Decisione della Commissione del 29 settembre 1999 che dichiara una concentrazione compatibile con il mercato comune e con l'accordo SEE (Caso n. IV/M.1532 - BP Amoco/Arco) [notificata con il numero C(1999) 3059] (Il testo in lingua inglese è il solo facente fede) (Testo rilevante ai fini del SEE) (2001/45/CE)

visto il trattato che istituisce la Comunità europea,

visto l'accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l'articolo 57, paragrafo 2, lettera a),

visto il regolamento (CEE) n. 4064/89 del Consiglio, del 21 dicembre 1989, relativo al controllo delle operazioni di concentrazione tra imprese¹, modificato da ultimo dal regolamento (CE) n. 1310/972, in particolare l'articolo 8, paragrafo 2 e l'articolo 10, paragrafo 2,

vista la decisione della Commissione, del 10 giugno 1999, di avviare la procedura nel caso di specie, sentito il comitato consultivo in materia di concentrazioni³,

Il 4 maggio 1999 è pervenuta alla Commissione la notifica, a norma dell'articolo 4 del regolamento n. 4064/89 del Consiglio (in appresso "regolamento sulle concentrazioni"), di un progetto di concentrazione con la quale l'impresa BP Amoco plc (in appresso "BPA" acquisisce il controllo, ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 1, lettera b) del regolamento sulle concentrazioni, della Atlantic Richfield Company (in appresso "Arco").

Con decisione del 10 giugno 1999 la Commissione ha dichiarato che sussistevano seri dubbi sulla compatibilità con il mercato comune dell'operazione notificata ed ha aperto un procedimento a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, lettera c), del regolamento sulle concentrazioni.

I. LE PARTI E L'OPERAZIONE³ BPA è la holding di un gruppo multinazionale operante nel settore petrolifero, petrolchimico e della prospezione di petrolio, le cui tre principali società operative sono: BP Amoco Exploration (prospezione e produzione di petrolio e di gas); BP Amoco Oil (raffinazione, commercializzazione, fornitura e trasporto e BP Amoco Chemicals (produzione e commercializzazione di prodotti petrolchimici e collegati). Il BP Amoco Group è nato dalla fusione tra The British Petroleum Company plc e Amoco Corporation(4). Le attività che svolge in Europa, negli Stati Uniti, in Oceania e in alcune parti dell'Africa sono ben consolidate e il gruppo sta estendendo la sua presenza in Asia e in Sud America.

Arco è attiva nella prospezione, produzione, trasporto e vendita di petrolio greggio e di gas naturale, nella raffinazione di petrolio greggio nonché nel trasporto e nella commercializzazione di prodotti petroliferi. Benché operi in molti paesi, quali il Venezuela, l'Algeria, la Tunisia, il Regno Unito e l'Indonesia, essa effettua la maggior parte delle sue attività negli Stati Uniti (cioè circa l'86 % del suo fatturato totale nel 1998).

II. CONCENTRAZIONE (5) La concentrazione notificata è un'acquisizione del controllo esclusivo ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 1, lettera b), del regolamento sulle concentrazioni. Essa consentirà a BPA di acquisire il controllo esclusivo di Arco. La concentrazione sarà realizzata attraverso una vendita di azioni. A tal fine Arco si fonderà con una società appositamente costituita secondo la legislazione dello Stato del Delaware, USA (in appresso "Newco"), che sarà essa stessa interamente di proprietà di BPA. A seguito della fusione di Arco con Newco, Arco sopravviverà come persona giuridica divenendo a quel punto una controllata al 100 % di BPA. A seguito di tali operazioni, quindi, BPA avrà acquisito la proprietà dell'intero capitale sociale emesso di Arco.

III. DIMENSIONE COMUNITARIA (6) Poiché il fatturato(5) mondiale totale dell'insieme delle parti è superiore a 5 miliardi di EUR, ciascuna di esse realizza un fatturato su scala comunitaria superiore a 250 milioni di EUR e nessuna realizza più dei due terzi del proprio fatturato totale nella Comunità all'interno di un solo Stato membro, la concentrazione è di dimensione comunitaria ai sensi dell'articolo 1, paragrafo 2, del regolamento sulle concentrazioni.

IV. VALUTAZIONE A NORMA DELL'ARTICOLO 2 DEL REGOLAMENTO SULLE CONCENTRAZIONI A. PROSPEZIONE, SVILUPPO, PRODUZIONE E VENDITA DI PETROLIO GREGGIO E DI GAS NATURALE (7) Entrambe le parti sono attive nella prospezione, nello sviluppo e nella produzione di petrolio greggio e di gas naturale e la Commissione ha espresso seri dubbi su tali mercati nella decisione di avvio del procedimento. Tuttavia, per le ragioni indicate più avanti, non vi sono preoccupazioni relativamente alla concorrenza in tali mercati.

Le attività di prospezione, sviluppo e produzione (8) Le attività a monte comprendono tre tipi di attività commerciali: la scoperta di nuovi giacimenti, lo sviluppo e lo sfruttamento commerciale di tali giacimenti. La ricerca di nuovi giacimenti viene detta generalmente "prospezione". Lo sviluppo comprende l'installazione di infrastrutture adeguate per la produzione futura (piattaforme petrolifere, condotte, terminali, ecc.). Lo sfruttamento delle riserve è detto "produzione e vendita". Le precedenti decisioni della Commissione(6) erano soprattutto incentrate sull'effetto che le operazioni notificate avrebbero avuto sul segmento della produzione e della vendita.

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

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

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

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

Mercati del prodotto rilevanti (13) Si sostiene spesso che la prospezione, lo sviluppo, la produzione e la vendita sono collegate troppo strettamente perché possano configurare vari mercati. È possibile tuttavia affermare che la prospezione costituisce un mercato distinto. In effetti si può sostenere che un'impresa impegnata nella prospezione ha due categorie di clienti: il paese ospitante, verso il quale si è generalmente impegnata a fornire in futuro un flusso di risorse nel caso venga trovato petrolio o gas, e i successivi produttori e venditori di petrolio e gas, che possono acquistarli o prendere parte al processo di sviluppo e produzione. Il trasferimento dei diritti sui lotti è una pratica diffusa in questo settore.

Dato che al momento della prospezione non è noto cosa possa essere contenuto nel sottosuolo, la Commissione ritiene che non sia giustificato effettuare una distinzione tra la prospezione per la ricerca di petrolio e di gas naturale. Per quanto riguarda invece i mercati del prodotto relativi allo sviluppo, alla produzione e alla vendita, dato che il gas e il petrolio greggio hanno applicazioni diverse e sono soggetti a politiche dei prezzi nonché a vincoli dei costi differenti, la Commissione ha ritenuto opportuno, nella decisione di avvio del procedimento, distinguere fra mercato dello sviluppo, della produzione e della vendita di petrolio greggio e mercato dello sviluppo, della produzione e della vendita di gas naturale.

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

Mercati geografici rilevanti (16) La Commissione ritiene che il mercato della prospezione abbia dimensioni mondiali e concorda con le parti sul fatto che, dal punto di vista della domanda europea, l'ambito geografico rilevante ha dimensione mondiale per quanto riguarda lo sviluppo, la produzione e la vendita di petrolio greggio, mentre comprende probabilmente il SEE più l'Algeria e la Russia per quanto riguarda il gas.

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

Operatori (18) Tradizionalmente le imprese attive nella prospezione, nello sviluppo, nella produzione e nella vendita venivano raggruppate in tre categorie aventi profili, obiettivi strategici e futura capacità di prospezione e sviluppo diversi, ossia i) i produttori di proprietà statale (soprattutto imprese OPEC e alcune imprese con sede in un paese OCSE come la Statoil); ii) le "grandi imprese" ("major"), cioè compagnie petrolifere integrate verticalmente attive su scala internazionale e iii) un gran numero di compagnie petrolifere di dimensioni notevolmente inferiori, che per la maggior parte sono imprese di prospezione e/o produttori a monte non integrati.

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

Posizione delle parti sul mercato Prospezione (20) Per quanto riguarda il mercato della prospezione non vi sono indicatori comunemente utilizzati o ammessi che possano essere calcolati e usati come valori di riferimento per determinare il potere di mercato. Le quote di mercato potrebbero essere misurate sulla base di criteri quali il numero di lotti per cui una certa impresa detiene licenze, il numero di lotti per i quali essa ha il ruolo di gestore, la superficie netta in acri, la superficie totale su cui opera, gli investimenti per la prospezione, ecc. È opinione comune che i calcoli approssimativi basati sul numero di lotti o la superficie non siano affidabili perché possono equiparare situazioni molto differenti.

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

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

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

Produzione e vendita (24) BPA e Acro deterrebbero insieme circa [meno del 15 %] rispettivamente della produzione mondiale di petrolio greggio e della produzione europea di gas naturale nel 1998. I valori corrispondenti sarebbero [meno del 25 %] per l'impresa risultante dalla fusione tra Exxon e Mobil e [meno del 20 %] per Shell. Tali dati non sono sostanzialmente mutati negli anni. Le tre "super grandi" controllano quasi il 40 % dell'intera produzione di gas naturale nel SEE. Tuttavia esse controllano meno del 30 % del gas naturale consumato nel SEE.

In questo settore le riserve accertate vengono spesso utilizzate come un indice del potere di mercato. Secondo tale calcolo le parti deterrebbero rispettivamente [meno del 3 %] e [meno del 5 %] delle riserve mondiali accertate di petrolio greggio e delle riserve accertate europee di gas naturale. Le parti sostengono tuttavia che le riserve accertate non sono un indicatore pertinente della produzione futura. Le compagnie petrolifere affermano che le riserve accertate fungono solo da scorta e che, come qualsiasi altra impresa privata, le compagnie petrolifere private devono limitare al minimo le scorte. Le riserve accertate sono un indicatore del fatto che un'impresa è (o no) in grado di sostituire i giacimenti attualmente sfruttati e prevedibilmente destinati ad esaurirsi, continuando così ad occupare la sua posizione sul mercato. Tuttavia, le imprese petrolifere nazionali non devono dimostrare ai loro azionisti che investono adeguatamente nella prospezione e nello sviluppo in quanto beneficiano delle riserve nazionali, che solitamente sono di gran lunga superiori alle loro esigenze. Di conseguenza un simile indicatore tende a sopravvalutare la posizione delle compagnie nazionali.

I produttori OPEC nel loro insieme hanno attualmente e avranno nel prossimo futuro un notevole potere di mercato nella produzione di petrolio greggio. Essi controllano una quantità considerevole della produzione e delle riserve accertate (rispettivamente circa il 40 % e il 75 %, mentre le riserve dell'Arabia Saudita rappresentano più di un terzo delle riserve OPEC). In alcune occasioni in passato l'OPEC ha potuto influenzare i prezzi del petrolio greggio(7) fino a un certo livello.

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

Effetti della concentrazione sulla concorrenza (28) La Commissione ha indicato i seguenti potenziali effetti negativi per la concorrenza nei mercati della prospezione, dello sviluppo, della produzione e della vendita di petrolio greggio e gas naturale. L'acquisizione notificata, insieme alla concentrazione Exxon-Mobil, potrebbe portare alla costituzione di una quarta categoria di concorrenti nel settore, composta da BP-Amoco-Arco, Exxon-Mobil e Shell. Quali che siano i parametri presi in considerazione (capitalizzazione di mercato, produzione di petrolio e di gas, riserve accertate, ecc.) vi è attualmente un concreto divario fra queste tre "super grandi" e le altre "grandi".

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

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

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

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

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

L'indagine svolta sul mercato ha confermato che i piccoli prospettori non sembrano ritenere che il sorgere della nuova categoria delle "super grandi" possa minacciare la loro posizione. In virtù delle loro diverse dimensioni essi non saranno in concorrenza per lo stesso tipo di diritti di prospezione e non dipenderanno dalle imprese di prospezione più grandi per la vendita del loro petrolio. Inoltre, la capacità di prospezione e di sviluppo di giacimenti delle grandi imprese come Chevron, Texaco, Elf o Total dovrebbe restare invariata ovunque nel mondo. Le parti hanno fornito numerosi esempi della partecipazione delle grandi imprese in progetti in corso nel mondo intero.

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

Per quanto riguarda il gas naturale, è improbabile che le parti, insieme alle altre "super grandi", possano congiuntamente controllare la produzione SEE e che quindi la concorrenza possa venire pregiudicata. Anche se esistesse un tale mercato (alla luce dei rischi politici presunti relativi alla produzione di gas in Russia e Algeria), non potrebbe essere individuata alcuna posizione dominante collettiva delle "super grandi", data la forte posizione occupata dal gas norvegese fornito dai concorrenti. Inoltre, i produttori di gas naturale si trovano di fronte a una domanda estremamente concentrata nelle mani di imprese nazionali di erogazione del gas quali Gaz de France o Distrigaz.

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

B. TRASPORTO E TRATTAMENTO DEL GAS NATURALE (38) La concentrazione in oggetto solleva preoccupazioni sotto il profilo della concorrenza sui seguenti mercati: i) trasporto del gas naturale attraverso gasdotti nella parte meridionale del Mare del Nord (Southern North Sea, "SNS"); ii) attività di trattamento del gas naturale nella parte meridionale del Mare del Nord. Tali mercati e il mercato del trasporto del gas naturale attraverso gasdotti nella parte settentrionale del Mare del Nord (Northern North Sea, "NNS") saranno esaminati in appresso.

Mercato rilevante del prodotto (39) Quando dalla testa-pozzo di un impianto di produzione emerge gas naturale, il flusso contiene idrocarburi gassosi e idrocarburi liquidi. Il fluido non trattato deve essere spesso trasportato tramite un gasdotto in un impianto in cui i costituenti gassosi vengono separati da quelli liquidi. Esso subisce in seguito un ulteriore trattamento/purificazione allo scopo di ottenere idrocarburi gassosi aventi le caratteristiche tecniche necessarie per il trasporto nelle condotte utilizzate ("pipeline quality gas"). I produttori di gas naturale effettuano tale trasporto e tale trattamento usando le loro strutture oppure, in alcuni casi, servendosi delle condotte e degli impianti di trattamento offshore/onshore (in mare o in terra) delle altre imprese.

La BPA ritiene che il trasporto e il trattamento del gas rientrino in due mercati separati. Nel caso del trasporto, il mercato rilevante sarebbe costituito dal mercato del trasporto del gas naturale attraverso condotte sottomarine(8). Nel caso del trattamento del gas, il mercato rilevante sarebbe quello del trattamento del gas naturale.

Anche se i coltivatori di giacimenti di gas devono realizzare sia il trasporto che il trattamento per essere in grado di commercializzare il proprio prodotto, e cercheranno la combinazione complessiva più economica, la Commissione ritiene che il mercato del trasporto e quello del trattamento debbano essere separati, poiché presentano condizioni diverse sotto il profilo della concorrenza. Dall'indagine svolta sul mercato risulta ad esempio che è possibile ogni tipo di combinazione fra l'uso di propri gasdotti e/o di propri impianti di trattamento (nuovi) e l'accesso a gasdotti e/o impianti di trattamento di terzi ("third-party access" o "TPA") già esistenti.

Mercato geografico rilevante (42) La presenza di Arco nella Comunità consiste in un'infrastruttura ubicata in un solo Stato membro (il Regno Unito). Gli elementi di tale infrastruttura sono di due tipi: gasdotti sottomarini (trasporto) e una partecipazione in un impianto di trattamento del gas. Tutte queste attività sono ubicate in quella parte della piattaforma continentale del Regno Unito che si trova ad est della terraferma, e sulla parte orientale della terraferma stessa del Regno Unito.

L'ambito geografico rilevante comprende, dal punto di vista della domanda, cioè dei coltivatori dei giacimenti di gas che richiedono il trasporto e/o il trattamento del prodotto, le infrastrutture (nuove o già esistenti) che costituiscono un'alternativa economicamente conveniente. A tale proposito, la parte orientale della piattaforma continentale del Regno Unito può essere divisa in due aree: quella detta NNS, ossia la zona del Mare del Nord che si trova a nord della latitudine di 55° N, e quella detta SNS, cioè la zona del Mare del Nord che si trova a sud della latitudine di 55° N.

La BPA osserva che, anche se i giacimenti di gas nella zona NNS potrebbero, in teoria, essere collegati a impianti di trattamento nella zona SNS, nella maggior parte dei casi essi richiedono il trasporto e il trattamento della produzione in impianti siti nella stessa zona NNS. Vi è difatti un solo gasdotto in costruzione che collega un giacimento nella zona NNS a un impianto di trattamento della zona SNS.

Per quanto riguarda il trattamento del prodotto, i giacimenti di gas della zona SNS sono stati orientati in passato, e lo rimarranno in futuro, verso terminali situati sulla linea costiera adiacente ai giacimenti stessi (benché, in misura limitata, i coltivatori di giacimenti di gas della zona SNS abbiano sollecitato la presentazione di offerte per il trasporto in gasdotti che terminano nei Paesi Bassi). Dall'indagine svolta sul mercato risulta che nella zona SNS, diversamente da quanto avviene nella zona NNS, la costruzione di nuove infrastrutture non è una cosiddetta "zona matura" in cui eventuali nuovi giacimenti sarebbero troppo piccoli per poter rendere conveniente la costruzione di nuove infrastrutture.

Per tali ragioni la BPA ritiene che, per quanto riguarda il mercato del trattamento del gas e il mercato per il trasporto del gas in condotte sottomarine, la zona NNS e la zona SNS costituiscano due mercati distinti. Poiché Arco non ha alcuna partecipazione nel mercato del trattamento del gas per la zona NNS, tale mercato non sarà ulteriormente preso in considerazione.

D'altra parte la dimensione geografica del mercato non è inferiore a quella delle due zone definite sopra. Risulta chiaramente che le possibilità di sfruttamento di un eventuale nuovo giacimento non sono limitate alle diverse strutture esistenti in uno stesso sito (ad esempio tre impianti di trattamento del gas a Bacton) né ad un singolo sito servito da diversi gasdotti (ad esempio tre gasdotti che servono l'impianto di trattamento di Bacton-Amoco).

Per i motivi suesposti la Commissione ritiene che, sia per il trasporto che per il trattamento del gas, la zona SNS e la zona NNS costituiscano due mercati distinti.

Posizione delle parti sul mercato(9) a) Gasdotti della zona NNS (49) La tabella 1 elenca gli otto diversi gasdotti che collegano i giacimenti della zona NNS agli impianti di trattamento della stessa zona, insieme alle quote delle parti ed il nome dei singoli gestori. Il gasdotto Miller trasporta attualmente solo minime quantità di gas e sarà potenziato (cfr. considerando 59). Vi è inoltre una condotta (SEAL) attualmente in costruzione, che collegherà i giacimenti NNS a un impianto di trattamento SNS. Arco detiene na partecipazione del [...] % in questo gasdotto. Complessivamente, BPA detiene una partecipazione in tre gasdotti e Arco in due.

Non vi è concomitanza fra le quote delle parti, e in quattro dei nove gasdotti le parti non hanno alcuna partecipazione.

Tabella 1: Gasdotti NNS >SPAZIO PER TABELLA> (50) Le parti detengono grazie alle parteciapzioni di cui sopra una quota del [15-25] % circa della capacità nominale totale di trasporto del gas dei nove gasdotti (dando per acquisito il potenziamento del gasdotto Miller) citati sopra. Le quote delle parti per ciascun gasdotto, moltiplicate per il volume effettivo del flusso previsto per ciascuna condotta, rappresentano il [10-20] % circa sul volume totale di trasporto del gas previsto per il 1999, che è di 5058 mmscfd(10). b) Gasdotti della zona SNS (51) La tabella 2 elenca i diversi gasdotti che collegano i giacimenti di gas della zona SNS agli impianti di trattamento SNS a Dimlington, Easington, Theddledorpe e Bacton. Essa indica inoltre le quote di ciascuna delle imprese intressate e il nome dei singoli gestori. Come risulta da tale tabella, BPA ha partecipazioni in dieci gasdotti e Arco in sette. Le quote delle parti sono concomitanti in quattro casi. Esse non hanno partecipazioni in quattro dei 17 gasdotti.

Tabella 2: Gasdotti SNS >SPAZIO PER TABELLA> (52) Le parti detengono grazie alle partecipazioni di cui sopra una quota [compresa tra il 30 % e il 50 %] circa della capacità nominale totale di trasporto del gas dei gasdotti attivi. Le quote delle parti per ciascun gasdotto, moltiplicate per il volume effettivo del flusso previsto per ciascuna condotta, rappresentano [tra il 30 % e il 40 %] del volume totale di trasporto del gas previsto per il 1999, che e di 4225 mmscfd.

British Gas detiene una quota di mercato del 15 % circa, Conoco del 10 % circa. c) Trattamento del gas della zona SNS (54) La tabella 3 elenca i sette impianti di trattamento del gas nella zona SNS insieme alle rispettive quote delle parti e al nome del gestore. Dalla tabella risulta che le parti hanno partecipazioni in cinque di tali impianti (BPA 4 + Arco 1), e che fra le quote non vi è concomitanza. Le parti detengono una quota [compresa tra il 40 % e il 50 %] della capacità nominale totale di trattamento del gas nella zona SNS (Arco meno del [...] %). Le quote delle parti per ciascun impianto di trattamento, moltiplicate per il volume effettivo di attività previsto per ciascun impianto, rappresentano [tra il 30 % e il 40 %] del volume totale di trattamento del gas previsto per il 1999.

Tabella 3: Trattamento del gas nella zona SNS >SPAZIO PER TABELLA> (55) Conoco e Exxon/Shell detengono ciascuna il 15 % circa.

Valutazione sotto il profilo della concorrenza (56) Un elemento fondamentale per la gestione dei gasdotti e degli impianti di trattamento del Regno Unito è che per l'adozione delle decisioni principali, comprese le condizioni di accesso dei terzi all'infrastruttura, è necessario il consenso unanime di tutti i proprietari dell'infrastruttura. Considerato che il problema principale che la detenzione di una partecipazione in tale infrastruttura pone è la possibilità dei proprietari di limitare lo sviluppo di altri giacimenti di gas concorrenti, la posizione di un'impresa dipenderà non tanto dalla sua quota di capacità, quanto dalla capacità totale ed in particolare dalla capacità inutilizzata(11) dell'infrastruttura nella quale detiene una partecipazione.

L'eventuale incremento della partecipazione di BPA in determinate infrastrutture a seguito della concentrazione non conferirà pertanto a BPA un'influenza maggiore su tali infrastrutture rispetto alla situazione precedente la concentrazione. a) Gasdotti della zona NNS (58) Per quanto riguarda i sette gasdotti attualmente funzionanti (escluse le condotte Miller e Seal che sono attualmente in costruzione), BPA detiene una partecipazione in due di essi, Arco in uno. Questi gasdotti rappresentano solo la metà della capacità totale. Poiché non vi sono attualmente, né vi saranno per i prossimi due-tre anni, capacità inutilizzate per i gasdotti della zona NNS, la pressione concorrenziale per i coltivatori di nuovi giacimenti di gas non dipende dall'assetto proprietario dei gasdotti NNS e quindi, nel contesto del caso in esame, non sono influenzati dal fatto che BPA ed Arco vi detengano o meno una partecipazione. Su questo mercato non si ha perciò una posizione dominante.

Le condizioni di concorrenza non sono fondamentalmente modificate dal fatto che nel 2002 diventeranno operativi almeno altri due gasdotti. Si tratta della condotta SEAL, nella quale Arco detiene una partecipazione del [...] %, e della condotta Miller per la quale i proprietari (BPA [...] %, Conoco [...] % e Enterprise [...] %) intendono raggiungere entro il 2002 un livello di capacità di 1200 mmcfd, pari a meno del [un valore compreso tra il 10 % e il 25 %] della capacità totale. La condotta SEAL verrà utilizzata per il trasporto di gas proveniente da giacimenti dei proprietari (nuovi giacimenti di gas di cui si avvia lo sfruttamento), mentre la capacità della condotta Miller verrà destinata al trasporto di gas di terzi. Di conseguenza l'operazione non modificherà il potere di mercato dell'ente risultante dalla concentrazione nei confronti dei coltivatori di nuovi giacimenti in quanto il gasdotto SEAL, nel quale Arco detiene una partecipazione, non è destinato a trasportare gas proveniente da nuovi giacimenti. In altri termini, l'operazione notificata non darà luogo all'instaurazione o al rafforzamento di una posizione dominante. b) Gasdotti della zona SNS (60) A seguito dell'operazione, BPA avrà una partecipazione in 13 dei 17 gasdotti esistenti. La capacità totale dei gasdotti nei quali le parti hanno una partecipazione costituisce [oltre il 60 %] della capacità complessiva e dall'indagine sul mercato risulta che i quattro gasdotti nei quali le parti non hanno partecipazioni hanno una capacità inutilizzata limitata. Pertanto BPA sarà nella posizione di controllare l'accesso dei nuovi giacimenti al trasporto tramite condotta in questa area, in quanto controlla i gasdotti che dispongono di capacità inutilizzate nella zona. Considerato che la zona SNS è una "zona matura", è improbabile che vengano individuati altri grandi giacimenti. È pertanto improbabile che vengano costruite nuove infrastrutture.

Pertanto la Commissione è giunta alla conclusione che la concentrazione darà luogo alla creazione di una posizione dominante nel mercato del trasporto tramite gasdotto nella zona SNS. BPA potrebbe sfruttare questa posizione a danno dei coltivatori di nuovi (piccoli) giacimenti di gas, imponendo tariffe di trasporto elevate o offrendo un servizio di trasporto limitato.

BPA ha sostenuto che la concentrazione non le conferirà alcun potere nel mercato dei gasdotti SNS in quanto i) la zona SNS è una zona matura caratterizzata da gasdotti con parecchia capacità di riserva, ii) potrebbero essere costruite nuove infrastrutture e iii) nel settore vi è un'usanza in base alla quale BPA non può esercitare i propri diritti di azionista in più di una delle società di gestione di gasdotti in concorrenza l'una con l'altra. La Commissione non può accogliere questi argomenti per le ragioni seguenti.

La Commissione riconosce che la capacità globale dei gasdotti SNS è in parte inutilizzata e che pertanto è prevedibile un'aspra concorrenza tra i diversi gasdotti per aggiudicarsi i proventi delle tariffe di trasporto ogni qualvolta le imprese che coltivano nuovi giacimenti (in genere molto più piccoli dei primi) trattino per ottenere l'accesso in qualità di soggetti terzi. Tuttavia dall'indagine di mercato risulta che le condotte nelle quali le parti non detengono alcuna partecipazione hanno una capacità inutilizzata limitata.

Quanto al secondo argomento, anche BPA riconosce che nella zona SNS non vengono costruiti importanti gasdotti dal 1992, il che non è sorprendente in quanto i giacimenti il cui sfruttamento è stato avviato di recente sono "satelliti" di giacimenti più ampi già sfruttati in precedenza. Inoltre, non si prevede che verranno scoperti altri giacimenti di grandi dimensioni né, di conseguenza, la costruzione di nuovi gasdotti, in quanto il flusso finanziario derivante dai giacimenti satellite è troppo ridotto per recuperare gli investimenti necessari per la costruzione di una nuova apposita condotta. Di fatto tali giacimenti non possono essere sfruttati senza la garanzia di poter beneficiare, in qualità di soggetti terzi, di un accesso a gasdotti e impianti di trattamento.

Per quanto concerne il terzo argomento, le parti fanno riferimento all'usanza dell'astensione ("step-out") esistente nel settore del petrolio e del gas nel Regno Unito, la quale implica che, se due o più condotte nelle quali una società detiene una partecipazione sono in concorrenza, la società di cui trattasi si astiene dall'esercitare il suo diritto di voto in più di uno dei consorzi di gestione. BPA argomenta che non potrebbe dunque esercitare il suo diritto di veto per deviare il gas, ad esempio, dal gasdotto Bacton-Amoco (nella quale detiene il [...] %) alla condotta Bacton-Leman (nella quale ha il [...] %). L'usanza dell'astensione è basata sul riconoscimento del fatto che le imprese a volte possono avere interessi confliggenti se detengono quote in infrastrutture che sono in concorrenza per la presentazione di offerte di servizi di trasporto e/o di trattamento ad un potenziale utente. Per quanto raramente l'obbligo dell'astensione sia contenuto nei contratti relativi alla proprietà delle varie infrastrutture, si tratta di un'usanza consolidata nel settore del petrolio e del gas nel Regno Unito. La BPA ritiene che l'osservanza dell'usanza dell'astensione sia un fattore importante in quanto consente di rispettare il principio di non discriminazione (contenuto nell'Offshore Infrastructure Code of Practice) e di non incorrere nelle sanzioni previste dal diritto nazionale britannico (sezione 17 del Petroleum Act 1998 e sezione 12 del Gas Act 1995).

L'Offshore Infrastructure Code of Practice (emanato dal Department of Trade and Industry del Regno Unito) è un codice adottato da tutti i proprietari di infrastrutture offshore per il trasporto di petrolio e di gas ed è inteso a garantire l'obiettività e la trasparenza dei procedimenti con cui le infrastrutture vengono messe a disposizione di terzi. La Sezione 17 del Petroleum Act 1998 costituisce la base giuridica in forza della quale le autorità del Regno Unito possono prescrivere che ai terzi venga concesso l'accesso ad oleodotti e gasdotti a congrue condizioni, qualora tale accesso sia stato negato dai proprietari dell'infrastruttura. La Sezione 12 del Gas act 1995 costituisce la base giuridica in forza della quale le autorità del Regno Unito possono esigere che ai terzi venga concesso l'accesso agli impianti di trattamento del gas a congrue condizioni qualora tale accesso sia stato negato dai proprietari degli impianti.

L'indagine di mercato ha confermato l'esistenza dell'usanza dell'astensione descritta dalle parti. Tuttavia tale usanza non fa parte, in quanto tale, del summenzionato codice di condotta. L'osservanza dell'usanza dipende quindi unicamente dal comportamento unilaterale di tutte le imprese interessate. Il comportamento futuro di BPA dipenderà pertanto solo dalla sua volontà di rispettare un'usanza la cui applicazione non è giuridicamente obbligatoria.

Ma nemmeno se l'usanza dell'astensione rispondesse al codice di condotta e tale codice potesse essere reso giuridicamente vincolante dalle autorità britanniche, si potrebbe giungere ad una diversa conclusione. Nel valutare le concentrazioni secondo i criteri rigorosi di cui all'articolo 2, paragrafo 3, del regolamento sulle concentrazioni, la Commissione non può ammettere la tesi che la sola presenza di un'autorità di regolamentazione avente la funzione di controllare e sanzionare il comportamento delle imprese interessate giustifichi la conclusione che non viene a crearsi alcuna posizione dominante.

La Commissione ritiene pertanto che la concentrazione crei una posizione dominante sul mercato dei gasdotti SNS: c) Trattamento del gas della zona SNS (70) A seguito della concentrazione le parti avranno una partecipazione in cinque dei sette impianti per il trattamento del gas che sono in funzione nella zona SNS. La loro quota in termini di capacità e di flusso effettivo è superiore al 40 %. Inoltre i due impianti nei quali le parti non detengono alcuna quota hanno una scarsa capacità di riserva nelle fasi di punta. D'altra parte, gli impianti nei quali le parti detengono una partecipazione hanno una capacità di riserva superiore al 50 % anche nelle fasi di punta. L'ente risultante dalla concentrazione potrebbe pertanto trovarsi nella posizione di controllare l'accesso al trattamento del gas dei nuovi giacimenti, in quanto esso avrà la proprietà esclusiva di due impianti e deterrà partecipazioni in tre impianti, in due dei quali eserciterà comunque un controllo per effetto del principio di unanimità ivi vigente. La capacità di riserva disponibile nelle fasi di punta nel terzo terminale (Bacton - BPA), dove ciascuno dei soci può offrire la sua capacità disponibile a terzi, costituisce meno del [un valore compreso tra il 10 % e il 20 %] della capacità totale. Tuttavia BPA possiede [più del 25 %] della capacità totale del terminale. La capacità di riserva che è disponibile per gli altri proprietari ammonta solo a circa il 5 % della capacità totale. Non si può inoltre escludere che BPA potrebbe ridurre ulteriormente la capacità di riserva, essendo il gestore del terminale.

Gli argomenti avanzati da BPA in relazione ai gasdotti SNS, riportati in precedenza, sono stati ribaditi anche per il mercato del trattamento della zona SNS. Per le medesime ragioni indicate in precedenza, la Commissione non ritiene che si tratti di argomenti validi.

La concentrazione creerà pertanto una posizione dominante anche nel mercato del trattamento del gas della zona SNS.

V. IMPEGNI PROPOSTI DALLE PARTI A. IMPEGNI (73) BPA si è impegnata con la Commissione a cedere le partecipazioni che Arco detiene attualmente in [taluni impianti per il trasporto e il trattamento del gas naturale nella zona SNS]. Tali partecipazioni saranno cedute ad uno o più acquirenti approvati dalla Commissione. Inoltre BPA si è impegnata a non riacquistare alcuna di tali attività senza l'approvazione preliminare della Commissione.

Il testo integrale degli impegni è allegato alla presente decisione.

B. VALUTAZIONE (75) La cessione da parte di BPA delle partecipazioni detenute da Arco nei gasdotti e negli impianti di trattamento nei quali BPA non possiede attualmente alcuna quota farà sì che la posizione concorrenziale di BPA sarà identica prima e dopo la concentrazione. Infatti, come indicato sopra, nei gasdotti e negli impianti della zona SNS l'accesso dei terzi viene consentito previo accordo unanime dei proprietari. La situazione sotto il profilo della concorrenza dipende pertanto dal numero di condotte nelle quali una data società detiene partecipazioni e dalla capacità di riserva complessiva di tali condotte. La cessione delle partecipazioni nell'infrastruttura "aggiuntiva" elimina pertanto la concomitanza delle quote sociali di BPA e Arco sui mercati rilevanti. La Commissione è giunta pertanto alla conclusione che, a seguito degli impegni, la concentrazione non darà luogo alla creazione di una posizione dominante sui mercati di cui trattasi.

VI. CONCLUSIONE (76) Visto l'articolo 10, paragrafo 2, del regolamento sulle concentrazioni, la Commissione è giunta alla conclusione che gli impegni assunti da BPA sono sufficienti per fugare i seri dubbi espressi nella decisione di avvio del procedimento e nella successiva indagine sull'operazione, in relazione alla conformità con l'articolo 2, paragrafo 2, del regolamento sulle concentrazioni.

L'operazione può dunque essere dichiarata compatibile con il mercato comune e con il funzionamento dell'accordo SEE, a condizione che vengano integralmente rispettati gli impegni riportati in allegato.