2000/45/EG: Entscheidung der Kommission vom 29. September 1999 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.1532 — BP Amoco/Arco) (Text von Bedeutung für den EWR.) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(1999) 3059)

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Avis juridique important | 32001D0045 2000/45/EG: Entscheidung der Kommission vom 29. September 1999 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.1532 — BP Amoco/Arco) (Text von Bedeutung für den EWR.) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(1999) 3059) Amtsblatt Nr. L 018 vom 19/01/2001 S. 0001 - 0017 Entscheidung der Kommission vom 29. September 1999 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache Nr. IV/M.1532 - BP Amoco/Arco) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(1999) 3059) (Nur der englische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) (2001/45/EG) DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN - gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 57 Absatz 2 Buchstabe a), gestützt auf die Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates vom 21. Dezember 1989 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(1) in der Fassung der Verordnung (EG) Nr. 1310/97(2), insbesondere auf Artikel 8 Absatz 2 und Artikel 10 Absatz 2, im Hinblick auf die Entscheidung der Kommission vom 10. Juni 1999, in dieser Sache ein Verfahren einzuleiten, nach Anhörung des Beratenden Ausschusses für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(3) - in Erwägung nachstehender Gründe: (1) Am 4. Mai 1999 wurde der Kommission gemäß Artikel 4 der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 (Fusionskontrollvertrag) ein geplanter Unternehmenszusammenschluss gemeldet, mit dem das Unternehmen BP Amoco plc. ("BPA") im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung die Kontrolle von Atlantic Richfield Company ("Arco") erwerben würde. (2) Nach Prüfung des angemeldeten Vorhabens gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass ein solcher Zusammenschluss ernsthafte Zweifel hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt aufwerfe, und leitete mit Entscheidung vom 10. Juni 1999 ein Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung ein. I. DIE PARTEIEN UND DER GEPLANTE ZUSAMMENSCHLUSS (3) BPA ist die Holdinggesellschaft eines multinationalen Erdöl- und Petrochemiekonzerns mit drei Kerngeschäftsbereichen, nämlich BP Amoco Exploration (Öl- und Gasaufsuchung und -förderung), BP Amoco Oil (Raffinierung, Vermarktung, Lieferung und Beförderung) und BP Amoco Chemicals (Herstellung und Vermarktung petrochemischer und ähnlicher Produkte). Der BP-Amoco-Konzern entstand aus dem Zusammenschluss der British Petroleum Company plc. und der Amoco Corporation(4). Der Konzern ist fest etabliert in Europa, den USA, Ostasien und Teilen von Afrika und weitet seine Präsenz in Asien und Südamerika aus. (4) Arco ist in den Bereichen Exploration, Förderung, Beförderung und Absatz von Rohöl und Erdgas, Rohölraffinierung und Beförderung und Vermarktung von Ölerzeugnissen tätig. Zwar ist Arco in einer Vielzahl von Ländern präsent, wie z. B. Venezuela, Algerien, Tunesien, dem Vereinigten Königreich und Indonesien, doch findet seine Geschäftstätigkeit zum weitaus größten Teil in den USA statt (1998 rund 86 % des Gesamtumsatzes). II. DER GEPLANTE ZUSAMMENSCHLUSS (5) Bei dem angemeldeten Zusammenschluss handelt es sich um den Erwerb der Alleinkontrolle über ein Unternehmen im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung. Mit dem Zusammenschluss erhält BPA die alleinige Kontrolle über Arco. Er soll in Form eines Aktienverkaufs stattfinden, indem nämlich Arco in einem nach dem Recht des US-Bundesstaates Delaware neu errichteten Unternehmen ("Newco") aufgeht, das sich zur Gänze im Eigentum von BPA befindet. Bei der Fusion von Arco mit Newco soll Arco die überlebende Rechtsperson sein und damit zu einer 100 %igen Tochtergesellschaft von BPA werden. Auf diese Weise wird BPA das Eigentum an sämtlichen ausgegebenen Aktien von Arco erworben haben. III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG (6) Da der weltweite Gesamtumsatz(5) der Parteien 5 Mrd. EUR und ihr gemeinschaftsweiter Umsatz jeweils 250 Mio. EUR übersteigen und sie nicht jeweils mehr als zwei Drittel ihres gemeinschaftsweiten Umsatzes in einem und demselben Mitgliedstaat erzielen, ist der Zusammenschluss von gemeinschaftsweiter Bedeutung im Sinne von Artikel 1 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung. IV. BEURTEILUNG GEMÄSS ARTIKEL 2 DER FUSIONSKONTROLLVERORDNUNG A. EXPLORATION, ERSCHLIESSUNG, FÖRDERUNG UND ABSATZ VON ROHÖL UND ERDGAS (7) Beide Parteien sind in den Bereichen Exploration, Erschließung und Förderung von Rohöl und Erdgas tätig, und die Kommission hatte in ihrer Entscheidung über die Einleitung des Verfahrens ernsthafte Zweifel in Bezug auf diese Märkte geäußert. Aus den im folgenden aufgeführten Gründen bestehen jedoch in Bezug auf diese Märkte keine wettbewerbsrechtlichen Bedenken. Exploration, Erschließung und Förderung (8) Im Rohstoffbereich lassen sich drei Typen von Geschäftstätigkeiten unterscheiden: Suche nach neuen Vorkommen, Erschließung und kommerzielle Ausbeutung der Vorkommen. Die Suche nach neuen Lagerstätten wird im allgemeinen als "Exploration" (oder "Aufsuchung") bezeichnet. Die Erschließung betrifft die Errichtung einer angemessenen Infrastruktur für die künftige Produktion (Ölplattformen, Leitungen (Pipelines), Terminals usw.). Die Ausbeutung von Vorkommen wird "Förderung und Absatz" genannt. Bisher stellte die Kommission in ihren Entscheidungen über angemeldete Zusammenschlüsse(6) hauptsächlich auf deren Auswirkungen auf den Bereich Förderung und Absatz ab. (9) Exploration und Erschließung von Lagerstätten sind zeit- und kapitalintensiv und umfassen verschiedene Stufen. Als erstes vergeben Länder, die annehmen, dass auf ihrem Staatsgebiet Kohlenwasserstoffvorkommen entdeckt werden könnten (im folgenden: Aufnahmeländer) Explorationslizenzen. Die Vergabe kann verschiedenste Formen annehmen - von öffentlichen Versteigerungen wie in den USA bis hin zu Fällen, in denen der Kreis der Bieter vom Aufnahmeland im Voraus bestimmt wird. Diese Vorauswahl kann in unterschiedlichem Maß durch Faktoren wie technische Kapazität, Finanzkraft und andere (Lobbying, kulturelle Affinitäten usw.) bedingt sein. (10) Häufig geben Unternehmen gemeinsame Angebote ab, um das Risiko zu streuen oder komplementäre Fähigkeiten zusammenzubringen. Unter Umständen kann das Aufnahmeland verlangen, dass sich bestimmte Anbieter zusammenschließen, um das Explorationsrecht zu erhalten. Das Aufnahmeland kann auch verlangen, dass seine nationale(n) Ölgesellschaft(en) einen Anteil an jeder Entdeckung erhalten, die in dem "Block", für den das Explorationsrecht vergeben wird (Konzessionsgebiet), gemacht werden. Wird das Explorationsrecht gemeinsam mehreren Unternehmen übertragen, so wird ein Betreiber ("operator") für das Konzessionsgebiet benannt. Dessen Aufgabe ist es, die technischen und finanziellen Aspekte der Explorationsarbeiten und möglichst auch der Erschließungs- und Förderungsstufen des Vorhabens abzuwickeln. Die meisten wichtigen Entscheidungen setzen Einstimmigkeit aller an dem Vorhaben beteiligten Unternehmen voraus. (11) Zwischen der Vergabe eines Explorationsrechts und der tatsächlichen Förderung liegen in der Regel zwischen fünf und 15 Jahren. Bei Vorhaben in "Grenzfeldern" ("frontier areas") können die Explorations- und Erschließungskosten an die Größenordnung von 7 Mrd. EUR heranreichen. Die Gesamtkosten dieser ersten Phase entfallen in der Regel zu etwa 15 % auf die Exploration und zu 85 % auf die Erschließung. (12) Zu erwähnen ist auch, dass bei Beginn der Förderung in einem neuen Feld die Infrastruktur ausgebaut werden muss. Diese umfasst insbesondere Ölplattformen, Pipelines und Terminals. Kleinere Felder, deren Erschließung als solche allein nicht wirtschaftlich wäre, können danach durch Inanspruchnahme der für ein großes Feld geschaffenen Infrastruktur ausgebeutet werden. Derartige kleinere Felder werden zuweilen "Satellitenfelder" genannt. Die Exploration in der Nordsee ging in der Regel nach diesem Prinzip vor sich. Sachlich relevante Märkte (13) Häufig wird vorgebracht, Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz seien zu eng miteinander verknüpft, als dass mehr als ein einziger Produktmarkt (sachlich relevanter Markt) abgegrenzt werden könnte. Jedoch finden sich Argumente dafür, dass die Exploration einen getrennten Produktmarkt darstellt. So kann darauf verwiesen werden, dass ein explorierendes Unternehmen zwei Arten von Kunden hat: das Aufnahmeland, demgegenüber es sich im allgemeinen verpflichtet hat, im Fall des Fündigwerdens eine zukünftige Einnahmequelle zu liefern; und andere, Öl und Gas fördernde und absetzende Unternehmen, die das erste Unternehmen aufkaufen oder sich an der Erschließung und Förderung beteiligen können. Die Übertragung von Rechten an Konzessionsgebieten ist eine in der Branche weit verbreitete Praxis. (14) Da zu Beginn der Exploration nicht bekannt ist, was für Vorkommen unter der Erde liegen, hält es die Kommission nicht für gerechtfertigt, zwischen Öl- und Erdgasexploration zu unterscheiden. Da Erdgas und Rohöl unterschiedlich genutzt werden und auch die Preisbestimmung und Kostenzwänge unterschiedlich sind, hielt es die Kommission zum Zeitpunkt ihrer Entscheidung über die Einleitung des Verfahrens für angemessen, einen relevanten Produktmarkt für Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und einen anderen entsprechenden Produktmarkt für Erdgas abzugrenzen. (15) Die Parteien stellen in Abrede, dass es einen Explorationsmarkt gebe, da dieser hierfür viel zu eng mit den folgenden Stufen des Förderungsprozesses verknüpft sei. Wie im Abschnitt über Wettbewerbseffekt des geplanten Zusammenschlusses noch ausgeführt wird, ist es für die wettbewerbsrechtliche Würdigung des angemeldeten Zusammenschlusses nicht erforderlich, die relevanten Produktmärkte gemäß den verschiedenen Stadien von Exploration, Förderung, Produktion und Absatz sowohl von Rohöl als auch von Erdgas genau abzugrenzen. Räumlich relevante Märkte (16) Nach Auffassung der Kommission ist der Explorationsmarkt ein weltweiter, und sie stimmt mit den Parteien dahingehend überein, dass in der Perspektive der europäischen Nachfrage der räumlich relevante Markt für Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl der Weltmarkt ist und der für Erdgas wahrscheinlich den EWR, Algerien und Russland umfasst. (17) Die Kommission untersuchte, ob kleinere räumliche Gebiete relevante Märkte darstellen könnten. Einige Gasabnehmer differenzieren aus Gründen der Versorungssicherheit bei ihrer Versorgungspolitik nach der Herkunft des Gases, nämlich nach den vermuteten politischen Risiken und deren Einfluss auf die Versorgungssicherheit, was russisches und algerisches Gas angeht (etwa 17 % des Erdgases, mit dem Westeuropa versorgt wird, stammte aus Russland, etwa 12 % aus Algerien). Anschaulichstes Beispiel hierfür ist die spanische Rechtsvorschrift, nach der höchstens 60 % der Erdgasnachfrage durch ein und dasselbe Land gedeckt werden dürfen. Allerdings ist es unwahrscheinlich, dass eine Preiserhöhung für im EWR gefördertes Erdgas nicht durch eine leichte Erhöhung des Anteils des aus Russland und Algerien bezogenen Gases vereitelt würde. Auf jeden Fall kann die genaue Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes unterbleiben, da das Ergebnis der wettbewerbsrechtlichen Würdigung hiervon nicht abhängt. Marktakteure (18) Die Unternehmen, deren Geschäftstätigkeit in Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Erdöl und Erdgas besteht, wurden traditionell in drei Kategorien eingeteilt, die sich nach Profil, strategischen Zielen und zukünftigen Explorations- und Erschließungsfähigkeiten unterscheiden: i) in Staatsbesitz befindliche Unternehmen (hauptsächlich OPEC-Unternehmen, daneben einige Unternehmen von OECD-Ländern wie Statoil); ii) die "Majors", also vertikale Ölkonzerne mit internationaler Geschäftstätigkeit; und iii) eine Vielzahl von erheblich kleineren Ölgesellschaften, bei denen es sich zumeist um auf der Explorations- oder Förderungsstufe tätige nicht integrierte Unternehmen handelt. (19) Die von der Kommission festgestellten wettbewerbsrechtlichen Bedenken beziehen sich hauptsächlich darauf, dass sich aus dem angemeldeten Zusammenschluss sowie dem von Exxon und Mobil angemeldeten Zusammenschluss eine von allen anderen Unternehmen der Branche abgehobene (vierte) Kategorie von Akteuren in den Bereichen Exploration und Erschließung ergeben könnte. Diese Gruppe von "Super-Majors" würde sich aus Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco und Shell zusammensetzen. Marktposition der Parteien Exploration (20) Einen allgemein verfügbaren und akzeptierten Indikator, anhand dessen sich Marktanteile als Hilfsgröße zur Beurteilung von Marktmacht auf der Explorationsstufe berechnen lassen, gibt es nicht. Die Ermittlung von Marktanteilen kann anhand verschiedener Faktoren erfolgen, wie zum Beispiel Anzahl der Blocks (Konzessionsgebiete), für die Explorationsrechte gewährt wurden, Anzahl von Blocks, bei denen das betreffende Unternehmen Betreiber ist, anteilsmäßige Ausdehnung der Blocks, Gesamtausdehnung der Blocks, bei denen das betreffende Unternehmen die Betreiberfunktion innehat, Investitionsausgaben für die Exploration. Hilfsgrößen, die auf der Anzahl der Blocks oder der Ausdehnung der Konzessionsgebiete basieren, werden allgemein nicht als zuverlässig angesehen, da sie stark unterschiedliche Situationen kennzeichnen können. (21) Geht man von den Aufwendungen für Investitionen aus, so würden auf Exxon-Mobil, BP-Amoco-Arco und Shell insgesamt - bei im Großen und Ganzen gleich großen Anteilen - zwischen 30 % und 40 % der für 1999 veranschlagten Ausgaben für die Stufen Exploration, Erschließung und Förderung entfallen. Der nächstgrößte Akteur wäre ein Drittel so groß, wie es die drei Hauptakteure im Durchschnitt wären. (22) Die Parteien sind der Auffassung, dass die Aufwendungen als Maßstab für die Marktmacht aus folgenden Gründen ungeeignet sind: Erstens seien die Investitionsausgaben je nach explorierten Lagerstätten unterschiedlich hoch. Damit werde der Marktanteil nationaler Ölgesellschaften in OPEC-Gebieten mit niedrigen Kosten zu gering angesetzt. Zweitens entsprächen die Aufwendungen für Investitionen häufig nicht dem Besitzanteil an den Explorationsrechten oder an der Fördermenge. Dies liege daran, dass Staatsunternehmen häufig nur einen Anteil bezahlten, der gegenüber ihrer Beteiligung an den Rechten oder dem ihnen zukommenden Anteil am geförderten Röhöl unterproportional sei. Drittens umfassten die Investitionskosten häufig Ausgaben für Investitionen wie Gasverfluessigung und Infrastruktur und nicht nur Aufwendungen für Exploration im engeren Sinne. (23) Eine andere Möglichkeit zur Messung von Marktmacht besteht darin, den Anteil dieser Unternehmen an der zu erwartenden Gesamtförderung zu berechnen (da das, was zur Zeit an Exploration und Erwerb von Rechten Dritter geschieht, sich in zukünftige Förderung umsetzen wird). Auf der Grundlage entsprechender Untersuchungen auf den Märkten ist davon auszugehen, dass der Gesamtmarktanteil der drei "Super-Majors" an der Ölförderung außerhalb der OPEC in etwa zehn Jahren wiederum etwa 30 % bis 40 % betragen wird. Förderung und Absatz (24) Auf BPA und Arco würden 1998 zusammen [weniger als 15 %](7) der Weltrohölförderung sowie der europäischen Erdgasförderung entfallen. Die entsprechenden Werte wären [weniger als 25 %] für einen Zusammenschluss Exxon-Mobil und [weniger als 20 %] für Shell. Die entsprechenden Werte haben sich im Laufe der Jahre nicht wesentlich geändert. Von dem im EWR insgesamt geförderten Erdgas entfallen auf die drei "Super-Majors" nahezu 40 %. Bei dem im EWR verbrauchten Erdgas liegt der Anteil der drei "Super-Majors" unter 30 %. (25) Die Branche verweist häufig auf nachgewiesene Vorkommen als Hilfsgröße zur Messung von Marktmacht. Auf die Parteien würden [weniger als 3 %] der weltweit nachgewiesenen Ölvorkommen und [weniger als 5 %] der in Europa nachgewiesenen Erdgasvorkommen entfallen. Die Parteien bringen jedoch vor, nachgewiesene Vorkommen seien kein relevanter Indikator für die zukünftige Förderung. Nachgewiesene Vorkommen, so wie sie von den Ölgesellschaften beziffert werden, haben lediglich eine Vorratsfunktion, und private Ölgesellschaften haben, wie jedes andere Unternehmen der Privatwirtschaft, ihre Vorräte so gering wie möglich zu halten. Mit ihren nachgewiesenen Vorkommen gibt die Gesellschaft an, dass sie in der Lage ist (oder nicht), angesichts der voraussehbaren Erschöpfung in Ausbeutung befindlicher Ölfelder für Ersatz zu sorgen und somit weiter als Akteur auf dem Markt zu bleiben. Nationale Ölgesellschaften hingegen müssen weitere Explorations- und Erschließungsinvestitionen nicht gegenüber ihren Anteilseignern rechtfertigen, da sie über nationale Reserven verfügen, die gewöhnlich weit über ihrem Bedarf liegen. Ein solcher Indikator bringt also bei nationalen Ölgesellschaften eine Verzerrung nach oben mit sich. (26) Zur Zeit und für die absehbare Zukunft besitzen die OPEC-Unternehmen zusammen eine erhebliche Marktmacht bei der Rohölförderung. Sie kontrollieren einen erheblichen Anteil an der Förderung und an den nachgewiesenen Vorkommen (ca. 40 % bzw. 75 %, wobei die saudischen Vorkommen mehr als ein Drittel der gesamten OPEC-Vorkommen ausmachen). Die OPEC ist in der Vergangenheit in verschiedenen Fällen fähig gewesen, den Rohölpreis bis zu einem bestimmten Grad zu beeinflussen(8). (27) Auf Gazprom (17 %) und Sonatrach (11 %), das russische und das algerische nationale Ölförderungsunternehmen, entfallen ca. 30 % des im EWR verkauften Erdgases, und ihre Vorkommen machen 88 % (Gazprom 81,5 %) der gesamten nachgewiesenen Vorkommen aus, die im EWR abgesetzt werden können. Auswirkungen des geplanten Zusammenschlusses auf den Wettbewerb (28) In Bezug auf die Auswirkungen auf den Wettbewerb auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas äußerte die Kommission folgende ernsthafte Bedenken: Zusammen mit einem Zusammenschluss Exxon-Mobil könnte die angemeldete Unternehmensübernahme zur Entstehung einer vierten Kategorie von Wettbewerbern in der Branche führen, der BP-Amoco-Arco, Exxon-Mobil und Shell angehören würden. Von welchem Parameter auch immer ausgegangen wird (Börsenwert, Öl- und Gasförderung, nachgewiesene Vorkommen usw.), zwischen diesen drei "Super-Majors" und den noch verbleibenden kleineren "Majors" bestuende dann ein beträchtlicher Abstand. (29) Es wurden Überlegungen darüber angestellt, ob sich die drei "Super-Majors" in Zukunft möglicherweise gegenüber anderen Marktakteuren in einer privilegierten Lage befänden, um neue wichtige Vorkommen zu finden und zu erschließen. Dies könnte durch ihre größere Finanzkraft bewirkt werden, durch die sie verschiedene größere Risiken eingehen könnten. Die anderen Konkurrenten dagegen hätten bei der Wahl der Gebiete, in denen sie tätig werden, sehr vorsichtig vorzugehen. Da kleinere Unternehmen keinen so guten Zugang zu Finanzierungsquellen besäßen und Risiken nicht in demselben Maß streuen könnten, müssten sie, um weiter große Vorkommen erschließen zu können, zu kleineren Partnern der Super-Majors werden und deren Ressourcen in Anspruch nehmen. Die einzige andere Möglichkeit bestuende darin, Nischenakteur zu werden und sich auf die Exploration zu konzentrieren. Dies könnte dazu führen, dass die Super-Majors den Zugang anderer Explorationsunternehmen zu den neuen "Grenzfeldern" auf zweierlei Weise kontrollieren, einmal zum Zeitpunkt der Gewährung der ersten Explorationsrechte, ein anderes Mal im Hinblick auf weitere, in der Nähe gelegene Konzessionsgebiete, da die Super-Majors inzwischen die notwendige Infrastruktur errichtet hätten. (30) Da zwischen den ersten Explorationsstufen und dem Förderungsbeginn typischerweise fünf bis 15 Jahre liegen, könnte dies im Rahmen dieses Szenarios bedeuten, daß in etwa binnen zehn Jahren neue Vorkommen und Förderungsstätten außerhalb des OPEC-Einflusses in erheblichem Maß von den Super-Majors abhängen würden. (31) Dies könnte die Förderungs- und Absatzmärkte auf folgende Weise beeinträchtigen: Der Wettbewerbsdruck, durch den die Fähigkeit der OPEC, als Kartell aufzutreten, eingeschränkt wird, würde nachlassen. Die drei Unternehmen hätten die gleiche Interessenlage wie die OPEC und würden ihre Entscheidungen wahrscheinlich nach den OPEC-Entscheidungen ausrichten, indem sie die Fördermenge auf ein bestimmtes Niveau begrenzen, ohne befürchten zu müssen, dass andere Unternehmen dies ausnutzen. Dadurch würde sich die beherrschende Stelle der OPEC auf dem Rohölmarkt weiter stärken, da eine Oligopolstruktur aus OPEC und den drei Super-Majors entstuende, die Anreize zur Ausrichtung an der kommerziellen Strategie der OPEC bietet. Die OPEC würde sich dann in der Lage befinden, die Preise bis zu der Schwelle, ab der neue Explorationsprojekte lohnend würden, zu erhöhen und dort zu halten. (32) Auf der Grundlage dieser Überlegungen gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass erhebliche Zweifel an der Vereinbarkeit des geplanten Zusammenschlusses mit dem gemeinsamen Markt und mit der Funktionsweise des EWR-Abkommens bestuenden und dass daher weitere, vertiefte Untersuchungen notwendig seien. (33) Die Parteien stellten in Abrede, dass die ernsthaften Bedenken der Kommission gerechtfertigt seien, und stützten sich dabei vorwiegend auf zwei Gründe: Erstens stuenden die Super-Majors nach wie vor im Wettbewerb mit kleineren Ölgesellschaften. Zweitens kontrollierten die Aufnahmeländer die Öl- und Gasförderung und seien auf jeden Fall nicht daran interessiert, dass die Ölgesellschaften die Fördermengen begrenzen. (34) Wie Nachprüfungen auf dem Markt bestätigten, sind kleinere Explorationsunternehmen offenbar nicht der Ansicht, dass das Entstehen einer neuen Kategorie von Super-Majors ihre Position bedrohen würde. Wegen der unterschiedlichen Unternehmensgröße würden sie nicht um dieselbe Art von Explorationsrechten konkurrieren und beim Absatz ihres Öles nicht von den größeren Explorationsunternehmen abhängen. Auch würden Majors wie Chevron, Texaco, Elf und Total nichts von ihrer Fähigkeit einbüßen, überall in der Welt Felder zu explorieren und zu erschließen. Die Parteien lieferten zahlreiche Beispiele dafür, dass diese Majors in den verschiedensten Teilen der Welt derzeit an Vorhaben beteiligt sind. (35) Zweitens bestätigten die Nachprüfungen, dass die Konzessionsverträge zwischen Staaten und Explorations- und Förderungsunternehmen es diesen typischerweise untersagen, die Fördermenge zu begrenzen (und eine solche Entscheidung dem Ermessen der Regierung überlassen). (36) Im Hinblick auf Erdgas ist es unwahrscheinlich, dass die Parteien zusammen mit den anderen Super-Majors die EWR-Förderung kontrollieren und damit den Wettbewerb beeinträchtigen könnten. Selbst wenn ein solcher Markt bestuende (in Anbetracht der politischen Risiken, die in Bezug auf die Gasförderung in Russland und Algerien gesehen werden mögen), lässt sich doch keine kollektive Dominanz der Super-Majors behaupten, denn das von Wettbewerbern gelieferte norwegische Gas besitzt eine sehr starke Stellung. Hinzu kommt, dass die Erdgasproduzenten einer sehr konzentrierten Nachfrage gegenüberstehen, die von großen nationalen Gasweiterleitungsgesellschaften wie Gaz de France oder Distrigaz ausgeht. (37) Daher gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass der geplante Zusammenschluss nicht zur Begründung oder Stärkung einer beherrschenden Stellung auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas führen wird. B. BEFÖRDERUNG UND BEARBEITUNG VON ERDGAS (38) Der geplante Zusammenschluss wirft wettbewerbsrechtliche Bedenken auf, was die Märkte für i) Erdgasbeförderung durch Gasleitungen (Pipelines) in der südlichen Nordsee ("SNS") und ii) Erdgasbearbeitung in der SNS anbetrifft. Diese Märkte sowie der Markt für Erdgasbeförderung durch Pipelines in der nördlichen Nord