Melding om foretakssammenslutning

Denne meldingen relaterer seg til opprettelsen av et full-funksjons fellesforetak av Baker Hughes og Akastor. JV-et vil være kontrollert i felleskap av partene, og vil være eid likt med en eierandel på 50 % for hver av partene. JV-et vil kombinere Baker Hughes’ forretningsdivi- sjon Subsea Drilling Services («SDS») og Akastors datterselskap MHWirth AS («MHWirth»).

Baker Hughes’ SDS designer, produserer og selger utstyr som benyttes til boring etter olje- og gass, inkludert trykkontrollutstyr (herunder særlig utblåsningssikringer («BOPer») og kon- trollsystemer til BOPer, samt marine borerisere. De fleste produkter som produseres og sel- ges av SDS benyttes offshore og for bruk under havoverflaten («Subsea»)

MHWirth produserer og selger utstyr som benyttes på oversiden av riggen («topside-utstyr»), dvs. utstyr til delen av riggen som ligger over vannflaten. MHWirth produserer også marine borestigerør (stigerør betegnes i det videre som «risere»). Utstyret benyttes hovedsakelig til offshore borerigger.

Både Baker Hughes SDS og MHWirth har servicenettverk som yter reparasjons- og ettermar- kedstjenenester, og som også selger reservedeler til boreutstyret de produserer.

Partenes leveranser er i all hovedsak komplementære, og transaksjonen vil gjøre partene bedre posisjonert til å konkurrere i markedet ved at de vil kunne tilby alle hovedkomponen- tene som inngår i en komplett borepakke, særlig i relasjon til offshore borerigger der partene har opplevd en økt etterspørsel etter komplette boreutstyrspakker. Videre vil transaksjo- nen medføre at partene vil være i stand til å yte et komplett spekter av ettermarkedstje- nester for alle hovedkomponenter til offshore borerigger.

En komplett borepakke består av topside-utstyr, trykkontrollutstyr, og for flytende borerig- ger, marine borerisere. Topside-utstyret er den verdimessig største utstyrspakken i en kom- plett borepakke, og utgjør ofte mer enn 50 % av den komplette borepakkens totalkostnad. Trykkontrollutstyret utgjør på sin side 25-30 %, mens den marine boreriseren typisk kun ut- gjør 10-15 % av pakkens totalkostnad. Til dags dato har verken Baker Xxxxxx eller MHWirth kunnet tilby alle hovedkomponentene som inngår i en komplett borepakke i sine produktpor- teføljer fordi Baker Hughes ikke kan levere topside-utstyr og MHWirth ikke kan levere trykkontrollutstyr. Transaksjonen er derfor i vesentlig grad komplementær, med unntak av at begge parter produserer marine borerisere.

Transaksjonen gir, avhengig av fremgangsmåten en benytter for å beregne partenes mar- kedsandeler, opphav til et horisontalt berørt marked i markedet for marine borerisere. Transaksjonen fører til et berørt marked for marine borerisere dersom markedsandeler be- regnes basert på alle rigger bestilt siden 2010, uten å ta hensyn til kansellerte ordre. Etter partenes vurdering er det for beregning av markedsandeler riktig å ta utgangspunkt i samtlige plasserte ordre ved beregning av markedsandeler slik at også kansellerte rigger inkluderes. For å sikre at meldingen er komplett har partene allikevel valgt å oppgi informasjon som er påkrevd dersom partene samlet får en markedsandel i markedet for marine borerisere er et horisontalt berørt marked. Økningen av partenes markedsandel som følge av transaksjonen er liten uavhengig av om man inkluderer kansellerte ordre eller ikke (fra til

dersom man inkluderer kansellerte ordre)1, fordi MHWirth har en begrenset riserportefølje og er en betydelig mindre leverandør av marine borerisere sammenlignet med andre leve- randører. JVet vil etter transaksjonen fortsette å være den tredje største leverandøren av marine borerisere.

Den foreslåtte transaksjonen vil ikke i betydelig grad hindre effektiv konkurranse i markedet for marine borerisere. Dette skyldes først og fremst at de nåværende markedslederne Natio- nal Oilwell Varco («NOV») og Schlumberger («SLB») vil fortsette å utøve et betydelig konkurransepress på det foreslåtte JV-et. Markedet for marine borerisere er et marked med sterke og sofistikerte kunder med betydelig kjøpermakt.

Akastor vil også overføre sin virksomhet innen håndtering av boreavfall til det foreslåtte JV- et. Denne virksomheten utføres i dag av MHWirths heleide datterselskap Step Oiltools. Baker Hughes har en konkurrerende virksomhet innen håndtering av boreavfall. Selv om Xxxxx Hug- hes ikke vil overføre sin virksomhet innen håndtering av boreavfall til JV-et er det derfor en horisontal overlapp mellom partene i markedet for boreavfallshåndteringstjenester. Gitt at partene er små aktører i markedet for boreavfallshåndteringstjenester er den horisontale overlappen ubetydelig. Markedet for boreavfallshåndteringstjenester utgjør derfor ikke et horisontalt berørt marked. Ingen av partene tilbyr boreavfallshåndteringstjenester i Norge.

Den foreslåtte transaksjonen gir også opphav til enkelte vertikale relasjoner mellom MHWirth som leverandør av komplette boreutstyrspakker og Baker Hughes som en leverandør av trykkontrollutstyr, herunder BOPer og kontrollsystem til BOPer, brønnhodekoblinger og trykkavledere. Av disse utgjør kun de vertikale relasjonene mellom MHWirth, som en leve- randør av komplette boreutstyrspakker, og Baker Hughes, som en underleverandør av de to trykkontrollutstyrskomponentene brønnhodekoblinger og trykkavledere, vertikalt overlap- pende markeder, jf. konkurranseloven § 18 a bokstav f, fordi Baker Hughes har en markeds- andel som overstiger 30 % for hver av disse komponentene. MHWirth er i dag avhengig av underleverandører slik som Baker Hughes for å kunne levere komplette boreutstyrspakker. Den foreslåtte transaksjonen gir ikke opphav til noen vertikalt berørte markeder.

De vertikalt overlappende markedsrelasjonene mellom MHWirth som leverandør av komp- lette boreutstyrspakker og Baker Hughes som leverandør av brønnhodekoblinger og trykkav- ledere til henholdsvis flytere og ikke-flytere leder ikke til noen konkurransemessige bekym- ringer. De ovennevnte produktene som tilbys av Baker Hughes er ikke spesielt komplekse, og produseres av flere konkurrerende aktører som tilbyr fullgode alternativer og som kan øke sine leveranser dersom det foreslåtte JV-et skulle bestemme seg for ikke å levere de aktuelle komponentene til konkurrerende foretak. Videre utgjør komponentene kun en nær ubetyde- lig andel av verdien av en komplett boreutstyrspakke, og partene vil derfor uansett ikke kunne benytte komponentene til å skape noen utestengende virkninger ovenfor konkurren- ter. Gitt etterspørselssituasjonen i markedet vil det foreslåtte JV-et ikke ha insentiver til å slutte å levere de aktuelle komponentene til konkurrerende foretak.

Partenes oppfatning er at den foreslåtte transaksjonen vil ha betydelige konkurransefrem- mende virkninger ved at det skapes en tredje fullverdig konkurrent innen markedet for komp- lette boreutstyrspakker. Videre er partenes oppfatning at den foreslåtte transaksjonen vil

1 Markedsandelene er kalkulert med utgangspunkt i installert base av borerigger, basert på boreriggordre fra 2010 til tidspunk- tet for inngivelsen av denne meldingen, inkludert også kansellerte ordre. Se kapittel 7 for ytterligere detaljer om markedsan- delsberegningene.

realisere betydelige synergier, og er en ønskelig og nødvendig konsolidering i et marked pre- get av betydelig overkapasitet som følge av redusert etterspørsel etter fallende oljepriser.

I Norge vil den foreslåtte transaksjonen ha begrenset effekt. Meldeplikten utløses på bak- grunn av morselskapenes omsetning. Dersom en ser isolert på virksomhetene som skal tilføres det foreslåtte JV-et, er omsetningen som genereres i Norge under tersklene for meldeplikt etter konkurranseloven § 18. På nåværende tidspunkt er det kun 18 flytere lokalisert i Norge (inkludert to rigger som er på verft for inspeksjon). Kun av disse riggene er utstyrt med marine borerisere fra en av partene. Fratrukket rigger som kun oppholder seg i Norge for inspeksjon ved norske skipsverft, er partenes kombinerte markedsandel for marine borer- isere regnet av antall borerigger som opererer på norsk kontinentalsokkel

2. Kontaktdetaljer

2.1 Melder 1

Navn:	Akastor ASA
Xxx.xx.:	986 529 551
Adresse:	Xxxxxxxxxxxx 00, XX-0000 Xxxxxxx, Xxxxx

Representant:

Navn:	Xxxxxxxxxxxxxx XXXX AS
Kontaktpersoner:	Advokat Xxxxx Xxxxxx / Advokat Xxxx Xxxxxxx Xxxxxx / Advokat- fullmektig Xxxxxx xxx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx
Saksansvarlig advokat:	Xxxxx Xxxxxx
Adresse:	Postboks 0000 Xxxx, 0000 Xxxx, Xxxxx
Telefon:	+ 00 00 00 00 00 / x00 00 00 00 00 / x00 00 00 00 00
E-post:	xxx@xxxx.xx / xxxxx@xxxx.xx / xxxxx@xxxx.xx

2.2 Melder 2

Navn:	Baker Hughes Holdings LLC
Xxx.xx.:	00-0000000 (IRS Employer Identification No.)
Adresse:	00000 Xxxxxx Xxxxxxxxx Xxxx, Xxxxxxx, Xxxxx 00000, XXX

Representant:

Navn:	Xxxxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxx AS
Kontaktpersoner:	Advokat Xxxxx Xxxxxxxx / Xxxxxxxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxx Xxxxxxxx
Saksansvarlig advokat:	Xxxxx Xxxxxxxx
Adresse:	Postboks 0000 Xxxx, 0000 Xxxx, Xxxxx
Telefon:	+ 00 00 00 00 00 / x00 00 00 00 00
E-post:	xxx@xxxxxxxxxx.xx / xxx@xxxxxxxxxx.xx

3. Transaksjonen

3.1 Beskrivelse av transaksjonen

I henhold til transaksjonsavtalen inngått 2. mars 2021 («Transaksjonsavtalen») vil Baker Hughes Holdings LLC, et selskap kontrollert av Baker Hughes Company (tidligere Baker Hug- hes, a GE company) («Baker Hughes») og Akastor ASA («Akastor») erverve felles kontroll over et foreslått fellesforetak («det foreslåtte JV-et») (samlet «den foreslåtte transaksjo- nen»). Transaksjonsavtalen av 2. mars 2021 er vedlagt denne meldingen som Vedlegg 1.2

Vedlegg 1 Transaksjonsavtale datert 2. mars, 2021, mellom Baker Hughes Holdings LLC og Akastor ASA

Det foreslåtte JV-et vil være et nyetablert selskap inkorporert i Nederland. Aksjene i det foreslåtte JV-et vil bestå av to aksjeklasser (A- og B-klasse). Begge aksjeklasser vil gi like stemmerettigheter, men aksjeklassene vil gi ulik rett til utbytte.

Baker Hughes og Akastor vil hver direkte eller indirekte eie 50 % av både A-aksjene og B- aksjene i det foreslåtte JV-et.

Baker Hughes har på nåværende tidspunkt ikke konkludert om aksjene vil bli eid direkte eller gjennom et eller flere heleide datterselskaper.

Det foreslåtte JV-et vil bli tilført Baker Hughes’ SDS og Xxxxxxxx datterselskap MHWirth ved gjennomføringen av den foreslåtte transaksjonen.

3.2 Den foreslåtte transaksjonen er en meldepliktig foretakssammenslutning

Den foreslåtte transaksjonen vil etablere felles kontroll mellom Baker Xxxxxx og Xxxxxxx over det foreslåtte JV-et.

Det foreslåtte JV-et vil utføre de samme funksjoner som andre foretak som opererer i mar- kedene der det foreslåtte JV-et vil være aktivt, og vil operere uavhengig av sine morselskaper i disse markedene. Det foreslåtte JV-et vil være selvforsynt, herunder med sin egen ledelse og tilgang til tilstrekkelige ressurser inkludert finansielle ressurser, ansatte og aktiva (både fysiske og immaterielle) for å kunne utføre sin forretningsvirksomhet.

Det foreslåtte JV-et vil ha sin egen tilstedeværelse i markedene der det vil operere, og dets aktiviteter vil ikke være begrenset til utøvelsen av spesifikke funksjoner for Baker Hughes eller Akastor.

JV-et vil ikke være avhengig av salg til, eller kjøp fra, sine eiere, men vil både selge til og kjøpe fra tredjeparter.

Det foreslåtte JV-et vil operere på varig basis.

Det foreslåtte JV-et skal derfor på en varig basis ivareta alle de samme funksjoner som hører inn under en uavhengig økonomisk enhet jf. konkurranseloven § 17 andre ledd.

2 Pressemeldingen publisert av Akastor er tilgjengelig på: xxxxx://xxxxxxx.xxx/xxxx/xxxxxxx-xxx-xxxxx-xxxxxx-xxx-xxxxxxx- asa-announce-joint-venture-company-to-deliver-global-offshore-drilling-solutions

Pressemeldingen publisert av Baker Hughes er tilgjengelig på: xxxxx://xxxxxxxxx.xxxxxxxxxxx.xxx/xxxx-xxxxxxxx/xxxx-xx- lease-details/baker-hughes-and-akastor-asa-announce-joint-venture-company.

Den foreslåtte transaksjonen utgjør derfor en foretakssammenslutning jf. konkurranseloven

§ 17. Partenes omsetning overstiger både individuelt og samlet tersklene fastsatt i loven (se kapittel 4.3 under), og transaksjonen er derfor meldepliktig i Norge jf. konkurranseloven § 18.

3.3 Det strategiske og økonomiske rasjonale for transaksjonen

Partenes primære formål med den foreslåtte transaksjonen er å etablere et selskap som vil være bedre posisjonert til å tilby komplette boreutstyrspakker og ettermarkedstjenester til offshore borerigger, og slik bli i stand til å konkurrere mer effektivt mot markedslederen NOV og den nest største konkurrenten SLB. Både NOV og SLB har produktporteføljer som inkluderer alle hovedkomponenter i en komplett boreutstyrspakke. I motsetning til hva hver av partene enkeltvis kan levere vil det foreslåtte JV-et kunne tilby og integrere alle hoved- komponenter i en komplett boreutstyrspakke; topside-utstyret, trykkontrollsutstyret og for flytende offshore borerigger («flytere»), marine borerisere.

Leverandøren av en komplett boreutstyrspakke påtar seg risikoen for integrasjon og betaling ovenfor kunden (skipsverftet som bygger boreriggen). I den grad en leverandør har behov for å benytte underleverandører for å kunne levere ulike komponenter i en komplett boreut- styrspakke, vil leverandøren av den komplette pakken ha direkte kontraktsforpliktelser oven- for skipsverftet, samt back-to-back kontrakter med sine underleverandører.

Om boreutstyret ikke anskaffes som en komplett boreutstyrspakke vil skipsverftet måtte påta seg integrasjonsrisikoen forbundet med integreringen av de ulike komponentpakkene. Skips- verftet vil også oppleve mer komplekse kunde-leverandørforhold, fordi skipsverftet vil måtte inngå kontrakter med hver av leverandørene av de ulike utstyrspakkene som utgjør den komplette boreutstyrspakken.

I løpet av de siste 10 årene har partene observert at skipsverftene i økende grad foretrekker leverandører som kan levere komplette boreutstyrspakker, utføre integrasjonsarbeidet og påta seg integrasjonsrisikoen for den komplette boreutstyrspakken, dvs. topside-utstyret, trykkontrollutstyret, og for flytere, marine borerisere. Som det fremkommer av figur 1 ne- denfor, økte andelen integrerte pakker fra i 2009 til i 2014, før oljeprisen falt betraktelig og markedet ble satt tilbake. Som beskrevet under har markedet enda ikke hen- tet seg inn, og fikk et nytt tilbakeslag med koronapandemien i 2020.

Som en etablert leverandør av alle hovedkomponenter, har NOV vært gunstig posisjonert som markedsleder ved leveransen av komplette boreutstyrspakker. Den foreslåtte transak- sjonen vil gjøre det mulig for det foreslåtte JV-et å levere og integrere samtlige av hoved- komponentene i pakken in-house, og dermed utfordre NOV og SLB.

Figur 1: Andelen rigger med integrerte pakker over tid – Flytere

Den foreslåtte transaksjonen vil skape kostnadssynergier og vil medføre at det foreslåtte JV- et kan senke sine priser på komplette boreutstyrspakker ved å eliminere doble marginer og risikopåslag. Per dags dato legger MHWirth ved leveransen av komplette boreutstyrspakker til et prispåslag for administrasjon, på (i gjennomsnitt) av kostnaden av trykkontroll- utstyret MHWirth kjøper av underleverandøren, for å dekke integrasjonsarbeid, håndtering og integrasjonsrisiko. Gjennom den foreslåtte transaksjonen vil denne tilleggskostnaden re- duseres, slik at det foreslåtte JV-et vil være bedre posisjonert for å konkurrere om salg av komplette boreutstyrspakker. Videre vil transaksjonen skape et insentiv for Baker Hughes til å senke prisen på sitt BOP-utstyr, fordi lavere priser vil kunne skape større etterspørsel (dvs. øke sannsynligheten for å vinne et gitt bud) for både Baker Hughes BOP-utstyr og MHWirths Topside-utstyr. Før transaksjonen tar Baker Hughes ikke hensyn til dette når Baker Hughes bestemmer sine priser. Det samme er tilfellet når MHWirth bestemmer priser for sitt utstyr. De eksisterende kontraktene mellom partene gjør det ikke mulig å eliminere dobbel margi- nalisering forut for transaksjonen.

Den foreslåtte transaksjonen vil også skape synergieffekter i form av redusert prosjektrisiko tilknyttet blant annet design og håndtering av grensesnitt mellom komponentene, mer ro- buste leveringsplaner og en reduksjon av antallet stakeholders.

I tillegg vil en reduksjon av mengden ingeniørarbeid som kreves gjennom utviklingen av stan- dardiserte pakker samt et redusert behov for ingeniørarbeid tilknyttet utvikling og tilpasning av grensesnitt mellom komponenter fra ulike leverandører også medføre at det foreslåtte JV-et kan redusere sine priser. Den foreslåtte transaksjonen vil også forenkle kunde-leveran- dørrelasjoner med skipsverftene, ettersom det foreslåtte JV-et vil kunne levere alle av ho- vedkomponentene (topside-utstyr, trykkontrollutstyr og marine borerisere) samt håndtere grensesnittet mellom disse, uten å være avhengig av underleverandører for å kunne levere noen av hovedkomponentene.

For ettermarkedstjenester vil det foreslåtte JV-et være en totalleverandør for service til alle hovedkomponenter, og dermed ha et tydelig og direkte ansvar for at utstyret fungerer etter intensjonen etter levering. Dette er viktig, fordi borerigger – og særlig offshore borerigger

som vil være det foreslåtte JV-ets fokusområde – har lang levetid og et betydelig behov for vedlikehold og reparasjoner i løpet av boreriggens levetid.

Partenes produktportefølje og deres installerte base av utstyr på forskjellige borerigger er i hovedsak komplementære. Dette kan medføre muligheter for at det foreslåtte JV-et vil kunne kryss-selge til partenes nåværende kundebaser. For eksempel er MHWirth godt repre- sentert på rigger eid av boreoperatøren Seadrill, mens Baker Hughes SDS er godt etablert på rigger eid av boreoperatørene Valaris og Maersk Drilling. Ved fusjonen tar partene sikte på å bedre og mer effektivt levere tjenester til sine eksisterende kunder ved å kombinere parte- nes komplementære geografiske tilstedeværelse, ferdigheter og aktiva.

Partene forventer også at den foreslåtte transaksjonen vil medføre at det foreslåtte JV-et kan forbedre sitt tilbud i onshore-markedet, som er komplementært til begge parters respek- tive produktporteføljer og markedsområder. Partene forventer videre at de også vil kunne tilby sine produkter til andre bruksområder enn olje- og gassutvinning, slik som gruvedrift, slampumping og bygningsarbeider.

En beskrivelse av partenes oppfatning av transaksjonens rasjonale fremkommer av «Project Mercury Bank Presentation» fra mai 2020, vedlagt som Vedlegg 2, samt interne dokumenter produsert av partene knyttet til synergieffekter som følge av den foreslåtte transaksjonen, vedlagt som Vedlegg 3 og Vedlegg 4. Presentasjonene viser den økte etterspørselen etter komplette boreutstyrspakker.

Vedlegg 2 Project Mercury Bank Presentation – Mai 2020

Vedlegg 3 Baker Hughes: Project Mercury Summary Update – presentasjon av 14. februar 2019

Vedlegg 4 Akastor: Synergy Mercury high level case – presentasjon av 4. mai 2019

4. Beskrivelse av partene

4.1 Xxxxx Xxxxxx

Xxxxx Xxxxxx vil tilføre sin SDS-divisjon som leverer utstyr til borerigger, og da særlig trykkontrollutstyr (BOPer og kontrollsystemer til BOPer, brønnhodekoblinger og trykkavle- dere), til det foreslåtte JV-et. Baker Hughes’ SDS-divisjon genererte i 2020 salgsomsetning til Norge på .

Baker Hughes Holdings LLC er kontrollert av Baker Hughes.3 Baker Hughes genererte i 2020 salgsomsetning til Norge på MNOK .

Baker Hughes er en global leverandør av integrerte oljefeltsprodukter, tjenester og digitale løsninger som øker produktivitet, minimerer risiko og senker kostnader innenfor det fulle spekteret av olje- og gassutviklingsaktiviteter, dvs. aktiviteter i markeder oppstrøms (evalu- ering, boring, ferdigstillelse av brønn og produksjon), midtstrøms (flytende naturgass (LNG), rørledninger og lagring) og nedstrøms (raffinerier og petrokjemiske løsninger).

3 Per 31. Desember 2020 eide Baker Hughes Company 100% av stemmerettighetene og 69,9% av den økonomiske interessen x Xxxxx Xxxxxx Holdings LLC.

Baker Hughes er inkorporert i Delaware, USA, og har hovedkvarter i Houston, Texas, USA.

Selskapet har operert under navnet Baker Hughes Company siden oktober 2019. Selskapet var tidligere kjent som Baker Hughes Incorporated (BHI) frem til 2017, da General Electric Company (GE) ervervet kontroll over BHI og fusjonerte GEs olje- og gassvirksomhet sammen med BHI. Det fusjonerte selskapet ble kjent som Baker Hughes, a GE company. I 2019 redu- serte GE sin aksjebeholdning x Xxxxx Xxxxxx slik at Baker Hughes ikke lenger var kontrollert av GE, hvoretter Baker Hughes endret sitt navn til Baker Hughes Company.4

Baker Hughes har ca. 58 000 ansatte i mer enn 120 land.

Baker Hughes tilbyr et bredt spekter av utstyr og tjenester på tvers av verdikjeden for energi og industri. Baker Hughes rapporterer sine driftsresultater fordelt på fire ulike driftssegmen- ter:

• Oljefeltservicesegmentet (OFS) leverer produkter og tjenester til bruksområder off- shore og onshore gjennom hele livssyklusen til en brønn; fra boring, evaluering, ferdig- stillelse av brønnen og produksjon til brønnintervensjon. Segmentet inkluderer produk- sjonslinjer som designer og produserer produkter og tjenester som hjelper operatører å finne, evaluere, bore etter og produsere hydrokarboner, inkludert boreavfallshånd- teringstjenester.

• Oljefeltutstyrssegmentet (OFE) leverer en bred portefølje av produkter og tjenester som er nødvendige for å tilrettelegge for trygg og pålitelig flyt av hydrokarboner fra brønnhodet til produksjonsanlegget. OFE-porteføljen har løsninger for operasjoner un- der vann, over vannflaten og for operasjoner på land. OFE designer og produserer bo- reutstyr og produksjonssystemer både for subsea og overflatebruk og leverer et fullt spekter av tjenester relatert til boreoperasjoner og hydrokarbonproduksjon onshore og offshore. OFE-porteføljen består av følgende forretningsområder: trykkontrollutstyr til overflatebruk, subsea-produksjonssystemer (SPS), fleksible rørsystemer, integrerte tjenester og løsninger og dekommisjonering.

• Turbomaskineri- og prossessløsningssegmentet (TPS) leverer utstyr og løsninger for bruk til mekaniske drivverk, kompresjon og kraftproduksjon på tvers av olje-, gass- og ener- giindustrien, samt segmentene onshore og offshore LNG, pipeline, lagring av naturgass, raffinering, petrokjemi, distribuert gass, flyt- og prosesskontroll og industri. TPS desig- ner, produserer, vedlikeholder og oppgraderer roterende utstyr på tvers av verdikjeden for olje- og gass.

• Digitale løsninger (DS) kombinerer sofistikerte hardware-teknologier med softwarepro- dukter i enterpriseklassen og analyseløsninger for å koble sammen industrielle aktivaer, og tilby kunder dataen og tryggheten de trenger for å sikkert og effektivt forbedre sine operasjoner.

4 Etter at General Electric Company (GE) solgte deler av sin majoritetsaksjepost x Xxxxx Xxxxxx i September 2019 har ingen person eller foretak hatt kontroll, direkte eller indirekte, over Baker Hughes. Per 31. desember 2020 var Baker Hughes eierandel x Xxxxx Xxxxxx Company 30,1 %.

Med unntak av boreavfallshåndteringstjenester (se kapittel 6.7) vil Baker Hughes ikke være aktivt i de samme markedene som det foreslåtte JV-et, eller innen markeder som er opp- strøms, nedstrøms eller nabomarkeder til markeder der det foreslåtte JV-et vil være aktivt.

Et selskapskart over Xxxxx Xxxxxx xxx 31. desember 2020 er vedlagt denne meldingen som

vedlegg 5.

Vedlegg 5 Selskapskart for Xxxxx Xxxxxx xxx 31. desember 2020

For mer informasjon om Baker Hughes, se xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxx.xxx/.

4.2 Akastor

Akastor vil overføre sitt heleide datterselskap MHWirth til det foreslåtte JV-et. MHWirth le- verer topside-boreutstyr og marine borerisere, og har også en helt begrenset virksomhet innen non-oil segmenter.5 MHWirth vil også tilføre sin virksomhet innen boreavfallshåndte- ringstjenester gjennom sitt datterselskap Step Oiltools. MHWirth genererte i 2020 salgsom- setning til Norge på

Akastor ASA (Akastor) er et investeringsselskap lokalisert i Norge med aksjer i en bred por- tefølje av selskaper innen oljeservicesektoren, i tillegg til andre mindre investeringer. Akas- tor har hovedkvarter på Fornebu, Norge.

Akastor er listet på Oslo Børs under tickeren AKAST. Akastor har ingen kontrollerende eiere.6 Akastor har outsourcet de fleste selskapsfunksjoner til andre selskaper i Akastor-gruppen, hovedsakelig Akastor AS.

Ved slutten av året 2020 hadde Akastor og dets porteføljeselskaper 1947 ansatte globalt, inkludert innleid personell. Akastor genererte i 2020 en salgsomsetning til Norge på

I tillegg til MHWirth, som vil bli tilført det foreslåtte JV-et, omfatter Akastors porteføljesel- skap en rekke ulike industrielle investeringer i oljeservicesektoren:

• AKOFS Offshore AS tilbyr installasjon av subseabrønner og brønnintervensjonstjenester. Akastors eierinteresse er 50%. De resterende 50% av aksjene eies av Mitsui O.S.K. Lines, Ltd, og Mitsui & Co., Ltd.

• AGR AS leverer tjenester relatert til brønner, reservoarer og programvare til offshore boreindustrien. Akastor eier 100 % av aksjene og sitter med 64 % av den økonomiske

5 MHWirths aktivitet innen non-oil segmenter kan kategoriseres inn i utstyrskategoriene (i) “pile top drill rigs”, som er maskiner som borer fundamenter for broer, sjakter, vindturbinfundamenter, høye bygninger o.l., (ii) industrielle slampumper, som be- nyttes for å transportere malmkonsentrat og borekaks, innen undergrunnsgruvedrift i kraftpro-duksjonsindustrien, og (iii) utstyr til gruvedrift under havbunnen , ved leveransen av komplette systemer for off-shore gruvedrift relatert til utvinning av dia- manter og andre mineraler. I 2019 representerte MHWirths aktiviteter innen non-oil segmentene av MHWirths omsetning 6 Før Desember 2020 var Akastor de-facto kontrollert av Aker Holding AS («AH»), som igjen var kontrollert av Aker ASA med en aksjepost på 70% i AH. AH holdt også en de-facto kontrollerende aksjepost i Aker Solutions ASA («Aker Solutions») og Kværner ASA («Kværner»). De gjenværende aksjene i AH (30 %) var eid av den norske stat. I desember 2020 solgte den norske stat, som et resultat av reorganiseringer i Aker-gruppen hvorpå Aker Solutions og Kværner ble fusjonert, sine aksjer i AH mot en motytelse på en direkte eierandel på 12,08% av aksjene i Akastor (og en direkte eierandel i den fusjonerte enheten). Som et resultat av dette ble AKHs eierandel redusert fra en de-fact kontrollerende eierandel til en eierandel på 36,7 %. Basert på historisk opp- møte på Akastors generaforsamling gir er en eierandel på 37,6 % verken direkte eller indirekte kontroll.

interessen i selskapet. De gjenværende 36 % av den økonomiske interessen i selskapet eies av DNB (18%) og Nordea (18%).

• Cool Sorption A/S er en leverandør av enheter og systemer for håndtering og gjenvin- ning av gasser og damp. Akastor eier 100% av aksjene i selskapet.

• DDW Offshore AS opererer fem offshorefartøy. Akastor eier 100% av aksjene i selskapet.

Akastor vil ikke være aktivt innen de samme markedene som det foreslåtte JV-et, eller innen markeder som er oppstrøms, nedstrøms eller nabomarkeder til markedene der det foreslåtte JV-et vil være aktivt.

Et selskapskart over Akastor er vedlagt denne meldingen som vedlegg 6.

Vedlegg 6 Selskapskart over Akastor ASA per 27. januar 2021

For mer informasjon om Xxxxxxx, se xxxxx://xxxxxxx.xxx/.

4.3 Omsetning og driftsoverskudd

Omsetning i Norge 2020 Driftsoverskudd I Norge 2020
Baker Hughes

Akastor

	Omsetning i Norge 2020
SDS

MHWirth

5. Markedsutsikter, anskaffelsesprosessen og bruken av utstyret

5.1 Introduksjon

Det foreslåtte JV-et vil primært selge boreutstyr som benyttes til flytende borerigger (omtalt som “flytere”, se kapittel 5.5.2 under for mer informasjon), samt levere vedlikeholds- og reparasjonstjenester til sin installerte base av utstyr. Det foreslåtte JV-et vil også selge bo- reutstyr for landrigger, plattformrigger og oppjekkbare plattformer (omtalt som «ikke-fly- tere»), men dette vil være en mindre del av JV-ets aktiviteter.

Det foreslåtte JV-et vil være en leverandør av topside-utstyr, som leveres av MHWirth; trykkontrollutstyr, som leveres av SDS (BOPer, trykkavledere og brønnhodekoblinger); marine borerisere som leveres av begge parter (det eneste horisontale overlappet mellom partenes

7 mberegnet til NOK ved anvendelse av Norges Banks gjennomsnittlige valutakurs for 2020 (9,4004)

8 omberegnet til NOK ved anvendelse av Norges Banks gjennomsnittlige valutakurs for 2020 (9,4004)

9 omberegnet til NOK ved anvendelse av Norges Banks gjennomsnittlige valutakurs for 2020 (9,4004)

aktiviteter som skal tilføres JVet); og komplette boreutstyrspakker bestående av de over- nevnte utstyrskategoriene for både flytere og ikke-flytere. Videre vil det foreslåtte JV-et være i stand til å tilby ettermarkedstjenester for alle de viktigste komponentene som benyt- tes for offshore borerigger. Forut for den foreslåtte transaksjonen har MHWirth levert komp- lette boreutstyrspakker ved å benytte underleverandører for trykkontrollutstyret (som gir opphav til de vertikale relasjonene mellom partene), men MHWirth har hittil hatt begrenset suksess i dette markedet. Det foreslåtte JV-et vil også levere boreavfallshåndteringstjenester (som MHWirth nå leverer gjennom sitt datterselskap Step Oiltools).

Gitt at det foreslåtte JV-ets aktiviteter primært vil relatere seg til offshorerigger, og for å plassere dets aktiviteter i en kontekst, vil partene først gi et overblikk over markedsutsiktene for boreutstyr, anskaffelsesprosessen, livssyklusen for et olje- eller gassfelt og de forskjellige boreriggene og boreskipene som blir brukt for boreoperasjoner offshore og onshore (i kapittel 5). Partene vil så presentere markedene der det foreslåtte JV-et vil være aktivt, og samtidig definere de relevante markedene der dette er relevant for hver horisontalt berørte og over- lappende, samt og vertikalt overlappende marked (se kapittel 6).

I kapittel 8 vil partene redegjøre for de konkurransemessige virkningene av den foreslåtte transaksjonen.

5.2 Markedsutsikter

Spears & Associates, et velkjent analyseselskap innen energimarkedene, estimerer at det globale markedet for utstyr og tjenester til oljefelt var verdt USD 119 milliarder i 2020.10 Salget av utstyr og tjenester til oljefelt har vært gjenstand for store svingninger de siste årene. På tilsvarende vis har også markedssegmentet der det foreslåtte JV-et vil være aktivt vært gjenstand for store endringer.

Det globale markedet for utstyr og tjenester til oljeindustrien ble nær tredoblet mellom 2005 og 2014, da det basert på estimater fra Spears & Associates steg til en verdi på USD 472 milliarder. I 2015 og 2016 krympet markedet betydelig, parallelt med fallende oljepriser. Etter en moderat økning i 2017 og 2018, krympet markedet ytterligere i 2019. I 2020 opplevde markedet en betydelig tilbakegang som et resultat av overkapasitet og COVID-19 krisen, og disse utfordringene er forventet å fortsette å prege markedet i 2021.

Det foreslåtte JV-ets produkter og tjenester benyttes på borerigger (primært offshore), og antallet rigger er en indikator på aktivitetsnivået i industrien. Igjen har antallet rigger vært gjenstand for betydelige svingninger over de siste årene som et resultat av forandringer i oljeprisen. I 2014 var gjennomsnittlig antall rigger ca. 3 600, med 145 rigger i Europa. Dette tallet falt i 2015, til et gjennomsnitt på 1600 aktive rigger i 2016 (100 i Europa) Antallet rigger økte globalt fra og med 2017, og nådde 2 100 i 2019, før antallet rigger sank noe til 2 100 i 2019. Antallet rigger i Europa var i gjennomsnitt 150 i 2019. Antallet aktive rigger har falt både globalt og i Europa i 2020, i stor grad som et resultat av store fall i oljeprisen og Koronapandemien. Antallet aktive rigger globalt ble anslått til ca. 1 300 i 2020.11

Bare en liten andel av riggene er offshorerigger. Ikke inkludert Nord-Amerika, var det gjen- nomsnittlige antallet aktive rigger i 2019 ca. 1 100, og kun ca. 220 av disse var offshorerigger.

10 Spears & Associates, Oilfield Market Report 2020 Edition, september 2020.

11 Se xxxxx://xxxxxxxxxxxxxxxxxxx.xxx-xxx.xxx/xxx-xxxxx-xxxxxxxx.

Partene estimerer at det blant de nåværende aktive riggene kun er 176 flytere, som er den mest relevante riggtypen for den foreslåtte transaksjonen, og videre den eneste relevante riggtypen for det horisontalt berørte markedet for marine drilling risere. Et månedlig gjen- nomsnitt på kun 129 flytere opererte under kontrakt i 2019. Antallet flytere under kontrakt falt til et månedlig gjennomsnitt på 112 i 2020.12 På nåværende tidspunkt opererer kun 16 flytere og 9 oppjekkbare boreplatformer på norsk sokkel. I tillegg befinner to flytere og en oppjekkbar rigg seg i Norge på verft for inspeksjon og vedlikehold. En liste over flytende borerigger og oppjekkbare borerigger som på nåværende tidspunkt befinner seg på norsk sokkel, samt utstyrsleverandører til disse riggene, er vedlagt som Vedlegg 7.

Vedlegg 7 Oversikt over den installerte basen av rigger lokalisert i Norge.

Veldig få nye flytere har blitt bygget over de siste årene. Partene kjenner kun til fire nye kontrakter for flytere som har blitt tildelt i årene 2015-2020.13 Som et resultat av nylige fall i oljeprisene, svingninger i markedet for utstyr og tjenester til oljefelt, og effekten av COVID- 19 pandemien, er det vanskelig å forutse hvordan etterspørselen vil utvikle seg. Tidligere har fall i oljeprisen medført at E&P-selskaper har utsatt og kansellert prosjekter. Det er uklart om og når disse og liknende prosjekter vil bli attraktive for utbygging. Leverandører av utstyr og tjenester til oljefelt er under kontinuerlig press for å produsere effektive og kostnadseffektive løsninger som et resultat av kundenes fokus på å redusere kostnader for utvikling av olje og å maksimere produksjonen av olje- og gass fra eksisterende felt. For offshore-riggene som særlig er fokus for denne transaksjonen innebærer dette at antallet nybygg er forventet å være lavt de neste år.

Dersom etterspørselen skulle øke til tidligere nivå, noe partene anser lite sannsynlig, viser uansett tilgjengelig data at det foreligger en betydelig overkapasitet og med det reserve av rigger som kan brukes. Å benytte denne kapasiteten vil ikke kreve nye utstyrsleveranser. Som følge av dette, er det derfor lite sannsynlig at boreselskapene vil bestille nye rigger, men heller ta i bruk riggene de har ettersom dette er betydelig mindre kostnadskrevende og tids- besparende sammenlignet med å bygge en ny rigg. Det ligger i dag 44 flytere i varmt opplag og ytterligere 43 flytere i kaldt opplag. Videre ligger det anslagsvis 97 oppjekkbare rigger i varmt opplag og 74 oppjekkbare rigger i kaldt opplag. Alle disse riggene vil kunne benyttes dersom markedet tar seg opp igjen.

Disse faktorene reduserer etterspørselen etter utstyr som vil bli tilbudt av det foreslåtte JV- et. På nåværende tidspunkt er den store majoriteten av partenes omsetning av samme grunn relatert til ettermarkedstjenester der partene ikke har overlappende virksomhet, fordi de kun leverer ettermarkedstjenester til sitt eget utstyr (kapittel 6.5).

5.3 Anskaffelsesprosessen for utstyr til borerigger

Kjøperne av utstyr og tjenester til oljefelt er typisk store E&P selskaper slik som Chevron, Equinor og Aker BP.

12 Som et resultat av overkapasitet i markedet for offshore borerigger var 95 flytere i kaldt eller varmt opplag i 2020.

13 Riggene KNOC Semi Tbn1 (2015), Hai Long (2018), Nordic Winter (2018) og Nordic Spring (2019). KNNOC Semi Tbn1 har siden etter det partene kjenner til blitt kansellert. Nordic Winter og Nordic Spring har blitt kansellert av riggoperatøren (Awilco), men ikke av skipsverftet som bygger riggene. Bygging av riggene og levering av boreutstyr til riggene pågår dermed fremdeles, og skipsverftet forsøker å finne nye kunder for riggene. I tillegg til de tre flyterne, tilsier data fra Rystads database at det også har vært ordre for tre oppjekkbare plattformer i perioden.

I de fleste tilfeller vil imidlertid det foreslåtte JV-ets kunder være ett eller to steg fra E&P- selskapene i verdikjeden. De fleste offshore borerigger (herunder også flytere) eies og ope- reres av boreriggoperatører slik som Transocean og Valaris, som benytter boreriggene til å markedsføre boretjenester til E&P-selskapene. Rangert etter andel av den globale borerigg- flåten er de ledende boreriggoperatørene Transocean, Seadrill, Valaris (tidligere EnscoRo- wan), Diamond Offshore Drilling, China Oilfield Services, Noble og Maersk Drilling. Det er kun i eksepsjonelle tilfeller at E&P-selskaper er direkte kjøpere av utstyrer som tilbys av det foreslåtte JV-et.14

I en typisk anskaffelsesprosess vil boreriggoperatøren etterspørre bud fra flere skipsverft for byggingen av en rigg, og skipsverftene vil igjen vil etterspørre bud fra flere leverandører av boreriggutstyr. Det er derfor ikke uvanlig at partene og deres konkurrenter mottar flere fo- respørsler om å inngi bud på utstyr til den samme riggen fra flere skipsverft. Dersom annet ikke er spesifisert av verftet, vil utstyrsleverandørene ofte inngi bud på:

• En komplett boreutstyrspakke bestående av alle hovedkomponenter, der leverandøren av topside-utstyret tar integrasjonsrisikoen for alle komponentene.

• En topside-utstyrspakke eller en trykkontrollutstyrspakke sammen med en marin bo-

reriser.

• Hver hovedkomponent separat, dvs. topside-utstyrspakken, trykkontrollutstyret og den marine boreriseren, kjøpt hver for seg.

For flytere foretrekker verftene ofte å kjøpe hovedkomponentene fra en og samme leveran- dør, som også utfører integrasjonsarbeidet. For ett og samme prosjekt vil utstyrsleverandø- rene imidlertid levere bud og prisanslag for alle variasjoner nevnt ovenfor.

Skipsverftet som blir valgt til å bygge riggen er den direkte kjøperen av boreutstyret. Bore- riggoperatøren som har bestilt riggen har imidlertid betydelig innflytelse på valget av både type utstyr som skal benyttes og hvilke leverandører som skal benyttes. Boreoperatøren og utstyrsleverandører vil derfor ofte være i direkte kontakt med utstyrsleverandørene. Bore- riggoperatøren vil kunne be en boreutstyrsleverandør om å inngi bud med boreriser fra en annen leverandør, eller forhandle direkte om pris med utstyrsleverandøren. Pris og kvalitet er de viktigste driverne når type utstyr og leverandør velges, men flåtebetraktninger er også viktig for boreriggoperatøren.

Nær alle offshorerigger levert i løpet av de siste ti årene har blitt bygget i Asia, og da ho- vedsakelig i Singapore, Kina og Korea. Det er disse skipsverftene som driver etterspørselen etter komplette boreutstyrspakker, særlig i relasjon til flytere. Utviklingen skyldes at leve- ringen av komplette boreutstyrspakker gjør det mulig for skipsverftet å overlate all risiko for grensesnittsarbeid og integrasjon av de forskjellige utstyrskomponentene til leverandøren av den komplette boreutstyrspakken. Dersom de forskjellige komponentdelene i pakken anskaf- fes individuelt, vil risikoen forbundet med grensesnitt og integrasjon normalt bæres av skips- verftet. Skipsverftene foretrekker generelt å unngå å påta seg selv integrasjonsrisikoen fordi sammenkoblingen og operasjonen av boreutstyr vil være annerledes fra prosjekt til prosjekt, og fra leverandør til leverandør. Slike oppgaver er videre generelt ikke en del av skipsverf- tenes kjerneekspertise.

14 For plattformrigger i Nordsjøen kjøper Equinor enkelte ganger boreutstyr direkte heller enn å samarbeide med en borerigg- operatør.

Det er ingen verft i Norge som bygger borerigger.

5.4 Livssyklusen til olje- og gassfelt

E&P-selskaper leter etter råolje og naturgass. Når et E&P-selskap har identifisert områder der den skal lete etter olje, er det tre hovedstadier i livssyklusen til en brønn ved et olje- eller gassfelt.

• Xxxxxx og evaluering (D&E);

• Ferdigstillelse og produksjon (C&P); and

• Plugging og avvikling (P&A).

Figur 2: Livssyklusen til et olje- eller gassfelt

D&E-fasen inkluderer den fysiske boringen av brønnen og den påfølgende evalueringen av hvorvidt det er funnet tilstrekkelige hydrokarboner i borehullet til at utvinning vil være øko- nomisk gunstig. Boreaktivitetene ved fasen inkluderer leveranser av verktøy og tjenester relatert til å skape en tilgangsvei til de potensielle hydrokarbonene under jorden.

C&P-stadiet følger D&E-stadiet dersom kommersielt utvinnbare mengder med hydrokarboner blir funnet under D&E-stadiet. Ferdigstillelsen av en brønn involverer en rekke produkter og tjenester som gjør det mulig for brønnen å produsere olje eller gass. Når en brønn er ferdig- stilt er neste seg produksjon av hydrokarboner. Dette involverer prosesser som er designet for å maksimere brønnens produksjon. Oljen og gassen blir utvunnet og transportert for vi- dere prosessering og distribusjon.

Når det ikke lenger er kostnadseffektivt å utvinne oljen eller gassen fra en produserende brønn, følger P&A-fasen. P&A-operasjoner involverer vanligvis plasseringen av plugger i bo- rehullet for å isolere reservoaret og forsikre at brønnen ikke lekker etter avviklingen.

Boring kan finne sted i alle stadier av et olje- eller gassfelts livssyklus. Som forklart ovenfor blir det meste av boreutstyret som skal leveres av det foreslåtte JV-et plassert på offshore borerigger som i de fleste tilfeller opereres av boreriggoperatører. Boreriggoperatørene blir leid inn av E&P-selskapene til å levere boretjenester på offshorebrønner. Boreriggene benyt- tes til å posisjonere boreutstyret der en brønn skal bores. Boringen kan foregå både vertikalt og retningsbestemt, avhengig av hvor feltet ligger. Vertikal boring er rettet mot ressurser som ligger i en rett linje fra stedet der borestrengen entrer havbunnen eller bakken. Målret- tet boring er der boringen foregår på en spesifikk dybde i en ikke-vertikal og kurvet vinkel slik at borestrengen treffer spesifikke mål under jorden som ikke ligger direkte under brønn- hodet.

Boreavfallshåndteringstjenester, som også vil leveres av det foreslåtte JV-et, innebærer blant annet separasjon og håndtering av borekaks fra boreoperasjonen.

Majoriteten av arbeidet som utføres av boreoperatører finner sted i D&E-fasen, der borerig- ger benyttes til å lete etter og å få tilgang til olje- og gassreservoarer. I C&P-fasen utfører boreoperatører blant annet tjenester slik som å skape tilgangsveier mellom ulike brønner for å utvide brønnene i feltet. Videre leverer boreoperatører tjenester relatert til å gjenåpne blokkerte brønner.15 I P&A-fasen borer boreoperatørene i brønnhodet og tetter så brønnen med sement.

Boreutstyret som benyttes av boreoperatørene er det samme uavhengig av hvilken fase olje- eller gassfeltet er i på tidspunktet boretjenestene skal leveres. I P&A-fasen kan det kreves noe ytterligere utstyr for å plugge brønnen.16 Dette utstyret leveres ikke av partene.

5.5 De ulike borefartøyene og deres boreutstyr

5.5.1 Introduksjon

Boreoperasjoner kan utføres på havet eller på land. Boreoperasjoner offshore utføres typisk av mobile borefartøy (MODUer) eller faste plattformer. MODUer kan videre deles inn i opp- jekkbare plattformer og flytere. Flytere kan igjen deles inn i underkategoriene halvt ned- senkbare plattformer («semi-submersibles») og boreskip. Boreoperasjoner onshore utføres ved bruk av landrigger som benytter lignende utstyr som offshore-plattformer og oppjekk- bare rigger. Utstyret som benyttes på land har imidlertid normalt lavere kapasitet, og er mindre komplekst, enn utstyret som benyttes på offshore-rigger.

15 Boretjenestene som leveres I C&P-fasen er ikke de samme som brønnintervensjonstjenestene som leveres ved hjelp av spesialiserte fartøy. Brønnintervensjonstjenester relaterer seg til å gi tilgang til subsea-brønner som allere-de er utviklet og som allerede produserer, for å utføre vedlikehold, evaluering av brønnen, generere større verdier fra brønnen, reparasjoner, plassering av plugger og pumpeoperasjoner. Selv om brønnintervensjonstjenester teo-retisk sett bade kan leveres både av leverandører av brønnintervensjonstjenester og boreriggoperatører, utføres brønnintervensjonstjenester typisk på en mindre skala for oppdrag slik som vedlikehold og reparasjoner der en borerigg ikke vil være kostnadseffektiv. Partenes oppfatning er derfor at tjenestene som leveres av boreriggopera-tører og leverandører av brønnintervensjonstjenester er komplementære tjenester, og at leverandørene av disse tjenestene ikke er konkurrenter i samme marked. For ordens skyld bemerkes det at fartøyet AKOFS Seafarer, som eies og opereres av AKOFS Offshore AS, et JV under felleskontroll av Akastor, initielt ble kon- struert som et borefartøy med topside-utstyr levert av NOV. Dette medfører tilsynelatende en potensiell leverandør-kunde relasjon mellom MHWirth og AKOFS. AKOFS Seafarer har imidlertid blitt konvertert av AKOFS til et brønnintervensjonsfartøy, og Den potensielle vertikale relasjonen mellom AKOFS og det fore- slåtte JV-et eksisterer derfor ikke lenger.

16 MHWirth leverer også utstyr til P&A-rigger. Dette er tilnærmet det same utstyret som benyttes til borefartøy, men på en

mindre skala. provides its drilling equipment to the P&A rigs. MHWirth’s datterselskap Step Oiltools tilbyr boreavfallshåndte- ringstjenester og vil bli tilført det foreslåtte JV-et. Baker Hughes boreavfallshåndteringsaktiviteter vil ikke bli tilført det fore- slåtte JV-et.

Generelt består alle typer borerigger av topside-utstyr og trykkontrollutstyr (herunder særlig BOPer). Flytere benytter også marine borerisere. I senere år har teknologi og produkter blitt utviklet som muliggjør boring offshore uten bruk av risere («riserless drilling»). Topsideut- styret er integrert i boreenhetens overflatestruktur. Trykkontrollutstyret er, avhengig av riggtypen, plassert enten på havbunnen eller på toppsiden av riggen. Marine borerisere kob- ler toppsiden av riggen til trykkontrollutstyret som er plassert på havbunnen.

Utstyret som benyttes på landrigger er mindre komplekst enn utstyr som benyttes på off- shore-rigger. Dette skyldes at landriggutstyr ikke må ta hensyn til de klimatiske forholdene offshore eller kompleksiteten til en offshore-rigg. Boreutstyret som benyttes til flytere er mer komplekst enn utstyr som benyttes til andre typer offshore-rigger fordi offshore-rigger konstant er i bevegelse. Eksempelvis må topside-utstyr til flytere kunne håndtere større be- lastninger på grunn av dypere vann, vekten av riseren og andre påkjenninger som skyldes det marine miljøet. Videre er trykkontrollutstyr inkludert BOPer som benyttes på flytere mer komplekse fordi de er designet til å motstå temperaturen og trykket på ofte dypt vann. Det er også andre utfordringer assosiert med å operere BOP-systemer ved fjerndrift, slik som feedback-loops og redundansmekanismer for å sikre trygg operasjon.

De ulike boreenhetene beskrives i større detalj under. Partenes primære fokusområde er flytere. Det foreslåtte JV-et vil imidlertid kunne levere utstyr til alle typer boreenheter. Det foreslåtte JV-et vil være en leverandør til skipsverftene som plasserer ordre etter forutgå- ende budkonkurranser basert på de krav og spesifikasjoner skipsverftet har mottatt fra bo- reriggoperatøren, og for plattformrigger, enkelte ganger også E&P-selskaper.

5.5.2 Flytere

Som navnet tilsier hviler flytere ikke på havbunnen, men flyter på havet. Det er to typer flytere; halvt nedsenkbare plattformer og boreskip.

Halvt nedsenkbare plattformer flyter på havet ved hjelp av ballast for å kontrollere graden av nedsenkning, og holder sin posisjon ved bruk av fortøyningsliner festet på havbunnen med ankere. De kan flyttes fra sted til sted enten ved hjelp av slepebåter, eller dersom den halvt nedsenkbare plattformen er utstyrt med propeller, for egen maskin. Halvt nedsenkbare platt- former kan operere på vanndybder ned til 2 000-3 000 meter, og er godt tilpasset tøffe mil- jøer.

Trykkontroll for brønner som bores av halvt nedsenkbare plattformer utføres på havbunnen. Som et resultat av dette befinner BOPen seg på havbunnen, og en marin boreriser kobler BOPen til overflatestrukturen på riggen.

Figur 3: En halvt nedsenkbar plattform

Boreskip er utformet som skip og er som et resultat av dette den mest mobile typen MODU. Boreskip er sjødyktige skip som har boreutstyret på dekk. De kan operere på havdyp ned til 2 000-3 500 meter, men er mindre stabile enn halvt nedsenkbare plattformer i røff sjø. Dette gjør de uegnet til havområder med røffere miljøer. Trykkontroll på brønner som bores av boreskip utføres på havbunnen, som innebærer at BOPen er plassert på havbunnen, og at en marin boreriser kobler BOPen sammen med boreskipets overflatestruktur.

Figur 4: Et boreskip

5.5.3 Ikke-flytere

Faste plattformer kan operere på havdyp ned til 300 meter. Faste plattformer er permanent festet til havbunnen ved hjelp av pæler eller sugeankere og kan ikke flyttes til andre loka- sjoner. Plattformrigger benyttes derfor kun på områder som gir tilstrekkelig høy avkastning til å rettferdiggjøre investeringen i en ubevegelig rigg.

Trykkontroll på faste plattformer utføres på riggens overflate og ikke på havbunnen. Dette innebærer at BOPen er plassert på riggdekket. Plattformrigger benytter ikke risere. Xxxxx- formrigger benytter isteden «conductors», som er annerledes enn risere, og som i motsetning til risere er permanent festet til havbunnen.

Figur 5: En fast plattformrigg

Oppjekkbare platformer er MODUer som har ben som hviler på havbunnen. Benene er opp- jekkbare, men de oppjekkbare plattformene har ikke propeller og er derfor avhengige av slepebåter eller tunggodsskip dersom de skal flyttes.

De oppjekkbare plattformene er mer stabile enn halvt nedsenkbare plattformer, som gjør de velegnet til harde miljø og grunnere vann. At de oppjekkbare plattformene er avhengige av ben som hviler på havbunnen medfører at de typisk er begrenset til å operere i grunt vann på ca. 150 meters dybde. Som med plattformrigger utføres trykkontroll fra riggens overfla- testruktur, der BOPen er installert. Fordi BOPen er plassert på platformdekket må risere som benyttes til oppjekkbare plattformer kunne tåle det betydelige trykket som kan oppstå ved utblåsning i en brønn. Risere som benyttes til oppjekkbare plattformer er derfor kjent som høyttrykksrisere (engelsk: «high pressure risers»). De er strukturelt ulike marine borrerisere som benyttes med flytere, og som behandles under i kapittel 6.2.

Figur 6: En oppjekkbar plattform

Landrigger ligner på oppjekkbare plattformer og faste plattformer med hensyn til boreutsty- ret som benyttes. Landrigger er imidlertid mindre komplekse fordi de ikke må hensynta de klimatiske forholdene offshore. Landrigger er i de fleste tilfeller mindre, og har derfor også

lavere kapasitet sammenlignet med offshore-rigger. Landrigger bruker ikke en marin borer- iser.

Figure 7: En landrigg

6. Det foreslåtte JV-ets forretningsområder og relevante markedsavgrens- ninger

6.1 Introduksjon

Partene har horisontalt overlappende aktiviteter innen salg av marine borerisere. Etter at den foreslåtte transaksjonen er gjennomført vil det også være en mindre overlapp mellom det foreslåtte JV-et og Baker Hughes innen boreavfallshåndteringstjenester.17

Baker Hughes SDS-divisjon kan være en underleverandør for MHWirth i relasjon til komplette boreutstyrspakker. Den foreslåtte transaksjonen gir derfor opphav til enkelte vertikale rela- sjoner mellom partene. Baker Hughes salg av brønnhodekoblinger til flytende rigger og trykk- avlerede til ikke-flytere til leverandører av komplette boreutstyrspakker gir opphav til ver- tikalt overlappende markeder, jf. konkurranseloven § 18 a bokstav f. I det følgende vil par- tene beskrive deres produkter i større detalj og redegjøre for deres oppfatning av markedene der det foreslåtte JV-et vil levere sine tjenester.

I sum vil det foreslåtte JV-et levere følgende utstyr, og være aktivt i følgende markeder:18

(i) Marine borerisere til flytere; og

(ii) Komplette boreutstyrspakker til (i) flytere og (ii) offshore ikke-flytere (inkludert opp- jekkbare plattformer og faste plattformer).

(iii) Trykkontrollutstyr: til (i) flytere og (ii) ikke-flytere (inkludert oppjekkbare plattfor- mer, faste plattformer og landrigger). Trykkontrollutstyret kan potensielt deles i se- parate markedssegmenter for (a) BOPer inkludert deres kontrollsystemer til flytere og

17 XXXxxxx’x datterselskap Step Oiltools tilbyr boreavfallshåndteringstjenester og vil bli tilført det foreslåtte JV-et. Baker Hughes boreavfallshåndteringsaktiviteter vil ikke bli tilført det foreslåtte JV-et.

18 I tillegg vil det foreslåtte JV-et ha noen non-oil aktiviteter som beskrevet i fotnote tre i relasjon til MHWirth.

ikke-flytere, (b) brønnhodekoblinger tilflytere og ikke-flytere og (c) trykkavledere til flytere og ikke-flytere.

(iv) Topside-boreutstyr

(v) Boreavfallshåndteringstjenester

I tillegg til å levere boreutstyr til nybygg leverer partene ettermarkedstjenester og reserve- deler til sine respektive produkter hvor partene ikke konkurrerer. Partenes leveranser og ettermarkedstjenester utgjør en betydelig del av partenes omsetning, og som et resultat også det foreslåtte JV-ets omsetning. Dette skyldes at etterspørselen etter nybygg for tiden er lav, og er forventet å være lav i overskuelig fremtid. Det er partenes oppfatning at disse aktivitetene er supplementære til og avledet av leveransen av utstyr, og derfor ikke utgjør separate markeder. Dette skyldes at verken partene eller andre OEM-leverandører (slik som NOV og SLB) konkurrerer om service på andre leverandørers OEM-utstyr. Som et resultat av dette er partenes serviceaktiviteter fullstendig avledet fra det opprinnelige utstyrssalget.

6.2 Det globale markedet for marine borerisere

6.2.1 Aktivitet og produktbeskrivelse

Begge parter leverer marine borerisere. Den foreslåtte transaksjonen gir dermed opphav til en horisontal overlapp. Avhengig av beregningsmetoden for markedsandelene, vil markedet for marine borerisere potensielt kunne utgjøre et horisontalt berørt marked. Transaksjonen fører til et berørt marked for marine borerisere dersom markedsandeler beregnes basert på alle rigger bestilt siden 2010, uten å ta hensyn til kansellerte ordre. Dersom markedsandeler derimot beregnes basert på partenes andel av samtlige ordre plassert siden 2010, inkludert ordre som er kansellert etter tildeling av kontrakt, vil partenes samlede markedsandel etter gjennomføring av transaksjonen være under 20 % og transaksjonen vil ikke føret til et hori- sontalt berørt marked for marine borerisere. Etter partenes vurdering er det for beregning av markedsandeler riktig å ta utgangspunkt i samtlige plasserte ordre ved beregning av mar- kedsandeler. For å sikre at meldingen er komplett har partene allikevel valgt å oppgi infor- masjon som er påkrevd dersom partene samlet får en markedsandel i markedet for marine borerisere er et horisontalt berørt marked. Marine borerisere benyttes på offshore-flytere og kobler sammen overflatestrukturen med trykkontrollutstyret på havbunnen.

Marine borerisere er rigide stålrør som kobler offshore-boreriggen til en stabel av BOPer (en BOP-stack») plassert på havbunnen. De monteres og demonteres i seksjoner, kjent som ledd (engelsk: joints). I tillegg til å tjene som et bindeledd mellom havbunnen og overflaten be- nyttes marine borerisere for å plassere BOP-stabler. Ferdig montert kan marine borerisere være flere tusen meter lange, og den er dermed den fysisk største komponenten i en kom- plett boreutstyrspakke. De er imidlertid betydelig mindre kostbare og komplekse enn topside-utstyrspakken og trykkontrollsutstyrspakken inkludert BOPen.

MHWirth hadde en omsetning på i markedet for marine borerisere i 2020,

inkludert ettermarkedstjenester og salg av reservedeler. Dette utgjorde totale omsetning i 2020. Baker Hughes hadde en omsetning på

av MHWirths i markedet

for marine borerisere i 2020, inkludert ettermarkedstjenester og salg av reservedeler. Dette utgjorde av Baker Hughes’ totale omsetning i 2020.

Figur 8: Kostnad per komponentpakke i en typisk komplett boreutstyrspakke (USD millioner)1920

Når en BOP-stack er utplassert skaper den marine boreriseren plass for borestrengen og bo- revæskene som pumpes ned for å smøre og avkjøle boreutstyret, opprettholde tilstrekkelig trykk, og transportere borekaks til overflaten. Uten en marin boreriser ville borekaksen og væskene som utgjør «gjørmekolonnen» lekke ut av toppen av BOPen inn i havet og sjøbun- nen. Marine borerisere benyttes ikke for å transportere olje og gass til overflaten.

Figur 9: Xxxxx xxxxxxxxx

Leverandører av marine borerisere leverer også tilbehør til riseren. Tilbehøret inkluderer manuelle og hydrauliske deployeringsverktøy, spesielle ledd og ventiler, og andre produkter som benyttes til å montere og demontere riseren.

De primære innsatsfaktorene for produksjonen av marine boresrisere er spesialisert stål og flyteelementer, som historisk har utgjort ca. % av kostnaden ved produksjonen av en riser. Stålet som benyttes i borerisere kjøpes fra stålverk i Argentina, Kina og Japan. MHWirth kjøper smitjenester («forging») og rør fra . Baker

19 Begrepet “Drilling package” beskriver topside-utstyrspakken.

20 Kilde: Partene

Xxxxxx kjøper de nødvendige innsatsfaktorene fra Argentina, Kina og Japan. Flyteelemen- tene er standardprodukter som leveres av en rekke leverandører.

Det er to hovedfaktorer som avgjør prisen for en marin boreriser: riserens lengde (bestemt ved antallet ledd) og riserens evne til å motstå trykk (15 000 psi eller 20 000 psi). Prisen varierer fra avhengig av lengden og trykkegenskapene til riseren.

Den endelige prisen vil imidlertid avhenge av forhandlinger med skipsverftet, og noen ganger også med boreriggoperatøren, og av om utstyrsleverandøren tilbyr andre komponenter til boreriggen slik som topside-utstyr og/eller trykkontrollutstyr. Ved å levere flere komponen- ter kan boreutstyrsleverandøren spre profittmarginen over flere komponenter, som kan re- sultere i en pakkerabatt slik at også prisen på den marine boreriseren blir lavere.

Marine borerisere selges typisk av produsenten uten bruk av distributører. Salget kan skje på to måter: (i) direkte fra produsenten til skipsverftet / boreriggoperatøren,21 eller (ii) fra en produsent til en annen produsent som leverer både sine egne komponenter, tredjepartskom- ponenter og integrasjonstjenester til skipsverftet (dvs. som del i en komplett boreutstyrs- pakke).

Marine borerisere er designet for å følge riggens levetid. I ekstremt sjeldne tilfeller kan ulykker skje, som medfører at et riserledd må erstattes. Enkelte boreoperatører har også marine borerisere på lager, for eksempel fra rigger lagt i opplag. Som følge av dette skjer salget av nye borerisere kun ved nybygg. I sjeldne tilfeller kan en riser trenge en oppgrade- ring for å kunne operere på dypere vann. Ettermarkedstjenester for risere består primært i å erstatte slitedeler.

6.2.2 Produktmarkedet for marine borerisere

Partene er ikke kjent med praksis fra Konkurransetilsynet eller EU-kommisjonen som behand- ler marine borerisere. EU-kommisjonens avgjørelse i Sak M.7799 Schlumberger/Cameron nev- ner boreaktiviteter, men fordi transaksjonen ikke ga opphav til horisontale eller vertikale relasjoner i relasjon til boreutstyr behandlet Kommisjonen ikke markedsdefinisjoner for slikt utstyr.

Fra et tilbudssideperspektiv markedsfører alle leverandører av marine borerisere disse som separate produkter innen deres boreutstyrsporteføljer.

• NOV markedsfører marine borerisere separat som en del av deres «Pressure Control Systems» portefølje, og også som en del av sin integrerte pakke.22

• SLB markedsfører marine borerisere separat som en del av deres «Drilling Pressure Con- trol Equipment» portefølje, og også som en del av sin integrerte pakke.23

• Baker Hughes markedsfører marine borerisere separat som en del av deres «Subsea Drilling Systems (SDS)» portefølje.

21 Risersleddene som ikke sendes direkte til skipsverftet som bygger riggen selges direkte til boreriggoperatøren og sendes til destinasjonsstedet.

22 xxxxx://xxx.xxx.xxx/xxxxxxxx/xxxxxxxx-xxxxxxx-xxxxxxx.

23 xxxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx.xxx/-/xxxxx/xxxxxxxxxxx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxxxxx/xxxxxxxx-xxxxxxxx-xxxxxxxx-xxxxxxx.xxxx.

• MHWirth markedsfører markedsfører marine borerisere separat som en del av deres

«Drilling Equipment» portefølje, og også som en del av deres integrerte pakke.

Videre markedsfører Dril-Quip marine borerisere under deres merkevare Rapid-Deploy24 og Oil States som en del av deres “Riser Systems and Conductor Solutions” portefølje.25

Fra et etterspørselssideperspektiv kjøper kunder borerisere og relatert tilbehør enten sepa- rat eller som en del av en komplett boreutstyrspakke. Når borerisere kjøpes som en del av en pakke, kan denne bestå av enten (i) en komplett boreutstyrspakke (topside-utstyr, alt trykkontrollutstyr og en marin boreriser) som beskrevet under i kapittel 6.3, (ii) en pakke bestående av topside-utstyr og en marin boreriser eller (iii) en pakke bestående av trykkon- trollutstyr og en marin boreriser. Fra et etterspørselssideperspektiv vil leverandøren av den marine boreriseren enten inngå kjøpskontrakt direkte med skipsverftet, eller opptre som en underleverandør for en av de overnevnte pakkene.

Marine borerisere er i et annet marked enn produksjonsrisere: Partenes oppfatning er at det er vesentlige forskjeller mellom på den ene siden marine borerisere og produksjonsrisere som medfører at disse hører til i to separate produktmarkeder.

Produksjonsrisere er rør som benyttes til å transportere hydrokarboner fra brønnhodet på havbunnen til produksjonsanlegget. Produksjonsriserer har derfor et annet formål og benyt- ter også annen teknologi enn marine borerisere. I motsetning til marine borerisere, som er rigide, kan produksjonsrisere være enten rigide, fleksible eller en kombinasjon av de to, dvs. et hybridsystem. Mens marine borerisere benyttes i boreoperasjoner på tvers av livssyklusen til brønnen og er designet for å forhindre lekkasje av borevæske, er produksjonsrisere typisk designet for feltets levetid og er permanent installert for å transportere hydrokarboner i produksjonsfasen etter at en brønn har blitt boret og produksjonsutstyr har blitt installert. EU-kommisjonen har tidligere betraktet produksjonsrisere som en del av markedet for SURF- pakker. SURF-pakker anskaffes generelt separat fra E&P-selskapene, og involverer leveranse og installasjonen av umbilicals, produksjonsrisere og flowlines.26

Partene er derfor av den oppfatning at produksjonsrisere er i et separat produktmarked fra marine borerisere. Ettersom det foreslåtte JV-et ikke vil tilby produksjonsrisere er det ikke nødvendig at Konkurransetilsynet tar endelig stilling til markedsdefinisjonen for produksjons- risere.

Marine boreriserer er del av et annet marked enn høytrykksrisere: Det er partenes oppfatning at det er betydelige forskjeller mellom marine borerisere på den ene siden og høytrykksrisere på den andre siden, som innebærer at de to typene riser tilhører separate produktmarkeder.

Marine borerisere kobler den flytende offshore boreriggen til en BOP-stack lokalisert på hav- bunnen. Høytrykksrisere som på engelsk er kjent som enten «high pressure risers» eller «tie- back drilling risers», benyttes til sammenligning kun på oppjekkbare plattformer der BOPen er installert på plattformdekket (se kapittel 5.5.3 over). Når BOPen er plassert på overflaten må riseren kunne motstå trykket som vil oppstå dersom brønnen opplever en «kick» eller en

24 xxxxx://xxxx-xxxx.xxx/xxxxxx-xxxxxxxx-xxxxx.xxxx.

25 xxxxx://xxxxxxxxx.xxx/xxxxx-xxxxxxx-xxxxxxxxx-xxxxxxxxx/

26 Se sak COMP/M.8132 – FMC Technologies/Technip, avsnitt 25, der Kommisjonens markedsundersøkelse avslørte at kunder og konkurrenter er av den oppfatning at det er et separat marked for SURF. Kommisjonen lot den endelige markedsavgrensningen være åpen. Se note 13: “Risers are suspended pipes that lift the extracted O&G from the seabed flow line infrastructure to offshore facilities. They can be either rigid or flexible pipes, insulated to withstand seafloor temperature and pressure.”.

utblåsning som presser hydrokarboner og andre væsker til overflaten. Marine borerisere må ikke kunne tåle tilsvarende høyt trykk fordi BOP-stacken er designet for å stoppe trykkøk- ninger på havbunnen.

Hvilken type riser som benyttes avhenger derfor av hvilken type fartøy som utfører boreope- rasjonen. En oppjekkbar plattform vil benytte en høytrykksriser fordi trykkontrollutstyret kan plasseres på overflaten og fordi riggen ikke vil miste kontakt med havbunnen. Flytere, derimot, vil periodevis miste sin posisjon og derfor måtte kunne koble seg fra havbunnen. BOPen på havbunnen og den marine boreriseren benyttes i slike tilfeller til å sikre brønnen.

MHWirth tilbyr ikke høytrykksrisere, og Baker Hughes har en svært begrenset tilstedeværelse innenfor dette markedet. Partene har derfor ikke overlappende virksomhet innen høytrykk- srisere. Baker Hughes er i stand til å lage og designe en høytrykksriser, men ville utkontrak- tert produksjonen til en tredjepart. Dette representerer en ubetydelig del på mindre enn

av Baker Hughes salg av risere.

Partenes oppfatning er at høytrykksrisere og marine borerisere er del av separate produkt- markeder. Fordi Partene ikke har konkurrerende virksomhet innen salg av høytrykksrisere, og fordi høytrykksrisere ikke vil tilbys av det foreslåtte JV-et, er det ikke nødvendig for Konkurransetilsynet å ta endelig stilling til det relevante markedet for høytrykksrisere.

Det er ikke nødvendig å skille mellom forskjellige typer marine borerisere basert på sam- menkoblingsmetode: Riserledd har tradisjonelt blitt koblet sammen med boltede flenser. Bolter utgjør en driftssikker og robust sammenkoblingsmetode, men boltingen krever manu- ell innsats og det kan være tidkrevende å stramme og løsne boltene når riseren skal monteres eller demonteres. Over tid har riserprodusentene eksperimentert med ulike alternative sam- menkoblingsmetoder og fremgangsmåter for å oppnå en hurtigere sammenkobling. NOV, for eksempel, har tilbudt en “dog-type” riser som benytter en boltløs sammenkoblingsmetode;27 OilStates’ “Merlin” system muliggjør automatisert sammenkobling av riseren uten bruk av bolter eller “dogs”;28 og Schlumbergers “Robo-Spider” system, som benytter bolter, integre- rer et automatisk festesystem som hevdes å kunne redusere tiden som går med til festing av boltene med 70% og samtidig forbedre sikkerheten på plattformdekket.29 Videre har NOV et samarbeid med Petrolink for å utvikle et “Hy-Torque” verktøy som skal gjøre monteringen og demonteringen av boltede ledd raskere.30 For partenes del benytter Baker Hughes’ HMF marine boreriserprodukt tradisjonelle boltede flenser, mens produktet MR6 og den nyere modellen M-6-HS-E benytter boltløse sammenkoblingssmetoder.31 MHWirth tilbød opprinne- lig risere basert på teknologi lisensiert av IFP Energies Nouvelles, en fransk forskningsinsti- tusjon. Teknologien, kjent under navnet «Clip-Riser», benyttet en boltløs sammenkoblings- metode, men benyttes ikke lenger av MHWirth.32 MHWirths nåværende riserportefølje,

27 Se xxxxx://xxx.xxx.xxx/-/xxxxx/xxx/xxxxx/xxxx/xxxxxxxxxxxxxxx-xxxxxx-xxxxxxxxxx/xxxxx-xxxx-xxxxx.xxx

28 Se xxxx://xxxxxxxxx.xxx/xx-xxxxxxx/xxxxxxx/XxxXxxxxxXXXX.xxx and xxxxx://xxx.xxxxxxx.xxx/xxxxx?xxXxx-xx0x_xX. 29 Se xxxxx://xxx.xxx.xxx/xxxxxxxx/xxxx-xxx-xxxxxxxxx/xxxxxxxx-xxxxxxx-xxxxxxxxx/xxxxxx-xxxxxxxx-xxxxx and xxxxx://xxx.xxx.xxx/xxxxxxxx/xxxx-xxx-xxxxxxxxx/xxxxxxxx-xxxxxxx-xxxxxxxxx/xxxxxx-xxxxxxxx-xxxxx/xxxx-xxxxxx-xxxxxxxxx- riser-flange-bolt-torque-system#related-information. Dril-Quip markedsfører også et linkende system kalt “Rapid-dePloy” som skal akselererer sammenkoblingstiden. Se xxxxx://xxx.xxxx-xxxx.xxx/xxxxxxxxx/xxxxxxxx/00.%00Xxxxx%00Xx- ploy%20Marine%20Drilling%20Riser%20System.pdf.

30 xxxx://xxx.xxxxxxxxx.xx/xxxx/?XxxxXxx0000&xx0

31 Se xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxx.xxx/xxxxxx/xxxxxxxx-xxxxxxxxxx-xxxxxxx/xxxxx-xxxxxxx.

32 Partene oppfatter at teknologien er tilgjengelig for lisensiering for tredjeparter. Det er også partenes oppfatning at IFP Energies Nouvelles har begynt å markedsføre sine marine boresrisere som deres eget produkt.

“quick turn” (QTR) 3500 og QTR 4000LS, benytter en boltløs sammenkoblingsmetode utviklet

av MHWirth.

Som en del av sin markedsføringsinnsats har leverandører av utradisjonelle sammenkoblings- systemer fremhevet fordeler med sine systemer som et forsøk på å fremheve sitt produkt sammenlignet med andre konkurrerende systemer. Leverandører av automatiserte og bolt- løse systemer hevder eksempelvis at deres systemer gir en HMS-fordel: Fordi personell ikke er involvert i monteringen og demonteringen av riserleddene er det redusert risiko for skader forbundet med tungt og repetitivt arbeid slik som løft og stramming av bolter. Leverandørene av slike systemer markedsfører også tidsbesparelsene knyttet til sine systemer som et resul- tat av raskere sammenkobling av riserleddene; dette kan være betydningsfullt på dypere vann der lengre risere må benyttes.

Partenes erfaring er at kundene ikke har vært mottakelige for deres markedsføringsinnsats, og at kundene ikke har vært villige til å betale en høyere pris for utradisjonelle sammenkob- lingssystemer, inkludert boltløse sammenkoblingsmetoder. De fleste kunder ser på marine risere som en standarkomponent i boreutstyrspakken, og deres anskaffelsesbeslutninger er derfor primært påvirket av pris. Dette innebærer at de fleste kunder velger risere med bol- ter, med mindre alternativet uten bolter blir rabattert betydelig. Manglende interesse blant kundene for fordelene med et boltløst system forsterkes ytterligere av det vanskelige øko- nomiske klimaet i oljeservicebransjen. I et marked med betydelig overkapasitet og sterkt reduserte dagrater for innleie av borerigger vil særlig tidsbesparelsesfaktoren ikke rettfer- diggjøre å betale en høyere pris for et risersystemer som hevder å kunne utføre sammenkob- lingen av riserleddene raskere. Selv i områder med dypt og ultra-dypt vann slik som Brasil, Australia, Vest-Afrika og Mexicogulfen benytter majoriteten av de installerte marine bore- riserne tradisjonelle boltede sammenkoblinger.

Basert på det ovennevnte er det partenes oppfatning at det ikke er nødvendig å skille mellom ulike borerisere basert på tilkoblingsmetode, og at alle marine borerisere tilhører det samme produktmarkedet.

6.2.3 Markedet for marine borerisere er globalt

Partene er ikke kjent med praksis fra Konkurransetilsynet som behandler det geografiske omfanget av markedet for marine borerisere.33

Etter Partenes oppfatning er markedet for marine borerisere globalt.

Marine borerisere anskaffes på en global basis, og alle riserleverandører leverer riserne ved byggingen av riggen, primært til skipsverft i Singapore, Sør-Korea og Kina. Som beskrevet ovenfor benyttes marine borerisere på flytende borerigger. Når en rigg har blitt bygget og har forlatt skipsverftet, kan utstyret derfor benyttes overalt i verden.

Prisene for marine borerisere påvirkes ikke av leveringsstedet eller det geografiske området der riggen er planlagt å operere. Det er svært uvanlig at leverandøren av marine borerisere vet hvor riggen i utgangspunktet skal operere, eller senere lokasjoner der riggen skal benyt- tes.

33 Som beskrevet ovenfor tok EU-kommisjonen ikke endelig stilling til om markedet hadde et globalt eller EØS-vidt omfang i Sak COMP/M.6854 Cameron/Schlumberger/Onesubsea.

Prisene bestemmes istedenfor av kundens individuelle krav og planlagt vanndybde for riggens boreoperasjoner (fordi flere riserledd kreves på dypere vann).

Kundene har ikke lokale anskaffelseskrav som gjelder spesielt for marine borerisere.

Leverandørene av marine borerisere må ikke ha lokal tilstedeværelse for å kunne konkurrere.

Generelt produseres alle marine borerisere i henhold til den globale API-standarden utgitt av American Petroleum Institute.34 Dersom den marine boreriseren produseres etter API- standarden vil den oppfylle de fleste eller alle nasjonale regulatoriske standarder, også på norsk sokkel. Selve boreriseren er videre identisk uavhengig av hvilket område boreriseren forventes benyttet i.35

Fordi partene, avhengig av fremgangsmåten for beregning av markedsandeler, har en kom- binert markedsandel som overstiger 20 % i det globale markedet for marine borerisere (se kapittel 8.2 under), utgjør det globale markedet for marine borerisere potensielt et horison- talt berørt marked jf. konkurranseloven § 18 a bokstav e.36

6.2.4 Tilbehør til marine borerisere

Partenes oppfatning er at tilbehør til marine borerisere ikke utgjør et separat produktmar- ked. Tilbehøret anskaffes som regel sammen med den marine boreriseren. Selv om en kunde teoretisk sett kan kjøpe den marine boreriseren fra en leverandør og tilbehør fra en annen leverandør konkurrerer leverandørene ikke om salg av tilbehør. I stedet fungerer markedet slik at kunden spesifiserer sine preferanser for tilbehør, hvorpå leverandøren av den marine boreriseren leverer tilbehøret kunden ønsker. Videre er det de samme leverandørene som leverer marine borerisere, som også leverer tilbehøret. En vil derfor se lignende konkurran- semessige forhold dersom en skulle analysere tilbehør til marine borerisere som et separat produktmarked.

6.3 Det globale markedet for komplette boreutstyrspakker til offshore borerigger

Det foreslåtte JV-et vil være aktivt innen leveranser av komplette boreutstyrspakker der MHWirth vil levere topside-utstyr og Baker Hughes vil levere trykkontrollutstyr. Både MHWirth og Baker Hughes vil levere marine borerisere som beskrevet ovenfor i kapittel 6.2.

På nåværende tidspunkt er MHWirth en leverandør av komplette boreutstyrspakker til off- shore borerigger der Baker Hughes kan være en underleverandør for trykkontrollutstyr. Par- tene har derfor en vertikal relasjon.

Partenes oppfatning er at det finnes et separat marked for komplette boreutstyrspakker og at dette markedet videre kan segmenteres i komplette boreutstyrspakker for flytere på den ene siden («TSP») og oppjekkbare plattformer og plattformrigger på den andre siden

34 For marine borerisere som skal benyttes på kontinentalsokkelen, må det kunne dokumenteres at disse overholder Norsok- standardene utviklet av den norske petroleumsindustrien. Norsok-standarden krever at et klassifiseringsselskap slik som DNV GL eller ABS dokumenterer overholdelse av en standard ved å teste utstyret; i DNV GLs tilfelle deres DRILL (N) klassifisering. Den globale API-standarden er strengere enn Norsok-standarden, og en boreriser som bygges etter spesifikasjonene i API- standarden vil derfor overholde Norsok-standarden. Som et resultat av dette er alle leverandører av marine borerisere i stand til å dokumentere samsvar med Norsok-standarden.

35 Kravene i Norsok-standarden relaterer seg til HMS-standarder, og påvirker ikke utstyret som sådan.

36 Slik nærmere redegjort for nedenfor, mener partene den mest korrekte beregningsmetoden for partenes markedsandeler være å inkludere alle kansellerte rigger. I et slikt tilfelle vil partene ha en kombinert markedsandel under 20 %.

(«CDP»).37 Partene er ikke kjent med at verken Konkurransetilsynet eller EU-kommisjonen tidligere har vurdert markedene for TSP eller CDP.38

Topside-utstyr og trykkontrollutstyr (se kapittel 6.4 under) er mer komplekst for flytere enn for oppjekkbare plattformer og plattformrigger. Som et resultat er også prisene for TSP og CDP ulike. Estimert pris for CDP er ca. ,39 mens prisen for TSP med kun ett sett av utstyr er ca. 40 For TSP som skal benyttes i ultradypt vann og har dobbelt utstyr, er estimert pris ca. .41

Konkurransebildet for TSP og CDP er ulikt.

På nåværende tidspunkt er det minst fire veletablerte leverandører som tilbyr TSP: NOV, SLB, MHWirth og Xxxxxxx.42 Videre har enkelte kinesiske leverandører slik som HongHua og TSC vært aktive innen TSP.43 Partene estimerer at skipsverftene har foretrukket at utstyrs- leverandøren tar integrasjonsrisikoen ved TSP-kontrakter for ca. av riggene be- stilt siden 2010. Andelen rigger bestilt med TSPer har økt betydelig, fra i 2009 til i 2014, fordi verftene i økende grad foretrekker integrerte pakker.

For CDPer finnes det mange leverandører. I tillegg til de fire etablerte leverandørene av TSP leverer også Drillmec, Bentec, Honghua og Canrig CDP. Fordi MHWirth primært har fokusert på flytere, har MHWirth en ubetydelig markedsandel i markedet for CDP.

Etter partenes beste estimat foretrekker skipsverftet at utstyrsleverandøren tar integra- sjonsrisikoen i en CDP-kontrakt i av tilfellene i løpet av de siste ti årene.

Selv om skipsverftet etterspør og foretrekker TSP eller CDP, vil generelt alle leverandører av boreutstyr inngi flere bud, enten kun for leveransen av topside-utstyret, eller for en kombi- nasjon av topside-utstyret og den marine boreriseren eller for trykkontrollutstyret alene eller i kombinasjon med den marine boresriseren, se kapittel 5.3 ovenfor.44 Kundens villighet til å ta integrasjonsrisikoen og prisen på den integrerte pakken sammenlignet med separate an- skaffelser av topside-utsyret, riseren og trykkontrollutstyret er de viktigste faktorene som påvirker valget mellom komplette pakker og separate utstyrsanskaffelser.

Markedene for TSP og CDP eksisterer derfor i tillegg til de separate produktmarkedene for komponentdelene av pakkene levert som selvstendige leveranser, dvs. markedene for topside-boreutstyr og trykkontrollutstyr beskrevet under, og marine borerisere beskrevet

37 eng. Complete topside and subsea package (TSP) og complete drilling packages for jack-ups and platform rigs (CDP)

38 Som nevnt ovenfor nevnes boreaktiviteter I EU-kommisjonens avgjørelse i sak M.7799 Schlumberger/Cameron, men siden transaksjonen ikke ga opphav til horisontale eller vertikale relasjoner for boreutstyr vurderte kommisjonen ikke markedsav- grensningene for slikt utstyr.

39 Der topside-utstyret utgjør ca. og BOPen utgjør ca.

40 Der topside-utstyret utgjør ca. og den marine boreriseren utgjør ca. Prisen på den- marine boreriseren avhenger av riserens lengde som i de fleste tilfeller vil være kortere på flytere med uten dobbelt utstyr fordi disse ikke opererer på ultradypt vann. BOPen utgjør ca.

41 Der topside-utstyret utgjør ca. og den marine riseren (normalt 10 000 fot langt) utgjør

BOPen utgjør (eller om riggen har to BOPer)

42 Som tabell 1 og 2 under viser har SLB så langt ikke hatt suksess når de har inngitt bud for TSP. Imidlertid har SLB så langt partene kjenner til deltatt og plassert bud i alle anskaffelser av TSP siden SLB ervervet topside-utstyrsprodusenten TTS i 2012, og partene forventer at SLB ville blitt tildelt kontrakter i et hypotetisk fremtidig marked med økt etterspørsel.

43 Mer informasjon om HongHua er tilgjengelig på xxxxx://xx.xx-xxxx.xxx/, og mer informasjon om TSC er tilgjengelig på xxxx://xxx.x-x-x.xxx/

44 Det bemerkes at den marine boreriseren kun vil være relevant for leveringen av en av de overnevnte pakkene til flytere.

ovenfor. Eksistensen av separate markeder for TSP og CDP som eksisterer i tillegg til marke- dene for de ulike komponentpakkene som selges separat, understøttes av sak M.6854 Came- ron/Schlumberger/OneSubsea og M.8132 FMC/Technip, der EU-kommisjonen anerkjente at etterspørselen etter integrerte Subsea-produksjonssystemer eksisterte i tillegg til en separat etterspørsel etter de individuelle Subsea-komponentene.

Markedene for TSP og CDP er globale. Kunder kjøper TSP og CDP på en global basis uavhengig av lokasjonen til boreutstyrsleverandøren. Videre er det de samme leverandørene som ope- rer globalt og som deltar i anskaffelser over hele verden, og konkurransen og konkurranse- parameterne er stort sett like på et globalt nivå.

Som forklart ovenfor overholder utstyrsleverandørene API-standarden og alt utstyr vil derfor overholde nasjonale standarder, inkludert Norsok-standarden.

MHWirth har en markedsandel under 30 % i det globale markedet for TSP (se figur 14 og kapittel 8.3.2 under) og CDP (se kapittel 8.3.2 under). Markedet for TSP utgjør imidlertid et vertikalt overlappende marked etter konkurranseloven § 18 bokstav f fordi Baker Hughes har en markedsandel som overstiger 30 % i det vertikalt relaterte markedssegmentet for brønn- hodekoblinger til flytere (se kapittel 8.3.2). Markedet for CDP er også et vertikalt overlap- pende marked jf. konkurranseloven § 18 bokstav f, fordi Baker Hughes har en markedsandel som overstiger 30% på det vertikalt relaterte markedet for trykkavledere til ikke-flytere (se kapittel 8.3.2).

6.4 De globale markedssegmentene for trykkontrollutstyr

6.4.1 Introduksjon

Baker Hughes er en global leverandør av trykkontrollutstyr, og vil tilføre denne delen av sin virksomhet til det foreslåtte JV-et.

MHWirth leverer ikke trykkontrollutstyr. Den foreslåtte transaksjonen gir derfor ikke opphav til horisontal overlapp med hensyn til trykkontrollutstyr. Fordi Baker Hughes kan fungere som en underleverandør av slikt utstyr der MHWirth leverer komplette boreutstyrspakker (CDP og TSP) eksisterer det vertikale relasjoner mellom partene.

Trykkontrollutstyret består av BOPer, kontrollsystemer til BOPer, brønnhodekoblinger og trykkavledere. Baker Hughes lager også, og vil tilføre til det foreslåtte JV-et, relaterte elastomere og reservedeler.

I sak M.7799, Schlumberger/Cameron, diskuterte EU-kommisjonen kort trykkontrollutstyr, og noterte at dette var en bred kategori av produkter designet for bruk på land eller offshore som inkluderte blant annet BOPer, kontrollsystemer til BOPer og koplingsenheter. EU-kom- misjonen tok ikke nærmere stilling til de relevante markedene og partene er ikke kjent med andre avgjørelser fra Konkurransetilsynet eller EU-kommisjonen som adresserer markedsde- finisjoner for slikt utstyr. Etter partenes oppfatning eksisterer det et separat marked for trykkontrollutstyr som videre kan segmenteres i BOPer og kontrollsystemer til BOPer, brønn- hodekoblinger og trykkavledere, for henholdsvis flytere og ikke-flytere. I de snevreste mulige markedsavgrensningene gir markedssegmentene for henholdsvis brønnhodekoblinger til fly- tere og trykkavledere til ikke-flytere opphav til to vertikalt overlappende markeder.

Markedet for trykkontrollutstyr er, uavhengig av potensielle ytterligere segmenteringer av markedet, globalt. Kundene kjøper utstyret på en global basis, uavhengig av leverandørens

lokasjon. De samme leverandørene opererer globalt og inngir bud over hele verden, og de konkurransen og konkurranseparameterne er generelt de samme på globalt nivå. De samme globale standardene for utstyret anvendes generelt i alle verdens regioner. Selv om enkelte regioner slik som den norske kontinentalsokkelen har egne regulatoriske standarder kan de ledende leverandørene av BOPer og kontrollsystemer til BOPer levere utstyret over hele ver- den.

6.4.2 Markedssegmentene for BOPer og kontrollsystemer til BOPer

En BOP er en stor sikkerhetsventil som kan motstå høyt trykk, eller en lignende mekanisk innretning som benyttes for å kontrollere trykket i brønnen, flyten av borevæske under bo- ringen, og for å forhindre ukontrollert flyt av væsker og gasser under boreoperasjonen. Ukon- trollert flyt av væsker og gasser kan føre til en utblåsning – som finner sted der en ukontrol- lert oppstrømning av råolje eller naturgass fra brønnen skyver borestrengen, brønndekselet, verktøy og borevæske ut av brønnhodet. BOPer forhindrer utblåsninger under boreoperasjo- ner ved å overvåke og kontrollere trykket i brønnen og flyten av olje og gass. BOPer kan også benyttes til å forsegle brønnen, og i nødssituasjoner, skjære gjennom brønndekselet eller borestrengen.

Det finnes to typer BOPer: BOPer med stempelventiler og BOPer med ringventiler. BOP med stempelventiler benytter stempelventiler av stål som forlenges mot midten av borehullet for å begrense flyten av væske og som kan trekkes tilbake for å tillate flyt av væske. BOP med ringventiler benytter et ringformet forseglende element som mekanisk presses inn mot midten av borehullet for å forsegle røret, eller åpne røret. I motsetning til BOPer med stem- pelventiler kan BOPer med ringventiler forsegle en rekke ulike rørstørrelser, eller forsegles mot seg selv.

Formålet med en BOP er å forhindre ukontrollert hydrostatisk trykk, kjent som et «kick», fra å flyte opp gjennom riseren. Dersom et «kick» ikke kontrolleres, kan en utblåsning oppstå.

Figur 10: BOPer med stempelventiler og ringventiler

Baker Hughes BOP med stempelventil

Baker Hughes BOP med ringventil

BOPer benyttes til boring på land og offshore. BOPer som benyttes offshore kan enten plas- seres på havbunnen dersom riggen er en flyter, eller på plattformdekket dersom riggen er en plattformrigg eller en oppjekkbar plattform.

En typisk BOP-stack har flere BOPer stablet sammen for å gi alternativer i tilfelle en eller flere ikke skulle fungere. Normalt består BOP-stacken av BOPer fra samme produsent. Par- tene er klar over kun noen få tilfeller der dette ikke er tilfellet, selv om enkelte eldre rigger (før 2000) i større grad inneholdt BOPer anskaffet fra ulike leverandører.

Subsea BOPer. I en undervannsbrønn er BOPene typisk stablet i et system med flere BOPer med ulike funksjoner (kjent som en «BOP-stack»). Noen ganger er BOP-stacken videre delt inn i en nedre marin riserpakke «the lower marine riser package» og en nedre stack «the lower stack». Flere BOPer i en BOP-stack gir sikkerhet gjennom overtallighet og medfører at boreriggoperatøren kan justere sin respons til en «kick».

Figur 11: BOP-stack (skjematisk oversikt og montert BOP-stack)

BOP-stack (skjematisk oversikt og montert BOP-stack)

En typisk subsea-BOP veier 450 000-850 000 pund, er sertifisert til maksimalt 15 000 psi trykk i borehullet, og inkluderer mer komplekse kontrollsystemer enn en typisk land-BOP. Subsea- BOPer har vanligvis også flere BOPer både med stempelventiler og ringventiler. Den gjen- nomsnittlige prisen for en BOP-stack er ca. USD , med betydelige variasjoner avhengig av den spesifikke konfigurasjonen.

Subsea-BOPer er SDS’ primære fokusområde innen BOP-segmentet.

Overflate-BOPer og land-BOPer. BOPer installert på faste platformer og oppjekkbare platt- former, samt på onshore-rigger, utfører de samme funksjonene med hensyn til å kontrollere trykk som subsea-BOPer. Imidlertid er land-BOPer og BOPer til faste plattformer og oppjekk- bare plattformer enklere å installere, vedlikeholde og reparere, fordi de ikke befinner seg under vann og kan derfor nås manuelt. Slike BOPer er heller ikke like komplekse, og krever ikke den samme graden av redundans som offshore-BOPer, men benytter isteden enklere hydrauliske operasjoner og manuell intervensjon.

En typisk BOP til en fast plattform, oppjekkbar plattform eller landrigg veier ca. 150 000 pund og koster , igjen med betydelige variasjoner avhengig av den spesi- fikke konfigurasjonen.

Baker Hughes’ SDS’ primære fokus er innen segmentet for BOPer som benyttes under vann. Baker Hughes’ SDS er derfor en veldig liten aktør innen segmentene for BOPer som benyttes på faste- og oppjekkbare plattformer og landrigger.

Kontrollsystemer til BOPer. For Subsea BOP-stacker benyttes todelte kontrollsystemer for BOPene. Dette systemet inkluderer subsea-kontrollsystemer (som installeres på BOP- stacken) og overflatekontrollsystemer (som installeres på plattformdekket). Kontrollinjer festes til BOPen og føres på utsiden av riseren til overflaten. Kontrollsystemene overvåker trykk og varsler personellet dersom positivt eller negativt trykk er påkrevd for å kontrollere potensielt farlige hendelser. De vil i noen omstendigheter også igangsette en automatisk nedstengning av utstyret.

For faste plattformer, oppjekkbare plattformer og landrigger er kontrollsystemet til BOPen mye enklere. Xxxxxxx opererte ventiler styrer den hydrauliske kontrollvæsken via slanger. Alle systemer som er plassert på overflaten kan vedlikeholdes og opereres av operatøren.

Baker Hughes har en markedsandel under 30% i de globale markedene for BOPer og kontroll- systemer til henholdsvis både flytere og ikke-flytere, som etter partenes oppfatning er de snevreste mulige markedsavgrensningene.45 Markedene for BOPer og kontrollsystemer utgjør derfor ikke vertikalt berørte markeder.

6.4.3 Markedssegmentet for brønnhodekoblinger

Brønnhodekoblinger kobler sammen BOP-stacken og brønnhodet med en rigid og væske- og trykktett kobling.

Figur 12: Baker Hughes subsea brønnhodekobling

Som Subsea-BOPer opereres subsea-brønnhodekoblinger ved fjernstyring og benyttes også i hardt miljø. Subsea-brønnhodekoblinger har derfor selvlåsende funksjonalitet og har stor kapasitet med hensyn til spenninger og belastning for å sikre trygg operasjon og for å mini- mere nedetid.

Baker Hughes selger subsea-brønnhodekoblingsenheter separat fra BOPer og kontrollsyste- mer til BOPer. Baker Hughes’ koblingsenhet er en industristandard og de fleste riggoperatø- rer ønsker å ha Baker Hughes’ brønnhodekobling tilgjengelig. Som et resultat av dette selger

45 Baker Hughes estimerer at de har en markedsandel på i det globale markedet for BOPer og kontrollsystemer til

BOPer til flytere, og innen det globale markedet for BOPer og kontrollsystemer til BOPer til ikke-flytere.

Baker Hughes sine brønnhodekoblinger til andre leverandører av BOPer, og da særlig NOV, som historisk ikke har hatt sine egne brønnhodekoblinger.

Baker Hughes selger brønnhodekoblinger for ca. USD . Brønnhodekob-

lingsenheten utgjør derfor kun en liten del av leveransen av en trykkontrollutstyrspakke, og utgjør mindre enn av leveransen av en slik pakke målt i verdi.

Om en tar i betraktning det snevreste mulige markedssegmentet har Baker Hughes en mar- kedsandel som overstiger 30 % i det globale markedssegmentet for brønnhodekoblinger til flytere (se kapittel 8.3.2 under). Markedet for brønnhodekoblinger er derfor et vertikalt overlappende marked til markedet for TSP (som beskrevet i kapittel 6.3.2 over) der MHWirth er aktiv, men med en markedsandel under 30 %.

6.4.4 Markedssegmentet for trykkavledere

Trykkavledere er mekaniske innretninger som benyttes til å stenge av og omdirigere flyten av væske fra brønnen. Trykkavledere fungerer som den siste forsvarslinjen dersom ukontrol- lert trykk oppstår i brønnen.

Figur 13: Baker Hughes FS21 Trykkeavdeleder («Marine Riser Diverter»)

Trykkavledere som benyttes til flytere og ikke-flytere er ulike. Selv om begge typer utfører de samme operasjonene, ved å omdirigere væske fra brønnen, har de svært ulikt design. Trykkavledere til ikke-flytere opererer med forenklede flytelinjer og lukke-elementer og le- veres som en del av en komplett enhet med standard API-sammenkoblinger. Trykkavledere som benyttes i flytere har hylstere som er festet til riggens struktur. Videre har trykkavledere som benyttes til flytere spesialtilpassede flytehull og er designet for å bære vekten av riser- strengen og BOP-stacken når systemet er installert for boreoperasjoner.

Baker Hughes har en markedsandel under 30 % i det globale markedssegmentet for trykkav- ledere til flytere, som etter partenes oppfatning er det snevreste mulige markedssegmen- tet.46 Det globale markedssegmentet for trykkavledere til flytere er derfor ikke et vertikalt

46 Baker Hughes estimerer at de har en markedsandel på flytere.

innen det globale markedet for trykkavledere som benyttes til

overlappende marked til markedet for TSP (som beskrevet ovenfor i kapittel 6.3.2) der MHWirth er aktive.

Baker Hughes har en markedsandel som overstiger 30 % i det globale markedssegmentet for trykkavledere til ikke-flytere (se kapittel 8.3.4 over), som etter partenes oppfatning er det snevreste mulige markedssegmentet. Det globale markedssegmentet for trykkavledere til ikke-flytere er derfor et vertikalt overlappende marked til markedet for CDP (som beskrevet ovenfor i kapittel 6.3.2) der MHWirth er aktive, jf. konkurranseloven § 18 a bokstav f.

6.4.5 Det globale markedet for topside-boreutstyr

MHWirth er en global leverandør av topside-boreutstyr. Leveransen av slikt utstyr utgjør MHWirths hovedaktivitet. Salg, ettermarkedstjenester og reservedeler relatert til forsy- ningen av topside-utstyr utgjorde av MHWirths totale omsetning i 2020.

Ettersom Baker Hughes ikke er aktive innen leveranse av topside-utstyr, er det ikke nødven- dig at Konkurransetilsynet tar endelig stilling til markedsavgrensningen.

Toppsiden er overflatestrukturen på riggen som utfører boreoperasjonen, og som senker, opererer og så henter opp alt nedsenkbart boreutstyr.

Pakken med topside-utstyr består av ca. 150 ulike komponenter. I de fleste tilfeller selger MHWirth disse komponentene som en pakke.47

Topside-utstyret kan grovt sett kategoriseres inn i (i) strukturelle enheter; (ii) heiseanlegg;

(iii) boreutstyr; (iv) rørhåndteringsutstyr; (v) kontroll- og automatiseringssystemer; (vi) bo- reprosessering og høyttrykk (HP) manifolder og pumper; og (vii) diverse annet utstyr.

De viktigste komponentene i topside-utstyrspakken fremkommer av figur 14 under. MHWirth produserer alle disse hovedkomponentene. Annet utstyr slik som boretårnsheiser, slanger, kabler («wire line»), vinsjer, kameraovervåkningsutstyr, løfteutstyr, «Bucking»-maskiner, vogner mm. Leveres av underleverandører. Produksjon og salg av disse komponentene krever ikke spesialkompetanse, og de anses derfor som standardkomponenter i den betydning at en rekke leverandører kan levere disse.

47 I relasjon til onshore-rigger, er det mer vanlig å anskaffe de ulike komponentene separat men ved at en leverandør utfører integrasjonsarbeidet. I dagens marked leveres utstyr til onshore-rigger enten som separate komponenter eller av utstyrsleve- randører som kjøper de forskjellige komponentene og integrerer disse i en komplett onshore-rigg som inkluderer dekket og stålstrukturen. Sistnevnte kategori omfatter leverandører slik som Bentec, NOV, Xxxxxxx og Drillmec. På MHWirths prosjekt for ADNOC i de forente arabiske emirater, leverte MHWirth noe av utstyret og den kinesiske utstyrsleverandøren HongHua integrerte ustyret med sine egne komponenter og leverte den komplette boreriggen. Selv om den foreslåtte transaksjonen vil medføre at det foreslåtte JV-et kan levere flere komponenter til onshpre-rigger, vil det foreslåtte JV-et fremdeles ikke kunne levere alle komponentene, slik som stålstrukturen, som kreves for å levere en komplett rigg. Partenes oppfatning er derfor at det foreslåtte JV-et ikke vil kunne konkurrere i et marked for komplette pakker til onshorerigger.

Figur 14: Topside-komponenter

MWirths primære fokus er topside-utstyrspakker til offshorerigger, særlig til flytere. Topside- utstyrspakker til flytere er mer komplekse enn til ikke-flytere. Uavhengig av om markedet kan videre segmenteres inn i separate markeder for topside-utstyr til flytere, oppjekkbare plattformer, faste plattformer og landrigger vil MHWirths markedsandel være under 30 %.

6.5 Ettermarkedstjenester og reservedeler

Leveringen og salg av ettermarkedstjenester og reservedeler er fullstendig avledet av og knyttet til det opprinnelige utstyrssalget. Det eksisterer derfor ikke et separat produktmar- ked for ettermarkedstjenester og reservedeler.48 Dette skyldes at OEM-ene kun leverer et- termarkedstjenester til sitt eget boreutstyr. Ettermarkedstjenestene leveres til boreopera- tørene.

Det finnes noen tredjeparter som leverer enklere og mer standardiserte typer vedlikehold på utstyret, og enkelte boreoperatører har også egen kapasitet til å utføre disse tjenestene. De siste årene har enkelte tredjepartsleverandører også utført vedlikehold utover dette, herunder for å vedlikeholde utstyrets samsvarssertifikat («Certificate of Conformity» eller

«CoC»). I et slikt tilfelle vil tredjepartsleverandøren overta den operasjonelle risikoen for utstyret og bli kategorisert som en CEM (engelsk: «Current Equipment Manufacturer»). OEMene leverer imidlertid ikke ettermarkedstjenester på utstyr levert av andre OEMer, og konkurrerer derfor ikke. Fordi partene verken er aktuelle eller potensielle konkurrenter for leveranser av vedlikeholdstjenester eller reservedeler er det etter partenes oppfatning ikke nødvendig å analysere slike tjenester separat fra det underliggende boreutstyret.

Som et resultat av redusert etterspørsel og betydelig, overkapasitet slik at boreoperatørene sjelden bestillernye borerigger, utgjør ettermarkedstjenester en betydelig andel av partenes omsetning. MHWirths og Baker Hughes’ kunder i Norge for ettermarkedstjenester inkluderer

. Baker Hughes’ kunder for etter-

markedstjenester i Norge

6.6 Markedet for boreavfallshåndteringstjenester

Både Baker Hughes og MHWirth, gjennom MHWirths heleide datterselskap STEP Oiltools, le- verer utstyr og tjenester relatert til håndtering av boreavfall. Kun STEP Oiltools vil bli tilført til det foreslåtte JV-et. Partene har derfor en horisontalt overlappende virksomhet innen boreavfallshåndteringstjenester.

Boreavfallshåndtering innebærer å ta hånd om, behandle og avhende avfallet som genereres ved boringen av en brønn, særlig borekaks og boreslam.49 Boreavfallshåndtering utføres nor- malt i to stadier: håndteringen av faste stoffer («solids control») og boreavfallshåndterings- tjenester.

Solids control innebærer å separere faste stoffer/borekaks som genereres ved boringen av en brønn fra borevæsken. Borekaksen og borevæsken blir så behandlet og renset. Ulike typer utstyr benyttes til dette, slik som «mud tanks», «shale shakers», «degassers», «desanders»,

«desilters», «mud cleaners» og sentrifuger.

Boreavfallshåndteringstjenester, den andre fasen ved håndtering av boreavfall, innebærer typisk å behandle og avhende boreavfallet, og kan også innebære levering av logistikktje- nester relatert til trygg deponering av borekaksen som er til overs etter solids control-fasen. Tjenestene innebærer i de fleste tilfeller å tørke borekaksen (for å fjerne gjenværende rå- olje), lasting av borekaksen slik at den kan transporteres til land for videre behandling og avvanning (der vannbasert borevæske behandles for å gjenvinne vannet eller vannløsningen for resirkulering eller deponering).

Partene er marginale aktører i markedet for boreavfallshåndteringstjenester uavhengig av måten produktmarkedet eller det geografiske markedet avgrenses på. Partene estimerer på en global basis at SLB og NOV hver har en markedsandel på ca. 20 %, Halliburton en markeds- andel på ca. 10 % og at Baker Hughes, Clean Harbors og Q’Max Solutions har markedsandeler på ca. 3% hver. De andre aktørene i markedet er mindre aktører, slik som STEP Oiltools. Etter partenes beste estimat har STEP Oiltools en markedsandel på under 2%, slik også Soiltech og TWMA som opererer i Norge har. STEP Oiltools har ingen virksomhet i Norge.

Markedet er derfor ikke et horisontalt berørt marked uavhengig av potensielt mulige mar- kedsavgrensninger, og det er ikke grunnlag for konkurransemessige bekymringer innen mar- kedet for boreavfallshåndteringstjenester. Det er meldernes oppfatning at det for denne meldingens formål derfor ikke er nødvendig å endelig avgrense det relevante markedet for boreavfallshåndteringstjenester.

49 Boreslam, (også kjent som «borevæske»), benyttes under boreprosessen. Boreslammet utfører flere funksjoner inkludert (i) å avkjøle, rense og smøre borehodet (ii) å sirkulere og fjerne borekaks fra bunnen av brønnen slik at boringen kan fortsette,

(iii) å regulere trykket i brønnen og slik forhindre utblåsninger og (iv) bidra til borehullets stabilitet.

6.7 Digitale løsninger

6.7.1 Baker Hughes digitale løsninger vil bli tilført

Baker Hughes vil tilføre sine digitale løsninger relatert til trykkontrollutstyr og borerisere. De digitale løsningene omfatter engageDrilling-brukergrensesnittet, programvaren Sealytics

3.0 BOP Advisor og dataananalyseverktøy for BOP-komponenter. Baker Hughes tilbyr på nå- værende tidspunkt kun dataanalyseverktøy til bruk på BOP-komponenter, og Baker Hughes’ digitale løsninger er designet for kun å fungere med Baker Hughes’ produkter.

Baker Hughes’ omsetning i 2020 relatert til digitale løsninger var USD i 2020. I

2019 var omsetningen

. Ca.

av denne omsetningen relaterte seg til

salg av programvare og hardware, mens resterende del av omsetningen på ca. av relaterte seg til salg av abonnenttjenester.

engageDrilling. Baker Hughes leverer engageDrilling gratis til sine kunder. engageDrilling er en web-basert løsning som leverer en interaktiv, kollaborativ og multimodal base der kun- dene kan håndtere sin forretningsrelasjon innen boreutstyr med Baker Hughes. Følgende tje- nester er tilgjengelige via engageDrilling:

• Tilgang til kundeinformasjon slik som operasjons- og vedlikeholdsmanualer, sikkerhet- svarslinger, tekniske treningsvideoer og regional kontaktinformasjon.

• Gjennom shopDrilling, muligheten til å følge med på status for utstyrsbestillinger mens det produseres, plassere nye bestillinger og søke på informasjon om leveringer, priser og ordrehistorikk.

• Gjennom askDrilling, muligheten til å be om teknisk support, sende inn reklamasjoner, rapportere feil på utstyr eller andre hendelser og lese informasjonsartikler.

SeaLytics 3.0 BOP Advisor. Programvaren SeaLytics 3.0 BOP Advisor (SeaLytics) er utviklet av Baker Hughes for å redusere totalkostnaden ved å eie utstyret, samt forbedre den operasjo- nelle sikkerheten ved bruk av BOPer fra Baker Hughes. Kunden betaler for bruk av program- varen. Plattformen gir sanntidsinformasjon om BOPen slik at boreoperatøren kan redusere nedetid og totalkostnader uten å øke vedlikeholds- og servicekostnader.

SeaLytics muliggjør innsamling av data fra BOPen og dens kontrollsystem. Plattformen lagrer dataen i en sikker skyløsning, der dataen kan vises for følgende formål:

• Datavisualisering på riggen: Plattformen gir boreoperatøren et lettbetjent system for å hente data. Analyser kan utføres fra riggen for å identifisere trender og løse proble- mer.

• Sanntidsovervåkning: SeaLytics gjør det mulig å samle data fra boreriggen og lagre da- taen i en skyløsning. Med skyløsningen, og muligheten til å få tilgang til dataene uten å være tilstede på riggen, kan kunden strømme data i sanntid fra ulike lokasjoner. Sanntidsfunksjonaliteten gjør det mulig for personell som befinner seg på land og til havs å samarbeide og få innsikt i driftssikkerheten til BOP-systemet.

• Brukstidsbasert vedlikehold: SeaLytics kan spore bruken av de ulike komponentene i BOP-systemet. Xxxxxxxx dermed kan stille inn vedlikeholdsterskler basert på bruken av utstyret slik at vedlikeholdsplanen kan justeres etter brukstid. Dette reduserer nede- tiden for boreriggen.

Dataanalyse. I tillegg til løsninger for å samle, lagre og få tilgang til data, utvikler Baker Hughes også dataanalyseverktøy for å hente ut mer verdifull informasjon fra den innsamlede dataen.

Vedlikehold av de ulike BOP-komponentene utføres tradisjonelt etter tidsbaserte servicein- tervaller, der komponenter får service og byttes ut etter en fast plan. Ved å anvende data- analyseverktøy kan spesialister vurdere om BOP-komponentene har behov for vedlikehold eller utbytting uten å hente frem komponentene for fysisk inspeksjon. På denne måten kan Baker Hughes tilby skreddersydde serviceplaner slik at servicen leveres ved behov. Boreope- ratørene kan på denne måten redusere tidsbruk på vedlikehold, benytte de ansattes tid mer effektivt, og redusere forbruket av reservedeler. Samlet bidrar dette til å redusere boreope- ratørens kostnader.

6.7.2 MHWirths digitale løsninger vil bli tilført

MHWirth vil tilføre sine digitale løsninger relatert til topside-boreutstyr og marine risere, i tillegg til digitale løsninger som benyttes for å yte reparasjons- og vedlikeholdstjenester til slikt utstyr.

Den totale omsetningen til MHWirth relatert til digitale løsninger var millioner i

2020. Tilsvarende tall for 2019 var NOK

millioner. Ca

av omsetningen var relatert

til digitale løsninger for borerigger under bygging, mens ca. var relatert til oppgrade-

ringer av og ettermonteringer på boreutstyr produsert av MHWirth som allerede er installert på eksisterende borerigger. MHWirth hadde ingen omsetning knyttet til digitale løsninger for marine borerisere.

Operasjons- og automasjonssoftware. MHWirth tilbyr flere fjernstyrte programvareløsninger, som er blitt utviklet for å kontrollere kritiske systemer under boreoperasjonen. Disse pro- gramvareløsningene fungerer kun med boreutstyr og hardware som er produsert av MHWirth, og kan ikke benyttes på utstyr levert av tredjeparter.

DEAL™ er et åpent grensesnitt som muliggjør installasjon av softwaremoduler (smartmoduler) som forbedrer utstyrets ytelse. DEAL™ muliggjør enkel installasjon av smartmoduler gjennom et definert grensesnitt, uten behov for forutgående endringer på utstyret.

• CADS 2.0 er en programvare som er designet for å automatisere riggsekvensene, og da særlig repetitive sekvenser slik som «tripping», sammenkobling av rør og borerørsam- mensetning av to til tre borestrenger for samtidig føring i borerøret. CADS 2.0 kjører i grensesnittet DEAL.

• drillersAssist er en smartmodul som bistår borepersonellet med operasjoner i borehul- let. Modulen tilbyr automatisering av brønnbyggingssekvenser og terskelgrenser som beskytter brønnen. Smartmodulen bidrar slik til effektiv og konsistent brønnkonstruk- sjon. drillersAssist kjører i grensesnittet DEAL™.

• EKD Smart Module er en softwaremodul som automatisk og i sanntid oppdager «kick» og trykktap under boreoperasjoner, og som varsler personellet ved behov dersom for- håndsdefinerte terskelgrenser overskrides. Logaritmen tilpasses den aktuelle brønnen

automatisk. EKD Smart Module er integrert i MHWirths standard kontrollsystem for bo- reutstyr og menneske-maskin grensesnitt (HMI).

• Under boreprosessen er boret eksponert for vektvariasjoner som kan påvirke boreope- rasjonen negativt, eksempelvis gjennom redusert borehastighet og unødvendig slitasje på boret. Smartmodulen OptiWOB minimerer vektvariasjonene på boret og forbedrer ytelsen til kompensasjonssystemet til borestrengen.

Programvareplattformen beAware™ er en åpen løsning som kombinerer informasjon fra ulike deler av boreriggen samt informasjon fra de ulike aktørene som er involvert i boreoperasjo- nen. Løsningen kombinerer flere programvareløsninger utviklet av MHWirth, slik som wellA- ware™, eTally™ og drillView GO™. wellAware er en løsning som gir et overblikk over brønnen fra et fugleperspektiv. Informasjonen som vises gjennom wellAware inkluderer detaljer om den aktuelle eller planlagte brønnen, BOPen, informasjon om borestrengen gjennom eTally™ og informasjon om været og værmeldinger. Informasjonen vises til alle ansatte som er invol- vert i boreprosessen, både offshore og på land, og forbedrer på denne måten samarbeidet mellom ulike team. Logistikkprogramvaren eTally håndterer og rapporterer kritisk informa- sjon relatert til borestrengen, inkludert borerør, riser og foringsrør, og erstatter manuelle systemer. Systemet drillView GO består av kontekstbaserte operasjonsskjermer som bidrar til tryggere og mer effektive borerelaterte operasjoner.

myDrilling™ er en interaktiv, web-basert kommunikasjonsplattform. Plattformen viser pågå- ende korrespondanse og nøyaktig informasjon om reservedeler, bestillinger, produkt- og sik- kerhetsvarsler, produktdokumentasjon og flere andre prosesser.

Menneske-maskin grensesnittsprogramvare. MHWirth leverer en portefølje av programvare- løsninger som er designet for å sire trygge, kontrollerte og effektive boreoperasjoner. Syste- met DrillView™ gir sanntidskontroll og automasjon av boredata og varslinger. I tillegg tilbyr MHWirth produkter som gir støtte til operatører og operasjoner, inkludert integrerte CCTV- kameraer, riggkameraer og avanserte varslingssystemer. Løsningene er kun kompatible med boreutstyr og maskiner som produseres av MHWirth.

Inspeksjonssoftware. MHWirth har utviklet et program for vedlikehold av risere, kalt RiCon™. Systemet samler informasjon fra fysiske inspeksjoner, riggens overvåkningssystem og korro- sjonsinspeksjonsverktøy. Informasjonen som samles inn blir lagret i en database som vedli- keholdes og overvåkes kontinuerlig. Systemet har blitt godkjent av klassifikasjonsselskapet DNV, som fastsetter standarder for skip og offshorestrukturer. Dette gjør det mulig å konti- nuerlig opprettholde den marine boreriserens CoC. Tjenesten RiCon™ benyttes av riggopera- tører for å øke sikkerheten og forbedre utstyrets pålitelighet. Tjenesten reduserer slik også vedlikeholdskostnader og uplanlagt vedlikeholdsarbeid.

Teknologien Riglogger™ muliggjør ytelsesoptimalisering og en overgang fra intervallbasert vedlikehold til tilstandsbasert og predikativt vedlikehold. Riglogger™ henter data fra en rekke kilder; fra operatørens input til komponentenes operasjonskarakteristikker, og loggfører bo- reprosessen. Teknologien er kun kompatibel med boreutstyr levert av MHWirth.

6.7.3 Det relevante markedet

Den foreslåtte transaksjonen vil ikke gi opphav til et berørt marked og heller ikke redusere konkurransen innen digitale tjenester uavhengig av den relevante markedsavgrensningen for

slike tjenester. Det er for denne meldingens formål derfor ikke nødvendig å definere det relevante markedet for digitale tjenester.

Dette skyldes for det første at flere av de digitale tjenestene som leveres av partene - slik som Baker Hughes’ engageDrilling-plattform og MHWirths’ myDrilling, ikke er selvstendige produkter, men tilleggstjenester som leveres uten kostnad sammen med det aktuelle selska- pets boreutstyr.

For det andre skyldes dette at i den grad partene tilbyr selvstendige digitale løsninger, er majoriteten av løsningene kun kompatible med utstyret de selv leverer. Denne fremgangs- måten er også konsistent med hvordan andre OEMer leverer digitale produkter. På grunn av partenes komplementære produktfokus er partenes digitale produkter også svært ulike. Eventuell konkurranse partene møter stammer derfor ikke fra den andre parten, men isteden fra tredjeparter som tilbyr generiske løsninger som kan anvendes uavhengig av utstyrsleve- randør.

MHWirth’s inspeksjonsprogramvare RiCon™, beskrevet i avsnitt 206 ovenfor, kan i prinsippet benyttes til inspeksjon av marine borerisere levert av konkurrerende riserprodusenter, for- utsatt at det gjøres tilpasninger som hensyntar karakteristikkene til den originale riseren som ble levert. Dette kan teoretisk sett også inkludere marine borerisere levert av Baker Hughes. Hittil har imidlertid RiCon™ kun blitt benyttet til å inspisere MHWirths egne borerisere. Baker Hughes har ikke selv utviklet en egen, lignende programvareløsning. Baker Hughes tilbyr isteden løsningen DrillCert riser CBM solution som benytter tredjepartsteknologi levert av Merton.

Videre konkurrerer partenes digitale løsninger med flere andre løsninger som muliggjør inn- samling, overføring, lagring og analyse av data fra boreutstyr. Slike tredjepartsleverandører av digitale løsninger inkluderer blant annet Deepwater Subsea eDrilling AS, Stimline og Apply.

7. Beregning av markedsandeler

Partene mener at databasen til Rystad Energy er det beste startpunktet for kartleggingen av salg og markedsandeler for marint boreutstyr.50 Partene har derfor benyttet denne databasen som utgangspunkt ved beregningene av markedsandelene som presenteres under. Selv om Rystad-databasen gir en bred sammenstilling av tilgjengelige data inneholder den også feil. Blant annet er databasen ikke helt oppdatert. Partene har derfor (i) supplementert informa- sjonen fra databasen til Rystad Energy med informasjon fra Westwood Rig Logix systems51,

(ii) kryssjekket informasjonen i databasen mot en liste over skrotede rigger fra Arctic Off- shore52 og IHS Markit53 og (iii) rettet kjente feil i databasen ved hjelp av partenes inngående kjennskap til bransjen.

Det er en betydelig utfordring ved å estimere volumbaserte markedsandeler for boreutstyr fordi veldig få nye flytere har blitt bestilt og bygget de siste årene. Som beskrevet i kapittel

5.2 kjenner partene bare til fire kontrakter som er blitt tildelt for bygging av nye flytere

50 Rystad Energy tilbyr abonnentbaserte datatjenester. Rystad Energy samler og kombinerer data fra ulike kilder og bruker disse til å analysere en industri. Mer informasjon om Rystad Energy er tilgjengelig på xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxxx.xxx.

51 Westwood Global Energy Group tilbyr abonnentbaserte datatjenester. Mer informasjon om Xxxxxxxx er tilgjengelig på xxxxx://xxx.xxxxxxxxxxxxxx.xxx/.

52 Arctic Offshore er et spesialisert meglerfirma innenfor offshoreaktiva. Mer informasjon om Arctic Offshore er tilgjengelig på xxxxx://xxx.xxxxxx.xxx/xxxxxxxx/xx.

53 IHS Markit, tidligere kjent som ODS Petrodata, er et markedsinformasjonsselskap spesialisert innen oppstrømsaktiviteter innen olje- og gassindustrien.

mellom 2015-2020. Partene er derfor av den oppfatning at markedsandeler basert på bestil- linger per år ikke gir meningsfull informasjon om de konkurransemessige forholdene i mar- kedet for marine borerisere. De konkurransemessige forholdene kan derfor best analyseres ved å se på borerigger bestilt over en lengre tidsperiode. En slik fremgangsmåte tar i større grad, og på en mer passende måte, hensyn til antallet budgivere for et gitt produkt. Dette inkluderer også kansellerte rigger ettersom konkurransen i et slikt tilfelle allerede har funnet sted. Partene presenterer derfor markedsdata for borerigger bestilt over de siste ti årene (siden 2010). Partene tror at en tilbakeskuende periode på ti år bedre gjenspeiler senere års anskaffelsestrender, og da særlig trenden mot leveranser av komplette boreutstyrspakker. Samtidig vil en slik tidsperiode gi et meningsfullt salgsvolum som kan analyseres. Partene mener derfor at markedsandeler som inkluderer alle rigger som har blitt bestilt gir det beste datagrunnlaget for vurderingen av aktørenes markedsposisjon. Partene har imidlertid for or- dens skyld også markedsandeler som ekskluderer kansellerte rigger.

Verdibaserte markedsandeler er enda vanskeligere å estimere, og kan ikke oppgis på en tilstrekkelig presis måte av flere grunner. For det første skyldes dette at tredjepartsdata ikke inneholder informasjon som gjør det mulig å beregne markedsandeler basert på salgs- volum. Ingen av kildene nevnt ovenfor inneholder data om pris eller verdi. Selv om partene har kunnskap om verdien av sine egne bud og kontrakter, har de ikke pålitelig informasjon om kontrakter inngått av tredjeparter i den relevante tidsperioden. For det andre varierer prisene for en marin boreriser betydelig. Dette skyldes særlig varierende lengder på riserne som leveres. For det tredje kjøpes marine borerisere i de fleste tilfeller som del av en ut- styrspakke. Pakkerabatter og andre avslag medfører at det generelt ikke er mulig å identifi- sere sluttprisen for enkeltprodukter, inkludert den marine boreriseren. For det fjerde vil forsøk på å beregne verdibaserte markedsandeler ikke gi meningsfulle resultater fordi de uansett vil være basert på volumbaserte markedsandeler. Som et resultat av dette har par- tene ikke oppgitt markedsandeler basert på verdi.

Som beskrevet i kapittel 6.2 er markedet for marine borerisere globalt. Partene oppgir alli- kevel også markedsandeler for EØS i tilfelle Konkurransetilsynet skulle ønske denne informa- sjonen, samt for norsk kontinentalsokkel. Det er imidlertid betydelige utfordringer forbundet med å beregne markedsandeler for EØS og norsk kontinentalsokkel som medfører at disse tallene har liten verdi ved analysen av de konkurransemessige virkningene av den foreslåtte transaksjonen.

For det første er partenes direkte kunder skipsverftene som bygger boreriggene. Disse skips- verftene befinner seg i Sør-Korea, Singapore og Kina – ikke i EØS. Markedsandeler basert på kundenes lokasjon vil derfor gi et misvisende bilde som indikerer at det ikke er noen etter- spørsel etter borerisere i EØS. Markedsandeler basert på lokasjonen til den indirekte kunden, dvs. boreriggoperatøren, vil også gi et misvisende bilde. Flere boreoperatører som opererer i EØS er enten ikke etablert i EØS eller har forretningssted utenfor EØS.54 Boreoperatører som er basert i EØS opererer dessuten også utenfor EØS.55 Sist, og antagelig viktigst, er fly- tere og oppjekkbare rigger mobile. Riggene kan derfor brukes i en region i en periode, før riggen flyttes til en annen region. På grunn av markedssituasjonen med overkapasitet og synkende etterspørsel inngår boreoperatørene ofte kortvarige kontrakter, og boreriggene

54 Eksempelvis Transocean, som har hovedkvarter i Sveits.

55 Eksempelvis Valaris, som har hovedkvarter i London.

flyttes derfor ofte. Markedsandeler basert på eksisterende lokasjon gir derfor bare et øye- blikksbilde.

8. De konkurransemessige virkningene av den foreslåtte transaksjonen

8.1 Introduksjon og oppsummering

Etableringen av det foreslåtte JV-et er konkurransefremmende og fører ikke til noen bety- delig hindring av konkurransen. Dette skyldes særlig at:

(i) Partenes aktiviteter hovedsakelig er komplementære: Kun MHWirth selger topside— utstyr og kun Baker Hughes selger trykkontrollutstyr.

(ii) Det foreslåtte JV-et vil fortsatt møte sterk konkurranse i markedet for marine bore- risere, særlig fra NOV og SLB.

(iii) Selv om det eksisterer vertikale relasjoner og overlapp mellom partenes virksomheter i relasjon til komplette boreutstyrspakker, vil etableringen av det foreslåtte JV-et ikke ha utestengende virkninger på noen relevante oppstrøms- eller nedstrøms-markeder.

Rasjonale bak den foreslåtte transaksjonen er som beskrevet i kapittel 3.3 primært å etab- lere et selskap som kan levere integrerte og komplette boreutstyrspakker. Den foreslåtte transaksjonen gjennomfører denne målsetningen ved å kombinere (i) topside-utstyr fra MHWirth, (ii) trykkontrollutstyr fra Baker Hughes SDS og (iii) marine borerisere fra en av de to partene. Partene oppfatter denne målsetningen som grunnleggende konkurransefrem- mende.

Hittil har MHWirth slitt med å konkurrere i det globale markedet for komplette boreutstyrs- pakker. MHWirth har kun solgt to komplette boreutstyrspakker i løpet av de siste ti årene, sammenlignet med 45 solgt av NOV. Partene mener dette er et resultat av (i) utfordringer relatert til fordelingen av produkt- og integrasjonsrisiko mellom leverandørene, (ii) nødven- digheten av doble marginer for både underleverandøren av trykkontrollutstyr og MHWirth som en leverandør av den komplette boreutstyrspakken og de resterende komponentene og

(iii) den omstendighet at integrasjon av ulike komponenter er mer komplekst, dyrere og innebærer mer risiko når komponentene leveres av ulike leverandører. I gjennomsnitt legger MHWirth til et prispåslag på av prisen på trykkontrollutstyret for å dekke risiko og inte- grasjonsarbeid ved leveransen av en komplett boreutstyrspakke.56

Under gis det en oversikt over markedsandelene til de ulike aktørene i markedet for komp- lette boreutstyrspakker til flytere (TSP). Som beskrevet i avsnitt 141 ovenfor har MHWirth en ubetydelig markedsandel i markedet for CDP.

Tabell 1: TSP – bestilte rigger globalt, inkludert kansellerte ordre (2010-2020)

TSP - Globalt
Konkurrenter57	2010-2020
Konkurrenter57	Volum	andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
Ukjent tredjepart
Totalt	64	100,0 %

Tabell 2: TSP – bestilte rigger globalt, ekskludert kansellerte ordre (2010-2020)

TSP - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
	Volum	andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
Totalt	38	100,0 %

Dersom man kun skulle sett på EØS, har bare NOV levert komplette boreutstyrspakker til rigger som opererer i EØS – totalt 7 rigger.58 I Norge opererer for øyeblikket tre rigger med boreutstyr levert som en komplett boreutstyrspakke, der alle har blitt levert av NOV.

Som det fremkommer av markedsandelstabellen over er markedet for komplette boreutstyrs- pakker dominert av NOV. MHWirths begrensede markedsandel viser at MHWirth har hatt ut- fordringer med å vinne mot NOV i budrunder. Dette er et resultat av at MHWirth ikke kan levere komplette boreutstyrspakker på egenhånd.

Partene forventer at kundene, dvs. Både skipsverftene og riggoperatørene som er de indi- rekte kundene, vil ha betydelig nytte av å få tilgang til en tredje integrert leverandør gjen- nom det foreslåtte JV-et. Dette vil særlig være tilfellet innen det globale markedet for TSP, ettersom utstyr til flytere er partenes hovedfokus.

Partene forventer videre at det foreslåtte JV-et vil være i stand til å tilby lavere priser ved at håndterings- og transaksjonskostnader, dobbelmarginer og integrasjonsrisiko reduseres. Det foreslåtte JV-et vil derfor kunne utøve et sterkere konkurransemessig press på sine kon-

57 SLB er en leverandør av TSP, men har så langt partene kjenner til ikke solgt noen kompletteboreutstyrspakker per dags dato. Dette skyldes slik partene ser det primært redusert etterspørsel i markedet.

58 Ingen kansellerte rigger er inkludert i regionale markedsandeler, fordi kansellerte rigger ikke opererer i noen region.

kurrenter innen markedet for TSP, og til en viss grad også også i markedet for CDP. Sluttre- sultatet vil være lavere priser for kunder og boreriggoperatører på alle komponentdeler som leveres som en del av den komplette boreutstyrspakken.

8.2 Ingen begrensning av konkurransen i det globale markedet for marine borerisere

Den foreslåtte transaksjonen vil ikke i betydelig grad hindre effektiv konkurransen i markedet for marine borerisere. MHWirth har en begrenset riserportefølje. MHWirths salg av marine borerisere har de siste årene vært langt mindre enn NOVs og SLBs som med god margin er de største leverandørene, og også Baker Hughes, som er den tredje største leverandøren. Øk- ningen i partenes markedsandel etter gjennomføringen av den foreslåtte transaksjonen er derfor liten. Det foreslåtte JV-et vil også etter etableringen være en mindre aktør i markedet enn både SLB og NOV, og vil fortsette å møte sterk konkurranse fra de to ovennevnte kon- kurrentene som har sterke riserporteføljer og stor kapasitet.

De viktigste leverandørene av marine borerisere, og deres produktporteføljer, er:

• NOV, som har levert nesten av alle marine borerisere siden 2010. NOV selger

primært risere med en tradisjonell tilkoblingsmetode som benytter boltede flenser.

Partene oppfatter

• Schlumberger tilbyr to typer borerisere som kan monteres ved bruk av deres innovative Robo-Spidersystem for å akselerere nedsenkningen av riseren og øke sikkerheten i bol- tingen av riserleddene.60 Robo-Spidersytemet fester og løsner alle riserboltene samti- dig, og er en tilnærming som er designet for å redusere tidsbruken forbundet med boltingen av riseren.61

• Dril-Quip tilbyr en risermodell som benytter boltede ledd, FRC™,62 og en risertype som benytter et boltløst tilkoblingssystem, kalt «Rapid-dePloy Marine Drilling Riser System» (HFRe).

• Oil States Industries tilbyr to marine borerisere som benytter en boltløs tilkoblingsme- tode; Merlin Marine Drilling Riser63, og OR-6C64. Oil States Industries tilbyr også en mo- dell med boltede flenser, og et automatisert robotsystem for å håndtere sammenkob- lingen av riserleddene.65

• China National Petroleum Corporation tilbyr to ulike risere som benytter boltede flen- sere som sammenkoblingsmetode: DR-E50F og DR-H75F.66

59 Se avsnitt 116 over og beskrivelsen av Schlumbergers produkttilbud i neste kulepunkt.

60 Camerons “LoadKing ultradeepwater riser” og «RF midwater riser system».

61 xxxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx.xxx/xxxxxxxx-xxxxxxx-xxxxxxxxx/xxxxxx-xxxxxxxx-xxxxx#xxxxxxx-xxxxxxxxxxx.

62 xxxxx://xxx.xxxx-xxxx.xxx/xxxxxx-xxxxxxxx-xxxxx-xxxxxxxxx.xxxx

63 xxxx://xxxxxxxxx.xxx/xx-xxxxxxx/xxxxxxx/XxxXxxxxxXXXX.xxx.

64 xxxx://xxxxxxxxx.xxx/xx-xxxxxxx/xxxxxxx/XX-0X-Xxxxxxxxx.xxx

65 xxxx://xxxxxxxxx.xxx/xx-xxxxxxx/xxxxxxx/XX-X-Xxxxxxxxx.

66 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/xx/xxxxx/xxx/00-Xxxxxxxx%00Xxxxx%00Xxxxxx.xxx

Nedenfor gis det en oversikt over de ulike aktørenes markedsandeler i markedet for marine borerisere. Som nevnt tidligere er markedet globalt. For ordens skyld presenterer partene også markedsandeler for EØS, som partene mener vil være den snevreste mulige geografiske markedsavgrensningen. Markedsandelene for EØS er basert på riggens nåværende lokasjon basert på partenes beste kunnskap.

Tabell 3: Marine borerisere (flytere) – bestilte rigger globalt, inkludert kansellerte ordre (2010- 2020)

Marine borerisere (flytere) - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Dril-Quip
Ukjent tredjepart
Totalt	131	100,0%

Tabell 4: Marine borerisere (flytere) – bestilte rigger globalt, ekskludert kansellerte ordre (2010- 2020)

Marine borerisere (flytere) - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Dril-Quip
Totalt	89	100,0%

Tabell 5: Marine borerisere (flytere) – EØS, bestilte rigger (2010-2020)

Marine borerisere (flytere) - EØS
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Totalt	20	100,0%

en kombinert markedsandel på av den installerte basen totalt,67 og en markedsandel

på dersom en ser på rigger bestilt etter 2010.68

Som indikert ovenfor mener partene at markedsandeler analysert år for år gir et misvisende bilde av markedet. For fullstendighetens skyld oppgis imidlertid markedsandeler på årsbasis i tabell6 under. Markedsandelene inkluderer alle kansellerte ordre. Som det fremgår av ta- bellen har svært få rigger blitt bestilt de seneste årene. Videre har tre av fire av de riggene som har blitt bestilt i løpet av de seneste årene blitt kansellert. De aktuelle riggene har derfor heller aldri vært operasjonelle.

Tabell 6: Marine borerisere (flytere) – bestilte rigger globalt, inkludert kansellerte ordre (2010- 2020)

Selskap	2010- 2019	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
BH
MHWirth
JV-et
NOV
SLB
DrilQuip
Ukjent
Totalt #	131	7	42	45	16	17	1	-	-	2	1

De nåværende markedslederne SLB og særlig NOV har en sterk posisjon i markedet for marine borerisere. Selv etter gjennomføringen av den foreslåtte transaksjonen vil det foreslåtte JV- et kun være den tredje største aktøren i markedet.

Videre er det ikke betydelige etableringshindre for å utvikle eller tilby marine borerisere. Ytterligere konkurrenter kan derfor etablere seg i markedet som en reaksjon på prisøkninger eller økt etterspørsel.69

En riser er i bunn og grunn et hult stålrør. Marine borerisere er derfor ikke komplekse pro- dukter, og utvikling og forskning utgjør ikke et betydelig element i konkurransen i markedet for marine borerisere. Redusert etterspørsel over lang tid har ført til økt fokus på kostnader fremfor utvikling av nye produkter. Marine borerisere er derfor raskt i ferd med å bli kom- modifiserte produkter.

67 Den installerte basen inkluderer alle bestilte rigger: Baker Hughes har en markedsandel på markedsandel på SLB har en markedsandel på og NOV har en markedsandel på

MHWirth har en

68 Baker Hughes har en markedsandel på på .

, SLB har en markedsandel på

og NOV har en markedsandel

69 Partene bemerker imidlertid at de nåværende markedsforholdene er kjennetegnet av stor overkapasitet, og partene forven- ter derfor ikke nyetableringer i markedet på kort og mellomlang sikt.

I tillegg er barrierene knyttet til immaterielle rettigheter ikke vanskelig å overkomme. Dette gjelder særlig tradisjonelle design, som er godt kjent og som ikke er beskyttet av IP-rettig- heter. Selv om mer moderne design inkludert partenes boltløse løsninger er gjenstand for noen immaterielle rettigheter utgjør dette ikke et vesentlig etableringshinder. Før MWHirth utviklet sin egen boreriser lisensierte MHWirth «clip riser» teknologi fra IFP Energies Novuel- les. Lisensavtalen mellom MHWirth og IFP Energies Nouvelles ble terminert i Så langt partene kjenner til er IFP villige til å lisensiere denne teknologien til tredjeparter.

Partene oppfatter heller ikke at skalafordeler utgjør et materielt etableringshinder, gitt at det for tiden kun bestilles et lite antall marine borerisere per år. Fordi stål og flyteelementer historisk har utgjort ca. av kostnaden til en riser kan det potensielt være stordriftsfor- deler knyttet til kjøp av større volumer av råvarer.

Kundepreferanser utgjør heller ikke en betydelig etableringshindring. Partene oppfatter ikke at merkevarelojalitet er en særlig viktig faktor i boreutstyrsmarkedene generelt, og heller ikke i markedet for marine borerisere. Kundene velger borerisere primært basert på pris. Kundene tar også hensyn til det nye utstyrets kompatibilitet med eksisterende utstyr. Dette gjenspeiler ikke merkevarelojalitet i tradisjonell forstand, men viser kun at kundene er so- fistikerte og tar i betraktning kompatibilitet med deres eksisterende flåte når de kjøper nytt utstyr.

Etter partenes beste estimat vil det koste ca. (uavhengig av tilkoblings-

metode) for en nykommer å etablere seg i markedet for marine borerisere. Ca. 95% av denne kostnaden relaterer seg til engineering og design i tillegg til testing av utstyret og utarbeiding av dokumentasjon som viser at boreriseren overholder gjeldende API-standarder, og om det kreves, også sertifiseringskravene fra DNV-GL/ABS.70

Kundene av marine borerisere er skipsverft, og i siste instans også boreriggoperatører, som er sofistikerte aktører med betydelig kjøpermakt. Aktørenes kjøpermakt forsterkes i dagens marked ytterligere av overkapasitet i boreutstyrsmarkedene generelt, også i markedet for marine borerisere. Partene oppfatter at kundene enkelt vil være i stand til å utnytte sin markedsmakt til å få i stand nyetableringer i markedet dersom de forventer at dette vil være tilstrekkelig fordelaktig.

8.3 Ingen konkurransebegrensninger i vertikalt overlappende markeder

8.3.1 De vertikale relasjonene mellom partene

Det er kun MHWirth av partene som tilbyr komplette boreutstyrspakker. I motsetning til ho- vedkonkurrentene NOV og SLB må MHWirth kjøpe trykkontrollutstyret fra en tredjepart, fordi MHWirth ikke har egne trykkontrollutstyrsprodukter. MHWirths posisjon som en leverandør av komplette boreutstyrspakker gir derfor opphav til noen vertikale relasjoner mellom par- tene.

De vertikale relasjonene inkluderer først og fremst MHWirth som en leverandør av TSP og Baker Hughes som en potensiell underleverandør av (i) BOPer og kontrollsystemer til BOPer til flytere, (ii) brønnhodekoblinger og (iii) trykkavledere til flytere. Til dags dato har Baker Hughes ikke levert en trykkontrollutstyrspakke som underleverandør til en TSP, inkludert for

70 Partene estimerer at det vil ta ca. 4-5 år å utvikle en prototype, og få den testet for å få relevant dokumentasjon.

TSPer levert av MHWirth.71 Kun den vertikale markedsrelasjonen mellom MHWirth som en leverandør av TSP og Baker Hughes som en underleverandør av brønnhodekoblinger utgjør vertikalt overlappende markeder.

Videre inkluderer de vertikale relasjonene MHWirth som en leverandør av CDP og Baker Hug- hes som en underleverandør av (i) BOPer og kontrollsystemer til BOPer til ikke-flytere og (ii) trykkavledere til ikke-flytere. Av disse er det kun den vertikale markedsrelasjonen mellom MHWirth som en leverandør av CDP og Baker Hughes som en leverandør av trykkavledere til ikke-flytere som utgjør et vertikalt overlappende marked. Til dags dato har MHWirth kun benyttet Baker Hughes som underleverandør for trykkontrollutstyret ved leveransen av CDP ved én anledning; ved leveransen av .

8.3.2 Ingen konkurransebegrensende virkninger i det vertikalt relaterte markeder til markedet for TSP

Det vil ikke oppstå noen konkurransebegrensende virkninger som følge av den vertikale mar- kedsrelasjonen mellom MHWirth som en leverandør av TSP og Baker Hughes som en potensiell underleverandør i det vertikalt overlappende markedet for brønnhodekoblinger.

MHWirths markedsandel i markedet for TSP er ca. (se tabell 1 ovenfor). En oversikt over

MHWirths og konkurrentenes markedsandeler i markedet for brønnhodekoblinger til flytere fremkommer av tabellene under.

Tabell 7: Brønnhodekoblinger (flytere) – bestilte rigger globalt, inkludert kansellerte rigger (2010- 2020)

Brønnhodekoblinger (flytere)72 - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum73	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Ukjent tredjepart
Totalt	131	100,0%

71 For rigger bestilt på verdensbasis siden 2010, er det kun bestilt komplette boreutstyrspakker til 63 flytere. Basert på til- gjengelige markedsdata leverte Baker Hughes ikke riser eller BOP til noen av disse, men leverte brønnhodekoblinger til av riggene. For en av disse riggene, er leverandøren av BOPen ukjent.

72 Det eksisterer ikke et separat marked for trykkavledere til ikke-flytere, og markedsandeler der derfor bare presentert for flytere. Ikke-flytere trenger ikke alltid brønnhodekoblinger, og brønnhodekoblinger kan for ikke-flytere erstattes av andre standardprodukter.

73 Partene bemerker at rigger kan ha flere brønnhodekoblinger fra ulike OEMer, og brønnhodekoblingene kan også byttes mellom rigger. Partenes interne tall, og tall fra tredjeparter, sporer ikke dette nøyaktig.

Tabell 8: Brønnhodekoblinger (flytere) – bestilte rigger globalt, ekskludert kansellerte rigger (2010- 2020)

Brønnhodekoblinger (flytere) - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
SLB
Totalt	89	100,0%

Dersom en ser på EØS alene, har Baker Hughes en markedsandel på andel å .74 I Norge har Baker Hughes en markedsandel på

på .75

og SLB en markeds- og SLB en markedsandel

Den foreslåtte transaksjonen vil ikke ha utestengende virkninger eller andre negative virk- ninger. MHWirths markedsandel for leveranser av TSP er veldig lav, og det er derfor usann- synlig at det foreslåtte JV-et vil kunne stanse salg av brønnhodekoblinger til TSP-pakker le- vert av konkurrenter (innsatsfaktorutestengelse) eller nekte å kjøpe brønnhodekoblinger fra tredjeparter (kundeutestengelse).

Baker Huges brønnhodekobling ble utviklet på 60-tallet og ble populær fordi den fungerte bra. Som følge av dette, har en stor del av den installerte basen brønnhodekoblinger fra Baker Hughes. De siste årene har imidlertid Schlumberger, Dril-Quip og NOV opparbeidet seg en større installert base og konkurrer derfor også i større grad mot Baker Hughes enn mar- kedsdataene skulle tilsi. Dette underbygges av at Baker Hughes’ markedsandel innen brønn- hodekoblinger har vært synkende fra 2009 til 2014, fra en markedsandel på i 2009 til i 2014. Dette viser at andre leverandører har styrket sine tilbud og tatt opp konkurransen

med Baker Hughes i markedssegmentet.

Hva gjelder evnen til utestengelse er Baker Hughes riktignok en relativt stor aktør innen brønnhodekoblinger, og Baker Hughes’ brønnhodekoblinger benyttes på to tredjedeler av riggene. Det foreslåtte JV-et vil imidlertid uansett ikke ha noe insentiv til å stanse salg av brønnhodekoblinger til NOV eller SLB, som er JV-ets to hovedkonkurrenter i markedet for komplette boreutstyrspakker til flytere (TSP). Baker Hughes selger i dag langt flere brønn- hodekoblinger enn det foreslåtte JV-et vil ha muligheter til å selge komplette boreutstyrs- pakker (TSP) i fremtiden. I et marked med generelt redusert etterspørsel etter boreutstyr har det foreslåtte JV-et ikke insentiv til å miste disse salgene. Videre vil det foreslåtte JV- et, ved å stanse salg av brønnhodekoblinger, risikere at Baker Hughes’ brønnhodekobling ikke benyttes.

Det foreslåtte JV-et vil heller ikke ha evne til å utestenge NOV eller SLB fra sine brønnhode- koblinger. Både NOV og SLB tilbyr sine egne brønnhodekoblinger. I tillegg tilbyr Dril-Quip

74 Ingen kansellerte rigger er inkludert i de regionale markedsandelene, fordi kansellerte rigger ikke opererer i noen region. Baker Hughes har rigger og SLB har rigger i EØS. 2 rigger har ukjent leverandør.

75 Ingen kansellerte rigger er inkludert i de regionale markedsandelene, fordi kansellerte rigger ikke opererer i noen region. Baker Hughes har rigger og SLB har rigger i Norge. 2 rigger har ukjent leverandør.

brønnhodekoblinger. Dersom det foreslåtte JV-et skulle forsøke å holde tilbake sine brønn- hodekoblinger vil NOV og SLB enkelt kunne velge en annen leverandør av brønnhodekob- linger, og dermed forhindre ethvert forsøk på utestengelse. I lys av de tilgjengelige alterna- tivene fremstår det heller ikke troverdig at en kunde som ellers ønsker å kjøpe en komplett boreutstyrspakke fra NOV, verdt flere hundre millioner dollar, skulle endre valg av leveran- dør utelukkende basert på brønnhodekoblingen.

Videre har Baker Hughes’ posisjon innen segmentet for brønnhodekoblinger ikke resultert i en sammenlignbar posisjon innen segmentet for BOP-utstyr. Det er derfor ikke troverdig at det foreslåtte JV-et skulle ha evne eller insentiv til å utestenge konkurrenter i relasjon til MHWirths topside-utstyr. Baker Hughes har levert brønnhodekoblinger til 87 flytende rigger, hvorav kun 17 hadde BOP fra Baker Hughes (der to av riggene også hadde BOP fra SLB).

Brønnhodekoblingen utgjør kun en liten komponent i den overordnede utstyrspakken bestå- ende av trykkontrollutstyr, og også en enda mindre andel av verdien av en TSP-pakke. Målt i verdi utgjør brønnhodekoblingen mindre enn av verdien av trykkontrollutstyrspakken og mindre enn av verdien av TSP-pakken. Det foreslåtte JV-et vil derfor ikke kunne begrense konkurransen i markedet for TSP ved å øke prisen på brønnhodekoblingen når disse selges til konkurrenter.

Partene bemerker også at kjøperne av brønnhodekoblinger (skipsverftene og i siste instans riggoperatørene) har betydelig kjøpermakt og er sofistikerte og sterke aktører i markedene der de opererer. Med få salgsmuligheter og redusert etterspørsel vil det foreslåtte JV-et ikke ha råd til ødelegge relasjonene med kundene ved å stanse salg av brønnhodekoblinger. Videre vil kundene enkelt kunne stanse et forsøk fra det foreslåtte JV-et på å utestenge NOV eller SLB ved å igjen anskaffe komponentene separat (som fortsatt gjøres av kundene for en tred- jedel av riggene som bestilles) eller ved å true med å ikke kjøpe betydelig mer verdifulle komponenter fra det foreslåtte JV-et.

I relasjon til kundeutestengelse av brønnhodekoblinger (ved at det foreslåtte JV-et kjøper brønnhodekoblinger fra Baker Hughes der MHWirth tidligere potensielt ville kjøpt brønnho- dekoblinger fra en annen leverandør) kan en vesentlig begrensning av konkurransen uteluk- kes basert på MHWirths svært lave markedsandel i markedet for komplette boreutstyrspak- ker.

Det foreslåtte JV-et verken vil derfor verken ha evne eller insentiv til å utestenge konkur- renter i markedet for TSP ved å stanse salg av brønnhodekoblinger.

8.3.3 Ingen konkurransebegrensende virkninger i de vertikalt relaterte markedene til markedet for CDP

Den vertikalt overlappende markedsrelasjonen mellom MHWirth som en leverandør av CDP og Baker Hughes som en leverandør av trykkavledere til ikke-flytere gir ikke grunnlag for noen konkurransemessige bekymringer.

MHWirths markedsandel i markedet for CDP

Baker Hughes som underleverandør av trykkontrollutstyr

. MHWirth har levert CDP med

Markedsandelene til de ulike aktørene som opererer i markedet for trykkavledere til ikke- flytere fremkommer i tabell 9 og 10 under.76

Tabell 9: Trykkavledere (ikke-flytere) – installert base globalt, inkludert kansellerte ordre (2010- 2020)

Trykkavledere (ikke-flytere) - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Dril-Quip
TSC
Ukjent tredjepart
Totalt	218	100,0%

Tabell 10: Trykkavledere (ikke-flytere) – installert base globalt, ekskludert kansellerte ordre (2010-2020)

Trykkavledere (ikke-flytere) - Globalt
Konkurrenter	2010-2020
Konkurrenter	Volum	Andel (%)
XXXxxxx
Xxxxx Xxxxxx
JV-et
NOV
SLB
Dril-Quip
TSC
Ukjent tredjepart
Totalt	208	100,0%

Dersom en kun ser på EØS og Norge, har Baker Hughes en markedsandel på Quip en markedsandel på i markedet for trykkavledere til ikke-flytere. leveransene ble levert av ukjent tredjepartsleverandør.77

og Dril-

76 Som nevnt i kapittel 7 er markedsandelsberegningene basert på informasjon fra Rystads database. Rystads database sporer ikke faste plattformrigger eller onshore borerigger, og sporer heller ikke alle oppjekkbare plattformer. Partene mener derfor at markedsandelene som vises ovenfor overestimerer markedsandelen til Baker Hughes for trykkavledere til ikke-flytere. Imid- lertid er partenes oppfatning at det ikke er behov for mer presise data for denne meldingens formål, gitt at det uansett ikke er konkurransemessige bekymringer relatert til markedet for trykkavledere for ikke-flytere.

77 Ingen kansellerte rigger inkludert i regionale markedsandeler, fordi kansellerte rigger ikke opererer i noen region - Baker Hughes har igger, Dril-Quip har rigg og rigger har ukjent leverandør – alle riggene er lokalisert i Norge.

Gitt at begge parter primært fokuserer på flytere har partene lave markedsandeler for alle større komponenter og pakker for ikke-flytere, unntatt trykkavledere til ikke-flytere.

Relasjonen mellom MHWirth som en oppstrømsleverandør av CDP og Baker Hughes som en underleverandør av trykkavledere til ikke-flytere er en vertikalt overlappende markedsrela- sjon på grunn av Baker Hughes markedsandel på Baker Hughes har en høy markedsandel innen trykkavledere til ikke-flytere fordi teknologien de brukte ble godt mottatt hos kundene da den ble lansert. Historisk var det en periode få alternativer til Baker Hughes trykkavleder, men Dril-Quip og SLB har tatt opp konkurransen og anses i dag som fullverdige konkurrenter.

Partene bemerker imidlertid at det foreslåtte JV-et, slik som virksomhetene som tilføres, primært vil fokusere på flytere. Det foreslåtte JV-et vil derfor ikke ha en portefølje som muliggjør utøvelsen av markedsmakt i relasjon til ikke-flytere. Det foreslåtte JV-et vil for ordens skyld heller ikke ha insentiv til å stanse salg av trykkavledere for ikke-flytere til kun- der eller konkurrenter.

Gitt den svært begrensede markedsandelen til MHWirth på i markedet for

CDP vil konkurrerende leverandører av trykkavledere ikke miste en viktig kunde som et re- sultat av den foreslåtte transaksjonen.

Videre er trykkavledere til ikke-flytere en relativt liten komponent. Trykkavlederen utgjør kun av verdien i en trykkontrollutstyrspakke. Det foreslåtte JV-et vil ikke ha insentiv til å ofre sine salg av trykkavledere, særlig gitt MHWirths minimale markedsandel i markedet for CDP.

Baker Hughes har ikke vært i stand til å utnytte sin størrelse innen leveranser av trykkavle- dere til å fremme sitt salg av BOP-utstyr. Av de oppjekkbare riggene som er bestilt siden 2010 der Baker Hughes har levert trykkavlederen, har Baker Hughes kun levert BOP-utstyr på av riggene. NOV og SLB har levert brorparten av sitt BOP-utstyr til rigger som også har benyttet Baker Hughes’ trykkavleder. Det er derfor usannsynlig at Baker Hughes vil kunne utnytte sin posisjon innen markedssegmentet for trykkavledere til å fremme salg av MHWirths

integrerte pakker.

9. Effektivitetsgevinster

Den foreslåtte transaksjonen vil medføre betydelige kostnadssynergier som et resultat av at overlappende supportfunksjoner kan elimineres, antallet ingeniørtimer kan reduseres gjen- nom standardisering og redusert arbeid grensesnittarbeid, og gjennom sammenslåing av geo- grafisk overlappende kontorer o.l. (slik også nærmere beskrevet i Vedlegg 3 og 4 til denne meldingen).

Det vil ikke redegjøres ytterligere for effektivitetsgevinstene som vil oppstå som et resultat av den foreslåtte transaksjonen, ettersom transaksjonen uansett ikke vil medføre begrens- ning av konkurransen etter konkurranseloven § 16.

10. De viktigste leverandørene, konkurrentene og kundene

En liste over partenes viktigste leverandører, konkurrenter og kunder i de horisontalt berørt og overlappende eller vertikalt overlappende markedene for (i) marine borerisere, (ii) bore- avfallshåndteringstjenester, (iii) CDP, (iv) TSP, (v) brønnhodekoblinger for flytere og (vi) trykkavledere til ikke-flytere er vedlagt denne meldingen som Vedlegg 8.

Vedlegg 8 Liste over partenes viktigste leverandører, konkurrenter og kunder

11. Partenes viktigste samarbeidsavtaler i det horisontalt berørte markedet for marine borerisere

Partneravtaler: Baker Hughes benytter partneravtaler for å levere ettermarkedstjenester, herunder også marine borerisere, i den asiatiske stillehavsregionen og i USA.

12. Årsrapporter

Årsrapporter og reviderte årsregnskap for partene er vedlagt som Vedlegg 9-11. Vedlegg 9 Årsrapport for 2020 for Baker Hughes Company

Vedlegg 10 Årsrapport for 2020 for Baker Hughes Holdings LLC

Vedlegg 11 Årsrapport for 2020 for Akastor ASA

13. Annet

13.1 Meldepliktige jurisdiksjoner

I tillegg til Norge vil den foreslåtte transaksjonen også meldes til konkurransemyndighetene i USA, Storbritannia, Østerrike, Brasil, Colombia, Saudi Arabia, Singapore, Australia og Tyr- kia.

13.2 Relevante bransjeorganisasjoner

En liste over de relevante bransjeorganisasjonene for den foreslåtte transaksjonen der par- tene er medlemmer er vedlagt som Vedlegg 12.

Vedlegg 12 Liste over relevante bransjeorganisasjoner der partene er medlemmer

14. Konfidensialitet

Denne meldingen inneholder forretningshemmeligheter markert med lyseblå, grønn og gul bakgrunn. Akastors forretningshemmeligheter er markert med lyseblå bakgrunn, Baker Hug- hes’ forretningshemmeligheter er markert med grønn bakgrunn og informasjon som utgjør forretningshemmeligheter for begge parter er markert med gul bakgrunn. Begrunnelse for forretningshemmeligheter er vedlagt denne meldingen som Vedlegg 13.

Vedlegg 13 Begrunnelse for forretningshemmeligheter

***

Med vennlig hilsen

Xxxxxxxxxxxxxx XXXX AS Xxxxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxx AS

Xxxxx Xxxxxx Partner

Xxxxx Xxxxxxxx Partner

Document Metadata

Table of Contents

Melding om foretakssammenslutning

Document Metadata