Document ID: 32001D0045

Decisão da Comissão
de 29 de Setembro de 1999
que declara a compatibilidade de uma operação de concentração com o mercado comum e com o Acordo EEE
(Processo IV/M.1532 - BP Amoco/Arco)
[notificada com o número C(1999) 3059]
(Apenas faz fé o texto em língua inglesa)
(Texto relevante para efeitos do EEE)
(2001/45/CE)
A COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS,
Tendo em conta o Tratado que institui a Comunidade Europeia,
Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu e, nomeadamente, o n.o 2, alínea a), do seu artigo 57.o,
Tendo em conta o Regulamento (CEE) n.o 4064/89 do Conselho de 21 de Dezembro de 1989 relativo ao controlo das operações de concentração de empresas(1), com a última redacção que lhe foi dada pelo Regulamento (CE) n.o 1310/97(2), e, nomeadamente, o n.o 2 do seu artigo 8.o e o n.o 2 do seu artigo 10.o,
Tendo em conta a decisão da Comissão de 10 de Junho de 1999 de dar início a um processo no presente caso,
Tendo em conta o parecer do Comité consultivo em matéria de concentrações(3),
Considerando o seguinte:
(1) Em 4 de Maio de 1999, a Comissão recebeu uma comunicação formal, nos termos do artigo 4.o do Regulamento (CEE) n.o 4064/89 ("Regulamento das concentrações") relativa a um projecto de concentração através da qual a empresa BP Amoco plc ("BPA") adquire o controlo, nos termos do n.o 1, alínea b), do artigo 3.o do Regulamento das concentrações, da Atlantic Richfield Company ("Arco").
(2) Na sua decisão de 10 de Junho de 1998, a Comissão concluiu que a operação formalmente comunicada suscitava sérias dúvidas quanto à sua compatibilidade com o mercado comum, tendo dado início ao processo nos termos do n.o 1, alínea c), do artigo 6.o do Regulamento das concentrações.
I. AS PARTES E A OPERAÇÃO DE CONCENTRAÇÃO
(3) A BPA é a sociedade Holding de um grupo multinacional petrolífero, petroquímico e de exploração de petróleo que inclui três empresas principais, ou seja, a BP Amoco Exploration (exploração e produção de petróleo e gás), a BP Amoco Oil (refinação, comercialização, fornecimento e transporte) e a BP Amoco Chemicals (produção e comercialização de produtos petroquímicos e afins). O grupo BP Amoco foi formado na sequência da fusão entre a The British Petroleum Company plc e a Amoco Corporation(4). Possui empresas bem estabelecidas na Europa, nos EUA, na Ásia Austral e em regiões da África e está actualmente a expandir a sua presença na Ásia e na América do Sul.
(4) A Arco desenvolve actividades de exploração, produção, transporte e venda de petróleo bruto e gás natural, de refinação de petróleo bruto e de transporte e comercialização de produtos petrolíferos. Embora esteja presente em diversos países como a Venezuela, a Argélia, a Tunísia, o Reino Unido e a Indonésia, desenvolve principalmente actividades nos EUA (ou seja, aproximadamente 86 % do seu volume de negócios total em 1998).
II. A CONCENTRAÇÃO
(5) A concentração formalmente comunicada consiste na aquisição do controlo exclusivo nos termos do n.o 1, alínea b), do artigo 3.o do Regulamento das concentrações. Na sequência da operação, a BPA adquirirá o controlo exclusivo da Arco. A concentração será efectuada mediante uma venda da acções, o que será realizado através da fusão da Arco numa nova empresa criada segundo o direito do Estado de Delaware, EUA (a "Newco"), que por seu turno será propriedade na totalidade da BPA. Na sequência da fusão da Arco com a Newco, a Arco será a sociedade incorporante tornando-se, nessa altura, uma filial a 100 % da BPA. Consequentemente, na sequência destas operações, a BPA adquirirá a propriedade da totalidade do capital subscrito da Arco.
III. DIMENSÃO COMUNITÁRIA
(6) Uma vez que o volume de negócios combinado das partes a nível mundial(5) excede 5 mil milhões de euros, que cada empresa tem um volume de negócios a nível da Comunidade superior a 250 milhões de euros e que nenhuma delas realiza mais de dois terços do seu volume de negócios combinado a nível da Comunidade no mesmo Estado-Membro, a concentração tem dimensão comunitária nos termos do n.o 2 do artigo 1.o do Regulamento das concentrações.
IV. APRECIAÇÃO NOS TERMOS DO ARTIGO 2.o DO REGULAMENTO DAS CONCENTRAÇÕES
A. EXPLORAÇÃO, DESENVOLVIMENTO, PRODUÇÃO E VENDA DE PETRÓLEO BRUTO DE GÁS NTURAL
(7) As partes desenvolvem actividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo bruto e de gás natural e a Comissão manifestou, na sua decisão de dar início ao processo, sérias dúvidas quanto a estes mercados. Não existem contudo, pelas razões que a seguir se apresentam, quaisquer preocupações em termos de concorrência nestes mercados.
Exploração, desenvolvimento e processo de produção
(8) As actividades a montante incluem três tipos de actividades comerciais: descoberta de novas reservas, desenvolvimento e exploração comercial das mesmas. A descoberta de novas reservas é normalmente designada por "exploração". O desenvolvimento inclui o estabelecimento de infra-estruturas adequadas para a futura produção (plataformas petrolíferas, oleodutos, terminais, etc.). A exploração de reservas é designada por "produção e vendas". As anteriores decisões da Comissão(6) centravam-se principalmente no impacto das operações então notificadas sobre o segmento da produção e das vendas.
(9) A exploração e o desenvolvimento são actividades morosas e com grande intensidade de capital, incluindo diversas fases sucessivas. Em primeiro lugar, os países que consideram existir possibilidades de descoberta de reservas de hidrocarbonetos nos seus territórios (designados por "países de acolhimento") organizam concursos para a concessão de liçencas de exploração. Estes processos de concurso variam entre licitações públicas, como acontece nos EUA, e situações em que os candidatos são pré-seleccionados pelo país de acolhimento. Esta pré-selecção pode basear-se, de forma variável, na capacidade técnica, na capacidade financeira ou noutras considerações (grupos de pressão, afinidades culturais, etc.).
(10) Frequentemente, as empresas apresentam propostas conjuntas a fim de repartir os riscos ou de agrupar capacidades complementares. Nalguns casos, os países de acolhimento podem exigir que alguns proponentes se agrupem para que lhes seja concedida a licença de exploração. Os países de acolhimento podem também exigir que às respectivas empresas petrolíferas nacionais seja concedida uma participação em qualquer descoberta efectuada na zona de concessão. Sempre que é concedida uma licença conjuntamente a diversas empresas, é nomeado um operador para a zona de concessão. O papel do operador consiste em gerir técnica e financeiramente as actividades de exploração e, eventualmente, as fases de desenvolvimento, e produção de projecto. Para a maior parte das decisões importantes é necessária a unanimidade de todos os parceiros no projecto.
(11) O período de tempo total que decorre entre a concessão de uma licença e a produção efectiva varia, em princípio, entre 5 e 15 anos. Os custos dos projectos de exploração e desenvolvimento podem atingir valores da ordem dos 7 mil milhões de euros nas denominadas "áreas de fronteira". A repartição das despesas entre a fase de exploração e a fase de desenvolvimento é, regra geral, de 15 % e 85 %, respectivamente.
(12) De realçar igualmente que quando se inicia a produção numa nova área, é necessário o estabelecimento de infra-estruturas, nomeadamente plataformas petrolíferas, oleodutos e terminais. Os campos de menores dimensões cuja exploração isolada não seria rentável, podem ser explorados utilizando a infra-estrutura já criada para os campos de maiores dimensões. Estes campos de menores dimensões são por vezes designados "campos satélite". Este processo tem sido normalmente utilizado nas explorações no Mar do Norte.
Mercados do produto relevantes
(13) Afirma-se frequentemente que as actividades de exploração, desenvolvimento e de produção e venda estão demasiado interligadas para que seja possível definir mais do que um mercado do produto distinto. Poderá contudo argumentar-se que a exploração constitui um mercado do produto distinto. Com efeito, uma empresa que desenvolve actividades de exploração possui duas categorias de clientes: o país de acolhimento relativamente ao qual se comprometeu, normalmente, a fornecer no futuro um fluxo de recursos caso seja descoberto petróleo ou gás e os produtores e vendedores subsequentes de petróleo e gás que poderão adquirir os produtos ou participar no desenvolvimento e produção. A transferência de direitos entre zonas de concessão constitui uma prática generalizada no sector.
(14) Uma vez que o eventual conteúdo do subsolo não é conhecido na altura da exploração, a Comissão considera não se justificar estabelecer uma distinção entre exploração de petróleo e exploração de gás natural. No que se refere aos mercados do produto para o desenvolvimento, produção e venda, uma vez que o gás e o petróleo bruto se destinam a utilizações diferentes e estão sujeitos a diferentes comportamentos em matéria de preços e a diferentes contingências de custos, a Comissão considerou adequado, na fase da decisão de dar início ao processo, definir um mercado do produto relevante para o desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e um outro mercado do produto relevante para o desenvolvimento, produção e venda de gás natural.
(15) As partes contestaram a existência de um mercado de exploração, alegando que está demasiado interligado às fases subsequentes do processo de produção para que possa ser considerado um mercado do produto. Tal como será referido seguidamente na secção relativa aos efeitos da concentração sobre a concorrência, não é necessário, para a determinação dos efeitos da operação formalmente comunicada sobre a concorrência, definir de forma precisa os mercados do produto relevantes em função das diferentes fases da exploração, desenvolvimento, produção e venda do petróleo bruto e do gás natural, respectivamente.
Mercados geográficos relevantes
(16) A Comissão considera que o mercado de exploração tem um âmbito mundial e concorda com as partes quanto ao facto de, sob um ponto de vista da procura europeia, os mercados geográficos relevantes terem um âmbito mundial no que se refere ao desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e incluírem, provavelmente, no que se refere ao gás, o EEE, a Argélia e a Rússia.
(17) A Comissão analisou em que medida áreas geográficas de menores dimensões poderiam constituir mercados relevantes. Alguns adquirentes de gás estabelecem, por razões de segurança de abastecimento, uma distinção na sua política de compras em função da origem do gás com base nos riscos políticos oberservados e na sua influência sobre a segurança do abastecimento, no que se refere Rússia e à Argélia (a Rússia representava aproximadamente 17 % do total do abastecimento da Europa Ocidental e a Argélia 12 %). O exemplo mais claro desta situação é a legislação espanhola que estabelece que os fornecimentos de gás natural provenientes de um mesmo país não podem exceder 60 %. É contudo improvável que um aumento do preço do gás produzido no EEE não fosse compensado por um pequeno aumento na proporção de gás natural adquirido à Rússia e à Argélia. De qualquer forma, a definição exacta do mercado geográfico relevante poderá ser deixada em aberto, uma vez que não altera a conclusão da apreciação em matéria de concorrência.
Intervenientes no mercado
(18) Tradicionalmente, as empresas que desenvolviam actividades de exploração, desenvolvimento e produção e venda estavam agrupadas em três categorias com perfis, objectivos estratégicos e possibilidades de exploração e desenvolvimento diferentes. Estas categorias são as seguintes: i) os produtos estatais (principalmente as empresas dos países membros da OPEP e algumas empresas dos países membros da OCDE, como a Statoil); ii) as "grandes", ou seja empresas petrolíferas integradas verticalmente com actividades internacionais; e iii) um grande número de empresas petrolíferas de muito menores dimensões, na sua maioria empresas de exploração ou produção a montante, não integradas.
(19) As dúvidas em matéria de concorrência identificadas pela Comissão foram principalmente suscitadas pelo facto de, na sequência da operação formalmente comunicada, e também da transacção formalmente comunicada pela Exxon e pela Mobil, um (quarto) grupo distinto de intervenientes poder passar a dominar as actividades de exploração e desenvolvimento. Este grupo de "super grandes" seria composto pela Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e Shell.
Posição das partes no mercado
Exploração
(20) Não existe qualquer indicador disponível ou aceite de forma generalizada com base no qual se possam calcular as quotas de mercado, para determinar o poder de mercado no mercado da exploração. A avaliação das quotas de mercado poderia ser efectuada com base no número de zonas de concessão em que foram concedidas licenças, no número de zonas de concessão em que uma mesma empresa é o operador, na superfície em termos líquidos, na superfície total utilizada pelo operador, nas despesas de capital destinadas à exploração, etc. É geralmente aceite que as estimativas utilizadas baseadas no número de zonas de concessão ou na superfície não são fiáveis, uma vez que abrangem situações extremamente variáveis.
(21) Com base nas despesas de capital, a Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco e a Shell representariam, em conjunto, com percentagens praticamente equivalentes, entre 30 % e 40 % do total das despesas de capital nas actividades de exploração, desenvolvimento e produção previstas para 1999. O maior operador seguinte corresponde a um terço da dimensão média dos três principais intervenientes.
(22) As partes contestaram a adequação desta avaliação do poder de mercado pelas razões seguintes. Em primeiro lugar, as despesas de capital variam em função dos locais explorados. Este facto influencia no sentido da baixa a quota de mercado das empresas petrolíferas nacionais nas áreas da OPEP, de baixos custos. Em segundo lugar, é frequente que as despesas de capital não reflictam a repartição correcta da propriedade da licença ou da produção. Tal acontece porque as empresas estatais pagam muitas vezes uma percentagem desproporcionadamente inferior à sua participação na licença ou à sua parte no petróleo bruto produzido. Em terceiro lugar, as despesas de capital incluem frequentemente despesas em investimentos, como a liquefacção do gás e respectiva infra-estrutura, em vez de investimentos exclusivamente destinados à exploração.
(23) Uma outra forma possível de avaliar o poder de mercado seria calcular a quota da produção prevista destas empresas (uma vez que a exploração corrente e a aquisição de direitos de terceiros se traduzirá em produção futura). Com base na análise do mercado, a quota de mercado conjunta dos três "super grandes" na produção não OPEP, situar-se-ia, num horizonte de cerca de 10 anos, mais uma vez em 30 %-40 %.
Produção e venda
(24) Em 1998, a BPA e a Arco teriam em conjunto cerca de [menos de 15 %](7) da produção mundial de petróleo bruto e da produção europeia de gás natural, respectivamente. Estes valores passariam para [menos de 25 %] para a produção conjunta Exxon-Mobil e [menos de 20 %] para a Shell. Estas percentagens não sofreram alterações significativas ao longo dos anos. No que se refere à produção total de gás natural no EEE, os três "super grandes" representam quase 40 %. Contudo, no que se refere ao gás natural consumido no EEE, os três "super grandes" representam menos de 30 %.
(25) O sector recorre frequentemente às reservas comprovadas como um indicador do poder de mercado. Nesta base, as partes deteriam aproximadamente [menos de 3 %] e [menos de 5 %] das reservas comprovadas mundiais de petróleo bruto e das reservas comprovadas europeias de gás natural, respectivamente. Contudo, as partes alegam que as reservas comprovadas não constituem um indicator relevante da produção futura. As reservas comprovadas indicadas pelas empresas petrolíferas são apenas apresentadas para efeitos de existências e, tal como qualquer outra empresa privada, as empresas petrolíferas privadas necessitam de limitar ao máximo as suas existências. Através das suas reservas comprovadas, a empresa indica que está (ou não está) em condições de substituir o esgotamento previsível dos campos petrolíferos existentes, permanecendo assim um interveniente viável no mercado. Contudo, as empresas petrolíferas nacionais não necessitam de justificar, junto dos seus accionistas, a necessidade de realizarem novos investimentos de exploração e desenvolvimento, uma vez que beneficiam das reservas naturais que normalmente excedem em muito as suas necessidades. Consequentemente, este tipo de indicador implica uma discriminação a favor das empresas nacionais.
(26) Actualmente, os produtores da OPEP têm, colectivamente, um significativo poder de mercado no que se refere à produção de petróleo bruto, situação que se deverá manter num futuro previsível. Controlam uma parte significativa da produção e das reservas comprovadas (aproximadamente 40 % e 75 %, respectivamente, enquanto as reservas sauditas se elevam a mais de um terço das reservas da OPEP). A OPEP tem conseguido, no passado, em diversas ocasiões, influenciar(8) os preços do petróleo bruto até um determinado nível.
(27) A Gazprom (17 %) e Sonatrach (11 %), os fornecedores nacionais russo e argelino, representam cerca de 30 % das vendas de gás natural no EEE e as suas reservas correspondem a 88 % (Gazprom 81,5 %) das reservas comprovadas conjuntas que podem ser vendidas no EEE.
Efeitos da concentração sobre a concorrência
(28) A Comissão levantou as seguintes sérias dúvidas no que se refere aos efeitos sobre a concorrência nos mercados da exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e de gás natural. A aquisição formalmente comunicada, juntamente com a concentração entre a Exxon-Mobil poderia levar à criação de um quarto grupo de concorrentes no sector, composto pela BP Amoco-Arco, a Exxon-Mobil e a Shell. Independentemente dos parâmetros utilizados (capitalização no mercado, produção de petróleo e de gás, reservas comprovadas, etc.) existe actualmente uma grande diferença entre estes três "super grandes" e os restantes "grandes".
(29) Analisou-se em que medida seria possível que estes três "super grandes" ocupassem no futuro uma posição privilegiada para descobrir e desenvolver novas reservas importantes, comparativamente com os restantes intervenientes no mercado. Esta situação poderia advir do reforço da sua capacidade financeira que lhes permitiria ter uma carteira de riscos de maiores dimensões. Em contrapartida, os restantes concorrentes teriam de escolher cuidadosamente as áreas em que desejassem desenvolver actividades. Devido ao seu acesso menos favorável aos capitais e à capacidade de repartir os riscos, as empresas de menores dimensões - caso pretendessem continuar a desenvolver importantes campos petrolíferos - teriam de tornar-se pequenos parceiros dos "super grandes" para beneficiarem da sua combinação de recursos. A única outra alternativa de que disporiam consistiria em tornarem-se operadores de nicho de mercado, centrados na exploração. Desta situação resultaria provavelmente que os "super grandes" passariam a controlar o acesso de outras empresas de exploração às novas "áreas de fronteira", em primeiro lugar aquando da concessão das primeiras licenças e subsequentemente no que se refere às novas zonas de concessão circundantes, uma vez que os "super grandes" teriam construído a infra-estrutura necessária.
(30) Uma vez que normalmente o período de tempo que decorre entre as primeiras fases de exploração e o início da produção varia entre 5 e 15 anos, neste cenário seria provável que num horizonte de cerca de 10 anos, as novas reservas não OPEP e respectiva produção fossem em larga medida influenciadas pelos "super grandes".
(31) Esta situação poderia afectar os mercados da produção e da venda da seguinte forma: a pressão concorrencial que limita a capacidade de a OPEP funcionar como um cartel seria enfraquecida. Estas três empresas teriam os mesmos interesses que a OPEP e alinhariam provavelmente as suas decisões pelas da OPEP, limitando a produção a um determinado nível sem temer que outras empresas tirassem proveito desta situação. Tal implicaria o reforço da posição dominante da OPEP no mercado do petróleo bruto, através da criação de uma estrutura oligopolística que combinaria a OPEP e os três "super grandes", o que incentivaria um alinhamento pela estratégia comercial da OPEP. A OPEP estaria em condições de aumentar e manter os preços ao seu mais elevado limiar, acima do qual seriam lançadas novas explorações petrolíferas.
(32) Com base no que precede, a Comissão concluiu que a operação suscitava sérias dúvidas quanto à sua compatibilidade com o mercado comum e com o funcionamento do Acordo EEE, que deveriam ser mais profundamente analisadas numa investigação exaustiva.
(33) As partes contestaram as sérias dúvidas levantadas pela Comissão; baseando-se principalmente em dois motivos. Em primeiro lugar, os "super grandes" continuariam a enfrentar a pressão concorrencial das empresas petrolíferas de menores dimensões. Em segundo lugar, os países de acolhimento controlam a produção de petróleo e de gás e não teriam qualquer interesse em que as empresas petrolíferas limitassem a produção.
(34) A investigação de mercado confirmou que, aparentemente, as pequenas empresas de exploraçao não temem que o aparecimento de uma nova classe de "super grandes" possa ameaçar a sua posição. Devido à diferença em termos de dimensões, não iriam concorrer relativamente aos mesmos direitos de exploração e não ficariam dependentes das maiores empresas de exploração para vender o seu petróleo. Além disso, afigura-se que grandes empresas como a Chevron, Texaco, Elf ou Total manteriam inalterada a sua capacidade de explorar e desenvolver campos petrolíferos em qualquer parte do mundo. As partes forneceram numerosos exemplos da participação dos "grandes" em projectos que decorrem actualmente em todo o mundo.
(35) Em segundo lugar, a investigação de mercado confirmou que os contratos de concessão-tipo entre Estados e empresas de exploração-produção proíbem que estas últimas limitem a sua produção (deixando esta decisão à discrição do Estado).
(36) No que se refere ao gás natural, é improvável que as partes, juntamente com os restantes "super grandes" pudessem controlar a produção no EEE e que, por conseguinte, a concorrência fosse afectada. Mesmo que este mercado existisse (tendo em conta o evidente risco político ligado à produção de gás na Rússia e na Argélia), não pode ser alegada qualquer posição dominante colectiva entre os "super grandes" devido à forte posição do gás norueguês fornecido por concorrentes. Além disso, os produtores de gás natural enfrentam uma procura extremamente concentrada por parte das empresas grossistas nacionais de fornecimento de gás, como a Gaz de France ou a Distrigaz.
(37) Consequentemente, a Comissão conclui que a concentração não provocará a criação ou reforço de uma posição dominante nos mercados da exploração, desenvolvimento, produção e venda de petróleo bruto e de gás natural.
B. TRANSPORTE E PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL
(38) A concentração suscita preocupações em matéria de concorrência nos mercados i) do transporte de gás natural através dos gasodutos na parte sul do Mar do Norte ("SNS - Southern North Sea") e ii) dos serviços de processamento de gás natural no SNS. Estes mercados e o mercado do transporte de gás natural através de gasodutos na parte norte do Mar do Norte "NNS - Northern North Sea") serão seguidamnete abordados.
Mercado do produto relevante
(39) Quando o gás natural emerge da cabeça do poço de uma instalação de produção, o fluxo contém hidrocarbonetos gasosos e hidrocarbonetos líquidos. É muitas vezes necessário transportar este gás não processado através de um gasoduto para instalações onde é processado, separando os componentes líquidos e gasosos. Seguidamente, o fluxo gasoso é sujeito a um novo processamento/purificação para produzir hidrocarbonetos gasosos que preencham os requistos técnicos necessários para o transporte no sistema onde é introduzido ("gás de qualidade gasoduto"). Os produtores de gás natural efectuam este transporte e processamento através da utilização, quer da sua própria infra-estrutura quer, em alguns casos, de gasodutos e instalações de processamento de gás marítimas ou terrestres propriedade de outras empresas.
(40) A BPA é de opinião de que o transporte e o processamento de gás constituem dois mercados do produto distintos. No caso do transporte de gás, o mercado do produto relavante seria o mercado do transporte de gás natural através de gasodutos submarinos(9). No caso de processamento de gás, consideraria como mercado do produto relevante o mercado do processamento do gás natural.
(41) Embora os proprietários de um campo de gás necessitem tanto do transporte como do processamento para poderem comercializar o seu gás e procurarem a combinação menos onerosa em termos globais, a Comissão considera ser adequado separar os mercados do transporte e do processamento, uma vez que as condições concorrenciais das duas actividades são diferentes. Decorre da investigação de mercado, por exemplo, que são possíveis todas as combinações entre gasodutos e/ou instalações de processamento próprias (novas) e o acesso de terceiros aos gasodutos e/ou instalações de processamento existentes.
Mercado geográfico relevante
(42) Os interesses da Arco nas infra-estruturas de transporte e processamento de gás na Comunidade relacionam-se com a infra-estrutura situada em apenas um Estado-Membro (Reino Unido). Estes elementos de infra-estrutura são de dois tipos: gasodutos submarinos e uma participação numa instalação de processamento de gás. Todas estas infra-estruturas estão situadas na parte da plataforma continental do Reino Unido situada a leste do território e na parte leste do território do Reino Unido.
(43) O mercado geográfico relevante consiste, de um ponto de vista da procura, ou seja, dos proprietários de campos de gás que necessitam de transporte e/ou de processamento, na infra-estrutura (existente ou nova) que constitua uma alternativa económica viável. Neste contexto, a parte leste da plataforma continental do Reino Unido pode ser dividida em duas áreas: o NNS (Northern North Sea), que é a área do Mar do Norte que fica a norte dos 55° de latitude Norte, e o SNS (Southern North Sea), a área do Mar do Norte que fica a sul da mesma latitude.
(44) A BPA considera que, embora os campos de gás no NNS pudessem, teoricamente, procurar instalacões de processamento no SNS, na maior parte dos casos um campo de gás situado no NNS procurará obter serviços de transporte e de processamento para a sua produção nas instalações de processamento no NNS. Com efeito, está em construção apenas um gasoduto que liga um campo de gás do NNS a uma instalação de processamento no SNS.
(45) Os campos de gás no SNS procuraram no passado, e continuarão a procurar no futuro, áreas terminais na zona costeira adjacente ao SNS para o processamento da sua produção (embora, em menor medida, os campos de gás do SNS tenham lançado concursos para o transporte através de gasodutos que terminam nos Países Baixos). Decorre da investigação de mercado que no SNS, e contrariamente ao que acontec no NNS, a construção de novas infra-estruturas não constitui uma alternativa realista à utilização das actuais instalações, uma vez que o SNS é uma "região madura" no que se refere à exploração de gás e os novos campos que possam vir a ser descobertos serão demasiado pequenos para justificar a construção de novas infra-estruturas.
(46) Por estes motivos, a BPA considera que, no que se refere ao mercado do processamento de gás e ao mercado do transporte de gás através de gasodutos submarinos, o NNS e o SNS constituem mercados geográficos distintos. Uma vez que a Arco não possui quaisquer participações no mercado do processamento de gás do NNS, este mercado não continuará a ser analisado.
(47) Contudo, o mercado geográfico não tem uma dimensão inferior à das regiões acima definidas. Existem amplos elementos que comprovam que as opções para um novo campo não se limitam às diferentes instalações num único local (por exemplo, três instalações de processamento de gás em Bacton) e/ou um único local ligado a diferentes gasodutos (por exemplo, três gasodutos que servem as instalações de processamento da Amoco em Bacton).
(48) Pelas razões que precedem, a Comissão considera que tanto para o transporte como para o processamento de gás, o SNS e o NNS constituem mercados geográficos distintos.
Posição das partes no mercado(10)
a) Gasodutos no NNS
(49) O quadro 1 apresenta os oito gasodutos que ligam os campos de gás do NNS às instalações de processamento da mesma região, juntamente com as participações das partes e o nome do operador. O gasoduto Miller transporta actualmente apenas quantidades mínimas de gás e será aumentado (ver considerando 59). Além disso, um gasoduto (SEAL) está actualmente em construção e ligará campos de gás do NNS a uma instalação de processamento do SNS. A Arco tem uma participação de [...] % neste gasoduto. Globalmente, a BPA tem participações em três gasodutos e a Arco tem uma participação em dois gasodutos. Não existe qualquer sobreposição entre as partes em matéria de propriedade e as partes não possuem quaisquer participações em quatro dos nove gasodutos.
Quadro 1: Gasodutos no NNS
POSIÇÃO NUMA TABELA
(50) Estas participações proporcionam às partes uma participação de cerca de [15-25 %] da capacidade nominal total de transporte de gás dos nove gasodutos (partindo-se do princípio de que o gasoduto da Miller será aumentado) acima referidos. Do volume total de gás transportado relativo a 1999, de 5058 mmscfd(11), as participações das partes em cada gasoduto multiplicadas pelo volume efectivo previsto para cada gasoduto, conferem-lhes uma quota de mercado de cerca de [10-20 %].
b) Gasodutos no SNS
(51) O quadro 2 apresenta os vários gasodutos que ligam os campos de gás do SNS às instalações de processamento de gás do SNS em Dimlington, Easington, Theddlethorpe e Bacton. Apresenta igualmente as participações de cada uma das empresas em causa e o nome do operador. Conclui-se que a BPA tem uma participação em 10 gasodutos e a Arco em sete. Existem sobreposições entre as partes em matéria de propriedade, em quatro casos. As partes não possuem qualquer participação em quatro dos 17 gasodutos.
Quadro 2: Gasodutos no SNS
POSIÇÃO NUMA TABELA
(52) Estas participações conferem às partes uma percentagem de cerca de [entre 30 % e 50 %] da capacidade nominal total de transporte dos gasodutos em funcionamento. Relativamente ao volume total de gás transportado previsto para 1999, de 4225 mmscfd, as participações das partes em cada gasoduto multiplicadas pelo volume efectivo previsto para cada gasoduto, conferem-lhes uma quota de mercado de [entre 30 % e 40 %].
(53) British Gas tem uma quota de mercado de cerca de 15 % e a Conoco de cerca de 10 %.
c) Processamento de gás no SNS
(54) O quadro 3 apresenta as sete instalações de processamento de gás no SNS, as participações respectivas das partes e o nome do operador. Conclui-se que as partes têm participações em cinco dessas instalações (BPA 4, Arco 1) e que não se verifica qualquer sobreposição. Estas participações conferem às partes uma participação de [entre 40 % e 50 %] da capacidade total nominal de processamento de gás no SNS (Arco menos de [...] %). Relativamente ao volume total de processamento de gás previsto para 1999, as participações das partes em cada instalação de processamento, multiplicadas pelo volume efectivo previsto para cada instalação, conferem-lhes uma quota de mercado de [entre 30 % e 40 %].
Quadro 3: Processamento de gás no SNS
POSIÇÃO NUMA TABELA
(55) A Conoco e a Exxon/Shell têm, cada uma, cerca de 15 %.
Apreciação em matéria de concorrência
(56) Um elemento-chave para o funcionamento dos gasodutos e instalações de processamento no Reino Unido consiste no facto de ser necessário o acordo unânime entre os proprietários da infra-estrutura no que se refere às principais decisões, incluindo as condições de acesso de terceiros à infra-estrutura. Uma vez que a principal preocupação em matéria de concorrência decorrente de participação nessa infra-estrutura é a possibilidade de os proprietários de infra-estrutura limitarem o desenvolvimento de novos campos de gás concorrentes, a posição de uma empresa individual dependerá não tanto da sua quota de capacidade decorrente da sua participação, mas da capacidade total e, principalmente, da capacidade de reserva(12) da infra-estrutura em que tem uma participação.
(57) Um aumento da participacão numa determinada infra-estrutura, na sequência da concentração, não conferirá consequentemente à BPA uma influência sobre esse gasoduto superior à que detinha antes da concentração.
a) Gasodutos no NNS
(58) Relativamente aos sete gasodutos actualmente em funcionamento (excluindo os gasodutos Miller e SEAL em construção), a BPA tem uma participação em dois e a Arco num. Estes gasodutos correspondem apenas a metade da capacidade total. Uma vez que não existe qualquer capacidade disponível, nem actualmente nem nos próximos dois ou três anos, nos gasodutos do NNS, as pressões concorrenciais exercidas sobre os proprietários de novos campos de gás não dependem das participações dos proprietários de gasodutos no NNS e por conseguinte, no âmbito do presente processo, não dependem das participações da BPA e da Arco. Não se verifica, consequentemente, qualquer posição dominante neste mercado.
(59) Estas pressões concorrenciais não serão substancialmente afectadas pelo facto de, em 2002, entrarem em funcionamento pelo menos dois gasodutos. Trata-se do gasoduto SEAL em que a Arco tem uma participação de [...] % e do gasoduto Miller relativamente ao qual os proprietários (BPA [...] %, Conoco [...] % e Enterprise [...] %) projectam atingir um nível de capacidade de 1200 mmsefd até 2002, o que representa menos de [entre 10 % e 25 %] da capacidade total. O gasoduto SEAL transportará gás proveniente de recursos próprios (novos campos de gás), enquanto a capacidade do gasoduto Miller será afectada ao transporte de gás de terceiros. Consequentemente, a operação não provoca uma alteração a nível do poder de mercado da entidade resultante da operação relativamente aos proprietários de novos campos de gás uma vez que o gasoduto SEAL, em que a Arco tem uma participação, não se destina ao transporte de gás dos proprietários dos novos campos de gás. Por outras palavras, a operação formalmente comunicada não leva à criação ou reforço de uma posição dominante.
b) Gasodutos no SNS
(60) Na sequência da transacção, a BPA passará a deter participações em 13 dos 17 gasodutos existentes. A capacidade total dos gasodutos em que as partes têm uma participação corresponde a cerca de [mais de 60 %] da capacidade total; decorre da investigação de mercado que os quatro gasodutos em que as partes não possuem qualquer participação têm uma capacidade de reserva limitada. Consequentemente, a BPA estaria em condições de controlar o acesso ao transporte por gasoduto no que se refere aos novos campos nesta área, na medida em que controla os gasodutos com capacidade disponível nesta área. Uma vez que o SNS é uma "região madura" em termos de exploração de gás, é pouco plausível que sejam descobertos novos campos de grandes dimensões, sendo consequentemente improvável que venha a ser constuída nova infra-estrutura.
(61) Consequentemente, a Comissão conclui que a concentração levará à criação de uma posição dominante no mercado do transporte por gasoduto do SNS. A BPA poderá utilizar esta posição dominante em detrimento dos proprietários de novos campos de gás (de pequenas dimensões), aplicando elevadas tarifas de transporte ou oferecendo um serviço de transporte limitado.
(62) A BPA alegou que, na sequência da concentração, não teria qualquer poder de mercado no mercado dos gasodutos do SNS visto que: i) o SNS é uma "região madura" em termos de exploração de gás, com uma elevada capacidade disponível nos gasodutos existentes; ii) podem ser construídas novas infra-estruturas; e iii) existe uma prática no sector que não permite que a BPA exerça os direitos decorrentes das suas participações em mais do que um gasoduto em concorrência. A Comissão não aceita estes argumentos pelas razões que se seguem.
(63) A Comissão reconhece que existe uma subutilização global da capacidade nos gasodutos do SNS, podendo consequentemente prever-se uma forte concorrência entre os diferentes gasodutos sempre que um novo campo (na generalidade muito mais pequenos que os campos iniciais) pretenda negociar o acesso de terceiros, por forma a atrair as receitas adicionais provenientes das tarifas de transporte. Contudo, decorre da investigação de mercado que os gasodutos em que as partes não têm qualquer participação apenas dispõem de uma capacidade de reserva limitada.
(64) Em segundo lugar, mesmo a BPA reconhece que não foram construídos nenhuns gasodutos importantes no SNS desde 1992. Este facto não é de estranhar uma vez que os campos que têm sido recentemente desenvolvidos na área do SNS são os denominados "campos satélite" de campos de maiores dimensões anteriormente desenvolvidos. Por outro lado, não se prevê a descoberta de novos campos de grandes dimensões. Não se antevê, assim, a construção de quaisquer novos gasodutos, uma vez que o fluxo de capitais dos campos satélite será demasiado reduzido para recuperar o investimento necessário à construção de um novo gasoduto de utilização exclusiva. Com efeito, estes campos não podem, em geral, ser desenvolvidos sem estar garantido o acesso de terceiros aos gasodutos e às instalações de processamento.
(65) Em terceiro lugar, as partes fazem referência à prática de "step out" na indústria petrolífera e do gás do Reino Unido, segundo a qual se dois ou mais dos gasodutos em que uma empresa tiver uma participação estiverem em concorrência, a empresa abstém-se de exercer o seu direito de voto em mais do que um dos consórcios de gasodutos. A BPA alega que não pode, por conseguinte, exercer o seu direito de veto por forma, por exemplo, a desviar gás da conduta Bacton-Amoco (em que tem [...] %) para a conduta Bacton-Leman (em que tem [...] %). A prática de "step-out" reflecte o reconhecimento geral do facto de as empresas poderem, por vezes, encontrar-se numa situação de conflito de interesses, quando têm participações em infra-estruturas que se encontram em concorrência, na apresentação de propostas de serviços de transporte e/ou de processamento a um utilizador potencial. Embora seja raro que estas obrigações de "step-out" estejam incluídas na documentação contratual relativa à propriedade dos vários elementos de infra-estrutura, a prática está bem estabelecida na indústria petrolífera e do gás do Reino Unido. A BPA está convicta de que a correcta oberservância da prática de "step-out" constitui um importante factor para o cumprimento do princípio da não discriminação (incluído no "Offshore Infrastructure Code of Practice") evitando consequentemente a aplicação de sanções ao abrigo da legislação nacional do Reino Unido (ou seja, a secção 17 do "Petroleum Act 1998" e a secção 12 do "Gas Act 1995".
(66) O "Offshore Infrastructure Code of Practice" (publicado pelo Ministério do Comércio e Indústria britânico) é um código adoptado por todos os proprietários de infra-estruturas marítimas de transporte de petróleo e de gás e destina-se a garantir a objectividade e a transparência nos processos de disponibilização da infra-estrutura a utilizadores terceiros. A secção 17 do "Petroleum Act 1998" constitui o fundamento jurídico que as autoridades britânicas podem invocar para exigir que seja concedido a terceiros, o acesso a gasodutos e oleodutos em condições razoáveis, na sequência de uma recusa inicial dos proprietários da infra-estrutura. A secção 12 do "Gas Act 1995" constitui o fundamento jurídico que as autoridades britânicas podem invocar para exigir que seja concedido a terceiros o acesso a instalações de processamento de gás em condições razoáveis, na sequência de uma recusa inicial dos proprietários das instalações.
(67) A investigação de mercado confirmou a existência desta prática de "step-out", tal como descrita pelas partes. Contudo, deverá realçar-se que, enquanto tal, a prática de "step-out" não faz parte do código de conduta voluntário. A observância desta prática depende, por conseguinte, exclusivamente da vontade unilateral de todas as empresas envolvidas. O comportamento futuro da BPA poderia assim ser apenas restringido pelo seu compromisso voluntário relativamente a uma prática que não é necessariamente aplicável.
(68) Mesmo que se aceite que a prática de "step-out" constitui uma consequência do código de conduta de que, por seu turno, as autoridades do Reino Unido podem assegurar a execução, tal não seria suficiente. A Comissão não pode, ao apreciar operações de concentração face aos critérios rigorosos do n.o 3 do artigo 2.o do Regulamento das concentrações, aceitar que a presença de uma entidade reguladora cujas funções consistem em controlar e aplicar sanções relativamente ao comportamento das empresas em questão seja suficiente para concluir que não é criada uma posição dominante.
(69) Assim, a Comissão considera que a concentração criaria uma posição dominante no mercado dos gasodutos do SNS.
c) Processamento de gás no SNS
(70) Na sequência da concentração, as partes terão participações em cinco das sete instalações de processamento de gás na área do SNS. Além disso, a sua quota da capacidade existente e da produção efectiva é superior a 40 %. Acresce ainda que as duas instalações em que as partes não possuem qualquer participação dispõem de uma capacidade de reserva limitada nos períodos de maior actividade. Por outro lado, as instalações em que as partes possuem participações têm uma capacidade de reserva superior a 50 %, mesmo nos períodos de maior actividade. A entidade resultante da concentração poderia assim estar em condições de controlar o acesso no que se refere aos novos campos devido à propriedade exclusiva de duas instalações e à participação na propriedade de três instalações, em que o seu controlo decorre das exigências de unanimidade em duas delas. A capacidade livre disponível em períodos de maior actividade no terceiro terminal (Bacton - BPA), em que cada um dos participantes pode livremente oferecer a sua capacidade de reserva a terceiros, representa menos de [entre 10 % e 20 %] da capacidade total. Contudo a BPA tem [mais do que 25 %] da capacidade total no terminal. A capacidade livre neste terminal corresponde apenas a cerca de 5 % da capacidade total. Além disso, não se pode excluir que a BPA poderia, visto que explora o terminal, reduzir ainda mais a disponibilidade desta capacidade livre.
(71) Os argumentos apresentados pela BPA, tal como acima descritos, no que se refere aos gasodutos do SNS foram também apresentados relativamente ao mercado do processamento no SNS. Pelas razões acima apresentadas, esses argumentos não podem ser aceites.
(72) Por conseguinte, a concentração criará uma posição dominante no mercado do processamento de gás do SNS.
V. COMPROMISSOS PROPOSTOS PELAS PARTES
A. COMPROMISSOS
(73) A BPA assumiu perante a Comissão o compromisso de alienar as participações que a Arco tem actualmente [determinadas partes da infra-estrutura de transporte e de processamento de gás no SNS]. Estas participações serão vendidas a um ou mais adquirentes que serão aprovados pela Comissão. Além disso, a BPA compremeteu-se a não readquirir qualquer destes activos sem a aprovação prévia da Comissão.
(74) O texto integral destes compromissos consta do anexo.
B. APRECIAÇÃO
(75) A alienação, pela BPA, das participações da Arco nos gasodutos e instalações de processamento em que a BPA não possui actualmente qualquer participação, significa que a posição concorrencial da BPA se manterá inalterada após a concentração. Tal acontece porque, tal como referido, no SNS as condições de acesso de terceiros aos gasodutos e às instalações de processamento, são estabelecidas com base num acordo unânime entre os proprietários. Consequentemente, a situação concorrencial depende do número de gasodutos em que uma empresa detém participações e da capacidade de reserva total desses gasodutos. A alienação das participações na infra-estrutura "adicional" elimina por conseguinte a sobreposição entre a BPA e a Arco nos mercados relevantes. A Comissão conclui assim que, na sequência dos compromissos, não se verificará qualquer criação de posição dominante nos mercados relevantes.
VI. CONCLUSÃO
(76) Nos termos do n.o 2 do artigo 10.o do Regulamento das concentrações, a Comissão conclui que os compromissos apresentados pela BPA são suficientes para eliminar as sérias dúvidas identificadas na sua decisão de dar início ao processo e na sua subsequente investigação da operação nos termos do n.o 2 do artigo 2.o do Regulamento das concentrações.
(77) Consequentemente, a operação é compatível com o mercado comum e com o Acordo EEE desde que sejam respeitados na íntegra os compromissos apresentados no anexo.
ADOPTOU A SEGUINTE DECISÃO:
Artigo 1.o
Desde que sejam respeitados na íntegra os compromissos relativos à alienação de [determinadas partes da infra-estrutura de transporte e de processamento de gás no SNS] apresentados no anexo, a concentração formalmente comunicada pela BP Amoco plc em 4 de Maio de 1999, relativa à aquisição do controlo da Atlantic Richfield Company, é declarada compatível com o mercado comum e com o Acordo EEE.
Artigo 2.o
É destinatária da presente decisão:
BP Amoco plc Britannic House
1, Finsbury Circus
London EC2M 7BA Reino Unido
Feito em Bruxelas, em 29 de Setembro de 1999.

Labels: 8
4
14