Dieser Text dient ausschließlich Informationszwecken. Eine Zusammenfassung dieser Entscheidung wird in sämtlichen Amtssprachen der Gemeinschaft im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht..

Sache Nr. COMP/M.4180 – Gaz de France/Suez

Nur der französische Text ist verbindlich.

VERORDNUNG (EG) Nr . 139/2004 FUSIONSKONTROLLVERORDNUNG

Artikel 8 Absatz 2 14.11.2006

KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN

Brüssel, den 14.XI.2006

C(2006) 5419 endg.

ÖFFENTLICHE VERSION

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 14.11.2006

über die Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen

(Sache Nr. COMP/M.4180 Gaz de France/Suez)

Entscheidung der Kommission vom 14.XI.2006

über die Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt

und dem EWR-Abkommen

(Sache Nr. COMP/M.4180 Gaz de France/Suez)

(Nur der französische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN,

gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft,

gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 57,

gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die 1 Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen, insbesondere auf Artikel 8 Absatz 2,

angesichts der Entscheidung der Kommission vom 19. Juni 2006, in dieser Sache das Verfahren einzuleiten,

nachdem den beteiligten Unternehmen Gelegenheit gegeben wurde, sich zu den Beschwerdepunkten der Kommission zu äußern,

2 nach Anhörung des Beratenden Ausschusses für Unternehmenszusammenschlüsse,

3 in Kenntnis des Abschlussberichts des Anhörungsbeauftragten in dieser Sache,

in Erwägung nachstehender Gründe:

1 ABl. L 24 vom 29.01.2004, S. 1.

2 ABl. C ...,...200., S. ...

3 ABl. C ...,...200., S. ...

2

1.Am 10. Mai 2006 ist die Anmeldung eines Zusammenschlussvorhabens gemäß Artikel 4 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 (im Folgenden „Fusionskontrollverordnung“) bei der Kommission eingegangen. Danach ist beabsichtigt, dass die Gruppe Gaz de France („GDF“, Frankreich) im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe a) dieser Verordnung des Rates im Wege des Aktientausches mit der Suez-Gruppe („Suez“, Frankreich) fusioniert.

2.Nach einer ersten Prüfung der Anmeldung kam die Kommission zu dem Schluss, dass das angemeldete Vorhaben in den Anwendungsbereich der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 fällt und Anlass zu ernsthaften Bedenken hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen gibt.

I. DIE BETEILIGTEN

3.GDF ist ein Energiekonzern, der auf allen Ebenen der Erdgasversorgungskette und der damit verbundenen Energiedienstleistungen tätig ist und die Exploration, die Förderung, die Fernleitung, die Speicherung, die Verteilung und den Verkauf von Erdgas vorwiegend in Frankreich, aber auch in Belgien, Deutschland, dem Vereinigten Königreich, Luxemburg, Ungarn und Spanien betreibt. In Belgien übt Gaz de France mit 4 Centrica die gemeinsame Kontrolle über SPE aus, die auf den belgischen Elektrizitäts- und Erdgasmärkten und im Bereich der Energiedienstleistungen tätig ist.

4.GDF, vormals eine öffentliche Anstalt gewerblichen Charakters, wurde durch ein am 9. August 2004 verabschiedetes Gesetz in eine Aktiengesellschaft umgewandelt. Gaz de France SA untersteht so der alleinigen Kontrolle des französischen Staates.

5.Die Suez-Gruppe ist in der Industrie und im Bereich der öffentlichen Dienstleistungen tätig. Die Organisation der Gruppe gliedert sich in vier Arbeitsgebiete in den beiden Tätigkeitsfeldern Energie und Umwelt.

6.Die größten Einheiten von Suez sind Electrabel (Elektrizität und Erdgas), Distrigaz (Erdgas) und Fluxys (Erdgasfernleitung und -speicherung) im Bereich Energie sowie Elyo (seit Januar 2006 Suez Energie Services), Fabricom, GTI, Axima und Tractebel Engineering im Sektor der Energiedienstleistungen. Nach Angaben der Parteien hält Suez Energie Europe eine Minderheitsbeteiligung von 27,5 % an Elia, dem Betreiber des belgischen Stromübertragungsnetzes.

II. DER ZUSAMMENSCHLUSS

7.Durch das angemeldete Zusammenschlussvorhaben wird Suez in GDF aufgehen und keine eigene Rechtspersönlichkeit mehr besitzen. Der Vollzug des Zusammenschlusses muss von den Außerordentlichen Hauptversammlungen beider Gruppen mit qualifizierter Mehrheit genehmigt werden und bedingt daher kein öffentliches Angebot für die Anteile von Suez. Die Verwaltungsräte der beiden Gruppen haben das Fusionsvorhaben bereits genehmigt (am 25. Februar 2006 für Suez und am 26. Februar 2006 für GDF). Die Fusion wird durch Aktientausch im Verhältnis eins zu eins erfolgen.

4 GDF und Centrica besitzen jeweils 50 % einer Holding, die im Jahr 2005 51 % an SPE erworben hat. Sie üben gemeinsam die Kontrolle über SPE aus. Die Voreigentümer von SPE, ALG und Publilum, halten über eine andere Holding 49 % von SPE, üben jedoch keine Kontrolle aus. Siehe Sache M.3883 GDF/Centrica/SPE.

3

8.Im Übrigen erfordert die Durchführung des Vorhabens eine Änderung des Gesetzes vom 9. August 2004 durch das französische Parlament, um die Beteiligung des französischen 5Staates am Kapital von GDF auf weniger als 50 % herabzusetzen.

III. DER UNTERNEHMENSZUSAMMENSCHLUSS

9.Infolgedessen weist das angemeldete Vorhaben alle Merkmale eines Zusammenschlusses nach Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe a) der Fusionskontrollverordnung auf.

IV. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG

10.Alle am Zusammenschluss beteiligten Unternehmen erzielen zusammen einen 6 weltweiten Gesamtumsatz von mehr als 5 Mrd. Euro(weltweiter Gesamtumsatz 63 843 Mio. Euro). Jedes der Unternehmen erzielt einen gemeinschaftsweiten Gesamtumsatz von mehr als 250 Mio. Euro (GDF […]* Mio. Euro und Suez * […]Mio. Euro), ohne dabei mehr als zwei Drittel des jeweiligen gemeinschaftsweiten Umsatzes in ein und demselben Mitgliedstaat zu erzielen. Demnach hat der angemeldete Zusammenschluss gemeinschaftsweite Bedeutung.

V. VERFAHREN

11.Nach Prüfung der Anmeldung gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass das angemeldete Vorhaben in den Anwendungsbereich der Fusionskontrollverordnung fällt und Anlass zu ernsthaften Bedenken hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen gibt. Daher hat sie mit Entscheidung vom 19. Juni 2006 das Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung eingeleitet.

12.Am 7. Juli 2006 haben die Parteien ihre schriftlichen Bemerkungen zu dieser Entscheidung vorgelegt.

13.Am 18. August 2006 übermittelte die Kommission den Parteien die Mitteilung der Beschwerdepunkte; die Parteien beantworteten diese am 1. September 2006. Am 18. August 2006 erhielten die Parteien Zugang zur Akte, die am 21. August ergänzt wurde. Sie verzichteten auf die förmliche mündliche Anhörung gemäß Artikel 14 der 6bis Verordnung (EG) Nr. 802/2004 der Kommission . Die Kommission gewährte den Parteien wiederholt Zugang zur Akte (am 9. Oktober 2006 und am 20. Oktober 2006), so dass sie die Möglichkeit hatten, sich gemäß Artikel 18 Absatz 1 der Fusionskontrollverordnung zu den erhobenen Einwänden zu äußern.

5 Die Beteiligung des französischen Staates an der neuen Gruppe wird 34 % betragen; der andere bedeutende Aktionär ist mit 4,1 % die Gruppe Bruxelles Lambert.

6 Umsatz berechnet gemäß Artikel 5 Absatz 1 der Verordnung über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen und der Mitteilung der Kommission über die Berechnung des Umsatzes (ABl. C 66 vom 2.3.1998, S. 25).

* Teile dieses Textes wurden ausgelassen, um zu gewährleisten, daß keine vertraulichen Informationen bekanntgegeben werden; diese Teile sind durch eckige Klammern und ein Sternchen gekennzeichnet.

6bis Verordnung (EG) Nr. 802/2004 der Kommission vom 7. April 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 133 vom 30.4.2004, S. 1).

4

14.Am 20. September 2006 legten die Parteien die weiter unten beschriebenen Verpflichtungszusagen vor. Am 22. September 2006 leitete die Kommission einen Markttest ein, um die vorgeschlagenen Verpflichtungszusagen besser bewerten zu können. Die Kommission wertete die von Kunden, Wettbewerbern, Lieferanten und den belgischen und französischen Regulierern eingegangenen Antworten sorgfältig aus. Am 29. September 2006 unterrichtete die Kommission die Parteien über das Ergebnis des Markttests und übermittelte ihnen nicht vertrauliche Fassungen von 39 Antworten. Zwischen dem 2. und 4. Oktober 2006 übermittelte 9 weitere, zwischenzeitlich eingegangene Antworten in der nicht vertraulichen Fassung. Auf einer Sitzung am 4. Oktober 2006 erläuterte die Kommission den Parteien die Ergebnisse des Markttests ausführlicher.

15.Am 10. Oktober 2006 wurden die Fristen mit einer Entscheidung der Kommission gemäß Artikel 10 Absatz 3 Unterabsatz 2 der Fusionskontrollverordnung mit Zustimmung der Parteien um fünf Werktage verlängert.

16.Am 13. Oktober 2006 legten die Parteien neue Verpflichtungszusagen vor, die weiter unten ausführlich beschrieben werden. Am 6. November 2006 legten die Parteien die Verpflichtungszusagen vom 13. Oktober um Anhänge ergänzt in endgültiger Fassung vor. Diese Verpflichtungszusagen sind dieser Entscheidung als Anhang beigefügt; sie sind fester Bestandteil dieser Entscheidung.

17.Am 25. Oktober 2006 trat der Beratende Ausschuss für Unternehmenszusammenschlüsse zusammen und gab seine Stellungnahme zum Entwurf dieser Entscheidung ab.

VI. WETTBEWERBLICHE WÜRDIGUNG

18.Von diesem Vorhaben sind hauptsächlich die Sektoren Erdgas und Elektrizität in Belgien sowie Erdgas und Fernwärmenetze in Frankreich betroffen.

A. Erdgas

A.1 Europäischer Rechtsrahmen

19.Der Erdgasbinnenmarkt wird durch die Richtlinie 2003/55/EG des Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und 7 zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG („Gasrichtlinie“)zur Aufstellung gemeinsamer Vorschriften für die Erdgasspeicherung, -fernleitung, -verteilung und -versorgung geregelt. Als zugelassene Kunden werden alle Nichthaushaltskunden (spätestens ab 1. Juli 2004) bzw. alle Kunden (ab 1. Juli 2007) bezeichnet. Die Gasrichtlinie schreibt auch einen geregelten Zugang zu Fernleitungs- und Verteilungsinfrastrukturen und zu Flüssigerdgasanlagen (LNG-Anlagen) vor. Bei der Speicherung können die Mitgliedstaaten hingegen zwischen einem geregelten Zugang und einem verhandelbaren Zugang wählen. Integrierte Erdgasunternehmen müssen getrennte Konten für ihre Tätigkeiten in den Bereichen Fernleitung, Verteilung, Speicherung und LNG führen. Die Gasrichtlinie schreibt auch die Entflechtung der Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber vor. Gehört dieser zu einem vertikal integrierten Unternehmen, muss er hinsichtlich

7 ABl. L 176 vom 15.7.2003, S. 57.

5

seiner Organisation und Entscheidungsgewalt rechtlich unabhängig von den übrigen Tätigkeiten sein, die nicht mit der Fernleitung und Verteilung zusammenhängen.

20.Weiterhin legt die Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den 8 Erdgasfernleitungsnetzen, die am 1. Juli 2006 in Kraft getreten ist, zusätzliche technische Regeln im Hinblick auf die Dienstleistungen für den Netzzugang Dritter, die Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen, die Engpassmanagementverfahren und die Transparenzanforderungen fest.

A.2 Belgien

A.2.1 Nationale Rahmenbedingungen

21.Belgien deckt seinen gesamten Erdgasverbrauch durch Einfuhren, entweder über Gaspipelines oder in Form von LNG. Die Erdgasversorgung Belgiens wird hauptsächlich durch die Niederlande (38 %), Norwegen (40 %), Algerien (15 %) und den Spotmarkt Zeebrugge (7 %) gesichert. Ab 2007 werden rund 15 % des belgischen Erdgasverbrauchs aus Katar kommen und das Erdgas aus Algerien ersetzen. Im Übrigen ist Belgien ein Erdgastransitland: Die langfristig gebuchte Transitkapazität beträgt etwa 3 48 Mrd. m/Jahr.

22.Der Erdgasverbrauch ist im Jahr 2005 gegenüber dem Vorjahreswert von 187 330 TWh leicht (um +1,4 %) auf 189 853 TWh gestiegen. Dieser Anstieg ist in erster Linie auf den um 5,6 % gestiegenen Verbrauch zur Stromerzeugung zurückzuführen. Die Prognosen der CREG rechnen für die nächsten Jahre mit einer mittleren jährlichen Zuwachsrate von 2,92 %.

23.In Belgien werden zwei Gasarten geliefert, und zwar das niederkalorische L-Gas (Brennwert 9,769 kWh/Nm³) und das hochkalorische H-Gas (Brennwert 11,630 kWh/Nm³).

Liberalisierung und Regulierung

24.Die an das Erdgasfernleitungsnetz angeschlossenen Endkunden sind seit dem 1. Juli 2004 zugelassen. In der Region Flandern ist der Markt seit 1. Juli 2003 vollständig geöffnet. In der Region Wallonien sind Endkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 0,12 GWh Gas pro Jahr und Standort sowie gewerbliche Abnehmer, die dies beantragen, seit dem 1. Juli 2004 zugelassen. In der Region Brüssel-Hauptstadt sind seit 1. Juli 2004 gewerbliche Kunden zugelassen. Haushaltskunden werden ab 1. Januar 2007 in Wallonien und Brüssel zugelassen sein. Zum Zeitpunkt dieser Entscheidung sind fast 90 % des belgischen Erdgasmarktes geöffnet.

25.Die bundesstaatliche Regulierungsinstanz, die Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz (CREG), sowie drei regionale Regulierungsinstanzen, Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG, flämischer Regulierer), Institut Bruxellois pour la Gestion de l’Environnement/Brussels Instituut voor Milieubeheer (IBGE-BIM, Regulierer der Region Brüssel) und Commission wallonne pour l'Energie (CWAPE, wallonischer Regulierer) sind für die Überwachung der

8 ABl. L 289 vom 3.11.2005, S. 1.

6

ordnungsgemäßen Umsetzung der Marktregulierung auf bundesstaatlicher und regionaler Ebene zuständig.

26.Die Erdgasrichtlinien wurden auf bundesstaatlicher und regionaler Ebene umgesetzt. Die bundesstaatliche Behörde hat die Richtlinien mit dem Gesetz vom 16. Juli 2001 zur Änderung des Gesetzes vom 12. April 1965 über den Transport gasförmiger und anderer Stoffe durch Rohrleitungen und zur Bestätigung des Königlichen Erlasses vom 18. Januar 2001 über das vorläufige System zur Deckung der Betriebskosten der Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz (CREG) („Gasgesetz“) umgesetzt. Die regionalen Behörden haben die Richtlinien mit folgenden Regelungen umgesetzt: Region Flandern: Dekret vom 6. Juli 2001 über die Organisation des Gasmarktes („flämisches Gasdekret“), Region Wallonien: Dekret vom 19. Dezember 2002 über die Organisation des regionalen Gasmarktes („wallonisches Gasdekret“), Region Brüssel- Hauptstadt: Verordnung vom 1. April 2004 über die Organisation des Gasmarktes 9(„Brüsseler Gasverordnung“).

27.Die Tätigkeiten des Inlandstransports (Fernleitung) und der Speicherung von Fluxys werden im Hinblick auf den Zugang Dritter (TPA) und auf die Preise reguliert. Sie unterliegen dem Gesetz und dem Verhaltenskodex. Der belgische Staatsrat hat allerdings die Aussetzung des Verhaltenskodex, soweit er die Transitaktivitäten betrifft, 10 angeordnet.Der im Hinblick auf den Transit ausgesetzte Verhaltenskodex ist durch keinen anderen Erlass mit Durchführungsbestimmungen zum Gasgesetz ersetzt worden. Infolgedessen ist der CREG kein Dokument über den Zugang Dritter zu den 11 Transitkapazitäten zur Genehmigung vorgelegt worden.Die Verordnung 2005/1775/EG gilt erst seit 1. Juli 2006 für die Transitaktivitäten. Diese Verordnung schließt jedoch die Lücken, die durch das Urteil des Staatsrates bei der Anwendung der TPA-Vorschriften beim Transit entstanden sind, nicht vollständig.

A.2.2 Infrastrukturen

28.Nach Artikel 8 Absatz 1 des belgischen Gasgesetzes wird der Betrieb der Netze ausschließlich: i) dem Betreiber des Erdgasfernleitungsnetzes (FNB); ii) dem Betreiber der Erdgasspeicheranlage und iii) dem Betreiber der LNG-Anlage übertragen. Damit hat das Gasgesetz ein gesetzliches Monopol für den Betrieb dieser drei Gasanlagenarten geschaffen.

A.2.2.1 Fernleitung/Transit

29.Belgien hat sich für einen monopolistischen Betrieb des inländischen Hochdruck- Fernleitungsnetzes entschieden. Seit 23. März 2006 ist Fluxys (eine Tochtergesellschaft

9 Im Übrigen hat die Kommission wegen nicht ordnungsgemäßer Umsetzung der Richtlinie 2003/55/EG ein Aufforderungsschreiben an Belgien gesandt. In dieser Aufforderung vertritt die Kommission insbesondere die Ansicht, dass Belgien die Bestimmungen der Richtlinie über die endgültige Benennung eines Netzbetreibers, den Netzzugang Dritter und die Ausnahmeregelung für größere neue Erdgasanlagen verletzt hat. Siehe auch IP/06/430 vom 4.4.2006 „Kommission geht gegen Mitgliedstaaten vor, die ihre Energiemärkte nicht ordnungsgemäß geöffnet haben“.

10 Urteil Nr. 126.817 vom 5.1.2004 (Distrigaz und Distrigaz & Co./belgischer Staat).

11 Antwort der CREG vom 14.7.2006 (Nr. 13256) auf Frage 10 des Fragebogens vom 6.7.2006.

7

von Suez) infolge des Gasgesetzes übergangsweise Fernleitungsnetzbetreiber. In Rahmen dieser Aufgaben gewährleistet Fluxys den Betrieb, die Instandhaltung und den Ausbau des Fernleitungsnetzes.

42.Derzeit gibt es in Belgien keine Anlagen zum Speichern von L-Gas. Die einzige Speicheranlage für Gas im gasförmigen Zustand in Loenhout wird derzeit zum Speichern 13 von H-Gas genutzt.Die LNG-Speicheranlage in Zeebrugge (Dudzele) verfügt über eine Kapazität von 55 Mio. m³(n) und ist direkt an das H-Gas-Fernleitungsnetz 14 angeschlossen, in welches das LNG nach der Regasifizierung eingespeist wird .

A.2.2.3LNG-Terminal

43.Ein LNG-Terminal ist eine Hafenanlage, die das Anlanden von LNG mit Flüssiggastankern, die vorübergehende Speicherung und die Regasifizierung (Verdampfung) und Einspeisung in das angrenzende Fernleitungsnetz ermöglicht.

44.Das LNG-Terminal von Zeebrugge ist das einzige LNG-Terminal auf belgischem Hoheitsgebiet. Fluxys LNG, eine Tochtergesellschaft von Fluxys (die wiederum Betreiber der Fernleitungsnetze und Speicheranlagen in Belgien ist), ist Eigentümer dieses Terminals und besitzt ein gesetzliches Monopol für seinen Betrieb. Der Anmeldung zufolge beträgt die jährliche Kapazität des LNG-Terminals von Zeebrugge 154,5 Mrd. m³(n) pro Jahr; ab 1. April 2007 wird sie 9 Mrd. m³(n) betragen.

A.2.2.4Erdgasverteilung

45.Die Erdgasverteilung betrifft den Transport von Erdgas vom Fernleitungsnetz aus in einem Niederdruck-Verteilernetz. Diese Tätigkeit fällt in die Zuständigkeit der kommunalen Zweckverbände („Intercommunales“), die das alleinige Recht hierzu besitzen.

46.Früher gewährleisteten die für die Verteilung zuständigen kommunalen Zweckverbände in Belgien den Betrieb der Niederdruck-Erdgasverteilernetze und die Versorgung mit Elektrizität/Erdgas über diese Netze.

47.Unter den kommunalen Zweckverbänden werden zum einen die reinen Zweckverbände (deren Mitglieder ausschließlich Kommunen sind) und zum anderen die gemischten Zweckverbände, denen Electrabel angegliedert ist, unterschieden.

48.Nach der Umsetzung der Gasrichtlinie und der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG

13 Fluxys besitzt jedoch in Loenhout eine Anlage zur Umwandlung von H-Gas in L-Gas.

14 http://www.fluxys.be/Index_Storage.htm.

15 Formblatt CO, Teil I, S. 339.

11

16(„Elektrizitätsrichtlinie“)auf regionaler Ebene konnten kommunale Zweckverbände, die als Betreiber von Strom- oder Gasverteilernetzen benannt werden wollten, die (inzwischen) zugelassenen Kunden nicht mehr gleichzeitig mit Strom und Erdgas versorgen.

49.Um diesen Verpflichtungen nachzukommen, vereinbarten die meisten Kommunen mit Electrabel, ihrem Partner in gemischten kommunalen Zweckverbänden, eine Aufspaltung der Tätigkeiten der Zweckverbände. Die Versorgung der zugelassenen Kunden wird von Electrabel Customer Solutions (ECS) übernommen, einer Tochtergesellschaft von Electrabel. Die Tätigkeit der kommunalen Zweckverbände wird sich somit in Zukunft auf den Betrieb des Verteilernetzes beschränken. Im Gegenzug wird die Beteiligung der Kommunen an den gemischten Zweckverbänden verstärkt und die von Electrabel verringert, so dass Electrabel spätestens 2007 in den drei Regionen eine Minderheitsbeteiligung besitzen wird.

50.Infolgedessen hält Electrabel vorübergehend Mehrheitsbeteiligungen an gemischten kommunalen Zweckverbänden, die als Verteilernetzbetreiber (VNB) für die Verteilung zuständig sind.

51.Die Parteien betonen, dass sowohl die Satzungen der gemischten Zweckverbände als auch die einschlägige Gesetzgebung den Kommunen die alleinige Kontrolle der Gemeindezweckverbände zusichern würden, und dies unabhängig von der Beteiligung privater Anteilseigner. Sie machen geltend, Electrabel habe aufgrund des belgischen Rechtsrahmens keine Kontrolle über diese gemischten Zweckverbände. Dies gelte umso mehr, als die Beteiligungen von Electrabel an den gemischten kommunalen Zweckverbänden schrittweise verringert würden.

52.Die Parteien führen an, dass diese Schlussfolgerung implizit sowohl von der 17 18 Kommission als auch vom belgischen Wettbewerbsrat in den Entscheidungen ECS/Intercommunales bestätigt worden sei. Die Parteien machen insbesondere geltend, dass die der Kommission damals angemeldeten Transaktionen nicht anmeldepflichtig gewesen wären, wenn Electrabel die kommunalen Zweckverbände vorher kontrolliert hätte. Die Parteien folgern daraus, dass Electrabel auf dem Markt der Gasverteilung in Belgien nicht präsent sei. GDF sei auf diesem Markt ebenfalls nicht tätig.

53.Die Marktuntersuchung hat jedoch Zweifel am Grad der Unabhängigkeit der kommunalen Zweckverbände von Suez/Electrabel aufgeworfen. Erstens wurde angegeben, dass Electrabel weiter das Recht hat, Mitglieder des „Verwaltungsrats“ der gemischten Zweckverbände zu benennen. Zweitens profitieren die kommunalen Zweckverbände durch die Überkreuzbeteiligungen zwischen den Zweckverbänden und der Suez-Gruppe von jeder Gewinnsteigerung der Tochtergesellschaften der Suez-Gruppe ganz direkt, so dass sie ein Interesse daran haben könnten, die etablierten Unternehmen zu begünstigen. Drittens werden den gemischten Zweckverbänden bestimmte Schlüsseldienstleistungen (wie beispielsweise der Anschluss der Kunden, wenn sie an einen neuen Anbieter von Reparaturdienstleistungen gebunden sind) von Tochtergesellschaften der Suez-Gruppe erbracht, was eine gewisse Abhängigkeit der Zweckverbände von der technischen Erfahrung der Suez-Gruppe zu beinhalten scheint.

54.Was den Verweis auf frühere Entscheidungen der Kommission zu kommunalen Zweckverbänden anbelangt, ist das Argument der Parteien zurückzuweisen, da die angemeldeten Transaktionen den Übergang von zugelassenen Kunden der Zweckverbände an ECS betrafen, die dadurch zum Versorger letzter Instanz dieser Kunden wurde. Die Übernahme der Kunden durch ECS war aber ein Erwerb der 18bis alleinigen Kontrolle im Sinne der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates . Selbst wenn man davon ausgeht, dass Electrabel bereits die gemeinsame Kontrolle über die Zweckverbände (einschließlich von deren Kunden) gehabt hatte, stellte der Erwerb der alleinigen Kontrolle über die Kunden einen Wechsel der Art der Kontrolle dar, die somit 19anmeldepflichtig war.

55.Die Angaben, über die die Kommission verfügt, lassen den Schluss zu, dass Suez derzeit in der Lage ist, zumindest einen erheblichen Einfluss auf die kommunalen Zweckverbände und möglicherweise die Kontrolle über sie auszuüben.

A.2.3Relevante Märkte

56.Entsprechend der Entscheidungspraxis der Kommission lassen sich die verschiedenen Tätigkeiten des Erdgassektors in unterschiedliche relevante Märkte trennen. In diesem Fall liegen für den Gassektor Belgiens folgende sachlich relevante Märkte vor:

•die verschiedenen Märkte für die Lieferung von Erdgas, die je nach Kundenkategorie unterschiedliche Märkte darstellen,

•der Handelsmarkt am Hub.

57.Auf diesen Liefermärkten wird der angemeldete Zusammenschluss zu erheblichen Überschneidungen zwischen den Tätigkeiten der Parteien führen; diese Märkte sind daher horizontal betroffen.

58.Zwischen diesen Märkten und den Märkten für Erdgasinfrastrukturen, d. h. Fernleitungs- und Verteilernetze, Speicheranlagen und LNG-Anlagen, die den Liefer- und Handelstätigkeiten vorgelagert sind, besteht eine vertikale Beziehung. Der Betrieb dieser Infrastrukturen unterliegt in Belgien allerdings gesetzlichen Monopolen. Deshalb ist eine genaue Definition dieser Märkte für die Zwecke dieser Entscheidung nicht erforderlich. Die Eigentumsverhältnisse, der Betrieb und die Nutzungsrechte der verschiedenen Infrastrukturen werden dagegen bei der Analyse der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf die relevanten Märkte berücksichtigt.

18bis Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates vom 21. Dezember 1989 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 395 vom 30.12.1989, S. 1).

19 Vgl. Absatz 16 der Mitteilung der Kommission über den Begriff des Zusammenschlusses.

13

59.Die zunehmende Liberalisierung des Erdgassektors auf Gemeinschaftsebene und in Belgien hat die Kommission veranlasst, bei der Erdgaslieferung zwei Kundenkategorien der Erdgaslieferanten zu unterscheiden: i) die zugelassenen Kunden, die ihren Anbieter frei wählen können und ii) die nicht zugelassenen Kunden, die diese Wahlmöglichkeit noch nicht haben. Derzeit sind nur Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel noch nicht zugelassen. Diese Situation wird sich jedoch am 1. Januar 2007 ändern; dann werden alle Gasverbraucher in Belgien zugelassen sein.

60.Die Kommission hat in mehreren Entscheidungen eine Segmentierung der Erdgaslieferung an zugelassene Kunden in mehrere eigenständige sachliche Märkte 20vorgenommen. Zudem hat die Kommission in der Entscheidung GDF/Centrica/SPE eine solche Segmentierung der belgischen Märkte für die Erdgaslieferung angesprochen, die genaue Definition dieser Märkte jedoch offen gelassen.

61.Die Parteien sind der Auffassung, dass der Markt für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden in Belgien nicht untersegmentiert zu werden braucht. Sie betonen hierzu, dass der belgische Wettbewerbsrat diesem Ansatz kürzlich in seiner 21Entscheidung GDF International/L’Association Liégeoise du Gaz - ALG Négoce gefolgt sei, indem er keine Unterscheidung zwischen den Gasverbrauchern nach der Höhe des Verbrauchs getroffen habe. Die Parteien folgern daraus, dass Electrabel auf dem Markt der Gasverteilung in Belgien nicht präsent sei. GDF sei auf diesem Markt ebenfalls nicht tätig.

62.Die Markterhebung hat allerdings gezeigt, dass die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden in verschiedenen sachlichen Märkten aufgrund der Unterschiede bei den Mengen und Verbrauchsprofilen, den Bezugsbedingungen und dem Flexibilitätsbedarf noch weiter nach Kundenkategorien segmentiert werden muss.

63.Gestützt auf ihre Entscheidungspraxis und die Marktuntersuchung, ist die Kommission der Ansicht, dass im Rahmen dieser Entscheidung folgende Märkte für die Lieferung von Erdgas untersucht werden müssen:

–(i) Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer (darunter örtliche Verteilerunternehmen),

–(ii) Lieferung von Erdgas an gasbetriebene Kraftwerke,

–(iii) Lieferung von Erdgas an große Industriekunden,

–(iv) Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden,

–(v) Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden.

L-Gas/H-Gas

64.Die Parteien sind der Ansicht, dass mehrere Argumente gegen eine Unterscheidung zwischen L- und H-Gas sprechen, vor allem, weil der Preisunterschied zwischen L-Gas

20 Entscheidung COMP/M.3883 GDF/Centrica/SPE vom 7. September 2005.

21 Entscheidung des belgischen Wettbewerbsrates vom 3. Juni 2004.

14

und H-Gas unerheblich ist und sowohl die Transportnetze als auch die Heizungsanlagen an beide Gasarten angepasst werden können.

65.Die Marktuntersuchung hat jedoch gezeigt, dass für jeden betroffenen Markt sehr wohl zwischen L-Gas und H-Gas unterschieden werden muss. Eine Ausnahme bildet nur die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger, da die von Kraftwerken verbrauchte L-Gas-Menge sehr gering ist.

66.Für die Lieferung von L- und H-Gas werden unterschiedliche Infrastrukturen für Transport und Speicherung benötigt, die nicht substituierbar sind.

67.Die Marktuntersuchung der Kommission hat klargestellt, dass L-Gas und H-Gas nicht die gleichen Merkmale und Eigenschaften besitzen und dass bei bestimmten Produktionsverfahren, insbesondere in der chemischen Industrie, H-Gas eingesetzt werden muss. Auf L-Gas eingestellte Anlagen können nicht ohne vorherige und kostenaufwändige Umrüstung der Brenner mit H-Gas gespeist werden. Darüber hinaus obliegt die Entscheidung der an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden, von einer Gasart zur anderen zu wechseln, nicht den Endkunden, denn sie würde voraussetzen, dass der Verteilernetzbetreiber selbst entscheidet, das gesamte Netz mit der neuen Gasart zu versorgen. Zur Substituierbarkeit wurde mitgeteilt, dass die Umwandlung von H-Gas in L-Gas (und umgekehrt) und die Umrüstung der Anlagen der Endverbraucher sehr hohe Investitionen erfordern würden, was die Substituierbarkeit sowohl angebots- als auch nachfrageseitig stark einschränken würde.

68.Eine Studie der CREG kommt ebenfalls zu dem Schluss, dass bei L-Gas und H-Gas nur eine begrenzte Substituierbarkeit festgestellt werden kann und dass sich der Wettbewerb 22 und die Zugangsmöglichkeiten dieser beiden Märkte wesentlich unterscheiden.Diese 23 Studie bestätigt anhand des SSNIP-Tests , dass die nachfrageseitigen 24 Substitutionskosten prohibitiv sind.Bei Industriekunden bestehen diese Kosten in der Installation neuer Leitungen, bei den Verteilernetzen in der Prüfung und Anpassung der Anlagen. Zu den angebotsseitigen Substitutionskosten stellt die Studie fest, dass die Betriebskosten der Umwandlungseinheiten hoch sind und angebotsseitig keine 25ausreichende Substituierbarkeit gegeben ist.

69.Diese Erwägungen sprechen eindeutig für eine Unterscheidung zwischen L-Gas und H-Gas auf allen Märkten für die Lieferung an Endkunden.

22 Studie (F)040617-CDC-313 der CREG vom 17.06.2004 über den Wettbewerb auf dem L-Gas-Markt.

23 Der SSNIP-Test besteht in der Simulation der Reaktion der Nachfrage auf eine dauerhafte Erhöhung der jeweiligen Preise um 5-10 %.

24 Randnr. 21-34 der Studie.

25 Randnr. 37-44 der Studie.

15

A.2.3.1Sachlich relevante Märkte

A.2.3.1.1Handelsmarkt am Hub von Zeebrugge

70.Ein Hub für den Erdgashandel ist ein Instrument, das den Marktteilnehmern Dienste zur Verfügung stellt, die den Handel zwischen diesen Marktteilnehmern vereinfachen. Ein Hub erleichtert den Gashandel zwischen Käufern und Verkäufern und ermöglicht den einzelnen Beteiligten des Gasmarktes, kurzfristig ausreichende Bezugsmengen zu finden oder überschüssige Kapazitäten zu verkaufen.

71.Ein Erdgas-Hub kann einem physischen Ort zugeordnet sein, wie in Zeebrugge in Belgien. Er umfasst dann auch die physischen Gasströme, die über diesen Punkt verlaufen. Ein Hub muss jedoch nicht unbedingt physisch vorhanden sein; in diesem Fall spricht man von einem virtuellen Hub. Er ermöglicht ohne genaue geografische Lokalisierung den Erdgashandel („Trading“) in einer bestimmten Zone. Dies ist beispielsweise bei den Hubs NBP im Vereinigten Königreich und TTF in den Niederlanden der Fall.

72.Der Handel am Zeebrugger Hub stellt einen sachlichen Markt dar, der sich von den anderen Erdgasmärkten Belgiens unterscheidet, was auch von den Parteien in ihrer Anmeldung bestätigt wird. Er unterscheidet sich von den Liefermärkten durch seine Funktionsweise: Während die Lieferung dazu dient, die Nachfrage der Endkunden oder Wiederverkäufer auf der Grundlage von Verträgen mit einer festen Laufzeit an dem im Allgemeinen vom Kunden gewählten Ort zu befriedigen, treffen an einem Hub Angebot und Nachfrage der verschiedenen Händler (oder „Trader“) unmittelbar aufeinander, was zu Transaktionen führt, deren Lieferort in der Regel der Hub ist. Im Übrigen unterscheidet sich der Handel am Hub von der Lieferung an Wiederverkäufer vor allem dadurch, dass im Allgemeinen alle Trader als Verkäufer und Käufer auftreten. Eine weitere Besonderheit des Zeebrugger Hubs ergibt sich aus der Regelung des Zugangs zum Hub, der derzeit insbesondere über das Transitnetz (rTr/vTn) erfolgt. Im Jahr 2005 verliefen alle Nominierungen zum Hub über das Transitnetz; weniger als 4 % der Nominierungen vom Hub verliefen über das Fernleitungsnetz, während der Rest über das 26Transitnetz verlief.

A.2.3.1.2Markt für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer

73.Dieser Markt schließt die Lieferung von Erdgas an kommunale Zweckverbände und an Wiederverkäufer ein. Zu den Wiederverkäufern gehören unter anderem nationale und internationale Unternehmen (z. B. Nuon und Essent), die Erdgas in Belgien kaufen, um ihre Endkunden in Belgien zu versorgen.

74.Die Verkäufe an kommunale Zweckverbände werden im Zuge der schrittweisen Liberalisierung der belgischen Gasmärkte zurückgehen. Es ist darauf hinzuweisen, dass die Gemeindezweckverbände ein gesetzliches Monopol für den Betrieb der Gasverteilungsnetze in den jeweiligen Versorgungsgebieten besitzen. Der geltende Rechtsrahmen sieht allerdings eine Trennung der Tätigkeiten des Verteilernetzbetreibers (VNB) zum einen und des Lieferanten von Gas an die zugelassenen Kunden zum anderen vor. Deshalb verkaufen die flämischen Zweckverbände seit dem 1. Juli 2003,

dem Zeitpunkt der vollständigen Liberalisierung der Erdgasmärkte in Flandern, kein Erdgas mehr (weiter). Die kommunalen Zweckverbände in den Regionen Wallonien und Brüssel-Hauptstadt beschränken sich dagegen auf die Lieferung von Erdgas an noch nicht zugelassene Haushaltskunden.

75.Die Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel werden ab 1. Januar 2007 zugelassen sein. Am 1. Januar 2007, wenn alle belgischen Kunden zugelassen sein werden, werden die kommunalen Zweckverbände ihre Versorgungstätigkeit einstellen, so dass sie sich nicht mehr mit Erdgas einzudecken brauchen.

76.Den Verkauf von Gas an die Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel werden dann verschiedene Anbieter übernehmen, insbesondere die von den Gemeindezweckverbänden benannten „Versorger letzter Instanz“ oder „Standardversorger“. Da unwahrscheinlich ist, dass die meisten dieser Anbieter die gesamte benötigte Gasmenge importieren, müssen sie Gas in Belgien kaufen, so dass der Markt für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer auch in den kommenden Jahren groß sein wird.

A.2.3.1.3Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger

77.Der Markt für die Lieferung von Erdgas an Kraftwerke unterscheidet sich von den anderen Liefermärkten durch die Wettbewerbsbedingungen. So übersteigt der Gasverbrauch eines Kraftwerks den Verbrauch selbst großer Industrieunternehmen erheblich. Zudem sind Kraftwerke oft direkt an das Fernleitungsnetz angebunden, was sie zumindest von den kleinen Industrie- und Gewerbekunden sowie von den Haushaltskunden unterscheidet, die an das Verteilernetz angeschlossen sind. Von den großen Industriekunden unterscheiden sich die Stromerzeuger in erster Linie durch ihr Verbrauchsprofil: Während die Nachfrage der großen Industriekunden über das ganze Jahr hinweg relativ stabil ist, unterliegt die Nachfrage der Kraftwerke stärker ausgeprägten Schwankungen, die vor allem saisonbedingt sind. Infolgedessen haben Stromerzeuger einen anderen Flexibilitätsbedarf als die anderen Endkunden. Diese Punkte spiegeln sich auch in den Antworten auf den Fragebogen der Kommission wider, in denen der Markt für die Erdgaslieferung an Stromerzeuger mehrheitlich als 27eigenständiger Markt betrachtet wird.

A.2.3.1.4Markt für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden

78.Große Industriekunden unterschieden sich von anderen Industrie- und Gewerbekunden sowie von Haushaltskunden vor allem durch die nachgefragte Menge, die weit über die Nachfragemenge der anderen Kundenarten hinausgeht; infolgedessen erhalten die großen Industriekunden im Allgemeinen günstigere Preise und sind oft direkt an das Fernleitungsnetz angeschlossen.

27 In früheren Entscheidungen erörterte die Kommission die Frage, ob zwischen der Lieferung an verschiedene Gaskraftwerkstypen, insbesondere mit Blick auf die GuD-Kraftwerke oder die Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerke (KWK-Kraftwerke), unterschieden werden muss. Für die Zwecke dieser Entscheidung ist eine weiter gehende Abgrenzung dieses sachlichen Marktes bzw. dieser sachlichen Märkte jedoch nicht erforderlich, da sich die wettbewerbliche Würdigung, d. h. die Ausschaltung des am besten aufgestellten potenziellen Wettbewerbers durch die Transaktion, nicht ändert.

17

79.Die Parteien schlagen eine Unterscheidung zwischen großen Industriekunden und kleinen Industrie- und Gewerbekunden anhand einer jährlichen Verbrauchsschwelle von 3 1 Mio. m(12 GWh) vor. Sie behaupten, dass sich diese Schwelle für die Unterscheidung zwischen den größten Erdgasverbrauchern und den anderen Verbrauchern in der belgischen Gesetzgebung für den Erdgasbereich finde, und zwar 28 sowohl im Gasgesetzals auch in den wallonischen und flämischen Dekreten über die 29 Organisation des Gasmarktes . Diese Gesetzestexte hätten diese Schwelle von 3 1 Mio. m/12 GWh bei der Abstimmung des Zeitplans für die Liberalisierung des Marktes der Gasversorgung verwendet.Viele derjenigen, die den Fragebogen der Kommission beantwortet haben, sind mit der von den Parteien vorgeschlagenen Schwelle einverstanden.

80.Die CREG schlägt eine Unterscheidung zwischen großen Industriekunden und den übrigen Kunden anhand des Anschlusses an das Fernleitungs- oder Verteilernetz vor. Die vorgeschlagenen Ansätze der Parteien und der CREG stimmen jedoch insoweit überein, als beide die großen Industriekunden als eine Kundenkategorie betrachten, die sich erheblich von den anderen Kundenarten unterscheidet. Nach den Unterscheidungskriterien der CREG (Anschluss an das Fernleitungsnetz) ist der Markt jedoch kleiner als nach den von den Parteien vorgeschlagenen Kriterien (Jahresverbrauch 3 31 über 1 Mio. m). Dies stimmt auch mit einigen Antworten überein, die die Kommission im Zuge der Marktuntersuchung erhalten hat und in denen die von den Parteien vorgeschlagene Schwelle von 12 GWh als zu niedrig betrachtet wird.

81.Die von der CREG auf der Grundlage ihrer Marktdefinition vorgelegten Daten bestätigen jedoch die Angaben der Parteien zu den aktiven Marktteilnehmern des Marktes der großen Industriekunden und ihren Marktanteilen ziemlich genau. Daher besteht kein Anlass zu entscheiden, wo genau die Schwelle liegt, um einen Kunden als ein „großen Industriekunden“ zu betrachten. Für die Zwecke dieser Entscheidung wird die wettbewerbliche Würdigung auf der Grundlage der von den Parteien vorgeschlagenen Schwelle vorgenommen. Die Kommission ist der Ansicht, dass die Ergebnisse dieser Analyse auf der Grundlage der von der CREG gewählten Marktdefinition im Wesentlich gleich wären.

A.2.3.1.5Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden

82.Dieser Markt umfasst den Parteien zufolge alle Industrie- und Gewerbekunden mit 3 einem Verbrauch von weniger als 1 Mio. m/12 GWh pro Jahr. Die Statistiken der CREG, die alle an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden (Industrie- und Geschäftskunden sowie Haushaltskunden in Flandern) umfassen, bestätigen die Zahlen,

28 Artikel 2 des Gasgesetzes.

29 Artikel 27 des wallonischen Gasdekrets und Artikel 13 des flämischen Gasdekrets.

30 Darüber hinaus verweisen die Parteien auf die Entscheidung GDF/Centrica/SPE (COMP/M.3883) vom 7. September 2005, in der die Kommission diese Schwelle nach Ansicht der Parteien bei der Analyse der belgischen Erdgasmärkte berücksichtigt haben soll. In der genannten Entscheidung wird diese Schwelle allerdings nicht erwähnt.

31 Ungefähr 50 TWh (CREG) gegenüber 82 TWh (Parteien).

18

die von den Parteien für die Märkte der Gaslieferung an kleine Industrie- und Gewerbekunden zum einen und an die flämischen Haushaltskunden zum anderen vorgelegt wurden. Die wettbewerbliche Würdigung wird daher auf der Grundlage der von den Parteien vorgeschlagenen Schwelle durchgeführt. Der Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden unterscheidet sich zumindest gegenwärtig von den Märkten für die Lieferung an Haushaltskunden in Wallonien und in Brüssel, da diese Kunden noch nicht zugelassen sind. Wie weiter unten nachgewiesen wird, bestehen auch nach der Liberalisierung des Privatkundenmarktes, die in Flandern bereits vollendet ist, erhebliche Unterschiede zwischen der Erdgaslieferung an kleine Industrie- und Gewerbekunden und der Lieferung an Haushaltskunden.

A.2.3.1.6Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden

83.In früheren Entscheidungen hat die Kommission untersucht, ob es einen eigenständigen sachlichen Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden gibt, die Frage 32 jedoch offen gelassen.Nach dem derzeit in Belgien geltenden Rechtsrahmen sind Haushaltskunden nur in Flandern zugelassen. Die Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel sind noch nicht zugelassen und daher derzeit verpflichtet, sich von ihren jeweiligen kommunalen Zweckverbänden versorgen zu lassen. Diese Situation wird sich am 1. Januar 2007 mit der vollständigen Liberalisierung in Wallonien und Brüssel-Hauptstadt ändern.

84.In Flandern wurde die Lieferung an Haushaltskunden zum gleichen Zeitpunkt wie für die anderen Kunden am 1. Juli 2003 liberalisiert. Die Wettbewerbssituation auf diesem Markt scheint sich jedoch anders als auf den anderen Märkten entwickelt zu haben, auch im Vergleich zum Markt für die Lieferung an kleine Industrie- und Gewerbekunden. Den in der Anmeldung genannten Zahlen zufolge hat Suez (über ECS) einen deutlich höheren Marktanteil bei (flämischen) Haushaltskunden [70-80 %]* als bei kleinen Industrie- und Gewerbekunden [60-70 %]*. Hauptgrund hierfür ist die wichtige Rolle der Versorger letzter Instanz (insbesondere ECS), an die alle ehemaligen Kunden der Zweckverbände, die keinen Anbieter gewählt haben, bei ihrer Zulassung übertragen wurden. Allerdings scheint die Anbieterwechselrate bei kleinen Industrie- und Gewerbekunden deutlich höher als bei Haushaltskunden zu sein.

85.Da die Märkte für die Lieferung von Gas an Haushaltskunden in Wallonien und in Brüssel noch nicht für den Wettbewerb geöffnet sind, muss eine vorausschauende Analyse die wahrscheinlichen Auswirkungen der vorgeschlagenen Transaktion auf diese Märkte, die am 1. Januar 2007 liberalisiert werden, berücksichtigen. In diesen beiden Regionen weist der Zeitversatz zwischen der Liberalisierung der Lieferung an kleine Industrie- und Gewerbekunden (Marktöffnung am 1. Juli 2004) einerseits und an Haushaltskunden anderseits bereits darauf hin, dass unterschiedliche Märkte vorliegen. Weiterhin müssen von den Zweckverbänden für die Haushaltskunden in diesen beiden Regionen Versorger letzter Instanz bestimmt werden, was zu weiteren Unterschieden 33führen kann.

32Vgl. Entscheidung vom 15.3.2006, COMP/M.3886 (DONG/Elsam/Energi E2), und Entscheidung vom 14.12.2005, COMP/M.3696 (E.ON/MOL).

33Siehe hierzu auch weiter unten die wettbewerbliche Würdigung der Märkte für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden.

19

86.Aus diesen Gründen ist die Kommission der Ansicht, dass die Märkte für die Lieferung von H-Gas (mit Ausnahme von Brüssel, wo Haushaltskunden ausschließlich mit L-Gas versorgt werden) sowie von L-Gas an Haushaltskunden für die Zwecke dieser Entscheidung eigenständige Märkte darstellen.

A.2.3.2Räumlich relevante Märkte

A.2.3.2.1Handelsmarkt am Hub von Zeebrugge

87.Nach Ansicht der Parteien gehören die Hubs Zeebrugge in Belgien, National Balancing Point im Vereinigten Königreich und TTF in den Niederlanden demselben Markt an.

88.Den Parteien zufolge stellen diese drei Hubs bereits einen engen Verbund dar, da sich ihre Einflussbereiche recht weit überschneiden würden. Das niederländische Netz (TTF) und das britische Netz (NBP) seien mit dem belgischen Fernleitungs- und Transitnetz (Zeebrugge) verbunden. Darüber hinaus machen die Parteien geltend, dass die Hubs NBP und Zeebrugge direkt verbunden seien, da sie sich an beiden Enden des Interconnectors (der Zeebrugge mit Bacton im Vereinigten Königreich verbindet) befinden würden, dessen Kapazität derzeit ausgebaut werde.

89.Die Einheitlichkeit der drei Hubs würde durch die für Ende 2006 geplante Inbetriebnahme der Gaspipeline BBL zwischen den Niederlanden (Balgzand) und dem Vereinigten Königreich (Bacton) noch verstärkt.

90.Die Parteien betonen auch nachdrücklich die Preiskonvergenz zwischen diesen Hubs, deren Schwankungen stark parallel verlaufen seien. Punktuelle Abweichungen würden sich durch Gründe erklären lassen, die kurzfristig geregelt würden, insbesondere erhebliche Infrastrukturinvestitionen.

91.Schließlich machen die Parteien geltend, dass die Erdgasbörsen an diesen drei Hubs sämtlich von APX Gas betrieben werden. APX, ein unabhängiges niederländisches Unternehmen, hat die Tochtergesellschaft APX Gas gegründet, die seit 2004 den elektronischen Erdgashandel an den Hubs NBP, TTF und Zeebrugge betreibt (über APX Gas Zeebrugge B.V., zu deren Aktionären APX und Huberator, eine Tochtergesellschaft von Fluxys, gehören). APX Gas würde es ermöglichen, die Transaktionen an den drei Hubs über eine einzige Anwendung auf einem einzigen Bildschirm zu verfolgen.

92.In der Mitteilung der Beschwerdepunkte äußerte die Kommission jedoch Bedenken im Hinblick auf die Annahme der Parteien, es handle sich um einen einzigen, die drei Hubs 34 umfassenden Markt.Die Ergebnisse der Marktuntersuchung zeigten, dass zwar die Preise dieser drei Hubs einerseits zum Teil korreliert waren und sich oft in die gleiche Richtung bewegten, dass aber andererseits erhebliche Preisunterschiede zwischen den

34Festzustellen ist, dass Wettbewerbsprobleme nur auf der Grundlage eines nur am Hub Zeebrugge gelegenen Handelsmarktes auftreten. Die Marktuntersuchung hat für einen räumlichen Markt, der neben Zeebrugge entweder den NBP oder den TTF umfasst, keine Hinweise auf erhebliche Behinderungen wirksamen Wettbewerbs ergeben.

20

35.35 Hubs bestanden, insbesondere im Winter 2005/2006.Zudem identifizierte die Kommission in der Mitteilung der Beschwerdepunkte die unzureichende Verfügbarkeit von Transport- und Transitkapazitäten und die damit verbundenen Beschränkungen als Haupthindernis für die Bildung einer „räumlichen Einheit“ unter den drei Hubs.

93.Im Zusammenhang mit den Hubs NBP und Zeebrugge bezog sich die Mitteilung der Beschwerdepunkte auf eine detaillierte Analyse, die vom britischen Regulierer Ofgem ausgearbeitet worden war. Ofgem hatte die Preise im Zeitraum von Januar 2000 bis April 36 2006 unter Berücksichtigung der Transportkosten analysiert.Diese Analyse ergab, dass die Preisdifferenz zwischen NBP und Zeebrugge in diesem Zeitraum an 17 % der Tage mehr als 7,5 % betrug und damit die ungefähren Kosten für die Nutzung des 37Interconnectors deutlich überstieg.

35Der Bericht der CREG mit dem Titel „La concentration prévue entre gaz de France et Suez“ (Der geplante Zusammenschluss von Gaz de France und Suez) gibt beispielsweise an: "Die Preise des Hubs [Zeebrugge] sind komplett von den in den Niederlanden praktizierten Preisen abgekoppelt. Im Winter 2005-2006 waren die Erdgaspreise am Hub Zeebrugge manchmal mehr als doppelt so hoch wie die Preise in den Niederlanden.“ (Absatz 6, Seite 13). Aufgrund dieser ausgeprägten Preisunterschiede zwischen dem Hub Zeebrugge und dem TTF konzentriert sich die folgende Analyse auf die Beziehungen zwischen Zeebrugge und dem NBP, die konvergenter zu sein scheinen.

36Ofgem, Antwort vom 14.6.2006 auf den Fragebogen.

37Ein Vergleich der Preise am NBP und TTF zeigt, dass seit Oktober 2004 an 43 % der Tage Differenzen von mehr als 7,5 % vorlagen.

94.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte (im Folgenden kurz „Antwort“) machten die Parteien vor allem die Preiskonvergenz zwischen den Hubs 38 Zeebrugge und NBP geltend, die seit 2004 „evident“ sei.Die Parteien schreiben die von Ofgem festgestellten Preisdivergenzen den Problemen in der Anlaufphase des Hubs Zeebrugge zu. Den Parteien zufolge gehört "diese Situation [der Divergenzen während der Anfangsphase des Hubs Zeebrugge] der Vergangenheit an, da in den darauf folgenden Jahren eine deutliche Zunahme der Liquidität des Hubs Zeebrugge und eine bessere Verbindung zwischen den beiden Hubs infolge der Erweiterung des 39Interconnectors festgestellt wurde“.

38Randnr. 4 und 11 der Antwort der Parteien.

39Randnr. 12 der Antwort der Parteien.

95.Die Kommission befragte Ofgem daraufhin erneut und bat den britischen Regulierer, die Analyse für die letzten 24 Monate, d. h. für den Zeitraum Juli 2004 – Juni 2006 zu wiederholen. In der Antwort von Ofgem wird mitgeteilt, dass die Differenz zwischen dem Preis am NBP und dem Preis am Hub Zeebrugge während dieses Zeitraums an 8 % der Tage mehr als 7,5 % betrug.Demnach ist in der Tat eine zunehmende Konvergenz zwischen den Preisen an den beiden Hubs festzustellen, insbesondere im Vergleich zu den vier vorangehenden Jahren. Ofgem legte jedoch auch eine Analyse der Preisdivergenzen zwischen den drei Hubs NBP, Zeebrugge und TTF vor. Dabei stellte Ofgem fest, dass die Preise zwischen den drei Hubs zu bestimmten Zeiten, insbesondere im Winter 2005/2006, erheblich voneinander abwichen. Aus den von Ofgem

40Antwort von Ofgem [Nr. 17524] vom 19.9.2006 auf Frage 1 des Fragebogens der Kommission.

21

übermittelten Daten geht allerdings hervor, dass diese Divergenzen zwischen dem TTF und den beiden anderen Hubs ausgeprägter waren als zwischen dem NBP und dem Hub Zeebrugge.

96.Auf der Grundlage der Antwort der Parteien und ihrer eigenen ergänzenden Untersuchungen stellt die Kommission eine zunehmende Konvergenz der Preise am NBP und in Zeebrugge fest. In Anbetracht der geplanten Erweiterungen der Kapazität des Interconnectors ist wahrscheinlich, dass diese Konvergenz anhält. Nach Ansicht von Ofgem dürfte der Ausbau der Verbindung zwischen Belgien und Großbritannien auf wettbewerbsbestimmten Märkten zu mehr Konvergenz und weniger Divergenz führen, 41da die transportbedingten Zwänge abnehmen würden.

41Antwort von Ofgem [Nr. 17524] vom 19.9.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission.

97.Ofgem merkt zu Recht an, dass Preisdivergenzen auch andere Ursachen als Kapazitätsgrenzen haben können, insbesondere unterschiedliche Systeme des Bilanzausgleichs („Balancing“). Die ergänzende Untersuchung der Kommission hat allerdings ergeben, dass sich das belgische Bilanzausgleichssystem trotz gewisser Elemente der stundenbezogenen Bilanzierung an das im Vereinigten Königreich geltende tagesbezogene Bilanzausgleichssystem annähert.

98.In der Mitteilung der Beschwerdepunkte stellte die Kommission eine weitere wahrscheinliche Ursache für die Preisdivergenzen zwischen dem NBP und dem Hub Zeebrugge fest, und zwar die Kontrolle von Distrigaz & Co. über die Infrastrukturen, die den Hub Zeebrugge mit dem belgischen Netz und anderen Pipelines verbinden und die dadurch bedingten Zugangsprobleme für andere Marktteilnehmer. Dieses Hemmnis wird allerdings durch die von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen beseitigt. Die von den Parteien vorgelegten Verpflichtungszusagen, die die Liquidität des Hubs erhöhen und dadurch die Marktzutrittsschranken auf den Erdgasmärkten Belgiens senken sollen, sehen die Übertragung der Vermarktungsrechte für das Transitnetz (das den Hub verbindet) an Fluxys und die Anwendung des Verhaltenskodex vor.

99.Unter Berücksichtigung der bisherigen Ausführungen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass sich die Wettbewerbsbedingungen an den Hubs Zeebrugge und NBP wesentlich angenähert haben und erwartet, dass diese Annäherung anhält, insbesondere aufgrund der Verpflichtungszusagen, die den Zugang zum Hub erleichtern. Für die Zwecke dieser Entscheidung werden diese beiden Hubs daher als zu demselben Markt gehörend betrachtet. Die Kommission folgert jedoch, dass der TTF, insbesondere aufgrund der Preisdivergenzen, die im Vergleich zum Hub Zeebrugge häufiger und stärker ausgeprägt als zwischen diesen beiden Hubs sind, nicht zu diesem Markt gehört.

A.2.3.2.2Märkte für die Lieferung von Erdgas

100.Der Entscheidungspraxis der Kommission und des belgischen Wettbewerbsrates entsprechend, sind die Parteien die Auffassung, dass es sich bei den verschiedenen Märkten für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden in Belgien um nationale Märkte handelt.

101.In der genannten Entscheidung ECS/Sibelga ließ die Kommission jedoch offen, ob die verschiedenen Liefermärkte in Belgien nationale oder regionale Märkte sind.

22

102.In ihrer kürzlichen Entscheidung GDF/Centrica/SPE vertrat die Kommission die Auffassung, dass die Märkte für die Erdgaslieferung in Belgien nationale Märkte sind. Im Hinblick auf den Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden hat die Kommission die Möglichkeit einer regionalen Dimension (Flandern, Wallonien, Region Brüssel-Hauptstadt) erörtert, diese Frage jedoch offen gelassen. Sie wies auf Unterschiede bei den rechtlichen Voraussetzungen hin, die in den Regionen nicht homogen seien, insbesondere im Hinblick auf die Öffnung der Märkte für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden für den Wettbewerb.

103.Die von der Kommission angestellte Marktuntersuchung hat gewisse Hinweise darauf ergeben, dass die Lieferung an Haushaltskunden als regionaler Markt zu betrachten ist. Zum einen gibt es in allen drei Regionen unterschiedliche Regelungen für die Erdgaslieferung an Haushaltskunden. Diese Unterschiede beinhalten verschiedene Zeitpunkte der Öffnung für den Wettbewerb. Zum anderen hat L-Gas bei der Versorgung der Haushaltskunden in den drei Regionen eine unterschiedliche Bedeutung: Haushaltskunden in der Region Brüssel-Hauptstadt werden zum Beispiel fast ausschließlich mit L-Gas versorgt, während der Endbenutzer im übrigen Land je nach Lage mit H-Gas oder L-Gas beliefert wird.

104.Andererseits wird die Öffnung der Märkte für die Lieferung an Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel-Hauptstadt wahrscheinlich zu einer schrittweisen Angleichung der Wettbewerbsbedingungen in den drei Regionen führen, wie dies bei den anderen Kundenkategorien der Fall war. Eine solche Entwicklung würde auf einen nationalen Markt hinweisen. Im Rahmen dieser Entscheidung kann jedoch offen gelassen werden, ob es sich bei den Märkten für die Gaslieferung an Haushaltskunden um nationale oder regionale Märkte handelt, da der angemeldete Zusammenschluss wirksamen Wettbewerb für jede dieser Marktdefinitionen erheblich behindern wird.

105.Zusammenfassend sind von dem angemeldeten Zusammenschluss in Belgien die folgenden relevanten Märkte betroffen:

•Nationaler Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger

•Nationaler Markt für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Wiederverkäufer

•Nationale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an große Industriekunden

•Nationale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an kleine Industriekunden

•Nationaler oder regionaler Markt für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden. Unter der Annahme, dass es sich um regionale Märkte handelt, beinhaltet der sachlich relevante Markt in der Region Brüssel-Hauptstadt nur L-Gas.

23

A.2.4W ETTBEWERBLICHE WÜRDIGUNG

106.Die Kommission ist der Ansicht, dass der angemeldete Zusammenschluss wirksamen Wettbewerb auf den verschiedenen belgischen Erdgasmärkten vor allem durch die Verstärkung einer beherrschenden Stellung von Distrigaz, dem etablierten Unternehmen in Belgien, erheblich behindern wird. Die Verstärkung der Stellung von Distrigaz wird die Folge eines Doppeleffekts der geplanten Fusion sein: Zum einen wird Distrigaz die belgischen Aktivitäten von GDF übernehmen und zum anderen wird die Transaktion den starken Wettbewerbsdruck, den GDF bislang ausübte, beseitigen. GDF ist in der Tat derzeit der größte Wettbewerber von Distrigaz und besitzt zudem dank der einzigartigen Kombination einer ganzen Reihe von Stärken ein sehr großes Wachstumspotenzial.

107.Aufgrund der bestehenden sehr hohen Schranken, die den Einstieg in die belgischen Märkten bereits stark erschweren und von denen einige durch die Fusion noch weiter angehoben werden, ist es unwahrscheinlich, dass andere derzeitige oder potenzielle Wettbewerber die Rolle von GDF übernehmen und so den Wettbewerbsdruck, der durch den geplanten Zusammenschluss beseitigt wird, ausgleichen können.

Einleitung

108.Der angemeldete Zusammenschluss wird auf den belgischen Erdgasmärkten zu erheblichen Überschneidungen zwischen den Tätigkeiten der Parteien führen, vor allem auf mehreren Märkten für die Lieferung von Gas. Auf der diesen Liefermärkten vorlagerten Ebene haben beide Parteien auf dem belgischen Großhandelsmarkt Zugang zu Erdgas,

109.Nach Angaben der CREG gibt es einen physischen Großhandelsmarkt, der Direktverkäufe der Importeure an ihre Endkunden in Belgien sowie deren Verkäufe an Wiederverkäufer, die in den Verteilernetzen tätig sind und selbst kein Shipping 42 betreiben, beinhaltet.In früheren Entscheidungen hat die Kommission nach ähnlichen 43 Kriterien wie die CREG ebenfalls einen Großhandelsmarkt definiert.In ihrer Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) bestreiten die Parteien, dass es einen anderen Großhandelsmarkt als den Markt für die Lieferung von Gas an Wiederverkäufer gibt. Die Parteien erkennen jedoch die Bedeutung der Frage des Zugangs zur Ressource Gas für die auf den nachgelagerten Märkten aktiven Unternehmen an. Der angemeldete Zusammenschluss wird nun aber unabhängig davon, ob man von einem Großhandelsmarkt im eigentlichen Sinne spricht oder die Frage unter dem Gesichtspunkt des Zugangs zu Erdgas behandelt, unbestritten zu einer Überschneidung der Tätigkeiten der Parteien auf Ebene des Großhandels oder des Zugangs zu Erdgas führen.

42CREG, Studie über den geplanten Zusammenschluss von Gaz de France und Suez, 6.3.2006, S. 11, und Antwort der CREG vom 14.7.2006 auf Frage 46 des Fragebogens der Kommission.

43Vgl. Entscheidung der Kommission vom 14.3.2006, COMP/M.3868-DONG/Elsam/Energi E2.

24

110.Nach Berechnungen der CREG wurden im Jahr 2005 84 % der H-Gas-Mengen und 88 % der L-Gas-Mengen, die von den Importeuren zum Zweck des Verbrauchs in Belgien

44verkauft wurden, von Suez verkauft.Diese Zahlen zeigen, dass Suez im Hinblick auf den Zugang zu dem in Belgien verbrauchten Gas bereits eine überragende Stellung einnimmt. Durch die geplante Transaktion kommt hierzu die Stellung von GDF, die im Jahr 2005 10 % der H-Gas-Mengen und 12 % der L-Gas-Mengen, die von den Importeuren zum Zweck des Verbrauchs in Belgien verkauft wurden, verkauft hat. Infolgedessen wird die neue Einheit künftig Zugang zu 94 % des H-Gases und zu 100 % des L-Gases, das in Belgien verbraucht wird, haben. Aufgrund der sehr begrenzten Verfügbarkeit von Einspeisekapazitäten (Einzelheiten siehe unten) ist unwahrscheinlich, dass sich diese beherrschende Stellung kurz- oder mittelfristig ändert. Die Transaktion wird somit auf den nachgelagerten Märkten zu einer nahezu vollständigen Abhängigkeit der Wettbewerber von der neuen Gruppe führen.

111.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentieren die Parteien auf der Grundlage einer Wirtschaftsstudie, dass ab 2008 neben Suez und GDF weitere Anbieter erhebliche Erdgasmengen in Belgien liefern könnten. Dieser Studie zufolge wird vor allem der Bau neuer Infrastrukturen, insbesondere im Vereinigten Königreich, zu einem starken Anstieg der verfügbaren Erdgasmenge führen; dadurch könnten britische Unternehmen Erdgas aus dem Vereinigten Königreich nach Belgien 45 exportieren.Als weitere Quellen werden in der von den Parteien vorgelegten Studie die Buchungen von RasGas am LNG-Terminal und Erdgasüberschüsse in Italien und Spanien, die (wieder) nach Belgien ausgeführt werden könnten, genannt. Die in der Studie ausgeführten Argumente werden in den folgenden Erwägungsgründen näher erörtert.

45Randnr. 85 der Antwort.

112.Was die verfügbaren Mengen anbelangt, ist daran zu erinnern, dass es sich bei einem der potenziellen neuen Anbieter, die in dem Schriftstück genannt werden, um das Unternehmen RasGas handelt, ein gemeinsames Unternehmen von ExxonMobil/Qatar Petroleum, das Kapazitäten von [3-6]* bcm/Jahr für das LNG-Terminal von Zeebrugge gebucht hat. Der Umfang der Buchungen für das LNG-Terminal stimmt jedoch nicht unbedingt mit den tatsächlich nominierten Mengen überein, wie das aktuelle Beispiel von Distrigaz zeigt (siehe unten). Die Marktuntersuchung hat für die Verfügbarkeit von Erdgas ergeben, dass im Allgemeinen nur 60 bis 80 % der an den LNG-Terminals gebuchten Kapazitäten tatsächlich genutzt werden.

113.Zudem verkauft Rasgas eine erhebliche Menge, die [60-70]* % der gebuchten Mengen entspricht (mindestens […]*), auf der Grundlage eines Vertrages mit [langfristiger]* 46 Laufzeit direkt („ex ship“) an Distrigaz.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Parteien, dass die von RasGas an Distrigaz verkauften Mengen unter Interanspruchnahme der Buchungen von RasGas in Zeebrugge entladen werden. Nach Angaben der Parteien, die sich nur auf eine Pressemitteilung von Distrigaz beziehen, werden die Flüssiggastanker von RasGas unter Inanspruchnahme der

46Vgl. „LNG Sale and Purchase Agreement of 28.2.2005 between RasGas and Distrigaz“, übermittelt von Suez in ihrer Antwort [Nr. 14652] vom 8.8.2006 auf den Fragebogen vom 4.8.2006.

25

Buchungen von Distrigaz entladen. Doch selbst wenn RasGas tatsächlich über freie Kapazitäten von [3-6]* bcm/Jahr verfügen würde, wäre es in jedem Fall relativ unwahrscheinlich, dass die entsprechenden Erdgasmengen auf dem belgischen Markt angeboten werden. Denn erstens sind die entladenen Erdgasmengen, wie oben erläutert, im Allgemeinen wesentlich geringer als die gebuchten Mengen. Zweitens ist Belgien, wie auch die Parteien anerkennen, ein Transitland, und es ist sehr wahrscheinlich, dass RasGas den überwiegenden Teil des in Zeebrugge entladenen LNG in anderen europäischen Ländern verkauft. Weder RasGas noch ihre Muttergesellschaften ExxonMobil und Qatar Petroleum besitzen Tätigkeiten und Erfahrung im Bereich der Lieferung von Erdgas an Endkunden in Belgien, Ihr Geschäftsmodell beruht eher auf dem Verkauf des regasifizierten LNG direkt am Terminal oder über ein Hub. Nun stellten aber im Jahr 2005 weniger als 4 % der Mengen, die ausgehend vom Hub nominiert wurden, Transporte zum belgischen Netz dar, während 96 % Transitmengen in 47 andere Länder betrafen.Das Interesse von RasGas, sein LNG in Belgien zu verkaufen, ist im Übrigen angesichts des Vertrages mit dem etablierten belgischen Unternehmen Distrigaz eher gering. Da RasGas noch keine Verträge über den Verkauf des LNG 48 geschlossen hat,ist auch nicht ausgeschlossen, dass RasGas zusätzliche Mengen an die Parteien verkauft.

47Antwort der Parteien (Nr. 18756) vom 6.10.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 4.10.2006.

48Antwort von RasGas (Nr. 17979) vom 27.9.2006 auf den Fragebogen der Kommission.

114.Aufgrund der anhaltenden Engpasssituation (siehe unten im Abschnitt zu den Marktzutrittsschranken) würde im Übrigen jede Inanspruchnahme von (Transit-)Kapazität zur Bedienung von belgischen Kunden fast automatisch zum Verlust von Kunden in anderen Ländern führen, für deren Bedarf die benötigten Mengen zuvor gebucht wurden. Dies beruht auf der Knappheit der Kapazitäten, denn die Buchungen können nicht einfach erweitert, sondern nur neu zugeteilt werden. Eine solche „Reallokation“ der gebuchten Kapazitäten zugunsten der Belieferung von belgischen Kunden geht jedoch fast zwangsläufig zulasten der Lieferung an Kunden in den Ländern, die den Transitpipelines nachgelagert sind.

115.Nach Angaben der Parteien dürfte es ab 2008 H-Gas-Überschussmengen in anderen europäischen Ländern geben. So schätzt insbesondere der Bericht des von den Parteien 49 beauftragten Beratungsunternehmens […]* , dass die im Vereinigten Königreich, in Italien und in Spanien tätigen Erdgasunternehmen ab 2008 erhebliche Erdgasüberschussmengen hätten, die - vorbehaltlich von Transport- und Transitbeschränkungen - auf dem belgischen und französischen Markt verkauft werden könnten. Shipper könnten dann diese Überschussmengen weitertransportieren und den belgischen und französischen Erdgasmarkt beliefern. Die Parteien sind der Ansicht, dass diese Überschussmengen mindestens 66 % des belgischen und 55 % des französischen H-Gas-Verbrauchs decken würden.

49Vgl. „Prospective Analysis of the Wholesale Gas Market in Belgium and France in Connection with the Proposed Merger of Suez and Gaz de France”, [Beratungsunternehmen]*, Anhang A der Antwort der Parteien auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vom 1. September 2006.

26

116.Die Parteien meinen, dass die Erdgasüberschussmengen, die im Vereinigten Königreich verfügbar wären, auf der Realisierung mehrerer neuer Infrastrukturprojekte beruhen

würden (darunter die Pipeline des Ormen-Lange-Feldes vor Norwegen, der Interconnector BBL zu den Niederlanden und mindestens zwei britische LNG-Terminals).

117.Die hohen Erdgasüberschussmengen in Italien würden bis 2008 verfügbar sein; Italien könnte damit zum Nettoexporteur von Erdgas werden. Diese Prognosen stützen sich vor allem auf die Realisierung von zwei LNG-Terminals in Brindisi und Rovigo bis 2008.

118.Auch für Spanien prognostizieren die Parteien einen hohen Angebotsüberschuss bis 2008; da die französischen LNG-Terminals unterausgelastet seien, könnten die spanischen Lieferanten diese Überschussmengen nach Frankreich umleiten.

119.Die Kommission bestreitet die Argumente des Berichts [eines Beratungsunternehmens]* und weist infolgedessen die Schlussfolgerungen der Parteien zurück. Der Bericht [des Beratungsunternehmens]* scheint methodisch verzerrt zu sein und beruht eher auf Spekulationen als auf einer faktischen Analyse. Die Ergebnisse der von der Kommission durchgeführten speziellen Marktuntersuchung haben den rein spekulativen Charakter der Schlussfolgerungen des Berichts [des Beratungsunternehmens]* bewiesen.

120.In methodischer Hinsicht enthält die Studie [des Beratungsunternehmens]* mehrere verzerrende Elemente. Angebotsseitig betrifft eines der Probleme die Glaubwürdigkeit der Investitionen in Importinfrastrukturen, die von den Parteien mittel- und langfristig vorgeschlagen werden. Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass Investitionsanreize in hohem Maße anfällig für die Entwicklung der Märkte sind und nicht unbedingt einer planerischen Logik folgen, so dass die Bewertung der Errichtung neuer Infrastrukturen durch die Parteien verzerrt ist.

121.Die Analyse [des Beratungsunternehmens]* erscheint darüber hinaus statisch. So müssten derzeitige und potenzielle Wettbewerber der Parteien, die Erdgas auf diese Märkte weitertransportieren wollten, zusätzliche Kosten bestreiten, die durch operative Einschränkungen bedingt sind (technische Spezifikationen für den Netzzugang, Speicherzugang über Ein- und Auslagerung, zonenbezogener Bilanzausgleich, wenn der Transit umgeleitet wurde usw.).

122.Der Anreiz dafür, 2008 Erdgas in Belgien/Frankreich zu verkaufen, wird daher von den Margen und den dortigen Marktpreisen abhängig sein. Diese Margen müssen mit denen auf dem britischen, italienischen und spanischen Markt verglichen werden. Die Parteien haben zwar versucht, die verfügbaren Überschussmengen zu beziffern, aber keine vergleichende Analyse der Margen vorgenommen. Dieser Faktor ist jedoch maßgeblich, um den Anreiz, Erdgas auf diesem oder jenem Markt zu verkaufen, zu bestimmen.

123.Schließlich stimmen die Schätzungen der Parteien für die verfügbaren Kapazitäten an den Einspeisepunkten nach Belgien nicht unbedingt mit den maximalen technischen 50 Kapazitäten der Einspeisepunkte, die von der CREG geschätzt wurden, überein.Die Zahlen der Parteien sind zu hoch angesetzt. Darüber hinaus würden die Erdgasüberschussmengen auf dem britischen, italienischen und spanischen Markt voraussetzen, dass die auf diesen Märkten tätigen Erdgasunternehmen keinen Gebrauch

50Antwort auf den Fragebogen der Phase II vom 14. Juli 2006.

27

von den Flexibilitätsklauseln machen, die es bei langfristigen Take-or-pay-Verträgen 51ermöglichen, die Abnahmemenge zu reduzieren.

124.Im Hinblick auf die empirischen Evidenzen bestätigt die Marktuntersuchung zu den als überschüssig angenommenen Erdgasmengen die Ergebnisse [des Beratungsunternehmens]* nicht. Der Marktuntersuchung der Kommission zufolge dürften ab 2008 im Vereinigten Königreich, in Italien und in Spanien keine oder nur geringe Erdgasüberschussmengen vorliegen, die in keinem Fall ausreichen würden, um auf dem belgischen und französischen Markt wirksamen Wettbewerb mit der neuen Einheit herzustellen.

125.Im Übrigen würde ein Großteil dieser potenziellen Überschussmengen in Form von LNG vorliegen. Die Chancen, dass diese Überschussmengen nach Belgien und Frankreich umgeleitet werden können, werden dadurch erheblich geschmälert, und zwar aus zwei Gründen: Zum einen würde ein Weitertransport der LNG-Überschussmengen verfügbare Regasifizierungskapazitäten der LNG-Terminals in Zeebrugge oder der französischen LNG-Terminals in Montoir, Fos Tonkin und Fos Cavaou (Inbetriebnahme Ende 2007) 52 voraussetzen. Nach Angaben der CREG und der Parteiensind jedoch die Kapazitäten 53 der LNG-Terminals Zeebrugge, Fos Tonkin, Montoir und Fos Cavaou zu [90-100 %]* , 54 55 56 [90-100 %]*, [80-90 %]*und [90-100 %]*gebucht. Da LNG weltweit gekauft wird, ist es im Übrigen wahrscheinlich, dass die Überschussmengen an LNG auf die finanziell attraktivsten Märkte wie den nordamerikanischen Markt oder sogar Asien 58 weitergeleitet werden.Zudem wäre überschüssiges und nicht direkt mit Tankschiffen weitergeleitetes LNG im Vergleich zu dem LNG, das direkt an das potenzielle Einfuhrland geliefert wird, kaum wettbewerbsfähig (nach Regasifizierungs- und 59 Transportkosten).Schließlich könnte ein Teil der Überschussmengen auf andere europäische Märkte wie beispielsweise den deutschen Markt umgeleitet werden, dessen 60Erdgasnachfrage infolge des Ausstiegs aus der Kernenergie stark steigen dürfte.

126.Im Vereinigten Königreich ist ein Rückgang der nationalen Erzeugung zu verzeichnen, 61 der mit einem steigenden Inlandsverbrauch einhergeht.Es ist derzeit während der

51Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006.

52Antwort auf den Fragebogen der Phase II vom 14. Juli 2006 und Antwort der Parteien vom 27. Juli 2006.

53Von Distrigaz ([20-30 % für einen langfristigen Zeitraum]*), ExxonMobil/Quatar Petroleum ([40-50 % für einen langfristigen Zeitraum]*) und Tractabel ([10-20 % für einen langfristigen Zeitraum]*).

54Von Gaz de France Négoce.

55Von Gaz de France Négoce ab 2008.

56Von Gaz de France Négoce ab 2008 [60-70]*% und von Total [20-30]*%.

57Dem Verkehr von Flüssiggastankern sind weder durch die Entfernung noch durch die mit einem Pipelinenetz verbundenen Beschränkungen Grenzen gesetzt.

58Antwort von Wingas (Nr. 17302) vom 15. September 2006; Antwort von ENI (Nr. 17599) vom 21. September 2006; Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006; Antwort von Total (Nr. 17502) vom 19. September 2006.

59Antwort von Total (Nr. 17502) vom 19. September 2006.

60Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006.

61Antwort von Centrica (Nr. 17450) vom 18. September 2006.

28

kurzen Sommersaison Nettoexporteur von Erdgas, bleibt aber dennoch ein 62 Nettoeinfuhrland.Nach Belgien könnten die Erdgasmengen theoretisch über den Interconnector gelangen (im „reverse flow“); sie könnten jedoch schwerlich die 63 französische Grenze erreichen.Der Marktuntersuchung zufolge würde der Angebotsüberschuss im Jahr 2008 [5-10 %] betragen und innerhalb sehr kurzer Zeit stark 64zurückgehen, so dass ab 2009/2010 ein Angebotsdefizit vorliegen würde. Infolgedessen würden die potenziellen Erdgasüberschussmengen schnell durch die steigende Binnennachfrage absorbiert und daher nicht ausreichen, um die Liquidität des belgischen Marktes durch wesentliche Einfuhren zu erhöhen. Wie es scheint, wird der Erdgaspreis im Vereinigen Königreich auch auf lange Sicht über den Preisen des 65Kontinents liegen, was die Anreize, nach Belgien zu exportieren, schmälert.

127.In Italien ist ein sehr starker Anstieg der Binnennachfrage zu verzeichnen, der hauptsächlich auf den steigenden Erdgasverbrauch zur Stromerzeugung zurückzuführen ist.Der Marktuntersuchung zufolge wird es im Jahr 2008 keinen Angebotsüberschuss gebenbzw. wird dieser nur kurze Zeit dauern und schnell von der steigenden Binnennachfrage nach Erdgas absorbiert werden, so dass bereits zu Beginn des Zeitraums 2010/2015 ein Angebotsdefizit vorliegen wird.Darüber hinaus wird sich der Marktuntersuchung zufolge die Inbetriebnahme der Terminals Brindisi und Rovigo, die in der Analyse [des Beratungsunternehmens]* einen der Pfeiler darstellen, stark verzögern und wahrscheinlich nicht vor 2012 erfolgen.Im Übrigen besteht zwischen Italien und Frankreich keine direkte Verbindung.Die Verbindung verläuft in Richtung Frankreich-Italien über das Schweizer Netz Transigaz. Was den Transport in Richtung Belgien anbelangt, so verläuft sie in Richtung Belgien-Italien über die Netze der Schweiz und Deutschlands. Die Umkehr der Fließrichtungen in Richtung Italien-Belgien oder Italien-Frankreich würde technische Anpassungen erfordern, die von den Netzbetreibern abhängig sind.

62Ebenda.

63Ebenda.

64Antwort von Total (Nr. 17502) vom 19. September 2006; Antwort von Centrica (Nr. 17450) vom 18. September 2006.

65Antwort von Total (Nr. 17502) vom 19. September 2006.

66Antwort der Autorità dell’Energia (Nr. 17527) vom 20. September 2006.

67Antwort von ENI (Nr. 17599) vom 21. September 2006.

68Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006; Antwort von Centrica (Nr. 17450) vom 18. September 2006.

69Antwort der Autorità dell’Energia (Nr. 17527) vom 20. September 2006. Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006. Vgl. auch den Artikel „Italy’s Ten LNG Projects: Tough Sailing even for Frontrunners“, WGI, 26. Juli 2006, S. 8.

70Antwort von Total (Nr. 17502) vom 19. September 2006.

71Ebenda.

29

128.Wie in Italien ist auch in Spanien ist ein sehr starker Anstieg der Binnennachfrage (um 72 6 % pro Jahr) zu verzeichnen, der hauptsächlich auf den steigenden Einsatz von Erdgas bei der Stromerzeugung zurückzuführen ist. Der Marktuntersuchung zufolge würde der Nettosaldo von Angebot und Nachfrage im Jahr 2008 zwischen -1 % und 2 % und ab 73 2009/2010 deutlich im Minus liegen.Im Übrigen ist der spanische Markt aufgrund der begrenzten Kapazität der Pipelines (Lacal und Euskadour) zwischen Spanien und der französischen TIGF-Zone schlecht an den französischen Markt angebunden. Zudem fließt das Erdgas nahezu ausschließlich in Richtung Frankreich-Spanien; eine Umkehr der Fließrichtung (in Richtung Spanien-Frankreich) würde umfangreiche technische 74 Anpassungen erfordern.Sie würde auch Buchungen von Einspeisekapazitäten in das 75 Netz von TIGF, hauptsächlich in Larrau , sowie Kapazitätsbuchungen für die Koppelstellen zwischen französischen Zonen erfordern. Derzeit sind diese zu [90-100 %]* von GDF und Total gebucht. Die Einspeisekapazitäten nach Frankreich über die Zone von TIGF scheinen daher sehr begrenzt zu sein. Potenzielle Überschussmengen von spanischem Erdgas würden wahrscheinlich durch die steigende Binnennachfrage in Spanien absorbiert.

72Antwort der Comisión Nacional de Energía (Nr. 17308) vom 15. September 2006.

73Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006.

74Ebenda.

75Larrau ist hauptsächlich ein Ausspeisepunkt und zu [90-100]*% von GDF gebucht. Einspeisungen über Larrau und Biriatou nach Frankreich sind mit rund 1,5 % der jährlichen Gesamteinspeisekapazität nach Frankreich extrem gering.

129.Zusammenfassend ist die Kommission der Ansicht, dass die Argumente der Parteien zum möglichen Vorliegen von Erdgasüberschussmengen, die ab 2008 nach Belgien und Frankreich transportiert werden könnten, in hohem Maße spekulativ sind. Die spezielle Marktuntersuchung hat den Standpunkt der Kommission bestätigt und den Bericht [des Beratungsunternehmens]* widerlegt. Infolgedessen haben die Schlussfolgerungen der Kommission zur Liquiditätsknappheit (unabhängig von den Parteien) auf den belgischen Erdgasmärkten weiter Bestand.

A.2.4.1Horizontale Auswirkungen

A.2.4.1.1Handelsmarkt am Hub

130.Auf dem Handelsmarkt an den beiden Hubs Zeebrugge NBP, die für die Zwecke dieser Entscheidung als zu demselben Markt gehörend betrachtet werden, wird der geplante Zusammenschluss wirksamen Wettbewerb nicht erheblich behindern. Nach den von den Parteien vorlegten Zahlen beträgt ihr gemeinsamer Marktanteil nicht mehr als [0-5]* %.

72Antwort der Comisión Nacional de Energía (Nr. 17308) vom 15. September 2006.

73Antwort von EDF (Nr. 17491) vom 19. September 2006.

74Ebenda.

75Larrau ist hauptsächlich ein Ausspeisepunkt und zu [90-100]*% von GDF gebucht. Einspeisungen über Larrau und Biriatou nach Frankreich sind mit rund 1,5 % der jährlichen Gesamteinspeisekapazität nach Frankreich extrem gering.

30

2005

gehandelt in TWh

Stellung (%)

Suez (Distrigaz + Electrabel)

[…]*

[0-5]*

Gaz de France (GDF + Gaselys)

[…]*

[0-5]*

Parteien gesamt

[…]*

[0-5]*

Gehandelt gesamt

6003

100

Quelle: Anmeldung (S. 105 ff.) und eigene Berechnungen

131.Weiterhin hat die CREG in ihrer Studie aus Juli 2006 zum Funktionieren des Hubs Zeebrugge festgestellt, dass keine Hinweise auf eine beherrschende Stellung eines oder 76 mehrerer Marktteilnehmer am Hub Zeebrugge vorliegen.Der Studie zufolge betragen die Mengen, die von den beiden größten Unternehmen am Hub Zeebrugge gehandelt wurden, in der Summe nicht mehr als 17 % der insgesamt gehandelten Mengen. Da die Stellung der Parteien am NBP schwächer als am Hub Zeebrugge ist, wird ihre gemeinsame Stellung auf einem Markt, der den NBP und den Hub Zeebrugge umfasst, noch schwächer sein als am Hub Zeebrugge alleine sein. Die Marktuntersuchung hat im Übrigen keine Anzeichen für eine erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs auf diesem Markt ergeben.

76Studie F060719-CREG-554 vom 19.7.2006 über die notwendigen Maßnahmen zur Verbesserung des Funktionierens der Liquidität des Hubs Zeebrugge, Ziffer 52.

132.Die Verpflichtungszusage der Parteien, die Kontrolle von Distrigaz & Co. über die Zugangsinfrastrukturen des Hubs Zeebrugge aufzugeben, wird die Zugangsprobleme der anderen Marktteilnehmer, die mit Distrigaz als Trader am Hub konkurrieren, in jedem Fall verringern. Diese Zugangsprobleme wurden in der Mitteilung der Beschwerdepunkte unter den Wettbewerbsproblemen genannt. Die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen, die die Liquidität des Hubs erhöhen sollen, um so die Marktzutrittsschranken auf den Erdgasmärkten Belgiens zu senken, sehen den Verzicht auf die Kontrolle des Zugangs durch Distrigaz vor. Weiterhin werden durch diese Abhilfemaßnahmen, ebenfalls zur Erhöhung der Liquidität des belgischen Marktes, Probleme im Zusammenhang mit dem Funktionieren des Hubs ausgeräumt, die in der Mitteilung der Beschwerdepunkte genannt wurden; so gewährleisten die Verpflichtungszusagen die Fortführung der Back-up-Dienstleistungen und die Geltung des Verhaltenskodex für die Regelung des Zugangs zum Hub.

A.2.4.1.2Märkte für die Lieferung von Gas

Überblick über die belgischen Märkte für die Lieferung von Erdgas

133.In der Anmeldung schlagen die Parteien einen einzigen Markt für die Lieferung von Erdgas an alle zugelassenen Kunden vor. Die Kommission hat jedoch mehrere Faktoren festgestellt, die auf kleinere relevante Märkte hinweisen, wie im Kapitel „relevante Märkte“ näher ausgeführt wurde. Bei der wettbewerblichen Würdigung werden daher diese unterschiedlichen Märkte untersucht.

134.Die von den Parteien für alle Märkte der Erdgaslieferung an zugelassene Kunden übermittelten Daten zeigen jedoch, welche Auswirkungen der angemeldete

77wird. Die Daten wurden durch die Daten der CREG bestätigt.

Tabelle 1: Gesamtheit der Märkte für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Endkunden in Belgien

2003

2004

2005

VerkäufeStellungVerkäufeStellungVerkäufe inStellung in TWh (%)in TWh (%) TWh (%)

Distrigaz

[…]* [70-80]* […]* [50-60]*

[…]*

[50-60]*

ECS

[…]* [15-20]* […]* [20-30]*

[…]*

[20-30]*

Suez gesamt

[…]* [80-90]* […]* [80-90]*

[…]*

[80-90]*

GDF

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[5-10]*

ALG Négoce

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Luminus

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

SPE

[…]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

78 GDF gesamt

[…]*

[10-15]*

[…]* [90-100]* […]* [90-100]*

Suez + GDF gesamt

[…]* [90-100]*

Wingas

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

BP

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Nuon

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Essent

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

EBEM

[…]* [0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Gesamt

135,1

100

175,27

100

188,42

100

Quelle: Anmeldung

135.Wie im Kapitel „relevante Märkte“ ausgeführt, muss zwischen der Lieferung von H-Gas und L-Gas unterschieden werden. Die folgende Tabelle zeigt die Wettbewerbssituation auf allen Märkten für die Lieferung von H-Gas zum einen und von L-Gas zum anderen. Hervorzuheben ist, dass die gemeinsame Stellung der Parteien auf den Märkten für die Lieferung von L-Gas noch stärker als auf den Märkten für die Lieferung von H-Gas ist. Dies beruht vor allem auf den stärker entwickelten Aktivitäten der GDF-Gruppe im Bereich L-Gas.

77Antwort der CREG (Nr. 13256) vom 14.7.2006 auf Frage 47 des Fragebogens vom 6.7.2006.

78Da die neue SPE-Gruppe im Juni 2005 gegründet wurde, sind die Parteien der Ansicht, dass der Ausdruck „GDF gesamt“ für die Jahre 2003 und 2004 nicht relevant ist.

32

Tabelle 2: Gesamtheit der Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an zugelassene Endkunden (2005)

H-Gas

L-Gas

Verkäufe in Verkäufe in TWh Stellung (%) Stellung (%) TWh

Distrigaz

[…]*

[60-70]*

[…]*

[20-30]*

ECS

[…]*

[15-20]*

[…]*

[40-50]*

Suez (Distrigaz+ ECS)

[…]*

[80-90]*

[…]*

[70-80]*

GDF

[…]*

[5-10]*

[…]*

[5-10]*

SPE (einschl. ALG und Luminus)

[…]*

[…]*

[10-15]*

[0-5]*

GDF GESAMT

[…]*

[10-15]*

[…]*

[15-20]*

Suez + GDF

[…]*

[90-100]*

[…]*

[90-100]*

Wingas

[…]*

[5-10]*

[…]*

[0-5]*

Nuon

[…]*

[0-5]*

[…]*

Essent

[…]*

[0-5]*

[…]*

EBEM

[…]*

[0-5]*

Gesamt

142,68

100

45,74

100

Quelle: Anmeldung

136.Aus den obigen Tabellen geht hervor, dass Suez mit einem Marktanteil von über oder um 80 % in den letzten drei Jahren der beherrschende Marktteilnehmer war. Nach der Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Gemeinschaften und des Gerichts erster Instanz können besonders hohe Marktanteile ohne weiteres den Beweis für eine 79 beherrschende Stellung darstellen.Der Gerichtshof gab an, dies sei bereits bei einem 80 Marktanteil von 50 % der Fall.Festzustellen ist, dass es Suez gelungen ist, ihre Marktanteile über Electrabel Customer Solutions (ECS), dem Versorger letzter Instanz für die meisten zugelassenen Kunden, die keinen Anbieter gewählt haben, zu stabilisieren. In ihrer Antwort auf die Entscheidung zur Einleitung einer zweiten Phase (Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) haben die Parteien im Übrigen nicht bestritten, dass Suez in Belgien auf den Märkten für die Lieferung von Erdgas eine beherrschende Stellung innehat.

137.Der angemeldete Zusammenschluss würde diese beherrschende Stellung durch die Addition des Marktanteils von GDF von [10-15]* % bei der Lieferung von H-Gas und [15-20]* % bei der L-Gas-Lieferung verstärken. GDF ist auf den belgischen Gasliefermärkten über die 100 %ige Tochtergesellschaft GDF Belgique (Marktanteil jeweils [5-10]* % bei H-Gas und L-Gas) und die SPE-Gruppe (Markanteil über[0-5]* % bei H-Gas und [5-10]* % bei L-Gas), die GDF gemeinsam mit Centrica kontrolliert, tätig. Nach der geplanten Transaktion hätten die Parteien somit auf allen belgischen Liefermärkten einen gemeinsamen Marktanteil von [90-100]* % bei H-Gas und von [90-

79Urteil des Gerichts erster Instanz vom 14. Dezember 2005 in der Rechtssache T-210/01 General Electric/Kommission, noch nicht veröffentlicht, Randnummer 115, unter Verweis auf die Rechtssache 85/76 Hoffmann-La Roche/Kommission 1979 Slg. 461, Randnummer 41, und die Rechtssache T-221/95 Endemol/Kommission 1999 Slg. II-1299, Randnummer 134. Siehe hierzu auch Absatz 17 der Leitlinien der Kommission zur Bewertung horizontaler Zusammenschlüsse.

80Vgl. Urteil des Gerichtshofs der Europäischen Gemeinschaften in der Rechtssache C-62/86 AKZO/Kommission Slg. 1991, I-3359, Randnr. 60.

33

100]* % bei L-Gas. Infolgedessen würde der Zusammenschluss zu einem Anstieg des 81 HHI von 6756 auf 8484, entsprechend einem Delta von 1728, bei H-Gas und von 6580 auf 9167, entsprechend einem Delta von 2587, bei L-Gas führen.

138.Dieser Überblick zeigt, dass GDF derzeit der erfolgreichste Neueinsteiger auf dem belgischen Markt ist und zum Hauptkonkurrenten von Suez geworden ist. Die Marktanteile der übrigen neuen Anbieter bleiben weit hinter denen von GDF zurück. Der angemeldete Zusammenschluss würde somit den aktivsten Wettbewerber ausschalten und dadurch die Auswirkungen der Liberalisierung auf die belgischen Märkte für die Lieferung von Erdgas erheblich beeinträchtigen.

Analyse der einzelnen Märkte

A.2.4.1.2.1Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger

139.Auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger hat Suez einen 82 Markanteil von [90-100]* % bei H-Gas und [90-100]* % bei L-Gas.Diese sehr hohen 83 Marktanteile, die auch von CREG bestätigt wurden, deuten ohne weiteres auf das Vorliegen einer beherrschenden Stellung hin. Auf dem Markt für die Lieferung von Gas an Stromerzeuger ist GDF zurzeit noch nicht präsent. Der einzige Wettbewerber ist derzeit das Unternehmen Wingas, das Erdgas an ein Kraftwerk in Zandvliet im Hafengebiet von Antwerpen liefert. Dieses Kraftwerk befindet sich am Standort von 84 BASF, einer der beiden Muttergesellschaften von Wingas, und dient hauptsächlich der Stromversorgung des Antwerpener Standorts von BASF.

Tabelle 3: Märkte für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger (2005)

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

Verkäuf VerkäufeStellungVerkäufe inStellung Stellung e in in TWh (%) TWh (%) (%) TWh

[…]* [90-100]* […]* [90-100]* […]* [90-100]*

GDF

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]* […]*

[0-5]*

Suez + GDF

[…]* [90-100]* […]* [90-100]* […]* [90-100]*

Wingas

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]* […]*

[0-5]*

Gesamt

56,39

100

54,77

100

1,62

100

Quelle: Anmeldung

81HHI = Herfindahl-Hirschmann-Index. Dieser Index misst den Grad der Unternehmenskonzentration auf einem gegebenen Markt. Weitere Einzelheiten siehe Absatz 16 ff. der Leitlinien der Kommission zur Bewertung horizontaler Zusammenschlüsse.

82Die Kommission stellt fest, dass Kraftwerke nur sehr geringe Mengen L-Gas verbrauchen.

83Antwort der CREG [Nr. 13256] vom 14.7.2006 auf Frage 47 des Fragebogens vom 6.7.2006.

84Wingas ist ein gemeinsames Unternehmen von BASF (Wintershall) und Gazprom.

34

140.Der Versorgungsvertrag zwischen Suez und SPE, dem zweitgrößten Kraftwerksbetreiber Belgiens, läuft allerdings bald aus, so dass eine reelle und große Chance besteht, in diesen Markt einzusteigen.

141.Ohne das angemeldete Fusionsvorhaben wäre GDF für den Einstieg in diesen Markt am besten aufgestellt. Zum einen verfügt GDF über einen direkten Zugang zu Gaserzeugern und über ausreichende Einspeisekapazitätsrechte. Zum anderen hat sich GDF als zuverlässiger und wichtiger Lieferant von Industriekunden etabliert und in Frankreich Erfahrungen in der Belieferung und sogar im Betrieb von Gaskraftwerken erworben. Als Muttergesellschaft von SPE hätte GDF auch gute oder sogar bessere Chancen als andere Wettbewerber, einschließlich Wingas, eine Ausschreibung von SPE für die Belieferung ihrer Kraftwerke zu gewinnen. Da die Stromerzeugungskapazität von SPE vor allem aus gasbetriebenen Kraftwerken besteht, wäre das Volumen der von SPE neu zu verteilenden 85 Verträge ganz enorm. Aus diesen Gründen ist GDF als potenziell größter Wettbewerber von Suez auf dem Markt für die Lieferung von Gas an Stromerzeuger zu sehen.

142.Der angemeldete Zusammenschluss wird somit GDF als den am besten aufgestellten potenziellen Wettbewerber ausschalten, dadurch die beherrschende Stellung von Suez auf dem Markt für die Gaslieferung an Stromerzeuger verstärken und wirksamen Wettbewerb auf diesem Markt erheblich behindern.

A.2.4.1.2.2Märkte für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer

143.Auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer, der auch die Verkäufe an kommunale Zweckverbände, Versorger letzter Instanz (z. B. ECS) und andere Wiederverkäufer (z. B. Essent, Nuon) umfasst, hat Suez mit Marktanteilen von [80-90]* % bei H-Gas bzw. [80-90]* % bei L-Gas bereits eine beherrschende Stellung inne. Die Marktanteile von GDF betragen zwischen [10-15]* % bei H-Gas und [10-15]* % bei L-Gas. Durch den angemeldeten Zusammenschluss werden die Parteien somit nicht zu umgehende Versorger sein und [90-100 %]* des Marktes sowohl bei H-Gas als auch bei L-Gas beherrschen. Suez und GDF sind übrigens die Einzigen, die L-Gas nach Belgien einführen, so dass künftig jeder L-Gas-Wiederverkäufer in Belgien zwangsläufig bei der neuen Einheit, die ein Monopol besitzen wird, kaufen muss. Im Übrigen schaltet die Transaktion GDF als den einzigen Wettbewerber aus, dem es gelungen ist, sich auf diesen Märkten zu etablieren.

144.Aus diesen Gründen wird der angemeldete Zusammenschluss die beherrschende Stellung von Suez auf den Märkten für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Wiederverkäufer verstärken und wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

85Der Anmeldung zufolge (S. 110, Formblatt CO, Teil 1) beläuft sich der jährliche Gasverbrauch der von SPE betriebenen Kraftwerke auf [10-20]* TWh.

35

Tabelle 4: Märkte für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer (2005)

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

VerkäufeStellungVerkäufe inStellungVerkäufeStellung in TWh (%) TWh (%)in TWh (%)

[…]* [80-90]* […]* [80-90]* […]* [80-90]*

GDF

[…]* [10-15]* […]* [10-15]* […]* [10-15]*

Suez + GDF

[…]* [90-100]* […]* [90-100]* […]* [90-100]*

Gesamt

74,76

100

36,98

100

37,78

100

Quelle: Anmeldung

A.2.4.1.2.3Märkte für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden

145.Auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden hat Suez mit Marktanteilen von [70-80]* % bei H-Gas und [80-90]* % bei L-Gas eine beherrschende Stellung. GDF erreicht Markanteile von [15-20]* %bei H-Gas und [15-20]* % bei L- 86 Gas.Der einzige ernsthafte Wettbewerber ist das Unternehmen Wingas, das nur H-Gas liefert. Nach der geplanten Transaktion werden die Parteien einen gemeinsamen Marktanteil von [80-90]* % bei H-Gas und [90-100]* % bei L-Gas besitzen, so dass die neue Einheit bei L-Gas zum nicht zu umgehenden Versorger wird. Durch Ausschalten des Wettbewerbers GDF, der am erfolgreichsten in diese Märkte eingestiegen ist, wird der angemeldete Zusammenschluss so die beherrschende Stellung von Suez auf den Märkten für die Lieferung von H-Gas sowie von L-Gas an große Industriekunden verstärken und dadurch wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

86Die CREG gibt auf der Grundlage ihrer Marktdefinition (die nur die an das Fernleitungsnetz angeschlossenen Kunden berücksichtigt, siehe oben) für Suez leicht höhere und für GDF leicht geringere Marktanteile an. Da das Marktvolumen nach der Definition der CREG geringer ist, beinhaltet dies, dass ein erheblicher Teil der Industriekunden von GDF, die von den Parteien als große Industriekunden betrachtet werden, an das Verteilernetz angeschlossen ist. Vgl. Antwort der CREG [Nr. 13256] vom 14.7.2006 auf Frage 47 des Fragebogens vom 6.7.2006.

36

Tabelle 5: Märkte für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden (2005)

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

VerkäufeStellungVerkäufe inStellungVerkäufeStellung in TWh (%) TWh (%)in TWh (%)

Distrigaz

[…]* [60-70]* […]* [60-70]* […]* [50-60]*

ECS

[…]* [10-15]* […]* [5-10]* […]* [20-30]*

Suez (Distrigaz+ ECS)

[…]* [70-80]* […]* [70-80]* […]* [80-90]*

GDF

[…]* [15-20]* […]* [15-20]* […]* [15-20]*

[0-5]*

[0-5]*

[0-5]*

SPE (einschl. ALG und[…]* Luminus)

[…]*

[…]*

[15-20]* […]* […]* […]* [15-20]* [15-20]*

GDF GESAMT

Suez + GDF

[…]* [90-100]* […]* [80-90]* […]* [90-100]*

[0-5]*

[…]* […]* […]* [5-10]* [10-15]*

Wingas

[0-5]*

[0-5]*

[0-5]*

[…]*

[…]*

[…]*

Nuon

Gesamt

82,04

100

62,03

100

20,01

100

Quelle: Anmeldung

A.2.4.1.2.4Märkte für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden

146.Auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden hat Suez derzeit mit Marktanteilen von [60-70]* % bei H-Gas und [70-80]* bei L-Gas eine beherrschende Stellung. GDF kommt auf [20-30]* % bei H-Gas und [10-15]* % bei 87 L-Gas.Durch die geplante Transaktion werden die Parteien einen gemeinsamen Marktanteil von [80-90]* % bei der Lieferung von H-Gas und [80-90]* % bei der Lieferung von L-Gas an kleine Industrie- und Gewerbekunden erreichen. Nuon ist mit einem Anteil von weniger als 10 % vertreten, während der Marktanteil von Essent unter [0-5]* % liegt und Wingas auf diesem Markt überhaupt nicht aktiv ist.

147.Die Wettbewerbsfähigkeit von GDF auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden beruht auch darauf, dass sie aufgrund ihres direkten Zugangs sowohl zu Gas als auch zu Elektrizität (über ihre Tochtergesellschaft SPE) in der Lage ist, duale Verträge für Strom- und Erdgas anzubieten. Wie im Abschnitt über die belgischen Strommärkte näher erläutert, haben diese dualen Angebote auf den Märkten für die Lieferung von Gas und Strom an kleine Industrie- und Gewerbekunden sowie an Haushaltskunden besondere Bedeutung. Aus den dort genannten Gründen vertrauen diese Kundengruppen einem einzigen Versorger für Gas und Strom mehr als andere. Wie unter den Randnummern 162 ff. und 201 ff. erläutert, ist GDF derjenige Wettbewerber, der neben Suez den besten Zugang zu Erdgas in Belgien hat. Zudem verfügt GDF über einen direkten Zugang zur Stromerzeugungskapazität von

87Die Statistiken der CREG, die alle an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden (Industrie- und Gewerbekunden sowie Haushaltskunden in Flandern) umfassen, bestätigen die Zahlen, die von den Parteien für die Märkte der Gaslieferung an kleine Industrie- und Gewerbekunden zum einen und an Haushaltskunden in Flandern zum anderen übermittelt wurden.

37

SPE. Die Kapazität von SPE ist in Belgien installiert, was verglichen mit den Kosten niederländischer Wettbewerber niedrigere Lieferkosten beinhaltet.

148.Hervorzuheben ist, dass die Wettbewerber im Bereich der Lieferung von L-Gas (Nuon und Essent) sämtlich Wiederverkäufer sind, die sich bei der aus der Fusion hervorgehenden Gruppe eindecken müssen. Die Wettbewerbsfähigkeit dieser Wiederverkäufer von L-Gas wird durch die Transaktion weiter geschmälert, da ihr Einkaufspreis die Marge des künftigen Monopolisten beinhaltet, der gleichzeitig ihr Wettbewerber auf dem Markt für die Lieferung von Gas an kleine Industrie- und Gewerbekunden ist. Der angemeldete Zusammenschluss wird somit die beherrschende Stellung von Suez auf dem Markt für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an kleine Industrie- und Gewerbekunden verstärken und dadurch wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

Tabelle 6: Märkte für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden (2005)

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

VerkäufeStellungVerkäufeStellungVerkäufeStellung in TWh (%)in TWh (%)in TWh (%)

Distrigaz

[…]* [0-5]* […]* [0-5]* […]* [0-5]*

ECS

[…]* [60-70]* […]* [60-70]* […]* [70-80]*

Suez (Distrigaz+ ECS)

[…]* [60-70]* […]* [60-70]* […]* [70-80]*

GDF

[…]* [0-5]* […]* [0-5]* […]* [0-5]*

SPE (einschl. ALG und[…]* [15-20]* […]* [20-30]* […]* [10-15]* Luminus)

GDF GESAMT

[…]* [15-20]* […]* [20-30]* […]* [10-15]*

Suez + GDF

[…]* [80-90]* […]* [80-90]* […]* [80-90]*

Nuon

[…]* [5-10]* […]* [5-10]* […]* [10-15]*

Essent

[…]* [0-5]* […]* [0-5]* […]* [0-5]*

Gesamt

24,06 100 12,91 100 11,15 100

Quelle: Anmeldung

A.2.4.1.2.5Märkte für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Haushaltskunden

149.Die Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden sind derzeit nur in Flandern, wo die Haushaltskunden seit 1. Juli 2003 zugelassen sind, für den Wettbewerb geöffnet. In den Regionen Wallonien und Brüssel-Hauptstadt werden Haushaltskunden erst ab 1. Januar 2007 zugelassen sein.

150.Das Gericht erster Instanz hat vertreten, dass das Fehlen jeglichen Wettbewerbs auf den Gasmärkten gemäß der Gasrichtlinie jede Schlussfolgerung, nach der die Bedingungen 88 von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erfüllt seien, ausschließe.Es stellte insbesondere fest, dass die Kommission nicht bewerten könne, ob der Zusammenschluss die Einführung wirksamen Wettbewerbs im Rahmen des 89verbindlichen Zeitplans der Gasrichtlinie verhindern würde.

88Urteil vom 21. September 2005 in der Rechtssache T-87/05, EDP Energias de Portugal, SA/Kommission der Europäischen Gemeinschaften, noch nicht veröffentlicht, Randnr. 116 ff.

89Rechtssache T-87/05, Randnr. 127.

38

151.Die Wettbewerbssituation, die zum Zeitpunkt des Erlasses der Entscheidung oder zum Zeitpunkt der Öffnung der fraglichen Märkte für den Wettbewerb bestanden habe, stelle eine objektive Gegebenheit dar, die durch die unterbliebene Anwendung eines 90 rechtlichen Kriteriums nicht berührt werde.Das Gericht erster Instanz gab in seinem Urteil in der Rechtssache 87/05 (EDP) auch an, dass die Kommission die unmittelbaren Folgen eines Zusammenschlusses, wenn es sie gebe, prüfen könne und sie bei dessen 91 Gesamtbewertung berücksichtige.In jenem Fall hätte eine unmittelbare Auswirkung des Zusammenschlusses in der durch die Verpflichtungszusagen geänderten Form darin bestanden, die Öffnung bestimmter Märkte in Bezug auf den Zeitplan der Gasrichtlinie 92vorzuziehen.

152.Wenn die Kommission einen Zusammenschluss untersuche, müsse sie sich zudem prüfen, ob eine unmittelbare und sofortige Auswirkung des Zusammenschlusses die erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs sein würde. Dabei könne sie gegebenenfalls die Auswirkungen eines Zusammenschlusses in naher Zukunft in 93Betracht ziehen.

153.Im vorliegenden Fall hat der angemeldete Zusammenschluss keine unmittelbare Auswirkung auf den Zeitplan für die Öffnung des Marktes für die Erdgaslieferung an Haushaltskunden in Wallonien und Brüssel. Hinsichtlich der von der Kommission vorgenommenen Gesamtbewertung werden daher keine unmittelbaren positiven Auswirkungen auf die Wettbewerbsbedingungen dieses Marktes festgestellt. Der Zusammenschluss könnte sich im Gegenteil, obwohl dieser Markt formell bis Ende 2006 nicht für den Wettbewerb geöffnet ist, sofort auf die Vorbereitung der potenziellen Wettbewerber auf die Öffnung des Marktes für den Wettbewerb auswirken. Im Besonderen schaltet der Zusammenschluss GDF sofort als potenziellen Wettbewerber von Distrigaz in Wallonien und Brüssel aus und schafft Hindernisse für den Markteintritt weiterer potenzieller Wettbewerber. Die sofortige Wirkung dieser Hindernisse könnte darin bestehen, von Investitionen im Hinblick auf den Markteintritt ab 2007 abzuhalten. Durch den Zusammenschluss könnte für Suez auch der Anreiz entfallen, mit Blick auf die Marktöffnung bereits jetzt wettbewerbsfähigere Preise oder sonstige Konditionen zur Kundenbindung anzubieten.

154.Zum Zeitpunkt der Annahme dieser Entscheidung wird die Wettbewerbsöffnung der Märkte für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden gemäß belgischem Recht und der Gasrichtlinie unmittelbar bevorstehen. Infolgedessen wird sich der Zusammenschluss sofort auf die geschäftlichen Entscheidungen der Fusionsparteien und Dritter auswirken und dadurch Folgen für die Wettbewerbsbedingungen in sehr naher Zukunft haben. Die Kommission ist daher der Ansicht, dass es zweckmäßig ist, die Auswirkungen auf den Wettbewerb, die bereits jetzt unmittelbar bevorstehen und ab Januar 2007 in vollem Umfang auf diesen Märkten eintreten werden, zu berücksichtigen.

90Rechtssache T-87/05, Randnr. 131.

91Rechtssache T-87/05, Randnr. 124.

92Rechtssache T-87/05, Randnr. 125.

93Rechtssache T-5/02 Tetra Laval/Kommission, Slg. 2002, II-4381, Randnr. 153.

39

155.Angesichts dieses kurz bevorstehenden und gewissen Liberalisierungsprozesses müssen nicht nur die Auswirkungen des Zusammenschlusses auf die Wettbewerbslage in der Region Flandern, sondern auch die Auswirkungen auf den potenziellen Wettbewerb in den Regionen Wallonien und Brüssel-Hauptstadt untersucht werden.

156.GDF besitzt unabhängig von der Definition der räumlichen Märkte auf den Märkten für die Lieferung von Gas an Haushaltskunden einen Wettbewerbsvorteil, da GDF aufgrund ihres direkten Zugangs sowohl zu Gas als auch zu Elektrizität (über ihre Tochtergesellschaft SPE) in der Lage ist, duale Strom- und Gasverträge anzubieten. Aus den im Abschnitt über die kleinen Industrie- und Gewerbekunden und im Abschnitt über die belgischen Strommärkte genannten Gründen stellt diese Fähigkeit auch für den Wettbewerb auf dem Markt für die Gaslieferung an Haushaltskunden einen wesentlichen Vorteil dar.

157.In Flandern hat Suez mit einem Marktanteil von [70-80]* % sowohl bei H-Gas als auch bei L-Gas eine beherrschende Stellung. Der Anmeldung zufolge ist der Verbrauch von H-Gas und L-Gas mit jeweils [40-50/40-50]* % und gleichem Marktanteil gleichmäßig 94 verteilt.Suez ist im Bereich der Versorgung von Haushaltskunden über ihre Tochtergesellschaft ECS tätig, die von mehreren flämischen Gemeindezweckverbänden als Versorger letzter Instanz gewählt wurde. GDF ist vor allem über Luminus, eine Tochtergesellschaft von SPE, tätig und kommt auf einen Marktanteil von [15-20]* %. Nach der geplanten Transaktion werden die Parteien somit einen gemeinsamen Marktanteil von [90-100]* % besitzen. Infolgedessen wird der angemeldete Zusammenschluss die beherrschende Stellung von Suez auf den Märkten für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden in Flandern verstärken und dadurch wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

Tabelle 7: Flämischer Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden (2005)

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

VerkäufeStellungVerkäufeStellungVerkäufeStellung in TWh (%)in TWh (%)in TWh (%)

Distrigaz

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

ECS

[…]* [70-80]* […]* [70-80]* […]* [70-80]*

Suez (Distrigaz+ ECS) […]* [70-80]* […]* [70-80]* […]* [70-80]*

GDF

[…]*

[…]*

[…]*

Luminus

[…]* [15-20]* […]* [15-20]* […]* [15-20]*

SPE City Power

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

GDF GESAMT

[…]* [15-20]* […]* [15-20]* […]* [15-20]*

Suez + GDF

[…]* [90-100]* […]* [90-100]* […]* [90-100]*

Nuon

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Essent

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

EBEM

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Gesamt

25,94

100

12,97

100

12,97

100

Quelle: Anmeldung

94Vgl. S. 175, Formblatt CO, Teil 1. Diese Schätzung beruhe auf den an verschiedenen Einspeisepunkten der Verteilernetze gemessenen Volumina und gelte für die Verkäufe aller Anbieter.

40

158.In Wallonien wird die Erdgaslieferung an Haushaltskunden vom 1. Januar 2007 an vollständig liberalisiert sein. Derzeit werden alle wallonischen Haushaltskunden von den kommunalen Zweckverbänden versorgt. Der Lütticher Zweckverband A.L.G. hat bereits jetzt Luminus, ein Unternehmen der SPE-Gruppe, als Versorger letzter Instanz für diejenigen Haushaltskunden benannt, die ihren Versorger bis zum 1. Januar 2007 nicht 95 frei wählen werden.Nach Schätzungen der Parteien werden Suez (über ECS) und GDF (insbesondere über Luminus) im Jahr 2007 einen Marktanteil von [40-50]* % bzw. [30-40]* % haben. Die geplante Transaktion schaltet somit GDF aus, die nach den Prognosen der Parteien der stärkste Wettbewerber von Suez auf dem liberalisierten Markt sein wird. Der angemeldete Zusammenschluss wird somit eine beherrschende Stellung der neuen Gruppe auf dem wallonischen Markt für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden begründen und dadurch wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

Tabelle 8: Schätzungen der Parteien für den wallonischen Markt der Gaslieferung an 96Haushaltskunden (2007)

H- und L-Gas

Verkäufe in TWh Stellung (%)

Distrigaz

[…]*

[0-5]*

ECS

[…]*

[40-50]*

Suez (Distrigaz+ ECS)

[…]*

[40-50]*

GDF

[…]*

[0-5]*

ALG Négoce

[…]*

[30-40]*

Luminus

[…]*

[0-5]*

SPE

[…]*

[0-5]*

GDF GESAMT

[…]*

[30-40]*

Suez + GDF

[…]*

[80-90]*

Nuon

[…]*

[15-20]*

Essent

[…]*

[0-5]*

Gesamt

10,4

100

Quelle: Anmeldung

94Vgl. S. 175, Formblatt CO, Teil 1. Diese Schätzung beruhe auf den an verschiedenen Einspeisepunkten der Verteilernetze gemessenen Volumina und gelte für die Verkäufe aller Anbieter.

40

158.In Wallonien wird die Erdgaslieferung an Haushaltskunden vom 1. Januar 2007 an vollständig liberalisiert sein. Derzeit werden alle wallonischen Haushaltskunden von den kommunalen Zweckverbänden versorgt. Der Lütticher Zweckverband A.L.G. hat bereits jetzt Luminus, ein Unternehmen der SPE-Gruppe, als Versorger letzter Instanz für diejenigen Haushaltskunden benannt, die ihren Versorger bis zum 1. Januar 2007 nicht 95 frei wählen werden.Nach Schätzungen der Parteien werden Suez (über ECS) und GDF (insbesondere über Luminus) im Jahr 2007 einen Marktanteil von [40-50]* % bzw. [30-40]* % haben. Die geplante Transaktion schaltet somit GDF aus, die nach den Prognosen der Parteien der stärkste Wettbewerber von Suez auf dem liberalisierten Markt sein wird. Der angemeldete Zusammenschluss wird somit eine beherrschende Stellung der neuen Gruppe auf dem wallonischen Markt für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden begründen und dadurch wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

Tabelle 8: Schätzungen der Parteien für den wallonischen Markt der Gaslieferung an 96Haushaltskunden (2007)

H- und L-Gas

Verkäufe in TWh Stellung (%)

Distrigaz

[…]*

[0-5]*

ECS

[…]*

[40-50]*

Suez (Distrigaz+ ECS)

[…]*

[40-50]*

GDF

[…]*

[0-5]*

ALG Négoce

[…]*

[30-40]*

Luminus

[…]*

[0-5]*

SPE

[…]*

[0-5]*

GDF GESAMT

[…]*

[30-40]*

Suez + GDF

[…]*

[80-90]*

Nuon

[…]*

[15-20]*

Nuon

[…]*

[0-5]*

Essent

[…]*

[0-5]*

Gesamt

7,45

100

Quelle: Anmeldung

160.Auf nationaler Ebene wird die geplante Transaktion zu Additionen von Marktanteilen führen, wie die folgende Tabelle zeigt. Die Stellungen der Parteien und der Dritten unterscheiden sich zwar regional, doch das Fazit bleibt gleich: Suez wird (über ECS) auch auf einem nationalen Markt für die Lieferung von Erdgas (sowohl bei H-Gas als auch bei L-Gas) eine beherrschende Stellung innehaben. Diese beherrschende Stellung wird durch die Übernahme von GDF, dem bei weitem größten Wettbewerber, verstärkt. Auch auf der Grundlage eines nationalen Marktes für die Lieferung von Gas an Haushaltskunden wird der angemeldete Zusammenschluss somit wirksamen Wettbewerb auf diesen Märkten erheblich behindern.

98Es ist darauf hinzuweisen, dass die Kommission bei ihrer Untersuchung des Brüsseler Marktes die Schätzungen der Parteien für 2008, dem ersten vollen Jahr nach der Liberalisierung, zugrunde gelegt hat. Die Schätzungen der Parteien messen ALG-Négoce höhere Marktanteile zu. Infolge der Benennung von Luminus als Versorger letzter Instanz durch A.L.G. ist allerdings wahrscheinlich, dass Luminus höhere Marktanteile als ALG Négoce erreicht.

42

Tabelle 10: Belgischer Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden

H- und L-Gas

H-Gas

L-Gas

VerkäufeStellungVerkäufeStellungVerkäufeStellung in TWh (%)in TWh (%)in TWh (%)

Distrigaz

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

ECS

[…]* [70-80]* […]* [60-70]* […]* [80-90]*

Suez (Distrigaz+ ECS) […]* [70-80]* […]* [60-70]* […]* [80-90]*

GDF

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

ALG Négoce

[…]*

[0-5]*

[…]*

[5-10]*

[…]*

[0-5]*

Luminus

[…]* [10-15]* […]* [10-15]* […]* [10-15]*

SPE City Power

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

GDF GESAMT

[…]* [15-20]* […]* [20-30]* […]* [10-15]*

Suez + GDF

[…]* [90-100]* […]* [90-100]* […]* [90-100]*

Nuon

[…]*

[5-10]*

[…]*

[5-10]*

[…]*

[0-5]*

Essent

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

EBEM

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

[…]*

[0-5]*

Gesamt

38,64

100

18,22

100

20,42

100

Quelle: Anmeldung. Berechnung auf der Grundlage der tatsächlichen Verkäufe in Flandern und der Schätzungen der Parteien für Wallonien und Brüssel-Hauptstadt. Die geschätzten Verkäufe in Brüssel-Hauptstadt werden in vollem Umfang als Verkäufe von L-Gas betrachtet, während die Verkäufe in Wallonien nach dem gleichen Schlüssel wie in Flandern aufgeteilt werden, d. h. [40-50]*/[40-50]* %.

43

A.2.4.2 Der angemeldete Zusammenschluss schaltet den erfolgreichsten Wettbewerber von Suez aus

161.Über die Addition der Marktanteile hinaus besteht die zweite horizontale Auswirkung des geplanten Zusammenschlusses in der Ausschaltung von GDF als den Wettbewerber, der seit seinem Einstieg in die belgischen Gasmärkte den stärksten Wettbewerbsdruck auf Suez ausgeübt hat. Durch eine ganze Reihe von Wettbewerbsvorteilen, die kein anderer Neueinsteiger auf ähnliche Weise besitzt, ist es GDF gelungen, diese Position des größten Herausforderers von Suez zu erlangen.

162.Die Wettbewerbsfähigkeit von GDF ist vor allem das Ergebnis der Kombination der folgenden Vorteile:

•etabliertes Unternehmen in einem großen Nachbarland Belgiens,

•Zugang zu einem breiten und diversifizierten Gasportfolio, einschließlich von LNG,

•Zugang zu H-Gas und L-Gas in Belgien,

•Speichermöglichkeit für L-Gas in Frankreich,

•vorrangige Zugangsrechte zu H-Gas-Speichern in Belgien,

•Miteigentum und gemeinsamer Betrieb einiger Transitachsen (SEGEO) und Mitkontrolle einiger Einspeisepunkte,

•umfangreiche Buchungen und Kapazitäten an einigen Einspeisepunkten in das belgische Netz.

A.2.4.2.1 Etabliertes Unternehmen in einem großen Nachbarland

163.GDF ist zwar nicht das einzige derzeit oder potenziell aktive Unternehmen auf dem belgischen Markt, das auch in einem Nachbarland etabliert ist, unterscheidet sich jedoch von den anderen „incumbents“. Die engen Beziehungen zwischen Frankreich und Belgien sowie die Präsenz zahlreicher französischer Großunternehmen stellen Wettbewerbsvorteile dar. Aufgrund der langjährigen Geschäftsbeziehungen, die GDF zu diesen Unternehmen in Frankreich unterhält, ist GDF auch in Belgien ein bevorzugter Ansprechpartner.

A.2.4.2.2 Zugang zu einem breiten und diversifizierten Gasportfolio, einschließlich von LNG

164.Den Angaben in der Anmeldung zufolge ist GDF der drittgrößte Erdgasimporteur auf dem europäischen Markt ([5-10]* % des Gesamteinkaufsvolumens) hinter ENI ([10-15]* %) und E.ON Ruhrgas ([10-15]* %). Der Anmeldung zufolge ist GDF auch der größte europäische Importeur von LNG (mit [20-30]* % des Gesamteinfuhrvolumens in den EWR). GDF besitzt somit ein sehr breit gefächertes und stark diversifiziertes Erdgasportfolio, das ihr ausreichende Flexibilität verleiht und das Vermögen, über das gewiss auch andere Akteure verfügen, den belgischen Markt zu versorgen.

44

A.2.4.2.3 Zugang zu H-Gas und L-Gas in Belgien

165.Bei der Erdgasversorgung in Belgien spielt L-Gas (Nennbrennwert 9,769 kWh/m³(n)) 99 eine wichtige Rolle. Rund 30 % des belgischen Erdgasverbrauchs entfallen auf L-Gas ; in der Region Brüssel-Hauptstadt macht L-Gas nahezu 100 % der Erdgaslieferungen aus. Wie die Tabellen des vorangehenden Kapitels zeigen, hat L-Gas auf allen Liefermärkten einen hohen Anteil; die einzige Ausnahme stellt die Belieferung der Kraftwerke dar. Sowohl bei den „großen“ als auch bei den „kleinen“ Industrie- und Gewerbekunden ist zu berücksichtigen, dass diese Unternehmen oft an mehreren Standorten tätig sind, die nicht unbedingt alle mit derselben Erdgasart versorgt werden. Um ein umfassendes Angebot unterbreiten zu können und in der Lage zu sein, die gesamte Nachfrage der Kunden (bestehende und potenzielle) zu befriedigen, muss ein Erdgasversorger somit in seinem Portfolio unbedingt über L-Gas verfügen.

166.Derzeit verfolgt nur Wingas eine Markteintrittsstrategie, die ausschließlich auf H-Gas beruht. Wingas scheint sich allerdings derzeit auf die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden und an das Kraftwerk der Muttergesellschaft BASF am Standort Zandvliet zu beschränken. Den Zahlen der Anmeldung zufolge machen die Lieferungen an dieses Kraftwerk fast [20-30]* % der Lieferungen von Wingas in Belgien aus. Andere neue Anbieter wie Nuon und Essent verfolgen eine auf der Lieferung von H-Gas und L-Gas basierende Strategie. Der Zugang zu L-Gas ist daher für einen Anbieter, der auf allen Ebenen erfolgreich in die belgischen Erdgasmärkte einsteigen möchte, unumgänglich.

167.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte lassen die Parteien vernehmen, dass die Zahl der Kunden, die sowohl H-Gas als auch L-Gas verbrauchen 100 würden, gering sei.Zur Untermauerung ihres Arguments beziehen sich die Parteien auf Zahlen von Distrigaz. Es ist möglich, dass die Parteien in Bezug auf den Kundenstamm von Distrigaz Recht haben. Bei einem neuen Anbieter wie GDF ist diese Situation jedoch ganz anders. Tatsächlich war im Jahr 2005 der größte L-Gas-Kunde von GDF in Belgien gleichzeitig der drittgrößte H-Gas-Kunde von GDF in Belgien.

168.Die einzigen europäischen L-Gas-Erzeuger sind die Niederlande und Deutschland. In Deutschland wird die L-Gas-Erzeugung jedoch hauptsächlich auf dem Binnenmarkt abgesetzt, und die fehlende Menge wird aus den Niederlanden eingeführt. Aus Deutschland wird kein L-Gas auf den belgischen Markt eingeführt.

169.Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass GDF und Suez die einzigen Marktteilnehmer sind, die in Belgien über L-Gas verfügen. Beide Parteien haben sehr langfristige 103 Verträge mit […]*geschlossen, die fast ausschließlich niederländisches L-Gas

99 Antwort der CREG (Nr. 13256) vom 14.7.2006 auf Frage 26 des Fragebogens ‚Erdgas’ vom 6.7.2006.

100 Randnr. 272 der Antwort.

101 Seiten 216 ff. der Anmeldung (Teil I).

102 Antwort der CREG (Nr. 13256) vom 14.7.2006 auf Frage 26 des Fragenkatalogs vom 6.7.2006.

103 […]*.

45

183.GDF verfügt somit über in Belgien über einen vorrangigen Speicherzugang. Ihre Kapazitäten steigen kontinuierlich von Jahr zu Jahr; zudem übersteigt ihr Speicherzugang den der Wettbewerber, von denen die meisten gar keinen Zugang haben, bei weitem. Der vorrangige Speicherzugang von GDF beruht vor allem auf der Struktur ihrer Kunden. Denn die knappen Speicherkapazitäten werden vorrangig den Netzbenutzern reserviert, die die Erdgasverteileranlagen beliefern (gemäß Artikel 15/11 des Gasgesetzes).Nach Angaben von Fluxys wurden in der Vergangenheit alle Speicherkapazitäten nach diesem Vorrangsrecht zugewiesen.

184.Nach Artikel 36 der „Bedingungen für den Zugang zum Fernleitungsnetz für die Speicheraktivitäten in Belgien“ von Fluxys werden die Ansprüche auf vorrangige Zuweisung einmal jährlich am 4. Januar auf der Grundlage der Entnahmekapazitäten der Verteilerunternehmen zur Versorgung an diesem Tag berechnet. Mit anderen Worten ist der „Marktanteil“, den ein Marktteilnehmer bei der Belieferung der an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden in den 12 Monaten vor dem Stichtag (4. Januar) erworben hat, maßgeblich für seine Ansprüche für das darauf folgende, am 15. April beginnende Speicherjahr.

185.Offenbar ist es GDF besonders gut gelungen, einen Kundenstamm aufzubauen, der aus an das Fernleitungsnetz und Verteilernetz angeschlossenen Kunden besteht, die einen Anspruch auf vorrangigen Speicherzugang begründen. Nach der Zuteilung der Speicherzugangsrechte für ein Jahr kann GDF über diese Kapazitäten frei verfügen (was auch bei allen anderen Kapazitätsinhabern der Fall ist). Fluxys kontrolliert somit nicht, ob die gespeicherten Mengen tatsächlich an Kunden, die an das Verteilernetz angeschlossen sind, oder aber an andere Kunden geliefert werden (z. B. an Wiederverkäufer oder an das Fernleitungsnetz angeschlossene Kunden). GDF kann somit die Flexibilität, die ihr der Speicherzugang bietet, dazu nutzen, die Nachfrage ihrer Kunden und ihre verfügbaren Erdgasmengen in Belgien auszugleichen. GDF braucht infolgedessen in ihren Einfuhrverträgen weniger Flexibilität zu „kaufen“ und kann ihr Erdgas in Belgien zu wettbewerbsfähigeren Preisen anbieten. Ihr privilegierter Speicherzugang in Belgien verleiht GDF somit einen Wettbewerbsvorteil, der dazu führt, dass GDF als einziger Wettbewerber von Distrigaz über eine beachtliche Flexibilität „vor Ort“ verfügt.

186.Die CREG hat im Übrigen bestätigt, dass ein bestehender Speicherzugang ein hohes Maß an betrieblicher und geschäftlicher Flexibilität bietet.Diese Flexibilität ermögliche nicht nur die Arbitrage, sondern auch den Ausgleich stündlicher und täglicher Bilanzkreisabweichungen und eine hohe Reaktionsfähigkeit gegenüber bestimmten Kunden, die sehr kurzfristige Lieferungen benötigen würden.

187.Diese im Vergleich zu den anderen Neuanbietern hervorragende Stellung von GDF wird durch die beschriebene Zuteilungsregel, die nur die Marktanteile zum Stichtag berücksichtigt, noch verstärkt. So sind die am 4. Januar festgestellten Marktanteile

121Antwort von Fluxys [Nr. 13514] vom 19.7.2006 (Eingangsdatum) auf Frage 21 des Fragebogens ‚Erdgas’ vom 6.7.2006.

122Idem.

123Antwort der CREG (Nr. 18849) vom 9.10.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 5.101.2006.

50

ausschlaggebend für den Zugang zum Erdgasspeicher für einen Speicherzeitraum, der erst 15 Monate später endet und insbesondere den folgenden Winter umfasst. Diese Regel begünstigt somit diejenigen Unternehmen, die bereits Speicherzugang besitzen, folglich insbesondere Distrigaz, aber auch GDF. Ein neuer Anbieter, der nach dem 4. Januar einen an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden akquiriert, hat dagegen keine Chance, Speicherkapazität für das laufende Speicherjahr zu erhalten, umso mehr, als es in Belgien keinen Sekundärmarkt für Speicher gibt.

188.GDF profitiert somit vom belgischen Rechtsrahmen für die Allokation der Speicherkapazitäten zweifach: Zum einen hat GDF dank der Struktur ihres Kundenbestands einen vorrangigen Zugang, zum anderen wird dieser vorrangige Zugang durch die Stichtagsregelung gesichert. Wie die steigenden Anteile bei den zugeteilten Speicherkapazitäten zeigen, hat GDF die Flexibilität, die sie durch den Speicherzugang gewonnen hat, geschickt genutzt, um jedes Jahr noch mehr an das Verteilernetz angeschlossene Kunden zu akquirieren. Dies verlieh erneut Anspruch auf zusätzliche Kapazitäten und löste so einen Aufwärtsspirale für GDF und auch für den Wettbewerb auf den belgischen Erdgasmärkten aus.

189.Wie weiter unten bei der Analyse der Marktzutrittsschranken gezeigt, ist GDF auch der (derzeitige oder potenzielle) Wettbewerber, der am besten aufgestellt ist, um auf Speicherkapazitäten für H-Gas im Ausland zuzugreifen. Im Gegensatz zu den niederländischen und deutschen Anlagen befinden sich die französischen Speicher in einer wirtschaftlicheren Entfernung von der belgischen Grenze, d. h. bei Porenspeichern weniger als 200 km entfernt. Wichtiger noch ist die Tatsache, dass der Einspeisepunkt in das belgische Netz (Blaregnies) im Gegensatz zu s’Gravenvoeren und Eynatten das ganze Jahr über Transportkapazitäten bietet. Aus den Antworten der Parteien geht in der Tat hervor, dass in den letzten [20-30]* Monaten Anfragen zu Transportkapazitäten über s’Gravenvoeren und Eynatten abgelehnt wurden.Was Anfragen zu Einspeisekapazitäten zum Transit anbelangt, gab es im gleichen Zeitraum [10-20]* Ablehnungen in s’Gravenvoeren, etwa [10-20]* Ablehnungen für Eynatten 1 und [10-20]* Ablehnungen für Eynatten 2.Wie weiter unten ausgeführt, teilt Fluxys auf ihrer Website mit, dass an den Einspeisepunkten Eynatten 1 und 2 und in s’Gravenvoeren im Januar und Februar 2007, d. h. in den Monaten, in denen ein Shipper eingelagerte Mengen benötigt, keine feste Kapazität verfügbar ist und dass sich die Lage im Winter 2007/2008 kaum bessern wird (laut Website von Fluxys).

A.2.4.2.6 Miteigentum und gemeinsamer Betrieb einiger Transitachsen (SEGEO) und infolgedessen Mitkontrolle einiger Ein- und Ausspeisepunkte

190.GDF hält 25 % des Kapitals von SEGEO, der Eigentümer- und Betreibergesellschaft der H-Gas-Transitpipeline, die s’Gravenvoeren an der belgisch-niederländischen Grenze mit

127Siehe Anmeldung, Form CO, Vol. 1, S. 25.

128Randnr. 315 ff. der Antwort.

129Antwort von GDF und Suez vom 9.8.2006 auf Frage 1 vom 4.8.2006.

51

Blaregnies an der französisch-belgischen Grenze verbindet. Diese Beteiligung begründet eine gemeinsame Kontrolle durch GDF und Fluxys, die die anderen 75 % hält.Mit [90-100]* % der Buchungen, entsprechend [60-70]* % der technischen Gesamtkapazität (am Ausspeisepunkt Blaregnies), ist GDF auch der Hauptnutzer dieser Pipeline.

191.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Parteien, dass die Beteiligung von GDF an SEGEO den Zugang von GDF zu dieser Pipeline erleichtern würde. Sie bestätigen jedoch, dass SEGEO von Fluxys und GDF gemeinsam kontrolliert wird. Dabei ist daran zu erinnern, dass Buchungen von Transitkapazitäten immer die Einspeisekapazität, die eigentliche Transitkapazität und die Ausspeisekapazität umfassen. In Belgien braucht ein Shipper, der Transitkapazität gebucht hat, somit keine Ein- und/oder Ausspeisekapazitäten zu buchen, weil diese in der Transitkapazität inbegriffen sind.

192.Durch ihren direkten Zugang zu den Ein- und Ausspeisepunkten der Pipeline SEGEO, die auch zur Fernleitung von Erdgas zu Kunden in Belgien dient, hat GDF somit eine herausragende Stellung, um Erdgas zum Verkauf nach Belgien einzuführen. So hat GDF feste und bedingte Kapazitätsbuchungen und umfassende Nominierungen für die Wiedereinfuhr von H-Gas über Blaregnies nach Belgien vorgenommen. Wie im Zusammenhang mit L-Gas erläutert (siehe oben), profitiert GDF bei den bedingten Reservierungen von ihren festen Reservierungen für die Durchleitung von H-Gas aus den Niederlanden in Fließrichtung Frankreich, um ausreichend verfügbare Gegenstromkapazitäten nach Belgien zu sichern, für die GDF bedingte Transportkapazitäten gebucht hat.

193.GDF profitiert somit zweifach von ihrer Beteiligung an SEGEO: Erstens hat GDF einen leichteren Zugang zu Kapazitäten am Einspeisepunkt s’Gravenvoeren, um H-Gas nach Blaregnies zu leiten. Zweitens ist GDF durch ihre Kapazitätsbuchungen, die aufgrund der enormen, von GDF in Fließrichtung nominierten Gasmengen so gut wie fest sind, in der Lage, Erdgas nach Belgien einzuführen, das unter Nutzung der Gegenstromkapazitäten nach Blaregnies geleitet wird.

194.Kein anderer Wettbewerber außer Suez besitzt ähnliche Beteiligungen an einem Unternehmen, das Eigentümer und Betreiber von Fernleitungs- oder Transitinfrastrukturen in Belgien ist. Aus den genannten Gründen stellt die Beteiligung von GDF an SEGEO einen erheblichen Wettbewerbsvorteil gegenüber ihren Wettbewerbern dar.

A.2.4.2.7 Umfangreiche Buchungen und Kapazitäten an einigen Einspeisepunkten in das belgische Netz

195.In diesem Zusammenhang ist zu betonen, dass Blaregnies der einzige Grenzort Belgiens mit hohen überschüssigen Einspeisekapazitäten ist, die daher fast ausschließlich GDF zur Verfügung stehen. Denn GDF verfügt auf der französischen Seite der belgisch-französischen Grenze über die weitaus größten Erdgasmengen. Im Übrigen sind die (geringeren) Mengen, die andere Marktteilnehmer (z. B. […]* Shipper), insbesondere über die Pipeline Troll, nach Blaregnies durchleiten, im Allgemeinen nicht zur Wiedereinspeisung nach Belgien verfügbar, da sie bereits in Frankreich (hauptsächlich an GDF) und zu einem geringen Teil in Italien und Spanien verkauft sind.

196.Der Einspeisepunkt Blaregnies L ermöglicht die bedingte Einspeisung von L-Gas. Wie bereits dargelegt, sind an diesem Einspeisepunkt dank der Mengen, die von GDF in Richtung Frankreich verfrachtet werden, ausreichend bedingte und quasi feste Kapazitäten verfügbar. GDF hat diese Situation genutzt und umfangreiche bedingte Einspeisekapazitäten kontrahiert, um ihre belgischen Kunden mit L-Gas zu beliefern, das von Poppel nach Frankreich geleitet und über Blaregnies, diesmal zur Fernleitung, wieder nach Belgien eingespeist wird.

197.Für H-Gas bietet der Einspeisepunkt Blaregnies SEGEO, der von GDF mitkontrolliert wird, sowohl feste als auch bedingte Kapazitäten. Die meisten festen Kapazitäten wurden von GDF gebucht. Auch hier verfügt GDF über [90-100]*% der Buchungen (und entsprechenden Nominierungen)in Richtung Belgien-Frankreich, so dass in großem Umfang bedingte Kapazität als quasi feste Kapazität verfügbar ist. Am 1. Januar 2006 und am 1. Januar 2007 waren nur [20-30]*% ([90-100 %]* für GDF) bzw. [0-5]* % der vermarktbaren festen Kapazitäten gebucht. Am 1. Januar 2006 verfügte GDF über [90-100 %]* der verbindlichen Buchungen, während am 1. Januar 2007 Distrigaz sowie ein Dritter (mit einer sehr geringen Menge: [0-5]* % der von GDF gebuchten Gasmenge) ebenfalls verbindliche Kapazitäten besaßen. Derzeit liegen für Blaregnies SEGEO keine Buchungen bedingter Kapazitäten vor.

198.Schließlich bietet der Einspeisepunkt Blaregnies Troll infolge der Buchungen (und Nominierungen) von GDF und anderen Shippern (z. B. aus […]*), die insbesondere die französischen Märkte versorgen, bedingte Kapazitäten, die tatsächlich verfügbar sind. Am 1. Januar 2006 und am 1. Januar 2007 waren nur [30-40]*% der vermarktbaren

130Antwort der Parteien (Nr. 15203) vom 17.8.2006 (Papierfassung der elektronisch übermittelten Antwort vom 16.8.2006) auf die Fragen 4 und 5 des am 6.7.2006 an Fluxys gesandten Fragebogens mit den Änderungen vom 27.7., 9.8. und 12.8.2006.

131Kapazitätsbuchungen verleihen das Recht, Transport- oder Transitkapazitäten während des Zeitraums, für den sie gebucht wurden, zu nutzen (die Buchungen erfolgen normalerweise in m(n)/h). Nominierungen bezeichnen die tatsächliche Inanspruchnahme der zuvor gebuchten Kapazität (die Nominierungen erfolgen normalerweise in moder in MWh). Im Allgemeinen erfordern somit Nominierungen vorherige Buchungen, während Buchungen nicht immer und in vollem Umfang in Nominierungen enden, da es vorkommt, dass Buchungen nicht genutzt werden.

132Antwort der Parteien (Nr. 15203) vom 17.8.2006 (Papierfassung der elektronisch übermittelten Antwort vom 16.8.2006) auf die Fragen 4 und 5 des am 6.7.2006 an Fluxys gesandten Fragebogens mit den Änderungen vom 27.7., 9.8. und 12.8.2006. Die Parteien erklärten der Kommission, dass die Buchungen für die Einspeisepunkte nach Belgien nach der so genannten Snapshot-Methode analysiert werden müssten. Aus diesem Grund wird die Analyse auf der Grundlage des 1. Januar als Stichtag durchgeführt.

53

bedingten Kapazitäten gebucht. Auf GDF entfallen dabei [70-80]*% bzw. [60-70]*% der Buchungen zum 1. Januar 2006 und 2007.

199.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentieren die Parteien, dass derzeitige oder potenzielle Wettbewerber wie Wingas, E.ON Ruhrgas oder ENI genauso wie GDF verfahren könnten. Diese Unternehmen, die ebenfalls über Transitkapazitätsbuchungen verfügen würden, könnten diese nutzen, um Gegenstromkapazitäten zu belgischen Kunden zu buchen. Die Situation von GDF unterscheidet sich allerdings ganz grundlegend von der ihrer Wettbewerber. Zunächst bietet kein anderer Grenzpunkt so viel verfügbare Kapazität wie Blaregnies. Weiterhin besitzen die genannten Wettbewerber insbesondere Buchungen für die vTn/rTr-Pipeline, die den Interconnector (IZT) mit Eynatten verbindet. Diese Pipeline ist jedoch im Gegensatz zu SEGEO, Troll oder Schlochtern (L-Gas), in denen das Gas ausschließlich in Nord-Süd-Richtung fließt, durch starke Gasströme in beide Richtungen gekennzeichnet. Was die anderen Unternehmen anbelangt, die Kapazitäten von Troll (nach Süden) gebucht haben, bezweifelt die CREG, dass sie in der Lage sind, Gegenstromkapazitäten für Blaregnies zu nominieren, ohne Unterbrechungen zu riskieren.

200.An den beiden Einspeisepunkten von Eynatten ist bis März 2008 keine bedingte (und sehr wenig feste) Kapazität verfügbar, so dass eine Wiedereinspeisung im Gegenstrom dort nicht möglich ist.Auch wenn am IZT noch bedingte Kapazitäten verfügbar sind, muss doch berücksichtigt werden, dass die Mengen dort weitgehend von deutschen und anderen Unternehmen zur Ausfuhr in das Vereinigte Königreich durchgeleitet werden. Für diese Unternehmen ist es daher schwieriger, das zur Ausfuhr bestimmte Erdgas zu ersetzen, als es für GDF ist, einen Teil des nach Frankreich, ihren Hauptmarkt, fließenden Erdgases zu ersetzen, wo GDF über ein umfangreiches Bezugsportfolio verfügt, um die nach Belgien wiederausgeführten Mengen auszugleichen.

201.Diese Analyse zeigt daher, dass die verschiedenen Einspeisepunkte in Blaregnies im Gegensatz zu den anderen Einspeisepunkten die höchsten verfügbaren Einspeisekapazitäten bieten. GDF kann von diesen freien Kapazitäten de facto am meisten profitieren.

A.2.4.3 Marktzutrittsschranken verstärken die horizontalen Auswirkungen

202.Die belgischen Erdgasmärkte sind durch zahlreiche Schranken gekennzeichnet, die den Markteinstieg neuer Wettbewerber oder das Wachstum bestehender Wettbewerber stark erschweren. Diese Schranken beruhen vor allem auf dem begrenzten Zugang Dritter zu dem in Belgien verfügbaren Erdgas und zu den verschiedenen Erdgasinfrastrukturen, die in hohem Maße von der Suez-Gruppe kontrolliert werden. Einige dieser Schranken werden durch die geplante Transaktion noch weiter angehoben. Dadurch ist sehr unwahrscheinlich, dass der bislang von GDF auf Suez ausgeübte Wettbewerbsdruck von anderen derzeitigen oder potenziellen Wettbewerber ausgeübt werden wird. Die abschreckende Wirkung der Marktzutrittsschranken auf den belgischen Märkten zeigt sich auch darin, dass drei große europäische Energiekonzerne, die versucht haben, in diese Märkte einzusteigen, ihre Aktivitäten in Belgien in den letzten Jahren aufgegeben oder ausgesetzt haben. Die Parteien bestätigen übrigens, dass der Einstieg in neue Märkte oft schwierig und kostenaufwändig ist. Sie sind der Ansicht, dass sich die Synergien, die sich aus „Einsparungen bei den Einstiegskosten in bestimmte Märkte“ ergeben, mit 100 Mio. Euro pro Jahr auf die Cashflows auswirken.

A.2.4.3.1 Zugang zu Erdgas

203.Wie weiter oben erwähnt, wurden im Jahr 2005 84 % der H-Gas-Mengen und 88 % der L-Gasmengen, die von den Importeuren zum Verbrauch in Belgien verkauft wurden, von Suez verkauft. Im gleichen Jahr entfielen 10 % der H-Gas-Mengen und 12 % der L-Gas-Mengen auf GDF. Nach dem angemeldeten Zusammenschluss wird die neue Gruppe somit Zugang zu 94 % des H-Gases und 100 % des L-Gases haben, die in Belgien verbraucht werden.

204.Suez und GDF führen das Erdgas im Wesentlichen über Langfristverträge nach Belgien ein. Bei H-Gas fielen im Jahr 2005 [70-80]* % der von Suez eingeführten Mengen und [80-90]*% der von GDF eingeführten Mengen unter Langfristverträge mit einer Laufzeit von mehr als [10-20]* Jahren. Bei L-Gas fallen [90-100]*% der Mengen, die von Suez und GDF im Jahr 2005 eingeführt wurden, unter Langfristverträge mit einer Laufzeit von mehr als [10-20]* Jahren.

205.Wie weiter unten im Abschnitt „Zugang zu Infrastrukturen“ erläutert, kann der Zeebrugger Hub den Marktteilnehmern, die in den belgischen Markt einsteigen wollen, nur begrenzt Liquidität bieten. Im Übrigen wäre es für einen neuen Anbieter aufgrund der schwachen mittel- und langfristigen Entwicklung des Marktes am Hub riskant, sich ausschließlich über den Hub mit Erdgas zu versorgen.

206.Die mächtige Stellung der neuen Gruppe auf Ebene des in Belgien verfügbaren Erdgases wird durch die neuen Erdgasbezugsquellen, die GDF auf europäischer Ebene einbringen wird, verstärkt. GDF ist der weltweit viertgrößte Erdgaskäufer und besitzt das am stärksten diversifizierte Bezugsportfolio Europas.Auch die anderen etablierten europäischen Unternehmen verfügen über langfristige Bezugsverträge. Die Parteien schätzen jedoch, dass die Bezugsmenge der neuen Einheit deutlich über der ihrer europäischen Hauptwettbewerber liegen wird.Im Übrigen rechnen sie kurzfristig

136Finanzmitteilung der Parteien vom 4. Mai 2006 „Confirmation du calendrier de la fusion et synergies revues à la hausse“ (Bestätigung des Zeitplans der Fusion und nach oben korrigierte Synergien), http://www.gazdefrance.com/upload/documents/archives/20060504_synergies_fr_1146718862.pdf.

137Website von GDF: http://www.gazdefrance.com/public/page.php?iddossier=176.

138Vgl. Anmeldung, Formblatt CO, Teil 1, S. 45 ff.: [60-70]* Gmfür die neue Gruppe ([40-50]* Gmfür GDF und [20-30]* Gmfür Suez), gegenüber [60-70]* Gmfür ENI, [50-60]* Gmfür E.ON Ruhrgas, [40-50]* Gmfür Centrica und [20-30]* Gmfür Gas Natural. Der Geschäftsbericht 2005 von GDF (S. 28) gibt

55

durch die Optimierung ihres Erdgasbezugs mit Synergien in der Größenordnung von 250 Mio. Euro.

207.GDF verfügt insbesondere über einen ausgezeichneten Zugang zu LNG, was die Diversität und Flexibilität ihres Portfolios noch vergrößert. Der Anmeldung zufolge führt GDF [5-10]* GmLNG nach Europa ein; dies entspricht [20-30]* % der europäischen Einfuhren. Dem Geschäftsbericht 2005 zufolge entfielen 24 % des Bezugs von GDF (in Höhe von 669 TWh) auf LNG, was eher 11-14 Gmentspricht. Der Anmeldung zufolge hat Suez 2005 [5-10]* GmLNG eingeführt, d. h. [5-10]* % der europäischen Einfuhren. Die neue Einheit wird somit der bei weitem größte LNG-Importeur Europas sein; die neue Gruppe besitzt […]* Flüssiggastanker (und […]* bestellte) und chartert regelmäßig […]* weitere Schiffe; zudem wird sie den Zugang zu […]* (in Zukunft […]*) der größten LNG-Terminals Europas kontrollieren, insbesondere den Zugang zu den beiden für Belgien sehr wichtigen Terminals in Zeebrugge und Montoir.

A.2.4.3.2 Zugang zu Infrastrukturen

208.Die Lieferung von Erdgas setzt den Zugang zu Infrastrukturen wie Fernleitungs- und Verteilernetzen, LNG-Terminals und Speicheranlagen voraus. Der Zugang erfolgt über Kapazitätsbuchungen und anschließende Nominierungen. Während Buchungen das Recht auf die Nutzung einer bestimmten Kapazität zu einem bestimmten Zeitpunkt begründen, sind Nominierungen die Ausübung dieses Rechts, d. h. die tatsächliche Nutzung der gebuchten Kapazität. Diese Kapazitätsbuchungen sind für den Wettbewerb von entscheidender Bedeutung.

209.Einige dieser Infrastrukturen werden direkt von der Suez-Gruppe kontrolliert, insbesondere über ihre Tochtergesellschaft Distrigaz & Co., die den überwiegenden Teil der Transitkapazitäten vermarktet. Andere Infrastrukturen werden von Fluxys betrieben, die wiederum ebenfalls von Suez kontrolliert wird.

A.2.4.3.2.1 Kontrolle von Fluxys

210.Suez hält 57,2 % der Anteile von Fluxys und konsolidiert dieses Unternehmen in ihrem Jahresabschluss. Nach Artikel 22 der Satzung von Fluxysverleiht jeder Anteil das Recht auf eine Stimme. Suez besitzt somit bei Fluxys auch 57,2 % der Stimmrechte.

211.In der Anmeldung wird Fluxys durchweg als Tochtergesellschaft der Suez-Gruppe dargestellt. In ihrer Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1

142Buchstabe c) beginnen die Parteien dagegen, die Kontrolle von Suez über Fluxys in Frage zu stellen.Sie machen geltend, Fluxys sei von Suez rechtlich unabhängig und eine börsennotierte Aktiengesellschaft. Während einer Besprechung mit dem Case-Team am 26. Juli 2006 machten die Parteien zudem geltend, dass Suez Fluxys nicht kontrolliere, weil Suez nicht das Recht habe, die Mehrheit der Verwaltungsratsmitglieder von Fluxys zu benennen.

212.Die von den Parteien angeführten Argumente können jedoch die Schlussfolgerung, dass Fluxys von Suez kontrolliert wird, nicht widerlegen. Erstens verfügt Suez über die Stimmrechtsmehrheit auf der Hauptversammlung von Fluxys und übt damit Kontrolle über Fluxys aus.Zweitens wird im Aktionärsvertrag von Fluxys angegeben, dass die Parteien [des Aktionärsvertrages] dafür Sorge tragen, dass 13 der 21 Verwaltungsratsmitglieder von Fluxys aus dem Kreis der den von Suez vorgeschlagenen Anwärter benannt werden. Im Hinblick auf die Frage der Kontrolle gemäß der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 ist unerheblich, dass 4 dieser Verwaltungsratsmitglieder so genannte „unabhängige Verwaltungsratsmitglieder“ sind. Der entscheidende Punkt bei der Frage der Kontrolle ist das Recht von Suez, ihre Benennung zu fordern. Aus diesen Gründen müssen die Argumente der Parteien, die die Kontrolle von Suez über Fluxys bestreiten, zurückgewiesen werden.

213.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behaupten die Parteien, dass die Frage, wer Fluxys im Sinne der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 „kontrolliert“, nicht relevant sei. Dem kann sich die Kommission nicht anschließen. Auch wenn Fluxys eine von Distrigaz rechtlich unabhängige Gesellschaft ist, gehört sie doch zur Suez-Gruppe und wird im Jahresabschluss von Suez konsolidiert. Die Kommission hat die Bestimmungen des Gasgesetzes zur Kenntnis genommen, auf die sich die Parteien beziehen und die die Unabhängigkeit des Netzbetreibers gewährleisten sollen. Diese Bestimmungen stellen jedoch das Vorliegen einer Kontrolle von Suez über Fluxys gemäß Artikel 3 der Fusionskontrollverordnung nicht in Frage. Im Übrigen geht aus den fortwährenden Diskussionen zwischen der CREG und Fluxys über etwaige Interessenskonflikte von Fluxys im Zusammenhang mit dem Betrieb des LNG-Terminals und den Investitionsplänen für das Fernleitungsnetz hervor, dass der belgische Regulierer nicht voll und ganz davon überzeugt ist, dass diese Regeln ihr Ziel, d. h. die Unabhängigkeit des Betriebs, immer erreichen.

A.2.4.3.2.2 Fernleitungs- und Transitnetz

214.In Belgien gibt es ein integriertes Fernleitungs- und Transitnetz. Dies beinhaltet, dass dasselbe Netz, d. h. dieselben Pipelines, sowohl für den Inlandstransport zu den Ausspeisepunkten auf belgischem Hoheitsgebiet als auch für die Durchleitung durch Belgien von einem Nachbarland zu einem anderen genutzt werden. Eine Ausnahme stellt der Hub von Zeebrugge dar, dessen Anschluss an das Netz als Transitanschluss betrachtet wird.

142Absätze 38-43 der Antwort.

143Vgl. Mitteilung der Kommission über den Begriff des Zusammenschlusses, Absatz 13.

57

215.Fluxys betreibt dieses Transport-/Transitnetz unter technischen Gesichtspunkten; so müssen alle Nominierungen der Shipper für den Transport oder Transit bei Fluxys vorgenommen werden. Die Kapazitäten des integrierten Netzes werden dagegen gemeinsam vermarktet: Während Fluxys für die Vermarktung der Transportkapazitäten (national) und der Transitkapazitäten für L-Gas zuständig ist, werden die Transitkapazitäten für H-Gas im Wesentlichen (vor allem rTr/VTN, Troll und SEGEO) von den Eigentümern oder Betreibern der Transitpipelines vermarktet, insbesondere von Distrigaz & Co. und SEGEO. Dieses System der getrennten Vermarktung der Kapazitäten des integrierten Transit-/Transportnetzes verkompliziert den Betrieb des Netzes und bewirkt, dass die buchbaren Kapazitäten für die Shipper weniger transparent sind.

216.Es ist daran zu erinnern, dass Transitkapazitätsbuchungen i) die Einspeisekapazität, ii) die eigentliche Transitkapazität und iii) die Ausspeisekapazität umfassen. Bei Buchungen von Transportkapazität ist die Situation ähnlich, mit dem Unterschied, dass sie die Kapazität am Ausspeisepunkt in Belgien umfassen. Dieses System führt dazu, dass Transport- und Transitbuchungen bei den Einspeisekapazitäten konkurrieren und damit potenzielle Engpässe schaffen. Festzustellen ist allerdings, dass die wichtigsten Einspeisepunkte an den von Distrigaz & Co. und SEGEO vermarkteten Transitachsen liegen (z. B. IZT, ZPT, Eynatten, s’Gravenvoeren, Blaregnies (Troll und SEGEO), LNG-Terminal und Hub Zeebrugge). Zudem werden Transitkapazitäten im Allgemeinen langfristig gebucht (für mehrere Jahre), während Transportkapazitäten in der Regel kurzfristiger gebucht werden.

Knappheit der verfügbaren Einspeisekapazitäten

217.Den von Fluxys veröffentlichen Informationen zufolge gibt es im Januar und Februar 2007 an keinem Einspeisepunkt verfügbare feste Kapazität, mit Ausnahme von 144 Zandvliet H und Blaregnies SEGEO.In den anderen Monaten bis März 2008 liegen die verfügbaren festen Kapazitäten durchweg unter 3 % für ZPT und IZT, unter 4 % für s’Gravenvoeren und unter 5 % für die beiden Einspeisepunkte von Eynatten. Die einzigen Einspeisepunkte mit verfügbaren festen Kapazitäten sind Blaregnies SEGEO und Zandvliet H. Die Einspeisepunkte Blaregnies SEGEO und Zandvliet H sind nun aber ganz besondere Einspeisepunkte: Das aus Frankreich kommende H-Gas, das über Blaregnies SEGEO eingespeist werden könnte, ist mit Geruchsstoffen versetzt, während Erdgas in Belgien nicht odoriert wird; es muss also eine Desodorierungsanlage durchlaufen. Was den Einspeisepunkt Zandvliet H anbelangt, so geht aus den von der CREG übermittelten Informationen hervor, dass die vorgelagerte Kapazität (auf der niederländischen Seite) nicht ausreicht. Dies wird vom niederländischen Netzbetreiber bestätigt, der am betreffenden Ausspeisepunkt bis Ende 2012 keine verfügbaren 145 Kapazitäten ausweist.Zudem liegt dieser Einspeisepunkt an einem lokalen 66 bar-Netz (im Gegensatz zum üblichen Druck von 80 bar), was die Zahl der Ausspeisepunkte, die vertraglich mit diesem Punkt verbunden werden können, stark einschränkt.

218.Den von den Parteien vorlegten Informationen zufolge sind offenbar einige Einspeisepunkte überbucht. In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

144http://www.fluxys.be/pdf/2006/20060405_freecapacitytabel.pdf.

145http://www.gastransportservices.nl/gastransport/nl/2006/informatiediensten/transportinformatie.

58

219.erläuterten die Parteien, dass diese scheinbaren Überbuchungen auf „Entry-Exit- Agreements“ für den IZT und auf Verträge über den Transit von ZPT zum IZT und zum 146 Hub zurückzuführen seien.Die Kommission befragte hierzu die CREG, die die Erläuterungen der Parteien bestätigte.

146Randnr. 149 ff. der Antwort.

219.Am offensichtlichsten sind die Auswirkungen des Zusammenschlusses am Einspeisepunkt s’Gravenvoeren, dem Haupteinspeisepunkt für H-Gas aus den Niederlanden. Distrigaz und GDF hatten dort am 1. Januar 2006 [40-50]* % bzw. [40-50]* % der festen Kapazität gebucht; zum 1. Januar 2007 haben sie dort [40-50]* % bzw. [40-50]* % der festen Kapazität gebucht.

220.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestritten die Parteien das Fehlen freier Kapazitäten, trotz der Angaben auf der Website von Fluxys. Die Parteien verweisen auf ihre Antwort vom 24. Mai 2006 auf den Fragebogen der Kommission vom 14. Mai 2006. In dieser Antwort hätte Fluxys für die verschiedenen Einspeisepunkte eine Übersicht vorgelegt, die „einen Schnappschuss des Standes der gebuchten Kapazitäten für einen zufällig [d. h. von Fluxys] gewählten Tag jedes Quartals zwischen April 2006 und Dezember 2012“ enthalten habe. Diese Übersicht würde für den „Schnappschuss“ der zum 15. April 2007, 15. Juli 2007, 15. April 2008 und 15. Januar 2009 registrierten Buchungen zeigen, dass noch an allen Einspeisepunkten nach Belgien, mit Ausnahme von Poppel und Zandvliet L, Kapazität verfügbar sei.

221.Die Parteien räumen jedoch ein, dass die Einspeisepunkte s’Gravenvoeren, Poppel, Zandvliet L und Eynatten 1 und 2 selbst auf der Grundlage der am 24. Mai 2006 übermittelten Daten zum 15. Oktober 2007 ausgebucht sind. S’Gravenvoeren und Eynatten sind für die niederländischen und deutschen Wettbewerber die wichtigsten Einspeisepunkte nach Belgien.

222.Die Parteien folgern: „Alle Einspeisepunkte nach Belgien, mit Ausnahme von Poppel 147und Zandvliet L, weisen während mindestens 85 % der Zeit verfügbare Kapazität auf“.

147Randnr. 94 der Antwort.

59

223.Zur Antwort der Parteien ist Folgendes zu bemerken: Zunächst ein methodischer Aspekt: Die von den Parteien empfohlene „Schnappschuss“-Methode vermittelt nur ein sehr unscharfes Bild von der Engpasssituation der Einspeisepunkte und des Netzes. Dies beruht darauf, dass die Lieferverträge mit den Kunden im Allgemeinen für mindestens 12 Monate geschlossen werden. Bevor sich ein Lieferant auf einen solchen Vertrag einlässt, muss er somit sicherstellen, dass er über genügend feste Kapazität verfügen wird, um seinen vertraglichen Verpflichtungen nachkommen zu können. Feste Kapazitäten sind unabdingbar, denn bei unterbrechbaren oder bedingten Kapazitäten würde der Lieferant ein erhebliches geschäftliches Risiko gegenüber seinen Kunden eingehen. Es müssen somit an allen Tagen des Jahres feste Kapazitäten verfügbar sein; es reicht nicht aus, dass Kapazitäten an nur vier „zufällig ausgewählten“ Tagen verfügbar sind, wie von den Parteien vorgeschlagen. Deshalb ist das Argument der Parteien, Kapazität sei „während mindestens 85 % der Zeit“ verfügbar, nicht stichhaltig.

146Randnr. 149 ff. der Antwort.

147Randnr. 94 der Antwort.

60

224.Aus diesem Grund hat die Kommission Fluxys in mehreren weiteren Fragebögen 148 aufgefordert, die Monatsdaten zu übermitteln.Fluxys erklärte der Kommission allerdings, dass es nicht möglich sei, Monatsdaten oder maximale Buchungen für einen bestimmten Monat zu übermitteln. In ihrer Antwort vom 17. August 2006 übermittelte Fluxys schließlich Daten für den 1. Januar der Jahre 2005-2008. Festzustellen ist, dass die am 17. August 2006 übermittelten Zahlen erheblich von den am 24. Mai 2006 übermittelten Daten und den auf der Website von Fluxys veröffentlichten Angaben abweichen. Aufgrund dieser Nichtübereinstimmungen berücksichtigte die Kommission die auf der Website von Fluxys veröffentlichte Tabelle der verfügbaren festen Kapazität, da diese Quelle die zuverlässigste zu sein scheint. Erstens handelt es sich um Informationen, die bei Fluxys vor der Veröffentlichung validiert wurden. Zweitens können alle Marktteilnehmer, die auf dem belgischen Markt tätig sind oder dies beabsichtigen, auf diese Tabelle zugreifen. Sie stellt demnach das Referenzdokument dar, das jeder Anbieter hinzuzieht, wenn er Vertragsverhandlungen mit einem (potenziellen) Kunden führt. Wenn dieses auf der Website von Fluxys veröffentlichte Dokument angibt, dass im Winter 2006/2007 für keinen Einspeisepunkt feste Kapazitäten verfügbar sind (und in den anderen Monaten für die wichtigen Einspeisepunkten nur unbedeutende Kapazitäten frei sind), mit Ausnahme von Blaregnies SEGEO und Zandvliet H, hat dies per se eine abschreckende Wirkung auf einen Marktteilnehmer, der eher davon absehen wird, einen Vertrag zu schließen, bei dem er nicht sicher sein kann, ob er ihn erfüllen kann.

148Fragen 4 und 5 des am 6.7.2006 an Fluxys gesandten Fragebogens. Nach mehreren Gesprächen mit Fluxys wurden diese Fragen am 27.7., 9.8. und 12.8.2006 geändert.

225.Was L-Gas anbelangt, räumen die Parteien im Übrigen ein, dass an den betreffenden Einspeisepunkten (Poppel und Zandvliet L) bis Ende 2007 keine festen Kapazitäten verfügbar sind. Die Parteien behaupten, dass zum 1. Januar 2008 40 % der Kapazität verfügbar seien. Im Übrigen verfügen bei L-Gas nur GDF und Suez über (langfristige) Bezugsverträge mit […]* für eine Lieferung an die belgisch-niederländische Grenze. Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass in Hilvarenbeek, dem entsprechenden 149 Ausspeisepunkt des niederländischen Netzes, keine Kapazität verfügbar ist.Niemand außer den Parteien kann somit L-Gas zur belgisch-niederländischen Grenze transportieren lassen. GDF hat bereits Transitkapazitäten gebucht ([50-60]* % der Kapazität), und Distrigaz hat keine Eile, in 2006 oder 2007 Transportkapazitäten für L-Gas für 2008 und die Folgejahre zu buchen.

149Vgl. http://www.gastransportservices.nl/gastransport/nl/2006/informatiediensten/transportinformatie (Lange termijn indicatie capaciteiten).

226.Aus diesen Gründen bleibt die Kommission trotz der Argumente der Parteien dabei, dass die Kapazitäten an den Einspeisepunkten, die neuen Anbietern in vertretbarer Weise zugänglich sind, für den kommenden Winter vollständig blockiert sind und an diesen Einspeisepunkten für die anderen Monate nur marginale feste Kapazitäten verfügbar sind. Zu unterstreichen ist weiterhin, dass sich die Kapazitätsknappheit im Winter unmittelbar auf die Wettbewerbsfähigkeit etwaiger neuer Anbieter auswirkt. Wenn diese ihren Kunden keine unterbrechungsfreie Erdgasversorgung zusichern können, haben sie keine Chance, diese Kunden zu halten, geschweige denn, neue zu gewinnen. Das Fehlen fester Kapazitäten im Januar und Februar hat mit Sicherheit eine besonders hohe Abschreckungswirkung, da die Nachfrage der Kunden in den Wintermonaten am höchsten ist.

Umleitung nicht möglich oder teuer

227.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte brachten die Parteien vor, dass potenzielle Wettbewerber, die über Transitkapazitäten verfügen würden, dieses 150 Erdgas „umleiten“ könnten, um Kunden in Belgien zu beliefern.Im Schriftstück der Parteien wird behauptet, dass in den Vertragsportfolios der Wettbewerber von Suez bis 2008 enorme Erdgasmengen verfügbar seien und dass die zur Beförderung dieser Mengen zu den belgischen Verbrauchern erforderliche feste Transportkapazität ebenfalls verfügbar sei.

150Vgl. insbesondere das genannte Schriftstück von [eines Expertenbüros]*.

228.Den Antworten mehrerer Marktteilnehmer sowie der Parteien selbst zufolge handelt es sich bei den Transitkapazitäten um Buchungen von Pfaden, d. h. „Punkt-zu-Punkt- Buchungen“. Es ist daher nicht möglich, Erdgas beim Transit „umzuleiten“, um Kunden 151 in Belgien zu beliefern.

151Vgl. z. B. Antwort von Wingas (Nr. 13664) vom 20.7.2006 auf Frage 7 des Fragebogens vom 12.7.2006.

229.Ein Unternehmen, das Transitkapazitäten besitzt, könnte jedoch theoretisch Transportkapazitätsbuchungen bei Fluxys kaufen. Da die Buchung von Transitkapazität die Buchung der Einspeisekapazität einschließt, könnte ein solcher Marktteilnehmer den Engpass der Einspeisung in das Netz umgehen.

230.In der Praxis erweist sich allerdings die von den Parteien vorgeschlagene Strategie für einen Marktteilnehmer, der über Einspeisekapazität verfügt, als relativ uninteressant. Zum einen würden diesem Marktteilnehmer zusätzlich zu den bereits bestrittenen Kosten für die Buchung der Transitkapazität Mehrkosten für die Buchung von Transportkapazität entstehen. Diese Kosten könnten unabhängig vom potenziellen Aufkommen eines Sekundärmarktes für die Transitkapazität nicht wieder wettgemacht werden. Denn zur Buchung von Transportkapazität benötigt das jeweilige Unternehmen unbedingt die Einspeisekapazität, die zu seiner Transitkapazitätsbuchung gehört. Für den Weiterverkauf des Restes, d. h. den Transit durch Belgien und die Ausspeisekapazität, besteht in der Regel keine Nachfrage.

231.Vor allem jedoch hat dieser Marktteilnehmer in der Regel bereits Kunden im Bestimmungsland bzw. in den Bestimmungsländern Mengen zugeteilt, die er dank seiner Kapazitätsbuchung durch Belgien durchleiten kann. Da für den Transport zusätzlicher Mengen keine festen Kapazitäten verfügbar sind, würde die an belgische Kunden „umgeleitete“ Menge diesem Unternehmen bei der Versorgung seiner schon lange bestehenden Kunden, zu denen das Erdgas durchgeleitet wird, fehlen.

232.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behaupten die Parteien, dass GDF fast alle ihre in Belgien niedergelassenen Kunden durch Umleiten von Transitgas 152 beliefere.In Wirklichkeit leitet GDF jedoch kein Transitgas um, sondern speist es an den Ausspeisepunkten, d. h. am Ende der gesamten Transitstrecke, unter

150Vgl. insbesondere das genannte Schriftstück von [eines Expertenbüros]*.

151Vgl. z. B. Antwort von Wingas (Nr. 13664) vom 20.7.2006 auf Frage 7 des Fragebogens vom 12.7.2006.

152Randnr. 157 der Antwort.

61

233.Inanspruchnahme der bedingten Einspeisekapazität (Transportkapazität) wieder ein. Um dies tun zu können, muss GDF erstens Transitkapazität buchen, um das Erdgas zum Ausspeisepunkt Blaregnies zu leiten, und zweitens zusätzlich Transportkapazität buchen, um es an ihre Kunden in Belgien zu liefern. Im Fall von GDF handelt es sich somit nicht um eine „Umleitung“ von Transitgas zum unmittelbaren Transport an belgische Kunden, sondern um die Buchung von Transportkapazität zusätzlich zur Transitkapazität, die infolgedessen Mehrkosten verursacht.

234.233. Die Kommission bleibt daher bei ihrem in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegten Standpunkt, dass eine Umleitung von Transitkapazitätsbuchungen zur direkten Lieferung von Erdgas an belgische Kunden nicht möglich ist. Dies beruht vor allem auf dem im Transit geltenden Punkt-zu-Punkt-System; im Übrigen hat es den Anschein, dass Distrigaz & Co. in ihren Transitverträgen jede Umleitung von Erdgas 153 ausschließt. Dies wird auch durch das von den Parteien in ihrer Antwortgenannte Beispiel bestätigt: „it is the opinion of […]* that the use of transit capacity for the transport of gas to be sold in Belgium is technically and commercially feasible“ (Unterstreichungen von […]*). Die betreffende Frage lautete jedoch: „Is it (i) technically, (ii) legally and (iii) commercially feasible to use transit capacity for the 154 transport of gas to be sold in Belgium?“Die nicht vertrauliche Antwort von […]* gibt eindeutig an, dass es rechtlich, d. h. nach den Vertragsbestimmungen, nicht möglich ist, Transitgas umzuleiten, um Kunden in Belgien zu beliefern. Dies wurde im Übrigen in mehreren vertraulichen Antworten bestätigt.

153Randnr. 160 der Antwort.

154Frage 7 des Fragebogens der Kommission an die Wettbewerber in Belgien vom 12.7.2006.

235.234. Ein Marktteilnehmer, der Transitkapazitäten gebucht hat, hat daher nur zwei Möglichkeiten, um Erdgas an Kunden in Belgien zu liefern: Entweder, indem er das Gas zunächst durchleitet und anschließend am Ausspeisepunkt „im Gegenstrom“ wieder einspeist, wie es GDF macht, oder, indem er Transportkapazitäten am ursprünglichen Einspeisepunkt bucht. Wie oben erläutert, verursachen beide Möglichkeiten zusätzliche Kosten, was die Parteien im Hinblick auf die erste anerkennen. Was die zweite Möglichkeit anbelangt, bestreiten die Parteien die Mehrkosten und begründen dies wie folgt: „Ein Shipper, der Transitgas in Belgien umleitet, spart damit die nachgelagerte Transportkapazität [im Bestimmungsland] ein, die (i) entweder noch nicht gebucht worden ist oder (ii) bereits gebucht wurde und im Allgemeinen weiterverkauft werden 155 kann“.Die Argumentation der Parteien berücksichtigt jedoch nicht, dass der Shipper, um die beschriebenen „Einsparungen“ erzielen zu können, seinen nachgelagerten Kunden verliert, wenn er das zuvor für ihn bestimmte Gas an einen belgischen Kunden liefert. Daher müssen auch die mit dem Verlust des nachgelagerten Kunden verbundenen Gewinneinbußen berücksichtigt werden.

155Randnr. 172 der Antwort.

236.235. Die Parteien machen weiterhin geltend, dass die in Belgien nicht genutzte Transitkapazität entweder auf dem Sekundärmarkt weiterverkauft werden könne oder, 156 sollte es dem Shipper nicht gelingen, sie weiterzuverkaufen, […]*. Zu diesen

156Randnr. 172 der Antwort.

62

237.Argumenten ist Folgendes anzumerken: Erstens hat die Marktuntersuchung gezeigt, dass der „Sekundärmarkt“ für Transitkapazität in Belgien noch relativ schwach entwickelt ist (verglichen mit anderen europäischen Ländern). Zweitens hat es den Anschein, […]*, den Marktteilnehmern wohl nicht bekannt werden soll, denn die Parteien haben diese Information in der nicht vertraulichen Fassung ihrer Antwort als vertraulich betrachtet.

238.236. Unter Berücksichtigung der bisherigen Ausführungen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass eine Umleitung von Gas im Rahmen von Transitkapazitäten zu belgischen Kunden nicht möglich ist und dass die beiden Möglichkeiten, die es ermöglichen, gebuchte Transitkapazitäten zu nutzen, um Gas zu einem belgischen Kunden zu transportieren, sowohl das Buchen von Transportkapazität am ursprünglichen Einspeisepunkt als auch das Buchen von Transportkapazität (im Gegenstrom) am Ausspeisepunkt, zusätzliche Kosten verursachen.

Engpass im Netz

237.Die CREG hat vor kurzem (Frühjahr 2006) die Engpasssituation des belgischen Fernleitungsnetzes untersucht, insbesondere im Hinblick auf den Netzzugang für den Inlandstransport von Erdgas. Dabei prüfte sie auch die Argumente von Fluxys in deren 157 Mitteilung vom 21. April 2006.Die CREG gelangt in ihrer Untersuchung zu dem Schluss, dass im belgischen Erdgasnetz eine anhaltende (vertragliche) Engpasssituation herrsche, die das Ergebnis unzureichender Investitionen in den letzten Jahren sei, und dass diese Situation möglicherweise an einem Spitzenverbrauchstag zu einem 158 physischen Engpass führen könnte.

238.Die Parteien teilen mit, dass von Fluxys zwischen dem 1. Januar 2004 und dem 14. Juli 2006 insgesamt […]* Anfragen zu Transportkapazitäten abgelehnt wurden. Nach Angaben der Parteien betrafen diese Ablehnungen derzeitige oder potenzielle Wettbewerber von Suez wie […]*, […]* und […]*. Ein Vergleich mit den von der 159 CREG vorgelegten Informationen ergibt, dass diese Zahl von […]* Ablehnungen das Ergebnis einer Zusammenfassung mehrerer Anfragen desselben Shippers für verschiedene Übergabepunkte oder für verschiedene Zeiträume zu sein scheint. Nach Angaben der CREG sind Ablehnungen von Kapazitätsbuchungsanfragen häufig und nicht die Ausnahme; sie würden von Fluxys oft mit Engpässen am Einspeisepunkt oder 160 im Netz selbst begründet.Die Parteien betonen, dass die […]* Ablehnungen weniger als 0,3 % der Anfragen zu Transportkapazitätsbuchungen, die bei Fluxys in diesem Zeitraum eingegangen seien, darstellen würden. Maßgeblich ist nun aber nicht die Anzahl der Ablehnungen, sondern die abgelehnte Kapazitätsmenge. Im Übrigen zeigen die Statistiken der CREG, dass die CREG seit einem Jahr seitens Fluxys über 24

157„Nota aan CREG betreffende de huidige toestand van het vervoersnet in verband met potentiele congestie“, vgl. Antwort von Fluxys [Nr. 13514] vom 19.7.2006 (Eingangsdatum) auf Frage 21 des Fragebogens ‚Erdgas’ vom 6.7.2006, Anhang 13.

158Antwort der CREG [Nr. 13256] vom 14.7.2006 auf Frage 6 des Fragebogens ‚Erdgas’ vom 6.7.2006.

159Der CREG zufolge sind über einen Zeitraum von einem Jahr mehr Ablehnungen festgestellt worden. Diese Ablehnungen betrafen neben den von den Parteien genannten auch andere Wettbewerber.

160Diese Informationen liegen auch Fluxys vor, die nach Artikel 21 des Verhaltenskodex verpflichtet ist, die CREG über jede Ablehnung des Zugangs zu ihrem Netz zu unterrichten.

63

Ablehnungen des Zugangs zu deren Fernleitungsnetz unterrichtet ist; diese 24 Ablehnungen lassen sich zu 12 Ablehnungen zu Anfragen, die von der CREG als „realistisch“ betrachtet werden, zusammenfassen. Dies zeigt, dass die Zahl der Ablehnungen von Zugangsanfragen tatsächlich höher ist, als die von den Parteien vorgelegten Zahlen vermuten lassen. Im Übrigen ist zu betonen, dass Fluxys nur Ablehnungen förmlicher und verbindlicher Anfragen („binding requests“) an die CREG 161 meldet.Viele ernsthafte (aber nichts förmliche) Anfragen, denen Fluxys nicht nachkommen kann, werden der CREG nicht mitgeteilt. Denn vor einer „binding request“ führt ein Shipper in der Regel ausführliche Gespräche mit Fluxys. Nun gibt es Shipper, die keine „binding requests“ stellen, wenn sie in den Vorgesprächen erfahren, dass Fluxys keine ausreichenden Kapazitäten besitzt. Auch aus diesem Grund liegen die tatsächlichen Ablehnungen von der Zahl und vom Umfang her sicher über den Angaben der Parteien. Die Tatsache, dass es Ablehnungen gab, ist jedenfalls ein eindeutiges Zeichen für einen Netzengpass und bestätigt somit die Schlussfolgerungen der Untersuchung der CREG.

239.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte wiederholen die Parteien die genannten Argumente und bringen vor, dass der Verhaltenskodex einen Mechanismus 162 für Engpässe vorsehe.Die Parteien behaupten, dieser Mechanismus sei nie angewandt worden und folgern daraus, dass kein Engpass vorliegt. Nun ist aber das in Artikel 48 Absatz 2 des Verhaltenskodex vorgesehene Verfahren sehr aufwändig und nahezu unpraktikabel, da es voraussetzt, dass ein Shipper zuvor ein unverhältnismäßiges Risiko eingeht, d. h. einen Liefervertrag mit einem Kunden schließt, ohne die Sicherheit zu haben, tatsächlich über die Einspeisekapazität zu verfügen, um diesen Kunden beliefern 163 zu können.Aus diesem Grund ist die unterbliebene Anwendung dieses Verfahrens kein Anzeichen dafür, dass kein Engpass vorliegt.

240.Was das Transitnetz anbelangt, haben Distrigaz & Co. und Fluxys im Zeitraum Januar 2004–Juli 2006 insgesamt […]* bzw. […]* Anfragen zu Buchungen der von 164 ihnen vermarkteten Kapazität der Transitpipelines abgelehnt.Die Parteien machen geltend, dass die […]* Ablehnungen durch Distrigaz im Verhältnis zu den rund […]* Anfragen zu Buchungen von Transitkapazitäten, die bei Fluxys in diesem Zeitraum eingegangen seien, gesehen werden müssten. Die Tatsache, dass jede achte Anfrage abgelehnt wird, ist jedoch ein eindeutiges Zeichen für eine Engpasssituation. Bei den verfügbaren Transitkapazitäten ist die Lage somit noch unbefriedigender als bei den Transportkapazitäten. Da die Einspeisepunkte des Fernleitungsnetzes und des Transitnetzes identisch sind, ist offensichtlich, dass im belgischen Fernleitungs- /Transitnetz eine anhaltende Engpasssituation vorliegt.

161Vgl. Antwort der CREG (Nr. 18849) vom 9.10.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 5.10.2006.

162Randnr. 102 der Antwort.

163Vgl. Antwort der CREG (Nr. 18849) vom 9.10.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 5.10.2006.

164Antwort der Parteien vom 11.8.2006 auf Frage 5 des Fragebogens vom 4.8.2006.

64

Verhaltenskodex festgelegt ist, darf ein Nutzer nicht mehr feste Kapazität buchen, als er 165 zur Erfüllung seiner Bezugs- und/oder Lieferverträge benötigt.Die Matching-Regel besagt, dass der Netzbenutzer genauso viel Einspeisekapazität (für alle seine Einspeisepunkte zusammen) wie Ausspeisekapazität (für alle seine Ausspeisepunkte zusammen) buchen muss. Nach Ansicht der Parteien garantiert diese Regel jedem Lieferanten, dass er Einspeisekapazität zur Belieferung seiner Kunden erhält. Jeder Neukunde würde zu einer Erhöhung der buchbaren Kapazität um den Bedarf dieses Kunden führen und umgekehrt. Die Parteien betonen, dass die Matching-Regel auch das Horten von Einspeisekapazität verhindere.

242.Die Matching-Regel kann zwar dazu beitragen, das Horten von Kapazität zu vermeiden, reicht aber dennoch nicht aus, um die Probleme, die auf dem anhaltenden Engpass im belgischen Transport-/Transitnetz beruhen, zu lösen. Zum einen ist die Matching-Regel selbst eine Form von Engpassmanagement und somit ein Anhaltspunkt für das Vorliegen eines Engpasses. Denn wenn es keinen Engpass gäbe, bräuchte man keine solche Regel. Zum anderen weist die Matching-Regel in ihrer derzeitigen Form den Nachteil auf, dass sie die Entwicklung eines Sekundärmarktes tendenziell verhindert.

243.Schließlich stimmt es zwar, dass die Matching-Regel bei einem Anbieterwechsel den Übergang der Transportkapazität vom alten auf den neuen Anbieter ermöglicht, aber dieser Übergang beinhaltet grundsätzlich die Einspeisekapazität an dem Einspeisepunkt, der vom alten Anbieter zur Leitung des Erdgases zum betreffenden Kunden genutzt wurde. Offenbar ist es dem neuen Anbieter unter Umständen möglich, einen anderen Einspeisepunkt zu wählen („shift of entry zone“), aber nur, sofern an diesem gewünschten Einspeisepunkt feste Kapazitäten verfügbar sind. Zudem scheint es, dass nach der bei Fluxys geltenden Bearbeitungsrangfolge Anfragen zum „shift of entry zone“ mit der niedrigsten Priorität bearbeitet und daher häufig abgelehnt werden. Wie Fluxys in ihrer Mitteilung vom 21. April 2006 einräumt, sind an den Einspeisepunkten Eynatten und s’Gravenvoeren am wenigsten Kapazitäten für ein „shift of entry“ verfügbar. Nun sind aber genau diese Einspeisepunkte für derzeitige Wettbewerber wie Wingas, Essent oder Nuon am interessantesten.

244.Wenn beispielsweise der ehemalige Anbieter den Kunden über den Einspeisepunkt IZT (Interconnector in Zeebrugge) beliefert hat, überträgt die Matching-Regel diese Einspeisekapazität am IZT auf den neuen Anbieter. Wenn dieser neue Anbieter nun aber kein Erdgas am IZT, sondern an einem anderen Ort (z. B. in Deutschland oder den Niederlanden) besitzt, ist dieser Einspeisepunkt für ihn nicht viel wert. Einfuhren über Eynatten oder s’Gravenvoeren sind nur möglich, wenn Einspeisekapazitäten verfügbar sind. Die Matching-Regel kann diese Einspeisekapazitäten jedenfalls nicht „freigeben“. Sie scheint ganz im Gegenteil in gewisser Weise und trotz der positiven Auswirkungen im Hinblick auf das Horten etablierte Unternehmen zu begünstigen, die an fast allen Einspeisepunkten Gas besitzen und dadurch von der Matching-Regel voll profitieren.

165 Vgl. Anmeldung, Formblatt CO, Teil 1, S. 301.

166 Siehe ebenda bezüglich weiterer Einzelheiten und der Lockerung der Regel.

167 Antwort von Fluxys [Nr. 13514] vom 19.7.2006 (Eingangsdatum) auf Frage 21 des Fragebogens ‚Erdgas’ vom 6.7.2006, Anhang 13.

65

245.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte werfen die Parteien der Kommission vor, die Matching-Regel missverstanden zu haben und behaupten, diese Regel „fördert eine optimale Buchung der Transportkapazitäten zu den Verbrauchern“.Daraufhin hat die Kommission die CREG zu diesem Punkt befragt. Diese bestätigte die Schlussfolgerung der Kommission. Die CREG stellt insbesondere fest, dass die Verteilung der Kapazitäten nach der Matching-Regel nur für Fluxys, für den Markt und die Verbraucher dagegen überhaupt nicht optimal sei. Denn da ein Anbieterwechsel oft mit einer Änderung des Einspeisepunkts einhergehe und Fluxys Anfragen zum „shift of entry zone“ die niedrigste Priorität beimesse, sei die Auswahl der Kunden auf alternative Anbieter beschränkt, die in derselben Einspeisezone wie ihr derzeitiger Anbieter Kapazität besäßen.

246.Auch das von Fluxys bei der Kapazitätszuweisung eingesetzte Windhundverfahren („first committed, first served“)scheint das Problem der Knappheit der Einspeisekapazitäten für neue Anbieter nicht zu lösen. Denn verglichen mit den neuen Anbietern besitzt das etablierte Unternehmen einen wesentlich größeren und stärker diversifizierten Kundenbestand mit oft längeren Vertragslaufzeiten. Diese Kundenstruktur ermöglicht es dem etablierten Unternehmen, seinen Kapazitätsbedarf besser, vor allem aber früher zu prognostizieren. So kann er Kapazitäten früher als seine Wettbewerber buchen und die Vorteile der Regel „first committed, first served“ voll ausschöpfen. Im Übrigen wird diese Regel von Fluxys nicht konsequent angewandt, da sie Anfragen zum „shift of entry zone“ nur nachrangige Priorität beimisst, auch wenn diese „first committed“ werden.

247.Bei vorausschauender Analyse wird sich die Knappheit der Einspeisekapazitäten in den kommenden Jahren tendenziell verschärfen. Dem „Plan indicatif d’approvisionnement de gaz en Belgique 2004-2014“ (Orientierungsplan für die Erdgasversorgung in Belgien 2004-2014)der CREG zufolge steigt die Nachfrage nach Transportkapazität von Jahr zu Jahr. In diesem Plan weist die CREG darauf hin, dass die von Fluxys vorgeschlagenen Investitionen die absolute Untergrenze seien, um die Versorgung Belgiens bei Verbrauchsspitzen zu gewährleisten. Jede Investitionsverzögerung gegenüber dem vorgelegten Zeitplan würde ein hohes Risiko eines physischen Engpasses bei solchen Verbrauchsspitzen nach sich ziehen. Nach Angaben der CREG gibt Fluxys selbst an, dass die Nachfrage stärker als prognostiziert gestiegen sei.

248.Es stellt sich somit die Frage, ob Fluxys genügend Anreize hat, um alle notwendigen Investitionen in den Ausbau der Kapazitäten des Fernleitungsnetzes zu tätigen oder ob ein Interessenskonflikt zwischen den Aufgaben von Fluxys und den Interessen von Suez, dem Hauptaktionär, der Fluxys kontrolliert, vorliegt. Denn Distrigaz, Tochtergesellschaft von Suez und alteingesessener Erdgasversorger in Belgien, würde natürlich von jeder Verzögerung oder Verringerung von Investitionen, die die Marktzutrittsschranken senken könnten, profitieren.

249.In der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte erwähnen die Parteien die von Fluxys geplanten oder gebilligten Investitionen.Diese Investitionen umfassen insbesondere den Bau einer Verdichterstation in Zelzate. Nach Angaben der Parteien würde diese Station die Einfuhrkapazität aus den Niederlanden und Deutschland wesentlich erhöhen. Im Hinblick auf die Kapazität und die Betriebsfähigkeit dieser Station ist die Antwort widersprüchlich: Unter Randnr. 126 ist die Rede von 1 200 000 m3(n)/h ab 2008, während unter Randnr. 185 von 650 000 m3(n)/h ab 2010 gesprochen wird. Im Geschäftsbericht 2005 von Fluxys heißt es: „Fluxys prüft die Möglichkeit, die Fernleitungskapazität über die Achse Eynatten/Zelzate-Zeebrugge in Richtung Zeebrugge ab 2009/2010 schrittweise zu erhöhen“.Die von Fluxys auf ihrer Website veröffentlichte Tabelle der verfügbaren Kapazitäten weist für Zelzate bis März 2008 (letzter Termin dieser Tabelle) eine verfügbare feste Kapazität von Null aus. Die Kommission zieht daraus den Schluss, dass die Verdichterstation in Zelzate erst ab 2009/2010, d. h. mittel- bis langfristig, betriebsfähig sein wird. Der gleiche Zeithorizont gilt auch für die Investition in die Gasleitung Eynatten-Zelzate-Zeebrugge (RTR 2), die vom Verwaltungsrat von Fluxys noch nicht gebilligt worden zu sein scheint.

250.Die CREG und die Parteien stimmen jedoch darin überein, dass mit diesen Investitionen nicht die bestehenden Engpassprobleme der Einspeisepunkte gelöst werden sollen, sondern vielmehr dem für die nächsten Jahre erwarteten Anstieg der Nachfrage in Belgien und beim Transit Rechnung getragen werden soll. So stellen die Parteien fest: „Mit diesen neuen Infrastrukturen greift Fluxys dem erwarten Anstieg der globalen Nachfrage auf dem belgischen Markt und dem besonderen Bedarf der Industrie in der Region Antwerpen und dem Bedarf der neuen Gaskraftwerke vor. Darüber hinaus kann zusätzliche Kapazität für den internationalen Transit vom und zum Vereinigten Königreich zur Verfügung gestellt werden.“Der Geschäftsbericht von Suez wird noch deutlicher: „Die Entwicklung der Bezugsbedingungen des Vereinigten Königreichs, das in Kürze zum Erdgasimporteur werden wird, stellt die treibende Kraft dieses Projekts dar. Die Erweiterung der Kapazität auf der Achse rTr wird es ermöglichen, erheblich größere Mengen Erdgas von Eynatten und von Zelzate aus ins Vereinigte Königreich zu transportieren".Die Kommission folgert daraus, dass diese Kapazitätserweiterungen im Wesentlichen dem Transit vorbehalten werden und dass die für den belgischen Markt verfügbare Erweiterung weitgehend der gestiegenen Nachfrage entspricht. Relativ unwahrscheinlich ist dagegen, dass durch diese Investitionen die verfügbaren festen Kapazitäten an den Einspeisepunkten wesentlich steigen werden.

173 Randnr. 126 ff., Randnr. 182 ff.

174 Seiten 5 und 69 des Geschäftsberichts 2005 von Fluxys.

175 Vgl. auch Randnr. 126 der Antwort.

176 Randnr. 127 der Antwort.

177 S. 33 des Geschäftsberichts 2005 von Suez.

67

251.Daraus ergibt sich, dass i) im belgischen Fernleitungs-/Transitnetz ein anhaltender Engpass herrscht, ii) an bestimmten Einspeisepunkten über mehrere (oder gar alle) Monate des Jahres hinweg nur sehr geringe oder gar keine festen Kapazitäten frei sind und iii) die Regeln zur Allokation dieser Kapazitäten diese Engpass- und Kapazitätsprobleme nicht lösen. Deshalb stellt der bisweilen sehr schwierige Zugang zum belgischen Fernleitungsnetz eine erhebliche Schranke für den Markteinstieg neuer Wettbewerber und für die Entwicklung der bereits auf den Erdgasmärkten in Belgien tätigen Wettbewerber dar.

A.2.4.3.3 Zugang zu LNG

252.Im Jahr 2005 wurden 28 345 GWh verflüssigtes Erdgas (LNG) nach Belgien eingeführt (gemessene Menge: 2 365 Mio. Nm³); diese Menge entsprach 20,7 % des belgischen H-Gas-Verbrauchs und 14,9 % des gesamten Erdgasverbrauchs in Belgien. Das Terminal Zeebrugge ist das einzige LNG-Terminal Belgiens.Das LNG-Terminal mit all seinen Infrastrukturen wird von Fluxys LNG, einer Tochtergesellschaft der Suez-Gruppe, betrieben und vermarktet.

253.LNG wird von Schiffen mit einer Kapazität von rund 125 000 m³ LNG angelandet (ca. 75 000 000 Nm³ im gasförmigen Zustand). Dort wird es entladen und in flüssiger Form in Speichertanks gelagert. Anschließend wird das LNG entweder in Verdampferanlagen wieder in den gasförmigen Zustand überführt (regasifiziert) und in das Fernleitungs-/Transitnetz für H-Gas eingespeist oder in flüssiger Form mit Tankwagen zur Peak Shaving Facility befördert. Das LNG-Terminal von Fluxys LNG umfasst:

•einen Landungssteg und Entladeanlagen;

•3 LNG-Speichertanks (und einen im Bau befindlichen Tank);

•6 Verdampferanlagen und ein KWK-Kraftwerk;

•eine Station zum Verladen von LNG in Tankwagen.

254.Unter Berücksichtigung der Beschränkungen für das Entladen der Tankschiffe, die Speicherung von LNG und die Regasifizierung gelangt man zu dem Ergebnis, dass das Terminal derzeit 66 LNG-Ladungen pro Jahr annehmen kann.Fluxys hat beschlossen, die Kapazität des Terminals zu verdoppeln; mit den Ausbauarbeiten wurde im Oktober 2004 begonnen.Die CREG teilt mit, dass Fluxys eine Kapazität von 110 Ladungen pro Jahr nach Fertigstellung angekündigt habe.

255.Derzeit und bis zum 31. März 2007 ist [90-100]%* der Regasifizierungskapazität von Distrigaz gebucht. Ab 2008 sind [20-30]* % der Kapazität von Distrigaz ([…]* Ladungen pro Jahr), [40-50]* % von ExxonMobil/Qatar Petroleum ([…]* Ladungen pro

Jahr) und [10-20]* % von Suez LNG ([…]* Ladungen pro Jahr) gebucht. Diese Buchungsverträge haben eine [lange Laufzeit]*.

256.Suez besitzt somit derzeit [90-100]* % und künftig nach der Erweiterung immer noch [40-50]* % der gebuchten Regasifizierungskapazitäten. Den von den Parteien übermittelten Angaben zufolge besitzt RasGas, ein gemeinsames Unternehmen von ExxonMobil/Qatar Petroleum, die anderen [40-50]* % der Kapazität. Es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass Suez mit RasGas einen Vertrag über den Bezug von […]* bcm regasifiziertes LNG pro Jahr „ex ship“ in Zeebrugge geschlossen hat. Angesichts dieses Vertrages ist es unwahrscheinlich, dass RasGas das in Zeebrugge entladene Erdgas auf dem belgischen Markt verkauft. Wahrscheinlich ist eher, dass dieses Gas in andere europäische Länder ausgeführt wird.

257.Eine Analyse der Vergangenheitsdaten zeigt allerdings, dass der Ausnutzungsgrad der Kapazitäten eher gering ist. In den Jahren 2004 und 2005 hat Distrigaz nur [50-60 %] der möglichen, fest gebuchten Entladungen vorgenommen. Was die Nominierungen für die Regasifizierung von Distrigaz anbelangt, so betrugen diese in der Zeit von April 2004 bis Mai 2006 maximal [40-50]* % der Buchungen; in den meisten betroffenen Monaten war der Ausnutzungsgrad der Kapazitäten erheblich geringer. Offenbar ist es sehr schwierig, die gebuchten Kapazitäten vollständig zu nutzen.

258.Nach Angaben der CREG gab es keine förmlichen Ablehnungen von Buchungsanfragen, was sich dadurch erkläre, dass Fluxys LNG veröffentlicht habe, dass die gesamte Kapazität verkauft sei.Die CREG stellte jedoch in den letzten Jahren fest, dass Fluxys LNG bei der Anwendung der „Use-it-or-lose-it“-Regeln Zurückhaltung geübt hat und offenbar den Zugang Dritter zum Terminal vor Ablauf des Kapazitätsbuchungsvertrages von Distrigaz vermeiden wollte. Denn die CREG muss den „Leistungskatalog“ des Systembetreibers genehmigen, was noch nicht möglich gewesen sei, da sich Fluxys LNG hartnäckig geweigert habe, den Aufforderungen der CREG Folge zu leisten.

259.Nach Angaben der CREG sind daher ein Zugang Dritter zum Terminal und ein Sekundärmarkt für Kapazität so gut wie nicht gegeben, und dies trotz einer deutlichen Unterauslastung der Kapazitäten des Terminals (35 von 66 möglichen Entladungen in 2005) und trotz des Interesses, das einige Shipper am Kauf von kurzfristiger Kapazität gezeigt hätten. Distrigaz veröffentlicht die ungenutzten Kapazitäten nur sehr selten und auf ungeeignete Weise auf der Website von Fluxys LNG, obwohl sie zur Veröffentlichung gesetzlich verpflichtet ist.

260.Die Zurückhaltung von Fluxys LNG bei der Anwendung der „Use-it-or-lose-it“-Regel könnte darauf hindeuten, dass ein Interessenskonflikt Fluxys daran hindert, konsequent gegen ein zur selben Gruppe gehörendes Unternehmen vorzugehen.

261.Trotz der Erweiterung des LNG-Terminals bestehen somit nach wie vor erhebliche Marktzutrittsschranken, die auch in Zukunft verhindern werden, dass LNG die Liquidität des belgischen Markts erhöht und eine Bezugsquelle für die Wettbewerber der neuen Einheit darstellt.

181 Dies wird durch die Website von Fluxys LNG bestätigt: http://www.fluxyslng.net/Slots.asp.

182 Antwort der CREG [Nr. 13256] vom 14.7.2006 auf Frage 30 des Fragebogens vom 6.7.2006.

69

A.2.4.3.4 Speicherzugang bei H-Gas

262.Wie bereits erwähnt, gibt es in Belgien keine Speicheranlagen für L-Gas. Die einzige Anlage, die in der Lage ist, den belgischen Markt zu versorgen, ist der Speicher von GDF in der Picardie. Der niederländische Speicher in Alkmaar kommt dafür aufgrund der knappen Transportkapazitäten nach Belgien nicht in Betracht.

263.Bei H-Gas reichen die Kapazitäten in Loenhout und Dudzele zur Deckung der belgischen Nachfrage nicht aus. Diese Kapazitäten wurden [zu 90-100 %]* Suez und GDF und zu einem sehr geringen Teil einem dritten Unternehmen zugeteilt. In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behaupten die Parteien, die Kapazität 183 von Loenhout würde um 15 % erhöht. Diese Erhöhung wird jedoch noch immer bei weitem nicht ausreichen, um den gesamten Bedarf des belgischen Marktes zu decken. Im Übrigen werden die neuen Kapazitäten sehr wahrscheinlich nach denselben Kriterien wie derzeit vergeben, so dass diejenigen Shipper begünstigt werden, die die Verteilernetze versorgen, d. h. Distrigaz und, in geringerem Maße, GDF.

264.Die CREG hat im Übrigen bestätigt, dass ein bestehender Speicherzugang ein hohes Maß an betrieblicher und geschäftlicher Flexibilität bietet.Diese Flexibilität ermögliche nicht nur die Arbitrage, sondern auch den Ausgleich stündlicher und täglicher Bilanzkreisabweichungen und eine hohe Reaktionsfähigkeit gegenüber bestimmten Kunden, die sehr kurzfristige Lieferungen benötigen würden.

265.Um über die notwendige Flexibilität zur Anpassung ihres Angebots an die schwankende Nachfrage ihrer Kunden verfügen zu können, müssen die anderen Marktteilnehmer andere Lösungen finden, z. B. unterbrechbare Kunden oder Flexibilität in ihren Bezugsverträgen. Eine weitere Möglichkeit ist die Speicherung im Ausland, möglicherweise im Vereinigten Königreich, in Deutschland, in den Niederlanden oder in Frankreich.

266.Die Speicherung im Vereinigten Königreich scheint aus mehreren Gründen nicht praktikabel zu sein: Zum einen ist die Entfernung zwischen den britischen Standorten und der Grenze relativ groß, zum anderen müsste der Transport des Erdgases (physisch oder kommerziell) nach Belgien nach der Auslagerung aus den Speichern über den Untersee-Interconnector verlaufen, was nicht unerhebliche Unterbrechungsrisiken birgt. Schließlich wäre es angesichts der derzeit knappen Speicherkapazitäten im Vereinigten Königreich für einen Marktteilnehmer unwirtschaftlich, Erdgas dort zu speichern und es im Winter, wenn das Preisniveau im Vereinigten Königreich regelmäßig höher ist, nach Belgien zu leiten.

267.In den Niederlanden gibt es zwei Speicheranlagen für H-Gas in Norg und Grijpskerk. Jede dieser Anlagen ist mehr als 300 km von den Einspeisepunkten s’Gravenvoeren und

183 Randnr. 216 der Antwort.

184 Randnr. 203 der Antwort.

185 Vgl. Antwort der CREG (Nr. 18849) vom 9.10.2006 auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 5.10.2006.

70

Zandvliet entfernt (mit allen bereits in Bezug auf Zandvliet beschriebenen Einschränkungen). Diese Entfernungen werden im Allgemeinen als für eine 186 wirtschaftliche Nutzung zu groß betrachtet, selbst bei Porenspeichern.Aufgrund der mangelnden Speicherkapazität in Belgien sind die auf dem belgischen Markt tätigen Unternehmen jedoch offensichtlich verpflichtet, auf entfernte Speicheranlagen zurückzugreifen. Aufgrund der zusätzlichen Transportkosten ist die Speicherung im Ausland jedoch weniger wettbewerbsfähig als die Speicherung in Belgien. In jedem Fall wird derzeit nur ein geringer Teil der niederländischen Kapazität, d. h. 0,2 bcm von 187 5 bcm (4 %), Dritten angeboten.Neben diesen wirtschaftlichen Schwierigkeiten und Zugangsproblemen müssen vor allem die begrenzten Einspeisekapazitäten, insbesondere in s’Gravenvoeren, berücksichtigt werden.

268.Die zu Belgien nächstgelegenen vier Standorte in Deutschland sind Xanten (Kavernenspeicher, 140 km von Eynatten), Epe (Kavernenspeicher, 210 km von Eynatten), Uelsen (ehemalige Gaslagerstätte, 270 km von Eynatten) und Kalle (Porenspeicher, 270 km von Eynatten). Wie bereits bei den niederländischen Speicheranlagen erläutert, können diese großen Entfernungen zusätzliche Transportkosten verursachen; darüber hinaus müssen bei mehreren deutschen Speichern, die von den Parteien in ihrer Antwort genannt werden, mehrere Regionalnetze – mit erheblichen Kosten – durchquert werden, um das Gas zur belgischen Grenze zu transportieren. Zudem werden Kavernenspeicher wie Xanten und Epe im Allgemeinen nur für den kurzfristigen Bilanzausgleich und nicht für den saisonalen Ausgleich verwendet, was jedoch für eine Einspeisung nach Belgien unumgänglich ist. Die Parteien machten geltend, dass die Wettbewerber die Speicheranlage Rehden (ehemalige Lagerstätte) nutzen könnten. Dieser Speicher scheint für die auf den Erdgasmärkten Belgiens tätigen Unternehmen in der Tat eine Alternative darzustellen. Diese Speicheranlage wird von Wingas betrieben, die auch eine zur belgischen Grenze führende Pipeline betreibt. Diese Möglichkeit können allerdings nur Unternehmen nutzen, die am Einspeisepunkt Eynatten Kapazitäten gebucht haben. Derzeit sind […]* und […]* die einzigen belgischen Shipper, die Transportkapazitäten in Eynatten gebucht haben. Neuen Anbietern stellt sich dagegen auch hier das Problem, dass Kapazitäten in Eynatten knapp sind, vor allem im Winter, wenn die gespeicherten Mengen in Belgien benötigt werden.

269.In Frankreich gibt es drei Porenspeicher (Gournay-sur-Aronde, Germigny-sous-Coulombs und Pitgam) in einer Entfernung von 150-165 km von Blaregnies. Diese Anlagen befinden sich somit innerhalb eines Radius, der gemeinhin als wirtschaftlich betrachtet wird. Zudem gibt es für GDF weder im französischen Fernleitungsnetz zur belgischen Grenze noch am Einspeisepunkt Blaregnies Transportkapazitätsbeschränkungen, da GDF bereits über umfassende Buchungen fester Transportkapazität (im Jahr 2006 […]* m³/h bei einer festen Gesamtkapazität von 400 000 m³/h) am Einspeisepunkt Blaregnies SEGEO verfügt. Darüber hinaus besitzt sie feste Kapazitäten in Blaregnies SEGEO sowie bedingte Kapazitäten in Blaregnies SEGEO und Blaregnies Troll. Diese bedingten Kapazitäten (Gegenstromkapazitäten) sind für GDF, die große Mengen in Fließrichtung befördert, so gut wie feste Kapazitäten.

270.Die vergleichende Analyse der alternativen Speicherstandorte für H-Gas im Ausland beweist somit, dass die Speicherung in Frankreich gegenüber den anderen Nachbarländern, in denen die Speicherung für die Zwecke der Erdgasversorgung in Belgien weniger wirtschaftlich oder sogar unmöglich ist, erhebliche Vorteile bringt. Zudem ist in Blaregnies im Gegensatz zu den Grenzpunkten zu anderen Nachbarländern Belgiens ausreichend Einspeisekapazität verfügbar; damit ist die Flexibilität gegeben, die notwendig ist, um das gespeicherte Gas das ganze Jahr über jederzeit zu nutzen. GDF bringt folglich mit ihrem Zugang zu den französischen Erdgasspeichern einen weiteren Wettbewerbsvorteil in die neue Einheit ein.

A.2.4.3.5 Qualitätsspezifikationen

271.Eine weitere Marktzutrittsschranke auf dem belgischen Markt stellen die in den verschiedenen Nachbarländern geltenden Qualitätsspezifikationen dar, die Belgien als Transitland betreffen. Die belgischen Spezifikationen sind denen der Organisation 189 EASEE-gas sehr ähnlich und ermöglichen die Einfuhr von Erdgas aus ganz 190 unterschiedlichen Quellen (einschließlich LNG).An verschiedenen Einspeisepunkten des belgischen Fernleitungsnetzes, insbesondere am IZT und in Eynatten, gelten jedoch strengere Spezifikationen.

272.Am IZT gelten die gleichen Spezifikationen wie für den Interconnector, die den 191 Anforderungen der GSMRentsprechen. Die wichtigste Beschränkung der GSMR betrifft den Wobbe-Index, den wichtigsten Kennwert für das Brennverhalten von Erdgas. 3 Der höchstzulässige Wobbe-Index der GSMR liegt bei 15,1 kWh/m(n), was dem oberen Grenzwert der englischen Erdgasfelder entspricht, aber unter dem Wert der meisten 192 LNG-Quellen und auch einiger norwegischer Erdgasfelder liegt.Einer kürzlich vom DTI veröffentlichten Studie zufolge scheinen die britischen Behörden nicht die Absicht zu haben, die GSMR mittelfristig zu überdenken.

273.193 273. In Eynatten ist der Brennwert (HO) auf 11,61 kWh/m³(n) begrenzt.Dabei handelt es sich um eine rein vertragliche Beschränkung. Die Empfehlung (CBP) 2005-001/01 von EASEE-gas fordert die Aufhebung aller rein vertraglichen Beschränkungen des Brennwerts bis spätestens 1. Oktober 2006, da derartige Beschränkungen den freien Erdgashandel behindern. Die CREG hat sich daher mit den beiden derzeitigen Vertragspartnern in Verbindung gesetzt, um diese Beschränkung abschaffen zu lassen.

189 EASEE = European Association for the Streamlining of Energy Exchange.

190 Antwort der CREG [Nr. 13256] vom 14.7.2006 auf Frage 8 des Fragebogens vom 6.7.2006.

GSMR = Gas Safety Management Regulations.

Der höchstzulässige Wobbe-Index in Belgien beträgt 15,78 kWh/m³(n).

Der höchstzulässige Brennwert in Belgien beträgt 12,79 kWh/m³(n).

72

Nach dem derzeitigen Stand wurde der CREG jedoch nicht zugesichert, dass die beiden Parteien den Forderungen von CREG und EASEE-gas Folge leisten werden.

274.Diese beiden Vorgaben schränken die Erdgasmengen, die nach Belgien eingeführt werden können, und die Entwicklung des Hubs Zeebrugge ein. Denn Eynatten und IZT sind die beiden Endpunkte der Pipeline vTn/rTr, an der der Hub Zeebrugge physisch liegt. Jeder, der Erdgas am Hub Zeebrugge verkaufen will, muss diese beiden Vorgaben beachten. Dies bedeutet zum einen, dass die norwegischen Erzeuger diese Vorgaben berücksichtigen müssen, wenn sie ihr Erdgas nach Zeebrugge leiten, und zum anderen, dass es sehr schwierig, wenn nicht gar unmöglich ist, bestimmte LNG-Sorten am Hub zu vermarkten.

A.2.4.3.6 Die Liquidität des Hubs Zeebrugge reicht nicht aus, um den Wettbewerbsdruck auf den belgischen Märkten zu verstärken

275.Angesichts der anhaltenden Engpässe an den internationalen Einspeisepunkten könnte der Hub Zeebrugge eine Liquiditäts- und infolgedessen Bezugsquelle für die Wettbewerber von Suez auf den belgischen Erdgasmärkten darstellen. Aufgrund seines Anschlusses an das Transitnetz hat der Hub diese Rolle aber bislang nicht gespielt, und es ist sehr unwahrscheinlich, dass sich dies ändert.

276.Der Zeebrugger Hub liegt an der Transitachse rTr/vTn (Interconnector-Zelzate-Eynatten). Physisch liegt er im Terminal IZTF (Interconnector Zeebrugge Terminal Fluxys) hinter der Zählstation dieses Terminals, in Strömungsrichtung vom Interconnector nach Belgien gesehen. Diese Transitachse wird von Distrigaz & Co. vermarktet. Um Zugang zum Hub zu erhalten und Erdgas zum belgischen Fernleitungsnetz zu transportieren, muss zunächst Transitkapazität bei Distrigaz & Co. gebucht werden. Wie oben gezeigt, ist die Kapazitätsnachfrage für diese Transitachse besonders groß, so dass ein erhebliches Engpassrisiko besteht. So stellte der Generalrat der CREG fest: „Der Zugang zum Hub stellt derzeit aufgrund von Engpässen ein 194 Problem dar“.In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte machen die Parteien geltend, dass das Fernleitungsnetz von Fluxys seit April 2006 mit dem Hub verbunden sei, ohne jedoch Kapazitäten zu nennen.Trotz dieser Verbindung ist jedoch der Generalrat der CREG im Juli 2006 zu dem genannten Schluss gelangt.

277.Der neuen Studie der CREG zufolge sind „nur Netzbenutzer, die Kapazitätsrechte für die Pipeline rTr/vTn besitzen, berechtigt, Erdgas zu liefern und Erdgas des Hubs Zeebrugge zu entnehmen, als ob es sich um eine Art Halt für ihre Transportaktivitäten handeln würde. Dieses Recht ist allerdings nicht immer vertraglich festgeschrieben. Es scheint, dass alte Verträge nie dahingehend angepasst wurden und bei ihnen diese Ausspeisemöglichkeit übereinkommend vereinbart wird.“

194 Stellungnahme CG 190706-031 vom 19.7.2006 zur Studie (F)060719-CREG-554 über die notwendigen Maßnahmen zur Verbesserung des Funktionierens der Liquidität des Hubs Zeebrugge.

195 Randnr. 70 der Antwort.

196 Studie F060719-CREG-554 vom 19.7.2004 über die „notwendigen Maßnahmen zur Verbesserung des Funktionierens und der Liquidität des Hubs Zeebrugge“.

73

278.Dieser Studie zufolge müssen „andere Parteien, die Zugang zum Hub erhalten wollen und nicht weiter als bis zur Region Zeebrugge gehen wollen, ebenfalls ein Kapazitätsrecht über einen Entry-Exit-Vertrag mit Distrigaz & Co. erhalten. Alle Verhandlungen finden auf bilateraler Grundlage ohne die geringste Transparenz statt. Wie auf diesem Primärmarkt gibt es auch für Kapazitätsübertragungen auf dem Sekundärmarkt keine transparenten Regeln. Der Zugang zum Hub wird daher von Distrigaz & Co. beherrscht, gleich ob es sich nun um den primären oder den sekundären Markt handelt. Da Distrigaz ein (tatsächlicher oder potenzieller) Wettbewerber der anderen Marktteilnehmer am Hub Zeebrugge ist, stellt ihre zentrale und monopolistische Rolle auf dem Kapazitätsmarkt in der Region Zeebrugge im Hinblick auf den Zugang zum Hub ein echtes Problem dar. Vor allem darf man sich berechtigte Fragen zur Vertraulichkeit und diskriminierungsfreien Behandlung der Informationen stellen.“

279.Die Studie schließt damit, dass „potenzielle Erdgasanbieter auch das Fehlen eines schnellen Zugangs zu Kapazität als Hindernis nennen. Wenn an einem der belgischen Grenzübergänge Erdgas zu ihrer Disposition steht, sind sie nicht in der Lage, ausreichend schnell die notwendige zusätzliche Kapazität zu erhalten, um dieses Gas sofort bis zum Hub durchzuleiten. Genutzt werden kann ausschließlich die im Voraus kontrahierte Kapazität.“

280.Eine weitere Einschränkung der Liquidität des Hubs Zeebrugge beruht auf den unterschiedlichen Qualitätsspezifikationen, die in Belgien und im Vereinigten Königreich gelten. Wie bereits gesagt, beinhaltet die Lage des Hubs an der Pipeline rTr/vTn, dass alle zum Hub gelangenden Erdgasmengen die britischen Spezifikationen erfüllen müssen. Dies stellt allerdings für den LNG-Zufluss und, in geringerem Maße, für das norwegische Erdgas eine unbedingte Schranke dar. Dadurch sind die Pipeline rTr/vTn und damit der Hub in Belgien vom restlichen Fernleitungsnetz isoliert. Aus diesen Gründen wird auch eine Erweiterung der Kapazität des Interconnectors die Liquidität des Hubs nicht erhöhen, da sich die britischen Spezifikationen nicht ändern und somit den Zugang von Erdgas weiter beschränken werden.

281.Zudem hat Huberator, eine Tochtergesellschaft von Suez, die den Zeebrugger Hub betreibt, die Einstellung der automatischen Back-up-Dienstleistungen ab Januar 2007 angekündigt. Bislang hat Distrigaz Huberator diese Dienstleistungen erbracht. Sie sind unabdingbar, um (vorübergehende) Differenzen zwischen den Positionen der am Hub tätigen Unternehmen auszugleichen. Im Übrigen scheint Distrigaz in Belgien mit ihrer großen verfügbaren Erdgasmenge als einziger Marktteilnehmer in der Lage zu sein, diese Dienstleistung zu erbringen. Die Preise für diese Back-up-Dienstleistungen wurden bereits früher als zu hoch kritisiert. Die Einstellung dieser Dienstleistungen wird dazu führen, dass das Vertrauen der Marktteilnehmer in das Funktionieren des Zeebrugger Hubs abnimmt und dadurch die Liquidität des Hubs weiter schmälern.

282.Was die Back-up-Dienstleistungen anbelangt, so hatte Distrigaz bis Dezember 2004 eine vertragliche Vereinbarung mit Huberator zur Übernahme des automatischen Back-ups für eine Zeitdauer von fünf Stunden bei jedem Lieferausfall. Dieser Vertrag, der vor der Aufspaltung von Distrigaz geschlossen worden war, bot einen ausreichenden Schutz der Kunden zu einem angemessenen Preis und half bei der Schaffung von Liquidität. Dieser Vertrag wurde später durch einen neuen Vertrag zwischen Distrigaz und Huberator über

197 Suez kontrolliert Huberator über Fluxys, die 90 % der Anteile von Huberator hält.

74

Back-up-Dienstleistungen ersetzt, der zu einer beträchtlichen Preissteigerung führte 198 (Multiplikator 1,5 gegenüber einem Multiplikator von zuvor 1,0), die die Kunden, auf die diese Steigerung von Huberator umgelegt wird, für die Nutzung dieser 199Dienstleistungen zahlen müssen.

283.Diese Preise, die von CREG als hoch eingestuft werden, stellen für Distrigaz ein Mittel dar, um die Kosten ihrer Wettbewerber am Hub zu erhöhen, während sie für Distrigaz Einnahmen in gleicher Höhe darstellen. Schließlich kündigte Huberator den Kunden des Hub vor kurzem an, dass diese Dienstleistung am 1. Januar 2007 eingestellt werde. Die Einstellung oder auch nur Verringerung der Back-up-Dienstleistungen wird sich allerdings nachteilig auf die anderen aktiven Marktteilnehmer des Hubs auswirken, die im Gegensatz zu Distrigaz weder über Speicherzugang noch über einen großen und diversifizierten Kundenstamm verfügen.

284.Ein weiterer Faktor, der die Liquidität des Hubs einschränkt, sind die als zu lang betrachteten Fristen für den Erhalt von Kapazität vom und zum Hub. So stellt die CREG in ihrer Studie fest, dass die potenziellen Erdgasanbieter auch das Fehlen eines schnellen Zugangs zu Kapazität als Zugangshindernis nennen. Wenn an einem der belgischen Grenzpunkte Erdgas zu ihrer Disposition steht, sind sie nicht in der Lage, ausreichend schnell die notwendige zusätzliche Kapazität zu erhalten, um dieses Gas kurzfristig zum Hub zu leiten. Genutzt werden kann nur die im Voraus kontrahierte Kapazität. Schließlich wird die Entwicklung der Liquidität am Hub dadurch gebremst, dass Distrigaz (über Distrigaz & Co.) durch die Kontrolle der zum Hub führenden Pipelines die Positionen aller anderen Parteien kennt; nach Ansicht der CREG dürfe man sich daher berechtigterweise Fragen zur Vertraulichkeit und diskriminierungsfreien Behandlung der Informationen stellen.

A.2.4.3.7 Das System der stundenbezogenen Bilanzierung benachteiligt neue Anbieter

285.Fluxys setzt in Belgien das System des stündlichen Bilanzausgleichs mit tages- und stundenbezogenen Schwellen ein; in einigen anderen Ländern kommt dagegen eine rein tagesbezogene Bilanzierung zur Anwendung. Dies beinhaltet, dass ein Shipper gezwungen ist, seine Ein- und Ausspeisungen (mit Toleranzen) über den ganzen Tag im Gleichgewicht zu halten, dass er aber auch stündliche Grenzwerte beachten muss. Das System der stündlichen Bilanzierung gesteht den Shippern weniger Flexibilität als das System der täglichen Bilanzierung zu, bei dem Differenzen während einer bestimmten Stunde in den folgenden Stunden ausgeglichen werden können. Für jede Bilanzabweichung fallen nun aber Entgelte für Ausgleichsleistungen an, die der Shipper an Fluxys zahlen muss.

286.Die prohibitive Wirkung jedes Bilanzausgleichssystems, die bei der stündlichen Bilanzierung stärker als bei der täglichen Bilanzierung ausgeprägt sind, beruht auf ihren diskriminierenden Folgen für neue Anbieter zum einen und das etablierte Unternehmen zum anderen. Auf der einen Seite stehen die neuen Anbieter, die nur über begrenzte Erdgasmengen und einen kleinen Kundenstamm verfügen, so dass die Gefahr von Bilanzabweichungen relativ groß ist. Auf der anderen Seite steht das etablierte Unternehmen mit seinen großen verfügbaren Erdgasmengen und seiner diversifizierten Kundenstruktur, das seine Positionen leichter ausgleichen kann, da ihm die Größe seines Kundenbestands einen beträchtlichen Handlungsspielraum bietet.

198 In ihrer Antwort behaupten die Parteien, der Multiplikator würde 1,25 betragen (Randnr. 52 der Antwort).

199 Randnr. 55 der Studie.

200 Randnr. 61 der Studie.

75

Auf der einen Seite stehen die neuen Anbieter, die nur über begrenzte Erdgasmengen und einen kleinen Kundenstamm verfügen, so dass die Gefahr von Bilanzabweichungen relativ groß ist. Auf der anderen Seite steht das etablierte Unternehmen mit seinen großen verfügbaren Erdgasmengen und seiner diversifizierten Kundenstruktur, das seine Positionen leichter ausgleichen kann, da ihm die Größe seines Kundenbestands einen beträchtlichen Handlungsspielraum bietet.

A.2.4.3.8 Schlussfolgerung zu den Marktzutrittsschranken

287.Angesichts obiger Ausführungen stellt die Kommission fest, dass sehr hohe Marktzutrittsschranken vorliegen, die den Einstieg in die belgischen Erdgasmärkte stark erschweren. Einige dieser Schranken, d. h. die Kontrolle von SEGEO, die Kapazitätsbuchungen und der Speicherzugang, bei denen sich die Positionen der Parteien addieren, werden durch den Zusammenschluss verstärkt. Daher ist es unwahrscheinlich, dass andere derzeitige oder potenzielle Wettbewerber die Rolle von GDF übernehmen und dadurch den Wettbewerbsdruck ausgleichen werden, der durch den geplanten Zusammenschluss beseitigt wird. Die Ausschaltung von GDF als größten Wettbewerber von Suez in Belgien hat vor diesem Hintergrund nachteilige Auswirkungen auf einen wirksamen Wettbewerb, die weit über die einfache Addition von Marktanteilen hinausgehen.

A.2.4.4 Schlussfolgerung

288.Die Kommission stellt fest, dass der angemeldete Zusammenschluss wirksamen Wettbewerb auf den folgenden Erdgasmärkten Belgiens erheblich behindern wird:

•Nationaler Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger

•Nationale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Wiederverkäufer

•Nationale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an große Industriekunden

•Nationale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an kleine Industrie- und Gewerbekunden

•Nationale wie regionale Märkte für die Lieferung von H-Gas und L-Gas an Haushaltskunden.

76

A.3 FRANKREICH

A.3.1 Nationale Rahmenbedingungen

289.Dem Tätigkeitsbericht 2006 der Commission de régulation de l’énergie (Energieregulierungskommission, CRE) zufolge ist der Erdgasverbrauch Frankreichs 2005 gegenüber dem Vorjahr um 3,3 % gestiegen. Der französische Erdgasverbrauch wird nahezu vollständig durch Einfuhren gedeckt. Diese stiegen von 516,0 TWh in 2004 201 um 4,2 % auf 537,9 TWh in 2005.Die größten Erdgaslieferanten sind Norwegen (27 %), Russland (21 %), die Niederlande (20 %) und Algerien (12 %). Die französischen Einfuhrkapazitäten werden derzeit vor allem durch die Erweiterung der Kapazitäten des Einspeisepunktes Obergailbach und den künftigen Bau eines neuen LNG-Terminals in Fos Cavaou ausgebaut.

Einzelstaatliche Liberalisierung und Regelung: Allgemeines

290.Frankreich hat die Erdgasrichtlinie vom 26. Juni 2003 mit dem Gesetz vom 9. August 2004 umgesetzt. Das Gesetz vom 3. Januar 2003 und das Dekret Nr. 2003-302 vom 1. April 2003, geändert durch das Dekret Nr. 2004-420 vom 18. Mai 2004, sehen für alle Erdgasabnehmer, mit Ausnahme der Haushaltskunden, unabhängig von einer Verbrauchsschwelle die freie Wahl des Anbieters vor.

291.Zugelassene Kunden können sich entscheiden, von ihrem Recht auf freie Anbieterwahl keinen Gebrauch zu machen. In diesem Fall gelten für sie weiterhin reglementierte Preise. Wenn sie dagegen beschließen, von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch zu machen, unterliegen sie unwiderruflich freien Preisen.

292.Am 1. Januar 2006 betrug die gesetzliche Öffnungsquote des Erdgasmarktes mit 640 000 zugelassenen Standorten 73 %, entsprechend einem jährlichen Erdgasverbrauch von rund 380 TWh. Zum gleichen Zeitpunkt hatten 68 400 Standorte von ihrem Recht auf freie Anbieterwahl Gebrauch gemacht. Sie machten 52 % des Gasverbrauchs der zugelassenen Standorte und etwas weniger als 11 % der Zahl der zugelassenen Standorte aus. Auf die Standorte, die einen alternativen Anbieter gewählt hatten (nicht den etablierten Versorger, von dem sie abhängig waren), entfielen 32 % des Erdgasverbrauchs der Standorte, die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht hatten.

Die Commission de Régulation de l’Energie (CRE)

293.In Frankreich werden die Erdgas- und Strommärkte von der unabhängigen Regulierungsbehörde CRE reguliert, die vom Gesetzgeber im Jahr 2000 eingerichtet wurde. Sie hat im Wesentlichen zwei Aufgaben: 1) Dritten den Zugang zu öffentlichen Stromnetzen und zu Erdgasnetzen und –anlagen zu garantieren, 2) Regulierung der

201 „Observatoire de l’énergie“, April 2006 (Direktion für Energie und Rohstoffe – Ministerium für Wirtschaft, Finanzen und Industrie).

202 „Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz“ (4. Quartal 2005), CRE.

77

312.Entscheidungen über die Nutzungsentgelte für Fernleitungsnetze (Netzentgelte) werden von den Ministern für Wirtschaft und Energie gemeinsam auf Vorschlag der CRE getroffen. Das Netzentgelt für das Hauptnetz ist auf die Ein- und Ausspeisepunkte je Bilanzzone bezogen und somit nur von den Ein- und –ausspeisepunkten und nicht von der zurückgelegten Strecke abhängig. Im regionalen Fernleitungsnetz ist der Preis jedoch entfernungsbezogen. Das Nutzungsentgelt für die Erdgasfernleitungsnetze setzt sich zusammen aus Entgelten für die Einspeisung in das Hauptnetz, Entgelten für die Ausspeisung aus dem Hauptnetz, gegebenenfalls Entgelten für Koppelstellen zwischen Bilanzzonen, Entgelten für den Transport im regionalen Netz und Übergabeentgelten. Einige zugelassene Endkunden sind direkt an das Fernleitungsnetz angeschlossen.

313.In ihrer Entscheidung Total/Gaz de Francestellte die Kommission im Jahr 2004 fest, dass die Netzentgelte in Frankreich inhomogen waren, weil sie Zoneneinspeise- und Zonenausspeiseentgelte sowie die Zahlung eines Entgelts für die Zonenkoppelstelle beinhalteten. Zudem unterstrich die Kommission, dass die Netzentgelte nicht in jeder Zone gleich waren und dass der Wechsel in die Zone GSO (heute TIGF) den Abschluss eines speziellen Vertrages mit dem Betreiber dieser Zone erforderte. Schließlich stellte die Kommission fest, dass die in Frankreich beobachteten physischen Engpässe die Fernleitung im gesamten Staatsgebiet in der Praxis schwierig gestalteten.

314.Im Rahmen des Formblatts CO widersprechen die Parteien dieser Analyse und begründen dies wie folgt: Zunächst behaupten sie, es sei in den letzten Jahren nicht zu netzengpassbedingten Unterbrechungen bei der Versorgung der Kunden gekommen. Weiterhin sei der Entfernungseffekt bei der Erdgasfernleitung durch die Einführung des Entry-Exit-Preissystems und durch die deutliche Senkung der Entgelte für die Koppelstellen in den letzten Jahren erheblich abgeschwächt worden. Im Übrigen habe die Verringerung der Zahl der Entgeltzonen (von sieben auf fünf) im Jahr 2005 und der Zahl der Netzbetreiberunternehmen infolge der Auflösung der gemeinsamen Beteiligungen von Total und GDF dazu beigetragen, die Liquidität auf dem Markt zu erhöhen; die Zahl der Zonen solle am 1. Januar 2009 weiter von fünf auf drei Zonen verringert werden. Schließlich dürfte die Doppelung der Pipeline „Artère de Guyenne“, die die Netze von GRTgaz und TIGF verbindet, die Verbindungskapazitäten zwischen diesen beiden Netzen kurzfristig erhöhen.

315.Trotz der von den Parteien angeführten Argumente scheinen die Netzentgelte der einzelnen Zonen noch sehr heterogen zu sein, wie im Folgenden ausgeführt wird.

316.Erstens räumen die Parteien selbst ein, dass es Engpässe im Netz gibt, indem sie betonen: „Die Höhe der Entgelte für die Koppelstellen spiegelt die verschiedenen Grade physischer Engpässe beim Übergang von einer Zone in eine andere wider“.

317.GRTgaz selbst betont in ihrem Investitionsplan: „Das Bestehen mehrerer Bilanzzonen im Tarifsystem von GRTgaz schränkt die Arbitragemöglichkeiten zwischen mehreren Bezugsquellen sowohl durch mögliche Engpässe an den Koppelstellen zwischen Zonen als auch durch die mit jeder Zone verknüpften Zusatzentgelte ein“.

318.Die CRE betont in ihrer Antwort auf den Fragebogen der Kommission weiterhin, dass die bestehenden Verbindungskapazitäten, sowohl innerhalb jedes Netzes als auch zwischen den beiden Netzen von GRTgaz und TIGF, nicht ausreichen würden, um eine effiziente Erdgasfernleitung im gesamten französischen Hoheitsgebiet zu gewährleisten. So betont die CRE: „Das Vorliegen potenzieller Engpässe hat zur Einrichtung von Bilanzzonen geführt“ .

319.Zweitens beruhen die Netzentgelte auf den Kosten jedes Netzbetreibers, was beinhaltet, dass die Netzentgelte von GRTgaz und TIGF nicht einheitlich sind. Hierzu ist anzumerken, dass die Ein- und Ausspeiseentgelte im Hauptnetz von TIGF im Sommer und im Winter unterschiedlich sind, während es beim Hauptnetz von GRTgaz keine solche Unterscheidung gibt. Darüber hinaus muss für den Übergang vom GRTgaz-Netz zum TIGF-Netz ein spezielles Koppelstellenentgelt gezahlt werden, das einen wesentlichen Teil des gesamten Netzentgelts ausmacht. Den von den Parteien vorgelegten Berechnungen zufolge machen die Kosten für diesen Netzübergang mehr als 50 % der Transportkosten für eine MWh Erdgas zwischen Dunkerque (Zone Nord von GRTgaz) und Toulouse (Zone TIGF) aus. Im Fall des Erdgastransports aus einer anderen Zone von GRTgaz in die TIGF-Zone ist der Anteil dieses Koppelstellenentgelts noch höher.

320.Drittens bestehen selbst innerhalb des GRTgaz-Netzes erhebliche Differenzen zwischen den Koppelstellenentgelten; der höchste Preis ist fast neun Mal so hoch wie der niedrigste Preis. Im Übrigen weichen die Entgelte für Koppelstellen zwischen zwei Zonen auch richtungsabhängig stark ab.

321.Diese Differenzen bei den Netzentgelten (zwischen Zonen von TIGF und GRTgaz zum einen und zwischen Zonen von GRTgaz zum anderen) führen dazu, dass der Anteil der Netzentgelte an den Erdgaspreisen je nach Lage des Einspeisepunktes unterschiedlich hoch ist. So hat die CRE beispielsweise den Anteil des durchschnittlichen Netzentgelts am Preis einer MWh Erdgas, das in den benachbarten Zonen Süd (GRTgaz) und Südwest (TIGF) transportiert wird, in Abhängigkeit vom Punkt der Einspeisung des Erdgases nach Frankreich berechnet. Wie die folgende Tabelle zeigt, ist das Verhältnis Netzentgelt/Erdgaspreis bei gleicher Ursprungszone beim Transport des Erdgases in die Zone Südwest deutlich höher als beim Transport in die Zone Süd; das Verhältnis ist für die Zielzone Südwest um 45 % (Erdgas aus der Zone Nord) bis 86 % (Erdgas aus der Zone West) höher. Gleichsam ist das betreffende Verhältnis für dieselbe Zielzone je nach Ursprungszone sehr heterogen.

Anteil des mittleren Netzentgelts einer MWh (in % des Erdgaspreises)

Einspeisepunkt in das Fernleitungsnetz

Transportzone Dunkerque Taisnières Obergailbach Montoir Fos (Nord)(Nord) (Ost)(West)(Süd)

Süd

6,2

6,2

5,3

5,1

3,5

Südwest

9

9

8,1

9,5

6,3

Quelle: CRE

322.Viertens werden, selbst wenn eine Erweiterung bestimmter Verbindungskapazitäten zwischen den Netzen TIGF und GRTgaz geplant ist, diese neuen Kapazitäten frühestens 2008-2009 in Betrieb genommen. Und selbst danach wird sich die Beibehaltung von drei Entgeltzonen (zwei Zonen von GRTgaz und eine Zone von TIGF) weiter auf das Netzentgelt auswirken.

323.Festzustellen ist, dass die Parteien die Argumente, die von der Kommission sowohl in der Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) als auch in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegt wurden, nicht erörtert haben und sich damit begnügt haben, die Kommission auf den im Formblatt CO ausgeführten Standpunkt zu verweisen.

A.3.2.2 Verteilung

324.Unter Erdgasverteilung versteht man den Transport von Erdgas über kurze Entfernungen in Leitungen mit geringerem Durchmesser als bei der Fernleitung und mit geringerem Druck.

325.Nach Angaben der CRE sind rund 11 Millionen Verbraucher an das Verteilernetz angeschlossen. Diese Kunden werden von 23 Verteilernetzbetreibern versorgt. Landesweit liefert das GDF-Netz somit mehr als 96 % des Erdgasverbrauchs, während die Netze von Gaz de Bordeaux und Gaz de Strasbourg jeweils rund 1,5 % des Gasverbrauchs liefern. Auf die anderen 20 Verteilernetzbetreiber zusammen entfallen weniger als 1 % des Verbrauchs. Jeder Betreiber hat in dem von seinem Verteilernetz versorgten Gebiet eine Monopolstellung.

326.Entscheidungen über die Tarife werden von den Ministern für Wirtschaft und Energie gemeinsam auf Vorschlag der CRE getroffen. Die Nutzungsentgelte sind für das gesamte Netz eines Verteilernetzbetreibers einheitlich. Im Übrigen ist die Tarifstruktur für alle Verteilernetzbetreiber einheitlich, wobei jede Tarifoption von der Verbrauchscharakteristik des Endkunden abhängig ist. Jede Option umfasst einen jährlichen Grundpreis, ein im Verhältnis zur Verbrauchsmenge stehendes Entgelt und gegebenenfalls ein Entgelt im Verhältnis zur vereinbarten Tagesbezugsmenge.

A.3.2.3 Speicher

327.Untergrundspeicher werden dazu genutzt, die über das Jahr regelmäßigen Lieferungen an den unregelmäßigen und unter dem Strich auf die Wintermonate konzentrierten Verbrauch der Endkunden anzupassen. Speicher dienen somit in erster Linie dazu, das Gas im Sommer ein- und im Winter auszulagern und ermöglichen es, die Nachfrage an sehr kalten Tagen zu befriedigen. Sie sind ein wesentlicher Faktor der Versorgungssicherheit und Flexibilität, die alle Versorger gewährleisten müssen. Daher stellen sie für das reibungslose Funktionieren des Erdgasmarktes wesentliche Infrastrukturen dar.

328.In Frankreich gibt es zwei Kategorien von Erdgasspeichern: Porenspeicher und Salzstockspeicher. Porenspeicher ermöglichen das Einlagern großer Mengen und werden genutzt, um den Grundbedarf während des gesamten Winters zu decken. Salzstockspeicher ermöglichen hohe Spitzenbezüge, dafür eine geringere volumenbezogene Kapazität, so dass sie zur Deckung von Bedarfsspitzen an kalten Wintertagen geeignet sind.

329.Die beiden einzigen Betreiber von Erdgasspeicheranlagen in Frankreich sind die Direction des Grandes Infrastructures (DGI) von GDF und Total Infrastructures Gaz France (TIGF), eine Tochtergesellschaft von Total. GDF betreibt dreizehn Anlagen im gesamten Hoheitsgebiet, außer im Südwesten. TIGF betreibt zwei Anlagen im

Südwesten. Nur GDF betreibt Salzstockspeicher, von denen es in Frankreich drei gibt. Im Übrigen betreibt GDF die einzige Speicheranlage für L-Gas (Porenspeicher) in Frankreich. Nach Angaben der Parteien macht die von GDF vermarktete Speicherkapazität fast 79 % der in Frankreich vermarkteten Gesamtspeicherkapazität aus.

330.Die Preise und die allgemeinen Nutzungsbedingungen für die Speicheranlagen sind nicht reguliert, sondern werden von den Unternehmen festgelegt. Die CRE hat daher in diesem Bereich keine Regulierungsbefugnis.

331.Die Speicherdienstleistungen von GDF werden in Form eines physischen Zugangs zu sechs Speichergruppen vermarktet: Centre (3 Anlagen), Ile de France Nord (3 Anlagen), Ile de France Sud (3 Anlagen), Lorraine (1 Anlage), Salins Sud (3 Salzstockspeicher) und Picardie (1 Anlage für L-Gas).

332.Für die Anlage […]*, die ebenfalls der DGI gehört und von ihr betrieben wird, gilt ein spezieller Versorgungssicherungs- und Flexibilitätsvertrag mit GRTgaz. Die Laufzeit der Speicherverträge beträgt ein Jahr (vom 1. April des Jahres n bis zum 31. März des Jahres n+1, wobei die Buchungen im Februar des Jahres n erfolgen). Im Übrigen ist es seit 1. April 2006 möglich, Zugang zu Kapazitäten für einen kürzeren Zeitraum (einen Tag) zu erhalten. Jede dieser Speichergruppen ist (über eine oder mehrere Verbindungsstellen zwischen Fernleitungsnetz und Speicher) an nur eine Bilanzzone angeschlossen, mit Ausnahme der Gruppe Centre, die die Zonen West und Süd versorgt.

333.Der Zugang zu den Speicherinfrastrukturen von TIGF wiederum ist nur von der Bilanzzone Südwest aus möglich.

334.Jede Speichergruppe ist an nur eine Bilanzzone angeschlossen, mit Ausnahme der Gruppe Centre, die die Zonen West und Süd versorgt.

335.Nach den von GDF eingeführten vorläufigen Regeln für den Speicherzugang ist es möglich, innerhalb bestimmter Grenzen Speicherkapazitäten in einer anderen Bilanzzone zu buchen als der, in der sich die versorgten Kunden befinden. Auch nach den von TIGF eingeführten vorläufigen Regeln für die Speicherzuteilung ist es möglich, Speicherkapazitäten für Bedarf in einer anderen Zone als Südwest zu buchen, wobei jedoch Anfragen, die den Bedarf in dieser Zone betreffen, Vorrang haben.

336.Die von GDF und TIGF eingeführten vorläufigen Regeln wurden durch die mit dem Dekret Nr. 2006-1034 vom 21. August 2006 erlassenen Regeln ersetzt und dürften somit vom Speicherjahr 2007/2008 an umgesetzt werden.

A.3.2.4 LNG-Terminals

337.LNG-Terminals sind Erdgasanlagen, die (LNG) annehmen und wieder verdampfen, um es in das Erdgasfernleitungsnetz einzuspeisen. In Frankreich gibt es derzeit zwei LNG-Terminals, und zwar Fos Tonkin in Fos-sur-Mer in der Nähe von Marseille und Montoir in der Nähe von Saint-Nazaire. Nach Angaben der CRE wird an diesen Terminals rund ein Viertel des in Frankreich verbrauchten Erdgases angelandet. Diese Infrastrukturen sind im Besitz von GDF und werden von ihr betrieben (über die DGI). Im Übrigen hat GDF mit dem Bau eines dritten LNG-Terminals in Fos Cavaou begonnen, das Ende 2007 in Betrieb gehen soll. Geplant ist, dass Total eine Kaufoption für rund 30 % des Kapitals der Gesellschaft, die dieses Terminal besitzen wird, erhält; nach Angaben der Parteien wird diese Gesellschaft jedoch von GDF allein kontrolliert.

338.Entscheidungen über die Tarife werden von den Ministern für Wirtschaft und Energie gemeinsam auf Vorschlag der CRE getroffen. Das Nutzungsentgelt der Terminals umfasst eine Pauschale je Schiff, ein Entgelt im Verhältnis zu den entladenen Mengen und ein Entgelt im Verhältnis zur Nutzungsdauer der LNG-Speicher.

339.Das Terminal Fos liegt in der Bilanzzone Süd, das Terminal Montoir in der Zone West. Die Substituierbarkeit der beiden Terminals ist begrenzt, da in Montoir Flüssiggastanker mit einem Fassungsvermögen bis zu 200 000 m³ anlegen können, während in Fos maximal 75 000 m³ möglich sind.

A.3.3 Relevante Märkte

340.Entsprechend der Entscheidungspraxis der Kommission lassen sich die verschiedenen, mit dem Erdgassektor verbundenen Tätigkeiten in verschiedene relevante Märkte unterteilen, von der Exploration bis hin zur Lieferung an den Endverbraucher.

341.Die Entscheidungspraxis der Kommissionzeigt, dass die folgenden Tätigkeiten unterschiedliche sachliche Märkte darstellen: i) Exploration/Erzeugung von Erdgas, ii) Erdgasgroßhandelsmarkt, iii) Erdgasfernleitung (über Hochdrucknetze), iv) Erdgasverteilung (über Niederdrucknetze), v) Erdgasspeicherung, vi) Erdgashandel (Trading), vii) Erdgaslieferung, die wiederum mehrere eigenständige Märkte umfasst.

342.Da der geplante Zusammenschluss keine Auswirkungen auf die Märkte für Erdgasinfrastrukturen haben wird, ist eine genaue Definition dieser Märkte für die Zwecke dieser Entscheidung nicht erforderlich. Die Situation im Hinblick auf die Eigentumsverhältnisse, den Betrieb und die Nutzungsrechte der genannten Infrastrukturen wird dagegen bei der Würdigung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf die nachgelagerten Märkte berücksichtigt.

343.Auf der Grundlage der genannten Entscheidungspraxis der Kommission und der Marktuntersuchung und gemäß den Feststellungen für den Fall Belgiens vertritt die Kommission die Auffassung, dass für die Zwecke dieser Transaktion die folgenden Märkte für die Lieferung von Erdgas analysiert werden müssen: i) Lieferung von Erdgas an große Industriekunden, ii) Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden, iii) Lieferung von Erdgas an Gaskraftwerke, iv) Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer (örtliche Verteilerunternehmen), v) Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden.

Unterscheidung zwischen H-Gas und L-Gas

344.Was Frankreich anbelangt, schlagen die Parteien nicht vor, die Märkte für die Lieferung von L-Gas und H-Gas zu unterscheiden; die Relevanz einer solchen Unterscheidung wird von ihnen nicht erörtert. In ihren Bemerkungen zur Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) und zur Mitteilung der Beschwerdepunkte haben die Parteien die Relevanz dieser Unterscheidung nicht erörtert.

345.Im Fall Belgiensmusste die Kommission die Märkte für L-Gas und H-Gas unterscheiden. Aus den bereits für Belgien angeführten Gründen ist eine solche Unterscheidung auch im Fall Frankreichs relevant.

Unterscheidung der zugelassenen Kunden, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben

346.In Frankreich können zugelassene Kunden wählen, ob sie von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch machen wollen oder nicht. Mit der Ausübung dieses Rechts gelten nicht mehr die reglementierten, sondern freie Gaspreise; eine Rückkehr zu den reglementierten Preisen ist nicht möglich. Die Substituierbarkeit der Lieferung von Erdgas zum reglementierten Preis und der Lieferung von Erdgas zum freien Preis ist daher nur in eine Richtung gegeben.

347.Die Parteien sind jedoch im Formblatt CO der Ansicht, dass eine Segmentierung, bei der die zugelassenen Kunden, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben, unterschieden würden, nicht unbedingt relevant sei, weil der Anteil derjenigen, die ihren Versorger frei wählen, nach der bevorstehenden vollständigen Marktöffnung stark steigen werde.

348.Festzustellen ist dagegen, dass am 1. Januar 2006 fast die Hälfte des an zugelassene Kunden gelieferten Erdgases noch zu reglementierten Preisen geliefert wurde und dass die zu reglementierten Preisen belieferten zugelassenen Standorte zu diesem Zeitpunkt fast 90 % der Gesamtzahl der zugelassenen Standorte ausmachten.

349.Den derzeit vorliegenden Informationen zufolge ist wahrscheinlich, dass die reglementierten Preise in Frankreich auch nach dem 1. Juli 2007, dem Zeitpunkt der vollständigen Öffnung der Erdgas- und Elektrizitätsmärkte, fortbestehen werden. So hat die Regierung der Nationalversammlung im Juni 2006 einen Gesetzesentwurf für die Energiewirtschaft vorgelegt, der die Beibehaltung der reglementierten Preise nach der vollständigen Marktöffnung für den Fall vorsieht, dass der Kunde von seinem Recht auf freie Versorgerwahl keinen Gebrauch gemacht hat.

350.Festzustellen ist auch, dass der französische Wettbewerbsrat jüngst im Elektrizitätssektor, für den der Grundsatz der freien Anbieterwahl ebenfalls gilt, die Ansicht vertreten hat, dass die Lieferung von Strom an zugelassene Kunden, die von ihrem Recht auf freie Anbieterwahl Gebrauch gemacht haben, einen relevanten Markt darstellen könnte.

351.Die CRE ist ebenfalls der Auffassung, dass im Bereich der Erdgaslieferung ein Markt der zugelassenen Kunden, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben, unterschieden werden muss: „Im Grunde weisen zugelassene Verbraucher, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben, und zugelassene Verbraucher, die dies nicht getan haben, die gleichen Verbrauchseigenschaften auf (bei gegebener Anschlussspannung). Es mag daher folgerichtig erscheinen, sie in einem Markt zusammenzufassen. Bei der Anwendung des SSNIP-Tests (Small Significant Non transitory Increase in Price) stellt man jedoch fest, dass die beiden Märkte unterschiedlich sind, da die Ausübung des Versorgerwahlrechts irreversibel ist. Im Fall einer „geringen, bedeutsamen, dauerhaften“ Steigerung (um 5 oder 10 %) des Preises, der von den aus dem Tarif ausgestiegenen Verbrauchern bezahlt wird, könnten diese Kunden somit nicht mehr in diesen Tarif zurückwechseln. Infolgedessen ist es relevant, unter den zugelassenen Verbrauchern den Markt derjenigen, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben, zu unterscheiden.“

352.Festzustellen ist, dass die Parteien die von der Kommission dargelegten Argumente in ihren Bemerkungen zur Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) nicht erörtert haben und sich damit begnügt haben, die Kommission auf den im Formblatt CO ausgeführten Standpunkt zu verweisen.

353.Auf der Grundlage der bisherigen Ausführungen ist die Kommission daher der Ansicht, dass die Märkte für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben, zu untersuchende relevante Märkte sind.

354.Im Übrigen ist es für die Zwecke dieser Entscheidung nicht erforderlich, einen Markt der zugelassenen Kunden, die nicht von ihrem Recht auf freie Anbieterwahl Gebrauch gemacht haben, zu definieren, da diese Kunden per definitionem vom etablierten Versorger (GDF, Total oder einer der öVNB) versorgt werden, der somit de facto eine Monopolstellung hat. Sobald ein zugelassener Kunde beschließen würde, von seinem Recht auf freie Anbieterwahl Gebrauch zu machen, würde er diesen hypothetischen Markt verlassen und in den Markt der Kunden wechseln, die von ihrem Recht auf freie Versorgerwahl Gebrauch gemacht haben. Für die Zwecke dieser Entscheidung kann diese Frage in jedem Fall offen gelassen werden, da es auf einem hypothetischen Markt der zugelassenen Kunden, die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters keinen Gebrauch gemacht haben, keinen Wettbewerb zwischen den etablierten Versorgern gibt.

A.3.3.1Sachlich relevante Märkte

A.3.3.1.1Märkte für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden (die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben) und für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden (die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben)

355.Gemäß der Entscheidungspraxis der Kommission sind die Parteien der Ansicht, dass die Märkte für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden zum einen und für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden zum anderen unterschieden werden müssen.

356.Als Kriterium für die Unterscheidung von großen und kleinen Industriekunden haben die Parteien eine Schwelle des jährlichen Erdgasverbrauchs von 50 GWh gewählt. Sie sind der Ansicht, dass diese Schwelle es ermöglicht, zwei homogene Kundenkategorien zu unterscheiden. Die großen Kunden sind die „Key Accounts“ mit Merkmalen und einem spezifischen Bedarf, die die Erstellung eines komplexen Angebots erfordern; häufig handelt es sich um Kunden mit mehreren Standorten, die ein hohes Maß an Flexibilität verlangen und einen persönlichen Ansprechpartner erwarten. Das ihnen unterbreitete Erdgasangebot geht häufig mit speziellen Energieberatungsleistungen einher. Die kleinen Kunden fallen unter ein stärker standardisiertes Angebot. Schließlich betonen die Parteien, dass unter rein operativen Aspekten Kunden, die mehr als 50 GWh verbrauchen, im Allgemeinen an das Fernleitungsnetz angeschlossen sind, während Kunden, die weniger verbrauchen, überwiegend an das Verteilernetz angeschlossen sind. Diese Schwelle deckt sich somit nach Ansicht der Parteien mit der tatsächlichen Abgrenzung zwischen den an das Fernleitungsnetz und den an das Verteilernetz angeschlossenen Kunden.

230Diese Schwelle von 50 GWh weicht von der im Fall Belgiens berücksichtigten von 12 GWh ab. Die Parteien begründen dies damit, dass sich die Schwelle von 12 GWh in der belgischen Gesetzgebung über die Organisation des Gasmarktes finde, insbesondere im Hinblick auf den Zeitplan für die Durchführung der Liberalisierung des Erdgasmarktes in Belgien. Dies ist bei Frankreich nicht der Fall.

90

231357. Während mehrere Dritte, darunter die Erdgaslieferanten, diese Schwelle bestätigten, schlagen andere abweichende Schwellen oder gar eine Segmentierung nach mehr als zwei Schwellen vor. Die Kommission konnte jedoch keine Übereinstimmung der 232 alternativ vorgeschlagenen Schwellen feststellen, außer bei der Schwelle von 5 GWh . Die CRE schlägt eine Schwelle von 4 GWh vor, die es ihrer Ansicht nach ermöglicht, „die Verwendung durch die Industrie und große Heizzentralen einerseits und die Verwendung durch kleine Gewerbekunden oder Heizzentralen bis hin zu 233Mehrfamilienhäusern andererseits zu unterscheiden“.

232Die Schwelle von 5 GWh wird von Total (Fax vom 4.8.2006 – Nr. 14549), EDF (E-Mail vom 2.6.2006 – Nr. 10702), Gas Natural (Fax vom 6.6.2006 – Nr. 10776 ) und Dalkia (Schreiben vom 31.5.2006 – Nr. 10444) in ihrer Antwort auf Frage 19 des Fragebogens Phase I erwähnt.

233Antwort der CRE auf den genannten Fragebogen Phase I - Frage 20.

358.Die Parteien teilten der Kommission mit, sie seien nicht in der Lage, Schätzungen der Erdgasmengen vorzulegen, die von ihren Wettbewerbern auf der Grundlage einer Verbrauchsschwelle von 5 GWh verkauft würden. Sie betonten, dass diese Schwelle kaufmännisch unrealistisch sei und dass infolgedessen die für die Erdgasvermarktung zuständigen Einheiten von GDF und Distrigaz keine Studien durchführen würden und über keine öffentlichen Daten verfügen würden, die eine Aufschlüsselung der 234geschätzten Absatzmengen ihrer Wettbewerber auf dieser Basis ermöglichen würden.

234Antwort der Parteien per E-Mail vom 25.7.2006 (Nr. 13931).

359.Die Kommission hat dagegen bei den Parteien und ihren Wettbewerbern Angaben zu den an zugelassene Kunden verkauften Erdgasmengen auf der Grundlage der Schwellen 50 GWh und 5 GWh eingeholt (wobei Verkäufe an Kunden, die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben, unterschieden wurden). Aus diesen Daten geht hervor, dass die Marktanteile von GDF auf den Märkten für die Lieferung von Erdgas an große Kunden bei einer Schwelle von 50 GWh geringer als bei 5 GWh sind. Analog dazu tritt auf den Märkten für die Lieferung von Erdgas an kleine Kunden der umgekehrte Effekt ein. Da Distrigaz zudem kein Erdgas an kleine Kunden mit einem Verbrauch unter 5 GWh liefert, der Großteil des Absatzes somit an große Kunden mit einem Verbrauch von mehr als 50 GWh erfolgt, sind ihre Marktanteile bei einer Segmentierung nach der Schwelle von 50 GWh etwas höher. Die gemeinsamen Marktanteile von GDF und Distrigaz unterscheiden sich jedoch bei beiden Segmentierungen kaum, so dass die Kommission feststellt, dass die Schlussfolgerungen der Analyse durch die Segmentierung dieser Märkte nicht beeinflusst werden.

360.Aus den genannten Gründen kann die genaue Definition der Schwelle zur Abgrenzung des Marktes für die Lieferung an große Kunden vom Markt für die Lieferung an kleine Kunden offen gelassen werden, da sie für die wettbewerbliche Würdigung nicht erheblich ist.

361.Da die Parteien in der Lage waren, für die nach einer Schwelle von 50 GWh segmentierten Märkte genauere Angaben zu übermitteln, wurden für die Zwecke der folgenden Analyse die Märkte für die Lieferung von Erdgas an i) große Industrie- und Gewerbekunden und ii) kleine Industrie- und Gewerbekunden auf der Grundlage einer Verbrauchsschwelle von 50 GWh pro Jahr untersucht.

231Siehe insbesondere die Antworten auf Frage 19 des genannten Fragebogens Phase I von: BP (E-Mail vom 5.6.2006 – Nr. 10867), E.ON (Fax vom 6.6.2006 – Nr. 10810) und Altergaz (E-Mail vom 31.5.2006 – Nr. 10617).

232Die Schwelle von 5 GWh wird von Total (Fax vom 4.8.2006 – Nr. 14549), EDF (E-Mail vom 2.6.2006 – Nr. 10702), Gas Natural (Fax vom 6.6.2006 – Nr. 10776 ) und Dalkia (Schreiben vom 31.5.2006 – Nr. 10444) in ihrer Antwort auf Frage 19 des Fragebogens Phase I erwähnt.

233Antwort der CRE auf den genannten Fragebogen Phase I - Frage 20.

234Antwort der Parteien per E-Mail vom 25.7.2006 (Nr. 13931).

91

Gewerbekunden und ii) kleine Industrie- und Gewerbekunden auf der Grundlage einer Verbrauchsschwelle von 50 GWh pro Jahr untersucht.

A.3.3.1.2Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger

362.Aus den bereits in Abschnitt A.2.3.1.4 für den belgischen Markt genannten Gründen unterscheidet sich auch in Frankreich der Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger durch die Wettbewerbsbedingungen von den anderen Liefermärkten.

363.Die Stromerzeugung mit Gas betrifft in Frankreich zwei Anlagentypen, die GuD-Kraftwerke (Gas- und Dampfkraftwerke) und die KWK-Kraftwerke (Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerke).

235364. Im Hinblick auf die Wettbewerbsbedingungen ist jedoch nach Angaben der CREdie Lieferung von Gas an KWK-Kraftwerke mit der Lieferung von Gas an andere Industriekunden vergleichbar. Denn auf der Verwendungsebene entspricht die Kraft-Wärme-Kopplung einem industriellen Wärmeerzeugungsbedarf. Zudem steht Erdgas bei der Kraft-Wärme-Kopplung wie bei den Industrieunternehmen im Wettbewerb mit schwerem Heizöl. Die Bezugsverträge haben ähnlich lange Laufzeiten wie die mit Industrieunternehmen geschlossenen Verträge.

365.Die CRE betont, dass die Lieferung von Erdgas an GuD-Kraftwerke im Allgemeinen keinem industriellen Bedarf entspreche und dass die Entwicklung der GuD-Kraftwerke mit mittel- und langfristigen Verträgen einhergehe.

366.Infolgedessen gehört zum Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger nur die Lieferung von Erdgas an GuD-Kraftwerke.

367.In früheren Entscheidungen stellte die Kommission die Frage, ob bei der Lieferung von Erdgas an GuD-Kraftwerke zwischen verschiedenen Arten von GuD-Kraftwerken unterschieden werden muss. Für die Zwecke dieser Entscheidung kann die Frage jedoch offen gelassen werden, da sie für die wettbewerbliche Würdigung, d. h. die Ausschaltung des am besten aufgestellten potenziellen Wettbewerbers, nicht relevant ist.

368.In Frankreich gibt es derzeit nur ein GuD-Kraftwerk, das Kraftwerk DK6 in Dunkerque, welches GDF gehört und von ihr betrieben wird. GDF liefert das gesamte, vom Kraftwerk benötigte Erdgas. Es gibt somit derzeit in Frankreich keinen Markt für die Lieferung von Erdgas an GuD-Kraftwerke.

369.Anzumerken ist allerdings, dass mehrere Unternehmen öffentlich die Inbetriebnahme von GuD-Kraftwerken für die kommenden Jahre, zwischen 2008 und 2010, angekündigt haben. GDF und Suez (über Electrabel) betreiben ein solches Projekt; darüber hinaus hat die CRE öffentlichen Erklärungen entnommen, dass Poweo, SNET und EDF zwischen 2008 und 2010 die Inbetriebnahme eines oder mehrerer GuD-Kraftwerke planen.

370.Für die Zwecke dieser Analyse wird daher der Markt für die Lieferung an Stromerzeuger untersucht.

235Antwort der CRE auf den genannten Fragebogen Phase I - Frage 21.

92

A.3.3.1.3Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden

371.In früheren Entscheidungen hat die Kommission untersucht, ob es einen eigenständigen sachlichen Markt für die Lieferung von Erdgas an Haushaltskunden gibt, die Frage 236jedoch offen gelassen.

372.Wie erwähnt, sind die Haushaltskunden derzeit in Frankreich nicht zugelassen; die einzigen Versorger sind daher GDF oder einer der 22 öVNB. Vom 1. Juli 2007 an werden jedoch auch die Haushaltskunden ihren Anbieter frei wählen können.

373.Obwohl die Märkte für die Lieferung von Gas an Haushaltskunden in Frankreich noch nicht für den Wettbewerb geöffnet sind, muss eine vorausschauende Analyse die wahrscheinlichen Auswirkungen der angemeldeten Transaktion auf diese Märkte, die mit Gewissheit weniger als acht Monate nach dieser Entscheidung liberalisiert werden wird, berücksichtigen.

374.Für die Zwecke dieser Analyse wird daher der Markt für die Lieferung an Haushaltskunden untersucht.

A.3.3.1.4Markt für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer

375.Die genannten örtlichen Verteilernetzbetreiber (öVNB) stellen die Wiederverkäufer dar, die ihr Erdgas entweder von GDF oder von Total beziehen.

376.Diese Kunden kaufen große Erdgasmengen, um sie entweder an zugelassene Kunden oder an (nicht zugelassene) Haushaltskunden, die an die Verteilernetze angeschlossen sind, weiterzuverkaufen.

377.Dieser Markt muss von den anderen Märkten für die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden unterschieden werden, da Wiederverkäufer vor allem nicht zugelassene Kunden versorgen und damit gemeinwirtschaftliche Aufgaben wahrnehmen, die Verpflichtungen bezüglich der Versorgungssicherheit beinhalten. Zudem haben Wiederverkäufer einen anderen Flexibilitätsbedarf als zugelassene Kunden, insbesondere Industriekunden, da der Gasverbrauch zugelassener Endverbraucher saisonabhängig ist und stark durch die Witterungsverhältnisse geprägt wird, während der Bedarf von Industriekunden ganzjährig konstant ist.

378.Distrigaz ist auf diesem Markt nicht präsent; die der Kommission vorliegenden Informationen (siehe unten) beweisen jedoch, dass Distrigaz die Absicht hat, in diesen Markt einzusteigen.

379.Für die Zwecke dieser Analyse wird daher der Markt für die Lieferung von Erdgas an Wiederverkäufer untersucht.

A.3.3.2Räumlich relevante Märkte

380.In der genannten Sache Total/GDF zog die Kommission in Erwägung, die Lieferung von Erdgas an zugelassene Kunden in der Zone GSO (jetzt Zone TIGF) vor allem aufgrund

236Vgl. Entscheidung vom 15.3.2006, COMP/M.3868 (DONG/Elsam/Energi E2).

93

des Vorliegens von heterogenen Wettbewerbsbedingungen zwischen den verschiedenen Bilanzzonen als eigenständigen räumlichen Markt zu betrachten.

381.Im Rahmen dieser Sache hat die Kommission, wie bereits betont, festgestellt, dass gegenwärtig in den einzelnen Bilanzzonen heterogene Wettbewerbsbedingungen herrschen, die sich insbesondere in den Netzentgelten äußern. Hierzu ist festzustellen, dass der Anteil (bezogen auf die verbrauchte Gasmenge) der zugelassenen Kunden, die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben, in den einzelnen Bilanzzonen uneinheitlich hoch ist: Am 1. Januar 2006 betrug dieser Anteil für die Zone Nord 60 %, für die Zone Ost 67 %, für die Zone West 34 %, für die Zone Süd 237 47 % und für die Zone Südwest 33 %.Die Marktanteile der Alternativanbieter, darunter Distrigaz, schwanken daher von Zone zu Zone deutlich (siehe unten), was ein Zeichen für unterschiedliche Wettbewerbsbedingungen in den einzelnen Zonen ist.

382.Die CRE betonte auch: „Die Wettbewerbsbedingungen sind in Frankreich nicht einheitlich. Die Anbieter haben zwei Möglichkeiten, ihr Erdgas nach Frankreich zu leiten: über Pipelines an den Einspeisepunkten im Norden und im Osten Frankreichs (Dunkerque, Taisnières, Obergailbach, Oltingue) oder mit Flüssiggastankern an den Einspeisepunkten im Süden und Osten (Fos und Montoir).

Das Preissystem für die Netzentgelte auf dem französischen Markt ist ein Entry-Exit-System mit Koppelstellenentgelten zwischen den fünf derzeit bestehenden Bilanzzonen.

In einem sich entwickelnden Markt kommt die Nutzung von LNG-Terminals für kleinere Neuanbieter nicht in Betracht, da eine Ladung etwa 1 TWh entspricht, die in einem Monat abgesetzt werden muss, was den Verbrauch der Kunden der neuen Anbieter und ihre Speicherkapazitäten deutlich übersteigt.

Alternative Anbieter müssen daher hohe Netzentgelte zahlen, um Kunden in den Zonen Süd, West und Südwest von ihren Einspeisepunkten im Norden und Osten aus ein Angebot zu unterbreiten.

Der Wettbewerb ist daher im Süden, Westen und Südwesten deutlich schwächer ausgeprägt als im Osten und Norden.

Zonen ohne Pipeline-Einspeisepunkte haben unterschiedliche Wettbewerbsstrukturen:

-In der Zone Süd gibt es ein Gas-Release-Programm.

-In der Zone Südwest gibt es ein Gas-Release-Programm, und das Netzentgelt ist höher (Durchleitung durch zwei Zonen von den Einspeisepunkten aus).

-In der Zone West gibt es kein Gas-Release-Programm.

238Im ersten Schluss stellt daher jede Bilanzzone einen relevanten Markt dar.“

383.Das Vorliegen heterogener Wettbewerbsbedingungen in den einzelnen Bilanzzonen 239wurde auch durch die Marktuntersuchung der Kommission bestätigt.

237Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz (4. Quartal 2005), veröffentlicht von der CRE.

238Antwort der CRE auf den genannten Fragebogen Phase I - Frage 42.

239Siehe insbesondere die Antworten auf Frage 31 des Fragebogens Phase I der folgenden Wettbewerber: Altergaz, BP, EDF, E.ON, Gas Natural, Total (bereits genannt) sowie Poweo (Fax vom 7.6.2006, Nr. 10883).

94

384.Festzustellen ist, dass die Parteien die von der Kommission dargelegten Argumente in ihren Bemerkungen zur Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) und zur Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht erörtert haben und sich damit begnügt haben, die Kommission auf den im Formblatt CO ausgeführten Standpunkt zu verweisen; darin bestritten sie, dass sich die Wettbewerbsbedingungen in den einzelnen Bilanzzonen wesentlich unterscheiden.

385.Die Kommission ist angesichts der derzeitigen heterogenen Wettbewerbsbedingungen der verschiedenen Bilanzzonen, die sich insbesondere in den Netzentgelten niederschlagen, der Ansicht, dass im Hinblick auf die Lieferung von Erdgas an i) große Industriekunden, ii) kleine Industriekunden, iii) Haushaltskunden, iv) Wiederverkäufer und v) Stromerzeuger jede Bilanzzone einen eigenständigen räumlichen Markt darstellt.

A.3.4Wettbewerbliche Würdigung

Einleitung

386.Die Kommission ist der Ansicht, dass der angemeldete Zusammenschluss wirksamen Wettbewerb in den verschiedenen französischen Märkten für die Ergaslieferung insbesondere durch die Stärkung der beherrschenden Stellung von GDF erheblich behindern wird.

387.Alle auf den verschiedenen Liefermärkten tätigen Unternehmen müssen sich Erdgas beschaffen. Die Auswirkungen der Transaktion auf die möglichen Bezugsquellen in Frankreich werden infolgedessen auf die nachgelagerten Liefermärkte ausstrahlen.

388.Der Erdgasverbrauch Frankreichs wird zu fast 97 % durch Einfuhren gedeckt. Die übrigen 3 % stammen aus französischer Förderung in Aquitaine durch Total, die jedoch seit Anfang der Achtzigerjahre rückläufig ist.

389.Nach Angaben der Parteien hat GDF im Jahr 2005 fast [80-90]* % der H-Gas-Mengen und [90-100]* % der L-Gas-Mengen eingeführt. Suez hat fast [0-5]* % des H-Gases und [0-5]* % des L-Gases eingeführt.

390.Der angemeldete Zusammenschluss wird daher die privilegierte Stellung von GDF im Hinblick auf den Zugang zu Erdgas verstärken. Denn die Parteien hätten künftig Zugang:

-zu [90-100]* % des H-Gases und [90-100]* % des L-Gases, die nach Frankreich eingeführt werden;

-zu [90-100]*% der langfristigen Einfuhrverträge für H-Gas und zu [90-100]* % dieser Verträge für L-Gas.

391.Vor diesem Hintergrund wird der angemeldete Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDF verstärken. Denn zum einen wird GDF die französischen Aktivitäten von Suez übernehmen (Ausschaltung des derzeitigen Wettbewerbs) und zum anderen wird durch die Transaktion der starke Wettbewerbsdruck, den Suez bislang (über Distrigaz) ausübte, beseitigt, einschließlich des potenziellen Wettbewerbs von Suez auf bestimmten Märkten, die in naher Zukunft liberalisiert werden oder sich entwickeln sollen. Suez ist einer der größten alternativen Anbieter auf den französischen Märkten für die Erdgaslieferung und hat bei der Liberalisierung gegenüber den beiden alteingesessenen französischen Unternehmen GDF und Total (etabliertes Unternehmen im Südwesten Frankreichs) eine wichtige Rolle gespielt. Zudem besitzt Suez aufgrund der Kombination mehrerer großer Vorteile ein starkes Wachstumspotenzial.

392.Wie in den Abschnitten A.3.4.1 und A.3.4.2 näher erläutert, ist es aufgrund der bestehenden sehr hohen Schranken, die den Einstieg in die französischen Erdgasmärkte bereits stark erschweren, wahrscheinlich, dass sehr wenige derzeitige oder potenzielle Wettbewerber die Rolle von Suez übernehmen und so den Wettbewerbsdruck, der durch den geplanten Zusammenschluss beseitigt wird, ausgleichen können.

A.3.4.1Horizontale Auswirkungen

A.3.4.1.1Märkte für die Lieferung von Erdgas an große Industriekunden (die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben) und für die Lieferung von Erdgas an kleine Industrie- und Gewerbekunden (die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben)

393.Die Parteien haben die Mengen und Marktanteile der einzelnen Marktteilnehmer für die vier Zonen von GRTgaz geschätzt. Sie übermittelten diese Daten in Phase I des Verfahrens und mussten einige dieser Angaben in Phase II revidieren. Bei den Märkten für die Lieferung von Erdgas an kleine Industriekunden, die von ihrem Recht auf freie Anbieterwahl Gebrauch gemacht haben (Verbrauch unter 50 GWh), sind sie jedoch der Ansicht, dass die übermittelten Marktanteile dem Gewicht ihrer Konkurrenten nicht gerecht würden, da sie auf der Grundlage der geschätzten Mengen, die GDF in jeder Zone eingebüßt habe, bewertet worden seien. Die Parteien betonen, dass die Mengen, die den Kunden von Total oder öVNB entsprächen, welche von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht hätten, in den so geschätzten Mengen nicht berücksichtigt seien.

394.Die Kommission hat ihrerseits bei Wettbewerbern der Parteien Informationen über die Erdgasmengen eingeholt, die von ihnen an große und kleine Kunden, die von ihrem Recht auf freie Wahl des Anbieters Gebrauch gemacht haben, geliefert wurden. So konnte die Kommission die tatsächlichen Daten mit den von den Parteien geschätzten Daten vergleichen. Die Kommission stellte allgemein fest, dass die Parteien die Größe der Märkte überschätzten, was sich in einigen Fällen in einem deutlich überbewerteten Gewicht der Wettbewerber der Parteien niederschlug.

395.Die Parteien haben diese Feststellung nicht bestritten. Sie können sich daher nicht, wie sie dies in ihren Bemerkungen zur Mitteilung der Beschwerdepunkte mehrfach getan haben, auf ihre Schätzungen der Mengen und Marktanteile stützen, um die Stellungen 240 der Wettbewerber von GDF und Distrigaz zu beschreiben. Vor allem können sie ihre Schätzungen, was die Märkte für die Lieferung von H-Gas an kleine Industriekunden anbelangt, nicht zugrunde legen, um zu behaupten, die Marktanteile von Distrigaz seien 241 noch immer deutlich geringer als die von EDF , oder um auf unterschiedliche 242 Stellungen von Total und Distrigaz zu schließen .

240Randnr. 343-348 und 363-367 der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte.

241Randnr. 365 der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte.

242Randnr. 367 der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte, bezogen auf die Zone Ost.

96

396.Aus den bei den Wettbewerbern eingeholten Daten geht hervor, dass GDF außer bei der Lieferung von Erdgas an große Kunden in der Zone Südwest mit einem Marktanteil von durchweg mehr als 60 %, teilweise bis [90-100]* %, je nach Zone und Markt, auf allen Märkten eine beherrschende Stellung innehat. Auf diesen Märkten führt der angemeldete Zusammenschluss zu einer Verstärkung der beherrschenden Stellung von GDF, was von den Parteien in ihren Bemerkungen zur Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten wird.

397.Die folgenden Tabellen enthalten die von den Parteien übermittelten Schätzungen der Mengen und Marktanteile (Spalte „Parteien“), gegebenenfalls unter Angabe einer Marktanteilsschwelle für die Parteien oder ihre Wettbewerber (Spalte „Untersuchung“), wenn gegenüber dem von den Parteien geschätzten Marktanteil eine Differenz von mehr als 5 Punkten festgestellt wurde.

1)Zone Nord

L-Gas

398.Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass die Verkaufsmengen und Marktanteile von anderen alternativen Anbietern als Distrigaz, ENI und EDF deutlich unter den von den Parteien geschätzten Daten liegen. So beträgt der gemeinsame Marktanteil von EDF und ENI auf dem Markt für die Lieferung von L-Gas an große Industriekunden weniger als 5 % (der gemeinsame Marktanteil von GDF und Distrigaz beträgt mehr als [90-100]* %), während er von den Parteien auf [10-15]*% geschätzt wurde. Die Behauptung der Parteien, der zufolge EDF und vor allem ENI, jeder für sich, den Wettbewerb 243 deutlich stärker als Distrigazbelebt hätten, ist daher nicht stichhaltig.

243Randnr. 343-345 der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte.

97

Große Kunden

Kleine Kunden

Nord L-Gas

Parteien Untersuchung Parteien Untersuchung [80- […]* [80- […]*90]*% >[90-100]*% 90]*% >[90-100]*% […]* […]* [0-5]*% [0-5]*% […]* [80- […]* [80- 90]*% >[90-100]*% 90]*% >[90-100%]* […]* […]* [0-5]*% [0-5]*% […]* [5- 10]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*%

GDF

SUEZ (DISTRIGAZ)

GDF + SUEZ

TOTAL

ENI

nv

nv

E.ON

nv

nv

BP

nv

nv

HYDRO ENERGY

nv

nv

WINGAS

nv

nv

EDF

[…]* [0-5]*%

POWEO

nv

nv

ALTERGAZ

nv

nv

GAS NATURAL

nv

nv

IBERDROLA ELECTRICITE DE STRASBOURG

nv

nv

nd

Nd

SONSTIGE (zu bestimmen)

[…]* [5-10]*% [0-5]*%

Gesamtmarkt

14,73 100,0 %

100,0 % 7,93 100,0 %

100,0 %

399.GDF hat auf beiden Märkten quasi ein Monopol und somit eine beherrschende Stellung inne, da die Zahl der alternativen Anbieter sehr gering ist.

400.Der Zusammenschluss führt zur Verstärkung der beherrschenden Stellung von GDF durch Ausschaltung:

-eines der drei alternativen Anbieter von L-Gas;

-des einzigen Wettbewerbers von GDF, der L-Gas nach Frankreich einführt, wobei GDF und Suez (über Rhodigaz) im Jahr 2005 [90-100]* % bzw. [0-5]* % der Kapazitäten des L-Gas-Einspeisepunktes Taisnières gebucht haben. Unter diesem Aspekt führt der angemeldete Zusammenschluss zur Ausschaltung des Unternehmens, das für den Einstieg in die französischen L-Gas-Märkte am besten aufgestellt ist. L-Gas kann von den Niederlanden aus nur über Belgien nach Frankreich transportiert werden. Wie bereits im Rahmen der Analyse der belgischen Märkte betont wurde, ist Suez das einzige Erdgasunternehmen neben GDF, das in Belgien über L-Gas verfügt;

-eines der beiden einzigen Käufer von L-Gas, neben ENI, am entsprechenden 244 Handelspunkt , an dem GDF der einzige Verkäufer ist.

401.Nach dem Zusammenschluss werden die Wettbewerber der neuen Einheit somit beim L-Gas-Bezug vollständig von dieser abhängig sein.

244Seit 2004 umfasst jede Bilanzzone einen Handelspunkt, an dem die Benutzer überschüssige Erdgasmengen veräußern oder zusätzliche Erdgasmengen erwerben können. Die Tätigkeit der Handelspunkte nimmt zu, und ihre Liquidität ist sehr gering. In ihrer Antwort auf die genannten Fragebögen der Phase I und II hebt die CRE insbesondere hervor, dass die Handelspunkte aufgrund der geringen gehandelten Mengen und des dadurch bedingt fehlenden Preissignals nicht ganz zufriedenstellend funktionieren.

98

402.Infolgedessen ist die Kommission der Ansicht, dass der angemeldete Zusammenschuss durch die Verstärkung der beherrschenden Stellung von GDF auf den Märkten für die Lieferung von L-Gas an i) große Industriekunden und ii) kleine Industriekunden eine wesentliche Behinderung des Wettbewerbs zur Folge haben wird.

H-Gas

403.Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass der Marktanteil von GDF deutlich über den Schätzungen der Parteien liegt, da die von mehreren konkurrierenden Anbietern angegebenen Mengen erheblich unter den von den Parteien geschätzten Mengen liegen.

Große Kunden

Kleine Kunden

Nord H-Gas

Parteien Untersuchung Parteien Untersuchung […]* [50- […]* [40- 60]*% > [60-70]*% 50]*% > [90-100]*% […]* [10- […]* 15]*% [0-5]*% […]* [60- […]* [40- 70]*% > [70-80]*% 50]*% > [90-100]*% […]* [20- […]* 30]*% < [10-20]*%[0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*% […]* [0-5]*%

GDF

SUEZ (DISTRIGAZ)

GDF + SUEZ

TOTAL

ENI

nv

nv

E.ON

nv

nv

BP

nv

nv

HYDRO ENERGY

nv

nv

WINGAS

nv

nv

EDF

[…]* [0-5]*%

POWEO

nv

nv

ALTERGAZ

nv

nv

GAS NATURAL

nv

nv

IBERDROLA ELECTRICITE DE STRASBOURG

nv

nv

nv

nv [50- […]*60]*%

SONSTIGE (zu bestimmen)

< [0-5]*%

Gesamtmarkt

55,4 100,0 %

100,0 % 19,3 100,0 %

100,0 %

404.Die Zone Nord ist gemeinsam mit der Zone Ost (siehe unten) im Hinblick auf die Lieferung von H-Gas an große Kunden am stärksten für den Wettbewerb geöffnet. Dies erklärt sich durch die Nähe der Einspeisepunkte Dunkerque und Taisnières.

405.Auf beiden Märkten hat GDF eine beherrschende Stellung. Der Zusammenschluss führt zu einer Verstärkung dieser beherrschenden Stellung:

-auf dem Markt für die Lieferung an große Kunden, indem der größte alternative Anbieter nach Total ausgeschaltet wird. Obwohl die Parteien betonen, dass Total einen 245 größeren Marktanteil als Distrigaz habe, bestreiten sie nicht, dass der angemeldete

245Die Parteien behaupten, dass Total einen doppelt so hohen Marktanteil wie Distrigaz habe (Randnr. 347 der Antwort der Parteien auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte). Diese Behauptung ist falsch, da der Marktanteil von Total unter 20 % und der von Distrigaz über 10 % liegt.

99

Zusammenschluss zur Verstärkung der beherrschenden Stellung von GDF auf diesem Markt führt;

-auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Kunden, auf dem GDF bereits ein Quasimonopol besitzt, indem einer der ganz wenigen alternativen Anbieter ausgeschaltet wird.

2)Zone Ost

406.Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass der Marktanteil von GDF auf dem Markt für die Lieferung von Erdgas an kleine Kunden deutlich über den Schätzungen der Parteien liegt, da die von mehreren konkurrierenden Anbietern angegebenen Mengen erheblich unter den von den Parteien geschätzten Mengen liegen.

Große Kunden

Kleine Kunden

Ost

Parteien Untersuchung Parteien Untersuchung […]* [50- […]* [40- 60]*% 50]*% > [90-100]*% […]* [30- 40]*% […]* [80- 90]*% […]* [0-5]*% […]* [0 - 5]*%

GDF

[…]* [0-5]*% […]* [40- 50]*% >[90-100]*%

SUEZ (DISTRIGAZ)

GDF + SUEZ

[…]* [0-5]*%

TOTAL

ENI

nd

Nd

[…]* [0-5]*% […]* [0 - 5]*%

E.ON

[…]* [0-5]*% Nd

BP

nd

[…]* [0-5]*% […]* [0 - 5]*%

Nd

HYDRO ENERGY

nd

Nd

WINGAS

nd

[…]* [0-5]*% […]* [0 - 5]*% […]* [0 - 5]*%

EDF

[…]* [0-5]*% nd

POWEO

nd

nd

ALTERGAZ

nd

[…]* [0-5]*% […]* [0 - 5]*%

nd

GAS NATURAL

nd