av dess kunder kan byta till ett konkurrerande överförings- och grossistföretag, är det både ett normalt och rationellt beteende av överförings- och grossistföretaget att försvara sin ställning. Företaget kommer därför att se till att det självt kan erbjuda den billigare gasen och därmed påskynda bytet.

Slutsats om substituerbarhet på efterfrågesidan

(132) I samband med detta förfarande konstaterar kommissionen att en beständig relativ prishöjning på gas med lågt värmevärde skulle vara olönsam på grund av att a) förr eller senare måste distributionskedjan för gas med lågt värmevärde byta till gas med högt värmevärde, b) en sådan prishöjning skulle påskynda bytet, c) i det berörda tyska området finns alternativ i form av leveranser av gas med högt värmevärde från Wingas, och d) medvetenheten om detta kommer att ytterligare öka överförings- och grossistföretagens incitament att själva byta från gas med lågt värmevärde till gas med högt värmevärde.

(133) Byteskostnaderna utgör dock en konkurrensfördel för det överföringsföretag som kan erbjuda den rådande sammansättningen, eftersom dessa kostnader gör kunderna mer ovilliga att byta till en annan leverantör.

Relevant geografisk marknad

(134) Enligt parterna är överföringsmarknaderna i allmänhet nationella. De uppger att distributionen tidigare i stor utsträckning har organiserats nationellt genom nationella eller regionala operatörer. Parterna anser dock att man inte kan bortse från att det sedan gasdirektivet tillkom funnits en utveckling mot köp över nationsgränserna. Parterna hävdar att alla försök att efter koncentrationen höja priserna i en enskild medlemsstat skulle motverkas inte bara genom konkurrens på nationell nivå, utan också genom att överförings- och grossistföretag, lokala distributionsföretag, kraftproducenter och stora industriella förbrukare i större utsträckning skulle köpa gas över nationsgränserna.

(135) Eftersom ägandet av infrastrukturen fortfarande i stor utsträckning är nationellt organiserat och eftersom villkoren för tillträde för tredje part i huvudsak kommer att fastställas nationellt, anser kommissionen att marknaderna också i inom den närmaste framtiden främst kommer att vara nationella.

a) Nederländerna:

(136) Av de skäl som angavs i föregående punkt instämmer kommissionen med parterna i att den nederländska överföringsmarknaden är nationell.

b) Långdistansöverföringsmarknader i Tyskland

(137) Det finns tecken som tyder på att de tyska marknaderna fortfarande är regionala. Regionerna kan definieras genom a) de gamla men nu olagliga avgränsningsavtalen, t.ex. de som Ruhrgas har ingått med BEB och Thyssengas, och b) ägandet av högtrycksledningarna för långdistansöverföring. Trots att avgränsningsavtalen har varit olagliga sedan april 1998, har endast två avtal med en tysk kund utanför långdistansöverföringsföretagets egen region ingåtts. Båda avtalen har ingåtts av Ruhrgas och gäller årliga leveranser om [...]* kubikmeter vardera och byggandet av en ny rörledning. [...]*

De gamla, avgränsade regionerna är fortfarande av betydelse när det gäller rädslan för motåtgärder

(138) De interna dokumenten från [...]*, [...]* och [...] bekräftar att de gamla, avgränsade regionerna fortfarande är av betydelse när det gäller rädslan för motåtgärder.

(139) [...]*

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

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

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

(145) [...]*

(146) [...]*

Definition av regionerna

(147) Regionerna skulle således bestå av "Thyssengas-regionen" (den västra delen av Nordrhein-Westfalen längs den belgisk-holländska gränsen), "BEB-regionen" (Hamburg, Schleswig-Holstein och delar av Bremen och Niedersachsen), "VNG"-regionen (Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, delar av Sachsen och Sachsen-Anhalt - en region där Ruhrgas inte har ett eget ledningsnät) och "Ruhrgas-området" (resten av de "gamla delstaterna" och de delar av Sachsen och Sachsen-Anhalt som betjänas av ett kortdistansöverföringsföretag som ägs tillsammans av Ruhrgas och VNG).

Vissa andra långdistansöverföringsföretags ställning

(148) Mobil har aldrig haft en "egen region" eller högtrycksledningar, men kunde nå sina kunder genom avtal om tillträde för tredje part med [...]*.

(149) Wingas konkurrerar med sitt eget ledningsnät inom alla dessa områden, och kan med detta nät nå de flesta kortdistansöverföringsföretag (en korridor på nästan 50 kilometer). Det ger dock ingen grund för slutsatsen att konkurrensvillkoren är desamma i hela landet. [...]* lång- respektive kortdistansgrossistföretagen differentierar sina priser beroende på om kunden har alternativet att förlita sig på leveranser från Wingas eller inte.

Den tyska gasindustrins förslag om tillträde för tredje part (referensärende VV Gas) påverkar inte konkurrensvillkorens geografiska ramar.

(150) På grundval av beskrivningen av VV Gas i avsnittet om produktmarknaden anser kommissionen att VV Gas inte kommer att göra det möjligt att importera gas i konkurrens med de etablerade aktörerna.

(151) Kommissionen anser ur ett framtidsanalytiskt perspektiv att VV Gas inte är tillräckligt för att anse att marknaden är nationell. Skälen är de som anges i avsnittet om produktmarknaden med avseende på de inbyggda begränsningarna av VV Gas-konceptet och det referensfall som gasindustrin hänvisar till, nämligen a) den allmänna svårigheten att bedöma om kapacitet finns, b) under minst ett år beaktas alltid högsäsongen under vinterhalvåret vid bedömningen av ledig kapacitet i en rörledning, c) svårigheterna på grund av gasens specifikationer (kalorivärde, tryck osv.) och d) de erbjudna tjänsternas begränsade räckvidd. Dessutom beaktar kommissionen att förfarandet vid konkurrensmyndigheterna och/eller domstolarna kan ta flera år innan ett prejudicerande ärende har avgjorts i händelse av en tvist mellan en part som begär tillträde för tredje part och en part som vägrar ge tillträde för tredje part.

Slutsats

(152) Av ovan anförda skäl anser kommissionen att de tyska marknaderna för långdistansöverföring fortfarande kan vara regionala och motsvara de tidigare avgränsningsregionerna. Det är dock kanske inte nödvändigt att i detta beslut fastställa den geografiska definitionen av marknaden för långdistansöverföring inom Tyskland, eftersom koncentrationen leder till att en (kollektiv) dominerande ställning förstärks även om marknaden för långdistansöverföring är nationell.

(153) Parterna har i svaret uppgett att marknaden är nationell och inte regional. De uppger att gaspriserna avgörs av konkurrerande bränsle, inte av regional placering. Detta motsäger dock den information kommissionen samlade in i samband med marknadsundersökningen, dvs. att priserna varierar också beroende på om en kund har en alternativ leverantör (konkurrens mellan gasleverantörer). Parterna uppger också att man i en framåtblickande analys måste ta hänsyn till att avgränsningen nyligen avskaffats och det nära förestående branschavtalet om förhandlat tillträde för tredje part. Alltför många osäkerhetsfaktorer återstår dock för att man skall kunna slå fast att det slutliga avtalet skulle leda till en nationell marknad där konkurrensvillkoren är desamma.

Marknadsaktörernas ställning

a) Den nederländska överföringsmarknaden

1. Förhållandet mellan nederländska gasproducenter och Gasunie

(154) År 1947 bildade Exxon och Shell ett gemensamt företag där de ägde hälften vardera. Företaget fick namnet Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM") och syftet var att prospektera och utvinna kolväten i Nederländerna. Efter det att NAM upptäckte Groningenfältet år 1959 organiserade den nederländska regeringen den nederländska gasindustrin att så att den återspeglade Groningenfältets strategiska betydelse för den nederländska ekonomin. Med detta som mål ingick den nederländska regeringen år 1963 ett avtal med Exxon, Shell och NAM, i vilket NAM ges koncession att bygga ut Groningenfältet och utvinna gas från detta för Groningen-partnerskapets räkning. Groningen-partnerskapet ägs till 60 % av NAM och till 40 % av den nederländska regeringen genom EBN. Dessutom bildade Exxon, Shell och den nederländska regeringen företaget Gasunie, som fick i uppgift att marknadsföra all gas från Groningen. Den nederländska regeringen äger 50 % av aktiekapitalet i Gasunie (10 % direkt, 40 % genom EBN) och Exxon och Shell äger 25 % vardera. Den nederländska regeringen ingick dessutom ett avtal med Gasunie om att Gasunie måste få regeringens godkännande för vissa kommersiella beslut.

(155) Sedan 1959 har NAM fått produktionslicenser för andra nederländska fält, både fält på land och offshorefält. Omkring 50 % av NAM:s produktion kommer i dag från dessa andra s.k. små fält (jämfört med Groningen). Parterna har uppgivit att de flesta av dessa koncessioner även utvinns till förmån för de partnerskap i vilka EBN normalt har en andel på 40-50 %. Gasen från dessa fält har sålts till Gasunie. Dessutom måste NAM:s alla framtida upptäckter säljas till Gasunie som en konsekvens av [...(14)]*. Totalt svarar NAM för 75-80 % av den sammanlagda nederländska gasproduktionen (på grund av EBN:s andel i NAM:s produktion svarar NAM för omkring 45 % av nettoegenproduktionen). EBN har också konsekvent marknadsfört hela sin egenproduktion genom Gasunie. [...]*.

(156) Fram till 1994 var nederländska producenter skyldiga att sälja all gas som var avsedd för den nederländska marknaden till Gasunie. Nederländska producenter kunde själva sälja till exportmarknaden, även om priserna kontrollerades och fortfarande kontrolleras av staten. Dessutom är Gasunie skyldigt att köpa gas från de små fälten före produktion av denna på ekonomiska villkor som fastställs genast i början, om producenten har valt att erbjuda gasen till Gasunie. [...]*

(157) Den nederländska regeringen skulle sannolikt inte godkänna priset i ett exportavtal rörande nederländsk gas, om detta pris låg under Gasunies net-back-pris (Norm Inkoop Prijs, NIP). På detta sätt kan regeringen försäkra sig om sin del av "gaskakan".

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

(159) NAM äger två av de tre nederländska underjordiska lagringsanläggningar (tömda gasfält), som man i sin helhet hyrt ut till Gasunie. Också hela den tredje anläggningen, som drivs av BP Amoco, har hyrts ut till Gasunie. Därför är det endast Gasunie som kan erbjuda underjordiska lagringsanläggningar i Nederländerna. Det finns några tömda nederländska gasfält som skulle kunna byggas om till underjordiska lagringsanläggningar för den nederländska marknaden, men på grund av de risker detta innebär är det inte sannolikt att anläggningarna kommer att byggas ut av andra bolag. Riskerna hänger samman med de investeringar som krävs och det faktum att Gasunie alltid kan sänka sina priser och på så sätt göra investeringen olönsam. Man bör också lägga märke till att [...]*.

2. Gasunies ledningsstruktur

(160) Gasunie ägs till 50 % av den nederländska staten och till 25 % vardera av Exxon och Shell. Besluten fattas genom omröstning med [...]* majoritet. Det finns inga särskilda aktieägaravtal. Rättsligt sett har Exxon har därför inte kontroll över Gasunie i den mening som avses i koncentrationsförordningen.

(161) När det gäller frågan om den faktiska kontrollen, hävdar parterna att Exxon och Shell inte har några gemensamma intressen. [...]*. Av de skäl som anges nedan är det emellertid inte nödvändigt att avgöra om Exxon har faktisk kontroll över Gasunie i den mening som avses i koncentrationsförordningen.

3. Gasunies ställning i fråga om gasförsäljning på den nederländska marknaden

(162) Gasunie är det dominerande nederländska överföringsföretaget med omkring [...]* av den totala försäljningen. I inledningen till sitt nya avgiftssystem erkänner Gasunie uttryckligen att man har en dominerande ställning. [...]*(16). Enligt Gasunies plan för gasförsäljningen 1999 kommer Gasunie att leverera [...]*.

(163) Gasunie äger eller har ensamrätt till hela a) det nederländska högtrycksledningsnätet (med undantag för en rörledning i södra Nederländerna genom vilken gas från Storbritannien importeras), b) alla bearbetnings- och blandningsanläggningar, c) alla lagringsanläggningar (underjordiska och för flytande naturgas).

(164) Flera [dokument]* visar också att Gasunie inte har mött någon omfattande konkurrens och inte heller kommer att göra detta. Dessa dokument, som citeras i följande punkter, stöder Gasunies interna bedömning att man är ett företag med en dominerande ställning.

(165) [...]*

(166) [...]*

(167) [...]*

(168) [...]*

(169) [...]*

4. Mobils ställning på den nederländska marknaden

(170) Mobil är en av tre faktiska konkurrenter. Mobil har enligt parterna en andel på [mindre än 5]* % av den sammanlagda marknaden. Statoil (eller den norska gemensamma förhandlingskommittén som marknadsför all norsk gas) har en marknadsandel på omkring 4 % genom sina leveransavtal med en stor kraftproducent. EnTrade, som är ett handelsföretag tillhörande nederländska RDC Pnem/Mega, är den tredje konkurrenten med en marknadsandel på 4 % genom dess försäljning av gas från Förenade kungariket till industriella kunder och till en kraftproducent som nås av den rörledning (Zebra) för gas med högt värmevärde i södra Nederländerna som företaget är delägare i. Företaget har ett avtal om tillträde för tredje part med Gasunie för leveranser till en kund.

(171) Grunden till Mobils ställning i Nederländerna är dess europeiska gasförsäljningsstrategi [...]*. Denna europeiska strategi kommer att beskrivas i följande punkter. Beskrivningen är också av betydelse för bedömningen av Mobils ställning på den tyska marknaden.

Mobils europeiska gasförsäljningsstrategi

(172) [...]*

(173) [...]*

(174) [...]*

(175) [...]*

(176) [...]*

Mobil i Nederländerna

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

(178) [...]*

(179) [...]*

(180) [...]*

b) De tyska långdistansöverföringsmarknaderna

Marknadsaktörer

(181) I avsnittet om definition av produktmarknaden konstaterar kommissionen att långdistansöverföringsmarknaden är en separat produktmarknad där en ny aktör är beroende av de etablerade företagens goda vilja för att få inträde. Kommissionen konstaterar också att det inte är sannolikt att något företag skall gå in på marknaden genom investeringar i en ny, egen infrastruktur.

(182) De etablerade företagen är de företag som a) köper gas från utländska producenter, b) kan transportera gasen till sina kunder genom ett högtrycksledningsnät, c) kan tillhandahålla säsongutjämning och d) kan tillhandahålla andra näraliggande tjänster. De tillhandahåller dessa tjänster antingen genom egna investeringar eller därför att de för vissa av dem har fått tillträde för tredje part från de andra företagen.

(183) Ruhrgas, BEB, VNG, Thyssengas och Wingas är de största aktörerna på marknaden. De tillhandahåller ovannämnda tjänster genom egna investeringar.

(184) Exxon är en aktiv aktör på den tyska marknaden genom sitt sedan länge etablerade gemensamma företag med Shell, BEB, i vilket parterna äger 50 % vardera. Exxon medger att man tillsammans med Shell har gemensam kontroll över BEB i den mening som avses i koncentrationsförordningen. Exxon är också verksamt på den relevanta marknaden genom sin andel på 25 % i Thyssengas. Resten av aktierna ägs av Shell (25 %) och RWE (50 %). Exxon medger att man tillsammans med RWE och Shell har gemensam kontroll över Thyssengas i den mening som avses i koncentrationsförordningen.

(185) Ruhrgas är det största tyska långdistansöverföringsföretaget. Både Exxon (genom BEB) och Mobil äger aktier i Ruhrgas. BEB äger 29,5 % av aktierna. Största delen av de röster som dessa aktier ger (25 %) avges direkt. Resten (4,5 %) ingår i den s.k. Schubertpoolen inom Ruhrgas. Schubertpoolen innehar 15 % av rösterna i Ruhrgas. Medlemmar i poolen är Mobil (en andel på 7,4 %), BEB (4,5 %), BPAmoco (0,5 %) och Preussag (2,6 %). Rösterna måste avges i ett block och enligt Schubertpoolens regler får ingen medlem inneha mer än [...] % av rösterna i poolen. Parterna hävdar att dessa regler skulle leda till att BEB:s nuvarande rösträtt i Schubertpoolen efter koncentrationen till största delen skulle tillerkännas BPAmoco och Preussag. Det bör påpekas att Schubertaktieägarna har ingått avtal om att tillhandahålla Ruhrgas [...]* % av alla nytillskott till deras kända inhemska reserver. Dessa leveranser till RG transporteras av [...]*.

(186) Ruhrgas kontrolleras formellt av den s.k. Bergemannpoolen, en aktieägarpool som innehar 59,76 % av rösterna. I poolen ingår BPAmocos aktieinnehav på 25 % och de röster som innehas av en grupp tyska kol- och stålproducenter (som ofta också är verksamma inom elproduktion och -distribution). Dessa komplicerade regler skall förhindra att Ruhrgas kommer under multinationella olje- och gaskoncerners kontroll.

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

(188) Enligt aktieägaravtalet mellan BEB och Ruhrgas krävs det dessutom [...]* % av rösterna om frågan är av "avgörande betydelse för BEB". Detta ger därför BEB vetorätt i alla frågor som är av avgörande betydelse för företaget. Parterna har uppgett att denna bestämmelse aldrig har åberopats. [...]*

(189) [...]*. Oljebolagen förefaller därmed ha inflytande i Ruhrgas, trots att de rättsligt sett inte har kontroll över företaget.

(190) Verbundnetz Gas (VNG) är ett långdistansöverföringsföretag med verksamhet i de nya tyska delstaterna. Företaget bildades på 1960-talet och privatiserades efter den tyska återföreningen. Dess nuvarande aktieägare är Ruhrgas (36,8 %), Wintershall (15,8 %), kommuner (15,8 %) och BEB (10,5 %). Dessutom äger Statoil, Erdöl-Erdgas Gommern, PreussenElektra och Gazprom 5,2 % vardera. Detta innebär att alla VNG:s aktieägare med undantag för kommunerna är gasproducenter och/eller långdistansöverföringsföretag.

(191) Wingas är ett gemensamt företag mellan Wintershall (ett dotterbolag till BASF) och Gazprom.

(192) [...]*

(193) EWE är ett kortdistansföretag, eftersom företaget inte återförsäljer importerad eller egenproducerad gas till andra företag som driver ett högtrycksledningsnät (lång- och kortdistansöverföringsföretag). EWE importerar emellertid en stor del av sin gas direkt från Gasunie genom sin egen högtrycksledning för gas med lågt värmevärde. EWE betraktas därför som ett långdistansöverföringsföretag.

Marknadsställning

a) Lokal

(194) BEB har uppgivit att man har en marknadsandel på [40-50]* % i norra Tyskland (Schleswig-Holstein, Hamburg, Bremen och Niedersachsen). Denna region bestående av "norra Tyskland" är emellertid större än BEB:s avgränsade region som endast omfattar Bremen och Niedersachsen. Återstoden hör till Ruhrgas område, som i sin tur omfattas av ett avgränsningsavtal med Erdgas Münster. Detta innebär att BEB:s marknadsandel i dess avgränsade region är större än [40-50]* %.

(195) [...]*

(196) [...]*

(197) Av Ruhrgas strategidokument från oktober 1998 framgår att företaget till följd av konkurrensen mellan gasleverantörerna inte kan bevara marknadsandelen på 100 % i sitt område. Även om det inte finns några exakta uppgifter, är det bästa måttet på Ruhrgas marknadsandel att företaget svarar för omkring [+ 50]* % av leveranserna till kortdistansöverföringsföretagen i detta område.

(198) VNG hade år 1997 en marknadsandel på [90-100]* %, vilket även framgår av parternas svar på en begäran om upplysningar enligt artikel 11. Thyssengas hade enligt parterna en andel på [70-80]* % år 1997. [...]*

b) På den tyska marknaden

(199) Alla försäljningsdata i detta avsnitt gäller 1997. Den sammanlagda gasimporten till Tyskland utgör 75,6 miljarder kubikmeter.

(200) BEB producerar hälften av den tyska gasen, dvs. [...]* miljarder kubikmeter. BEB köper dessutom ytterligare [...]* miljarder kubikmeter från Gasunie, Gazprom, DONG (det danska statliga olje- och gasbolaget), GFU (den norska gasförsäljningskommittén) och en mindre andel från andra tyska producenter. Thyssengas importerar [...]* miljarder kubikmeter. Mobil importerar [...]* miljarder kubikmeter av sin nederländska egenproduktion och gas från Norge. Mobil är också en tysk gasproducent (cirka [...]* % av den tyska produktionen, vilket utgör [...]* miljarder kubikmeter. Ruhrgas importerar [...]* miljarder kubikmeter från Nederländerna, Norge, Danmark och Ryssland. Företaget köper [...]* miljarder kubikmeter tyskproducerad gas. VNG importerar [...]* miljarder kubikmeter. Wingas importerade 6,9 miljarder kubikmeter. EWE importerar från Gasunie, såsom nämns ovan. Denna volym uppgår till [...]* miljarder kubikmeter.

(201) Ovannämnda importsiffror ger långdistansöverföringsföretagen följande marknadsandelar: Ruhrgas [50-60]* %, BEB [10-20]* %, VNG [10-20]* %, Wingas [0-10]* %, Thyssengas [0-10]* %, Mobil [0-10]* % och EWE [0-10]* %.

Mobils tyska strategi

(202) Mobil har i sitt strategidokument för Europa beskrivit sin ställning i Tyskland på följande sätt:

[...]*

(203) [...]*

(204) [...]*

Bedömning av konkurrensläget

a) Den nederländska överföringsmarknaden

Parterna och Gasunie bekräftar i sina interna dokument att Gasunie är dominerande och kommer att förbli dominerande

(205) På grundval av de dokument som beskrivs i avsnittet om parternas ställning kan man dra slutsatsen att Gasunie är dominerande och kommer att förbli dominerande (den nuvarande marknadsandelen - [80-90]* % - kommer sannolikt att hålla sig kvar på samma nivå under de följande [...]* åren).

Konkurrenstrycket från de övriga faktiska konkurrenterna förblir begränsat

(206) Förutom Mobil finns två andra faktiska konkurrenter, nämligen Statoil (GFU) och Entrade. Statoil har uppgivit att "dess policy på den nederländska (och tyska) gasöverföringsmarknaden i korthet kan beskrivas som 'vänta och se'." [...]*.

(207) Statoils "direktförsäljning" till anläggningen i Eems är det enda försäljningsavtal som Statoil har ingått direkt och på grundval av ovanstående anser kommissionen därför att Statoil inte kan betraktas som en konkurrent som kommer att fortsätta att vara aktiv på marknaden. [...]*.

(208) Den andra faktiska konkurrenten är Entrade. Entrade har ingått avtal [...]*. Entrade tycks i stort sett ha utnyttjat hela den försäljningspotential som dess rörledning ger. Entrades möjligheter att ytterligare öka försäljningen genom tillträde för tredje part med Gasunie förefaller begränsade [...]*.

(209) Mobil säljer årligen [...]* gas enligt avtal. [...]* kommer från Förenade kungariket och resten från Mobils koncession i norra Friesland (Anjum). Ett av dessa avtal gäller [...]*. Mobil har uppgivit att man inte har andra möjligheter att utnyttja egenproduktion till säsongutjämning.

Potentiell konkurrens

(210) [...]*

(211) Parterna hänvisar till att den befintliga terminalen för flytande gas i Zeebrugge ligger nära och att den har ledig kapacitet och anslutande rörledningar som gör det möjligt att omedelbart gå in på den nederländska marknaden för flytande naturgas. De uppger i svaret på meddelandet om invändningar att Sonatrach, det algeriska gasbolaget, därför skulle kunna gå in på den nederländska marknaden. Parterna lämnar inte några uppgifter om den lediga kapaciteten vid Zeebruggeterminalen eller om de anslutande rörledningarna. Leveranser av flytande naturgas är emellertid dyrare (en kostnad på 16-19 cent (nederländska gulden/kubikmeter) än leveranser genom rörledningar och det finns inget som tyder på att Sonatrach skulle vara på väg att bli vertikalt integrerat på någon annan europeisk gasmarknad. Därför kan det inte anses särskilt sannolikt att Sonatrach skulle gå in på den nederländska marknaden.

(212) Parterna uppger också att det nyligen ingångna avtalet om tillträde för tredje part mellan Gazprom och Ruhrgas underlättar Gazproms eventuella inträde på den nederländska marknaden. Detta avtal kan i och för sig underlätta ett eventuellt inträde, men det gör inte ett sådant inträde mer sannolikt. [...]*. I svaret på meddelandet om invändningar har parterna uppgivit att en eventuell minskning enligt parallellförsäljningsavtalet genomförs endast om Gazprom marknadsför gas direkt till en av Gasunies befintliga kunder. Bortsett från Statoils, Entrades och Mobils kunder är dock alla kunder (dvs. [80-90]* % av marknaden) befintliga kunder till Gasunie, vilket innebär att skyddet är betydande.

(213) I svaret på meddelandet om invändningar uppger parterna att stora kontinentala överförings- och grossistföretag har gaslager på olika platser längs den nederländska gränsen. Distrigaz, Thyssengas, Wingas, SNAM, Gaz de France, BEB och Ruhrgas har alla lager som kan säljas på den nederländska marknaden och Gasunie har inte ingått några parallellförsäljningsavtal med dessa företag om försäljning på den nederländska marknaden. Det är riktigt att alla dessa företag har gaslager på olika platser längs den nederländska gränsen, eftersom alla utom Wingas köper gas från Gasunie. Även om avtalet skulle medge att dessa företag sålde Gasunie-gasen i Nederländerna och även om de skulle ha tillgång till gas från andra näraliggande källor som de skulle kunna sälja i Nederländerna, är det osannolikt att de skulle "attackera" sin leverantör på grund av risken för motåtgärder från Gasunies sida [...]*.

(214) Även om det inte kan uteslutas att ett eller flera av ovanstående företag eller andra företag kan komma att gå in på den nederländska marknaden, konstaterar kommissionen att sannolikheten för att det skall utvecklas potentiell konkurrens är mycket liten, eftersom Gasunie självt inte förväntar sig att förlora fler marknadsandelar [...]*. Denna uppskattning gjordes med full kännedom om den egna avgiftsstrukturen för tillträde för tredje part och den nederländska regeringens avregleringsplaner.

(215) Kommissionen konstaterar att Gasunies avgifter omfattar alla de tjänster som krävs för att driva gasverksamhet i Nederländerna. Avgifternas tillämpningsområde skiljer sig därför från tillämpningsområdet för den tyska gasindustrins