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Sache COMP/M.3868 ñ DONG/Elsam/Energi E2

nur der englische Text ist verbindlich

VERORDNUNG (EG) Nr. 139/2004 FUSIONSKONTROLLVERFAHREN

Artikel 8 Absatz 2 Datum: 14.3.2006

KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN

Brüssel, 14.3.2006

K(2006) 793 endgültig

NICHTVERTRAULICHE FASSUNG

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 14. März 2006 zur Feststellung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen

(Sache COMP/M.3868 ñ DONG/Elsam/Energi E2)

Entscheidung der Kommission

vom 14. März 2006 zur Feststellung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen

(Sache COMP/M.3868 ñ DONG/Elsam/Energi E2)

(nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN ñ

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 Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen, insbesondere auf Artikel 8 Absatz 2,

gestützt auf die Entscheidung der Kommission vom 18. Oktober 2005 zur Einleitung des Verfahrens in dieser Sache,

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

nach Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen,

gestützt auf den Abschlussbericht des Anhörungsbeauftragten in dieser Sache,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Am 13. September 2005 ist die Anmeldung eines Zusammenschlusses nach Artikel 4 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates (nachstehend "Fusionskontrollverordnung" genannt) bei der Kommission eingegangen. Danach ist Folgendes beabsichtigt: Das Unternehmen DONG A/S ("DONG", Dänemark, Anmelder) erwirbt im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Buchstabe b der

1ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1.

2ABl. C Ö vom Ö 200., S. Ö.

3ABl. C Ö vom Ö 200., S. Ö.

Fusionskontrollverordnung durch den Erwerb von Anteilsrechten und Vermögenswerten die alleinige Kontrolle über die Unternehmen Elsam A/S ("Elsam", Dänemark), Energi E2 ("E2", Dänemark), København Energi Holding A/S ("KE", Dänemark) und Frederiksberg Elnet A/S ("FE", Dänemark) durch Erwerb von Anteilen und Vermögenswerten. (DONG, Elsam, E2, KE und FE werden nachstehend zusammen "Beteiligte" genannt.)

(2) Nach Prüfung der Anmeldung stellt die Kommission fest, dass das angemeldete Vorhaben unter die Fusionskontrollverordnung fällt und Zweifel an seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt aufwirft.

I. BETEILIGTE

(3) DONG ist der etablierte staatliche dänische Gasversorger, dessen Geschäftsbereich die Exploration, die Förderung, den Offshore-Transport und den Verkauf von Öl und Erdgas sowie die Speicherung und die Verteilung von Erdgas umfasst. DONG ist ferner in geringem Umfang in der Stromerzeugung aus Windenergie und auf dem Gebiet der Strom- und Wärmeversorgung tätig.

(4) Elsam und E2 sind die etablierten dänischen Stromerzeuger in West-Dänemark (Elsam) und Ost-Dänemark (E2). Beide sind in der Stromerzeugung tätig und handeln (konkret und über Finanzinstrumente) mit Strom auf den Großhandelsmärkten und erzeugen außerdem Fernwärme. Seitdem Elsam 2004 den ostdänischen Stromeinzelhändler NESA übernommen hat, beliefert das Unternehmen in größerem Umfang auch private Haushalte und Geschäftskunden mit Strom. Hauptanteilseigner an Elsam und E2 sind die Kommunalbehörden; darüber hinaus halten DONG und Vattenfall große Anteile an Elsam, während NESA und KE in großem Umfang an E2 beteiligt sind.

(5) KE und FE versorgen private Haushalte und Geschäftskunden im Großraum Kopenhagen mit Strom. Sie befinden sich derzeit im Besitz der Stadt Kopenhagen bzw. der Stadt Frederiksberg.

II. VORHABEN UND ZUSAMMENSCHLUSS

(6) Im Januar 2005 erwarb Vattenfall AB ("Vattenfall", Schweden) 35,3 % der Anteile an Elsam. In der Zeit vom 4. bis 9. Februar 2005 traf DONG, das zuvor 24,1 % der Anteile an Elsam gehalten hatte, Optionsvereinbarungen mit mehreren kommunalen Versorgungsgesellschaften zum Erwerb von weiteren 40,6 % der Anteile an Elsam. Um die festgefahrene Situation bei Elsam zu beenden, gingen DONG und Vattenfall am 31. Mai 2005 eine Vereinbarung ein, wonach Vattenfall seine 35,3%ige Beteiligung an Elsam an DONG abtreten und im Gegenzug Vermögenswerte (hauptsächlich Kraftwerke) von Elsam und E2 in Höhe des Wertes der übertragenen Anteile erhalten würde. Aufgrund dieser Vereinbarung und der ihr vorausgegangenen Transaktionen erwirbt DONG die alleinige Kontrolle über Elsam und E2 abzüglich der Vermögenswerte dieser Unternehmen, die gemäß der getroffenen Vereinbarung an Vattenfall abgetreten werden.

(7) Der Erwerb von insgesamt 64 % der Anteile an E2 durch DONG und der Verbleib der übrigen 36 % in den Händen der Elsam-Tochter NESA ist somit die Voraussetzung für die Erfüllung der Vereinbarung zwischen DONG und Vattenfall. Am 7. Februar 2005 erwarb DONG von der Stadt Kopenhagen die Gesellschaft KE einschließlich der Beteiligung von KE in Höhe von 34 % an E2. Am 10. Februar 2005 erwarb DONG außerdem von der Stadt Frederiksberg FE einschließlich der Anteile von FE in Höhe von 2,3 % an E2. Darüber hinaus ging DONG Parallelvereinbarungen mit anderen Anteilseignern von E2 ein, um seinen Anteil an E2 um weitere 28 % auf schätzungsweise 64 % zu erhöhen.

(8) Sowohl der Erwerb von FE als auch die Vereinbarungen mit den anderen Anteilseignern von E2 hängen rechtlich von der erfolgreichen Übernahme von KE (und des von KE gehaltenen Anteils von 34 % an E2) durch DONG ab. Die Vereinbarung über die Übertragung von Anteilen zwischen der Stadt Frederiksberg und DONG enthält die ausdrückliche Bedingung, dass die "Hauptvereinbarung (über den Kauf von Anteilen an der Copenhagen Energy Holding A/S) vom 7. Februar 2005 zwischen der Stadt Kopenhagen und dem Käufer (DONG) realisiert wird". Des Weiteren enthalten die Vereinbarungen zwischen DONG und den Städten Helsingør, Roskilde, Hillerød und Slagelse (SK-EL) und mit der Genossenschaft NVE-SEAS über die Übertragung von insgesamt 28 % der Anteile an E2 die ausdrückliche Bedingung, dass "die Vereinbarung zwischen der Stadt Kopenhagen und DONG über die Übernahme der Copenhagen Energy Holding A/S realisiert wird".

(9) Angesichts der indirekten Beteiligung von Elsam an E2 (über das Tochterunternehmen NESA) in Höhe von 36 % ist die vollständige Übernahme von Elsam durch DONG ebenfalls eine rechtliche Voraussetzung für den Erwerb der vollständigen Kontrolle über E2. Ohne die Anteile von NESA an E2 wäre DONG nicht in der Lage, größere Anteile an E2 an Vattenfall abzutreten. Umgekehrt könnte DONG ohne die Abtretung von E2-Anteilen an Vattenfall nicht die 35,3%ige Beteiligung von Vattenfall an Elsam erwerben. All diese von DONG durchgeführten Transaktionen sind demnach eng miteinander verknüpft und stehen in engem Zusammenhang mit der Vereinbarung zwischen DONG und Vattenfall. Der vorliegende Zusammenschluss im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 der Fusionskontrollverordnung wird somit durch den Erwerb der Kontrolle über Elsam, E2, KE und FE durch DONG begründet.

(10) Der Erwerb von Anteilen durch Vattenfall stellt einen gesonderten Zusammenschluss dar. Durch diesen Zusammenschluss erwirbt Vattenfall Kraftwerke, die sich derzeit im Besitz von Elsam und E2 und überwiegend in West- und Ost-Dänemark befinden. Diese Kraftwerke verfügen über eine Stromerzeugungskapazität von zusammen

4Den Städten Helsingør, Roskilde, Hillerød und Slagelse (SK-EL) und der Genossenschaft NVE-SEAS.

5Vgl. Abschnitt 10.1.3 der "Bedingten Vereinbarung über die Übertragung von Anteilen" zwischen DONG und der Stadt Frederiksberg in Verbindung mit Abschnitt 12.1.3. des Anhangs 1.1 dieser Vereinbarung.

6Vgl. Abschnitt 3.1 Ziffer ii der jeweiligen "Vereinbarungen über die Übertragung von Anteilen" mit den vier Stadtverwaltungen und Abschnitt 3.1 Buchstabe f Ziffer ii der "Vereinbarung über die Übertragung von Anteilen" mit der Genossenschaft.

7Vgl. Entscheidung der Kommission vom 22. Dezember 2005, Sache COMP/M.3867 ñ Vattenfall/Elsam and Energi E2 Assets.

8Vattenfall erwirbt in Dänemark folgende Kapazitäten: West-Dänemark: zentrales WKK-Kraftwerk Nordjylland (665 MW), zentrales WKK-Kraftwerk Fünen (686 MW), 60 % des Windparks Horns Rev (96 MW) sowie die auf dem Festland über West-Dänemark verteilten Windkraftgeneratoren von Elsam (213 MW). Ost-Dänemark: zentrales WKK-Kraftwerk Amager (477 MW) sowie die dezentralen WKK-Kraftwerke Hillerød und Helsingør (zusammen 135 MW). Das zentrale WKK-Kraftwerk Fünen ist unter den von Vattenfall erworbenen zentralen WKK-Kraftwerken das einzige gasbefeuerte, verbraucht jedoch nur sehr wenig Gas.

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Die erworbenen Kraftwerke sind größtenteils mit Kohle, Biomasse oder Erdgas befeuerte Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen, der Rest sind hauptsächlich in West-Dänemark befindliche Windkraftanlagen.

III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG DES ZUSAMMEN SCHLUSSES

(11) Die beteiligten Unternehmen haben einen weltweiten Umsatz von zusammen über 2,5 Mrd. EUR. In jedem von mindestens drei Mitgliedstaaten beträgt der Gesamtumsatz aller beteiligten Unternehmen mehr als 100 Mio. EUR, und in drei dieser Mitgliedstaaten haben mindestens zwei der beteiligten Unternehmen einen Gesamtumsatz von über 25 Mio. EUR. Darüber hinaus beträgt der gemeinschaftsweite Gesamtumsatz von mindestens zwei der beteiligten Unternehmen jeweils über 100 Mio. EUR. Des Weiteren erzielt DONG nicht mehr als zwei Drittel seines gemeinschaftsweiten Gesamtumsatzes in ein und demselben Mitgliedstaat. Der angemeldete Zusammenschluss hat damit gemeinschaftsweite Bedeutung im Sinne des Artikels 1 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung.

IV. VERFAHREN

(12) In ihrer Entscheidung vom 18. Oktober 2005 stellte die Kommission fest, dass der angemeldete Zusammenschluss Anlass zu ernsthaften Bedenken hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen gibt. Daher leitete die Kommission in dieser Sache das Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung ein.

(13) Am 9. November 2005 übermittelte DONG eine Antwort auf die Entscheidung der Kommission nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung ("Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c").

(14) Am 19. Dezember 2005 wurde DONG eine Mitteilung der Beschwerdepunkte zugeleitet. An den nachfolgenden Tagen erhielt DONG Zugang zu den Akten der Kommission. In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte ("Antwort") vom 5. Januar 2006 nahm DONG die Gelegenheit zur Stellungnahme zu den in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegten vorläufigen Erkenntnissen wahr.

(15) DONG und die anderen Beteiligten stellten keinen Antrag, ihre Argumente in einer formellen mündlichen Anhörung darzulegen.

(16) Auf einen entsprechenden Antrag hin ließ der Anhörungsbeauftragte mit Schreiben vom 22. Dezember 2005 Naturgas Fyn als Dritten im Sinne des Artikels 18 Absatz 4 der Fusionskontrollverordnung zu.

(17) Am 30. Januar 2006 bot DONG förmlich Verpflichtungen an, um im Hinblick auf die wettbewerbsrechtlichen Bedenken der Kommission Abhilfe zu schaffen. Das Unternehmen änderte die angebotenen Verpflichtungen am 1. März 2006.

(18) Der Beratende Ausschuss für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen erörterte den Entwurf der Entscheidung am 1. März 2006.

V. RECHTS- UND REGULIERUNGSRAHMEN UND STRUKTUR DES ERDGAS- UND STROMMARKTS IN DÄNEMARK

(19) Der angemeldete Zusammenschluss betrifft in erster Linie den Erdgassektor und den Stromsektor in Dänemark. In diesen Wirtschaftszweigen stellt die Prüfung des Rechts- und Regulierungsrahmens eine notwendige Voraussetzung für die Abgrenzung der Märkte und die Beurteilung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf diesen Märkten dar.

A. ERDGASSEKTOR

1. Rechts- und Regulierungsrahmen

(20) Mit der Verabschiedung des dänischen Erdgasversorgungsgesetzes vom 1. Juli 2000 wurde der dänische Erdgasmarkt in Einklang mit den Anforderungen der Ersten Erdgasrichtlinie der Europäischen Union erstmals für Großabnehmer liberalisiert. Das Erdgasversorgungsgesetz regelt die meisten Aspekte der Erdgasversorgung mit Ausnahme der Förderung von Erdgas, die im Gesetz über die Nutzung des Meeresgrunds geregelt ist. Das dänische Erdgasversorgungsgesetz gilt für die Übertragung, die Verteilung, die Lieferung und die Speicherung von Erdgas einschließlich verflüssigten Erdgases (LNG). Nach diesem Gesetz haben sämtliche Abnehmer einschließlich der privaten Haushalte seit 2004 das Recht auf Wahl ihres Gasversorgers. Darüber hinaus sind sämtliche netzgebundenen Tätigkeiten und Gashandelstätigkeiten entflochten (vgl. dazu Rdnrn. (21) und (37)). Die Erdgasspeicher und die Offshore-Pipelines, die die Erdgasfelder im dänischen Teil der Nordsee mit dem dänischen Festland verbinden, befinden sich alle im Besitz von DONG.

(21) Der Kunde kann seinen Versorger unter Einhaltung einer Frist von mindestens einem Monat bzw. höchstens zwei Monaten wechseln. Dazu braucht er nur einen Vertrag mit einem anderen Versorger zu schließen. Während des ersten Jahres der vollständigen Liberalisierung des Erdgasmarkts (2004) haben volumenmäßig 20 % den Versorger gewechselt. Ein solcher Wechsel ist gebührenfrei.

(22) Die dänische Energieregulierungsbehörde (Danish Energy Regulatory Authority – DERA) ist eine unabhängige Aufsichtsbehörde für den Energiesektor. Die Behörde wurde im Zuge der Liberalisierung der dänischen Energiewirtschaft eingerichtet und nahm ihre Tätigkeit am 1. Januar 2000 auf. Sie beaufsichtigt den dänischen Energiesektor einschließlich Erdgas, Strom und Fernwärme. Sie regelt die Preise und Lieferbedingungen, die die Akteure in diesem Sektor festlegen, einschließlich der Modalitäten für die Übertragungs- und Verteilungsnetze. Gegen die Entscheidungen der DERA kann bei der Berufungsinstanz für den Energiesektor (Energy Board of Appeal) Einspruch eingelegt werden.

(23) Das Gasübertragungsnetz und der Betrieb des Übertragungssystems sind 2004 vollständig entflochten worden, als der Geschäftsbereich DONG Übertragung von der DONG-Gruppe abgespalten und in die unabhängige staatliche Gesellschaft Gastra A/S überführt wurde. Am 1. Januar 2005 fusionierten die beiden dänischen Stromversorger Elkraft System (Ost-Dänemark) und Eltra (West-Dänemark) mit Gastra und bildeten die neue Betreibergesellschaft für das Stromübertragungsnetz Energinet.dk, die für die Übertragung sowohl im Strom- als auch im Gassektor zuständig ist. Energinet.dk ist ein unabhängiges öffentliches Unternehmen des dänischen Staates, das dem dänischen Ministerium für Verkehr und Energie untersteht und über einen eigenen Aufsichtsrat verfügt. Energinet.dk ist Eigentümer des Übertragungssystems und bietet Kapazität an, indem Vereinbarungen über die Bereitstellung von Ausgleichsleistungen und Notversorgungslieferungen getroffen werden. Darüber hinaus ist Energinet.dk für die Übertragung, die Versorgungssicherheit, die Erleichterung des Marktzugangs und das allgemeine physische Gleichgewicht im Rahmen einer Lizenz nach dem dänischen Erdgasversorgungsgesetz zuständig. Außerdem werden Vereinbarungen über Ausgleichsleistungen (stundenmäßige Flexibilität), unterbrechbare Lieferungen und längerfristige Lieferungen angeboten.

(24) Nach dem Erdgasversorgungsgesetz ist Energinet.dk für die Versorgungssicherheit zuständig. In diesem Zusammenhang ist Energinet.dk auch für die Speicherung ausreichender Gasmengen und für andere Maßnahmen zur Vorsorge für eine Notsituation zuständig. Aus Gründen der Versorgungssicherheit haben die Erdgasversorger während der Wintermonate eine bestimmte Menge an Gas vorrätig zu halten. Die jüngste Fassung der Regeln für den Gastransport trat am 1. Oktober 2005 in Kraft und regelt das dänische Erdgasversorgungssystem in Einklang mit dem dänischen Erdgasversorgungsgesetz.

2. Nachfrage nach Erdgas, Gasförderung und internationaler Handel

(25) Der dänische Gasverbrauch belief sich im Jahr 2004 auf 4,2 Mrd. m³. Allerdings schwankt der jährliche Gasverbrauch von Jahr zu Jahr, insbesondere in Abhängigkeit davon, wie kalt der Winter ist.

(26) Aufgrund der Gasförderung auf dem dänischen Festlandsockel ist Dänemark Nettoausführer von Erdgas. 2004 wurden insgesamt 3,5 Mrd. m³ Erdgas durch das dänische Übertragungssystem auf den schwedischen und deutschen Markt geleitet, 0,9 Mrd. m³ nach Schweden und 2,6 Mrd. m³ nach Deutschland.

(27) Das Gas wird im Rahmen einer Konzession gefördert, die für jedes Gasförderfeld erteilt wird. Das DUC-Konsortium verkauft das meiste geförderte Gas im Rahmen von mehreren langfristigen Abnahmevereinbarungen ("Take-or-pay") aus den Jahren 1979, 1990 und 1993 an DONG Naturgas. Die Syd Arne Group und die Lulita Parties setzen die restlichen Mengen ab, die weniger als 10 % ausmachen. Syd Arne verkauft Gas ausschließlich an DONG im Rahmen eines Vertrags für die gesamte Fördermenge des Feldes ("Depletion-Contract").

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(28) 2004 belief sich die dänische Erdgasförderung auf den Gasfeldern in der Nordsee auf 10,93 Mrd. m³, was eine Steigerung von 0,72 Mrd. m³ gegenüber 2003 darstellt. Der Absatz von Erdgas stieg von [Ö] Mrd. m³ im Jahr 2003 auf [Ö] Mrd. m³ im Jahr 2004, wovon [Ö] Mrd. m³ an DONG verkauft wurden. Die Steigerung des Gasabsatzes ist auf eine neue Pipeline für die Gasausfuhr zurückzuführen, die das Tyra-Feld mit der niederländischen NOGAT-Pipeline verbindet. Die Pipeline wurde am 18. Juli 2004 in Betrieb genommen und hat eine Kapazität von 16,5 Mio. m³ pro Tag. 2004 wurden rund 10 % des gesamten Gases über die NOGAT-Pipeline ausgeführt. Anhand der laufenden Verträge ist davon auszugehen, dass in den Jahren 2005-2008 insgesamt rund 8,5 Mrd. m³ Gas abgesetzt werden. Diese Vorausschätzung schließt die Erdgasförderung mit ein, die aufgrund neuer Verträge für die Gasausfuhr durch die NOGAT-Pipeline von Tyra in die Niederlande hinzukommt. Im Mai 2005 hat das Ministerium für Verkehr und Energie nach dem Gesetz über die Nutzung des Meeresgrunds die Konzession für die Exploration und die Förderung von Kohlenwasserstoffen im Bereich der Nordsee ausgeschrieben. Das DUC-Konsortium wird voraussichtlich den Zuschlag für die Verlängerung seiner Konzession von 2012 bis 2042 erhalten.

3. Infrastruktur

(29) Das System besteht an Land aus einem Übertragungssystem und mehreren nachgeordneten Verteilungssystemen. Im Gegensatz zur Elektrizitätsinfrastruktur gibt es eine Pipeline zwischen Jütland und Seeland, die auch zum Gesamtübertragungssystem gehört und die nicht überlastet ist. Das Übertragungssystem (Hochdrucknetz) bildet das Rückgrat und ist an zwei Speicheranlagen und an drei weitere Einspeise-/Ausspeisepunkte (einen zu den dänischen Offshore-Pipelines in Nybro, einen nach Deutschland in Ellund und einen nach Schweden in Dragør) angeschlossen. Außerdem ist es mit den Verteilungsnetzen verbunden. Die

(30) Die Förderfelder in der Nordsee sind mit dem dänischen Festland über die Tyra-Nybro-Offshore-Pipeline verbunden, die eine Kapazität von 26 Mio. m³ pro Tag aufweist. Eine zweite vorgelagerte Pipeline verläuft von den Syd-Arne-Feldern nach Nybro. Beide Pipelines befinden sich im Besitz der DONG Naturgas A/S, die auch Betreiberin der Pipeline ist. Für die Tyra-Nybro-Pipeline gilt eine ausgehandelte Zugangsregelung für Dritte (Third-Party Access – TPA) mit öffentlich zugänglichen Tarifen.

(31) Der dänische Markt ist mit Deutschland und dem kontinentalen Gasmarkt über die DEUDAN-Onshore-Pipeline verbunden, die von der deutsch-dänischen Grenze bei Ellund nach Quarnstedt in Deutschland verläuft. Diese Rohrleitung befindet sich über die Unternehmen Dangas GmbH (49 %), E.ON Ruhrgas Transportation GmbH & Co. KG (24,99 %) und BEB Erdgas und Erdöl GmbH (26,01 %) ebenfalls im Besitz von DONG. Die DEUDAN-Pipeline weist eine Kapazität von rund 3 Mrd. m³ pro Jahr in Nord-Süd-Richtung auf. Die DEUDAN-Pipeline wurde seit Juli 2005 als Pipe-in-pipe-System betrieben, wonach alle drei Eigentümer als eigenständige Betreiber des Übertragungssystems (Transmission System Operator – TSO) die Kapazität nutzen, die ihnen aufgrund ihres Anteils zusteht. Vor der Einführung des neuen Systems war die BEB Betreiberin der Pipeline, und die Eigentümer hatten sich Kapazitätsreservierungsrechte in Höhe ihrer Eigentumsanteile vorbehalten. Derzeit nutzt DONG die Anschlussstation an der deutsch-dänischen Grenze, um [Ö]* pro Jahr auszuführen, wovon rund [Ö]* Dänemark physisch verlassen. Ferner ist Dänemark über eine Rohrleitung zwischen Dragør und Malmö mit Schweden verbunden. Diese Leitung wird von Svenska Kraftnät, dem schwedischen TSO, betrieben.

(32) Das dänische Übertragungssystem ist als Einspeise-Ausspeisesystem mit drei Transit-/Einspeise-/Ausspeisepunkten (Nybro, Ellund und Dragør) und einer nationalen Ausspeisezone angelegt. Energinet.dk bietet sowohl dem etablierten Transportunternehmen DONG als auch allen anderen Transportunternehmen Kapazitätsverträge zu regulierten Tarifen ohne jedwede Diskriminierung an. Die regulierten Tarife sind auf der Website von Energinet.dk veröffentlicht. Sie umfassen Kapazitätsgebühren (Einspeise- und Ausspeisegebühren), die bei der Durchleitung anfallen, und eine Grundstoffkomponente, die nur einmal anfällt, nämlich bei Verlassen des Netzes. Des Weiteren gibt es einen gesonderten Tarif für feststehende und unterbrechbare Notversorgungsleistungen, die die Transportunternehmen zu zahlen haben, wenn sie Gas in die nationalen Ausspeisezonen leiten, nicht jedoch, wenn sie Gas an einen der drei Transit-/Einspeise-/Ausspeisepunkte leiten. Die Aufteilung zwischen Kapazitätsgebühr und Grundstoffkomponente beträgt 75 % zu 25 %. 2004 beliefen sich die Einnahmen von Energinet.dk aus dem Gastransport auf [Ö]* EUR bei einer transportierten Menge von 7,7 Mrd. m³.

(33) Zur Erleichterung des Gashandels hat Energinet.dk im Mai 2004 eine virtuelle Gas-Transfer-Fazilität (GTF) eingerichtet, über die die Gastransportunternehmen untereinander Gasmengen vor und bis zum Tag der Lieferung gebührenfrei transferieren können. Dieser Dienst ist besonders für Transportunternehmen geeignet, die entweder überschüssige Gasmengen oder Fehlmengen im Übertragungssystem haben. Der Gastransfer über die GTF erfordert keine Reservierung von Einspeise- oder Ausspeisekapazität. Daher ist er auch für jene Transportunternehmen bestimmt, die vor allem Erdgas ins dänische Gasübertragungssystem einspeisen wollen und daher nur Einspeisekapazität oder eine sehr geringe Ausspeisekapazität gebucht haben. Außerdem ist er für diejenigen gedacht, die vor allem Ausspeisekapazität gebucht haben, wenn sie beispielsweise Gas in die Verteilungsgebiete oder für die Durchleitung liefern wollen. Parallel zur GTF betreibt Energinet.dk eine Kapazitätstransferfazilität (Capacity Transfer Facility – CTF) und eine Ausgleichstransferfazilität (Balance Transfer Facility – BTF) für den Handel mit Gas auf dem Sekundärmarkt. Über diese Fazilitäten können die Transportunternehmen überschüssige Kapazitäten oder Ausgleichsmargen an andere Unternehmen innerhalb des Systems abtreten.

(34) Derzeit ist das dänische Übertragungssystem nicht überlastet, weder innerhalb des Landes noch an den Grenzanschlussstationen. Falls es in Zukunft durch vertragliche Lieferungen zu Überlastungen kommt, wird Energinet.dk dem Markt die ungenutzte Kapazität auf unterbrechbarer Basis zur Verfügung stellen. Die Ausgleichsmarge ist Bestandteil des Übertragungssystems von Energinet.dk.

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(35) Energinet.dk setzt verschiedene Instrumente zur Gewährleistung eines ausgeglichenen Systembetriebs ein. Dazu gehört auch die Nutzung der Speicherkapazität der Gasleitungssysteme (Line Pack) und der beiden dänischen Gasspeicheranlagen. Der systembedingte Bedarf richtet sich nach den saisonalen Verbrauchsschwankungen (aufgrund der Temperaturunterschiede zwischen Winter und Sommer). Durch die Ausgleichsgebühren erhalten die Systemnutzer bestimmte Anreize. Für den Ausgleich auf Tagesbasis gibt es keine stündlichen Beschränkungen oder Zwänge. Hier können die Transportunternehmen ihre Volumenschwankungen innerhalb ihrer Portfolios ausgleichen. Volumenschwankungen können auch über die Gas-Transfer-Fazilität zwischen Netznutzern/Transportunternehmen gehandelt werden. Der Gastag beginnt und endet um 6.00 Uhr. Volumenschwankungen werden danach verrechnet, und die Unternehmen werden jeden Tag spätestens um 11.00 Uhr über ihre Gasbilanz unterrichtet.

(36) Hinsichtlich der Nutzung der Kapazität veröffentlicht der TSO Energienet.dk einschlägige Daten und Informationen auf seiner Website. Diese Angaben und Daten umfassen die stündlichen und täglichen Durchleitungsmengen und die gebuchte Gesamtkapazität an jedem Einspeise- und Ausspeisepunkt. Darüber hinaus wird die insgesamt verfügbare Kapazität veröffentlicht sowie Informationen zu geplanten Investitionen und Wartungsarbeiten.

(37) Die dänischen Verteilungsnetze umfassen insgesamt rund 17 000 km Pipelines und befinden sich im Besitz von DONG Distribution A/S in Süd-Jütland und Südwest-Seeland sowie von drei regionalen Verteilergesellschaften, namentlich Naturgas Fyn A/S, Hovedstadens Naturgas I/S (HNG), und Naturgas Midt-Nord I/S (MN). Während DONG Distribution A/S fester Bestandteil von DONG Naturgas A/S ist, befinden sich die anderen Verteilergesellschaften im kommunalen Besitz. Alle Verteilergesellschaften sind seit dem 1. Januar 2003 rechtlich vollständig entflochten. Die Verteilergesellschaften sind seit dem 1. Januar 2005 durch eine Einkommensobergrenze reguliert.

(38) Die DONG Lager A/S ("DONG Lager") ist Eigentümerin der Speicheranlagen und bietet die Speicherung von Erdgas an. Die Speichereinspeisekapazität entspricht der stündlichen Höchstkapazität, die zwischen dem Kunden und DONG Lager im Hinblick auf die Einspeisung von Erdgas in die Speicheranlage vereinbart wurde. Die vereinbarte stündliche Kapazität in Gegenrichtung heißt Entnahmekapazität. Die Bedingungen für die Einspeisung und Entnahme von Gasmengen sind in den Regeln von DONG Lager für die Gasspeicherung festgelegt. Für die Speicherung ist DONG Lager im Rahmen einer nach dem dänischen Erdgasversorgungsgesetz gewährten Lizenz zuständig.

(39) In Dänemark gibt es zwei Speicheranlagen. Der Gasspeicher in Stenlille (aus dem Jahr 1994) hat eine Arbeitskapazität von 300 Mio. m³, während der Speicher in Lille Torup (aus dem Jahr 1987) eine Arbeitskapazität von 400 Mio. m³ aufweist.

(40) Die Speicherkapazität für Gasentnahmen beläuft sich auf insgesamt rund 700 Mio. m³ und dürfte in nächster Zukunft wohl nicht erhöht werden. 2004/2005 verkaufte DONG Lager zu Notversorgungszwecken [150-200]* Mio. m³ Speicherkapazität an die Übertragungsgesellschaft Energinet.dk. Nach den Regulierungsbedingungen kann DONG Lager Anfragen auf Speicherung ablehnen, wenn keine Speicherkapazität mehr vorhanden ist. DONG Lager hat sich jedoch 2001 verpflichtet, als Abhilfemaßnahme jährlich mindestens 50 Mio. m³ Speicherkapazität für wechselnde Lieferunternehmen bereitzuhalten. Derzeit kaufen alle Unternehmen, also [Mitbewerber]* und Energi E2 zusammen rund [75-125]* Mio. m³ Speicherkapazität.

(41) Der Zugang zu den Speicheranlagen erfolgt über ausgehandelte Zugangsregelungen für Dritte (TPA). DONG Lager hat jedoch Tarife für zwei Standardspeicherpakete mit entweder niedriger oder hoher Einspeise- und Entnahmekapazität veröffentlicht. Mit dem Kauf des Pakets 1 (geringe Flexibilität) kann der Speicherkunde das reservierte Speichervolumen von mindestens 200 bzw. 100 Tagen einspeisen bzw. entnehmen. Mit dem Kauf des Pakets 2 (hohe Flexibilität) kann der Speicherkunde das reservierte Speichervolumen von mindestens 40 bzw. 20 Tagen einspeisen bzw. entnehmen. Zusätzlich zur Kapazitätsgebühr zahlt der Kunde für das Speicherpaket eine variable Gebühr für das eingespeiste Gasvolumen.

(42) Gas wird im Wesentlichen zu drei Zwecken gespeichert. Erstens als Reserve für die Notversorgung. DONG Lager ist verpflichtet, der Übertragungsgesellschaft Energinet.dk Speicherkapazität bereitzustellen. Zweitens können die Versorger durch Gasspeicherung die saisonalen Schwankungen im Erdgasverbrauch ausgleichen. Die Gasförderung in der Nordsee erfolgt kontinuierlich, während der Endverbrauch je nach Jahreszeit stark schwankt. Drittens brauchen die Gasversorger Zugang zu Gasspeicheranlagen, damit sie größere Gasmengen zu einem Zeitpunkt kaufen können, zu dem der Preis besonders günstig ist.

B. STROMSEKTOR

1. Rechts- und Regulierungsrahmen

(43) Der dänische Stromerzeugungs- und Großhandelsmarkt wurde ab 1998 schrittweise für den Wettbewerb geöffnet und ist inzwischen vollständig liberalisiert. Seit dem 1. Januar 2003 ist auch der Markt für Endverbraucher vollständig geöffnet. Seitdem können in Dänemark alle Abnehmer ihren Stromversorger frei wählen. Das dänische Stromversorgungsgesetz ist am 1. Januar 2000 in Kraft getreten und bildet einschließlich der jüngsten Änderungen vom Juni 2004 den Regulierungsrahmen für den Stromsektor in Dänemark. Seit der Liberalisierung werden Kunden, die auf die freie Wahl des Versorgers verzichten, weiter von einem Versorger mit Universalversorgungsauftrag (Universal Service Obligation – USO) mit Strom beliefert, der im Rahmen einer Lizenz als Dienstleister tätig ist.

(44) Für die Regulierung des dänischen Stromsektors ist das dänische Ministerium für Verkehr und Energie zuständig. Das Ministerium entscheidet über die Lizenzen. Die unabhängige Aufsichtsbehörde DERA ist sowohl für den Erdgassektor als auch für den Stromsektor zuständig. Die in der Richtlinie 2003/54/EG und der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 vorgesehenen Regulierungsaufgaben teilen sich die DERA und die dänische Energiebehörde (DEA), eine Direktion des Ministeriums für Verkehr und Energie. Die dänische Wettbewerbsbehörde ist für die Anwendung des Wettbewerbsgesetzes auf den Stromsektor und die Überwachung der Wettbewerbsbedingungen in Stromerzeugung und -handel zuständig.

(45) Im Hinblick auf die Erreichung umweltpolitischer Ziele sind die Versorgungsgesellschaften verpflichtet, einen relativ hohen Anteil „grünen“ Stroms zu kaufen, der aus erneuerbaren Energiequellen wie Windkraft und Biomasse gewonnen wird, und einen Anteil der dabei entstehenden Kosten zu übernehmen. Die CO₂-Emissionen des Stromerzeugungssektors werden über ein CO₂-Quotensystem geregelt (Emissionshandel).

2. Infrastruktur: Übertragung und Verteilung

(46) Energinet.dk ist der staatliche dänische Betreiber des Übertragungssystems (TSO). Das Unternehmen besitzt das 400-kV-Stromübertragungsnetz und kann zudem über die Stromnetze von 132 und 150 kV verfügen. Überdies ist Energinet.dk Mitbesitzer der Stromleitungsverbindungen ("Kuppelstellen") nach Norwegen, Schweden und Deutschland. Die tägliche Verwaltung der skandinavischen Kuppelstellen wurde der skandinavischen Strombörse Nord Pool übertragen (die sich im gemeinsamen Besitz der skandinavischen TSO befindet). Nord Pool vergibt die Kapazität der Kuppelstellen durch implizite Auktionen. Dadurch ist gewährleistet, dass die physische Durchleitung des Stroms stets von dem Gebiet mit hohem Preis in Richtung des Gebiets mit niedrigem Preis erfolgt. Das Prinzip des regulierten Zugangs für Dritte wurde in Dänemark sowohl für den Zugang zum Übertragungs- als auch zum Verteilungsnetz gewählt. Dabei gilt für beide Netze das Prinzip der entfernungsunabhängigen Stromtransportentgelte.

(47) Die Preise der Netzdienste müssen gerecht, diskriminierungsfrei und angemessen sein und dürfen keine Beeinträchtigung des Wettbewerbs herbeiführen. Die Preise müssen veröffentlicht werden. Die DERA kann sich – von Amts wegen oder auf Antrag – einschalten und Anpassungen verlangen, um die Einhaltung der Vorschriften für den Stromsektor zu gewährleisten. Die Tarife des Betreibers des Übertragungsnetzes werden durch ein Genehmigungsverfahren im Voraus geregelt.

44Dies ist dadurch möglich, dass Nord Pool de facto eine Monopolstellung in Bezug auf die tatsächliche Nutzung der verfügbaren Verbundkapazität hat. Nur wenn die materielle Verbundkapazität in eine Richtung zu 100 % ausgeschöpft ist, setzt unter Berücksichtigung aller Gegenströme ein Preisteilungsmechanismus ein, der zu einer Trennung der Märkte auf beiden Seiten der voll ausgeschöpften (d. h. „überlasteten“) Verbindungsleitung führt und dadurch eine weitere Belastung der Verbindungsleitung verhindert.

Für die Tarife der Netzgesellschaften gelten Obergrenzen, die von der Regulierungsbehörde festgesetzt werden. Diese Tarife spalten sich auf in eine Einspeisegebühr (Stromerzeugung) und eine Ausspeisegebühr (Verbrauch). Der bedeutendere Teil ist die Ausspeisegebühr. Die Tarife verändern sich im Tagesverlauf, aber nicht nach Standort. Alle Gebühren hängen von der Stromdurchleitung ab (im Gegensatz zu festen Tarifen oder Gebühren für Kapazitätsreservierung).

(48) Die Eigentümerstruktur des dänischen Stromverteilungssektors weist eine recht ausgeprägte Streuung auf. Es gibt rund 100 Netzgesellschaften (die sich – über Genossenschaften – direkt im Besitz der Verbraucher oder aber der Kommunen befinden). Von den Verteilergesellschaften haben neun eine Kundenbasis von über 100 000.

VI. RELEVANTE MÄRKTE

(49) Der geplante Zusammenschluss betrifft den Gas- und den Stromsektor. In beiden Sektoren lassen sich verschiedene sachlich relevante Märkte abgrenzen.

TEIL A – ERDGAS

1. Sachlich relevante Märkte

a) Markt für Gasspeicher- oder Gasflexibilitätsleistungen

(50) Die Nachfrage nach Gas schwankt saisonal, aber auch auf Tages- oder Wochenbasis (Spitzenverbrauchszeiten und Zeiten schwachen Verbrauchs). Zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage müssen die im Gasgeschäft aktiven Unternehmen ein erhebliches Maß an Flexibilität aufbringen. Darüber hinaus benötigen auch die Betreiber des Übertragungsnetzes Flexibilität, um die Schwankungen bei den eingespeisten und entnommenen Mengen ausgleichen und bestimmte Mengen für Notversorgungszwecke bereitstellen zu können.

(51) Das wichtigste Flexibilitätsinstrument ist die physische Speicherung, wobei Gas – wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt (z. B. während des Sommers oder an Wochenenden) – gespeichert und – wenn die Nachfrage das Angebot übersteigt (z. B. während des Winters oder in Spitzenzeiten) – aus den Speichern entnommen werden kann.

(52) In früheren Entscheidungen hat die Kommission festgestellt, dass die Gasspeicherung einen eigenen sachlich relevanten Markt darstellt. In der Entscheidung Total/GdF kam die Kommission zu dem Schluss, dass andere Flexibilitätsinstrumente wie flexible Lieferverträge oder Verkäufe an Kunden, die unterbrechbare Lieferungen beziehen, nicht in ausreichendem Maße die gleichen Funktionen erfüllen können wie die physische Speicherung.

(53) In der Anmeldung hatte DONG jedoch einen Markt für Gasflexibilitätsleistungen vorgeschlagen. Dazu gehörten die physische Speicherung, Veränderungen in der Förderung, internationaler Handel, Systemspeicherleistungen (Line Pack), Umstellung auf andere Brennstoffe, unterbrechbare Verträge und Gashandelsplätze (Hubs) mit Terminmärkten. In der Anmeldung wird schwerpunktmäßig auf die physische Speicherung eingegangen, zugleich aber darauf hingewiesen, dass andere Flexibilitätsinstrumente schnell an ihre Grenzen stoßen, wobei vor allem Änderungen bei der Gasförderung und/oder der internationale Handel genannt werden. Allerdings wird in der Anmeldung anerkannt, dass derartige Flexibilitätsleistungen häufig kombiniert mit Gaslieferungen angeboten werden, so dass ein eigener Preis für derartige Leistungen nicht ermittelt werden kann. Ein Flexibilitätsinstrument wird in der Anmeldung nicht ausdrücklich genannt, nämlich Ad-hoc-Geschäfte mit Swap-Vereinbarungen. Der flexible Verbrauch der zentralen WKK-Kraftwerke wird in der Liste des Anmelders ebenfalls nicht erwähnt.

46Dies sind SEAS-NVE Net A/S, Sydvest Energi Net A/S, TRE-FOR Elnet A/S, NRGi Net A/S, NESANET A/S, Københavns Energi, HEF Net A/S, Energi Fyn Net A/S und Energi Danmark ESS Net A/S.

47COMP/M.1383 – Exxon/Mobil vom 29.9.1999; COMP/M.3410 – Total/GdF vom 8.10.2004, Rdnr. 18.

(54) Durch den angemeldeten Zusammenschluss werden die Speicheranlagen von DONG mit dem flexiblen Verbrauch von Elsam und E2 kombiniert. Zur Abgrenzung des sachlich relevanten Marktes in dieser Entscheidung muss demnach geprüft werden, ob die beiden Flexibilitätsinstrumente untereinander und mit anderen Flexibilitätsinstrumenten austauschbar sind. Hier sind die unterschiedlichen Flexibilitätsanforderungen zu berücksichtigen, wobei zwischen i) saisonaler Flexibilität, ii) kurzfristiger Flexibilität und iii) Notversorgungsflexibilität unterschieden werden kann. Wenngleich diese Fälle ganz unterschiedliche Bedürfnisse der Kunden widerspiegeln, ist es für die Zwecke dieser Entscheidung dennoch nicht erforderlich, zur Abgrenzung des sachlich relevanten Marktes zwischen diesen Nachfragetypen zu unterscheiden. Denn diesen Bedürfnissen werden beide Flexibilitätsinstrumente gerecht. Allerdings bestreitet DONG nicht, dass die anderen in der Anmeldung genannten Flexibilitätsinstrumente nicht alle gleich gute Alternativen für jeden der drei Nachfragetypen darstellen.

(55) Nach Auffassung der Kommission können die genannten Flexibilitätsinstrumente in fünf Gruppen eingeteilt werden:

1. Speicherung in besonderen Speicheranlagen,

2. Unterbrechbare oder anders modulierbare Nachfrage der Kunden, z. B. der zentralen WKK-Kraftwerke,

3. Flexible Lieferverträge (auf der Grundlage von Einfuhren, inländischer Förderung oder Lieferverträgen auf dem inländischen Sekundärmarkt),

4. Flexibler Handel mit Gas über Gashandelsplätze (Hubs) oder bilateral (Termingeschäfte oder Ad-hoc-Geschäfte),

5. Line Pack, d. h. Lagerung in den Übertragungsleitungen durch Erhöhung oder Senkung des Gasdrucks in diesen Rohrleitungen.

(56) Die Marktuntersuchung der Kommission hat eindeutig ergeben, dass Line Pack im dänischen Onshore-Übertragungssystem von Energinet.dk selbst für kurzfristige Nachfrageschwankungen keine ausreichende Flexibilität bietet, sobald diese länger als einen Tag anhalten. Dies liegt daran, dass enorm hohe Zahlungen an den Betreiber des Übertragungssystems fällig werden, wenn die täglichen Schwankungen eine bestimmte Toleranzschwelle überschreiten (vgl. Rdnr. (32)). Das Übertragungssystem von Energinet.dk stellt somit keine relevante Alternative zur Speicherung in Speicheranlagen dar.

(57) Möglicherweise relevant sind allerdings zwei andere Arten des Line Pack. Zum einen wurde während der Marktuntersuchung erwähnt, dass Line Pack in den Offshore-Pipelines von DONG (wofür DONG natürlich keine Strafgebühren entrichten muss) ein wichtiges zusätzliches Flexibilitätsinstrument für DONG darstellt (nicht jedoch für seine Mitbewerber). Dennoch erscheint eine Unterscheidung dieser Flexibilität von der, die DONG mit seiner vorgelagerten Versorgungsstruktur erreicht, in dieser Sache nicht erforderlich. Zum anderen ist Line Pack in regionalen Verteilungsnetzen, wie sie DONG, HNG/MN und NGF besitzen, ein zusätzliches Flexibilitätsinstrument. Dieses Instrument ist in Dänemark jedoch praktisch kaum von Bedeutung und kann eigentlich als Teil der Nachfrageflexibilität dieser Kunden betrachtet werden.

(58) Hinsichtlich der Flexibilität durch den Handel über Gashandelsplätze (Hubs) oder auf bilateralem Wege hat die Marktuntersuchung ergeben, dass dies keine brauchbare Alternative für dänische (oder schwedische) Kunden ist, da derzeit an den dänischen Gashandelsplätzen nur sehr wenige Flexibilitätsgeschäfte abgewickelt werden. Außerdem sind die dänischen Kunden offenbar der Auffassung, dass andere Hubs – wie Emden/Bunde – zu weit entfernt sind, um unter Flexibilitätsgesichtspunkten in Betracht zu kommen. Ob der inländische Handel in Zukunft einmal Teil eines breiteren Marktes für Speicher- und Flexibilisierungsleistungen werden kann, ist für diese Entscheidung unerheblich.

(59) Hinsichtlich flexibler Lieferverträge hat die Marktuntersuchung bestätigt, dass diese als recht gute Alternative zur physischen Speicherung in Frage kommen könnten. Dafür müssten diese Lieferverträge allerdings auch tatsächlich zur Verfügung stehen und ein höheres Maß an Flexibilität vorsehen. Aus der Marktuntersuchung ergibt sich jedoch der Eindruck, dass nicht alle Kunden Zugang zu flexiblen Lieferverträgen haben. Ferner wurde festgestellt, dass die Lieferverträge häufig nur eine eingeschränkte tägliche Flexibilität nach oben vorsehen, d. h. für die begrenzte zusätzliche Gasentnahme in Spitzenverbrauchszeiten. Außerdem scheinen flexible Lieferverträge – wie DONG selbst vorträgt – keine 100%ige Alternative für den Bedarf an physischen Speichermöglichkeiten zu bieten, insbesondere im Hinblick auf die durch die stärkere Nachfrage im Winter bedingte saisonale Flexibilität. Dies wurde von anderen Marktteilnehmern bestätigt. Ein Marktteilnehmer (HNG/MN) wies darauf hin, dass mit flexiblen Einfuhrverträgen „nicht so viel Flexibilität wie durch Speicherung“ erzielt werden kann. Ein anderer (SGA-Naturgas Fyn) erklärte, dass die im Winter erforderliche Flexibilität nicht ausreiche, um die Marktnachfrage zu befriedigen. Ein weiterer Marktteilnehmer (Dansk Shell) hatte Vorbehalte hinsichtlich der „Geschäftsbedingungen und der verfügbaren Kapazität“. Noch skeptischer äußerten sich diese Marktteilnehmer zur Verfügbarkeit und Preisgestaltung verfügbarer innerdänischer Großhandelsverträge.

50Vgl. Auch die von Energinet.dk selbst gegebene Antwort hinsichtlich des eigenen Flexibilitätsbedarfs, worin die Kapazitäten für Speicherung und Flexibilität durch Line Pack als unzureichend bezeichnet wird, sofern der Flexibilitätsbedarf über sehr kurze Zeiträume hinausgeht.

(60) Obwohl also flexible Lieferverträge grundsätzlich einen recht guten Ersatz für die physische Speicherung darstellen, reichen sie unter den derzeitigen Marktbedingungen selbst für den bestplatzierten Marktteilnehmer nicht zur Deckung des physischen Speicherbedarfs aus. Von anderen Marktteilnehmern lassen sie sich noch schwieriger nutzen. Ein Preisvergleich zwischen den beiden Flexibilitätsformen ist auf der Grundlage der derzeitigen Marktbedingungen unmöglich. Die Marktuntersuchung der Kommission konnte daher nicht klären, ob solche flexiblen Lieferverträge demselben sachlich relevanten Markt zuzurechnen sind wie die physische Speicherung. Die Frage ist jedoch für diese Entscheidung unerheblich, da der Zusammenschluss in beiden Fällen zu Wettbewerbsproblemen von ähnlichem Ausmaß und ähnlicher Art führen würde.

(61) Hinsichtlich der Modulation der Nachfrage der Abnehmer hat die Marktuntersuchung ergeben, dass diese Art der Flexibilität auf zwei völlig verschiedene Bedürfnisse ausgerichtet ist.

i) Von Energinet.dk wird sie als Notversorgungsinstrument eingesetzt.

Abnehmer, die sich auf derartige Verträge mit unterbrechbaren Lieferungen einlassen, werden durch niedrigere an Energienet.dk zu leistende Übertragungsgebühren entschädigt. Diese Vertragsgestaltung belegt eindeutig, dass ein Wert damit verbunden ist (und auch ein Preis dafür bezahlt wird), wenn sich Abnehmer auf solche Flexibilitätsleistungen einlassen. Außerdem hat die Marktuntersuchung ergeben, dass diese Möglichkeit der Unterbrechung von Energinet.dk in der Regel nicht zur Deckung des eigenen „Normalen“/nicht notfallbedingten kurzfristigen oder saisonalen Modulierungsbedarfs genutzt wird und dass die Versorgung der Abnehmer, die sich auf solch ein Leistungsangebot einlassen, nur in seltenen echten Notsituationen unterbrochen wird. Diese Art von Notfallflexibilität wirkt sich somit nur begrenzt auf die gewerbliche Versorgung und ihren kurzfristigen und saisonalen Ausgleichsbedarf aus.

ii) Die Modulierung der Nachfrage der Abnehmer kann auch im Interesse der kommerziellen Versorger eingesetzt werden.

Diese Möglichkeit, insbesondere die Modulierung der Nachfrage seitens der dänischen Großabnehmer, der WKK-Kraftwerke von Elsam und E2, wird sowohl von den Anbietern als auch von den Abnehmern eindeutig als gesonderte Option für den kurzfristigen und saisonalen Ausgleich gesehen, für die ein Preis zu entrichten wäre. Diese Flexibilität ist somit für diese Entscheidung wesentlich relevanter und wird daher in den folgenden Randnummern weiter untersucht.

(62) Fragt man, welche Kunden neben zentralen WKK-Kraftwerken in Dänemark denn ausreichend flexibel für die Bereitstellung solcher Schwankungsmöglichkeiten wären,

52So bezeichnete ein Marktteilnehmer (SGA) diese Art der Bereitstellung von Flexibilität insbesondere durch zentrale WKK-Kraftwerke als „äußerst nützlich für den wöchentlichen Ausgleich“ und hinsichtlich des saisonalen Ausgleichs als „sehr nützlich, da die Lagerungskosten drastisch zurückgehen würden, wenn die Kraftwerke Gas im Sommer einsetzen und im Winter ihre Gasversorgung unterbrochen würde“. Ein weiterer (Dansk Shell) nannte sie „geeignet falls wirtschaftlich attraktiv“ für die kurzfristige und saisonale Speicherung.

53Der für solch ein Flexibilitätsangebot gezahlte Preis besteht meistens in einem Abschlag auf den Gaslieferpreis, könnte aber auch als Erstattung durch den Versorger strukturiert werden, wenn dieser von der Möglichkeit, die der Verbraucher ihm bietet, tatsächlich Gebrauch macht.

(63) so lässt sich zunächst feststellen, dass industrielle Abnehmer doch recht wenig Möglichkeiten zu haben scheinen, eine solche Flexibilität insbesondere saisonal anzubieten, da sie ihre industrielle Produktion am Laufen halten müssen. Das gilt auch dann, wenn vielleicht einige industrielle Abnehmer ihre Umstellmöglichkeiten zwischen zwei Brennstoffarten (z. B. Öl oder Gas) zur Deckung ihres Energiebedarfs beibehalten haben und daher bei der Gasversorgung derartige Möglichkeiten in größerem Umfang anbieten könnten. Allerdings hat die Marktuntersuchung gezeigt, dass diese Möglichkeiten eher begrenzt sind. Zweitens äußert sich die Flexibilität dezentraler WKK-Kraftwerke nur selten in Form von Umstellungsmöglichkeiten zwischen zwei Brennstoffarten, sondern vielmehr in Form von beispielsweise Heizwasserspeichern oder (im umgekehrten Sinn) Kühltürmen und ist damit (wirtschaftlich und teils auch technisch) für die saisonale Flexibilität ungeeignet. Somit kommt diese auch kaum als Ersatz für die physische Speicherung in Betracht.

(64) Im Gegensatz dazu ist das bei weitem wichtigste Instrument zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs bei der Versorgung in Dänemark der flexible Verbrauch der zentralen WKK-Kraftwerke. Auf diese zentralen WKK-Kraftwerke entfällt ein sehr großer Teil des Gesamtverbrauchs in Dänemark (annähernd 20-25 %), so dass sich jede Verlagerung der Nachfrage beim Gasvolumen in absoluten Zahlen stark bemerkbar macht. Die zentralen WKK-Kraftwerke können in Dänemark auf dreierlei Weise für Flexibilität sorgen: Erstens können sie durch Modulierung ihrer Leistung mit entsprechenden Schwankungen ihres Gasverbrauchs für Flexibilität sorgen. Zwar ist die örtliche Stromnachfrage relativ unelastisch, doch kann die Leistung der zentralen WKK-Kraftwerke aufgrund der Flexibilität des Angebots anderer Stromerzeuger an der Börse Nord Pool schwanken. Zweitens können sie durch Umstellung einer beliebigen Produktionseinheit auf einen alternativen Brennstoff für Flexibilität sorgen. Elsam und E2 besitzen derzeit fünf Blöcke in vier zentralen WKK-Kraftwerken, die mit Gas und zumindest einem alternativen Brennstoff (Kohle, Biomasse, Öl) betrieben werden können. Drittens ist eine Flexibilisierung durch eine „indirekte Brennstoffumstellung“ zwischen den Kraftwerken, also durch An- bzw. Abschalten der gasbefeuerten WKK-Kraftwerke und gleichzeitige Ab- bzw. Anschaltung anderer Produktionseinheiten möglich.

55Dieses Potenzial der großen Gaskraftwerke als „virtuelle Gasspeicher“ wurde von den zentralen WKK-Kraftwerken offenbar bislang nicht als kurzfristige Flexibilität vermarktet, während kontrasaisonale Gaskäufe von E2, d. h. Käufe im Sommer und Verkäufe im Winter, belegt sind. Allerdings sehen die Marktteilnehmer in der

54Eine bemerkenswerte Ausnahme ist das dezentrale WKK-Kraftwerk Herning von Elsam, das für den Einsatz von Gas und Biomasse als Brennstoff ausgelegt ist. Für die Zwecke dieser Entscheidung wird die von diesem sehr großen dezentralen WKK-Kraftwerk zur Verfügung gestellte Flexibilität mit der unter den Randnrn. 64f. erörterten Flexibilität der zentralen WKK-Kraftwerke von Elsam zusammengefasst.

(65) Modulationsfähigkeit zentraler WKK-Kraftwerke sowohl für kurzfristige als auch für saisonale Flexibilität eindeutig einen wichtigen Faktor. [Informationen über interne Unterlagen von DONG]. Im Hinblick auf kurzfristige Flexibilität erkennt DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte an, dass zentrale WKK-Kraftwerke für die Erbringung solcher Dienstleistungen geeignet sind.

(66) Die Bereitstellung von Flexibilitätsleistungen durch zentrale WKK-Kraftwerke oder (in marginalem Umfang) durch andere Kunden stellt schon heute und auch für die Zukunft ein erhebliches Potenzial zur Erreichung von mehr Flexibilität dar und ist somit ein realistischer Ersatz für die physische Speicherung von Gas, da damit die kurzfristigen und saisonalen Schwankungen durchaus ausgeglichen werden können.

(66) Was die saisonale und kurzfristige Flexibilität betrifft, so gehen die meisten Marktteilnehmer davon aus, dass die physische Speicherung das geeignetste Instrument ist, und dass ein flexibler Verbrauch zentraler WKK-Kraftwerke und flexible Lieferverträge (Einfuhrverträge und inländische Verträge) am ehesten als Ersatz für die Speicherung in Frage kommen. Damit hat die Marktuntersuchung bestätigt, dass ein flexibler Verbrauch durch zentrale WKK-Kraftwerke am ehesten als Alternative zur Speicherung in besonderen Speicheranlagen in Frage kommt. Dies gilt sowohl für die saisonale als auch für die kurzfristige Flexibilität und die Notversorgungsleistungen.

(67) Die dänische TSO mahnte jedoch zur Vorsicht, indem sie in Bezug auf den kurzfristigen Ausgleich (also nicht auf die Bereitstellung von Notversorgungsmengen) erklärte, dass es „für den täglichen Ausgleich/Betrieb des dänischen Übertragungssystems keine brauchbare Alternativen zu den beiden Gasspeichern von DONG gäbe – mit Ausnahme der Unterbrechung der Lieferungen an Kunden, die hierfür in gewissem Umfang in Frage kommen könnten“. Dies steht mit der Tatsache im Einklang, dass andere Marktteilnehmer in den physischen Speicheranlagen (in Dänemark) die größten Flexibilisierungsmöglichkeiten sahen. Unter diesen Umständen scheint es klüger, einen engen sachlich relevanten Markt für Speicherdienstleistungen in besonderen Speicheranlagen nicht auszuschließen.

(68) Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für die verschiedenen Arten des Flexibilitätsbedarfs eindeutig Unterschiede hinsichtlich des angemessenen Substituierbarkeitsgrades der verschiedenen Möglichkeiten zur Erreichung dieser Flexibilität bestehen.

(69) Wie nachstehend noch näher erläutert wird, ist die Kommission zu dem Urteil gelangt, dass das Verschwinden von E2 und Elsam, den einzigen Abnehmern mit erheblichem Flexibilitätsbedarf, wahrscheinlich zu einer größeren Abhängigkeit von DONG als Anbieter von Flexibilitätsleistungen – u. a. durch steigende Speichertarife und Beseitigung von Flexibilitätsalternativen – führen wird. Diese Abhängigkeit wird wiederum den wahrscheinlichen Wettbewerbsdruck verringern, den ein Wettbewerber auf DONG als Gaslieferant ausüben kann. Diese Erkenntnis einschließlich der Feststellung des Kausalzusammenhangs zwischen dem Zusammenschluss und seinen wahrscheinlichen Folgen gilt unabhängig davon, ob der Markt im weiteren Sinne als Markt für Flexibilitätsleistungen oder im engeren Sinne als Markt nur für Speicherleistungen definiert wird.

58[Ö]*.

59Energinet.dk, Antwort vom 9. Oktober 2005, Frage 24.

(70) Folglich braucht der genaue sachlich relevante Markt (entweder im engeren Sinn als Markt für Speicherleistungen oder im weiteren Sinne als Markt für Flexibilitätsleistungen für die Gasversorgung unter Einbeziehung insbesondere i) der physischen Speicherung, ii) der Flexibilität der zentralen WKK-Kraftwerke und iii) flexibler Lieferverträge) nicht ermittelt zu werden.

b) Großhandelsmärkte für Gaslieferungen nach Dänemark und Schweden

– Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Dänemark

(71) Die Marktuntersuchung der Kommission hat deutliche Anzeichen dafür ergeben, dass es einen eigenen Großhandelsmarkt für Erdgaslieferungen gibt. In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung erkennt DONG an, „dass es Gasverkäufe und einen Gashandel auf der Großhandelsebene gibt“, und bestreitet dies oder die nachstehende Abgrenzung des sachlich relevanten Marktes auf der Großhandelsebene auch nicht in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte. Der Begriff Großhandel im Sinne dieser Entscheidung beinhaltet generell und mit Ausnahme der Transaktionen, die nachstehend in Bezug auf E2 noch erörtert werden (siehe Rdnr. (79)), Transaktionen zwischen Händlern/Weiterverkäufern und nicht zwischen einem Händler/Versorger und einem Endverbraucher.

(72) Im Einzelnen hat die Marktuntersuchung gezeigt, dass es in Dänemark auf der Nachfrageseite einen Bedarf an Gaslieferungen auf der Großhandelsebene gibt. Dieser Bedarf entsteht im dänischen Onshore-Bereich und kann nach den Ergebnissen der Marktuntersuchung nicht durch Großhandelstransaktionen in anderen räumlichen Gebieten erfüllt werden. Die Marktuntersuchung hat außerdem ergeben, dass es auf der Angebotsseite ein Angebot an derartigem auf der Großhandelsebene gehandeltem Gas im dänischen Onshore-Bereich oder für diesen Raum gibt, und dass dementsprechend auch geschäftliche Transaktionen stattfinden, bei denen Gas auf der Großhandelsebene angeboten und in diesem Raum oder für diesen Raum gekauft wird. Demnach gibt es einen Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Dänemark.

(73) Dass auf der Angebotsseite eine Substitution durch Großhandelslieferungen aus anderen räumlichen Gebieten erfolgen kann, wird bei der Bestimmung des räumlichen Umfangs dieses Marktes mit berücksichtigt und unten im Abschnitt über die Abgrenzung des räumlichen Marktes erörtert.

(74) Es sei darauf hingewiesen, dass der Großhandel für Gaslieferungen für den Verbrauch in Dänemark einige strukturelle Merkmale wie „Sole Reliance“ (einzige Bezugsquelle von physischen Gasmengen) aufweist, da dieses Gas ausschließlich aus den dänischen Offshore-Feldern stammt.

(75) Dieser Markt umfasst in Dänemark mindestens folgende Kategorien von Geschäften:

1. Verkäufe von physisch transportiertem Gas (d. h. aus den dänischen Offshore-Feldern „eingeführtem“ Gas) ohne die nach Deutschland oder Schweden ausgeführten Gasmengen,

60Für dieses Gas hat das dänische Festlandsnetz einen Zugangspunkt in Nybro in Jütland. Zwar handelt es sich bei diesem Gas aus den Offshore-Feldern um „dänisches Gas“, doch ist es in Bezug auf das

2. Verkäufe von vertraglich eingeführtem/erworbenem Gas (im Gegensatz zu physisch eingeführtem Gas, denn die Einfuhr erfolgt nur im Kaufvertrag, während das entsprechende Gas Dänemark nie physisch verlässt; der Grund dafür ist, dass physische Einfuhren nur in Strömungsrichtung, nämlich von den dänischen Offshore-Feldern in der Nordsee nach Dänemark und von Dänemark Richtung Süden nach Deutschland und Richtung Osten nach Schweden möglich sind),

3. Verkäufe von Gas zwischen Händlern innerhalb Dänemarks (d. h. auf Sekundär-Spotmärkten wie der Transfer-Fazilität GTF).

(76) DONG ist das einzige Unternehmen, das in Dänemark Zugang zu physisch vorhandenem Gas hat. Das Unternehmen unterhält oder unterhielt Swap-Vereinbarungen mit [Mitbewerber]* und [Mitbewerber]*, hat gegenüber seinen beiden Verteilergesellschaften praktisch eine Monopolstellung inne und setzt Gas an die regionalen Lieferanten und die Verteilergesellschaft [Ö]*(rund [Ö]* Mio. m) sowie an die beiden Stromerzeuger E2 und Elsam, andere unabhängige dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Abnehmer ab.

(77) [Ö]*, die beiden Kontrahenten der Swap-Vereinbarung von DONG, verkaufen auf dem dänischen Großhandelsmarkt Gas an ihre Tochtergesellschaften [Ö]*.

62[Ö]* [Ö]*. Seine Einzelhandelsgesellschaft E.ON Sverige (früher Sydkraft) ist vornehmlich auf dem schwedischen und (in gewissem Umfang) auf dem dänischen Markt aktiv. [Ö]*.

(78) [Ö]*. Bislang werden über die GTF nur in geringen Mengen konkrete Handelsströme abgewickelt [Ö]* .

(79) Vertraglich abgewickelte Gasmengen für den dänischen Großhandelsmarkt können auf dreierlei Weise eingeführt oder erworben werden: i) durch eine bilaterale Swap-Vereinbarung mit einem Kontrahenten, der über Zugang zu physisch vorhandenem Gas in Dänemark verfügt (der Begünstigte erhält damit Anspruch auf das physisch in Dänemark befindliche Gas und tritt das Eigentum an diesem physischen Gas an einen Dritten ab) oder alternativ durch einen bilateralen oder unilateralen Erwerb von Gas, wobei DONG als einziger Anbieter in Frage kommt; ii) durch sog. „Rückleitung“ von Gas, das physisch im Wege einer Lieferung an den dänischen Ausspeisepunkt Ellund ausgeführt wird. Der Erwerber dieses Gases kann sich nun vorbehaltlich der Einhaltung der Einspeiseregeln der dänischen TSO (wie Buchung von Einspeisekapazität und Entrichtung der Einspeisegebühren) für eine vertragliche Wiedereinfuhr nach Dänemark entscheiden (wobei das Gas das dänische Festlandsnetz physisch nie verlassen hat); iii) durch Erwerb des Gases außerhalb des dänischen Gasnetzes (in der Regel in Emden). Danach handelt er mit allen TSO auf dem Weg vom Punkt des Erwerbs des Gases bis zur dänischen Grenze (Ellund) die Übertragung des Anspruchs an diesen Gasmengen zum dänischen Einspeise-/Ausspeisepunkt aus (dies wäre eine Übertragung Richtung Festlandsnetz „eingeführtes“ Gas (verschiedener Besitzer und mit unterschiedlichen Nutzungsvorschriften).

In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass DONG sich im Zuge der Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde vom Dezember 2005 bereit erklärt hat, den Kunden ab 2007 aus diesem Vertrag zu entlassen. Das bedeutet natürlich nicht, dass DONG das Unternehmen nach diesem Zeitpunkt nicht mehr beliefert.

[Ö]*.

(81) Die Abnehmer des auf der Großhandelsebene gehandelten Gases in Dänemark können Händler sein, die keinerlei Lieferverpflichtungen auf der Einzelhandelsebene haben (die also das Gas an andere Händler weiterverkaufen), oder Händler, die solche Lieferverpflichtungen haben (z. B. regionale Verteiler-/Handelsgesellschaften – „RDC“).

(82) [Informationen über die Position von E2 als Verbraucher und den Zugang von E2 zum Großhandelsmarkt]*. Grofle Kraftwerke (in Dänemark in aller Regel zentrale WKK-Kraftwerke) sind die größten Gasverbraucher des Landes. Ihre Betreiber, E2 und Elsam, nehmen rund [20-30 %]* des in Dänemark verbrauchten Gases ab. Aufgrund der Marktöffnung konnte E2 Gas zu Bedingungen einkaufen, die praktisch in jeder Hinsicht den Großhandelsbedingungen entsprechen, allerdings mit der einzigen Ausnahme, dass E2 dieses Gas bisher nicht (oder nur in ganz geringem Umfang) weiterverkauft, sondern es nur für seinen „monopolähnlichen“ Verbrauch verwendet hat. Die Käufe zentraler WKK-Kraftwerke von Händlern oder aus dem Ausland können zum Großhandelsmarkt für Gas gezählt werden, wenn damit die Übernahme von mehr Funktionen oder Risiken als bei den regulär zu versorgenden Kunden verbunden sind. Zu diesen zusätzlichen Funktionen kann die Zuständigkeit für Ausgleichsleistungen, Speicherung und Transport der erworbenen Gasmengen gehören. Ist im Liefervertrag allerdings nur die Lieferung des Gases „ans Tor“ des Kraftwerks vorgesehen, ohne dass beim Abnehmer eine Absicht zum Weiterverkauf vorliegt, so verhält sich das zentrale WKK-Kraftwerk in der Regel nicht wie ein Händler auf dem Großhandelsmarkt, sondern eher wie ein einfacher Einzelhandelskunde. Derartige Käufe müssten damit zum Einzelhandelsmarkt für die Gasversorgung großer WKK-Kraftwerke gerechnet werden (siehe die ausführlichere Erörterung dieser Frage im Abschnitt über die Belieferung zentraler WKK-Kraftwerke).

(83) Für die Zwecke dieser Entscheidung umfasst der Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Dänemark demnach:

• sämtliche Verkäufe – über die GTF oder auf der Grundlage von Lieferverträgen oder sonstigen Vereinbarungen – ,

• die physisch oder vertraglich von Einführern, Wiedereinführern (im Falle der Rückleitung von Gas), Erzeugern (gegebenenfalls in Zukunft) und Händlern

64Die Summierung solcher Gebühren wird gemeinhin als „Pancaking-Effekt“ bezeichnet.

65Es ist darauf hinzuweisen, dass dieses Merkmal eines liquiden Großhandelsmarkts in Dänemark weitgehend fehlt.

66WKK-Kraftwerk – Kraftwerk mit Wärme-Kraft-Kopplung.

• an andere Händler (z. B. Versorgungsunternehmen) oder an zentrale WKK-Kraftwerke (soweit diese zumindest einige der Dienstleistungen übernehmen, die bei Lieferung an den Bestimmungsort normalerweise vom Lieferanten übernommen werden, oder das Gas weiterverkaufen wollen) erfolgen und

• die den Bedarf dieser Kunden an Gaslieferungen auf der Großhandelsebene in Dänemark decken.

ñ Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Deutschland und für Schweden

(84) Es liegt auf der Hand, dass es auch in Nachbargebieten wie Norddeutschland und Schweden einen Bedarf an Gaslieferungen auf der Großhandelsebene gibt.

(85) Der angemeldete Zusammenschluss hat erhebliche Auswirkungen nicht nur in Dänemark, sondern auch in Schweden. Die Versorgung auf der Großhandelsebene ist in Schweden anders organisiert als in Dänemark. Dies liegt zum Teil daran, dass der schwedische Erdgasmarkt sich erst später entwickelt hat und noch viel kleiner ist. Anders als Dänemark verfügt Schweden nicht über eine eigene Gasförderung. Der einzige Weg Schwedens zur physischen Einfuhr von Gas führt über Dänemark und über die schwedische Übergabestation in Dragör. Die schwedischen Gasabnehmer auf der Großhandelsebene sind nicht die gleichen wie auf der dänischen Seite, was zeigt, dass die Nachfragestruktur in Schweden, was die Marktteilnehmer betrifft, eine ganz andere ist. Dies gilt auch für den Lieferbedarf der Großhandelskunden, der sich wiederum nach dem Versorgungsbedarf ihrer Kunden richtet. Die Nachfrage industrieller Endabnehmer ist in Schweden relativ gesehen stärker, während die Nachfrage zentraler Kraftwerke bisher sehr gering ist. Auch die Regulierungsbedingungen und die Marktaufsicht sehen in Schweden anders aus als in Dänemark. Aus diesen Gründen wird die Nachfrage nach Gaslieferungen auf der Großhandelsebene in Schweden in dieser Entscheidung gesondert behandelt, allerdings nur als Nebenmarkt, auf dem aus den dargelegten Gründen kein Wettbewerbsdruck herrscht. Der Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene in Schweden umfasst daher alle Einfuhren von Erdgas und Großhandelsgeschäfte (d. h. Verkäufe an Weiterverkäufer) mit Erdgas, das für den Verbrauch in Schweden bestimmt ist.

(86) Auf den Wettbewerb in Deutschland hat der Zusammenschluss wesentlich geringere Auswirkungen. Die deutsche Nachfrage nach Gaslieferungen auf der Großhandelsebene braucht daher nicht eigens untersucht zu werden, außer in dem Maße, wie sie die Nachfrage- und Angebotssituation in Dänemark oder Schweden beeinflusst.

(87) Ob der Großhandel zur Versorgung dieser drei Gebiete (Dänemark, Schweden, Deutschland), von der Angebotsseite her betrachtet, ausreichend durch den Großhandel in anderen Gebieten ersetzt werden kann, wird unten im Abschnitt über die Abgrenzung des räumlichen Marktes erörtert.

Gas „ein“, d. h. transportiert es durch seine Pipeline nach Nybro an der dänischen Küste und verkauft es in Dänemark oder führt es nach Schweden oder Deutschland aus. Aufgrund dieser Besonderheiten der dänischen Gasförderung sind derzeit keine Erzeuger auf dem dänischen Großhandelsmarkt tätig.

DONG bestreitet, dass auf die Untersuchung der deutschen Nachfrage auf dem Großhandelsmarkt verzichtet werden kann. Diese Frage wird unten im Abschnitt über den räumlich relevanten Markt eingehend erörtert.

c) Märkte für Erdgaslieferungen

(88) Hinsichtlich der Versorgung mit Erdgas hat der Anmelder nicht nur die Möglichkeit eines „Gesamtmarkts für Gaslieferungen“ in Erwägung gezogen und befürwortet, sondern auch folgende Unterteilung des Marktes vorgeschlagen:

ñ Erdgaslieferungen an Stromerzeuger, die zentrale WKK-Kraftwerke betreiben,

ñ Erdgaslieferungen an andere Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke,

ñ Erdgaslieferungen an private Haushalte.

d) Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke

Die Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke stellen einen eigenen Markt dar, der vom Markt für Erdgaslieferungen auf der Großhandelsebene und von anderen Erdgas-märkten, insbesondere der Lieferung an dezentrale WKK-Kraftwerke, zu trennen ist.

Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke vom Großhandelsmarkt zu trennen, niedrige Marktzutrittsschranken

(89) Während die Teilnehmer am Großhandelsmarkt Händler/Transportunternehmen sein müssen, ist dies für die Betreiber zentraler WKK-Kraftwerke nicht erforderlich (aber auch nicht ausgeschlossen). Soweit diese Kunden die Möglichkeit haben, sich „am Tor“ ihres Kraftwerks auf der Grundlage eines Gasliefervertrags beliefern zu lassen, der alle Lieferungen und benötigten Dienstleistungen (z. B. Speicherung, Ausgleich und Flexibilität) umfasst, sind sie weder Händler/Transportunternehmen noch Großhandelskunden (im Gegensatz zu Einzelhandelskunden), sondern einfach sehr große Einzelhandelskunden auf hohem Niveau.

(90) Dies lässt sich ungeachtet der Tatsache feststellen, dass die Betreiber zentraler WKK-Kraftwerke ein sehr starkes geschäftliches Interesse daran haben, sich auf dem Großhandelsmarkt zu engagieren, wodurch sie de facto Großhändler für Überschussmengen und Großhandelskunden würden (und gleichzeitig Einzelhandelsanbieter, die sich über ein entsprechendes Management ihres Lieferportfolios „selbst beliefern“). In Einklang mit den in den Abschnitten über den Großhandelsmarkt dargelegten Argumenten lässt sich auch der Schluss ziehen, dass zu einem bestimmten Zeitpunkt im Prozess der Öffnung der Erdgasmärkte alle dem Einzelhandel zugerechneten Betreiber zentraler WKK-Kraftwerke ihre Tätigkeit auf den Großhandelsmarkt ausweiten könnten (zumindest als Großhandelsabnehmer); zu diesem Zeitpunkt würde ein eigener Markt für Einzelhandelslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke nicht mehr bestehen. Allerdings muss in dieser Entscheidung auch die Möglichkeit berücksichtigt werden, dass es diesen eigenen Markt in Dänemark und/oder Schweden in absehbarer Zeit noch geben könnte.

(91) Die verschiedenen Strategien, die den Betreibern zentraler WKK-Kraftwerke zumindest derzeit offen stehen, spiegeln sich in den unterschiedlichen Geschäftskonzepten von Elsam und Energi E2 wider. Während Elsam bisher nur über einen einzigen

69Dazu ist festzustellen, dass ein solcher Markt durchaus als ähnlich oder weitgehend identisch mit dem Großhandelsmarkt für Erdgaslieferungen für Dänemark betrachtet werden kann.

Liefervertrag (mit DONG) beliefert worden ist und daneben nur einen begrenzten Austausch mit E2 vornimmt – was als Großhandel betrachtet werden kann – , verfügt Energi E2 über eine ganze Reihe von Lieferverträgen und ist selbst als Einführer von Erdgas aus Deutschland tätig geworden und damit in wesentlich größerem Umfang auf dem Großhandelsmarkt aktiv. (Siehe auch oben die Erörterung der Rolle von E2 und Elsam auf dem Großhandelsmarkt).

(92) Generell spricht die Tatsache, dass ein Unternehmen möglicherweise sogar ohne größere Schwierigkeiten die Möglichkeit hat, auf einem vertikal verbundenen vorgelagerten Markt tätig zu werden (beispielsweise über Käufe und Verkäufe auf einem Großhandelsmarkt), an sich nicht dagegen, dass es einen eigenen nachgelagerten Markt gibt. Allerdings kann die Zuordnung der Umsätze zu dem einen oder dem anderen Markt unter diesen Umständen Schwierigkeiten bereiten. Im Falle der hier behandelten Märkte muss dabei berücksichtigt werden, dass sich der Mehrwert zwischen dem Einkauf zu Großhandelsbedingungen und dem Verkauf im Einzelhandel aus einer Reihe von Elementen ergibt, wie: i) dem Management des Lieferportfolios, ii) der Buchung und dem Management von Speicherkapazität und Ausgleichsbedarf und iii) der Buchung des Transports „ans Kraftwerkstor“, damit der Bedarf des Kraftwerks zum richtigen Zeitpunkt gedeckt ist; hinzu kommt für alle drei Elemente das Management der damit verbundenen Risiken. Das deutlichste Unterscheidungskriterium für die Zuordnung einer bestimmten Transaktion ist die „Lieferung ans Kraftwerkstor“, bei der klar ist, dass der Kunde nicht an anderen Tätigkeiten im Zusammenhang mit Großhandelsgeschäften beteiligt ist. Für die Zwecke dieser Entscheidung werden nur „Lieferungen ans Kraftwerkstor“ als (Einzelhandels-)Lieferungen an die Betreiber zentraler WKK-Kraftwerke anerkannt. (Dies steht auch mit der Abgrenzung der anderen relevanten Einzelhandelsmärkte in Einklang, siehe unten).

(93) Darüber hinaus ist zu prüfen, ob es zwischen den beiden Märkten Zutrittsschranken gibt. Wie oben erörtert, kann der Betreiber eines zentralen WKK-Kraftwerks (als Einzelhandelskunde auf hohem Niveau betrachtet) auf dem Großhandelsmarkt als Käufer oder als Verkäufer auftreten.

(94) Desgleichen sind die Marktzutrittsschranken für Großhändler, die einige wenige Segmente des Einzelhandelsmarkts beliefern wollen, durchaus überwindbar. So kann zum Beispiel die Situation entstehen, dass ein kurzfristiger Vertrag von einem Monat zwischen einem Großhändler und einem Kraftwerksbetreiber über die Lieferung bis zum dänischen Einspeisepunkt Ellund geschlossen wird. Wenn der Stromerzeuger (in seiner Funktion als Großhandelsabnehmer, der eine Einzelhandelslieferung an sein Kraftwerk vornimmt) danach nur die Übertragungskapazität bis zu seinem Kraftwerk bucht, in der festen Absicht, das ganze nach Ellund gelieferte Gas sofort zu verfeuern, ist klar, dass für die Deckung dieses Bedarfs der Großhändler leicht (da keine Hindernisse für die Buchung von Kapazität vorliegen) selbst als Anbieter in dieses „Nachfragesegment“ eintreten könnte, indem er die Buchung der Übertragungskapazität bis zum Kraftwerkstor als zusätzlichen Service anbietet. Die Zutrittsschranke für den Großhandelsmarkt für diese Art von Lieferungen (die als ein „Marktsegment“ betrachtet werden kann) liegt damit recht niedrig.

(95) Es gibt jedoch andere Arten von Lieferungen auf der Großhandelsebene, wo ein solcher Eintritt als Einzelhändler erheblich komplexer ist, ein wesentlich intensiveres langfristiges Engagement verlangt und auch mit einem größeren wirtschaftlichen Risiko zwischen der Großhandels- und der Einzelhandelsebene verbunden ist. Dies ist zum Beispiel immer dann der Fall, wenn ein Vertrag über die Belieferung zentraler WKK-Kraftwerke diesen Kraftwerken ein hohes Maß an Flexibilität hinsichtlich ihrer Nachfrage einräumt. Im Extremfall braucht der Kunde den Lieferanten nur einen Tag vor der Lieferung darüber zu informieren, ob sich sein Bedarf auf 100 % oder 0 % seiner Höchstkapazität beläuft. Die Marktzutrittsschranken zu solchen Lieferungen sind damit eindeutig hoch.

(96) Ein wesentlicher Unterschied zwischen einem reinen Großhandelsmarkt und einem Einzelhandelsmarkt für die Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke besteht (zumindest im Fall Dänemarks) auch darin, dass die Gaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke eng mit den Kohlepreisen verknüpft sind [Ö]*, da die Preise auf dem allgemeinen Großhandelsmarkt eng an die Entwicklung der Ölpreise gebunden zu sein scheinen .

(97) Daher ist es nach Auffassung der Kommission beim derzeitigen Stand der Entwicklung des dänischen Erdgassektors angebracht, die Belieferung von Kraftwerken auf der Groß- und Einzelhandelsebene nicht als einen einzigen sachlich relevanten Markt zu betrachten. Allerdings können Käufe und Verkäufe durch Betreiber zentraler WKK-Kraftwerke sowohl auf der Großhandelsebene als auch auf der Einzelhandelsebene stattfinden.

(98) Aber selbst wenn die Versorgung von WKK-Kraftwerken und die Lieferungen auf der Großhandelsebene als ein einziger sachlich relevanter Markt betrachtet würde, würden sich – wie bei der wettbewerbsrechtlichen Würdigung des angemeldeten Zusammenschlusses deutlich wird – die durch das Vorhaben aufgeworfenen Wettbewerbsprobleme nicht ändern.

Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke von anderen Lieferungen auf der Einzelhandelsebene zu unterscheiden

- Verschiedene sachlich relevante Märkte für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke und andere Lieferungen auf der Einzelhandelsebene

(99) Der Anmelder erklärt, dass zwischen Gaslieferungen an große zentrale und kleine dezentrale WKK-Kraftwerke unterschieden werden muss. Die Ergebnisse der Marktuntersuchung sprechen ebenfalls für die Auffassung, dass zentrale und dezentrale WKK-Kraftwerke nicht Teil ein und desselben sachlich relevanten Marktes sind. Die Kommission schließt sich daher der vom Anmelder vertretenen Auffassung an.

(100) In Dänemark gibt es derzeit keine Kraftwerke, die Erdgas nur für die Stromerzeugung einsetzen. Hingegen werden in erdgasbefeuerten „zentralen“ oder „dezentralen“ WKK-Kraftwerken sowohl Strom als auch Wärme erzeugt. Dennoch gibt es große Unterschiede zwischen den beiden WKK-Kraftwerksgruppen.

o Dezentrale Kraftwerke sind hinsichtlich der Wärme- und Stromerzeugung nur begrenzt flexibel, da sie während der Stromerzeugung die Wärmeerzeugung in der Regel nicht „abschalten“ können. Zentrale Kraftwerke hingegen können das Verhältnis zwischen Strom- und Wärmeerzeugung wesentlich flexibler gestalten, denn sie können die Wärmeerzeugung während der Stromerzeugung abschalten. Man bezeichnet dies als Erzeugung im Kondensationsbetrieb.

o Zentrale WKK-Kraftwerke verbrauchen für sich genommen wesentlich mehr Gas. Während der Jahresverbrauch zentraler WKK-Kraftwerke weit über 100 Mio. m³ hinausgehen kann, bleibt der Verbrauch auch der größten dezentralen WKK-Kraftwerke immer unter 100 Mio. m³, in der Regel weit darunter. Dieser Unterschied im Verbrauch hängt mit den Kapazitätsunterschieden zusammen. Die Kapazität zentraler WKK-Kraftwerke liegt im Allgemeinen weit über 100 MW, während die Kapazität dezentraler WKK-Kraftwerke deutlich unter 100 MW liegt.

o Aufgrund der verschiedenen Verfahren für die Wärme- und Stromerzeugung unterscheiden sich auch die saisonalen Verbrauchsmuster zentraler und dezentraler WKK-Kraftwerke stark voneinander. Die Nachfrage dezentraler WKK-Kraftwerke hängt hauptsächlich von der Temperatur ab (da ihre Primärfunktion in der Erzeugung von Fernwärme besteht). Daher fällt bei ihnen der höchste Gasverbrauch in den Wintermonaten an. Bei zentralen WKK-Kraftwerken hingegen ist die Temperatur nur einer der Faktoren, die den Gasverbrauch bestimmen, da ihre Primärfunktion in der Stromerzeugung besteht, so dass diese Anlagen Erdgas für die Stromerzeugung verwenden, wenn sie eine ausreichende Gewinnspanne für ihre Stromerzeugungsleistung erzielen können – unabhängig von der Jahreszeit.

o Dezentrale WKK-Kraftwerke waren üblicherweise streng reguliert, unter anderem wurden ihnen Abnahmepreise garantiert. Dieser Regulierungsrahmen wird zurzeit gelockert, so dass immer mehr dezentrale WKK-Kraftwerke ihre Leistung zu Marktbedingungen absetzen müssen. Natürlich sind die dezentralen WKK-Kraftwerke noch nicht ganz daran gewöhnt (und einige – vor allem die kleineren – nicht einmal daran interessiert), auf dem Markt tätig zu sein. Dies zeigen auch einige Antworten in der Marktuntersuchung. [Informationen über die Beziehungen zwischen dezentralen WKK-Kraftwerken und DONG]*.

o Für die Eigentümer zentraler WKK-Kraftwerke bestehen (wegen deren großen Gasverbrauchs und der damit verbundenen Flexibilität) Möglichkeiten und Anreize, sich direkt auf dem Erdgasmarkt auf der Großhandelsebene zu engagieren. Denn es kann für sie interessant sein, Speicherkapazität zu buchen, Erdgas auf eigene Rechnung einzuführen und ein Lieferportfolio aus verschiedenen kurz- und langfristigen Verträgen zu managen. [Ö]*. Für dezentrale WKK-Kraftwerke bestehen diese Möglichkeiten und Anreize nicht, da sie sich hohen wirtschaftlichen Risiken und Kosten aussetzen würden, die die potenziellen Vorteile überwiegen würden.

o Diese Unterschiede kommen auch in den derzeit sehr unterschiedlichen Vertragstypen zum Ausdruck. Dezentrale WKK-Kraftwerke schließen in der Regel Ein- oder Zweijahresverträge, bei denen der Gaspreis an den Ölpreis gekoppelt ist. Dagegen decken die dänischen zentralen WKK-Kraftwerke üblicherweise den größten Teil ihres Gasbedarfs über Mehrjahresbasisverträge, die preislich an den Kohlepreis gekoppelt sind, und eventuell über kürzerfristige Ergänzungsverträge, deren Laufzeit nur einen Monat betragen kann, mit denen die durch Schwankungen des Strompreises ausgelösten Bedarfsspitzen aufgefangen werden können.

o Daher ist klar, dass auch bei den Preisen und der Preisentwicklung große Unterschiede zwischen zentralen und dezentralen WKK-Kraftwerken bestehen .

[Informationen über die von E2 vorgelegten Preisangaben]*.

(101) Aus diesen Gründen betrachtet die Kommission Gaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke und Gaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke als getrennte Märkte.

- Verschiedene sachlich relevante Märkte für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke und andere Lieferungen auf der Einzelhandelsebene

(102) Der Unterschied zwischen Gaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke und Gaslieferungen an andere Kundengruppen ist noch ausgeprägter. Die Kommission stimmt dem Anmelder zu, dass es sich hierbei um verschiedene sachlich relevante Märkte handelt.

o Die Nachfragemuster sind sehr unterschiedlich. Industrielle Großabnehmer haben eine eher flach und stabil verlaufende Nachfragekurve mit geringen saisonalen Schwankungen, mit Ausnahme vielleicht der Urlaubszeit. Kleine Geschäftskunden (in der Regel gewerbliche Abnehmer) weisen wie private Haushalte eine Nachfragekurve auf, die weitgehend ihrem Heizbedarf entspricht.

o Auch die Preise sind sehr unterschiedlich. Insbesondere wenn der Speicherbedarf mit berücksichtigt wird (der bei industriellen Abnehmern viel geringer ist), geht aus der Marktuntersuchung der Kommission klar hervor, dass die von den zentralen Kraftwerken gezahlten Preise deutlich unter denen für industrielle Großabnehmer liegen. Die von kleinen Geschäftskunden und privaten Haushalten gezahlten Preise sind natürlich noch höher .

o Auch die oben getroffenen Feststellungen zu unterschiedlichen Vertragstypen, Preisindexierungsklauseln und mangelnden Anreizen oder Möglichkeiten, Lieferungen direkt von der Großhandelsebene zu beziehen, gelten in vollem Umfang für diese anderen Kundengruppen. Beispielsweise hat die Kommission in ihrer Marktuntersuchung keine Hinweise darauf gefunden, dass ein dänischer industrieller Abnehmer je auf eigene Rechnung Lagerkapazität gebucht hat.

(103) Die Kommission stellt fest, dass der Anmelder in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte das Bestehen eines eigenen Marktes für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke nicht in Frage stellt.

(104) Für die Zwecke dieser Entscheidung besteht daher nach Auffassung der Kommission ein eigener relevanter Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke.

72Siehe unten die entsprechenden Abschnitte der wettbewerbsrechtlichen Würdigung.

e) Markt (Märkte) für Erdgaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer

Erdgaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer bilden einen einzigen oder zwei verschiedene sachlich relevante Märkte

(105) Nach Angaben von DONG sind Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke Teil desselben sachlich relevanten Marktes wie Lieferungen an „andere industrielle Großabnehmer“.

(106) Anhand der Ergebnisse der Marktuntersuchung stimmt die Kommission dieser Feststellung nur insoweit zu, dass dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer Teil desselben sachlich relevanten Marktes sein können oder auch nicht, d. h. zwei verschiedene Segmente desselben Marktes oder zwei getrennte Märkte bilden. Die Kommission ist nicht der Auffassung, dass auch kleine Geschäftskunden diesem Markt angehören.

Kleine Geschäftskunden gehören nicht demselben sachlich relevanten Markt an wie große Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke

(107) Kleine Geschäftskunden gehören nicht demselben sachlich relevanten Markt an wie große Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke. Dafür sind folgende Gründe anzuführen:

75o Es gelten völlig andere Preise .

o Die Gewinnspannen und die Entwicklung der Gewinnspannen sind deutlich anders geartet.

o Die Vermarktungs- und Verteilungskanäle und die Kosten sind anders. Industrielle Großabnehmer profitieren vom Großkundenmanagement, kleine Geschäftskunden nicht. [Ö]*

o Es werden unterschiedliche Speicherkosten und Preise angewandt .

o Es liegt eine andere Marktstruktur vor. [Anmerkungen zur Marktposition der Wettbewerber]* .

o Die Wechselrate und die Preissensibilität der Kunden sind ganz unterschiedlich, bei kleinen Geschäftskunden niedrig bis mittel, bei industriellen Großabnehmern höher .

o Gaszähler sind nur für Kunden mit einem Jahresverbrauch von über 0,3 Mio. m³ vorgeschrieben. Für die Kundengruppen mit geringerem Verbrauch, private Haushalte und kleine Geschäftskunden, besteht eine solche Anforderung nicht.

o [Verweis auf interne Unterlagen von DONG]* .

o [Anmerkungen zu einer der von DONG getroffenen Vereinbarungen]*.

Lieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke weisen einige Ähnlichkeiten auf

(108) Einige Elemente weisen auf Ähnlichkeiten zwischen der Belieferung industrieller Großabnehmer und dezentraler WKK-Kraftwerke hin:

o Der jährliche Gasverbrauch dezentraler WKK-Kraftwerke ist ähnlich hoch wie der industrieller Großabnehmer. In beiden Kundengruppen liegt die jährliche Nachfrage der größten Unternehmen zwischen 50 und 100 Mio. m³.

o Die Gaslieferverträge scheinen für beide Kundengruppen ähnlich zu sein, denn beide Gruppen werden auf der Grundlage von „Großabnehmerverträgen“ beliefert, die üblicherweise Klauseln zur Kopplung des Preises an den Ölpreis enthalten.

o Einige Versorger haben wie DONG erklärt, dass sie diese beiden Gruppen für ihre Vermarktung als eine relevante Kundengruppe betrachten.

o In der Marktuntersuchung der Kommission vertrat eine Kundengruppe, die dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Abnehmer umfasst („Gasgruppen“), einen gemeinsamen Standpunkt und machte keinen Unterschied zwischen dem Bedarf beider Gruppen. „Gasgruppen“ hat ihren Gasverbrauch wiederholt „gepoolt“ und ausgeschrieben, was ebenfalls auf nur geringe Unterschiede in den Verbrauchs- und Nachfragemustern zumindest zwischen diesen dezentralen WKK-Kraftwerken und industriellen Abnehmern hindeutet.

Lieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke weisen jedoch auch große Unterschiede auf

(109) Die Nachfrage industrieller Abnehmer ist regelmäßiger und weniger von saisonalen Schwankungen geprägt als die Nachfrage dezentraler WKK-Kraftwerke. Dies führt dazu, dass industrielle Abnehmer, deren Verbrauch viel berechenbarer ist, einen deutlich höheren Lastfaktor aufweisen und niedrigere Speicherkosten zu tragen haben und dass ihre Lieferungen kein sehr hohes Maß an Flexibilität erfordern. Während die Nachfrage nach Gas bei den dezentralen WKK-Kraftwerken hauptsächlich durch den Heizbedarf der dänischen Haushalte und Geschäfte bestimmt wird, richtet sich die Nachfrage der industriellen Abnehmer nach dem Bedarf und dem Rhythmus der industriellen Produktion .

[Ö]. Siehe auch die Ergebnisse der Marktuntersuchung der dänischen Wettbewerbsbehörde im Kartellrechtsfall des Liefervertrags zwischen DONG und HNG/MN.

(110) Auch die Eigentumsverhältnisse sind verschieden. Während die industriellen Abnehmer in privatem Eigentum stehen, gehören die dezentralen WKK-Kraftwerke meistens den Gemeinden oder sind als Genossenschaften Eigentum ihrer Kunden. Hinzu kommt eine andere Primärnutzung des Erdgases (eher für industrielle Anwendungen als für Heizzwecke), was zu einer anderen Elastizität der Nachfrage führt. Während kommunale/genossenschaftliche Heizkraftwerke mit WKK vielleicht niedrige Wärmepreise für ihre Kunden als Hauptziel ansehen und positive Gewinnspannen zweitrangig sind, orientieren sich industrielle Abnehmer an den Energiekosten ihrer Mitbewerber, was Möglichkeiten zur Preisdiskriminierung zwischen diesen beiden Kundengruppen bietet.

(111) Die Marktuntersuchung der Kommission hat auch Hinweise auf Unterschiede in der künftigen Entwicklung der Nachfrage ergeben. Während bei den industriellen Abnehmern kein oder nur ein sehr geringes positives Wachstum zu erwarten ist, ist bei den dezentralen Kraftwerken von negativen Wachstumsraten auszugehen. Diese rückläufige Entwicklung der Nachfrage kann durch die oben erwähnte Deregulierung erklärt werden, durch die die Stromerzeugung auf Gasbasis für die Betreiber, die ihren Gasbedarf auf dem Markt decken müssen, weniger wettbewerbsfähig wird.

(112) Auch Kundentreue und Wechselrate sind bei industriellen Abnehmern anders als bei dezentralen WKK-Kraftwerken, die offenbar etwas treuere Kunden sind als die Industrie .

(113) [Ö]* . Es ist darauf hinzuweisen, dass DONG bereits vor dem geplanten Zusammenschluss ein besonderes strategisches Interesse an dezentralen WKK-Kraftwerken hatte, die auch Strom erzeugen. [Ö]*

Schlussfolgerung

(114) Aus den oben angeführten Gründen kommt die Kommission für die Zwecke dieser Entscheidung zu dem Schluss, dass ein eigener Markt für Gaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer besteht. Die Frage, ob diese beiden Kundengruppen einen gemeinsamen sachlich relevanten Markt bilden, wie dies vom Anmelder behauptet wird, oder aber zwei getrennte Märkte, kann im Zusammenhang mit dieser wettbewerbsrechtlichen Würdigung offen bleiben, da die Bewertung für beide Gruppen zu dem gleichen Ergebnis führt.

f) Markt (Märkte) für Erdgaslieferungen an private Haushalte und kleine Geschäftskunden

(115) Der Anmelder vertritt die Auffassung, dass es getrennte Einzelhandelsmärkte für die Belieferung von Geschäftskunden und privaten Haushalten mit Erdgas gibt. Der Anmelder weist darauf hin, dass Lieferungen an private Haushalte anderen Wettbewerbsbedingungen unterliegen als Lieferungen an Geschäftskunden. Diese verlangen weitgehend individuell angepasste Produkte. Die Preise und die übrigen Konditionen werden auf kommerzieller Grundlage ausgehandelt.

(116) Die Kommission stimmt dem Anmelder insofern zu, dass Lieferungen an private Haushalte nicht zum gleichen sachlich relevanten Markt gehören wie Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke, dezentrale WKK-Kraftwerke und große Geschäftskunden mit einem Jahresverbrauch von über 300 000 m³. Die für Verkäufe an private Haushalte geltenden Wettbewerbsbedingungen unterscheiden sich ganz wesentlich von denen, die für Verkäufe an große Geschäftskunden und WKK-Kraftwerke gelten.

(117) Wie oben dargelegt, gehören kleine Geschäftskunden nicht demselben sachlich relevanten Markt an wie große Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke. Daher stellt sich die Frage, ob Verkäufe an kleine Geschäftskunden und private Haushalte zum selben oder zu verschiedenen sachlich relevanten Märkten gehören.

(118) Einerseits sind sich Nachfrage und Lieferkonditionen dieser beiden Kundengruppen in Dänemark in vielen Punkten ähnlich.

• Für keine dieser Kundengruppen sind individuelle Gaszähler vorgeschrieben, d. h. sie sind „Kunden ohne Zähler“ .

• Mit Kunden ohne Zähler werden andere Verträge geschlossen als mit Kunden mit Zähler. In den Verträgen über Lieferungen an Kunden ohne Zähler basiert der Jahresverbrauch auf einem angenommenen Lastprofil, während die Verträge bei Kunden mit Zähler auch Flexibilitätsklauseln enthalten. Des Weiteren schließen Kunden ohne Zähler unbefristete Verträge, die kurzfristig gekündigt werden können, während die Verträge von Kunden mit Zähler in der Regel eine Laufzeit von 1-2 Jahren haben.

• Die Gaspreise für Kunden ohne Zähler sind höher und werden veröffentlicht, die Preise für Kunden mit Zähler werden ausgehandelt.

• Kunden ohne Zähler neigen viel weniger dazu, den Versorger zu wechseln als Kunden mit Zähler. Aus den Zahlenangaben der dänischen Wettbewerbsbehörde geht hervor, dass während des Jahres 2004 annähernd 30 % der Kunden mit Zähler, aber nur 0,24 % der Kunden ohne Zähler den Versorger gewechselt haben.

• [Ö]* .

• Aus Sicht der Versorger erfordert eine große Zahl von Kundenstandorten und Kunden Managementinstrumente für den Kundenbestand.

• Für diese Kunden konzipieren die Versorger allgemeine standardisierte Angebote.

86Die Relevanz dieses Schwellenwertes ist unter Rdnr. 107 erläutert worden: Gaszähler sind nur für Kunden mit einem Jahresverbrauch von über 0,3 Mio. m³ vorgeschrieben. Für die Kundengruppen mit geringerem Verbrauch, private Haushalte und kleine Geschäftskunden, besteht eine solche Anforderung nicht. In der Marktuntersuchung der Kommission wurde dieser Schwellenwert als am besten geeignete Trennungslinie zwischen Groß- und Kleinkunden angesehen.

87Kunden mit einem Jahresverbrauch von unter 300 000 m³ können Gaslieferungen auch über einen Zähler und zu den damit verbundenen Bedingungen beziehen. Dies erfordert jedoch die Einrichtung eines Gaszählers und wird nur von wenigen Geschäftskunden in Anspruch genommen, deren Verbrauch groß genug ist, um die Kosten für den Gaszähler kompensieren zu können. Deshalb wirkt sich diese Möglichkeit nicht nennenswert auf die Abgrenzung des Marktes aus.

• DONG verfolgt für kleine Geschäftskunden andere Vermarktungsstrategien als für private Haushalte. Beispielsweise setzt DONG für das Segment der kleinen Geschäftskunden Verkaufsagenten [Ö]* ein.

• Mindestens ein Wettbewerber (Shell) ist, wenn auch nur in sehr begrenztem Umfang, ebenfalls auf dem Markt für kleine Geschäftskunden präsent, nicht jedoch auf dem für die Belieferung privater Haushalte.

(120) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bleiben die Beteiligten dabei, dass der relevante Markt nur die Belieferung privater Haushalte umfasst, und dass kleine Geschäftskunden einem Markt für alle Geschäftskunden einschließlich dezentraler WKK-Kraftwerke zugeordnet werden sollten.

(121) Die Kommission stimmt ihnen insoweit zu, dass es möglicherweise einen getrennten Markt für die Gasversorgung privater Haushalte gibt. Doch wie unten in der wettbewerbsrechtlichen Würdigung näher ausgeführt wird, wurde zwischen beiden Gruppen kein großer Unterschied festgestellt. Daher kann die Frage, ob Lieferungen an private Haushalte und Lieferungen an kleine Geschäftskunden verschiedene Segmente desselben relevanten Marktes oder vielmehr zwei verschiedene relevante Märkte bilden, für die Zwecke dieser Entscheidung offen bleiben.

(122) Für die Zwecke dieser Entscheidung sind relevante Märkte die folgenden Einzelmärkte:

1. der Markt für Erdgasspeicherleistungen oder alternativ dazu der Markt für Erdgasflexibilitätsleistungen,

2. die Großhandelsmärkte für Erdgaslieferungen a) für Dänemark und b) für Schweden,

3. der Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke,

4. der Markt oder die Märkte für Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer und an dezentrale WKK-Kraftwerke,

5. der Markt oder die Märkte für Erdgaslieferungen an kleine Geschäftskunden und an private Haushalte.

2. Räumlich relevante Märkte

a) Markt für Gasspeicher- oder Gasflexibilitätsleistungen

(123) In der Anmeldung vertritt DONG die Auffassung, dass der räumlich relevante Markt über Dänemark hinausgeht und auch Schweden, Norddeutschland und die Niederlande umfasst.

(124) Die Marktuntersuchung hat jedoch Anhaltspunkte dafür ergeben, dass sich der räumlich relevante Markt für Speicherleistungen (oder Flexibilitätsleistungen) unabhängig von der genauen Abgrenzung des sachlich relevanten Marktes auf Dänemark beschränkt. Die meisten Flexibilitätsinstrumente sind offensichtlich nur auf einzelstaatlicher Ebene vorhanden. Grenzüberschreitende Flexibilität im Wege von Verträgen scheint äußerst schwierig zu sein. Die einzige theoretische Möglichkeit für grenzüberschreitende Flexibilität könnte daher die physische Speicherung im Ausland sein.

(125) In Schweden gibt es nur in sehr begrenztem Umfang physische Speicherkapazität. „Virtuelle Speicherkapazität“, d. h. Flexibilitätskapazität durch große Gaskraftwerke besteht derzeit nur in geringem Maße. Allerdings wird 2007 ein neues Kraftwerk (Göteborgs Energi) und 2009 ein weiteres [Ö]* in Betrieb genommen, die im Prinzip beide zu Flexibilitätsleistungen herangezogen werden könnten, wie die Kraftwerke von Elsam und E2. Bezüglich des [Ö]* geplanten zentralen WKK-Kraftwerks ist darauf hinzuweisen, dass der Zeitplan für dieses Projekt unsicher ist und mit dem Bau noch gar nicht begonnen wurde. Daher hängt Schweden fast vollständig von der dänischen Speicher-/Flexibilitätskapazität ab. Inwieweit sich daran in absehbarer Zeit etwas ändern wird, lässt sich noch nicht mit Sicherheit abschätzen. Auf jeden Fall ist es eher unwahrscheinlich, dass diese „virtuelle Speicherkapazität“ in Schweden ausreichen wird, um den schwedischen Speicherbedarf zu decken. Daher ist es noch unwahrscheinlicher, dass durch diese neue „virtuelle Speicherkapazität“ ein Wettbewerbsdruck auf einen Monopolisten in Flexibilitäts-/Speicherleistungen in Dänemark ausgeübt wird.

(126) In Deutschland belaufen sich die Speichertarife für Einspeise- und Entnahmekapazität bei kleinen Mengen auf 242 % und bei großen Mengen immer noch auf 56 % der dänischen Tarife. Außerdem würde jeder physische Transport von Dänemark zu Speicheranlagen in Deutschland zusätzliche Transportkosten einschließlich Einspeise- und Ausspeisegebühren bei den verschiedenen Übertragungsnetzen verursachen. Eine weitere Schwierigkeit bei der Speicherung im Ausland ergibt sich aus der komplizierten Synchronisierung der reservierten Speicher- und Durchleitungskapazitäten mit dem tatsächlichen Gasbedarf. Kapazitätsreservierungen, die für die nötige Flexibilität sorgen würden, sind schwierig zu bekommen, und selbst wenn sie erhältlich wären, wären sie sehr teuer.

(127) Die Kommission weist darauf hin, dass sie bereits in früheren Entscheidungen festgestellt hat, dass der wirtschaftliche Radius für Porenspeicherung aus technischen Gründen weniger als 200 km beträgt, und für Kavernenspeicherung weniger als 50 km. Der nächstgelegene deutsche Kavernenspeicher befindet sich in Kiel und damit mehr als 50 km von der dänischen Grenze entfernt. Desgleichen liegt der nächstgelegene Porenspeicher südlich von Hamburg und damit rund 200 km von der dänischen Grenze entfernt. Dies könnte darauf hindeuten, dass die physische Speicherung zumindest in Notsituationen auch auf technische Schwierigkeiten stoßen könnte.

(128) In den Antworten zur Marktuntersuchung der Kommission wird generell davon ausgegangen, dass eine Speicherung in der Nähe des Ortes des Gasverbrauchs die effizientere Lösung ist, zur Speicherung von Gas im Ausland hingegen werden erhebliche Zweifel geäußert.

(129) Auch das Verhalten von DONG selbst steht eigentlich im Widerspruch zur Existenz eines kombinierten dänisch-norddeutschen Marktes für Flexibilitäts- bzw.

3 3 91 10 Mio. min Schweden verglichen mit 700 Mio. min Dänemark.

92 Das Gaskraftwerk von E.ON in Malmö ist relativ klein und alt und kann vor allem nicht im Kondensationsbetrieb gefahren werden, weshalb dieses Kraftwerk zwangsläufig auch Wärme erzeugen muss, wodurch es nur sehr begrenzt für Flexibilitätsleistungen in Frage kommt.

93 DONG, Geschäftsbericht 2004, S. 15. Die niederländischen Tarife für Einspeise- und Entnahmekapazität sind sogar doppelt so hoch wie die dänischen Tarife.

94 Siehe zum Beispiel den Überlastungsgrad im Bereich der BEB.

95 M.1383, Rdnr. 262; M.3086, Rdnr. 16.

Speicherleistungen: Für seine Geschäftstätigkeit in (Nord-)Deutschland und in den Niederlanden bucht DONG Speicherkapazitäten in diesen Ländern und [Ö]* .

(130) DONG hat geltend gemacht, [Mitbewerber]* hätten eigene Speicherkapazitäten in Deutschland und man sollte daher die dänischen Tarife nicht mit den deutschen vergleichen, sondern vielmehr mit den internen Kosten dieser Unternehmen. Außerdem führt DONG an, dass die Verfügbarkeit derartiger Alternativen für bestimmte Kunden die anderen Kunden angebotenen Preise unter Druck setzen würde, da bei der Festlegung der Preise von DONG keine Diskriminierung entstehen darf.

(131) Dazu merkt die Kommission an, dass mögliche Alternativen, selbst wenn sie einigen Kunden von DONG Lager zur Verfügung stünden, wohl kaum einen allgemeinen Druck auf die Preise des Unternehmens zur Folge hätten. Denn erstens ist keiner der drei genannten Kunden derzeit ein bedeutender Abnehmer. Zweitens besteht für DONG kein Anreiz, Speicherkunden anzuziehen, denn dies würde mit einem höheren Wettbewerbsdruck für die anderen Gasgeschäfte von DONG auf dem dänischen Markt einhergehen. Genau das ist der Grund dafür, dass der Zugang zu Speicherleistungen der Regulierung bedarf.

(132) DONG behauptet weiter, dass [Mitbewerber]* schon jetzt insofern einen beträchtlichen Wettbewerbsdruck ausüben, als sie in Ellund über bedeutende Mengen verfügen. Anstatt die dänischen Speicheranlagen zu nutzen, könnten im Sommer relativ große Mengen nach Deutschland (in eigene Speicher) geleitet und dann im Winter größere Mengen zurückgeleitet werden.

(133) Die Kommission stellt fest, dass diese Möglichkeit nur für die drei Unternehmen besteht, die in Ellund Gas von DONG beziehen. Daraus folgt, dass, selbst wenn das von DONG erwähnte Verhalten zu berücksichtigen wäre, dies nicht zu der Schlussfolgerung führen würde, dass die gesamte in Norddeutschland vorhandene Speicherkapazität in den relevanten Markt einbezogen werden müsste, sondern lediglich, dass ein Teil des Flexibilitätsbedarfs von [Mitbewerbern]* in Bezug auf die Gaslieferungen von DONG nicht zwangsläufig von DONG Lager gedeckt werden müsste.

(134) Um den tatsächlichen Grad an Flexibilität beurteilen zu können, der durch saisonale Schwankungen bei der Rückleitung erreicht wird, hat die Kommission die Zahlen für die Einfuhren nach Dänemark für den Sommer 2004, Winter 2004/2005 und wiederum Sommer 2005 überprüft. Wie Abbildung 1 zeigt, deuten diese Zahlen nicht auf einen erheblichen Anstieg der Einfuhrmengen im Winter 2004/2005 hin, woran deutlich wird, dass derartige (Wieder-)Einfuhrmengen derzeit – wenn überhaupt – nur sehr begrenzte Auswirkungen auf die Bereitstellung von Flexibilitäts-/Speicherleistungen in Dänemark haben.

96 [Ö]*.

Abbildung 1: Monatliche vertragliche Einspeisung in das dänische TSO-System am Einspeisepunkt Ellund

Monthly flows at Ellund entry point into the Energinet.dk system

50,0

45,0

40,0

35,0

30,0

25,0

m³ 20,0

15,0

10,0

5,0

0,0

avr-04 avr-05 oct-04 oct-05 févr-05 juin-04 juin-05 déc-04 août-04 août-05

Quelle: Energinet.dk

(135) Die Kommission hat außerdem eine Bewertung der saisonalen Schwankungen der Nettoausfuhren nach Deutschland vorgenommen. In der nachstehenden Abbildung der dänischen monatlichen Erdgasstatistik ist der allgemeine Trend dieser Ausfuhren dargestellt. Daran lässt sich ablesen, dass die Ausfuhren nach Deutschland in den Wintermonaten höher ausfallen als während des restlichen Jahres .

98 Abbildung 2: Monatliche Nettoausfuhren nach Deutschland

Monthly export to Germany

250

200

150

m³ 100

50

0

2004.04 2004.06 2004.08 2004.10 2004.12 2005.02 2005.04 2005.06 2005.08

Quelle: Dänische Energiebehörde

(136) Angesichts dieses deutlichen Musters saisonaler Schwankungen bei den Nettoausfuhren verbunden mit dem Fehlen ähnlicher saisonaler Schwankungen bei der Rückleitung kommt die Kommission zu dem Schluss, dass weder die Flexibilitätsklauseln in den langfristigen Liefervereinbarungen von [Mitbewerbern]* mit DONG noch die Nutzung

97 Dänische Energiebehörde, monatliche Erdgasstatistik. 98 Diese Zahlen sind um alle Einfuhren und Wiedereinfuhren (zurückgeleitete Mengen) bereinigt.

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deutscher Speicher derzeit für den dänischen Markt von Belang sind. Die Nutzung dieser Flexibilität für den dänischen Markt würde daher zu einem Verlust saisonaler Flexibilität in Deutschland führen.

(137) Außerdem deutet die Tatsache, dass sowohl [Ö]* als auch [Ö]* in Dänemark Speicherkapazität reserviert und genutzt haben, darauf hin, dass die Rückleitungsflexibilität keine wirtschaftlich interessante Alternative für diese Unternehmen darstellt, zumindest nicht für ihren gesamten Flexibilitätsbedarf in Dänemark, und was [Ö]* anbelangt auch in Schweden. Die Kommission stimmt DONG zu, dass [Ö]* und [Ö]* Speicherkapazitäten von derzeit nur begrenztem Umfang erworben haben. Diese Tatsache und das oben erwähnte Fehlen saisonaler Schwankungen bei den zurückgeleiteten Mengen deuten darauf hin, dass diese Unternehmen ihre Aktivitäten in Dänemark derzeit auf Kunden mit begrenztem saisonalem Flexibilitätsbedarf beschränkt haben.

(138) Nach Auffassung von DONG stützt dies auch die Behauptung, dass bereits von lediglich drohenden zusätzlichen Einfuhren ausreichender Wettbewerbsdruck ausgeht. In diesem Zusammenhang verweist DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte darauf, dass DONG physische Speicheranlagen mit einer Kapazität von 760 Mio. m³ besitzt, während sich das Gesamtvolumen der Ausfuhren auf [Ö]* beläuft.

(139) Wie unten näher erläutert, wird das Verhalten von DONG als Anbieter von Speicherkapazität von anderen Erwägungen geleitet als von der implizit drohenden Nutzung von Alternativen durch die Kunden. Das liegt daran, dass diese Kunden von DONG vor allem als Mitbewerber betrachtet werden.

(140) Außerdem stellt die Kommission fest, dass für die Beurteilung der Flexibilität weniger ein Vergleich der Durchleitungsmengen in der DEUDAN-Pipeline als vielmehr die Einspeise- und Entnahmekapazitäten relevant sind. In diesem Zusammenhang sei darauf hingewiesen, dass die Speicheranlagen eine Entnahmekapazität von 950 000 m³/h aufweisen, wohingegen die maximale Einspeisekapazität in Ellund bei insgesamt 200 000 m³/h liegt. Die Kommission nimmt in diesem Zusammenhang den Hinweis von DONG zur Kenntnis, dass man in den letzten Jahren zwar eine gewisse Entnahmekapazität für den Verkauf entbehren konnte, die Kapazität aber an sehr kalten Tagen gelegentlich voll ausgeschöpft sei .

99 Bezüglich der Gründe hierfür wird auf die Erörterung der Gasrückleitung im Abschnitt „Großhandelsmärkte“ verwiesen.

100 Die Kommission erkennt an, dass diese Buchung von Kapazität durch Unternehmen, die eventuell über Rückleitungsflexibilität verfügen, nur ein Anzeichen für eine im Vergleich zu innerdänischen Möglichkeiten geringere Substituierbarkeit ist. Wie oben erwähnt, hat E2 selbst Speicherkapazität bei DONG gebucht, und dies trotz seines Zugangs zu umfangreichen Flexibilitätsmöglichkeiten in Dänemark durch entsprechende Nutzung seiner Kraftwerke. Dies könnte zwar theoretisch darauf hindeuten, dass sowohl flexible Lieferverträge als auch Flexibilität über zentrale WKK-Kraftwerke alles andere als ein perfekter Ersatz für die physische Speicherung sind, jedoch könnte diese Buchung von physischer Speicherkapazität auch, wie oben erwähnt, auf die Tatsache zurückzuführen sein, dass sich der dänische Markt erst in einer frühen Phase der Öffnung befindet.

101 [Ö]*.

(141) Zieht man dazu noch die zusätzlichen Kosten für die Buchung saisonaler Wiedereinspeisekapazitäten in Betracht, so bedeutet dies, dass sich der von den zurückgeleiteten Mengen ausgehende Wettbewerbsdruck, selbst wenn diese in Zukunft steigen sollten, wohl kaum in nennenswerter Weise auf die Speicherleistungen von DONG auswirken noch den Bedarf an derartiger Speicherung beseitigen würde.

(142) Es ist auch angebracht, in diesem Zusammenhang auf folgende Erklärung der dänischen TSO hinzuweisen: „Für den normalen täglichen Betrieb können die von Energinet.dk benötigten Flexibilitätsleistungen nicht außerhalb Dänemarks beschafft werden“ .

(143) Die physische Speicherung in Deutschland kann daher nicht als Teil des räumlich relevanten Marktes betrachtet werden. Dies gilt erst recht für die Niederlande, wo sowohl die Speichertarife – zumindest bei hoher Entnahmekapazität – als auch die Transportkosten noch höher als in Deutschland sind. Die Substitutionsmöglichkeiten, über die [Ö]* und [Ö]* in Ellund verfügen, sind offensichtlich nicht in nennenswertem Maße relevant und dürften dies auch künftig nicht in einem Umfang werden, bei dem die Feststellung in Frage gestellt würde, dass ein dänischer Markt für Speicherleistungen (bzw. Flexibilitätsleistungen) besteht.

(144) Des Weiteren kommt die Kommission zu dem Schluss, dass aufgrund der Tatsache, dass Dragør der einzige Einspeisepunkt für Schweden ist, der Markt für Speicherleistungen (bzw. Flexibilitätsleistungen) in Schweden entweder auf Schweden beschränkt ist oder aufgrund einer gewissen Abhängigkeit Schwedens von der Bereitstellung von Speicherkapazität in Dänemark Schweden und Dänemark umfasst.

b) Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Dänemark

ñ Übersicht

(145) In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung und in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertritt der Anmelder die Auffassung, dass der räumlich relevante Markt über Dänemark (oder Dänemark und Schweden) hinausgeht und mindestens noch Deutschland umfasse .

(146) Die Kommission teilt diese Auffassung nicht.

(147) Aus der Marktuntersuchung ging deutlich hervor, dass der Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene nach Dänemark auf Dänemark beschränkt ist. Aufgrund der besonderen Lage kann die deutsche Seite des dänischen Einspeise-/Ausspeisepunkts Ellund in den räumlichen Markt mit einbezogen werden oder auch nicht (soweit dieses Gas tatsächlich für Lieferungen auf der Großhandelsebene für Dänemark verwendet wird). Swap-Vereinbarungen mit Lieferstellen in Dänemark [Ö]* sind Teil des räumlichen Marktes.

(148) Was Schweden anbelangt, so sind noch nie physisch oder vertraglich Lieferungen von Schweden nach Dänemark vorgenommen worden, was die Einbeziehung Schwedens in den räumlich relevanten Markt für Großhandelslieferungen für Dänemark eher hypothetisch anmuten lässt. Dies mag anders sein, wenn es um die Wirkung eines Zusammenschlusses auf schwedische Großhandelskunden geht. In der derzeitigen Lage, an der sich in absehbarer Zeit wohl nichts ändern wird, besteht daher allenfalls ein asymmetrischer Wettbewerbsdruck (durch dänische Geschäfte kann ein Wettbewerbsdruck auf den schwedischen Markt ausgeübt werden, aber nicht umgekehrt).

ñ Deutschland, die Benelux-Staaten und das Vereinigte Königreich gehören nicht zum räumlich relevanten Markt

(149) Der Anmelder vertritt, wie oben erwähnt, die Auffassung, dass Deutschland Teil des räumlich relevanten Marktes ist. Bei der Prüfung der von DONG vorgebrachten Argumente durch die Kommission hat sich ein derart weiter Umfang des räumlich relevanten Marktes nicht bestätigt.

(150) Erstens ist das gesamte Gas, das in Dänemark physisch verbraucht wird, dänischen Ursprungs. Gas wird in Dänemark nur auf dem dänischen Festlandsockel gefördert und über zwei Pipelines zur dänischen Westküste geleitet; eine weitere Pipeline verläuft nach Süden und bildet den Anschluss an die NOGAT-Pipeline für die Belieferung des niederländischen Marktes. Auf dem Festland besteht eine Verbindung nach Deutschland und nach Schweden, wobei die Durchleitungen hier ausschließlich in Richtung Deutschland und Schweden erfolgen, woran sich auch in Zukunft nichts ändern soll.

(151) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet DONG, dass der physische Ursprung des Gases von Bedeutung ist. Relevant ist nach Auffassung des Unternehmens vielmehr die Frage, ob Preiserhöhungen dazu führen, dass Gas, welches andernfalls in Deutschland abgesetzt würde, stattdessen in Dänemark verkauft wird. Unabhängig davon, welcher wirtschaftliche Vergleich für die Bewertung des aus Dänemark stammenden Gases zugrunde gelegt wird (siehe auch unten), steht außer Frage, dass i) vertragliche Gasverkäufe nicht die gleiche Sicherheit (und oft auch nicht die gleiche Flexibilität) bieten wie physische Gaslieferungen und dass ii) die Verlagerung physischen Gases von Dänemark auf andere Märkte nicht ohne weiteres möglich ist, nicht zuletzt aufgrund von Kapazitätsengpässen in den Ausfuhrpipelines, während Swap-Vereinbarungen als Mittel zur Überwindung physischer Kapazitätsengpässe keinen Wettbewerbsdruck auf DONG ausüben können, da sie nicht ohne die Zustimmung von DONG getroffen werden können.

(152) Zweitens hatten in den Jahren 2003-2005 die (kommerziellen) Einfuhren von Gas (einschließlich der in Ellund zurückgeleiteten Mengen) insgesamt nur einen sehr geringen Anteil (< 12 %) am dänischen Gesamtverbrauch .

(153) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behauptet DONG, der Ansatz der Kommission basiere auf einer unzulänglichen Anwendung des SSNIP - Grundsatzes. Wenn man sich auf das tatsächliche Volumen der kommerziellen Einfuhren konzentriere, könne sich kein vollständiges Bild ergeben und seien keine Schlüsse darauf möglich, was im Falle einer SSNIP-Preiserhöhung geschehen würde.

(154) Nach dem Dafürhalten der Kommission [Ausführungen zu den Preisen in Deutschland und Dänemark und zum SSNIP-Test]*.

(155) Die Tatsache, dass kommerzielle Einfuhren stattfinden, so argumentiert DONG weiter, beweist deren Durchführbarkeit. Bei steigenden Preisen werden die Einfuhren zunehmen, insbesondere da laut dem Diskussionspapier der Kommission im Zusammenhang mit ihrer Untersuchung des Energiesektors an den deutschen Gashandelsplätzen (Hubs) Gas recht leicht verfügbar ist.

Die Kommission bestreitet zwar nicht die Existenz vertraglicher Einfuhren, bleibt jedoch dabei, dass von diesen kein ausreichender Wettbewerbsdruck ausgeht. Außerdem wird in dem von DONG zitierten Diskussionspapier der Kommission im Zusammenhang mit ihrer Untersuchung des Energiesektors hervorgehoben, dass die etablierten Versorger nur in sehr geringem Umfang am Handel an Hubs (unter anderem Emden/Eurohub) teilnehmen. Ferner heißt es darin, dass auf Swap-Geschäfte nur 5 % des gesamten Liefervolumens entfallen, und die Feststellung, dass Deutschland das einzige Land ist, in dem größere Mengen zwischen Netzzugangspunkten ausgetauscht werden, rechtfertigt nicht die Schlussfolgerung, dass Gas ohne weiteres verfügbar ist, denn die ausgetauschten Mengen sind, relativ gesehen, gering und könnten durch die Aufteilung des deutschen Gasmarkts in mehrere TSO-Gebiete bedingt sein. Folglich hat es entgegen der von DONG aufgestellten These nicht den Anschein, dass Gas so ohne weiteres für den Transport nach Dänemark zur Verfügung steht.

(156) Drittens scheinen die Preise für Geschäfte, die den Gasbedarf in Dänemark auf der Großhandelsebene im Allgemeinen nicht betreffen, z. B. Geschäfte an den Hubs in den Benelux-Staaten, im Vereinigten Königreich oder in Emden, kaum erkennbare (und in jedem Fall keine spürbaren) Auswirkungen auf die Preissituation auf der Großhandelsebene in Dänemark zu haben, die von anderen Nachfragefaktoren bestimmt wird.

(157) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte hat DONG betont, dass es schwierig sei, die Preise zwischen Verträgen zu vergleichen. Zwar akzeptiert die Kommission das Argument, dass ein Vergleich der Vertragspreise schwierig ist, jedoch ändert dies letztlich nichts an der Schlussfolgerung, da – wie die Marktuntersuchung ergeben hat – die Preise an den ausländischen Hubs nicht als Grundlage für die Preiskalkulation in Dänemark dienen [Ö]*.

(158) Viertens zeigt die Marktstruktur in den verschiedenen Ländern, dass die Marktteilnehmer sehr unterschiedliche Marktanteile haben. Während DONG in Dänemark und Schweden auf Marktanteile von weit über [60-70 %]* kommt, macht seine Marktposition in Deutschland und den Niederlanden weniger als [0-10 %]* aus und liegt in Belgien und im Vereinigten Königreich sogar noch darunter. Umgekehrt hat E.ON Ruhrgas, einer der größten Gasgroßhändler in Deutschland, in Dänemark nur einen Marktanteil von weniger als [0-10 %]*. Andere große deutsche Gasversorger wie RWE und Wingas sind in Dänemark nur in geringem Umfang tätig oder gar nicht präsent. Aus den Niederlanden scheint noch nie Gas nach Dänemark geliefert worden zu sein.

(159) DONG vertritt in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte unter Verweis auf die Bekanntmachung der Kommission über die Definition des relevanten Marktes die Auffassung, dass sich der Unterschied in den Marktanteilen nicht als Indikator für Substituierbarkeit und Wettbewerbsdruck eignet. DONG führt an, diese Unterschiede seien auf die Marktstrukturen und die Tatsache zurückzuführen, dass die Liberalisierung des Marktes erst vor kurzem erfolgt ist, und hält es für unlogisch, dass DONG sowohl in Dänemark als auch in Schweden einen Marktanteil von über [60-70 %]* hat und doch beide Länder nicht demselben Markt zugerechnet werden; außerdem sei es für einen deutschen Wettbewerber einfacher, sich Zugang zum dänischen Markt zu verschaffen als umgekehrt.

(160) Die Kommission ist jedoch der Auffassung, dass der Marktanteil sehr wohl ein relevanter Indikator ist, der Aufschluss über die Marktstrategie der beteiligten Unternehmen gibt. Bei der Beurteilung der Relevanz der unterschiedlichen Marktanteile hat die Kommission die Anzeichen mit berücksichtigt, die auf den fortschreitenden Prozess der Marktintegration in der Gemeinschaft hindeuten. Im Hinblick auf die Gasmärkte ist dieser Prozess jedoch nicht so weit fortgeschritten – und es ist auch nicht mit einem hinreichenden Grad an Sicherheit damit zu rechnen, dass ein solches Stadium in naher Zukunft oder auch nur in absehbarer Zeit erreicht wird – dass man dem ganz erheblichen Unterschied in den Marktanteilen nur rein historische Bedeutung beimessen könnte.

(161) Die Tatsache, dass DONG sowohl in Dänemark als auch in Schweden eine sehr starke Position auf dem Großhandelsmarkt (den Großhandelsmärkten) hat, bedeutet nicht, dass Schweden Wettbewerbsdruck auf Dänemark ausüben kann (dies wird unten ausgeführt). Ob es aufgrund der Unterschiede im Regulierungsrahmen und in der Entflechtung für einen deutschen Wettbewerber einfacher ist, sich Zugang zum dänischen Markt zu verschaffen als umgekehrt, ist fraglich; eher dagegen spricht die Tatsache, dass DONG sehr viel größere Mengen nach Deutschland ausführt, als von Deutschland nach Dänemark eingeführt werden, und die Tatsache, dass DONG sich zudem in Norddeutschland niedergelassen hat.

(162) Fünftens hat sich in der Marktuntersuchung der Kommission gezeigt, dass die dänischen Großhandelsgasabnehmer kaum über die Großhandelspreise in Deutschland informiert waren. Die Einfuhr von Gas (z. B. von einem Hub in den Benelux-Staaten) wurde generell als wenig attraktive Alternative zu in Dänemark verfügbaren Gaslieferungen auf der Großhandelsebene betrachtet.

(163) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte weist DONG darauf hin, dass sich dieses Argument ausschließlich auf das vermeintlich beschränkte Wissen der Kunden stützt, während die Substituierbarkeit auf der Angebotsseite vollkommen außer Acht gelassen wird. Außerdem meint DONG, da vertragliche Einfuhren aus Deutschland stattgefunden hätten, müssten zumindest einige Kunden davon etwas wissen.

(164) Die Kommission bleibt dabei, dass die Betrachtung der Nachfrageseite für Feststellungen in Bezug auf den relevanten Markt von großer Bedeutung ist. Außerdem ist der Kenntnisstand der Kunden ein wichtiger Indikator für die Substituierbarkeit auf der Nachfrage- wie auf der Angebotsseite, denn er kann sowohl dadurch zustande kommen, dass die Kunden nach Informationen suchen, als auch dadurch, dass die Anbieter ihre Kunden informieren (Push-Pull-Effekt). Die Kommission bleibt auch dabei, dass der Informationsstand in Dänemark (wie das Einfuhrvolumen) niedrig ist.

(165) Sechstens sehen sich Großhändler, die Gas aus Deutschland oder gar aus den Niederlanden einführen wollen, mit erheblichen Transportkosten infolge des Pancaking-Effekts und mit Kapazitätsengpässen konfrontiert (z. B. im Netz der BEB oder im Zusammenhang mit nicht unterbrechbaren Gastransporten in nördlicher Richtung durch die DEUDAN-Pipeline, über die Verträge derzeit nicht geschlossen werden können) sowie mit erheblichen administrativen Hindernissen (wie Anfragen zur Verfügbarkeit von Kapazität, Aushandeln der Kosten und Reservierungsbedingungen und Gefahr der Annullierung von Reservierungen, und dies mit mehreren Netzbetreibern, z. B. für die MIDAL-, NETRA-, RGH- und DEUDAN-Pipelines und die Einspeisung in und die Durchleitung durch das Netz der BEB, wobei diese Verfahren durch nicht regulierte Zugangsregelungen noch erheblich verkompliziert werden).

(166) Nach der von DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertretenen Auffassung ist die Tatsache, dass derzeit kommerzielle Einfuhren stattfinden, an sich schon Beweis genug dafür, dass die von der Kommission festgestellten potenziellen Hindernisse (vor Anwendung des SSNIP-Tests) unzureichend sind. Außerdem hält DONG die Darstellung des Pancaking-Effekts in der Analyse der Kommission für übertrieben – wahrscheinliche Wettbewerber haben Gas am virtuellen Einspeise-/Ausspeisepunkt der BEB (VEP) oder in Emden. Außerdem stellt DONG fest, dass die BEB als Einspeise-/Ausspeisesystem angelegt ist, wohingegen Ellund ein reiner Ausspeisepunkt ist; daher sei beim BEB-VEP keine Einspeise-, sondern nur eine Ausspeisegebühr für den Transport zu zahlen, die angeblich niedriger als die Transportkosten bis Lübeck sein soll.

(167) Die Kommission stellt fest, dass die Behauptung von DONG, der Pancaking-Effekt falle kaum ins Gewicht, auf der Annahme beruht, dass ein Transportunternehmen Gas in Emden hat, was allerdings mit zusätzlichen Kosten für jede Transaktion verbunden ist. Für die Marktteilnehmer, die Gas an anderen Netzzugangspunkten in Deutschland mit Ausnahme des BEB-VEP haben, ist der Pancaking-Effekt noch gravierender. Hinsichtlich des BEB-VEP hat die Kommission keine Anhaltspunkte dafür, dass an diesem Punkt ausreichend Liquidität vorhanden ist, und für die Unternehmen, die in Ellund Gas erhalten, bestehen die Hindernisse bei der Übertragung dieses Gases nach Dänemark (siehe Abschnitt unten) erst recht im Hinblick auf Gas, das sie möglicherweise am BEB-VEP haben. Der Vergleich der Transportgebühren zwischen Emden und Ellund bzw. Emden und Lübeck gleicht einem „Vergleich zwischen Äpfeln und Birnen“ und kann allenfalls als Erklärung dafür herangezogen werden, warum DONG unter geschäftlichen Aspekten in einer guten Position für seine Beteiligung an verschiedenen Stadtwerken in Norddeutschland und deren Belieferung war.

(168) Daher gehört weder Deutschland insgesamt noch Norddeutschland (möglicherweise mit Ausnahme von Ellund, wie unter den folgenden Randnummern dargelegt wird) nicht zum räumlich relevanten Markt für Großhandelslieferungen für Dänemark.

ñ Der Sonderfall des in Ellund angeliefertem Gases

(169) In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung und in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte ging der Anmelder auch ausführlich auf das Gas ein, das DONG auf der Grundlage von ursprünglich mit [Ö]* geschlossenen Verträgen auf der deutschen Seite der Grenze am dänischen Einspeise-/Ausspeisepunkt Ellund an diese Unternehmen geliefert hat. Die Verträge für diese Lieferungen können [Ö]* gekündigt werden. DONG betonte, dass [Ö]* zusammen im Rahmen langfristiger Verträge von DONG rund [Ö]* Mrd. mErdgas über die Lieferstelle Ellund beziehen. DONG macht geltend, dass dieses Gas im Falle eines Preisanstiegs in Dänemark nicht wie sonst auf den deutschen Markt, sondern nach Dänemark geliefert werden könnte. DONG behauptet, dass derzeit [Ö]* Mio. m nach Dänemark zurückgeleitet werden, und zwar entweder auf Veranlassung dieser Unternehmen oder im Wege ihrer Swap- oder Absatzvereinbarungen mit anderen Anbietern, die Gas in Dänemark absetzen.

(170) Einleitend ist anzumerken, dass die Zahl von [Ö]* Mio. m für zurückgeleitetes Gas bzw. Swaps mit dem Gas, das DONG in Ellund an [Ö]* liefert [Ö]*, zu hoch gegriffen ist. Dies ergibt sich schon daraus, dass die Einfuhren von E2 [Ö]* in dieser Zahl mit enthalten sind, obwohl es sich dabei nicht um zurückgeleitetes Gas handelt. Desgleichen könnte es andere Unternehmen geben (und die gibt es tatsächlich), die vertraglich Gas aus Gebieten südlich der DEUDAN-Pipeline nach Dänemark einführen. Selbst wenn diese Möglichkeit außer Acht gelassen wird, kann das in Ellund zurückgeleitete Gas (oder eventuell die mit diesem zurückgeleiteten Gas vorgenommenen Gas-Swaps nach und für Dänemark) nicht mehr als [5-10 %]* des dänischen Verbrauchs von 2004 ausgemacht haben. Wie oben erwähnt liegt dieser Prozentsatz derzeit sogar noch darunter.

(171) Die Kommission erkennt an, dass die Kosten und Hindernisse für die Verlagerung dieses Gases zurück nach Dänemark nicht die gleichen sind wie die Kosten und Hindernisse für Gas, das aus Gebieten südlich der DEUDAN-Pipeline, etwa vom Gashandelsplatz Emden, angeliefert wird. Für die Rückleitung des Gases beschränken sich die Pancaking-Kosten auf die Kosten für die Wiedereinspeisung in das dänische Netz, die etwa [Ö]* des von [Ö]* zu entrichtenden Kaufpreises für das Gas ausmachen, und die Opportunitätskosten für die Nichtnutzung der zuvor in der DEUDAN-Pipeline reservierten Kapazität. Allerdings fallen je nach Vereinbarung mit dem Großhandelskunden eventuell noch Ausspeisekosten und Grundstoffgebühren auf der dänischen Seite an (wodurch sich die Kosten um rund [Ö]* gegenüber dem Kaufpreis erhöhen würden). Die technischen/administrativen Hindernisse für den Transport nach Dänemark sind für in Ellund zurückgeleitetes Gas ebenfalls niedriger. Bei Energinet.dk muss die Wiedereinspeisung in das Netz angemeldet werden, bei dem es derzeit keinerlei Kapazitätsengpässe gibt.

(172) Dennoch ist trotz dieser Möglichkeiten derzeit fast das gesamte Gas, das für eine Rückleitung in Frage käme, für die Weiterleitung nach Süden bestimmt. In diesem Zusammenhang gilt es zu bedenken, dass [Ö]* erhebliche nachgelagerte Versorgungsaufträge in Deutschland haben, und dass dieses Gas ein fester und wesentlicher Bestandteil ihres deutschen Gasportfolios ist. Daher können sie dieses „Ellund-Gas“ in ihrem deutschen Portfolio nicht so einfach (d. h. ohne erheblichen Transportaufwand und beträchtliche Kosten für die Beschaffung alternativer Gasmengen) ersetzen. Deshalb wird praktisch das gesamte „Ellund-Gas“ nach Süden weitergeleitet und somit, selbst wenn es Teil des räumlich relevanten Marktes wäre, aus eben diesem räumlichen Markt „ausgeführt“. Daher geht von diesem für den Süden bestimmten Gas – selbst wenn es noch Teil des räumlich relevanten Marktes sein sollte – allenfalls ein begrenzter Wettbewerbsdruck auf DONG aus, da es nur in sehr begrenztem Umfang für den Verbrauch in Dänemark verfügbar ist. Die Kommission stellt fest, dass dies mit der Erklärung der Marktteilnehmer im Einklang steht, es sei ihnen nicht gelungen, von den Empfängern von potenziell für die Rückleitung geeignetem Gas Erdgas zu beziehen.

(173) DONG hat in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte darauf hingewiesen, dass die derzeit zurückgeleitete Gasmenge insofern keine Folgen hat, als Verkäufe in Deutschland und Dänemark gemessen an den Gewinnspannen gleich rentabel sind. Daher würden im Falle eines Anstiegs der dänischen Preise größere Mengen zurückgeleitet. DONG hat ferner erklärt, dass langfristige Reservierungen weiterverkauft werden können, da verfügbare Transportkapazität generell knapp ist, und es daher problemlos möglich sein müsste, zuvor gebuchte Kapazität in der DEUDAN-Pipeline weiter zu veräußern. DONG behauptet ferner, dass die Unternehmen, die Gas in Ellund kaufen, in der Lage sind, ihre Kapazitätsreservierungen im Voraus entsprechend der Preisentwicklung zu planen, und dass in Ellund dafür genügend freie Kapazitäten zur Verfügung stehen. [Ö]* verfügten alle über wesentlich größere Reserven, Bezugsvertrag-Portfolios und Liefermengen als DONG und könnten somit das für Deutschland bestimmte Gas innerhalb ihres Lieferportfolios ersetzen. Insbesondere das von [Ö]* in Ellund gekaufte Gas mache nur einen sehr geringen Anteil seines Portfolios aus, und [Ö]*. Die Kommission liefere keinen Nachweis dafür, dass [Ö]* nicht in der Lage wären, das Ellund-Gas aus anderen Quellen zu ersetzen. Die Preise für Ellund-Gas stünden mit den Marktpreisen in Norddeutschland in Einklang, was auf Alternativen hindeute. Dass HNG kein Gas aus Ellund beziehen konnte, sei irrelevant, da dies die Zeit vor der Liberalisierung beträfe und daher die derzeitigen Marktbedingungen die Verfügbarkeit von Gas nicht exakt widerspiegelten.

(174) Anhand der Ergebnisse der Marktuntersuchung ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass Verkäufe in Deutschland und Dänemark gemessen an den Gewinnspannen nicht zwangsläufig gleich rentabel sind. In diesem Zusammenhang wird auf die Angaben verwiesen, die Abbildung 3 über die deutschen und dänischen Einfuhrpreise und die Ellund-Preise zu entnehmen sind, sowie auf die Anhaltspunkte für erhebliche Unterschiede bei den nachgelagerten Preisen, wo ersatzweise erhebliche Unterschiede bei den Großhandelspreisen und Gewinnspannen angeführt werden.

(175) Zwar können langfristige Reservierungen weiterverkauft werden, doch scheint dafür im Falle der DEUDAN-Pipeline nur DONG als Vertragspartner in Frage zu kommen, wobei DONG einerseits kein Interesse hat, Rückleitungen zu erleichtern, die seine Marktposition in Dänemark gefährden könnten, und andererseits durch zusätzliche Kapazität Richtung Süden deutlichen Wettbewerbsdruck auf die drei Unternehmen in Norddeutschland ausüben würde.

(176) Die Marktuntersuchung hat gezeigt, dass alle primären Kapazitätsreservierungen in der DEUDAN-Pipeline langfristig erfolgen, so dass es unrealistisch erscheint, dass derartige Reservierungen auch kurzfristig vorgenommen werden könnten. Die Tatsache, dass in Ellund freie Einspeisekapazität zur Verfügung steht, ist nicht und war nie ausschlaggebend für Rückleitungsentscheidungen.

(177) Es stimmt, dass [Ö]* im europäischen Vergleich alle größere Reserven und vertraglich festgelegte Liefermengen vorzuweisen haben als DONG, was ihre Abhängigkeit von DONG begrenzt. Doch ist das Gas, das sie derzeit in Ellund [Ö]* von DONG erwerben, Teil ihres Lieferportfolios. Würden sie diesen Teil anderweitig verwenden, so müssten sie Ersatz beschaffen. Selbst wenn dies möglich wäre, gäbe es dafür keine wirtschaftliche Veranlassung. Die Tatsache, dass bislang keine nennenswerten Mengen zurückgeleitet worden sind, ist offensichtlich darauf zurückzuführen, dass die Rückleitung großer Mengen für diese Unternehmen nicht rentabel gewesen wäre. Aus Abbildung 3 über die Ellund-Preise im Vergleich zu den allgemeinen deutschen Einfuhrpreisen geht eindeutig hervor, dass es fraglich ist, ob eine 5%ige Preiserhöhung in Dänemark einen Rückverkauf nach Dänemark und den Ersatz dieser Mengen durch andere Käufe auf der Großhandelsebene für sie rentabel machen würde (wobei mit großer Wahrscheinlichkeit höhere als die vom BAFA festgelegten Preise zu zahlen wären, die durch günstigere langfristige Verträge nach unten tendieren, so dass es wahrscheinlich ist, dass die Flexibilität der meisten günstigen Verträge bereits voll ausgeschöpft ist). Bis Ende 2005 gibt es allem Anschein nach auch keinen Beleg für [Ö]*.

(178) Ferner hält die Kommission daran fest, dass der erfolglose Versuch von HNG, sich in Ellund Gas zu beschaffen (was entgegen der Behauptung von DONG nur aufgrund der Liberalisierung der Großhandelsmärkte möglich ist), ein wichtiger Beleg für den (fehlenden) wirtschaftlichen Anreiz ist, Gas auf dem dänischen Großhandelsmarkt zu verkaufen. Die langfristigen Verträge von DONG mit den drei Unternehmen an der Grenze gelten unverändert, und es gibt auch keine Anzeichen dafür, dass sich an den wirtschaftlichen Beweggründen in Bezug auf dieses Gas etwas geändert hat.

(179) Alles in allem ist die Kommission trotz stichhaltiger Belege dafür, dass diese Umsätze nicht zum räumlich relevanten Markt gerechnet werden müssen, der Auffassung, dass diese Frage offen bleiben kann. Wichtig ist hingegen, dass vom „Ellund-Gas“ kein starker Wettbewerbsdruck für DONG ausgeht. (Dies wird bei der wettbewerbsrechtlichen Würdigung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf diesen Markt im Folgenden näher begründet.)

ñ Verkäufe von DUC in die Niederlande erweitern den Markt nicht, während Verkäufe von DUC nach Dänemark dort zum Markt gehören

(180) In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung und in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte macht DONG weiter geltend, die DUC-Partner, d. h. Shell, Chevron und A. P. M¯ller Maersk, müssten aufgrund einer Verpflichtung gegenüber der Europäischen Kommission seit dem 1. Januar 2005 für einen Zeitraum von fünf Jahren

131 [Ö]*.

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eine Gesamtmenge von 7 Mrd. man andere Abnehmer als DONG absetzen. DONG behauptet, dass dieses Gas in Dänemark abgesetzt werden könnte, wenn es durch seine Offshore-Pipeline zwischen Tyra und Nybro geleitet würde. Die Kommission ist der Auffassung, dass Umsätze des DUC-Konsortiums auf dem dänischen Markt den räumlich relevanten Markt nicht erweitern würden, da diese Mengen ohnehin als Teil des dänischen Großhandelsmarkts betrachtet würden. Verkäufe von DUC über die NOGAT-Pipeline in die Niederlande gehören jedoch nicht zum räumlich relevanten Markt, da dieses Gas nicht für den Großhandel für Dänemark bestimmt ist.

(181) Nach dem Dafürhalten von DONG bedeutet die Tatsache, dass derzeit nichts von diesen 7 Mrd. m nach Dänemark verkauft wird, nicht, dass Verkäufe von DUC grundsätzlich nicht zum relevanten Markt gerechnet werden müssen. Laut DONG ist ausschlaggebend, was im Falle einer Preiserhöhung geschehen würde. DONG behauptet ferner, Energinet.dk würde implizit bestätigen, dass Gas von DUC in die Niederlande oder nach Dänemark geleitet werden könnte.

(182) Die Kommission bleibt bei ihrer Auffassung, dass das zusätzliche Gas, das den DUC-Partnern zur Verfügung steht und das sie aufgrund ihrer Verpflichtung gegenüber der Kommission in der Sache DUC-DONG an andere Abnehmer als DONG verkaufen müssen, keinen nennenswerten Wettbewerbsdruck auf DONG ausgeübt hat und damit auch nicht zu rechnen ist, da dieses Gas bisher in die Niederlande verkauft worden ist und wahrscheinlich auch weiterhin verkauft wird. In einer Pressemitteilung bestätigt Norsk Hydro, dass Maersk diesem Unternehmen seine nicht an DONG gelieferte Gasmenge zugesagt hat, und Shell hat ebenfalls von langfristigen Lieferverpflichtungen gegenüber den Niederlanden berichtet. Daher hat es den Anschein, dass das von DUC gelieferte Gas nicht nur derzeit für den niederländischen Markt bestimmt ist, sondern dass dies das wahrscheinliche Szenario für den gesamten relevanten Fünfjahreszeitraum ist.

(183) An dieser Einschätzung ändert auch die Tatsache nichts, dass Energinet implizit bestätigt, dass DUC-Gas nach dem geltenden Rechts- (und Regulierungs-)rahmen nach Dänemark geliefert werden kann. Wenn in einer vertraglichen Vereinbarung beispielsweise Den Helder als Lieferstelle bestimmt ist, bestehen erhebliche finanzielle/geschäftliche und – nach den Ergebnissen der Marktuntersuchung der Kommission – auch technische Hindernisse, wenn dieses Gas stattdessen nach Tyra geliefert werden soll.

(184) Aus der Marktuntersuchung ergibt sich der Eindruck, dass der Großhandelsmarkt in Schweden keinen großen Wettbewerbsdruck auf den Großhandelsmarkt für Gaslieferungen in Dänemark ausübt und der relevante räumliche Markt damit auf Dänemark beschränkt ist. Die Kommission räumt allerdings ein, dass es gewisse Ähnlichkeiten zwischen den Gasmärkten auf der Großhandelsebene in Dänemark und in Schweden gibt. Insbesondere hat DONG im Großhandel in beiden Ländern eine besonders starke Marktposition inne.

(185) Es gibt jedoch auch große Unterschiede zwischen den beiden Ländern. Während der dänische Gasgesamtverbrauch pro Jahr etwa 4 bis 4,5 Mrd. m³ beträgt, belief sich der schwedische Gasverbrauch 2004 auf insgesamt auf 0,9 bis 1,0 Mrd. m. Der dänische Gasverbrauch gilt als gesättigt, während die Nachfrage in Schweden in den nächsten Jahren erheblich steigen dürfte.

(186) Entscheidender ist, dass Schweden nicht selbst Gas fördert und damit in Schweden kein Gas für physische oder vertragliche Lieferungen nach Dänemark verfügbar ist. Aus Schweden kommendes Gas wäre also entweder zuvor von Dänemark nach Schweden geliefertes und wiedereingeführtes Gas, oder aber Gas aus Deutschland, das zuvor durch Dänemark geleitet worden wäre, da es zwischen Deutschland und Schweden keine direkte Pipeline-Verbindung gibt.

(187) DONG bestätigt [Ausführungen zu den schwedischen und den dänischen Lieferkonditionen auf der Großhandelsebene]* .

(188) Der schwedische Gashandel auf der Großhandelsebene übt derzeit keinen spürbaren direkten Wettbewerbsdruck auf den dänischen Großhandelsmarkt aus, und es deutet nichts darauf hin, dass sich dies ändern könnte. Dies gilt auch für die Möglichkeit der Rückleitung von ursprünglich dänischem Gas über Dragør nach Dänemark, obwohl dies technisch möglich wäre.

(189) DONG vertritt die Auffassung, dass Umfang und Sättigungsgrad des Marktes irrelevant für die Klärung der Frage sind, ob Schweden Wettbewerbsdruck auf Dänemark ausübt. Relevant sei es hingegen zu untersuchen, ob eine SSNIP-Preiserhöhung dazu führt, dass Gas, das ansonsten in Schweden verkauft worden wäre, auf den dänischen Markt gelangt. Es gibt nicht genügend Belege und Untersuchungen zu einer möglichen Rückleitung von Gas über Dragør. Schlussfolgerungen zur allgemeinen Marktstruktur in Schweden sollten sich außerdem nicht nur auf drei Verträge stützen.

(190) Nach Auffassung der Kommission dürften sich die Marktteilnehmer angesichts des Wachstums des Marktes in Schweden veranlasst sehen, sich auf den Inlandsmarkt zu konzentrieren, anstatt Wettbewerbsdruck auf andere Märkte auszuüben. Für die von Schweden nach Dänemark verkauften Gasmengen müsste Ersatz beschafft werden, der wiederum aus Dänemark käme, und die Tatsache, dass dies in der Vergangenheit nicht geschehen ist, ist ein deutlicher Hinweis auf die zweifelhafte Wirtschaftlichkeit derartiger Transaktionen. Die Tatsache, dass die Lieferungen über Dragør früher an Nova gingen und keinen Wettbewerbsdruck auf Dänemark ausgeübt haben, erhärten diese Annahme, die auch für das [Ö]* gelieferte Gas gilt, denn kann sich nicht erlauben, die Betreuung seiner Kunden in Schweden zu gefährden. Dass ein Vergleich von Verträgen mit verschiedenem Hintergrund schwierig ist, bedeutet nicht, dass Schweden Wettbewerbsdruck auf den dänischen Markt ausüben kann.

(191) Es gibt also deutliche Anzeichen dafür, dass Schweden nicht zum räumlich relevanten Markt für Großhandelslieferungen nach und aus Dänemark gehört und in absehbarer Zeit auch nicht zu diesem Markt gehören wird.

(192) Ob der Großhandelsmarkt für Schweden als schwedischer Markt oder angesichts des asymmetrischen Wettbewerbsdrucks als „dänisch-schwedischer Markt für Schweden“ zu definieren ist, kann jedoch für die Zwecke dieser Entscheidung offen bleiben. Negative Folgen, die der geplante Zusammenschluss auf den Markt für Schweden haben könnte, wären Folgen, die sich aus den Auswirkungen des geplanten Zusammenschlusses auf Dänemark ableiten. Wenn die Wettbewerbsprobleme auf diesem dänischen Markt durch die von DONG angebotenen Verpflichtungen beseitigt werden, kann es daher – wie unten dargelegt wird – keine weiteren negativen Auswirkungen auf den Markt für Schweden geben. Daher braucht dieser Markt für Schweden in der Würdigung nicht untersucht zu werden.

c) Märkte für Erdgaslieferungen

(193) Die Beteiligten vertreten die Auffassung, dass der ermittelte sachlich relevante Markt für die Erdgasversorgung über Dänemark hinausgeht und auch Schweden, Deutschland, die Niederlande und das Vereinigte Königreich mit umfasst; davon ausgenommen ist der Markt für Lieferungen an private Haushalte, der als nationaler Markt definiert wird. Nach den vorläufigen Erkenntnissen der Kommission kann diese Auffassung nicht bestätigt werden. Vielmehr handelt es sich um nationale Märkte und im Falle der Versorgung der privaten Haushalte möglicherweise sogar um noch engere Märkte, während bei der Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke die Möglichkeit nicht auszuschließen ist, dass der Markt sowohl Dänemark als auch Schweden umfasst.

d) Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke

(194) Der Markt für die Erdgasversorgung zentraler WKK-Kraftwerke ist wahrscheinlich ein nationaler Markt und umfasst allenfalls Dänemark und Schweden.

(195) In diesem Zusammenhang kann auf die Erörterung des räumlichen Umfangs des Großhandelsmarkts oben verwiesen werden. Weitere Gründe werden unten angeführt.

Der räumlich relevante Markt für die Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke reicht wahrscheinlich nicht über Dänemark hinaus.

49

(196) Dafür sind folgende Gründe anzuführen:

o Der räumliche Umfang des Marktes für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke kann nicht über den räumlichen Umfang des Großhandelsmarkts hinausreichen, da die Tätigkeit auf der Großhandelsebene Voraussetzung für die Tätigkeit auf dem nachgelagerten Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke ist. Die Versorger zentraler WKK-Kraftwerke benötigen ein hohes Maß an Lieferflexibilität, zumindest für die mehrjährigen Grundversorgungsverträge, die einen großen Teil der Nachfrage zentraler WKK-Kraftwerke ausmachen. Diese Lieferflexibilität kann wiederum nur über Großhandelsgeschäfte und Speicheranlagen (oder gleichwertige Flexibilitätsinstrumente) innerhalb desselben Netzbereichs erzielt werden.

o Aufgrund administrativer und technischer Hindernisse (Beschaffung, Management der Lieferkette wie Reservierung und Buchung von Übertragungskapazität einschließlich des Risikos nicht ausreichend verfügbarer Kapazität) kann nur ein Teil der von zentralen WKK-Kraftwerken benötigten Lieferungen aus benachbarten Ländern bezogen werden [Ö]*, doch lässt sich damit auf keinen Fall der gesamte Bedarf oder auch nur ein wesentlicher Teil dieses Bedarfs decken, da unter anderem feste Kapazitätsbuchungen in der DEUDAN-Pipeline zur Durchleitung in nördlicher Richtung mit einem erheblichen Unsicherheitsfaktor behaftet sind.

o Beim Management von Lieferungen auf der Großhandelsebene muss die Versorgung innerhalb eines bestimmten Netzes berücksichtigt werden, wozu eingehende Kenntnis des Funktionierens des Regulierungssystems und des Übertragungssystems (sowie des täglichen Zusammenspiels mit dem Netzbetreiber) erforderlich ist. Dies ermöglicht die Nutzung von Größen- bzw. Verbundvorteilen (und ist daher eine Marktzutrittsschranke für Unternehmen, die diese nicht nutzen können), wenn mehr als ein Kraftwerk versorgt werden muss oder noch weitere Gasabnehmer (auf einem benachbarten sachlich relevanten Markt) zu beliefern sind.

In Schweden befindet sich der Markt für die Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke in der Anfangsphase – Schweden bildet wahrscheinlich einen getrennten räumlich relevanten Markt.

(197) In Schweden herrscht aus einer Reihe von unten dargelegten Gründen eine besondere Versorgungslage.

(198) Erstens gibt es derzeit nur ein (recht kleines) WKK-Kraftwerk in Schweden (Heleneholmsverket in Malmö, im Besitz von E.ON), das in gewisser Weise untypisch ist, da es im Gegensatz zu den dänischen zentralen WKK-Kraftwerken nicht im Kondensationsbetrieb gefahren werden kann. Allerdings ist in naher Zukunft die Inbetriebnahme eines derartigen zentralen WKK-Kraftwerks (im Besitz von Göteborg Energi) geplant, und möglicherweise kommt noch ein weiteres E.ON-Kraftwerk hinzu, das seinen Betrieb 2009 aufnehmen würde.

(199) Zweitens verfügt Schweden praktisch über keine Speicherkapazität. Dies könnte sich allerdings ändern, da Schweden eine deutliche Steigerung der „virtuellen Speicherkapazitäten“ der zentralen WKK-Kraftwerke zumindest geplant hat, die, wenn auch keine Speicherung, so doch zumindest Flexibilität bieten.

52

(200) In der Pipeline zwischen Dänemark und Schweden gibt es derzeit keine Kapazitätsengpässe, und offensichtlich kann zusätzliche Kapazität für den kontinuierlichen Betrieb kurzfristig gebucht werden, ohne dass ein allzu großes wirtschaftliches Risiko besteht, dass keine Pipelinekapazität verfügbar ist. Die Kapazität der Pipeline kann erhöht werden und scheint zumindest bis zu der möglicherweise 2009 anstehenden Inbetriebnahme eines dritten schwedischen zentralen WKK-Kraftwerks (siehe oben) auszureichen.

(201) Die Marktzutrittsschranken vom dänischen zum schwedischen Markt könnten daher niedrig sein. Der Marktzutritt in umgekehrter Richtung, also für hypothetische künftige Versorger schwedischer zentraler WKK-Kraftwerke, die auch noch dänische zentrale WKK-Kraftwerke versorgen wollen, könnte schon etwas schwieriger werden, da hier das Risiko bestehen könnte, dass dieser Versorger mit größeren Schwierigkeiten beim Zugang zur Pipeline im „Gegenstrom/Rückstrom“ von Schweden nach Dänemark konfrontiert ist, falls er bestimmte Mengen (zurück) nach Dänemark leiten möchte. Solange jedoch die Ostsee-Verbundfernleitung BGI (Baltic Gas Interconnector, vgl. unten) nicht fertiggestellt ist, müsste ein solcher hypothetischer Versorger in Dänemark niedergelassen sein und Zugang zum Gasmarkt auf der Großhandelsebene in Dänemark haben oder bräuchte, um wettbewerbsfähig zu bleiben, eine besondere Vereinbarung mit DONG, um z. B. Gas zwischen der deutsch-dänischen Grenze und der dänisch-schwedischen Grenze swappen zu können. Derartige Vereinbarungen zur Nutzenteilung würden bewirken, dass ein solcher Versorger einen „von DONG vermittelten Zugang“ zum schwedischen Markt bekäme und gleichzeitig vom dänischen Großhandelsmarkt fern gehalten würde, da unter diesen Umständen jede Rückleitung unwirtschaftlich wäre.

(202) Angesichts der etwas anderen Marktstruktur in Schweden, die von sowohl heute als auch künftig unterschiedlichen Besitzverhältnissen an den zentralen WKK-Kraftwerken, die starke Marktposition von E.ON auf der Einzelhandelsebene in Schweden, [Ö]* und von der Expansion des Marktes in Schweden geprägt ist, dürfte sich die Marktstruktur in Schweden etwas anders als in Dänemark entwickeln, so dass wahrscheinlich doch von einem eigenen schwedischen Markt für die Erdgasversorgung in Schweden auszugehen ist. Die Versorgungslage der zentralen WKK-Kraftwerke in Schweden wird sich auf jeden Fall nicht entscheidend auf die Versorgungssituation in Dänemark auswirken, vor allem auf Grund der derzeitigen und bis zum Bau der BGI-Pipeline weiter anhaltenden „Sackgassenlage“ Schwedens, von der kein starker Einfluss auf den Großhandel und die Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke in Dänemark ausgehen dürfte.

(203) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte hat der Anmelder das Bestehen getrennter Märkte für Gaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke in Dänemark und Schweden nicht in Frage gestellt.

(204) Daher kann für die Zwecke dieser Entscheidung und im Einklang mit der Bestimmung des räumlich relevanten Marktes auf der Großhandelsebene davon ausgegangen werden, dass es i) einen dänischen Markt für Dänemark und ii) einen schwedischen Markt für Schweden gibt. Wie in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegt, würde die

139 Bisher wurde noch nie Gas über den einzigen Einspeise-/Ausspeisepunkt Dragør von Schweden nach Dänemark ausgeführt. Da in Schweden kein Gas gefördert wird, ist Erdgas bisher nur von Dänemark nach Schweden geleitet worden.

53

Würdigung des Zusammenschlusses auf einem „dänisch-schwedischen Markt für Schweden“ zum gleichen Ergebnis führen. (Dem ist hinzuzufügen, dass dies selbst bei der Würdigung eines gemeinsamen Marktes für beide Länder zutreffen würde, obgleich ein solcher Markt angesichts der Asymmetrie des Wettbewerbsdrucks, der zwar von Dänemark auf Schweden, nicht jedoch von Schweden auf Dänemark ausgeübt wird, eine rein hypothetische Möglichkeit ist.)

e) Markt (Märkte) für Erdgaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer

(205) Der Markt (die Märkte) für die Erdgasversorgung dezentraler WKK-Kraftwerke und industrieller Großabnehmer ist ein nationaler Markt (sind nationale Märkte).

(206) Im Formblatt CO und ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Beteiligten die Auffassung, dass der Markt über den nationalen Markt hinausgeht.

(207) Die Kommission stimmt der Auffassung der Beteiligten nicht zu, und zwar aus folgenden Gründen.

(208) Erstens gibt es keine Direkteinfuhren. Alle Versorger dieser Kundengruppen sind in Dänemark niedergelassen. Dass man eine dänische Tochtergesellschaft (oder zumindest einen besonderen dänischen Geschäftsbereich) braucht, liegt i) an den besonderen Anforderungen an die Vermarktung, zu denen unbestreitbar auch die Beherrschung der dänischen Sprache gehört, ii) an der Notwendigkeit, Anmeldebestimmungen auf nationaler Grundlage nachzukommen, da das dänische Netz als nationales Netz angelegt ist, und iii) daran, dass die nationale Gesetzgebung/Regulierung großen Einfluss auf die Ausgestaltung des Versorgungsgeschäfts in Dänemark hat. Darüber hinaus muss für Speicherkapazität in Dänemark gesorgt werden, es sei denn, der Versorger verfügt über einen sehr flexiblen Vertrag für die Versorgung in Dänemark oder zumindest bis zum dänischen Einspeisepunkt.

(209) Zweitens unterscheiden sich die Marktstrukturen ganz erheblich voneinander. Die meisten Unternehmen, die diese Kundengruppen in Deutschland versorgen, sind nicht in Dänemark tätig: Wingas, EnBW, ExxonMobil und RWE. Die meisten Unternehmen, die diese Kundengruppen in Dänemark versorgen, tun dies nicht in Deutschland: HNG/MN, SGA, DONG. Unternehmen, die diese Kundengruppen in Schweden beliefern, tun dies nicht in Dänemark: Göteborg Energi und Lund Energi. DONG selbst versorgt Schweden über eine schwedische Tochtergesellschaft. Unternehmen, die diese Kundengruppe in Dänemark beliefern, sind nicht in Schweden tätig: z. B. HNG/MN und SGA.

(210) Drittens bestehen – wie aus der nachstehenden Tabelle von Eurostat ersichtlich – erhebliche Preisunterschiede zwischen Dänemark, Deutschland, Schweden und den Niederlanden.

Tabelle 4: Gaspreise für die industriellen Verbraucher am 1. Januar 2005 (industrielle Großabnehmer)

Eurostat Dänemark Deutschland Deutschland Schweden Niederlande Kundengruppe Hamburg Hannover (Preise in EUR, ohne Steuern/GJ)

I3-1

6,01

8,19

6,72

8,08

4,50

I4-1

5,08

6,94

5,58

---

3,90

Quelle: Eurostat

(211) Viertens wurden die Märkte für diese Kundengruppen in den verschiedenen Ländern unterschiedlich schnell geöffnet, was sich, auch wenn die Öffnung inzwischen vollzogen ist, immer noch in mangelnder Synchronisierung niederschlagen und so die nationalen Unterschiede weiter verstärken kann.

(212) Hingegen gibt es keine Hinweise darauf, dass der räumlich relevante Umfang des Marktes (der Märkte) für Erdgaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer für Dänemark bzw. Schweden kleiner als der nationale Markt ist. Ost- und West-Dänemark sind über Hochdruckgaspipelines gut miteinander verbunden. Es gibt ein einheitliches Regulierungs- und Tarifsystem für den Zugang zum Übertragungsnetz innerhalb Dänemarks. Das gleiche gilt für das schwedische Regulierungssystem (und Übertragungssystem).

f) Markt (Märkte) für Erdgaslieferungen an private Haushalte und kleine Geschäftskunden

(213) Der Anmelder vertritt die Auffassung, dass sich der Markt für die Belieferung von Unternehmen auf Dänemark, Schweden, Deutschland, die Niederlande, Belgien und das Vereinigte Königreich erstreckt. Der Markt für die Versorgung privater Haushalte dagegen ist nach dem Dafürhalten von DONG ein nationaler Markt, da die Kunden ihren Gasversorger frei wählen können; der Regulierungsrahmen ist in ganz Dänemark derselbe, und die Versorger sind Unternehmen mit hohem Niveau, die durchaus in der Lage sind, sich im landesweiten Wettbewerb zu behaupten.

(214) Die Kommission teilt die Auffassung, dass der Markt für die Versorgung privater Haushalte in Dänemark nicht weiter als der nationale Markt ist. Hinsichtlich des räumlichen Umfangs des Marktes für die Belieferung kleiner Geschäftskunden kann (wenn man hier von einem eigenen Markt ausgeht) auf die oben dargelegten Argumente

143Eurostat, Statistik kurz gefasst (Umwelt und Energie), 4/2005: Gaspreise für die industriellen Verbraucher in der EU am 1. Januar 2005. Zu Schweden und Dänemark siehe auch die Antwort von DONG vom 7. Dezember, Frage 11.

144Nomenklatur für industrielle Kunden: nach Jahresverbrauch und Lastfaktor: I3-1 bis 41 860 GJ/Jahr (200 Tage, 1 000 Stunden), I4-1 bis 418 600 GJ/Jahr (250 Tage, 4 000 Stunden). In der Antwort von DONG auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte finden sich zusätzliche Belege für diesen Preisunterschied.

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im Zusammenhang mit industriellen Großabnehmern und dezentralen WKK-Kraftwerken verwiesen werden, die erst recht gegen einen Markt für diese Kundengruppe sprechen, der die Grenzen des nationalen Marktes überschreitet.

(215) Geschäfte auf diesem Markt erfordern ein nationales Verkaufs- und Kundendienstbüro. Die derzeitigen Versorger von Kunden ohne Zähler in Dänemark sind durchweg dänische Unternehmen, und dänische Unternehmen versorgen keine Kunden ohne Zähler in Schweden. Somit könnten Kunden auf diesem Markt ihre Lieferungen gar nicht von im Ausland wie z. B. in Schweden niedergelassenen Versorgern beziehen. Das gleiche gilt für Deutschland. Diese eindeutige Ausrichtung auf eine nicht über den nationalen Rahmen hinausgehende Versorgungstätigkeit ist durch eine Reihe von Faktoren begründet, z. B. die sprachlichen Anforderungen an die Vermarktungs- und Kundendienstfunktionen. Des Weiteren ist die Regulierung national angelegt, insbesondere hinsichtlich der TPA für die Übertragungs- und Verteilungsnetze und die Speicheranlagen. Die dänischen Versorger kleiner Geschäftskunden und privater Haushalte beziehen ihre Liefermengen vom Großhandelsmarkt, der wie oben festgestellt nicht über Dänemark (und Schweden) hinausgeht. Des Weiteren sind die Märkte unterschiedlich schnell für den Wettbewerb geöffnet worden. Alle dänischen Kunden können seit dem 1. Januar 2004 ihren Versorger frei wählen, während dies für die schwedischen Haushalte erst ab dem 1. Januar 2007 möglich sein wird. Die Unterschiede zwischen diesen nationalen Märkten zeigen sich auch in den Preisunterschieden, die aus der nachstehenden Tabelle hervorgehen.

Tabelle 5: Gaspreise für die industriellen Verbraucher am 1. Januar 2005 (kleine Geschäftskunden)

Eurostat Dänemark Deutschland Deutschland Schweden Niederlande Kundengruppe Hamburg Hannover (Preise in EUR, ohne Steuern/GJ)

I1

12,58

8,56

9,44

10,89

7,60

I2

11,11

8,31

7,69

9,65

6,40

Quelle: Dänische Wettbewerbsbehörde: Entscheidung DONG-HNG/MN

(216) In Bezug auf die kleinen Geschäftskunden hat DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behauptet, die Eurostat-Zahlen seien nicht korrekt und die Preise in Dänemark niedriger als angegeben. Die Kommission stellt fest, dass DONG die behauptete Unrichtigkeit der Eurostat-Zahlen nicht eindeutig belegt; da DONG in jedem Fall nicht dahingehend argumentiert, dass die Preise in Dänemark das gleiche Niveau wie in den Nachbarländern aufweisen, ist es nicht erforderlich, zu einem abschließenden Ergebnis bezüglich der Richtigkeit der Eurostat-Preise für kleine Geschäftskunden in Dänemark zu kommen.

(217) Aus diesen Gründen lässt sich schlussfolgern, dass der Markt (die Märkte) für die Gasversorgung von Kunden ohne Zähler (kleine Geschäftskunden und private Haushalte) nicht über Dänemark hinausgeht (hinausgehen).

145Nomenklatur für industrielle Kunden: nach Jahresverbrauch und Lastfaktor: I1 bis 418,6 GJ/Jahr, I2 bis 4 186 GJ/Jahr.

56

(218) Auch in früheren Entscheidungen ist die Kommission davon ausgegangen, dass die Gasversorgung privater Haushalte und kleiner Geschäftskunden nicht über den nationalen Rahmen hinausgeht. Allerdings stellt sich die Frage, ob der Markt nicht sogar noch kleiner als der nationale Markt ist und nach den Grenzen der Verteilungsnetze bzw. -gebiete bestimmt werden sollte. Obwohl alle dänischen Abnehmer, einschließlich der Kunden ohne Zähler, seit dem 1. Januar 2004 ihren Versorger frei wählen können, haben bisher nur sehr wenige Kunden ihren Versorger tatsächlich gewechselt. Die große Mehrheit der Abnehmer ist bei ihrer regionalen Verteilergesellschaft geblieben. 2004 hat weniger als 1 % der Kunden ohne Zähler (je nach Verteilungsgebiet zwischen 0,08 % und 0,67 % der Kunden) den Gasversorger gewechselt.

(219) Daraus ergibt sich, dass die regionalen Verteilergesellschaften immer noch sehr große Marktanteile (> 98 %) in ihren jeweiligen Gebieten haben. Dies entspricht auch den Erfahrungen anderer Länder aus den ersten Jahren der Marktöffnung (z. B. Deutschland, Vereinigtes Königreich und Norwegen).

(220) Außerdem sind, wie die nachstehende Tabelle zeigt, die Preise für die Endverbraucher (Haushalte) in den drei Gebieten unterschiedlich, wo die Preise bis zu 3 % voneinander abweichen.

Tabelle 6: Veröffentlichte Preise für private Haushalte und kleine Geschäftskunden, September 2005 (ohne Verteilung, MwSt und sonstige Abgaben)

3 DKK/m

DONG Statoil Gazelle HNG/MN

Preise für private Haushalte (einschl. Speicherung, Übertragung)

3,49

3,405

3,413

Preise für kleine Geschäftskunden (ohne Speicherung, Übertragung)

2,412

2,412 3,413

Quelle: Dänische Wettbewerbsbehörde: Entscheidung DONG-HNG/MN

(221) Große Unterschiede in den Marktanteilen und den Preisen zwischen einzelnen Regionen sind in der Regel Anzeichen dafür, dass die regionalen Märkte nicht integriert sind.

(222) Ferner ist der Zugang zu den regionalen Verteilungsnetzen, die von den regionalen Verteilergesellschaften betrieben werden, nicht vollständig harmonisiert. Naturgas Fyn, der Betreiber des Verteilungsnetzes auf der Insel Fünen, und eine der Muttergesellschaften von Statoil Gazelle hat eigene Standardkonditionen für den Zugang zum Verteilungsnetz, während DONG und HNG/MN ihre Konditionen mit dem Betreiber des Übertragungssystems (TSO) koordinieren.

(223) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behaupten die Beteiligten, der relevante Markt für die Gasversorgung privater Haushalte sei eher ein landesweiter als ein regionaler Markt, da sowohl HNG/MN als auch Statoil Gazelle außerhalb ihrer angestammten Versorgungsgebiete aktiv um Kunden werben, und führen als Beispiel dafür Werbung von Statoil Gazelle an, die sich an private Haushalte in Seeland richtet.

(224) Die Kommission erkennt an, dass Statoil Gazelle in mindestens einem Fall außerhalb seines eigenen Versorgungsgebiets um Kunden geworben hat. Allerdings dürften die

146 Einschließlich Speicherung und Übertragung (rund 0,35 DKK/m).

57

Bemühungen von Statoil Gazelle, in anderen Gebieten Kunden zu gewinnen, eher ein Versuch zur Erschließung dieser Gebiete als ein Indiz dafür sein, dass nun ein landesweiter Markt besteht. Außerdem erbringen die Beteiligten weder einen Nachweis dafür, dass DONG Gas an kleine Geschäftskunden in anderen Gebieten vermarktet, beispielsweise in den Absatzgebieten von HNG/MN, noch dass HNG/MN in anderen Absatzgebieten, beispielsweise denen von DONG präsent ist. Die Tatsache, dass ein Wettbewerber, womöglich nur in einem einzigen Fall, in an private Haushalte in einem anderen Versorgungsgebiet gerichtete Werbung investiert, kann daher für sich genommen nicht als Nachweis für einen landesweiten Markt angesehen werden, vor allem nicht im Lichte der vorstehend angeführten deutlichen Anzeichen, die auf regionale Märkte hindeuten.

(225) Daraus lässt sich schließen, dass es noch regionale Märkte für Einzelhandelslieferungen an Kunden ohne Zähler gibt, und dass diese Märkte mit den Verteilungsgebieten übereinstimmen, die DONG, Naturgas Fyn und HNG/MN besitzen.

(226) Dennoch stellt die Kommission fest, dass sich der räumliche Umfang des Marktes für Gaslieferungen auf Einzelhandelsebene an Kunden ohne Zähler erweitern kann, wenn die Öffnung der Märkte für den Wettbewerb weiter fortgeschritten ist. Für die Zwecke dieser Entscheidung kann diese Frage letztlich offen bleiben.

3. Schlussfolgerungen zu den relevanten Märkten im Erdgassektor

(227) Für die Zwecke dieser Entscheidung sind relevante Märkte die folgenden Einzelmärkte:

1. der dänische Markt für Erdgasspeicherleistungen oder alternativ dazu der dänische Markt für Flexibilitätsleistungen bei Erdgas, der schwedische Markt für Erdgasspeicherleistungen oder alternativ dazu der schwedische Markt für Flexibilitätsleistungen bei Erdgas (der Schweden oder alternativ dazu Schweden und Dänemark umfasst),

2. der Großhandelsmarkt für Erdgaslieferungen für Dänemark (der Dänemark umfasst), der Großhandelsmarkt für Erdgaslieferungen für Schweden (der Schweden oder alternativ dazu Schweden und Dänemark umfasst),

3. der dänische Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke, der schwedische Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke (der Schweden oder alternativ dazu Schweden und Dänemark umfasst),

4. der Markt oder die Märkte für Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer und an dezentrale WKK-Kraftwerke (der Dänemark umfasst),

5. der Markt oder die Märkte für Erdgaslieferungen an kleine Geschäftskunden und an private Haushalte (dänisch oder regional).

TEIL B ñ STROM

1. Sachlich relevante Märkte

(228) In der Vergangenheit hat die Kommission zwischen den sachlich relevanten Märkten für Stromerzeugung und Stromlieferungen auf der Großhandelsebene (d. h. Produktion von Strom in Kraftwerken und physische Einfuhr von Strom über Verbindungsleitungen

58

und Verkauf von Strom auf dem Großhandelsmarkt an Händler, Verteilergesellschaften, Strombörsen oder industrielle Großabnehmer), für Regel-/Ausgleichsleistungen, für Stromübertragung (über Hochspannungsnetze), für Stromverteilung (über Mittel- und Niederspannungsnetze) und für Stromlieferungen auf der Einzelhandelsebene unterschieden. Auf der Einzelhandelsebene hat die Kommission zwischen (industriellen) Großabnehmern und Kleinabnehmern (kleine Unternehmen und private Haushalte) unterschieden.

(229) Die Beteiligten haben Auskunft über die folgenden Märkte erteilt:

ñ Erzeugung von physischem Strom und Großhandel mit physischem Strom (einschließlich Systemleistungen),

ñ Stromderivate,

ñ Stromlieferungen an Geschäftskunden auf der Einzelhandelsebene,

ñ Stromlieferungen an private Haushalte auf der Einzelhandelsebene.

Erzeugung von physischem Strom und Großhandel mit physischem Strom, Hilfsdienste

(230) Der Anmelder behauptet, der sachlich relevante Markt umfasse auch Verkäufe an der skandinavischen Strombörse Nord Pool, bilaterale Verträge sowie Reservekapazität und Regel-/Ausgleichsenergie.

(231) Dass der Anmelder vom Bestehen eines eigenen relevanten Marktes für die Erzeugung von physischem Strom und Großhandel mit physischem Strom (nachstehend “Stromgroßhandelsmarkt” genannt) ausgeht, steht mit früheren Entscheidungen der Kommission im Einklang. Der Umfang des vom Anmelder beschriebenen Marktes weicht allerdings von früheren Entscheidungen der Kommission insofern ab, als der Anmelder auch die Hilfsdienste (auch Ausgleichsleistungen und Regelenergie oder Systemleistungen genannt) zum Großhandelsmarkt rechnet (siehe unten).

ñ Stromgroßhandel

(232) Ein Großteil der Käufe und Verkäufe von Strom auf Großhandelsebene in Skandinavien läuft über die skandinavische Strombörse Nord Pool Spot ASA (“Nord Pool”), an der Großhandelsgeschäfte mit physischem Strom in Finnland, Schweden, Norwegen und Dänemark abgewickelt werden. An der Strombörse Nord Pool, einem Jointventure der skandinavischen Strom-TSO, werden an einem Spotmarkt Angebot und Nachfrage nach Stromlieferungen auf Großhandelsebene für den gesamten skandinavischen Raum 12 bis 36 Stunden vor der eigentlichen Lieferung abgeglichen. Nord Pool ergänzt diesen Spotmarkt (auch “Elspot” genannt) durch die Handelsoption “Elbas”, über die Strom noch näher am eigentlichen Liefer- und Verbrauchszeitpunkt gehandelt werden kann.

147 Siehe die Entscheidungen der Kommission in den Sachen IV/M.2890 EDF/SEEBOARD, IV/M.3007 E.ON/TXU, IV/M.3268 Sydkraft/Graninge, COMP/M.3440 EDP/ENI/GDP und IV/M.2684 EnBW/EDP/CAJASTUR/ HIDROCANTABRICO.

148 Im Herbst 2005 sollte auch das ostdeutsche Netz von Vattenfall – in gewissem Umfang – als gesondertes Bietergebiet in Nord Pool unter der Bezeichnung KONTEK einbezogen werden.

(233) Neben diesen auf Nord Pool basierenden Formen des Handels mit physischem Strom auf der Großhandelsebene schließen Erzeuger/Händler und Abnehmer auch bilaterale Verträge über Großhandelsgeschäfte mit physischem Strom .

(234) Für eine bestimmte Gruppe von Großhandelskunden (in der Regel kleine Einzelhändler) scheint der direkte Zugang zu Nord Pool schwierig. Während über Nord Pool Standardprodukte gehandelt werden (z. B. Lieferung/Kauf von 1 GWh Strom bei flachem Versorgungs-/Verbrauchsprofil während eines bestimmten Zeitraums am folgenden Tag), können bilaterale Verträge stärker individuell zugeschnitten sein . Jedoch scheinen die Preise für bilaterale Verträge in der Regel an die Nord-Pool-Preise gebunden zu sein, was auf einen engen Zusammenhang zwischen beiden Formen des Stromhandels auf der Großhandelsebene hindeutet. Für die Zwecke dieser Entscheidung kann die Frage, ob die Stromlieferungen an Einzelhändler, die nicht an der Strombörse Nord Pool tätig sind, eventuell einen eigenen (Unter-)Markt darstellen, offen bleiben, da der geplante Zusammenschluss bei keiner der beiden Möglichkeiten zu Wettbewerbsproblemen führt.

ñ Hilfsdienste

(235) Die Kommission hat bei verschiedenen Gelegenheiten die Bereitstellung von Regelenergie und Reservekapazität als einen (bzw. mehrere) getrennte(n) Markt(e) betrachtet . Für diesen Markt (diese Märkte) wurden in den genannten Entscheidungen teilweise die Begriffe “Regelenergie” oder “Hilfsdienste” verwendet . In der Marktuntersuchung der Kommission wurden auch die Begriffe “Regelenergie” und “Systemleistungen” für dieselben oder eng damit verbundene Leistungen verwendet. Für die Zwecke dieser Entscheidung ist es nicht erforderlich, diese Begriffe genau zu bestimmen.

(236) Die unmittelbaren Abnehmer von Systemleistungen sind die TSO, die für die Aufrechterhaltung des Gleichgewichts im Netz und für die Versorgungssicherheit in Notsituationen zuständig sind. Die TSO brauchen für den Fall größerer Notsituationen Reservekapazität, z. B. einen Kraftwerksblock, der im Bereitschaftszustand (Stand-by-Betrieb) gefahren wird. Außerdem benötigen sie Regelenergie, die fortlaufend zur Aufrechterhaltung des Gleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage nach Strom eingesetzt wird, um die richtige Netzspannung aufrecht zu erhalten. Diese Regelenergie

149 Auf Nord Pool entfallen mehr als 40 % des in den skandinavischen Ländern verbrauchten und erzeugten physischen Stroms. Für Dänemark liegt dieser Prozentsatz sogar noch höher (51 % in Ost-Dänemark und 65 % in West-Dänemark für 2005).

150 Gigawattstunde.

151 Dies gilt ungeachtet der Versuche von Nord Pool, das Angebot flexibler zu gestalten, wobei allerdings die erforderliche Flexibilität wahrscheinlich nicht erreicht wird, da eine Strombörse zwangsläufig hinreichend standardisierte Produkte anbieten muss, um das nötige Liquiditätsniveau zu erreichen.

152 Vgl. COMP/M.2947 – Verbund/EnergieAllianz, wo die Möglichkeit eines eigenen Marktes für Stromlieferungen (auf der Großhandelsebene) an kleine Stromeinzelhändler erörtert, aber dann offengelassen wurde.

153 Siehe z. B. die Sache COMP/M.3268 – Sydkraft/Graninge oder die Sache COMP/M.3440 – EDP/ENI/GDP.

154 Siehe die Sachen COMP/M.3440 – EDP/ENI/GDP und COMP/M.2947 – Verbund/EnergieAllianz. Es sei darauf hingewiesen, dass auch die dänische Wettbewerbsbehörde in diesem Bereich von getrennten Märkten ausgeht. In ihrer Entscheidung über die Fusion zwischen Elsam und Nesa 2004 hat sie getrennte Märkte für Großhandelslieferungen, Regelenergie und Reservekapazität festgestellt (Dänische Wettbewerbsbehörde: Der Zusammenschluss von Elsam und Nesa, März 2004).

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kann noch weiter in die Bereitschaftskapazitätsfunktion (d. h. die Bereitschaft, diese Leistungen bis zu einer vereinbarten Obergrenze – gemessen in MW – zu erbringen) und die tatsächliche Inanspruchnahme dieser Leistung unterteilt werden, bei der der TSO die Leistungserbringer auffordert, die Spannung im Netz – gemessen in MWh – nach unten oder nach oben zu modulieren. Damit die TSO diese Aufgaben erfüllen kann, trifft er mit den Stromerzeugern Vereinbarungen über die ständige Bereithaltung von (positiver oder negativer) Kapazität im Stand-by-Betrieb für den Fall, dass die Nachfrage oder das Angebot unerwartet starken Schwankungen ausgesetzt ist. Für diese Leistungen hat der TSO ein Entgelt zu entrichten, wälzt diese Kosten jedoch auf die anderen Marktteilnehmer ab.

(237) Die Marktuntersuchung der Kommission hat klare Hinweise darauf zu Tage gefördert, dass sich Hilfsdienste/Systemleistungen nicht so einfach durch Stromlieferungen auf Großhandelsebene ersetzen lassen. Was die Nachfrageseite anbelangt, wird dies vom Anmelder auch nicht bestritten. Regelenergie wird an der Strombörse Nord Pool nicht gehandelt, und Nord Pool wird den Handel mit Regelenergie in absehbarer Zeit wohl auch nicht einführen. Einzige Abnehmer dieser Leistungen sind die TSO, die Regelenergie nicht einfach durch Energiegeschäfte über Nord Pool ersetzen können.

(238) Hinsichtlich der Angebotsseite behauptet der Anmelder, dass die Erzeuger ihren Strom entweder als Angebot über Nord Pool oder als Systemleistung für den TSO absetzen können. Diese beiden Formen des Stromabsatzes unterscheiden sich jedoch dadurch, dass Kapazität für Systemleistungen lange vor dem Termin für den Spotmarkt Nord Pool (und gewöhnlich für viel längere Zeiträume) bereitzustellen ist, Zusatzkapazität aber sehr kurzfristig verfügbar sein muss, und sind daher auf der Angebotsseite nur beschränkt substituierbar. Dass für Regelenergie andere Preise gelten als für den übrigen Strombezug auf dem Großhandelsmarkt, beschränkt die Substituierbarkeit zusätzlich. Ferner ist der Verkauf von Regelenergie an den dänischen TSO dadurch gekennzeichnet, dass die Zahl der Anbieter im Vergleich zur Zahl der Stromerzeuger in Dänemark, der Anbieter bei Nord Pool und sogar der Anbieter mit bilateralen Verträgen sehr gering ist.

(239) Die Kommission weist außerdem darauf hin, dass der Anteil eines Betreibers an der Regelenergie im Laufe der Zeit ohne erkennbaren Zusammenhang mit seiner Position auf dem Stromerzeugungsmarkt stark schwanken kann. Nach Angaben des Anmelders ging der Anteil von Elsam an der Regelenergie in West-Dänemark von [Ö]* im Jahr 2002 auf [Ö]* im Jahr 2004 zurück, während sich sein Marktanteil an der Stromerzeugung in West-Dänemark im gleichen Zeitraum von [Ö]* auf [Ö]* erhöhte.

ñ Schlussfolgerung zu Stromgroßhandel und Hilfsdiensten

(240) Für die Zwecke dieser Entscheidung kann die genaue Abgrenzung des Marktes (der Märkte) für Stromgroßhandel und Systemleistungen/Hilfsdienste offen bleiben. Auf

155 Megawatt.

156 Diese Leistung kann auch “Reservekapazität” genannt werden, und tatsächlich gibt es einige funktionelle Überschneidungen mit der Bereitstellung von “Notreservekapazität”.

157 Megawattstunden.

158 Während die Abwärtsmodulierung dadurch vorgenommen werden kann, dass Produktionskapazität abgeschaltet wird oder zusätzliche Verbrauchskapazität eingeschaltet wird, kann die Aufwärtsmodulierung durch Hinzuschaltung zusätzlicher Stromerzeugungskapazität oder Abschaltung von Verbrauchskapazität erfolgen.

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jeden Fall gibt es zumindest einen eigenen Markt für Stromgroßhandel, unabhängig davon, ob dieser auch i) Lieferungen an Kunden ohne direkten Zugang zu Nord Pool und ii) Systemleistungen/Hilfsdienste umfasst. Bilaterale Lieferungen an Kunden ohne direkten Zugang zu Nord Pool könnten einen eigenen sachlich relevanten Markt bilden; das gleiche gilt für Hilfsleistungen.

Stromderivate

(241) Der Anmelder vertritt die Auffassung, dass es auch einen sachlich relevanten Markt für den Handel mit Stromderivaten gibt, d. h. einen vom Großhandelsmarkt (oder von den Großhandelsmärkten) für physischen Strom getrennten Großhandelsmarkt für finanziellen Strom.

(242) Am Finanzmarkt der Strombörse Nord Pool (“Eltermin” genannt) werden derzeit i) Stromderivate, ii) CO2-Quoten und iii) Zertifikate für Strom aus erneuerbaren Energiequellen (nur schwedische Zertifikate) gehandelt. Letztere sind nur für Schweden relevant und brauchen für die Zwecke dieser Entscheidung nicht berücksichtigt zu werden. Der Handel mit CO-Emissionsrechten, der einem völlig anderen Zweck als der Handel mit Stromderivaten dient, wird unten in einem eigenen Abschnitt erörtert. Stromderivate als Produkte, die möglicherweise einen eigenen sachlich relevanten Markt (oder mehrere sachlich relevante Märkte) bilden, bedürfen einer näheren Prüfung.

(243) Bei den an der Terminbörse Eltermin gehandelten Stromderivaten handelt es sich um Grundlast-Futures, Forwards, Optionen und Differenzgeschäfte (Contracts for Differences – “CfD”) als Sicherungsgeschäfte gegenüber dem Risiko von Preisschwankungen im Nord-Pool-Bereich. Referenzpreis für diese Verträge ist der Systempreis von Nord Pool. Der Handelshorizont beträgt derzeit maximal vier Jahre. Eine physische Ausgabe der am Finanzmarkt erworbenen Stromderivate findet nicht statt. Die Verrechnung und Abrechnung erfolgt während des gesamten Lieferzeitraums und beginnt zum Fälligkeitsdatum eines jeden Vertrages. Neben Nord Pool bestehen auch bilaterale Finanzverträge (d. h. Verträge zwischen zwei Betreibern, die entweder direkt oder über eine Handelsplattform, jedoch ohne Vermittlung von Nord Pool als Vertragspartner und Garant für die finanzielle Abrechnung zustande kommen), die jedoch offenbar eng mit Eltermin verknüpft sind.

(244) Die Stromderivate sind auf die Bedürfnisse verschiedener Marktteilnehmer zugeschnitten:

• Stromerzeuger, Einzelhändler und Endverbraucher, die diese Produkte zur Risikosteuerung verwenden,

• Händler, die von der Volatilität des Strommarkts profitieren wollen und zu hoher Liquidität und Umsatzaktivität beitragen und indirekt finanzielle Versicherungsleistungen für Stromerzeuger, Einzelhändler und Endverbraucher bereitstellen.

159 Der Marktanteil von Eltermin an allen Finanzverträgen im skandinavischen Raum hat sich von 25 % 2000 auf 38 % 2005 erhöht. Bei den CfD ist der Marktanteil von Eltermin deutlich höher, da rund 83 % aller Umsätze seit 2004 für die Preisbereiche Ost- und West-Dänemark an dieser Terminbörse getätigt wurden. Das Umsatzvolumen an der Terminbörse Eltermin ist 3,5-5 mal so hoch wie das am Spotmarkt Elspot.

62

(245) Daher wird auf dem Finanzmarkt im Grunde mit Risiken gehandelt, während auf dem physischen Markt der zum Verbrauch bestimmte Strom gehandelt wird. Obwohl diese beiden Arten des Stromhandels in gewissem Maße miteinander verknüpft sind (und sich gegenseitig in der Preisbildung beeinflussen), hat die Marktuntersuchung der Kommission Hinweise darauf ergeben, dass es zumindest einen eigenen Markt für Stromderivate gibt, der vom Markt (von den Märkten) für physischen Strom getrennt ist. Erstens sind physischer Strom und Stromderivate hinsichtlich ihres Abrechnungszeitpunkts und des Zeithorizonts nicht vollständig austauschbar. Finanzderivate werden stets bar abgerechnet und nicht auf Spot-Basis (für den folgenden Tag) verkauft, während physischer Strom von der Elspot-Börse oder aus bilateralen Verträgen auch physisch geliefert und zum Teil auf Spot-Basis gehandelt wird. Daher kann der Finanzmarkt kein “perfektes Hedging” für die Teilnehmer des physischen Marktes bieten, da der Finanzmarkt z. B. die Grundlast als Referenzwert verwendet und sich nicht an den stündlichen Preisen, die die Marktteilnehmer tatsächlich zu entrichten haben, sondern an Monatsdurchschnittswerten orientiert. Zweitens werden die Umsätze an der Eltermin-Börse zu einem Großteil von Marktteilnehmern wie Handelsplattformen, Banken und Finanzdienstleistern getätigt, die am Spotmarkt von Nord Pool oder an anderen physischen Strommärkten überhaupt nicht oder wesentlich weniger aktiv sind.

161 (246) Bei den Stromderivaten spielen CfD eine besondere Rolle. Unternehmen, die CfD – zu anderen als reinen Handelszwecken – verwenden, können die Preise im Nord-Pool-Bereich fest an das Nord-Pool-Preissystem koppeln, indem sie zusätzlich zu ihren finanziellen Terminverträgen und physischen Spot-Positionen CfD kaufen (oder verkaufen). Das bedeutet, dass die über Eltermin gehandelten verschiedenen CfD dann interessant werden, wenn es um das Hedging der jeweiligen Gebietspreise durch feste Ankopplung an den Systempreis geht, d. h. wenn diese besonderen Märkte für bestimmte Zeiträume eigene Preiszonen bilden. Da die verschiedenen gebietsbezogenen CfD untereinander oder mit anderen Stromhedgingprodukten nicht austauschbar sind (außer für rein spekulative Finanzmarktteilnehmer) und da CfD hauptsächlich von Marktteilnehmern aus der betreffenden Preiszone angeboten werden, könnten die CfD als getrennte Teilmärkte betrachtet werden. Für die Zwecke dieser Entscheidung kann diese Frage jedoch offen bleiben.

Stromeinzelhandel

(247) Der Anmelder behauptet, es gebe einen relevanten Markt für Stromverkäufe an Einzelhandelskunden, der aus den physischen Lieferungen von Strom an Endverbraucher bestehe. Dieser Markt kann nach Auffassung des Anmelders weiter in Einzelhandelslieferungen an Geschäftskunden einerseits und Einzelhandelslieferungen an private Haushalte andererseits unterteilt werden.

160 So hält der finanzielle Strommarkt für die Marktteilnehmer Finanzinstrumente zur Verringerung des Risikos von Preisschwankungen beim physischen Stromangebot im Großhandel bereit, während die Preise auf dem finanziellen Strommarkt stark von den Erwartungen auf dem physischen Stromgroßhandelsmarkt beeinflusst werden.

161 Vgl. Rdnr. 243.

162 Norwegen, Schweden, Finnland, West-Dänemark, Ost-Dänemark und Syger (Vergleich zwischen dem Phelix-Preis in Deutschland und dem Nord-Pool-Systempreis).

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(248) Die dänische Wettbewerbsbehörde hat unlängst in einer Entscheidung (über die Fusion zwischen Elsam und NESA) den Einzelhandelsmarkt für Strom in zwei getrennte Märkte aufgeteilt: einen Markt für Kunden mit stündlichem zählerüberwachtem Bedarf und einem für Kunden ohne zählerüberwachten Bedarf (d. h. mit einem Standardlastprofil).

(249) Aus der Marktuntersuchung hat sich eindeutig ergeben, dass diese Unterscheidung zwischen Kunden mit Zähler und Kunden ohne Zähler durchaus relevant ist. Es lässt sich leicht feststellen, welcher dieser Gruppen ein Kunde zuzuordnen ist, und zwischen beiden gibt es keine Arbitragemöglichkeiten. Diese Kundengruppen zahlen verschiedene Preise, verbrauchen verschiedene Produkte (per Zähler gemessen oder nicht) und kaufen auf verschiedene Weise (ausgehandelte Konditionen gegenüber Standardkäufen).

(250) Für die Beurteilung dieser Sache ist die Frage, ob kleine Geschäftskunden, z. B. gewerbliche Abnehmer, als eigene Kundengruppe betrachtet werden sollten, nicht von Belang und braucht daher nicht beantwortet zu werden. Denn aus der Marktuntersuchung haben sich keine Hinweise darauf ergeben, i) dass sich die Beurteilung eines Großkundenmarkts oder eines Kleinkundenmarkts ändern würde, wenn die kleinen Geschäftskunden dem betreffenden Markt nicht zugerechnet würden, und ii) dass die Beurteilung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf solch einen hypothetischen Markt für kleine Geschäftskunden zu einem anderen Ergebnis führen würde als die Beurteilung des Großkundenmarkts und des Kleinkundenmarkts, die beide, wie unten dargelegt, keinen Anlass zu wettbewerbsrechtlichen Bedenken geben.

(251) Für die Zwecke dieser Entscheidung bestehen die beiden sachlich relevanten Stromeinzelhandelsmärkte aus Einzelhandelslieferungen von Strom an Geschäftskunden mit Zähler und Einzelhandelslieferungen von Strom an Kunden ohne Zähler (überwiegend private Haushalte).

Zusammenfassung zu den Märkten für Stromprodukte

(252) Daher ist davon auszugehen, dass die für die Zwecke dieser Entscheidung sachlich relevanten Märkte die Märkte für die folgenden Stromprodukte sind:

ñ Stromgroßhandel,

ñ eventuell einschließlich bilateraler Großhandelslieferungen an Kunden ohne Zugang zu Nord Pool (die möglicherweise einen eigenen Markt darstellen),

ñ eventuell einschließlich Hilfsdiensten (die wahrscheinlich einen eigenen Markt oder mehrere eigene Märkte darstellen),

ñ Stromderivate,

ñ eventuell einschließlich CfD (die möglicherweise einen eigenen Markt darstellen),

ñ Stromlieferungen an Kunden mit Zähler (Geschäftskunden),

163 Die Trennlinie zwischen diesen beiden Kundengruppen wurde von 0,2 GWh Jahresverbrauch auf 0,1 GWh Jahresverbrauch herabgesetzt.

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ñ Stromlieferungen an Kunden ohne Zähler (überwiegend private Haushalte).

2. Räumlich relevante Märkte

Großhandel mit physischem Strom

(253) Der Anmelder ist der Auffassung, dass der Großhandelsmarkt für Strom über Dänemark hinausgeht und zumindest ein skandinavischer Markt ist, was im Wesentlichen auf den Spotmarkt Nord Pool zurückzuführen ist, der den Stromgroßhandel in Dänemark, Norwegen, Schweden und Finnland umfasst. Der Anmelder argumentiert, dass ein zusätzlicher Integrationseffekt vom Stromderivatemarkt Nord Pool ausgeht, der es Erzeugern, Händlern und Großhandelskunden ermöglicht, ihre Stromerzeugung und ihren Strombedarf vor Preisschwankungen am Spotmarkt Nord Pool abzusichern. Ferner behauptet der Anmelder, dass die Engpässe an den Kuppelstellen zwischen den verschiedenen Nord-Pool-Zonen recht gering sind. (Geringe Engpässe führen zu einer nur begrenzten Zahl von Stunden, in denen die Großhandelspreise zwischen benachbarten skandinavischen Zonen voneinander abweichen). Der Anmelder verweist auf durchschnittliche jährliche Abweichungen bei den Großhandelspreisen von weniger als 6 % zwischen den skandinavischen Zonen und sieht dies als weiteren Beleg für einen Markt, der über Dänemark hinausreicht.

(254) In früheren Entscheidungen der Kommission wurde in der Regel der nationale Markt als der räumlich relevante Markt für den Stromgroßhandel betrachtet. Allerdings hat die Kommission zuweilen die Möglichkeit eines über den nationalen Markt hinausreichenden Marktes in Anbetracht dessen offen gelassen, dass der räumlich relevante Markt nach der Marktöffnung über den nationalen Markt hinausgehen könnte, wenn die Hindernisse für den Stromhandel, insbesondere die physischen und regulatorischen Hindernisse, beseitigt sind. Die dänische Wettbewerbsbehörde teilte die räumlich relevanten Großhandelsmärkte in ihrer Entscheidung von 2004 über die Fusion Elsam/NESA in Ost-Dänemark bzw. West-Dänemark ein, unter anderem aufgrund von erheblichen Preisunterschieden und Engpässen zwischen diesen beiden völlig getrennten Nord-Pool-Zonen und den ihnen benachbarten Zonen innerhalb oder außerhalb des Nord-Pool-Gebietes.

(255) Die Kommission stellt zunächst fest, dass West-Dänemark nach den ihr vom Anmelder vorgelegten Daten 2005 in 39 % der Handelszeiten bei Nord Pool eine eigene Preiszone bildete (bis zum 13. August). In den Jahren davor schwankte diese Zahl zwischen 19,3 % 2001 und 48,9 % 2003. Nach diesen Angaben bildete Ost-Dänemark 2005 nur in 13,7 % der Handelszeiten eine eigene Preiszone. In den beiden Vorjahren belief sich diese Zahl auf 6,1 % bzw. 5,0 %.

(256) Allein aus den Zahlen über West-Dänemark geht deutlich hervor, dass es nicht angebracht wäre, wenn die Kommission den Markt auf der Grundlage eines alle skandinavischen Länder umfassenden Marktes bewerten würde, da während eines erheblichen Teils der Handelszeiten die Erzeuger in West-Dänemark keinem Wettbewerbsdruck ausgesetzt sind – und damit nicht in direktem Wettbewerb zu den Erzeugern im übrigen Teil der skandinavischen Tarifregion stehen.

164 Siehe z. B. die Sache EDP/ENI/GDP.

165 Etwa in der Sache Sydkraft/Graninge für Ost-Dänemark/Schweden, aufgrund von Zahlen über Engpässe an Kuppelstellen, die deutlich niedriger waren als 2004 und 2005 (siehe unten Fußnote 168).

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(257) Die Marktuntersuchung hat im vorliegenden Fall zu folgenden Ergebnissen geführt:

1. Da es derzeit keine direkte Kuppelstelle zwischen den beiden dänischen Preiszonen Ost-Dänemark und West-Dänemark gibt, wäre es unangebracht, den räumlich relevanten Markt mit ganz Dänemark gleichzusetzen. Der Stromgroßhandelsmarkt kann daher derzeit nur als ein über Dänemark hinausgehender Markt oder ein nicht ganz Dänemark umfassender Markt (also Ost-Dänemark und West-Dänemark) betrachtet werden, nicht jedoch als ein gesamtdänischer Markt.

2. Die Engpässe an der Kuppelstelle zwischen Schweden und Ost-Dänemark werden von vielen Marktteilnehmern nicht als stark ausgeprägt empfunden. Sie liegen generell unter 15 %, auch wenn sie in einzelnen Monaten Werte von um oder über 20 % erreichen.

3. Zwischen West-Dänemark und Schweden/Norwegen bestehen deutlich mehr Engpässe, die auch von einer großen Zahl von Marktteilnehmern als stark empfunden werden. In den ersten neun Monaten des Jahres 2005 bestanden in 56 % der Zeit Engpässe.

4. Abweichungen bei den jährlichen Großhandelspreisen von bis zu 6 % zwischen den skandinavischen Preiszonen sind nicht unerheblich und basieren außerdem auf wesentlich ausgeprägteren Schwankungen und Abweichungen über kürzere Zeiträume. Die Frage, ob unterschiedliche Großhandelspreise in Ost-Dänemark und West-Dänemark eine spürbare Wirkung auf das Preisgefälle zwischen den Einzelhandelspreisen in Ost- bzw. West-Dänemark haben, wurde von vielen Marktteilnehmern bejaht.

5. Stromderivate können eine gewisse Integrationswirkung entfalten, da das Risiko divergierender Großhandelspreise gedämpft wird. Da jedoch Stromderivate einem eigenen sachlich relevanten Markt angehören, können sie nicht den räumlichen Umfang des Großhandelsmarkts für physische Stromlieferungen bestimmen.

6. Darüber hinaus haben die Teilnehmer der Marktuntersuchung der Kommission aufgrund früherer Beobachtungen des Marktverhaltens die Auffassung vertreten, dass Elsam und in etwas geringerem Maße auch E2 Einfluss darauf nehmen

166 Die Jahresdurchschnittswerte beliefen sich 2003 auf 2,0 % der Zeit, 2004 auf 6,0 % und 2005 auf 14,0 % der Zeit. Quelle: Daten von Nord Pool.

167 2003 traten an den Kuppelstellen zu Norwegen und Schweden zu 48,9 % der Zeit, 2004 zu 30,5 % und in den ersten neun Monaten des Jahres 2005 zu 51,3 % der Zeit Engpässe auf. Diese Werte werden noch höher, wenn der Berechnung kürzere Zeiträume zugrunde gelegt werden. So waren 2005 bis November die Kuppelstellen zwischen West-Dänemark und Süd-Norwegen bzw. Schweden 60 % der Zeit durch Engpässe gestört. Die engpassbedingte Störung der Kuppelstellen belief sich in diesem Zeitraum zwischen West-Dänemark und Schweden auf 56 %, zwischen West-Dänemark und Süd-Norwegen ebenfalls auf 56 %, und die gleichzeitige engpassbedingte Störung des Netzverbunds zwischen West-Dänemark und sowohl Süd-Norwegen als auch Schweden auf 52 % der Zeit.

168 Außerdem können Stromderivate nur einen unzureichenden Schutz gegen unterschiedliche Stromgroßhandelspreise im Nord-Pool-Gebiet bieten. Für die höchstmögliche Preisabsicherung muss der Kunde zwei Produkte erwerben, eine Absicherung zum Preissystem von Nord Pool und eine Absicherung vor abweichenden Preisen in einer bestimmten Preiszone. Dazu kauft er CfD, die aber nur in Form von Verträgen für 1 Jahr, 3 Quartale oder 2 Monate für alle CfD-Gebiete verfügbar sind, wohingegen der Kunde dieses Hedging vielleicht nur für das Preisrisiko während bestimmter Stunden und zu Zeitpunkten benötigt, die den Auktionen am Spotmarkt zeitlich wesentlich näher liegen.

66

(258) Daher ist bei der Prüfung der Auswirkungen dieses Zusammenschlusses auf den Wettbewerb auch die Möglichkeit in Betracht zu ziehen, dass der für die Prüfung relevante Rahmen zumindest teilweise und wahrscheinlich beschränkt auf einige (engpassbedingte) Zeiträume von einem a) ost-dänischen und einem b) west-dänischen Großhandelsteilmarkt vorgegeben wird.

(259) Bei der Prüfung der Auswirkungen dieses Zusammenschlusses auf den Wettbewerb sind jedoch außerdem die Situationen zu berücksichtigen, in denen die Nord-Pool-Preiszonen über die Preiszonen Ost-Dänemark und West-Dänemark hinausgehen. In einem Extremfall könnten alle Nord-Pool-Preiszonen während bestimmter Zeiträume

(169) Dies ist auf eine Reihe von Faktoren zurückzuführen: i) reservierte Mengen auf der Leitungsverbindung zwischen Ost-Dänemark und Deutschland, ii) Wartungsarbeiten, iii) Anzeichen dafür, dass die Kapazität an der Kuppelstelle zwischen West-Dänemark und Deutschland (die eine Nord-Pool-Zone mit einer Nicht-Nord-Pool-Zone verbindet) nicht optimal zugewiesen wird, was zu Stromübertragungen in der "falschen" Richtung führt, d. h. von einer Hochpreiszone in eine Niedrigpreiszone, wodurch sich der durch diesen Leitungsverbund ausgelöste Wettbewerbsdruck verringert, iv) Entscheidungen des schwedischen TSO Svenska Kraftnät, die Kapazität auf dem Leitungsverbund zwischen West/Ost-Dänemark und Schweden in Zeiten starker Nord-Süd-Ströme innerhalb Schwedens zu reduzieren, die zu Ungleichgewichten innerhalb des schwedischen Netzes führen, v) die dänische Durchleitungsfunktion zwischen den von Wasserkraft beherrschten Zonen (Norwegen, aber auch Schweden) und den von Wärmekraft beherrschten Zonen (Deutschland), was die Tendenz mit sich bringt, dass die verfügbare Kapazität der Kuppelstellen jeweils "einseitig" eingesetzt wird (was bedeutet, dass eine mäßigende Wirkung auf die dänischen Preise nur entweder von Norden her entfaltet wird, und zwar in Zeiten eines Überschusses an Wasserkraft oder niedrigerer wasserkraftbedingter Stromerzeugungskosten, oder von Süden her, nämlich in Zeiten eines Mangels an Wasserkraft zur Stromerzeugung oder niedrigerer wärmekraftbedingter Stromerzeugungskosten, vorausgesetzt die Stromeinfuhren werden nicht durch Engpässe gestört).

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(170) gemeinsame Preiszonen bilden. Darüber hinaus kann jede Kombination zwischen Ost-Dänemark und/oder West-Dänemark und einer oder mehreren anderen Nord-Pool-Preiszonen ebenfalls von Bedeutung sein.

(260) Da sich das skandinavische Geschäft der Beteiligten fast ausschließlich auf Dänemark beschränkt und es derzeit keine physische Verbindung zwischen Ost- und West-Dänemark gibt, würde sich die maximale (hypothetische) negative Auswirkung des Zusammenschlusses (in Form eines maximalen Marktanteils) außerhalb des eng begrenzten ost- bzw. west-dänischen Marktes (so lange keine physische Verbindung zwischen Ost- und West-Dänemark gebaut wird) dann ergeben, wenn sich eine kombinierte Preiszone aus den folgenden Nord-Pool-Preiszonen bildet: Ost-Dänemark plus West-Dänemark plus Schweden. Wenn der Zusammenschluss in einer solchen Kombination von Preiszonen nicht zu negativen Auswirkungen auf den Wettbewerb führt, kann diese Wirkung auch nicht in weiterreichenden Preiszonen eintreten.

(261) Des Weiteren ist eine spezifische Kombination im Hinblick auf die Situation nach 2010 zu untersuchen, da dann die Kuppelleitung Großer Belt, die derzeit noch in der Projektphase steckt, aber voraussichtlich ab 2010 einsatzbereit sein wird, wahrscheinlich einen Integrationseffekt auf den bisher nicht direkt miteinander verbundenen Großhandelsmärkten Ost- und West-Dänemark auslösen wird. Allerdings kann die Kommission diesen beiden Wirkungen verglichen mit anderen wesentlich näher liegenden Wirkungen aufgrund der zeitlichen Ferne und der Ungewissheit hinsichtlich der Stärke dieses Integrationseffekts kein sehr hohes Gewicht beimessen.

(262) Sämtliche weiteren Fragen im Zusammenhang mit der Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes für den Stromhandel auf der Großhandelsebene können für die Zwecke dieser Entscheidung offen bleiben.

Hilfsdienste

(263) Der Anmelder weist auf Tendenzen des Handels hin, sich auf einem räumlich weiter reichenden (skandinavischen) Markt mit Strom zu versorgen, falls Hilfsdienste/Systemleistungen als ein eigener sachlich relevanter Markt oder als mehrere sachlich relevante Märkte betrachtet würden. Ob diese Leistungen vom Großhandelsmarkt getrennt sind, kann für die Zwecke dieser Entscheidung offen bleiben (vgl. Rdnr. 0). Aus diesem Grund haben die vier skandinavischen TSO vor kurzem eine Zusammenarbeit für Regelenergie eingerichtet.

(264) Hilfsdienste hängen jedoch stets von der sofortigen und zuverlässigen Verfügbarkeit entsprechender Energiemengen innerhalb einer bestimmten Preiszone ab. Engpässe an Kuppelstellen verhindern somit praktisch den grenzüberschreitenden Handel mit diesen Leistungen während erheblicher Zeitabschnitte. Dies bestätigt auch die Marktuntersuchung, bei der sich herausgestellt hat, dass Hilfsdienste üblicherweise von Bezugsquellen innerhalb der Preiszone stammten, wobei Elsam der Hauptanbieter in West-Dänemark und E2 der Hauptanbieter in Ost-Dänemark ist.

(265) Darüber hinaus steckt die Zusammenarbeit zwischen den skandinavischen TSO noch in der Anfangsphase. Daher ist zumindest zweifelhaft, ob diese Zusammenarbeit in absehbarer Zeit mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einem weiter reichenden räumlich relevanten Markt führen wird.

(266) Dementsprechend ist davon auszugehen, dass sich der mögliche Markt (die möglichen Märkte) für Hilfsdienste für die Zwecke dieser Entscheidung auf jedes der beiden dänischen Gebiete beschränkt (beschränken).

Stromderivate

(267) Zu den Stromderivaten vertreten die Unternehmen die Auffassung, der Markt reiche hier über den nationalen Markt hinaus und sei zumindest ein skandinavischer Markt, da der Handel mit Stromderivaten an der Terminbörse von Nord Pool, Eltermin, stattfinde und die verschiedenen Finanzinstrumente am skandinavischen Preissystem ausgerichtet seien. Generell ist auch die Marktuntersuchung nicht zu einer anderen Einschätzung gelangt.

(268) Hinsichtlich einer bestimmten Produktgruppe – den CfD (einem besonderen Finanzprodukt, mit dem man sich gegen das Risiko absichern kann, dass in bestimmten Preiszonen, z. B. Ost-Dänemark oder West-Dänemark, die Preise von der Preisbildung im Nord-Pool-System abweichen) – könnte der relevante Markt jedoch auch allein aus der betreffenden Preiszone bestehen. Die mit diesen Produkten handelnden Unternehmen sind im Wesentlichen die in diesen Preiszonen aktiven Großhändler und Großkunden.

Stromeinzelhandel

(269) In Bezug auf die Strommärkte auf der Einzelhandelsebene haben die Unternehmen die Auffassung vertreten, dass der räumlich relevante Markt für private Haushalte und Geschäftskunden sich zumindest mit dem nationalen Markt in Dänemark deckt, sich aber – mit Blick in die Zukunft – wahrscheinlich auf die skandinavischen Länder ausdehnen wird.

173 Die Dänische Wettbewerbsbehörde hat vor kurzem festgestellt, dass es für Großkunden (> 0,2 GWh) einen gesamtdänischen Markt gibt, während Kleinkunden (< 0,2 GWh) einem enger abgegrenzten, regionalen oder sogar lokalen Markt zuzuordnen sind, was u. a. auf die bei diesen kleinen Abnehmern festzustellende mangelnde Bereitschaft zum Wechsel ihrer Versorger zurückzuführen ist.

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(270) Aus der Marktuntersuchung geht hervor, dass der räumliche Markt für Kunden mit Zähler nicht über Dänemark hinausgeht. Dafür spricht auch, dass auch die größten Industrieunternehmen ihren Strom von dänischen Stromversorgungsgesellschaften beziehen und dass es keinen direkten Marktzutritt durch ausländische Versorgungsunternehmen gegeben hat.

(271) Es gibt keinerlei Anzeichen dafür, dass sich der räumliche Umfang des Marktes für Geschäftskunden nicht mit dem nationalen Markt deckt. Dies gilt trotz der Tatsache, dass die Wettbewerbsstärke der Marktteilnehmer (wie NESA oder KE) in Ost-Dänemark offenbar immer noch anders als in West-Dänemark ausgeprägt ist. Jedoch betrachten die Kunden sowohl in West- als auch in Ost-Dänemark die Versorger, die historisch gesehen aus dem anderen Gebiet stammen, als brauchbare Alternative, und diese Versorger treten dann in beiden Gebieten auf. Die vor der Liberalisierung bestehende historische Unterteilung des innerdänischen Marktes hat daher ihre Bedeutung verloren und kann insofern nicht mehr den relevanten Rahmen für die Beurteilung des Zusammenschlusses bilden. Dies steht auch in Einklang mit den Erkenntnissen der dänischen Wettbewerbsbehörde im Falle der Fusion zwischen Elsam und NESA.

(272) Hinsichtlich des Marktes für kleine Kunden ohne Zähler ist festzustellen, dass die Wettbewerbsstärke der Marktteilnehmer innerhalb ihres früheren Monopolgebiets und außerhalb dieser Gebiete noch sehr unausgewogen ist. Viele Kunden sind bei ihrem lokalen Versorger mit Universalversorgungsauftrag geblieben, was in klarem Widerspruch zu dem wesentlich preisempfindlichen Verhalten der Abnehmer im Marktsegment der Kunden mit Zähler steht. Die Wechselraten im Segment der Kunden ohne Zähler sind niedrig. Dies ist ein Zeichen dafür, dass es sich bei diesem Markt immer noch um einen regionalen Markt handeln könnte. Das Auftreten neuer Versorger (wie OK und Scanenergi), die kein räumliches Absatzgefälle aufweisen, und die Tatsache, dass einige Wettbewerber (z. B. NESA, KE, Nordjysk, NOE) Kunden außerhalb ihres angestammten Versorgungsgebiet akquirieren, kann ebenfalls als Hinweis darauf gewertet werden, dass sich der dänische Strommarkt (die dänischen Strommärkte) für Kleinkunden – wenn auch langsam – zu einem landesweiten Markt entwickelt (entwickeln). Hingegen gibt es keinerlei Anzeichen für das Bestehen oder die Herausbildung eines ost-dänischen und eines west-dänischen Marktes für Kleinabnehmer. Für die Zwecke dieser Entscheidung handelt es sich daher bei dem Markt (den Märkten) für die Stromversorgung von Kunden ohne Zähler (private Haushalte und kleine Geschäftskunden) entweder um regionale (d. h. mit den früheren Monopolverteilungsgebieten übereinstimmende) Märkte oder um einen landesweiten Markt.

Zusammenfassung zu den relevanten Strommärkten

(273) Unter Verweisung auf die Feststellungen zu den relevanten Märkten für Stromprodukte (vgl. Rdnr. 0) gelten daher für die Zwecke dieser Entscheidung die folgenden Strommärkte als sachlich relevante Märkte:

1. Stromgroßhandel (beschränkt auf Ost-Dänemark bzw. West-Dänemark oder darüber hinausgehend),

174 So ist z. B. Vattenfall, der größte schwedische Versorger, derzeit in Dänemark nicht als Versorger industrieller Abnehmer auf der Einzelhandelsebene aktiv.

70

2. möglicherweise einschließlich bilateraler Großhandelslieferungen an Kunden ohne Zugang zu Nord Pool (beschränkt auf Ost-Dänemark bzw. West-Dänemark),

3. möglicherweise Hilfsdienste (beschränkt auf Ost-Dänemark bzw. West-Dänemark),

4. Stromderivate (im gesamten Nord-Pool-Gebiet bei Ausschluss der CfD),

5. möglicherweise CfD (beschränkt auf Ost-Dänemark bzw. West-Dänemark),

6. Stromlieferungen an Kunden mit Zähler (Geschäftskunden) (gesamtdänischer Markt),

7. Stromlieferungen an Kunden ohne Zähler (überwiegend private Haushalte) (gesamtdänischer Markt oder regionale dänische Märkte).

71

TEIL C – SONSTIGE MÄRKTE

(274) Von dem geplanten Zusammenschluss sind auch einige weitere Märkte betroffen.

1. Sachlich relevante Märkte

Fernwärme

(275) Die Beteiligten vertreten die Auffassung, dass es einen eigenen sachlich relevanten Markt für Fernwärme (d. h. Wärme in Form von Dampf oder Heizwasser für Fernheizsysteme) gibt, die sowohl im Zusammenhang mit der Stromerzeugung als auch in besonderen Heizkraftwerken erzeugt wird. Diese Auffassung wird durch die Ergebnisse der Marktuntersuchung bestätigt.

Produktion von Flugasche

(276) Der Anmelder vertritt die Auffassung, dass die Produktion von Flugasche ebenfalls von dem Zusammenschluss tangiert wird und der sachlich relevante Markt als Markt für Aggregate und Substitute für Zement, Klinker, Kalziumsilikat und Sand definiert werden sollte. Die Geschäftstätigkeit der Unternehmen ist auf die Produktion von Flugasche (als Nebenerzeugnis in kohlebefeuerten Kraftwerken) beschränkt. Da der Zusammenschluss keine wettbewerbsrechtlichen Bedenken selbst auf diesem kleinstmöglichen Markt – dem Flugaschemarkt – aufwirft, kann die Frage des genauen Umfangs dieses sachlich relevanten Marktes offen bleiben.

CO-Handel2

(277) Der Anmelder ist der Auffassung, es gebe einen sachlich relevanten Markt für den Handel mit CO-Emissionsrechten. Wie oben erwähnt, werden CO-Emissionsrechte derzeit am Finanzmarkt von Nord Pool (Eltermin) gehandelt. Die Marktuntersuchung der Kommission hat bestätigt, dass es einen eigenen sachlich relevanten Markt für den Handel mit CO-Emissionsrechten gibt.

2. Räumlich relevante Märkte

Fernwärme

(278) Der Anmelder ist der Auffassung, dass der räumlich relevante Markt für Fernwärme der lokale Markt ist, da der Absatz von Fernwärme räumlich auf die spezifischen Wärmeversorgungsnetze beschränkt ist, die in Dänemark nicht zu einem Netzverbund zusammengeschaltet sind. Diese Auffassung wird durch die Ergebnisse der Marktuntersuchung bestätigt.

Produktion von Flugasche

(279) Der Anmelder behauptet, dass der räumlich relevante Markt für die Produktion von Flugasche wegen der niedrigen Transportkosten für Flugasche in diesem Raum aus Nordeuropa und dem Nordatlantikraum besteht. Allerdings erkennt der Anmelder an, dass der “Straflentransport relativ teuer ist”. Daher ist nicht auszuschließen, dass dieser Markt ein landesweiter oder sogar lokaler Markt ist. Für die Zwecke dieser Entscheidung ist es nicht erforderlich, den räumlich relevanten Markt zu bestimmen.

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CO-Handel2

(280) Bezüglich des CO-Handels vertritt der Anmelder die Auffassung, dieser Markt decke sich zumindest mit dem EWR. Die Marktuntersuchung hat bestätigt, dass sich der Markt wegen der geltenden Rechtsvorschriften wahrscheinlich mit der EU deckt.

3. Keine wettbewerbsrechtlichen Bedenken hinsichtlich dieser anderen Märkte

(281) Auf keinem dieser Märkte kann sich der Zusammenschluss in irgendeiner Weise negativ auf den Wettbewerb auswirken. Dafür sind folgende Gründe anzuführen:

– Der Marktanteil der Beteiligten am Handel mit CO-Emissionsrechten in der EU liegt deutlich unter 10 %.

– In der Flugascheproduktion sind die Tätigkeitsbereiche von Elsam und Energi E2 bereits vor dem Zusammenschluss zu einem Jointventure zusammengelegt worden, so dass nach dem Zusammenschluss keine weiteren Marktanteile hinzukommen.

– Bei der Fernwärme gibt es keine räumliche Überschneidung des Geschäftsbereichs.

(282) Daher ist eine weitere Prüfung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf diesen Märkten nicht erforderlich.

VII. wettbewerbsrechtliche würdigung

VII./1 vorbemerkung zu minderheitsbeteiligungen

(283) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentiert DONG, dass die Untersuchung der Kommission – soweit sich ihre Schlussfolgerungen darauf gründen, dass E2 und/oder Elsam derzeitige oder potenzielle Mitbewerber von DONG sind – nicht korrekt sei, da darin nicht anerkannt werde, dass DONG vor dem Zusammenschluss sowohl E2 als auch Elsam beeinflussen konnte. Nach Angaben von DONG reichten diese Einflussmöglichkeiten – ohne den Zusammenschluss – aus, um E2 oder Elsam zumindest davon abzuhalten, sich auf einem Gasmarkt als Konkurrent von DONG zu engagieren, oder dort als maßgeblicher Mitbewerber von DONG zu verbleiben.

175 Vgl. Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates. Die Regelung enthält verschiedene internationale Aspekte, die über die EU-Grenzen hinaus wirken, insbesondere die JI (Joint Implementation) und der CDM (Clean Development Mechanism), wobei jedoch unklar ist, ob diese Verbindungen bereits stark genug sind, um eine Ausweitung des räumlichen Marktes zu rechtfertigen.

176 Nach dem Zusammenschluss wird Vattenfall mit 23,7 % an Emineral A/S beteiligt sein.

177 Nach dem Zusammenschluss dürfte der Marktanteil der Unternehmen im Raum Kopenhagen aufgrund der Aufspaltung der Geschäftstätigkeit von E2 auf DONG und Vattenfall sogar zurückgehen.

178 Punkte 1.15 und 2.4 ff. der Antwort von DONG auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte.

73

(284) Gemäß der Antwort von DONG auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte gab es zwischen den verschiedenen Unternehmen unmittelbar vor der Anmeldung folgende Kapitalverflechtungen:

a) DONG hielt 24 % der Anteile von Elsam und Vattenfall 35 % der Anteile von Elsam (keine dieser Beteiligungen wurden bei der Kommission oder der dänischen Wettbewerbsbehörde angemeldet);

b) Elsam hielt 86 % (diese Beteiligung wurde von der dänischen Wettbewerbsbehörde 2004 genehmigt) und DONG 13 % der Anteile von NESA;

c) NESA hielt 36 % der Anteile von E2;

d) Kommunalbehörden, Versorgungsunternehmen in Verbraucherhand oder von ihnen kontrollierte Unternehmen hielten die verbleibenden 64 % der Anteile von E2, einschließlich KE (mit 34 %) und FE (mit 2 %).

(285) In der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte wird aus diesen Kapitalbeteiligungen geschlossen, dass DONG auf Elsam und zum Teil über Elsam auch auf NESA Einfluss nehmen kann. Sie lässt darauf schließen, dass DONG über Elsam und NESA auch Einfluss auf E2 nehmen kann. Sie lässt ferner darauf schließen, dass KE Einfluss auf E2 und Vattenfall Einfluss auf Elsam nehmen kann.

(286) Wie DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte selbst zugibt, liegen die Kapitalbeteiligungen (mit Ausnahme der Beteiligung von Elsam an NESA) unterhalb der Schwellen, die in der Fusionskontrollverordnung oder den entsprechenden Bestimmungen des dänischen Fusionskontrollrechts für die Kontrolle über ein Unternehmen festgelegt sind. Kontrolle im Sinne des Artikels 3 der Fusionskontrollverordnung ist jedoch als die Möglichkeit definiert, bestimmenden Einfluss auf ein Unternehmen auszuüben. DONG gibt damit zu, dass die genannten Kapitalbeteiligungen nicht die Möglichkeit gewähren, bestimmenden Einfluss auszuüben, denn andernfalls hätte der Erwerb der betreffenden Anteile bei der Kommission oder der dänischen Wettbewerbsbehörde angemeldet werden müssen. Dies gilt insbesondere für die vor kurzem erworbenen Beteiligungen von DONG und Vattenfall an Elsam.

(287) Vor dem Erwerb von 24 % der Anteile an Elsam hielt DONG nur 13 % des Kapitals von NESA, die wiederum zu 36 % an E2 beteiligt war. Dies bedeutet, dass DONG überhaupt keinen Einfluss auf Elsam und praktisch keinen Einfluss auf E2 hatte und schon gar nicht die Kontrolle über diese Unternehmen ausüben konnte.

(288) Der geplante Zusammenschluss führt damit auf jeden Fall zu einer Veränderung der Kontrollverhältnisse – von keiner Kontrolle zur alleinigen Kontrolle durch DONG. Diese Veränderung stellt eine wesentliche Veränderung der Wettbewerbsstruktur auf den betroffenen Märkten dar. Da unumstritten ist, dass die vorher bestehenden Kapitalbeteiligungen DONG keine Kontrollmöglichkeiten gewährten, d. h. noch nicht einmal die Möglichkeit, bestimmenden Einfluss auszuüben, war DONG vor dem Zusammenschluss nicht in der Lage, Elsam oder E2 vom Zutritt zu Gasmärkten oder vom Verbleib auf diesen Märkten abzuhalten.

179 Vgl. Abbildung 1 in Punkt 2.5 der Antwort

74

(289) An dieser Analyse ändert sich auch nichts durch den Verweis von DONG auf Entscheidungen der Kommission, in denen zuvor bestehende Minderheitsbeteiligungen bei der wettbewerbsrechtlichen Würdigung berücksichtigt wurden. Die Kommission bestreitet nicht, dass Minderheitsbeteiligungen in Verbindung mit anderen Faktoren bei der Prüfung der Wettbewerbssituation und -struktur auf bestimmten Märkten und bei der Beurteilung der Auswirkungen geplanter Zusammenschlüsse auf den Wettbewerb eine Rolle spielen können.

(290) Allerdings fielen gerade die Entscheidungen, auf die sich DONG bezieht, nicht im Sinne dieser Schlussfolgerung aus. Die von DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte gezogenen Schlüsse sind insoweit inkorrekt, als sich die Untersuchungen in den Entscheidungen, auf die DONG Bezug nimmt, mit einem völlig anderen Aspekt, nämlich der Rolle von Beteiligungen an Drittunternehmen in der wettbewerbsrechtlichen Würdigung, befassen. Vor diesem Hintergrund hat die Kommission in den besagten Entscheidungen festgestellt, dass zahlreiche Beteiligungen (von denen viele Mehrheitsbeteiligungen waren) eines betroffenen Unternehmens an Drittunternehmen, die nicht am Zusammenschluss beteiligt waren, neben verschiedenen anderen Faktoren die Wettbewerbsposition der Beteiligten stärken würde. Diese Analyse der Wettbewerbsposition des aus dem Zusammenschluss hervorgegangenen Unternehmens unterscheidet sich offenkundig von der Analyse der bestehenden Minderheitsbeteiligungen zwischen den fusionierenden Unternehmen.

(291) Jedenfalls lässt sich die Analyse nicht von diesen Fällen auf den vorliegenden Fall übertragen, zumal hier die Sachlage völlig anders ist. So bestehen im vorliegenden Fall weder die Größenunterschiede noch die unterschiedlichen Abhängigkeiten, die in den von DONG erwähnten Entscheidungen eine Rolle gespielt haben, denn weder Elsam noch E2 hätten für ihre Geschäftstätigkeit das Know-how von DONG oder seinen Zugang zu Erzeugungs- und Übertragungskapazität gebraucht, und was die Größe anbelangt, sei daran erinnert, dass Elsam in Dänemark höhere Umsätze hat als DONG.

(292) Aus diesen Gründen widerspricht die Kommission den von DONG vorgebrachten Argumenten hinsichtlich des angeblich vor dem Zusammenschluss möglichen Einflusses von DONG auf Elsam und E2 und bleibt dabei, dass der angemeldete Zusammenschluss insoweit zu erheblichen Veränderungen auf den betroffenen Märkten führt, als Elsam und E2, die vorher nicht von DONG kontrolliert wurden, nach dem Zusammenschluss unter der alleinigen Kontrolle von DONG stehen.

VII./2 TEIL A – ERDGASMÄRKTE

(293) Der Zusammenschluss wird auf mehreren Erdgasmärkten zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs führen.

180 Vgl. hierzu auch das Urteil des GEI vom 14. Dezember 2005 in der Rechtssache T-210/01, General Electric/Kommission, Rdnrn. 118f.

181 Die Kommission stützt sich bei der Beurteilung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf die explizite Annahme, dass DONG und alle Tochtergesellschaften des Unternehmens nach dem Zusammenschluss an alle Abhilfemaßnahmen gebunden sein werden, die der dänischen Wettbewerbsbehörde von den am Zusammenschluss beteiligten Unternehmen vorgeschlagen wurden.

75

1. Markt für Gasspeicher- oder Gasflexibilitätsleistungen

Vorbemerkungen

(294) Die Untersuchung der Kommission hat ergeben, dass DONG auf dem dänischen Markt für Speicher-/Flexibilisierungsleistungen bereits eine marktbeherrschende Stellung hat.

(295) Der Markt für Speicher-/Flexibilisierungsleistungen grenzt insofern an die anderen Gasmärkte an, als ein Gasversorger Flexibilität benötigt, um Gas hinreichend flexibel und mit dem von seinen Kunden gewünschten saisonalem Profil liefern zu können. Die Speicheranlagen werden von DONG Lager betrieben, einer von DONG Handel getrennten juristischen Person.

(296) Ein Kunde von DONG Lager ist mithin ein Mitbewerber von DONG Handel. Die Kommission hat das wahrscheinliche künftige Verhalten von DONG Lager in diesem Zusammenhang bewertet, wobei sie von der Annahme ausgeht, dass sowohl die Speicher- als auch die Handelstätigkeiten von dem gemeinsamen Ziel geleitet werden, die Ertragslage der DONG-Gruppe insgesamt zu verbessern.

(297) Dabei ist die Kommission zu der Erkenntnis gelangt, dass die Übernahme der wichtigsten Quellen flexibler Nachfrage in Dänemark für DONG die Möglichkeit und auch den Anreiz bedeutet, seinen eigenen Speicherbedarf und gleichzeitig die für seine Mitbewerber verfügbaren Speicherkapazität zu reduzieren. Aufgrund des in Dänemark geltenden Regulierungsrahmens wird dies unter ansonsten gleichen Bedingungen zu höheren Speichertarifen führen und die Möglichkeiten der anderen Gasgroßhändler, im Wettbewerb mit DONG Handel zu bestehen, einschränken.

DONG hat (ungeachtet der Marktabgrenzung) eine marktbeherrschende Stellung inne

(298) Die Speicherung ist unabhängig von der Frage, ob sie einen eigenen Markt darstellt, das größte und wichtigste Flexibilitätsinstrument. Viele Teilnehmer der von der Kommission durchgeführten Marktuntersuchung haben darauf hingewiesen, dass die marktbeherrschende Stellung von DONG im gesamten dänischen Gassektor zum Teil auf seine Monopolstellung bei der Speicherung in Dänemark zurückzuführen ist. Wie unter Rdnr. (37) erwähnt, kontrolliert DONG beide dänischen Gasspeicheranlagen mit einer Gesamtkapazität von rund 700 Mio. m³.

(299) Außerdem kontrolliert DONG aufgrund seiner flexiblen Verträge mit dem DUC-Konsortium und mit den Konsortien Syd Arne und Lulita die gesamte Versorgungsflexibilität des in die dänische Onshore-Zone geleiteten Gases.

(300) Ferner kontrolliert DONG die vorgelagerten Pipelines, deren Speicherkapazität (Line Pack) dem Unternehmen zusätzliche kurzfristige Flexibilität verleiht, die sich auch auf dem Markt verkaufen lässt.

(301) Ein weiterer Faktor der starken Stellung von DONG auf dem dänischen Markt für Flexibilitätsleistungen ist, mit Einschränkungen, die Kontrolle über zwei regionale Netze im Süden Dänemarks, die dem Unternehmen durch die in diesem Netz erreichbare leitungsinterne Speicherung zusätzliche Flexibilität auf der nachgelagerten (Nachfrage-)Seite verleiht.

(302) Des Weiteren hat DONG enge Geschäftsbeziehungen zur Kundengruppe der dezentralen WKK Kraftwerke aufgebaut. Diese Kundengruppe ist in der Nachfrage wenig flexibel und kann daher nur einen schwachen Wettbewerbsdruck auf ein Unternehmen ausüben, das bei den Flexibilitäts-/Speicherleistungen eine marktbeherrschende Position einnimmt. Die Tatsache, dass DONG gegenüber dieser Kundengruppe eine privilegierte Stellung hat, trägt dazu bei, dass der potenzielle Wettbewerbsdruck, den diese Gruppe ausüben kann, weiter geschmälert wird. Für dezentrale WKK-Kraftwerke und die andere Großkundengruppe (große Geschäftskunden), die ebenfalls nur wenig Druckpotenzial in diesem Bereich besitzt, bedeutet der Umstand, dass DONG über einen hohen Marktanteil auf diesem Einzelhandelsmarkt (diesen Einzelhandelsmärkten) verfügt, dass diese Kundengruppen für Mitbewerber kaum zugänglich sind.

(303) Die Mitbewerber üben mit ihren flexiblen Großhandelslieferverträgen nur unzureichenden Wettbewerbsdruck auf DONG aus. In Dänemark haben alle bestehenden relevanten flexiblen Großhandelslieferverträge ihren Ursprung letztlich bei DONG, d. h. die Vertragsbedingungen wurden von DONG festgelegt.

(304) Auf der Grundlage eines solchen Liefervertrags muss HNG/MN für die Belieferung industrieller Kunden Flexibilität von DONG erwerben. Die Swap-Verträge mit [Ö]* und mit [Ö]* wiesen vergleichsweise großzügige Flexibilitätsbedingungen auf. Angesichts der begrenzten Laufzeit dieser Swap-Verträge konnte von den Vertragspartnern dieser Swaps in Dänemark jedoch kein Wettbewerbsdruck auf DONG ausgehen. Auf die in den langfristigen Verträgen mit Elsam und E2 verankerte Flexibilität wird unten eingegangen. Einfuhren und Rückleitungen üben, wie oben im Abschnitt über die Abgrenzung des Großhandelsmarkts erläutert, nur geringen Wettbewerbsdruck auf DONG aus. Dieser Druck wird durch die Handelsvereinbarungen zwischen DONG und [Ö]* über die Lieferung/Ableitung von Gas nach Dragør noch weiter verringert.

(305) DONG behauptet, Handel und Einfuhr einschließlich Swaps spielten auf dem Markt für Flexibilitätsleistungen eine wichtige Rolle. Nach Auffassung der Kommission können Swaps ein gewisses, wenn auch nur geringes Maß an Flexibilität bieten. Im Vergleich zum flexiblen Verbrauch zentraler WKK-Kraftwerke sind Swaps jedoch ein weniger geeigneter Ersatz für die Speicherung, da sie nur für Flexibilität nachfragende Unternehmen von Interesse sind, die Gasbedarf oder Gasreserven im Ausland haben. Für Swaps bedarf es zwischen den Swap-Partnern einer Koordinierung (und Vereinbarung) von Volumen, Zeitplan, Lieferstellen, Werten und Preisen. Vor diesem komplexen Hintergrund kann kein potenzieller Swap-Partner das gleiche Maß an Flexibilität wie Elsam und E2 bieten, die die größten Gasverbraucher in Dänemark sind.

184 Siehe unten die wettbewerbsrechtliche Würdigung zum Markt/Segment der Belieferung dezentraler WKK-Kraftwerke: Verträge zwischen DONG und Stromvertriebsgesellschaften.

185 Selbst wenn man davon ausgeht, dass dieser Vertrag rechtswidrig ist, trifft dies nicht zwangsläufig auf den Aspekt der Speicher-/Flexibilitätsleistungen für industrielle Großabnehmer zu.

186 [Ö]*.

187 Vgl. auch die unterschiedlichen Flexibilitätsklauseln: Der vorgelagerte Vertrag von DONG weist eine höhere Flexibilität auf (tägliche Mindestmenge: [Ö]*, tägliche Höchstmenge: [Ö]*) als die [Ö]* mit DONG in Ellund geschlossenen Verträge (tägliche Mindestmenge: [Ö]*, tägliche Höchstmenge: [Ö]*).

77

und gleichzeitig über die Möglichkeit verfügen, ihren Betrieb auf andere Brennstoffe umzustellen und die Leistung ihrer gasbefeuerten zentralen WKK-Kraftwerke zu variieren.

(306) Der größte Wettbewerbsdruck auf DONG besteht darin, dass Elsam und E2 die Möglichkeit haben, Flexibilitätsleistungen anzubieten. Da jedoch derzeit keines dieser 188 Unternehmen aktiv kurzfristige Flexibilitätsleistungen vermarktet, reicht dieser Wettbewerbsdruck selbst bei Annahme eines weiter gefassten Marktes für Speicher-/Flexibilitätsleistungen nicht aus, um die festgestellte beherrschende Stellung von DONG auf diesem Markt in Frage zu stellen.

Beschränkungen durch Regulierung und Wettbewerbsrecht

(307) In Bezug auf die Speicherung wird die Marktmacht von DONG durch die Grenzen des Wettbewerbsrechts und durch die Aufsicht durch die dänischen Regulierungsbehörden beschränkt. Ebenso wie im Falle der wesentlichen Bestandteile der Gasinfrastruktur spiegelt sich schon darin, dass die Speicheranlagen von den Regulierungsbehörden überwacht werden, wider, dass die Ausübung von Marktmacht in Bezug auf die Speicherung das Potenzial zur Behinderung des Wettbewerbs birgt.

(308) Allerdings hat die Untersuchung der Kommission ergeben, dass der derzeitige Rechts- und Regulierungsrahmen die Ausübung von Marktmacht durch DONG nicht grundsätzlich verhindert und nach dem Zusammenschluss auch steigende Speicherkosten für die Mitbewerber von DONG nicht verhindern würde.

(309) Nach dem dänischen Erdgasversorgungsgesetz (Naturgasloven) ist DONG verpflichtet, Dritten Zugang zu den beiden DONG gehörenden Speicheranlagen zu gewähren, die das Unternehmen nach der ausgehandelten Zugangsregelung für Dritte (Third-Party Access – TPA) betreibt. Danach hat DONG zu den gleichen Bedingungen Zugang zu den Speicheranlagen wie andere Nutzer. DONG bietet zwei Typen von Standardspeicherverträgen zu Bedingungen an, die auf der Website des Unternehmens 189 veröffentlicht sind. Die Standardspeicherverträge sehen eine „Paketlösung“ vor, die Speichervolumen, Einspeisung und Entnahme umfasst. Sie muss für einen Zeitraum von einem Jahr – gerechnet ab dem 1. Mai des Jahres 1 bis zum 30. April des Jahres 2 – 190 erworben werden. Nach Angaben von DONG müssen die Standardspeicherverträge 191 vor Beginn des Speicherjahrs, also vor dem 1. Mai unterzeichnet sein.

(310) Die allgemeinen Grundprinzipien für den einzeln ausgehandelten Zugang zu den Speicheranlagen werden auf der Website von DONG veröffentlicht. Alle Einzelspeicherverträge, die nach der ausgehandelten TPA-Regelung geschlossen werden, sind der dänischen Energieregulierungsbehörde Energitilsynet vorzulegen, die die Preise und sonstigen Vertragsbedingungen überwacht.

188 [Ausführungen zur saisonalen Flexibilität von E2]*.

189 Im Rahmen des Standardpakets 1 kann der Kunde Gasmengen in Höhe des reservierten Speichervolumens für eine Mindestzeit von 200 bzw. 100 Tagen einspeisen oder entnehmen. Im Rahmen des Standardpakets 2 kann der Kunde Gasmengen in Höhe des reservierten Speichervolumens für eine Mindestzeit von 40 bzw. 20 Tagen einspeisen oder entnehmen. Beide Pakete können mit oder ohne Füllstandsbeschränkungen erworben werden (d. h. Beschränkungen der während der Wintermonate gespeicherten Gasmengen).

190 Siehe die Antwort von DONG vom 9. Dezember 2005 auf Frage 5 des Auskunftsverlangens der Kommission nach Artikel 11 (DONG I) vom 8. Dezember 2005.

191 Ausführliche Angaben zur Verwendung der Speicherverträge finden sich unter Rdnr. 318.

(311) Nach Angaben von DONG spiegeln die Speicherkosten die langfristigen Gesamtkosten 192 für die Errichtung und den effizienten Betrieb der Speicheranlagen wider. Bei der Festsetzung der Tarife wird auch berücksichtigt, dass diese die Preise vergleichbarer Speicherangebote in anderen Ländern nicht wesentlich übersteigen dürfen. Die Speichertarife für die Standardpakete sind öffentlich zugänglich. Nach Angaben von DONG sind die Preise für einzeln ausgehandelte Verträge im Allgemeinen höher als die für die Standardspeicherpakete, da Abweichungen von den Standardbedingungen in der Regel die effiziente Nutzung der Speicheranlagen beeinträchtigen.

(312) Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass der Besitz der Speicheranlagen DONG einen Wettbewerbsvorteil gegenüber den Mitbewerbern verschafft, die von DONG Speicherkapazitäten beziehen. Selbst wenn, wie DONG behauptet, die derzeitigen Speichertarife und anderen Bedingungen für den Erwerb von Speicherkapazität sich an den Kosten orientieren, objektiv und nicht diskriminierend sind, scheint ihre Anwendung doch zu einem Wettbewerbsnachteil für die Mitbewerber von DONG führen zu können.

(313) Sowohl in den Standardspeicherverträgen als auch in den einzeln ausgehandelten Verträgen zwischen DONG Lager und seinen Kunden ist die Möglichkeit vorgesehen, dass die ausgehandelten Tarife u. U. geändert werden können. Dieser Änderungsvorbehalt bezieht sich auf Änderungen aufgrund von Richtlinien der dänischen Energieregulierungsbehörde sowie auf „allgemeine Tarifänderungen“ durch DONG Lager. Die Verträge besagen ferner, dass der Speicherkunde schriftlich über Tarifänderungen zu unterrichten ist und dass Tarifänderungen dem Speicherkunden keinen Anspruch auf Neuaushandlung des Speichervertrags verschaffen. Nach dieser Klausel scheint DONG Lager willkürlich die Speichertarife anheben zu können, nachdem der Speichervertrag mit dem Kunden geschlossen und von der Regulierungsbehörde genehmigt ist. Allerdings haben Mitbewerber, die mit den Konditionen von DONG nicht einverstanden sind, immer noch die Möglichkeit der Beschwerde bei der Regulierungsbehörde.

(314) Die für Standardspeicherverträge geltende Laufzeit (1. Mai bis 30. April) ist relativ unflexibel und könnte Unternehmen benachteiligen, die auf die dänischen Gasversorgungsmärkte vorstoßen wollen, oder Unternehmen, die bereits auf diesen Märkten präsent sind, aber Speicherkapazität nicht auf permanenter/kontinuierlicher Grundlage erwerben und keinen Speichervertrag für ein Jahr vom 1. Mai bis zum 30. April abschließen wollen, sondern vielleicht vom 1. Oktober bis zum 30. September, denn dies ist der Zeitraum, der dem Gasjahr entspricht. In dieser Situation wäre der Kunde gezwungen, entweder einen Standardspeichervertrag für 2 Jahre zu schließen oder einen individuell ausgehandelten Vertrag für ein Jahr mit einem höheren Tarif oder eine Kombination von Standardspeichervertrag für ein Jahr und individuell ausgehandeltem Vertrag für die verbleibenden Monate. Alle drei Hypothesen führen zu höheren Kosten für Mitbewerber im Vergleich zum Abschluss eines Standardspeichervertrags, und die für den Standardvertrag festgelegte Laufzeit

192 Formblatt CO, S. 155.

193 Siehe „Forhandlede vilkår“, www.dong.dk.

194 In seiner Antwort vom 9. Dezember 2005 auf Frage 5 des Auskunftsverlangens der Kommission nach Artikel 11 (DONG I) vom 8. Dezember 2005 erklärt DONG, dass die Speichertarife bislang noch nie während des Speicherjahres geändert wurden. Dennoch wird DONG aus den in diesem Abschnitt genannten Gründen nach dem beabsichtigten Zusammenschluss eher in der Lage oder geneigt sein, die Speichertarife zu erhöhen.

79

führt dazu, dass der Wettbewerb um flexible Gaslieferungen ohne vorherige Reservierung von Speicherkapazität zu einer größeren Herausforderung wird.

(315) Eine weitere Bedingung, die die Nutzung der Standardpakete behindert, ist die Tatsache, dass der Kunde den Standardspeichervertrag vor Beginn des Speicherjahrs geschlossen haben muss, also vor dem 1. Mai. Könnte der Kunde eine solche Vereinbarung später während des Speicherjahrs schließen (d. h. müsste der Kunde nicht auch für den Zeitraum bezahlen, der der tatsächlichen Nutzung der Speicherkapazität vorausgeht), so würde dies die Nutzbarkeit von Standardspeicherverträgen sicherlich verbessern.

(316) Auf Standardspeicherverträge entfallen [Ö]* des für den Zeitraum 2005-2006 reservierten Speichervolumens, während auf einzeln ausgehandelte Verträge [Ö]* des 196 für diesen Zeitraum reservierten Speichervolumens entfallen. Nach den Speicherungsverträgen für den Zeitraum 2005-2006 werden [Ö]* des reservierten Volumens von Dritten (Mitbewerbern) und [Ö]* von Energinet.dk genutzt. Der Rest des vertraglichen Speichervolumens, d. h. [Ö]*, wird von DONG in Anspruch genommen. Von dem Gesamtvolumen, für das Standardspeicherverträge für den Zeitraum 2005-2006 abgeschlossen wurden, wurden von DONG [Ö]*, von Dritten (Mitbewerbern) [Ö]* und der Rest ([Ö]*) vom TSO Energinet.dk erworben. Vom Gesamtvolumen einzeln ausgehandelter Verträge entfallen [80-85 %]* auf Dritte (Mitbewerber) und Energinet.dk und nur [Ö]* auf DONG. [Ö]* des gesamten von Dritten reservierten Speichervolumens werden im Rahmen von einzeln ausgehandelten Verträgen und nur [Ö]* im Rahmen von Standardpaketen gekauft, während DONG seinen Eigenbedarf, wie aus den vorstehenden Zahlen hervorgeht, ganz überwiegend durch Standardspeicherverträge deckt. Aus diesen Zahlen lässt sich der Schluss ziehen, dass die Bedingungen der Standardspeicherverträge dem Speicherbedarf und Nutzerprofil von DONG bestens entsprechen, dass sie jedoch weniger für den Bedarf der Mitbewerber von DONG geeignet sind, die in weit größerem Maße auf einzeln ausgehandelte Speicherverträge mit den damit verbundenen höheren Tarifen zurückgreifen müssen.

(317) Die Tatsache, dass die festgelegten Bedingungen und insbesondere die Laufzeit der Standardspeicherverträge dem Geschäftsprofil von DONG stark zugute kommen, scheint daher einen Wettbewerbsvorteil für dieses Unternehmen darzustellen.

(318) Ein weiteres Beispiel für die unzureichende Abschreckungswirkung des Wettbewerbsrechts ist die Tatsache, dass eine ganze Reihe von Kunden erklärt haben, DONG stelle ihnen keine Speicherkosten in Rechnung, obwohl klar auf der Hand liegt, dass diese Kunden keine vollständig flach verlaufende Nachfragekurve aufweisen und daher wahrscheinlich gewisse Speicherkosten verursachen. Diese intransparente Preisgestaltung bei der Speicherung macht es den Mitbewerbern sehr schwer, mit solchen Angeboten mitzuhalten, und hat zudem wahrscheinlich eine abschreckende Wirkung auf jeden Mitbewerber (z. B. E2 und Elsam), der daran denkt, selbst derartige Speicher-/Flexibilitätsleistungen auf dem Markt anzubieten.

195 Die Laufzeit vieler Verträge beginnt nicht im Mai, sondern im Herbst (mit dem Beginn des „Gasjahrs“ im Oktober).

196 Vgl. Antwort von DONG vom 12.12.2005.

197 Plus 1 % Rundungsfehler.

198 Die Nachfrage von Energinet.dk hat jedoch eine andere Funktion als die der Versorger, da die Nachfrage von Energinet.dk zum Druckausgleich im Netz und nicht zu Belieferungszwecken verwendet wird.

80

(319) In der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentieren die Beteiligten, das Fehlen von Beschwerden über die Standardlaufzeit wie auch über die Gasspeicherung generell dränge die Vermutung auf, dass die Arrangements von DONG Lager von den Kunden gutgeheißen würden.

(320) Die Beteiligten verweisen jedoch auch auf die Entscheidung der dänischen Energieregulierungsbehörde DERA über die von Naturgas Fyn und Energi Viborg eingereichten Beschwerden, nach der die Standardbedingungen unter anderem für die Einspeisekapazitäten und die vorgeschriebene Speicherung während des Winters ihre Geschäfte erheblich verteuerten. Außerdem beklagten sie den Mangel an Flexibilität beim Zugang zu den Speicheranlagen von DONG, da die Standardlaufzeit nicht in Verbindung mit dem Transport von Gas aus dem deutschen System verwendet werden 199 könnte. Die DERA hatte gegen diese Regelung von DONG keine Einwände, da sie die Bedingungen insofern nicht für unfair hielt, als die Einschränkungen durch die systemimmanenten physischen und technischen Beschränkungen gerechtfertigt schienen. Die Entscheidung beantwortet nicht die Frage, ob das System tatsächlich die in der Beschwerde angeführten negativen Auswirkungen hat.

(321) Als Beleg für seine Behauptung, es finde eine effektive kostengestützte Regulierung statt, übermittelte DONG nach seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte zwei Schriftstücke, die sich auf die Speichertätigkeit von DONG beziehen. Bei dem einen Schriftstück handelt es sich um einen Vermerk vom 17. Januar 2006 zur wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit von DONG Lager. Darin wird auf das andere Schriftstück verwiesen, einen Vermerk der DERA vom 15. Februar 2002 mit dem Titel „Memorandum betreffend Notfalllieferungen auf dem dänischen Erdgasmarkt und Bewertung der Fairness der von DONG angewendeten Übertragungspreise durch die DERA“. In letzterem wird der Schluss gezogen, dass die von DONG im Rahmen der Notversorgung angebotenen Speichertarife (und damit die Tarife generell) nicht als fair erachtet werden. In dem Memorandum werden Preise kalkuliert, die laut DERA fair wären und die DONG Übertragung (der juristischen Person, der damals die Speicheranlagen gehörten) im Jahr 2001 Erträge aus Speicherleistungen in Höhe von 382 Mio. DKK erbracht hätten. Wie Tabelle 7 zeigt, kommt die DERA anhand von drei Komponenten auf die Zahl von 382 Mio. DKK.

Tabelle 7: Kalkulation der DERA vom 15. Februar 2002

Komponente

Mio. DKK

ñ Betriebliche Aufwendungen für Speicherung

85

ñ Abschreibung (1/40 des Investitionsaufwands von 2,86 Mrd. DKK)

72

ñ Ertrag (7,4 % von 3,0 Mrd. DKK)

225

382

(322) Wie aus diesem Memorandum hervorgeht, beliefen sich die Kosten für den Bau der Speicheranlagen auf 2,86 Mrd. DKK und ihr Restwert im Jahr 2001 – als die Bewertung vorgenommen wurde – auf 2,17 Mrd. DKK. Die Komponente Ertrag wird jedoch, wie Tabelle 7 zeigt, auf der Grundlage eines Kapitals für die Speicheranlagen von 3,0 Mrd. DKK berechnet.

199 Rdnr. 24 der Entscheidung.

(323) Die gesetzliche Vorschrift, die den Zugang zur gesamten Gasinfrastruktur regelt, orientiert sich nicht ausschließlich an der Förderung des Wettbewerbs, sondern ermöglicht es DONG Lager auch, einen angemessenen Ertrag aus dem investierten Kapital zu erwirtschaften.

(324) An dem Tag, an dem das Memorandum verfasst wurde, veröffentlichte die DERA auch eine Entscheidung mit dem Titel „Preise für die Nutzung des DONG-Übertragungsnetzes“. In dieser Entscheidung ist die Methode beschrieben, nach der die DERA zu dem Schluss gelangt, dass DONG Übertragung einen Ertrag aus einem angepassten Kapitalwert erzielen kann, der um 40 % über dem Zeitwert der Speicheranlagen und sogar über dem Wert des Baus der neuen Speicheranlage liegt. In den Jahren vor 2001 hatte DONG Naturgas an seinen Eigner, den Staat, nicht genügend Dividenden ausgeschüttet, um diesem eine angemessene Kapitalrendite zu gewähren. Grob gesagt besteht die Grundlage der Entscheidung darin, dass der Kapitalwert der Investition des dänischen Staates höher ist als der Kapitalwert der Dividenden von 7,1 Mrd. DKK, die DONG während desselben Zeitraums an den Staat ausgeschüttet hat. Dieses „Defizit“ (Dividendenfehlbetrag) wird sodann den verschiedenen Bestandteilen der Infrastruktur von DONG (Übertragung, Speicherung und Offshore-Leitungen) in dem Sinne zugewiesen, dass die künftigen Erträge aus jeder Infrastrukturanlage nicht nur einen Ertrag aus ihrem Zeitwert erzielen sollen, sondern überdies einen Ertrag als Ausgleich für die früheren Ausfälle von Dividenden erbringen sollen.

(325) Diese Methode hatte zur Folge, dass die drei Arten von Infrastrukturanlagen – Übertragung, Speicherung und Offshore-Pipelines – Erträge erzielen durften, die an sich gewährleisten würden, dass das gesamte in DONG Naturgas investierte Kapital eine angemessene Rendite erzielt. Wie aus den Geschäftsberichten von DONG und dem von Rothschild im Auftrag des Finanzministeriums erstellten Bericht hervorgeht, „wurde der mit Abstand größte Beitrag zum EBITDA 2003 von E&P und Naturgas (Gasgroßhandel und Offshore-Pipelines) geleistet“. Diese Angaben beziehen sich auf die Zeit, zu der die Speicher- und Übertragungstätigkeiten bereits von den Großhandelsgeschäften abgekoppelt waren. Während also die Erzielung eines angemessenen Ertrags aus den früheren Investitionen in DONG Naturgas der Infrastruktur aufgebürdet worden war, wurden im Großhandelsgeschäft beträchtliche Erträge erzielt. Dies lässt gewisse Zweifel aufkommen, ob eine kostengestützte und ausschließlich an der Förderung des Wettbewerbs orientierte Regulierung ebenfalls zu dem Schluss gelangt wäre, dass die künftigen Kunden von DONG Lager eine Kapitalrendite erwirtschaften müssen, die den tatsächlichen Wert der Speicheranlagen weit übersteigt.

(326) Die Rechtmäßigkeit des Vorgehens der DERA wurde später überprüft, da DONG die an jenem Tag ergangene Entscheidung bezüglich des Übertragungssystems angefochten hat. Die Energiebeschwerdekammer (Energiklagenævnet) bestätigte, dass Artikel 38 des Erdgasversorgungsgesetzes von der DERA korrekt angewendet worden sei, als den verschiedenen Bestandteilen der Infrastrukturanlagen gestattet wurde, auf der Grundlage des angepassten Kapitalwerts Erträge zu erwirtschaften. Sie stellte jedoch auch fest, dass das Vorgehen der DERA, das auch in dem der Kommission von DONG übermittelten Memorandum dargelegt ist, im Vergleich zu den gesetzlichen Bestimmungen insofern eine zu starke Einmischung darstellte, als es der DERA ausschließlich obliegt, die Fairness der Preise zu überwachen, nicht jedoch eine direkte Regulierung vorzunehmen. Um eine Änderung der Preise zu bewirken, hätte die DERA belegen müssen, dass die Preise von DONG aus dem Rahmen dessen fielen, was man als fair ansehen konnte, und dies war nicht geschehen. Daher verwies die Energiebeschwerdekammer die Entscheidung zur erneuten Beurteilung zurück an die DERA.

(327) Nach mehrmaliger Änderung des Gesetzes wird nun zwischen dem Zugang zu Speicherleistungen, der nach wie vor in Artikel 38 des Erdgasversorgungsgesetzes geregelt ist, und dem Zugang zu Verteilungs- und Übertragungsnetzen unterschieden, der nun in dem neuen Artikel 37 geregelt ist. Nach diesem neuen Artikel 37 muss die DERA eine Ex-ante-Kontrolle der für die kostengestützten Ertragsobergrenzen für die regulierten Tätigkeiten angewandten Methoden vornehmen.

(328) Außerdem hat DONG keinen Nachweis dafür erbracht, dass die DERA die Fairness der Preise für Speicherleistungen aktiv bewertet. Am 29. September 2003 erließ die DERA eine Entscheidung in Bezug auf eine Reihe von Beschwerden über den Zugang zu den Speicheranlagen von DONG, in der sie erklärt, dass sie für die Zwecke der Entscheidung „die Fairness der Tarife nicht beurteilt. Diese Frage wird gesondert behandelt“. Nach den Informationen, die der Kommission im Zusammenhang mit dieser Untersuchung von DONG übermittelt wurden, ist eine solche Beurteilung bislang nicht vorgenommen worden.

(329) In dem Vermerk von DONG, der der Kommission am 17. Januar 2006 übermittelt wurde, heißt es: „2002 nahm die DERA im Rahmen einer Entscheidung über die Übertragungstarife in Dänemark eine Bewertung der Tarife von DONG Lager vorÖ. In der Entscheidung erklärte die DERA, dass sich ein fairer Jahresertrag von DONG Lager auf 382 Mio. DKK belief.“ Laut Vermerk blieben die Erträge von DONG Lager in den Jahren 2003-2005 deutlich darunter.

81

(330) Nach der von der DERA in dem genannten Memorandum angewandten Methode (vgl. Rdnr. (319)) wurden die zulässigen Erträge teilweise auf der Grundlage eines fairen Ertrags aus dem Restkapital (forrentningsgrundlag) berechnet. Die wiederholte Anwendung dieser Methode über mehrere aufeinander folgende Jahre würde zu einer stetigen Verringerung der ermittelten jährlichen Erträge führen, da das Restkapital schrumpfen würde. Dennoch hält DONG in seinem Schreiben daran fest, dass der jährliche Betrag von 380 Mio. DKK als solcher relevant sei.

(331) Ferner ist dies damit zu vergleichen, was nach der Entscheidung der Energiebeschwerdekammer geschah, die Entscheidung betreffend das Übertragungssystem an die DERA zurückzuverweisen. Die darauf von der DERA erlassene Entscheidung bezieht sich auf die Preise des Übertragungssystems für den gesamten Zeitraum 2001-2004. Wie von der Energiebeschwerdekammer verlangt, ermittelte die DERA eine Spanne zulässiger Ertragssätze einschließlich eines Höchstsatzes auf der Grundlage einer großzügigeren Annahme als der in der

202 Übersetzung von Rdnr. 93.

203 Bei der Kommission eingegangene E-Mail.

204 Entscheidung vom 25. April 2005, Gastra-priser for adgang til transmissionsnettet 2001-2004.

83

(332) Auflerdem geht aus dem Memorandum hervor, dass als Grundlage für einen angemessenen Ertrag ein risikobereinigter Zinssatz von 5,6 % angenommen wurde. Dieser Zinssatz war zum Teil anhand des Satzes für zehnjährige Anleihen berechnet worden, der seinerzeit bei 5,1 % lag. Als die DERA ihre Entscheidung über die Ertragsobergrenzen für die Verteilungsnetze erließ, war der Zinssatz bereits auf 3,36 % gesunken. Dieser Rückgang würde für sich allein genommen eine Senkung der Ertragsobergrenze um rund 53 Mio. DKK bewirken.

(333) Schließlich erlegt die DERA DONG Distribution in Anbetracht der Kosten für den Betrieb der Verteilungsnetze, die der Ex-ante-Regulierung unterliegen (vgl. Rdnr. (326)) für 2006 eine jährliche Produktivitätssteigerung von 1,5 % auf. Würden DONG Lager ähnliche Auflagen erteilt, so würde die Ertragsobergrenze jedes Jahr weiter absinken. Allerdings wäre eine Korrektur in entgegengesetzter Richtung angemessen, sofern die Preise für die Vorleistungen steigen würden.

(334) Auf der Grundlage dieser Analyse werden folgende Schlüsse gezogen:

a) Der Regulierungsrahmen ist hinsichtlich der Speicherung wesentlich schwächer ausgeprägt als im Falle des Verteilungsnetzes von DONG, das einer Ex-ante-Kontrolle unterliegt.

205 Rdnr. 115.

206 Siehe Rdnr. 153 der Entscheidung vom 15. März 2002 „Priser for benyttelse af DONG Naturgas A/S' transmissionssystem“.

207 Siehe Rdnr. 103 der Entscheidung vom 29. August 2005 „Indtægtsrammeregulering af naturgasdistributionssel-skaberne – fastsættelsen af forrentningssatser for 2005 samt udmelding af indtægtsrammer for 2005“.

208 Die angemessene Rendite belief sich auf 7,4 % von 3,1 Mrd. DKK gleich 225 Mio. DKK. Ein Rückgang der Rendite um 1,74 % (5,1 % – 3,36 %) würde zu einem Rückgang auf 172 Mio. DKK führen.

209 Siehe Rdnr. 18 der Entscheidung vom 31. Oktober 2005 „Fastsættelse af effektiviseringskrav i forbindelse med fastsættelse af indtægtsrammer for naturgasdistributionsselskaber“.

84

b) Damit verfügt DONG über gewisses Ermessen hinsichtlich der Erträge, die es mit seinen Speicheranlagen erwirtschaftet. Insbesondere hat DONG es nicht für notwendig erachtet, die Erträge herunterzufahren, obwohl die Zinsen beträchtlich gesunken sind.

c) Trotz der vergleichsweise schwachen gesetzlichen Kontrolle der Speichertarife ist DONG nach dem Gesetz befugt, aus seiner Speichertätigkeit Erträge zu erzielen, die über eine angemessene Rendite aus den für den Bau der Speicheranlagen entstandenen Kosten hinausgehen. Während die finanziellen Schwierigkeiten von DONG aus der Zeit vor 2000 im Einklang mit dem Gesetz die Anhebung der künftigen Obergrenzen für die Erträge aus den Speicherleistungen rechtfertigen, haben die späteren positiven Ergebnisse der Wirtschaftstätigkeit von DONG (unter anderem infolge höherer Ölpreise) offensichtlich nicht zu einer entsprechenden Senkung dieser Obergrenze geführt.

(335) Angesichts dieser Tatsachen wird der Schluss gezogen, dass DONG auf dem dänischen Markt für Speicher- oder alternativ für Flexibilitätsleistungen eine marktbeherrschende Stellung einnimmt.

Der schwedische Markt für Speicher- oder Flexibilitätsleistungen

(336) In Schweden hat DONG eine beherrschende Stellung auf diesem Markt inne. Wie oben erwähnt gibt es in Schweden derzeit kaum effektive physische oder virtuelle Speicherkapazität. Flexibilität kann in Schweden nur durch Modulierung der Nachfrage industrieller Abnehmer – und in Zukunft durch Modulierung der Nachfrage der zentralen WKK-Kraftwerke – gewonnen werden.

(337) Das andere relevante Flexibilitätsinstrument für Schweden besteht daher derzeit in der Speicherkapazität von DONG in Dänemark und in den Flexibilitätsklauseln der Großhandelslieferverträge. Allerdings hat DONG, wie unten dargelegt, einen Anteil am schwedischen Großhandelsmarkt von [45-55 %]* oder mehr. Selbst wenn einige Großhandelsverträge von Mitbewerbern von DONG ebenfalls sehr flexibel sind (z. B. der derzeitige Liefervertrag von [Ö]* mit DONG ab Dragör), wird dies an der derzeitigen marktbeherrschenden Stellung von DONG auch in Schweden nichts ändern.

Anhebung der Kosten für Speicher- (oder Flexibilitätsleistungen) und Verursachung von Kostensteigerungen bei den Mitbewerbern

(338) Eines der durch den geplanten Zusammenschluss aufgeworfenen Wettbewerbsprobleme besteht darin, dass der Zusammenschluss die wichtigste unabhängige Flexibilitätsalternative zu den Speicheranlagen von DONG beseitigt. Bei einem möglichen, nur auf Speicherleistungen begrenzten Markt wären die von Elsam und E2 angebotenen alternativen Flexibilitätsleistungen nicht demselben sachlich relevanten Markt zuzurechnen. Doch selbst wenn ein solcher begrenzter Markt besteht, beseitigt der Zusammenschluss die nächste unabhängige Flexibilitätsalternative zu den Speicheranlagen von DONG. Infolgedessen werden die Kunden noch mehr auf die Speicheranlagen von DONG angewiesen sein, was die beherrschende Stellung von DONG in diesem Markt weiter verstärkt.

210 Zu den langfristigen Verträgen: vgl. Antwort von Elsam vom 2.11.2005 (21.04 Uhr) auf das Auskunftsverlangen der Kommission; Fragebogen für die Gasabnehmer; Antwort auf Frage 16, in der es auch um die langfristigen Verträge zwischen E2 und DONG geht.

85

(339) Zusätzlich, und unabhängig von der genauen Marktabgrenzung, führt die Übernahme von Elsam und E2 zu höheren Speicherpreisen und verstärkt somit die marktbeherrschende Stellung von DONG, weil DONG dann die Möglichkeit und den Anreiz hat, die Speicherkosten seiner Mitbewerber in die Höhe zu treiben. Denn die wirtschaftliche Untersuchung der Kommission hat ergeben, dass der Zusammenschluss dem daraus hervorgehenden Unternehmen mehr Möglichkeiten verschafft, die Kosten der Mitbewerber in die Höhe zu treiben, da es für diese schwieriger und teurer wird, sich ausreichende Flexibilität zu verschaffen, um auf dem dänischen Markt im Wettbewerb mit DONG bestehen zu können. Insbesondere da DONG der marktbeherrschende etablierte Versorger ist, der seine Gewinne hauptsächlich im Großhandelsgeschäft erwirtschaftet, dürfte sich eine derartige Strategie durchaus als rentabel erweisen. Daraus ergibt sich, dass DONG wahrscheinlich auch motiviert sein dürfte, den Mitbewerbern höhere Kosten zu verursachen, so dass wirksamer Wettbewerb erheblich behindert würde. Weitere Ausführungen zu dieser Wirkung finden sich in den folgenden Abschnitten.

Möglichkeiten zur Nutzung der Flexibilität von E2 und Elsam

(340) Wie oben im Abschnitt über den sachlich relevanten Markt für Gasspeicher- oder Gasflexibilitätsleistungen erläutert, ist der flexible Verbrauch der zentralen WKK-Kraftwerke ein sehr wichtiges Flexibilitätsinstrument. Die Untersuchung der Kommission hat klar zu Tage gefördert, dass der Zusammenschluss DONG die Möglichkeit an die Hand gibt, die zentralen WKK-Kraftwerke von Elsam und Energi E2 zu Flexibilitätszwecken einzusetzen, und dass damit (zumindest teilweise) ein Ersatz für die Nutzung der eigenen Speicheranlagen geschaffen wird.

(341) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]* .

(342) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]*:

a) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]* .

b) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]*.

c) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]*.

(343) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]* .

(344) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]*.

211 [Ö]*.

212 [Ö]*.

213 Absatz 4.41.

86

(345) [Informationen über interne Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]*.

(346) Obwohl ein Mitbewerber erklärte, dass die Nutzung von Kraftwerken als Anbieter von Flexibilitätsleistungen „funktionieren würde“ [Ö]*, behauptet DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte, dass Elsam und E2 die „falsche“ Art von Flexibilität bieten würden, da sie nur begrenzt in der Lage wären, im Winter, wenn die Nachfrage nach Strom und Heizwärme besonders hoch ist, auf Gas zu verzichten. Damit könnten E2 und Elsam allenfalls kurzfristige Flexibilität bereitstellen.

(347) Die Kommission kann diesem Argument nicht zustimmen, und zwar nicht nur weil es in eindeutigem Widerspruch zu den Erkenntnissen [hinsichtlich der internen Unterlagen zu den Möglichkeiten von E2, Flexibilitätsleistungen anzubieten]* steht, sondern auch aufgrund der nachstehend aufgeführten Erkenntnisse (vgl. Rdnr. 354), die die Kommission hinsichtlich des bisherigen Verhaltens von E2 gewonnen hat.

(348) Die visuelle Darstellung des Brennstoffverbrauchs von Avedøreværket und H.C. Ørstedsværket in Abbildung 4 und Abbildung 5 zeigt, dass H.C. Ørstedsværket Gas nicht antizyklisch einsetzt, dies aber bei Avedøreværket durchaus der Fall ist. Avedøreværket weist ein Verbrauchsmuster auf, nach dem im Sommer eher mehr Gas und im Winter eher mehr Öl eingesetzt wird.

Abbildung 4: [Ö]*

Abbildung 5: [Ö]*

Möglichkeit zu Preiserhöhungen vor dem Hintergrund des Regulierungssystems

(349) Dass DONG von einer Integration mit Elsam und E2 durch Nutzung der Flexibilität dieser Unternehmen profitieren könnte, ist an sich wettbewerbsrechtlich nicht bedenklich. Die Beeinträchtigung des Wettbewerbs ergibt sich aus dem Rückgang seines eigenen Bedarfs, wodurch DONG wahrscheinlich die Speichertarife für Dritte anheben könnte.

(350) Wie unter Rdnr. (329) erwähnt, hat DONG nach eigenen Angaben Anspruch auf jährliche Einnahmen in Höhe von rund 380 Mio. DKK zur Deckung der Kosten für seine Speicherleistungen. DONG bestreitet in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht, dass ein Rückgang der Nachfrage nach Speicherleistungen von DONG eine schmalere Nachfragebasis hinterlassen würde, auf die die Kosten verteilt werden könnten, was zu einer Anhebung der Speichertarife führen würde, ohne dass die DERA dagegen rechtliche Einwände erheben könnte.

(351) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentiert DONG, die Kommission habe nicht berücksichtigt, dass die Speicherpreise von DONG „sowohl vor als auch nach dem Zusammenschluss das Preisniveau auf vergleichbaren Märkten nicht wesentlich überschreiten dürfen“. Die Kommission erinnert in diesem Zusammenhang daran, dass es im Geschäftsbericht 2004 von DONG heißt, dass „die Tarife für den Zugang zu den Speicheranlagen zu den niedrigsten in Nord- und Mitteleuropa gehören“. Aus derselben Veröffentlichung geht deutlich hervor, dass

214 Absatz 6.2 Buchstabe b.

215 S. 14.

87

(352) Des Weiteren wäre die Wirkung nicht auf steigende Tarife beschränkt, sondern würde zusätzlich dadurch verstärkt, dass durch den Zusammenschluss Elsam und E2 als potenzielle Flexibilitätsalternative für Dritte wegfallen.

(353) Dass Elsam und E2, wie oben (vgl. Rdnrn. (339)-(347)) nachgewiesen, eine Flexibilitätsalternative zu DONG bilden könnten, bedeutet auch, dass sie eine solche Alternative auch für Dritte darstellen könnten. Dies bestätigt auch eine Erklärung der SGA, in der es heißt, E2 und Elsam als Kunde zu haben „könnte sehr nützlich sein, da die Kosten für Speicherleistungen drastisch zurückgehen würden, wenn Kraftwerke im Sommer mit Gas betrieben würden und im Winter die Gasversorgung unterbrochen würde“ (SGA).

(354) Die Auswertung früherer Verträge durch die Kommission ergab außerdem, dass E2 bereits vor dem Zusammenschluss Dritten diese Art saisonaler Flexibilitätsleistungen angeboten hat. [Interne Informationen über die Möglichkeiten von E2, saisonale Flexibilitätsleistungen anzubieten]*.

(355) Selbst wenn die Abnahmemengen nicht unmittelbar antizyklisch angelegt sind, geht doch aus einer Prüfung des gesamten Portfolios an Gasverträgen von E2 für den Zeitraum 2002-2005 (1. H.) deutlich hervor, dass E2 aufgrund der Flexibilität seiner zentralen Kraftwerke Gas mit sehr geringen Flexibilitätsmargen beziehen konnte, wovon in erster Linie nicht DONG, sondern die anderen Versorger von E2 profitiert haben. Alle Verträge von E2 lassen sich im Wesentlichen in drei Kategorien einteilen:

a) E2 verfügt über umfassende Flexibilität: In den Verträgen gibt es weder tägliche oder jährliche Mindestabnahmemengen noch „Take-or-pay“-Verpflichtungen. Abgesehen von einem Vertrag mit [Ö]* ist in allen Fällen DONG der Versorger. Die Lieferungen erfolgen stets ans Tor der nicht flexiblen WKK-Kraftwerke wie Ringsted und Hundested.

b) E2 verfügt über ein gewisses Maß an Flexibilität: Die Verträge enthalten jährliche Mindestabnahmemengen („Take-or-pay“) von 80-90 % des Vertragsvolumens, aber keine täglichen Mindestabnahmemengen. Die beiden Verträge dieser Kategorie sind die langfristigen Verträge mit DONG, in denen die Lieferung ans Tor der großen zentralen WKK-Kraftwerke (H.C. Ørstedsværket, Svanemølleværket und Avedøreværket) vorgesehen ist.

c) E2 verfügt über (fast) keine Flexibilität: In diesen Verträgen sind jährliche Mindestabnahmemengen („Take-or-pay“) von mindestens [Ö]*, aber auch tägliche Mindestabnahmemengen von [Ö]*, häufig sogar [Ö]* und mehr festgesetzt. Mit Ausnahme des oben erwähnten Vertrags mit [Ö]* fallen alle Verträge mit anderen Versorgern als DONG unter diese Kategorie. Die Lieferung erfolgt in der Regel nach Emden, Ellund oder zur GTF.

216 Deutschland bzw. Niederlande.

88

(356) Dass E2 und vor allem Elsam sein Potenzial als Anbieter von Flexibilitätsleistungen in der Vergangenheit nicht voll ausgeschöpft hat, liegt wahrscheinlich an der Art der langfristigen Verträge mit DONG. Aufgrund der Elsam und E2 in diesen Verträgen eingeräumten Flexibilität bestand für sie weniger Anreiz, den Gasverbrauch im Hinblick auf den allgemeinen Flexibilitätsbedarf auf dem Markt aktiv zu optimieren.

(357) Angesichts der Tatsache, dass die langfristigen Liefervereinbarungen von E2 und Elsam mit DONG [Ö]* auslaufen und sich wahrscheinlich (ohne den geplanten Zusammenschluss) ein liquider dänischer Handelsmarkt entwickeln dürfte, ist zu erwarten, dass E2 und Elsam in Zukunft weitere ähnliche Geschäfte abschließen werden. Daher wird der geplante Zusammenschluss wahrscheinlich nicht nur den bereits bestehenden potenziellen Wettbewerbsdruck auf die Speicheranlagen von DONG beseitigen, sondern er wird sich in Zukunft insofern noch stärker auswirken, als E2 ohne den Zusammenschluss seine Ausgleichsleistungen ausweiten dürfte und Elsam das Potenzial hat, ähnlich wie E2 zu verfahren.

(358) Selbst vor dem Auslaufen dieser Verträge ist nicht auszuschließen, dass die zunehmende Liberalisierung vor allem E2 veranlassen könnte, seinen Gasverbrauch zu optimieren und dann einen Teil der aus seinen Verträgen mit DONG herrührenden Flexibilität zu verkaufen. DONG hat die Kommission darauf hingewiesen, dass das Gas laut den Verträgen ans Kraftwerkstor zu liefern ist. DONG argumentiert, dass die langfristigen Verträge zwar keine Beschränkung des Weiterverkaufs enthalten, das Gas aber aus technischen Gründen nicht weiterverkauft werden kann, da die Kraftwerke für die GTF keine Einspeisepunkte darstellen.

(359) In diesem Zusammenhang stellt die Kommission fest, dass es angesichts der marktbeherrschenden Stellung von DONG möglicherweise rechtswidrig wäre, wenn DONG den Antrag von E2, Gas statt ans Kraftwerkstor an die GTF zu liefern, ablehnen würde. Dies liegt daran, dass ein derartiges Arrangement DONG lediglich die Ausspeisegebühr ersparen würde. Eine Ablehnung ließe sich wahrscheinlich auch deshalb nicht rechtfertigen, weil DONG Elsam und E2 bereits erhebliche Flexibilität für Gas-Swaps untereinander und zwischen den einzelnen Produktionsstandorten bietet. Im Hinblick auf die nach der allgemeinen Regelung der Fusionskontrollverordnung gebotenen Eile kann jedoch die Frage, ob eine künftige Weigerung von DONG, die vertraglichen Lieferstellen zu ändern, mit dem Gemeinschaftsrecht vereinbar wäre, in dieser Entscheidung nicht beantwortet werden. Eine solche Feststellung ließe sich nicht ohne eine eingehende Untersuchung treffen.

(360) Selbst wenn DONG einen solchen Antrag ablehnen würde, könnte E2 als alternative Methode, um das Gas zurück an die GTF zu bringen, Energinet.dk zu einer Neukonfiguration der GTF zu bewegen versuchen, damit auch die Kraftwerkstore als zusätzliche Einspeisepunkte zugelassen wären. Energinet.dk hat der Kommission gegenüber bestätigt, dass eine derartige Veränderung zwar einige (IT-bezogene) Investitionen erfordern würde, ein solcher Antrag jedoch ohne den Zusammenschluss hätte berücksichtigt werden können, sofern es als prioritär eingestuft worden wäre, was wiederum sehr wahrscheinlich gewesen wäre, wenn E2 sich zur Beteiligung an der GTF bereit erklärt hätte.

217 Vereinbarte Niederschrift der Telefonkonferenz mit Energinet.dk vom 22.1.2006.

89

Anreiz zur Verursachung von Kostensteigerungen bei den Mitbewerbern

(361) Die Kommission kommt außerdem zu dem Schluss, dass für DONG nach dem Zusammenschluss der Anreiz besteht, die Kosten der Mitbewerber für Speicherleistungen (oder für Speicher-/Flexibilitätsleistungen) in die Höhe zu treiben. Der Anreiz zur Verursachung von Kostensteigerungen ist die grundsätzliche Vermutung, die der Notwendigkeit einer Regulierung der Speicherpreise zugrunde liegt. Soweit die derzeitige Regulierung die Tarife von DONG dämpft, hat DONG logischerweise einen Anreiz, Preiserhöhungen zu veranlassen.

(362) Sollte DONG seine eigene Nachfrage nach Speicherleistungen nach dem Zusammenschluss zurückfahren und stattdessen seine Tarife anheben, um aus dem verbleibenden Geschäft das gleiche Gesamteinkommen für DONG Lager zu erwirtschaften, so würde sich dies unmittelbar positiv auf das Gesamteinkommen der DONG-Gruppe auswirken (da interne Zahlungen für Speicherleistungen durch externe Zahlungen in gleicher Höhe ersetzt würden). Dies wäre auch dann der Fall, wenn diese Strategie die Gesamtnachfrage nach Speicherleistungen vonseiten Dritter reduzieren würde. Dies ergibt sich daraus, dass eine geringere Verfügbarkeit von Flexibilität für die Mitbewerber den Wettbewerbsdruck auf das Gasgeschäft von DONG abschwächen würde, wodurch DONG Verluste beim Speichereinkommen durch höhere Gewinnspannen im Gasabsatz wettmachen könnte.

(363) In diesem Zusammenhang sei an die oben (vgl. Rdnr. (324)) erwähnte Erklärung von Rothschild erinnert, dass „der mit Abstand größte Beitrag zum EBITDA 2003 von E&P und Naturgas (Gasgroßhandel und Offshore-Pipelines) geleistet“ wurde. Während die Einnahmen aus dem Speichergeschäft nur zu 5 % zum EBITDA der DONG-Gruppe beitragen, macht das Handelsgeschäft 39 % aus (E&P tragen zu 36 % bei).

(364) Auf dieser Grundlage kommt die Kommission zu dem Schluss, dass DONG tatsächlich einen Anreiz zur Verursachung von Kostensteigerungen bei den Mitbewerbern hat.

Auswirkungen auf den Markt

(365) Der Rückgang des internen Bedarfs an Speicherleistungen dürfte erhebliche Auswirkungen auf die Speicherpreise haben. [Informationen über den möglichen Rückgang des Speicherbedarfs von DONG aufgrund des Erwerbs von Gaskraftwerken]*.

(366) Die höheren Speichertarife wirken sich wiederum auf die Vorleistungskosten der Speicherkunden und damit auch auf ihre Lieferpreise im nachgelagerten Bereich aus, da sie ihre höheren Speicherkosten auf die Endverbraucher abwälzen müssten. Dies würde zu einem Ausschluss der Mitbewerber von DONG von den Vorleistungen auf diesen Märkten führen, was sich wiederum auf die Großhandelsmärkte und auf die Gasversorgungsmärkte auswirken würde, da dies der Marktposition von DONG auf der Großhandelsebene und im nachgelagerten Bereich zugute käme. Die Marktuntersuchung hat gezeigt, dass Speicherkosten nicht unerheblich für den Gaslieferpreis sind; für einige Kunden mit sehr flach verlaufender Nachfragekurve können sie eher niedrig sein. Die Marktuntersuchung hat jedoch Hinweise darauf ergeben, dass sie häufig rund 5 % ausmachen und bis zu 10 % des Gaslieferpreises für

218 Tabelle 2 im Bericht von Rothschild für das Finanzministerium „Privatisierungsalternativen für die DONG A/S“.

90

(367) Die Kommission weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass die Veräußertung bestimmter Kraftwerke von Elsam und Energi E2 an Vattenfall kein Ersatz für die Flexibilität ist, die vom Markt verschwindet. Die betreffenden Kraftwerke sind weniger für einen flexiblen Gasverbrauch geeignet als die zentralen Kraftwerke, die bei Elsam und Energi E2 verbleiben werden, die wiederum nach dem angemeldeten Zusammenschluss von DONG kontrolliert werden.

(368) DONG argumentiert, dass alle derzeitigen Kunden von DONG Lager Flexibilitätsalternativen finden könnten. Das Unternehmen bezieht sich u. a. darauf, dass ein bedeutender Kunde, Energinet.dk, keine saisonale Flexibilität benötigt, und dass ein weiterer wichtiger Kunde, [Ö]*, seinen Flexibilitätsbedarf durch die Swap-Vereinbarung mit DONG decken könnte.

(369) In Bezug auf Energinet.dk dürfte sich der Preisanstieg kaum auf eine bestimmte Kundengruppe beschränken. Daher ist es unerheblich, ob Kunden Speicherleistungen aus dem einen oder anderen Grund benötigen. In diesem Zusammenhang ist aufschlussreich, wie Energinet.dk selbst den Zusammenschluss beurteilt:

„Vom Gassektor allein her betrachtet, führt der Zusammenschluss zu einer Unternehmensgruppe, die sämtliche kommerziell auf dem Markt einsetzbaren Flexibilitätsinstrumente kontrollieren würde: i) Gasförderung, ii) Übertragungsoptionen für die Niederlande und/oder Dänemark, iii) Line Pack im Offshore-Übertragungssystem, iv) zwei relativ große Speicheranlagen und v) die größten Endverbraucher, die in der Lage wären, von Gas auf andere Brennstoffe umzustellen oder einfach abzuschalten.“

(370) Zu [Ö]* sei bemerkt, dass Swap-Vereinbarungen mit DONG die Abhängigkeit von DONG als Anbieter von Flexibilitätsleistungen nicht beseitigen würden. Die in diesem Zusammenhang verfügbare Flexibilität würde ebenfalls von DONG kontrolliert.

(371) In Bezug auf [Ö]* argumentiert DONG, dass sie die kleinen Flexibilitätsvolumen ersetzen könnten, die sie mit ihrer Flexibilität aus den langfristigen Liefervereinbarungen mit DONG in Ellund mitkaufen. In diesem Zusammenhang wird auf die eingehende Analyse der Schwierigkeiten und Grenzen dieser Alternative im Abschnitt über die Marktabgrenzung verwiesen. Darüber ist es sehr unwahrscheinlich, dass Mitbewerber Speicherleistungen von ihren Mitbewerbern beziehen, es sei denn, sie halten diese Leistungen für unbedingt erforderlich. Dass die derzeit von [Ö]* eingekauften Volumen gering sind und die zurückgeleiteten Mengen offensichtlich kein saisonales Muster aufweisen, zeigt, dass diese Mitbewerber derzeit nicht unbedingt um Kunden mit hohem Flexibilitätsbedarf wetteifern. Nach dem Zusammenschluss würde eine derartige Strategie zusätzlich durch die gestiegenen Kosten für Speicherleistungen behindert werden.

(372) Schließlich geht es hier nicht nur um die Auswirkungen auf die derzeitigen Speicherkunden, sondern auch um die Auswirkungen auf potenzielle künftige Kunden. Die größeren Schwierigkeiten, Flexibilitätsleistungen unabhängig von DONG zu beziehen, machen es weniger wahrscheinlich, dass Unternehmen, die auf den Markt streben, diesen Zutritt und den Wettbewerb mit DONG für lohnenswert halten.

91

Schlussfolgerung zu Speicherleistungen (oder Flexibilitätsleistungen) für Dänemark

(373) Der Zusammenschluss verschafft DONG somit wahrscheinlich die Möglichkeit und den Anreiz zur Anhebung der Speichertarife in Dänemark und führt mithin vermutlich zu einem Kostenanstieg bei den Mitbewerbern. Sie führt außerdem zum Wegfall des wichtigsten unabhängigen Flexibilitätsinstruments. Aus diesen Gründen würde der Zusammenschluss insbesondere durch Verstärkung der beherrschenden Stellung von DONG auf dem möglichen dänischen Markt für Speicherleistungen oder dem möglichen dänischen Markt für Speicher-/Flexibilitätsleistungen zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs auf diesen Märkten führen.

(374) Darüber hinaus wird der angemeldete Zusammenschluss insbesondere durch Verstärkung der beherrschenden Stellung von DONG auf den Großhandelsmärkten für Dänemark und Schweden (siehe Rdnrn. (451)-(531)) zusätzlich zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs beitragen. Ferner werden aus denselben Gründen die in anderen Teilen dieser Entscheidung gezogenen Schlussfolgerungen bekräftigt, dass der Wettbewerb insbesondere durch Verstärkung der beherrschenden Stellung von DONG auf den Märkten für Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke (siehe Rdnrn. 0-0) sowie auf dem Markt (den Märkten) für Lieferungen an kleine Geschäftskunden und Lieferungen an private Haushalte (siehe Rdnrn. 0-0) erheblich behindert wird.

Schweden

(375) Da der Flexibilitätsbedarf der Versorger auf dem schwedischen Markt von Dänemark aus gedeckt werden muss, gilt die oben (vgl. Rdnrn. 0-(373)) gezogene Schlussfolgerung unabhängig davon, ob es sich um einen dänischen Markt (wie dies für Dänemark der Fall ist) oder um einen entweder schwedischen oder dänisch-schwedischen Markt handelt (wie dies möglicherweise für Schweden der Fall ist).

(376) Allerdings wird, wie unter Rdnr. 0 erwähnt, 2007 und möglicherweise auch 2009 neue zentrale Kraftwerkskapazität ans Netz gehen. Die Eigentümer dieser Anlagen, Göteborg Energi und E.ON, werden wahrscheinlich einen gewissen Wettbewerbsdruck auf die Flexibilitäts-/Speicherkapazität von DONG ausüben können. Man könnte also argumentieren, dass innerhalb eines vertretbaren Zeitraums in Schweden ein gewisses Maß an Flexibilität verfügbar werden könnte. Dennoch dürfte dies kaum die Nachfrage nach Flexibilität aus Dänemark kompensieren, noch nicht einmal für den Bedarf des schwedischen Marktes.

(377) Die Beteiligten haben behauptet, die von der Kommission in der Mitteilung der Beschwerdepunkte vorgenommene Analyse des schwedischen Marktes enthalte keine detaillierten Argumente und verfüge somit über keine ausreichende Beweiskraft.

(378) Da sich Schweden ausschließlich über Dänemark versorgt, kann die Feststellung einer potenziellen Beeinträchtigung des Wettbewerbs in Dänemark grundsätzlich auch auf Schweden übertragen werden. Dennoch ist eine ausführliche Erörterung der besonderen Merkmale des schwedischen Marktes nicht erforderlich, da ihre Gesamteinschätzung der Auswirkungen des Zusammenschlusses unabhängig von dieser Schlussfolgerung gilt. Die von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen sind notwendig, um das für den dänischen Markt für Speicher-/Flexibilitätsleistungen erkannte Problem zu beheben, und ausreichend, um jede Beeinträchtigung zu beseitigen, die sich infolge des angemeldeten Zusammenschlusses in Schweden ergeben könnte.

92

2. Großhandelsmärkte für Gaslieferungen nach Dänemark und Schweden

Für die Analyse maßgeblicher Zeitrahmen

(379) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte hat DONG in Frage gestellt, ob es überhaupt sinnvoll sei, über einen Zeithorizont von [Ö]* Jahren hinauszublicken, weil ñ wie DONG behauptet ñ in der Mitteilung der Beschwerdepunkte die Wettbewerbslandschaft nach [Ö]* im Zusammenhang mit der Kündigung der langfristigen Verträge zwischen DONG und E2 und Elsam nicht gründlich untersucht wurde. Bei einer derartigen Analyse müsste man auch den Förderungsrückgang auf dem dänischen Festlandsockel nach [Ö]* und die voraussichtlichen Auswirkungen der Nordeuropäischen Gaspipeline (ÑNEGPì)und der BGI-Pipeline mit einbeziehen.

(380) Die besondere Beschaffenheit der Erdgasmärkte rechtfertigt eine Analyse, die über das Jahr [Ö]* hinausreicht. Eine Analyse im Rahmen der Fusionskontrolle muss alle Besonderheiten der betroffenen Märkte berücksichtigen. Die Besonderheiten des Gassektors haben ihren Ursprung unter anderem in den Markteigenschaften langfristiger Infrastrukturinvestitionen und langfristiger Lieferverträge im vor- und nachgelagerten Bereich. Es ist jedoch anzuerkennen, dass die Untersuchung der Eintrittswahrscheinlichkeit umso wichtiger ist, je weiter die betreffenden Ereignisse zeitlich entfernt liegen.

(381) In diesem Zusammenhang ist erstens festzustellen, dass mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit davon auszugehen ist, dass die großen langfristigen Lieferverträge zwischen DONG und Elsam und E2 im Jahr [Ö]* gekündigt werden. [Ö]*.

(382) Zweitens muss die angeblich rückläufige Förderung auf den dänischen Nordseefeldern in die Untersuchung einbezogen werden. Nach Angaben der dänischen Energiebehörde belaufen sich die dänischen Gasvorräte auf rund 132 Mrd. m. [Ö]*. Nach einem von der dänischen Regierung in Auftrag gegebenen Bericht wird Dänemark im Hinblick auf die Gasversorgung mindestens noch bis 2015 autark sein (auf der Grundlage einer gleich bleibenden oder nur leicht steigenden Nachfrage von 4-4,5 Mrd. m). Nach eigenen Angaben hat DONG Anspruch auf die gesamte Förderung der dänischen Gasfelder abzüglich des auf den Förderplattformen verwendeten Gases. Angesichts dieser Tatsachen kommt die Kommission zu dem Schluss, dass sich die Wettbewerbslandschaft hinsichtlich des vom DUC-Konsortium stammenden Gases von DONG vor 2012-2015 kaum wesentlich ändern wird und daher keinen Einfluss auf die Prüfung der Auswirkungen auf den Wettbewerb haben dürfte, die sich auf die Zeit bis 2012 erstreckt.

(383) Drittens wird die NEGP, sofern sie überhaupt gebaut wird, eine neue Leitung für russische Gaseinfuhren in die Gemeinschaft darstellen und so die Möglichkeit bieten,

Die NEGP verbindet Russland über die Ostsee mit Norddeutschland.

(384) Viertens ist der Bau der BGI-Pipeline zwischen Deutschland und Dänemark/Schweden vor 2009 möglich, während bei einem späteren Bauzeitpunkt seine Wahrscheinlichkeit größer wird. E.ON und E2 sind die beiden Hauptanteilseigner des Projekts, für das die Genehmigungen bereits vorliegen oder demnächst erteilt werden. Der Baubeginn steht noch nicht fest, jedoch könnte der Bau innerhalb kurzer Zeit abgeschlossen sein. Allein die Tatsache, dass das Pipelineprojekt existiert, hatte bereits eine gewisse disziplinierende Wirkung auf den marktbeherrschenden Akteur auf dem dänischen Markt, doch mit dem Wegfall von E2 schwächt sich diese Wirkung wieder deutlich ab. Des Weiteren konzentrierten sich E.ON (und die anderen Hauptpartner des Pipeline-Konsortiums) eindeutig mehr auf den schwedischen als auf den dänischen Markt. Der Bau der Abzweigung der Pipeline nach Dänemark oder sogar ñ wie in der Marktuntersuchung der Kommission angesprochen ñ der Bau der Pipeline an sich kann davon abhängen, ob der Zusammenschluss zustande kommt, was dann bedeuten würde, dass sich ein ganz anderes Szenario ergäbe; dann wäre nicht mehr das unabhängige Unternehmen E2 treibende Kraft und Projektpartner, sondern im Alternativszenario würde DONG diese Rolle übernehmen. Die Wahrscheinlichkeit, dass die BGI-Pipeline Wettbewerbsdruck auf DONG ausüben würde (sogar bereits vor 2009, aber wahrscheinlich eher erst nach 2009), würde folglich mit dem geplanten Zusammenschluss praktisch ausgeschlossen.

(385) Auf jeden Fall wird der Zusammenschluss ñ wie unten weiter erörtert und wie auch in der bisherigen Erörterung bereits deutlich geworden ñ selbst ohne Berücksichtigung eines Zeithorizonts nach [Ö]* erhebliche wettbewerbsschädliche Auswirkungen auf den dänischen Großhandelsmarkt haben, u. a. dadurch, dass die vom BGI-Projekt ausgehende disziplinierende Wirkung wegfällt und dass die Aushandlung der Verträge über die Belieferung der WKK-Kraftwerke von Elsam und E2 spätenstens [Ö]* beginnen muss und sich unmittelbar auf die Marktzutrittsentscheidungen potenzieller Mitbewerber von DONG (und auf die wirtschaftlichen Beweggründe der derzeitigen Mitbewerber, auf dem Markt zu bleiben) auswirken wird.

Beherrschende Stellung von DONG auf dem dänischen Markt

(386) Es gibt deutliche Anzeichen dafür, dass DONG derzeit auf dem dänischen Großhandelsmarkt für Erdgas mit einem Marktanteil, der in der Mitteilung der Beschwerdepunkte für 2004 auf [80-90 %]* beziffert wurde (und der nach dem gleichen Maßstab im ersten Halbjahr 2005 bei [80-90 %]* liegen würde), eine marktbeherrschende Stellung inne hat. Aus Gründen der Vertraulichkeit können die Marktanteile anderer Unternehmen nicht angegeben werden, doch waren die anderen Marktteilnehmer 2004 die Swap-Partner von DONG, nämlich [Ö]*, [Ö]*, [Ö]* und [Ö]*.

(387) In Tabelle 8 bis Tabelle 12 hat die Kommission auf der Grundlage von durch die Beteiligten vorgelegten Zahlen, ergänzt um einige auf Daten von Energinet.dk basierende zusammengefasste Zahlen, einige Input-Parameter variiert, um verschiedenen Möglichkeiten der Berechnung von Marktanteilen auf der Großhandelsebene Rechnung zu tragen. Bei all diesen Berechnungsansätzen ergibt sich, dass der Marktanteil von DONG auf der Großhandelsebene in Dänemark (aber auch in Dänemark und Schweden) sehr hoch ist. Er liegt in jedem Fall über [75-85 %]*, nach manchen Berechnungsarten sogar über [80-90 %]*. Um die zusammengefassten Daten von Dritten für DONG weniger leicht erkennbar zu machen, wurden sie in den Tabellen mit „weniger als“ (<) gekennzeichnet. Nach diesem Ansatz wurden die Marktanteile unter Berücksichtigung des höchstmöglichen Wertes berechnet (wodurch die Marktanteile der Dritten zwangsläufig etwas erhöht dargestellt werden).

Tabelle 8

Gaslieferungen für Dänemark und Schweden

2004 3 Mio. m

2004

%

[Ö]*

[85-95]*

93

Verkäufe von DONG (Abnahme minus Ausfuhren)

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö] *

[Ö]*

[Ö] *

[Ö]*

[Ö]*

Vertragliche Einfuhren und Rückleitungen

[0-10]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Dänemark und Schweden insgesamt

100

[Ö]*

Tabelle 9

Gaslieferungen für Dänemark

[Ö]*

2004 3 Mio. m

2004

%

[Ö]*

Verkäufe von DONG (Abnahme minus Ausfuhren)

[85-95]

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Vertragliche Einfuhren und Rückleitungen

[5-15]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Dänemark insgesamt

100

96

Tabelle 10

Gaslieferungen für Dänemark (Swaps gesondert ausgewiesen)

[Ö]*

2004 3 Mio. m

2004

%

Verkäufe von DONG (Abnahme minus Ausfuhren minus Swaps)

[Ö]*

[80-90]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Vertragliche Einfuhren und Rückleitungen

[5-15]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Dänemark insgesamt

100

[Ö]*

Tabelle 11

Gaslieferungen für Dänemark – ohne langfristige Verträge mit zentralen WKK-Kraftwerken

[Ö]*

2004

2004

3 Mio. m

%

Verkäufe von DONG auf der Großhandelsebene 3 (ohne [Ö]* Mio. m an zentrale WKK-Kraftwerke)

[Ö]*

[75-85]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Swaps von DONG

[0-10]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Vertragliche Einfuhren und Rückleitungen

[10-20]

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Dänemark insgesamt

100

[Ö]*

Tabelle 12

Großhandelssegment ohne monopolistische Verkäufe

2004

2004

3 Mio. m

%

[Ö]*

DONG insgesamt

[85-95]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

E2 [Ö]*

[Ö]*

[0-5]*

[Ö]*

[0-5]*

Vertragliche Einfuhren

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

[Ö]*

Für DK bestimmte Rückleitungen, an Dritte verkauft

[5-10]*

[Ö]*

Insgesamt

100

[Ö]*

(388) Bei Berücksichtigung der gesamten Gaslieferungen – sowohl in physischer als auch in vertraglicher Form und bei Betrachtung von Swaps als DONG zuzurechnende Großhandelsgeschäfte (da sie die Zustimmung von DONG erfordern) – für Schweden und Dänemark zusammen (siehe Tabelle 8) ergibt sich für DONG für 2004 ein Marktanteil von [85-95 %]*. Berücksichtigt man unter den gleichen Annahmen nur den dänischen Markt (Tabelle 9), ergibt sich für den gleichen Zeitraum ein Wert von [85-95 %]*. [Ö]*.

(389) Selbst wenn diese Zahlenangaben weiter angepasst würden, z. B. in der Annahme, dass die langfristigen Verkäufe an Elsam und E2 ans Kraftwerkstor nicht als Großhandelslieferungen (sondern eher als Einzelhandelslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke) zu betrachten sind (Tabelle 11), würde sich der Großhandelsmarktanteil von DONG in Dänemark immer noch auf [75-85 %]* belaufen.

(390) Und schließlich ist, ausgehend von der rein hypothetischen Annahme, dass der Zeithorizont für dieses Segment des Großhandelsmarkts, das nicht eine Art Monopol für gruppeninterne Umsätze bildet (Tabelle 12), begrenzt ist (was die Kommission in diesem Fall für nicht angemessen erachtet), der Anteil von DONG an diesem Markt/Segment mit [85-95 %]* immer noch hoch.

(391) Daher steht außer Frage, dass DONG unabhängig von dem Blickwinkel, aus dem der Großhandelssektor/-markt betrachtet wird, einen sehr hohen Marktanteil hat. Dieser Marktanteil ist seit der ersten Öffnung des dänischen Großhandels- und Großkundenmarkts im Jahr 2000 – d. h. seitdem Mitbewerber die Möglichkeit haben, DONG seine Stellung streitig zu machen – auf diesem sehr hohen Niveau verblieben. Dies ist an sich schon ein deutlicher Hinweis auf die (fest etablierte) marktbeherrschende Stellung von DONG auf dem dänischen Großhandelsmarkt.

(392) Diese marktbeherrschende Stellung gründet sich, abgesehen von dem Vorteil, den DONG als etablierter Versorger mit sich daraus ergebender quasi-monopolistischer Marktposition hat, darauf, dass alle Gasmengen, die in Dänemark abgesetzt werden, physisch von DONG eingeführt werden. Durch diese vorgelagerte Kontrolle des

228 Für das erste Halbjahr 2005, dem letzten Zeitraum, für den angesichts des Zeitplans der Marktuntersuchung eine umfassende Berechnung der Mengen vorgenommen werden konnte, liegt dieser Prozentsatz um etwa [0-5 %]* höher.

Gasmarkts genießt DONG einen eindeutigen Preisvorteil gegenüber allen anderen Marktteilnehmern. Aufgrund seiner Position als erstrangiges Gasförder- und -versorgungsunternehmen ist – im Hinblick auf bestimmte Mengen – nur DONG in der Lage, direkt von den dänischen Gasfeldern zu kaufen, und hat dies bisher auch als einziges Unternehmen getan. Alle Mitbewerber haben daher gegenüber DONG preislich einen strukturbedingten Wettbewerbsnachteil. In der Marktuntersuchung der Kommission hat daher die breite Mehrheit der Befragten mit Nachdruck die Auffassung vertreten, dass DONG im gesamten dänischen Gassektor marktbeherrschend ist. Durch die marktbeherrschende Stellung auf den Einzelhandelsmärkten (die unten ab Rdnr. 0 erörtert wird) wird diese Position von DONG auf dem Großhandelsmarkt zusätzlich gestärkt.

(393) In seiner Antwort auf die Beschwerdepunkte argumentiert DONG, dass sein Preisvorteil gegenüber den anderen Marktteilnehmern unter Rechnungslegungsgesichtspunkten irrelevant ist und dass stattdessen das Konzept der Opportunitätskosten zur Anwendung kommen sollte. Dieses Argument ist bereits bei der Erörterung des räumlich relevanten Marktes behandelt worden. Die Kommission räumt ein, dass das Opportunitätskostenprinzip anwendbar wäre, wenn es keine Einschränkungen hinsichtlich des Transports, der Kundenakquisition usw. gäbe (d. h. wenn das Gas ungehindert in Zonen mit höheren Preisen geleitet werden könnte). Allerdings haben sowohl die Marktuntersuchung als auch Angaben von DONG selbst gezeigt, dass dies keineswegs der Fall ist, und dass die Alternative, Gas nach Deutschland (oder in die Niederlande) zu verkaufen, nur in begrenztem Maße zur Verfügung steht. Unter diesen Umständen bleibt die Kommission bei ihrem Standpunkt, dass DONG beim Gasabsatz in Dänemark insgesamt im Vorteil ist.

(394) Obwohl bereits auf den ersten Blick vieles auf eine marktbeherrschende Stellung von DONG hindeutet, wird im Folgenden geprüft, wie stark der (auch in einer Situation der Marktbeherrschung mögliche) tatsächliche und potenzielle Wettbewerbsdruck auf DONG ausfallen könnte, und beurteilt, ob derzeit irgendeine Komponente dieses Wettbewerbsdrucks bereits stark genug ist oder in absehbarer Zeit wird, um die marktbeherrschende Stellung von DONG in Frage zu stellen (vgl. Rdnrn. (394)-0).

(395) Wettbewerbsdruck auf DONG könnte sich aus fünf Quellen ergeben:

a) durch die dänischen Offshore-Felder,

b) durch Gaseinfuhren aus Deutschland südlich der DEUDAN-Pipeline,

c) durch in Ellund zurückgeleitetes Gas,

d) durch einen liquiden dänischen Großhandelsmarkt,

e) durch neue Pipeline-Kapazität oder sonstige Einfuhrmöglichkeiten.

Eine Ausnahme bilden lediglich die im Zusammenhang mit der Sache DUC-DONG der Kommission genannten Mengen (Vgl. Rdnr. 398).

Eine unmittelbare Einschränkung bildet die Kapazität im DEUDAN-Verbund, die DONG nach eigenen Angaben im Rahmen seiner eigenen "TSO-Regelung" voll ausschöpft. Außerdem sind Kapazitätsengpässe in Deutschland ebenso kritisch wie die Akquisition von Kunden, an die dieses Gas weiterverkauft werden kann.

Vgl. Urteil des Gerichts erster Instanz in der Rechtssache T-210/01, GE, Rdnr. 115, wonach sehr große Marktanteile an sich schon eine beherrschende Stellung belegen.

(396) Wie im Folgenden nachgewiesen wird, ist dieser Wettbewerbsdruck entweder schwach (Buchstaben a-d) oder aber auf kurze Sicht nicht sicher genug, um effektiv eine disziplinierende Wirkung auszuüben (Buchstabe e).

ñ Schwacher Wettbewerbsdruck durch die dänischen Offshore-Felder

(397) Der Anmelder hat darauf hingewiesen, dass er durch die Absatzmöglichkeiten der Mitglieder des dänischen Offshore-Konsortiums DUC (A. P. Møller Maersk, Shell und Chevron) unter Druck gerät. Weitere Quellen für möglichen Wettbewerbsdruck wären die übrigen Mitglieder (mit Ausnahme von DONG) des Syd-Arne-Konsortiums (Amerada Hess, Denerco und Danoil) oder Einfuhren aus den Niederlanden über die NOGAT-Pipeline, die Pipeline, die NOGAT mit Tyra verbindet, und die von DONG betriebene Pipeline zwischen Tyra und der dänischen Onshore-Station Nybro.

(398) Das DUC-Konsortium fördert die größten Gasmengen im dänischen Teil der Nordsee. Die drei Gesellschaften Shell, A. P. Møller-Maersk und Chevron verkaufen im Wege von drei langfristigen "Take-or-pay"-Vereinbarungen aus den Jahren 1979, 1990 und 1993 Gas an DONG. Im Anschluss an die zwischen der Kommission und den Mitgliedern des DUC-Konsortiums sowie DONG 2003 erzielte Einigung haben sich die DUC-Mitglieder bereit erklärt, das Gas von ihrer Offshore-Plattform Tyra unabhängig voneinander an DONG zu verkaufen und darüber hinaus während eines fünfjährigen Zeitraums zusätzliche 7 Mrd. m³ Gas an andere Gesellschaften als DONG abzugeben. Die DUC-Unternehmen und DONG haben gemeinsam einen Pipeline-Abschnitt gebaut und im Juli 2004 in Betrieb genommen, der die Tyra-Plattform mit dem NOGAT-System verbindet und allen Beteiligten die Möglichkeit bietet, das auf Tyra verfügbare Gas nach Den Helder in den Niederlanden auszuführen.

(399) Die dänische Gesamtfördermenge belief sich 2004 auf 8,3 Mrd. m³, von denen 7,6 Mrd. m³ an DONG verkauft wurden. DONG hat erklärt, es habe keine Reservierungen für Gastransporte von Tyra nach Nybro über seine Offshore-Pipeline gegeben und es sei daher auch kein Gas von einem anderen Beteiligten als DONG transportiert worden. Das bedeutet, dass die DUC-Mitglieder 2004 und 2005 ihre gesamten zusätzlichen Gasmengen an die Niederlande veräußert haben. Die Kommission hat keine Hinweise darauf, dass sich daran während der verbleibenden Laufzeit der Verpflichtung der DUC-Mitglieder gegenüber der Kommission etwas ändern könnte. Die Marktuntersuchung bestätigt auch das Argument von den freien Gasmengen von DUC, die in die Niederlande verkauft werden, in der Antwort von Shell: "Im Rahmen der Einigung mit der GD COMP 2003 hat Shell eine Gesamtmenge von [Ö] der von DUC stammenden Mengen an die Niederlande veräußert", "Die SOGU BV hat langfristige Übertragungskapazitäten in der NOGAT-Pipeline in Höhe seiner derzeitigen und voraussichtlichen Lieferzusagen an den niederländischen Markt gebucht".

(400) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentiert der Anmelder, dass "die Kommission der Tatsache, dass diese Verkäufe (von DUC) in die Niederlande gehen, übertrieben große Bedeutung beimisst"; die relevante Frage sei vielmehr, was im Falle einer Preiserhöhung in Dänemark geschehen würde. Die Beteiligten übermittelten ferner Informationen über einen Plan von [Ö] zur Reservierung von Kapazität in der vorgelagerten Tyra-Nybro-Pipeline.

(401) Nach Auffassung der Kommission ist es selbst bei Anwendung des SSNIP-Tests in Bezug auf die künftige Preisentwicklung unwahrscheinlich, dass die dänischen Anbieter mehr als einen schwachen Druck auf die marktbeherrschende Stellung von DONG ausüben können, denn sie haben beträchtliche Summen in die Pipeline zur NOGAT-Plattform investiert, auf deren Nutzung sie wohl kaum verzichten werden, und sie haben Reservierungen für die NOGAT-Pipeline vorgenommen, die sie folglich wohl auch in Anspruch nehmen werden. Im höchst unwahrscheinlichen Fall einer vertraglichen Durchleitung durch die NOGAT-Pipeline in nördliche Richtung, die allerdings mit verschiedenen technischen, administrativen und kostenmäßigen Hindernissen verbunden wäre, oder im ebenso unwahrscheinlichen Fall eines Wechsels der Lieferstelle für die bestehenden Verträge wäre es wahrscheinlich, dass in den Vertragsbedingungen jegliche Opportunitätskosten für die Pipelines berücksichtigt werden müssten, was möglicherweise zu einem erheblichen Anstieg des Gaspreises führen könnte.

(402) [Informationen über Dritte]*.

(403) DONG hat einen Exklusivvertrag mit der Syd-Arne-Gruppe (Amerada Hess, DONG und andere) über die gesamte Lebensdauer des Gasvorkommens geschlossen, nach dem ihm rund [Ö]* des Gesamtvorkommens oder [Ö]* pro Jahr zustehen. Die Syd-Arne-Förderanlage ist eine Begleitgasförderanlage, d. h. Gas ist im Wesentlichen nur ein Nebenerzeugnis der primären Ölförderung. Nach den Vereinbarungen kann der Fördervertrag nicht gekündigt werden, so dass DONG praktisch das einzige Unternehmen ist, das Zugang zu dem Gas aus diesem Vorkommen hat und haben wird, solange die Förderung aus diesem Vorkommen anhält. [Ö]*.

(404) Wie oben (vgl. Rdnr. (29)) erwähnt ist DONG alleiniger Eigentümer der Tyra-Nybro-Pipeline wie auch der Verbindungspipeline zwischen den Förderplattformen von Syd Arne und Tyra. Für die Pipeline besteht eine ausgehandelte TPA-Regelung, die Pipeline wird jedoch direkt von DONG betrieben, so dass DONG, sofern Reservierungen vorlagen, darüber und über die Anmeldungen aller potenziellen Mitbewerber informiert wäre, die Gas von der Förderstelle ans Festland bei Nybro transportieren wollten.

(405) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertritt DONG die Auffassung, dass allein die Kenntnis von den Reservierungen für die Pipeline DONG nicht in die Lage versetzt, derartige Reservierungen zu verhindern. DONG weist ferner auf die veröffentlichten Tarife und die bestehende Zugangsregelung für Dritte hin.

(406) Nach dem Dafürhalten der Kommission kann allein das Wissen um Reservierungen – was nicht zwangsläufig bedeutet, dass Reservierungen Dritter unmittelbar verhindert werden können – DONG einen hinreichenden Wettbewerbsvorteil verschaffen und indirekt zur Verhinderung des Zugangs Dritter führen, falls DONG seine eigenen Reservierungen erhöht. Allein die Tatsache, dass für die Pipeline eine ausgehandelte TPA-Regelung gilt – und sie rechtlich nicht von der Geschäftstätigkeit von DONG abgekoppelt ist – schmälert nicht die Möglichkeit von DONG, von seiner Eigenschaft als Eigentümer der Pipeline zu profitieren und damit anderen selbst bei Aufsicht durch die Regulierungsbehörden indirekt den Zugang zu verwehren. Der Zugang Dritter ist jedoch bisher noch nicht getestet worden und hat sich noch nicht in der Praxis bewährt, da seit Einführung der Regelung noch keine einzige Reservierung vorgenommen wurde.

(407) Außerdem hat die Marktuntersuchung ergeben, dass es derzeit – schon aus technischen Gründen – nicht möglich ist, Gas vom niederländischen Ende der Pipeline über die Offshore-Netze nach Dänemark auszuführen. Der Grund dafür ist, dass die NOGAT-Pipeline ein zweiphasiges System (flüssig/fest) ist, während die Tyra-F3- und die Tyra-Nybro-Pipeline einphasige Pipelines sind. Daher würde die Einrichtung einer Durchleitung in entgegengesetzter Richtung zum derzeitigen Nord-Süd-Strom von Tyra nach Den Helder Investitionen erfordern. Da die Offshore-Pipelines in Richtung Niederlande für einen Nord-Süd-Strom ausgelegt sind und das NOGAT-System und die Tyra-Systeme zudem nur bei Durchleitung in südlicher Richtung kompatibel sind, erscheint eine Investition mit entgegengesetztem Ziel nicht wahrscheinlich, zumal dabei auch zusätzliche Transportkosten anfielen.

(408) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte weist DONG darauf hin, dass für die Ausübung von Wettbewerbsdruck keine physische Durchleitung von Gas erforderlich ist, sondern dass dies auch auf vertraglicher Grundlage geschehen kann.

(409) Wie bereits unter Rdnr. (399) erläutert, würde die vertragliche Durchleitung erhebliche Opportunitätskosten auslösen, wodurch der Verkauf von Gas selbst im Falle einer "SSNIP"-Preiserhöhung wohl kaum rentabel wäre. Außerdem handelt es sich bei vertraglichen Durchleitungen in aller Regel um unterbrechbare Lieferungen, die mit einer wesentlich geringeren Versorgungssicherheit einhergehen, und da die Durchleitung in diesem Fall sogar in zwei Pipelines (NOGAT-Den Helder und Tyra-F3) im Gegenstrom erfolgen müsste, wäre sie mit erheblichen zusätzlichen wirtschaftlichen Risiken verbunden, die wahrscheinlich die Absicherung derartiger Transaktionen durch umfangreiche zusätzliche Speicherung in Dänemark erfordern würden.

(410) Hinzu kommt, dass die Tyra-Nybro-Pipeline nur eine Kapazität von 1 Mio. m³/Tag hat und zudem der ausgehandelte Zugang für Dritte im Vergleich zum Energinet.dk-System doppelt so teuer ist.

(411) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet DONG nicht den Kapazitätsengpass, der durch die Höchstmenge von 1 Mio. m³ pro Tag entsteht, doch lägen hinsichtlich der Preisgestaltung vergleichende Informationen vor, nach denen der Zugangspreis zu der Pipeline gemessen an den Preisen anderer Offshore-Pipelines durchaus wettbewerbsfähig sei, und hier müsse der relevante Vergleich ansetzen.

(412) Die Kommission stellt fest, dass, selbst wenn das von DONG vorgebrachte Argument, die Zugangspreise lägen innerhalb des preislichen Rahmens für andere Pipelines, korrekt ist, dies nichts an der Tatsache ändert, dass die Zugangspreise für Dritte, die Gas von den dänischen Gasfeldern auf das Festland transportieren wollen, hoch sind.

(413) Es gab keine konkrete Planung für den Bau einer Verbindung zwischen der Tyra-Plattform und der Europipe-I-Pipeline, die eine technisch und wirtschaftlich tragfähige Lösung für die Beförderung von Gas nach Dänemark wäre, wenn die Fördermengen auf dem dänischen Festlandsockel zurückgehen. Da eine solche Leitung jedoch Europipe I mit den dänischen Offshore-Pipelines von DONG verbinden müsste, hätte DONG vollständige Kontrolle darüber, ob über eine solche Verbindung norwegische Lieferungen nach Dänemark erfolgen könnten oder nicht. Daher ist für DONG damit kein potenzieller Wettbewerbsdruck verbunden.

(414) Im vorgelagerten dänischen Offshore-Segment ist die marktbeherrschende Stellung von DONG daher durch das vertragliche oder de facto bestehende Exklusivrecht auf Abnahme des in der Nordsee geförderten Gases sowie durch das Eigentum an den vorgelagerten Pipelines von den Förderplattformen ans Festland gekennzeichnet. Für die Mitglieder des DUC-Konsortiums gibt es durchaus wirtschaftliche Anreize, die anderen Beteiligten als DONG zugesagten Gasmengen anstatt in Dänemark in den Niederlanden abzusetzen, und es ist derzeit nicht möglich, Gas aus den Niederlanden nach Dänemark zurückzuleiten. Jede Verbindung mit Europipe I würde der Zustimmung von DONG bedürfen.

(415) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte stellt DONG fest, dass das Bestehen wirtschaftlicher Anreize für die Mitglieder des DUC-Konsortiums für den Verkauf von Gas in die Niederlande an sich noch nichts besagt.

(416) Allerdings verkauft DONG selbst Gas in die Niederlande und hat seine Liefermenge 2005 gegenüber dem Vorjahr deutlich gesteigert. Wie bereits erläutert, ist der Umstand, dass die DUC-Partner gemeinsam mit DONG in den Bau einer neuen Pipeline zur Erleichterung von Ausfuhren in die Niederlande investiert und Kapazitäten in der NOGAT-Pipeline gebucht haben, ein deutlicher Hinweis darauf, dass sie Gasverkäufe in die Niederlande zugesagt haben, während sie keinerlei Versuch unternommen haben, Kapazität in der einzigen Pipeline zu reservieren, über die sie sich Zugang zum dänischen Markt verschaffen können, nämlich die Pipeline von DONG.

ñ Gaseinfuhren aus Deutschland südlich der DEUDAN-Pipeline wären mit zahlreichen Hindernissen und zusätzlichen Kosten verbunden.

(417) In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung und in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte macht DONG geltend, es sei möglich, Gas physisch aus Deutschland über die DEUDAN-Pipeline einzuführen. Allerdings übt die physische Einfuhr über die DEUDAN-Pipeline keinen nennenswerten Wettbewerbsdruck auf den dänischen Großhandelsmarkt aus. Erstens erfolgt der physische Strom in der DEUDAN-Pipeline seit dem Anstieg der Förderung in der Nordsee stets in Nord-Süd-Richtung. Zweitens ist ein "kommerzieller/vertraglicher" Transport in Süd-Nord-Richtung zwar möglich, aber nur als unterbrechbare Lieferung. Bisher sind nur sehr geringe Mengen auf vertraglicher Basis über die DEUDAN-Pipeline von Deutschland nach Dänemark geleitet worden, [Ö]*.

(418) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte betont DONG, die Strömungsrichtung sei für die Beurteilung des Wettbewerbsdrucks auf DONG irrelevant, und zitiert einen Bericht von GTE, der einen Hinweis auf die Möglichkeit ununterbrechbarer Kapazitätsreservierungen in Süd-Nord-Richtung enthalten soll.

(419) Dazu ist festzuhalten, dass es sich dabei um eine rein hypothetische Aussage der BEB handelte, die im Übrigen im Widerspruch zu der Aussage steht, die die BEB in ihrer Antwort auf den Fragebogen der Kommission im Rahmen der Marktuntersuchung gegeben hat. Doch unabhängig davon, ob tatsächlich ununterbrechbare Kapazität von Süden nach Norden zur Verfügung gestellt werden könnte, fanden Einfuhren nach Dänemark durch die DEUDAN-Pipeline bislang nur sporadisch und in geringen Mengen statt, was wohl auf die erheblichen Preisunterschiede zwischen diesen beiden Märkten zurückzuführen ist, die bei einem Vergleich zwischen den Preisen, die den drei Abnehmern von DONG in Ellund abverlangt werden, und den an der deutschen Grenze praktizierten Preisen, wie von der BAFA veröffentlicht, zutage treten.

(420) Außerdem ist zu bedenken, dass der Transport über die DEUDAN-Pipeline noch kostenaufwendiger ist als von [Mitbewerbern]* in Ellund zurückgeleitetes Gas. Für Unternehmen, die Gas über einen vertraglichen Gegenstrom einführen, belaufen sich die zusätzlichen Kosten für die Reservierung von Kapazität in der DEUDAN-Pipeline auf 0,003 EUR/m/h bei Jahresbuchung, und beim Transport von Gas durch Deutschland entstehen weitere Übertragungsgebühren (Pancaking-Effekt). Außerdem können auf der Pipeline in nördlicher Richtung nur unterbrechbare Lieferungen gebucht werden.

250 werden. In Anbetracht dieser Fakten können Einfuhren aus Deutschland über die DEUDAN-Pipeline nicht als ernsthafter Wettbewerbsdruck auf DONG angesehen werden. Aus heutiger Sicht ist die physische Durchleitung in entgegengesetzter Richtung in der DEUDAN-Pipeline ein vollkommen unrealistisches Szenario, das DONG in keiner Weise unter Druck setzen kann.

(421) Dadurch wird auch die Argumentation hinfällig, nach der zwar eingeräumt wird, dass die Preise für den Transport von Emden durch die DEUDAN-Pipeline nach Ellund relativ hoch sind, diese dann aber mit den Transportkosten zwischen Emden und Lübeck verglichen werden (und der Schluss gezogen wird, dass letztere höher sind). Hinsichtlich der von DONG aus einem Hinweis im Diskussionspapier der Kommission gezogenen Schlussfolgerung, dass Gas problemlos außerhalb Dänemarks beschafft werden könne, ist mit Nachdruck darauf hinzuweisen, dass das Diskussionspapier im Gegensatz zu den Schlussfolgerungen der Beteiligten insgesamt zu dem Ergebnis kommt, dass es schwierig ist, sich an den europäischen Handelsplätzen Zugang zu Gas zu verschaffen. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass die größten Mengen, die aus Deutschland nach Dänemark eingeführt wurden, über die Beteiligung von E2 am Gasfreigabeprogramm von E.ON Ruhrgas in Emden abgewickelt wurden.

ñ In Ellund könnte Gas, das nach Süden transportiert wird, möglicherweise zurückgeleitet werden

(422) Die Marktuntersuchung hat ferner ergeben, dass der Wettbewerbsdruck, der von der Möglichkeit der Wiedereinfuhr von Gas ausgeht, das auf der deutschen Seite der Grenze verkauft wird, wesentlich geringer ist als von DONG dargestellt. Erstens sind die von [Kunden]* gekauften Gasmengen bereits für ihre jeweiligen Gasportfolios für den deutschen Markt verplant. Daher müssten alle Gasmengen, die nach Dänemark zurückgeleitet werden, aus alternativen Quellen zu vergleichbaren Preisen ersetzt werden, da die Rückleitung andernfalls für keines dieser drei Unternehmen interessant wäre.

(423) DONG ist der Auffassung, die Feststellung, das in Ellund gekaufte Gas sei bereits zum Verkauf in Deutschland verplant, sei übertrieben, da die drei Unternehmen, die das Gas kaufen, alternative Quellen für die Belieferung ihrer Kunden in Deutschland finden könnten. Wie bereits im Abschnitt über die räumlich relevanten Märkte festgestellt, ist es – angesichts der mangelnden Liquidität der meisten europäischen Hubs, auf die auch im Diskussionspapier der Kommission hingewiesen wird – unrealistisch anzunehmen, dass große Gasmengen problemlos ersetzt werden könnten, insbesondere wenn die wirtschaftlichen Konsequenzen mit berücksichtigt werden. Unter Anwendung des ökonomischen Konzepts der Opportunitätskosten, wie von DONG in seiner Antwort angeregt, und unter Berücksichtigung der obendargelegten erheblichen Preisunterschiede zwischen den beiden Märkten scheinen Verkäufe wesentlich höherer

250 Vgl. die Antwort der BEB auf die Marktuntersuchung (Fragebogen für Wettbewerber auf dem Gasmarkt) und die Antwort von DONG/Dangas auf die Fragen der Kommission vom 1. Dezember 2005.

zurückgeleiteter Mengen in einem für wirksamen Wettbewerbsdruck auf DONG ausreichenden Umfang auch in Zukunft nicht wahrscheinlich.

(424) Außerdem entstehen bei der Rückleitung von Gas in Ellund Kosten für die Wiedereinspeisung in das Gasnetz des dänischen TSO Energinet.dk. Aufgrund langfristiger Vereinbarungen wird das Gas an [Ö]* auf der deutschen Seite der Grenze geliefert und befindet sich damit außerhalb des Netzes von Energinet.dk.

(425) Diese zusätzlichen Kosten für die Wiedereinspeisung in das dänische System und den Transport im Falle einer Gasrückleitung in Ellund werden nicht einfach durch Einsparung von Transportkosten in Deutschland aufgewogen. Ganz im Gegenteil werden die für die Reservierung von Kapazität für den Nord-Süd-Transport des Gases in der DEUDAN-Pipeline nach Quarnstedt und weiter zu den Bestimmungsorten entstandenen Kosten hinfällig. Alle drei Unternehmen haben langfristige Reservierungen für die DEUDAN-Pipeline in Nord-Süd-Richtung wie auch für andere deutsche Pipeline-Netze, die durch knappe verfügbare Transportkapazitäten gekennzeichnet sind. Diese Reservierungen wären im Falle einer Rückleitung hinfällig. Die nicht nach Deutschland oder in die Niederlande weiterverkauften Mengen würden mithin Kosten in Höhe der in der DEUDAN-Pipeline und den nachgelagerten Netzabschnitten reservierten, aber nicht genutzten Kapazität verursachen. Daher müsste der in Dänemark erzielte Verkaufspreis auch diese Reservierungskosten aufwiegen, wenn sich die Rückleitung gemessen an dem Preis, der mit der ursprünglich geplanten Lieferung über das deutsche Gasportfolio erzielt worden wäre, als rentabel erweisen soll.

(426) Angesichts dieser bei einer Rückleitung entstehenden zusätzlichen Transportkosten ist bereits fraglich, ob es für [Ö]* rentabel wäre, auf einen Preisanstieg auf der Großhandelsebene in Dänemark mit der Rückleitung von Gas in Ellund zu reagieren. In diesem Zusammenhang kann auf die von DONG am [Ö]* übermittelten Belege verwiesen werden. Außerdem geht aus den Eurostat-Statistiken hervor, dass das Preisniveau für Lieferungen an industrielle Abnehmer in Deutschland generell wesentlich höher ist als in Dänemark. Nach der in der Reihe „Statistik kurz gefasst“ erschienenen Eurostat-Veröffentlichung „Gaspreise für die industriellen Verbraucher in der EU am 1. Januar 2005“ zahlten industrielle Großabnehmer mit einem Jahresverbrauch von 41 860 GJ (rund 1,1 Mio. m³) in Dänemark 6,01 EUR, während ein industrieller Verbraucher gleichen Profils in Hamburg 8,19 EUR zu zahlen hatte; Hamburg ist die Eurostat-Referenzstadt, die am nächsten an der dänischen Grenze liegt und zum Liefergebiet von E.ON gehört. Für besonders große industrielle Abnehmer mit

3255 Ferner ist festzuhalten, dass die Tatsache, dass die maximale Einfuhrkapazität in Ellund 1,7 Mrd. m³ beträgt, in Verbindung mit der Tatsache, dass dieses Gas mit mindestens gleich hoher Wahrscheinlichkeit für den wachsenden schwedischen Markt anstatt für Dänemark bestimmt sein kann (und dass sich daher das technisch relevante Höchstmaß der Einfuhrkapazität zur Deckung der Nachfrage auf Dänemark und Schweden beziehen muss), bedeutet, dass fast 70 % (und angesichts des erwarteten Wachstums des schwedischen Marktes über 70 %) der schwedischen Nachfrage nicht aus Deutschland gedeckt werden kann, unabhängig davon, ob Gas zurückgeleitet wird oder nicht (außer über Swaps mit DONG, die jedoch von DONG ohne Frage in einer Form abgeschlossen würden, die mit den Geschäftsinteressen von DONG in Einklang stünde und folglich wohl keinen zusätzlichen Wettbewerbsdruck auf DONG ausüben würden).

256 Auf der Website von Energinet.dk wird eine Wiedereinspeisegebühr von 15,55 DKK/KWhg/h/Jahr angegeben, zu der eine Ausspeisegebühr in gleicher Höhe, eine Grundstoffgebühr und weitere Abgaben hinzuzurechnen sind, wenn der Verkauf nicht über die GTF (Gas Transfer Facility) abgewickelt wird.

257 Alle Preise ohne MwSt und sonstige Abgaben.

106

3 einem Verbrauch von 418 600 GJ (rund 11 Mio. m³) beliefen sich die entsprechenden Preise auf 5,08 EUR für Dänemark und 6,94 EUR für Hamburg. Entsprechend lässt sich auch in anderen Städten wie beispielsweise Hannover im norddeutschen BEB-Liefergebiet ein höheres Einzelpreisniveau beobachten. Die vierteljährliche Eurostat-Statistik bestätigt ein solches wesentlich höheres Preisniveau in Deutschland im Vergleich zu Dänemark auch über längere Zeiträume hinweg. Anbieter wie [Ö]*, die alle beträchtliche Umsätze mit industriellen Abnehmern in Norddeutschland tätigen, haben nur ein begrenztes Interesse daran, ihren Absatz von Ellund-Gas, das einen wesentlichen Anteil ihres deutschen Lieferportfolios ausmacht, zum dänischen Großhandelsmarkt hin zu verlagern und dabei auf die (mit hohen Gewinnspannen verbundenen) Umsätze mit norddeutschen industriellen Abnehmern zu verzichten.

(427) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte hat DONG die Unterschiede zwischen den Einzelhandelspreisen zwischen Deutschland und Dänemark anerkannt und weitere Zahlen zu den dänischen Einzelhandelspreisen für das Geschäftssegment der kleinsten industriellen Abnehmer mit dem Hinweis vorgelegt, dass die dänischen Preise selbst in diesem Segment niedriger als die deutschen seien. DONG erklärt diese niedrigeren Preise in Dänemark mit dem beträchtlichen Wettbewerbsdruck, dem DONG aufgrund des Gases ausgesetzt ist, das [Ö]* in Ellund zur Verfügung steht.

(428) Allerdings hat DONG es versäumt, auf die sonstigen Elemente hinzuweisen, durch die die Preisgestaltung des Unternehmens unter Druck gerät, insbesondere die knappe Ausfuhrkapazität und die damit zusammenhängende Notwendigkeit, den dänischen Verbrauch zu fördern, sowie der Druck auf die Preispolitik des Unternehmens, der von seiner Eigenschaft als staatliches Unternehmen herrührt. [Ö]* .

(429) Gegen ein Interesse von [Ö]* an der Rückleitung von Gas spricht auch, dass sie das Gas, das sie nach Dänemark wiedereinführen könnten, ja zuvor von DONG, ihrem wichtigsten Mitbewerber auf dem dänischen Großhandelsmarkt, gekauft haben. DONG macht ja bereits Gewinn mit den Umsätzen mit [Ö]* und hat damit geringere Kosten als diese [Ö]* Mitbewerber. Daher kann DONG mit Leichtigkeit jedes Angebot dieser Unternehmen an wichtige Kunden unterbieten. [Ö]* , [Ö]* .

Daher ist die Kommission der Auffassung, dass die Eurostat-Statistiken die tatsächlichen Preisniveaus und ihre Entwicklung am besten widerspiegeln.

Die Preise für kleine (Jahresverbrauch 4 186 GJ = 110 000 m³) und sehr kleine industrielle Abnehmer (Jahresverbrauch 418,6 GJ = 11 000 m³) sind in Dänemark höher als in Hamburg. Allerdings ist diese Kundengruppe wesentlich kleiner, so dass die Absätze an großen und sehr großen industriellen Abnehmern das Gros der Gaslieferungen an industrielle Kunden ausmachen.

260Vgl. die Antwort von DONG auf den Fragebogen der Kommission vom 8. Dezember 2005.

[Ö]*.

Zusätzlich zu dem Gewinnspannenvorteil von DONG müssen für alle geplanten Gaslieferungen, die über ein einfaches Einspeiseverfahren oder eine Wiedereinspeisung in das dänische Übertragungssystem abgewickelt werden sollen, Kapazitätsreservierungen vorgenommen und eine Gebühr für Einspeisekapazität gezahlt werden; die gleichen Regeln gelten für Reservierungen und die Zahlung der Kapazitätsgebühr für Gas, das das Übertragungssystem in der nationalen Ausspeisezone verlässt.

Außerdem muss für alle tatsächlichen Gaslieferungen bei Einspeisung des Gases eine zusätzliche Grundstoffgebühr entrichtet werden. Nach der Logik des Systems ist daher in das System zurückgeleitetes Gas teurer als Gas, das gar nicht erst aus dem System entnommen worden ist; es verteuert sich um die Höhe der Einspeisegebühr, wenn das Gas über die GTF verkauft wird, sowie um eine Kapazitätsreservierungsgebühr bei Einspeisung in und Ausspeisung aus dem System und eine Mengengebühr, wenn das Gas an einem Ausspeisepunkt innerhalb des Systems verkauft wird. Da die Standardkapazitätsreservierung auf Jahresbasis für kürzere Zeiträume als 12 Monate einer Preisprogression unterliegt, ergibt sich gegenüber DONG je nach Länge der Kapazitätsreservierung ein

107

(430) Zur Anmerkung von DONG – die im Übrigen vollständig mit der Anmerkung im Abschnitt über die Marktabgrenzung übereinstimmt – dass die Istkosten nicht für den Vergleich relevant seien, sondern in der Analyse vielmehr die Opportunitätskosten herangezogen werden sollten, wiederholt die Kommission ihre bereits oben angeführte Bemerkung bezüglich der Sachzwänge bei der Anwendung des Opportunitätskostenprinzips.

[Ö]*. Diese Verträge laufen spätestens [Ö]* aus, können jedoch von beiden Parteien ab [Ö]* mit einer Kündigungsfrist von vier Jahren, d. h. frühestens zum Jahr [Ö]*, gekündigt werden. Dies bedeutet, dass DONG die Verträge zum Jahr [Ö]* oder einem späteren Jahr kündigen könnte, um die Liefervereinbarungen vorzeitig zu beenden. Um nicht den Verlust ihrer Lieferverträge zu riskieren, sind [Ö]* folglich nicht sehr daran interessiert, sich durch Rückleitung von Gas in Ellund auf dem dänischen Markt auf einen aggressiven Wettbewerb mit DONG einzulassen.

(432) [Ö]* . [Ö]* .

(433) Außerdem haben sich bei der Marktuntersuchung keine Hinweise darauf ergeben, dass [Mitbewerber A]* in relevantem Umfang auf dem dänischen Großhandelsmarkt präsent ist. Für [Mitbewerber B]* gibt es keine Anzeichen dafür, dass das Unternehmen über seinen Absatz an seine Einzelhandelstochter [Ö]* hinaus auf dem Großhandelsmarkt aktiv ist – wobei diese wiederum bereits seit 2003 auf dem dänischen Markt für industrielle und gewerbliche Abnehmer tätig ist. [Informationen über die vertraglichen Beziehungen zwischen DONG und einem Dritten]*. Dabei ist jedoch zu bedenken, dass die Präsenz von [Mitbewerber C]* auf dem nachgelagerten dänischen Markt mit Anteilen am Markt für Großkunden und dezentrale WKK-Kraftwerke von weniger als 5 % sehr begrenzt ist. [Informationen über die vertraglichen Beziehungen zwischen DONG und einem Dritten]* , so scheint [Informationen über die vertraglichen Beziehungen zwischen DONG und einem Dritten]* darauf hinzudeuten, dass sich [Mitbewerber C]* schwerpunktmäßig als Großhandelsagent/Distributionsorgan für die Geschäftstätigkeit von [Mitbewerber C]* in Schweden engagieren möchte und das Rückleitungsverfahren keine voll zufriedenstellende Lösung darstellt.

(434) Die für [Mitbewerber]* bestehenden Anreize werden dadurch weiter geschmälert, dass DONG dies mit einer Ausweitung seiner Geschäftstätigkeit in Deutschland vergelten könnte, beispielsweise über seine 25,1%ige Beteiligung an Energie und Wasser Lübeck (EWL) oder sein Großhandelsjointventure E-Nord. Alle drei Unternehmen würden Gefahr laufen, in Deutschland Kunden an DONG zu verlieren, da das Unternehmen mit seinem eigenen dänischen Gas äußerst wettbewerbsfähig auftreten könnte, insbesondere

zusätzlicher Preisnachteil, da dieses Unternehmen über langfristige Kapazitätsreservierungen verfügt. Das bedeutet im Wesentlichen, dass die zusätzliche Reservierung von Übertragungskapazität – im optimistischsten Szenario einer Reservierung für ein volles Jahr – im Durchschnitt mit einer Steigerung der Kosten für den Absatz von rückgeleitetem Gas von rund 5 % einhergeht.

(439) DONG hat des Weiteren Informationen über eine Zunahme der Kapazitätsreservierungen für den Einspeisepunkt Ellund für das Jahr 2006 vorgelegt, die auf Zahlen von Energinet.dk basieren, nach denen ein Wert von rund 1 Mrd. m³ erreicht wird. Dabei ist erstens darauf hinzuweisen, dass sich Kapazitätsreservierungen nicht automatisch in Durchleitungen niederschlagen. Ein Abgleich zwischen den Zahlen für Durchleitungen und Kapazitätsreservierungen für den Einspeisepunkt Ellund für 2004 und 2005 zeigt, dass die tatsächliche Auslastung der Kapazitäten für die beiden Jahre bei 72 % bzw. 71 % lag. Ein Grund dafür ist das Preisgestaltungsschema des TSO, nach dem Kapazitätsreservierungen auf Jahresbasis pro Einheit wesentlich kostengünstiger sind als Reservierungen für kürzere Zeiträume, deren Preise – insbesondere in den Wintermonaten – progressiv steigen. Ferner ist festzustellen, dass ein wesentlicher Teil der Reservierungen für den Einspeisepunkt auf den Transit nach Schweden entfallen.

Ein Wettbewerbsdruck aufgrund eines liquiden dänischen Spotmarkts (oder sekundären Großhandelsmarkts) ist rein hypothetischer Art, da der Großhandelsmarkt in Dänemark illiquide ist und Swaps mit DONG dessen Marktmacht nicht beeinträchtigen.

Die Marktuntersuchung der Kommission hat eindeutig ergeben, dass die dänischen Marktteilnehmer den dänischen Großhandelsmarkt fast einhellig als einen in hohem Maße illiquiden Markt eingestuft haben, auf dem es äußerst schwierig ist, kurzfristige Handelsgeschäfte mit Erdgas abzuwickeln. Seit der Liberalisierung haben die Marktteilnehmer bislang erst wenige Schritte in Richtung einer höheren Liquidität dieses Marktes feststellen können (wobei die GTF als wesentlicher Schritt angesehen wird) und sind der Auffassung, dass die Liquidität ohne den Zusammenschluss steigen würde. Die Marktteilnehmer vertraten ferner die Auffassung, dass eine solche Liquidität eine notwendige Voraussetzung für ein reibungsloses Funktionieren der dänischen Erdgasmärkte ist. Einer der Akteure auf dem Großhandelsmarkt erklärte, dass die rückläufige Liquidität und das Verschwinden von E2 Folgen für den dänischen Gasmarkt haben: „Liquidität ist für die Entwicklung eines wettbewerbsfähigen Groß- und Einzelhandelsmarkts in Dänemark von maßgeblicher Bedeutung. Derzeit ist die Liquidität jedoch äußerst begrenzt. Die Lage kann sich nur verbessern, wenn auch in Zukunft eine hinreichende Zahl von Anbietern auf dem dänischen Markt präsent ist. Derzeit sind DONG, E2 und Elsam die einzigen Wettbewerber, die zu einer größeren Liquidität des Marktes beitragen könnten, wenn sie ihre diversifizierten Portfolios einsetzen und Chancen auf dem Spotmarkt nutzen würden. Insbesondere das Verschwinden von E2 wird auf den dänischen Gasmärkten spürbare Auswirkungen haben.“ Diese Liquidität wäre für andere am Großhandelsmarkt beteiligte Akteure von Vorteil, da sich dadurch die Kosten und ihre Abhängigkeit von DONG verringern.

272Vgl. das von DONG in der Sitzung mit der Kommission am 18. Januar 2006 (also nach seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte) vorgelegte Schriftstück.

273http://www.gas.energinet.dk/uk/index.asp.

274Erste neun Monate des Jahres 2005.

275Die Berechnungen basieren auf den von Energinet.dk vorgelegten Zahlen zu Kapazitätsreservierungen und Durchleitungen.

Ein Wettbewerbsdruck aufgrund eines liquiden dänischen Spotmarkts (oder sekundären Großhandelsmarkts) ist rein hypothetischer Art, da der Großhandelsmarkt in Dänemark illiquide ist und Swaps mit DONG dessen Marktmacht nicht beeinträchtigen.

Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass es zwar ein Interesse an Swap-Geschäften mit einem der Unternehmen, die in Ellund Gas übernehmen, gegeben hat, dieses dann aber nicht mehr an einer derartigen Transaktion interessiert war. Außerdem verringert sich die Wahrscheinlichkeit solcher Swaps weiter, weil die Vertragspartner ihrerseits Gas an den Orten, zu den Terminen und in den Mengen bereitstellen müssten, die für [Mitbewerber]* von Interesse wären.

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte erklärt DONG die Tatsache, dass bislang keine Swap-Geschäfte zwischen den Unternehmen, die in Ellund über Gas verfügen, und anderen, insbesondere HNG/MN, das sich ja ausdrücklich nach diesem Gas erkundigt hat, stattgefunden haben, für nicht beweiskräftig. Im Falle von HNG/MN, dessen Anfrage ja vor der Liberalisierung des Marktes erfolgt war, könnte sich die Lage angesichts der heutigen Dynamik des Marktes ganz anders darstellen. Nach dem Dafürhalten der Kommission spricht die Tatsache, dass die Marktuntersuchung keinen Hinweis auf das Bestehen oder auch nur die Absicht derartiger Vereinbarungen geliefert hat, dafür, dass die Wahrscheinlichkeit solcher Swap-Geschäfte und erst recht das von DONG angeführte Argument bezüglich ihrer potenziellen Bedeutung rein spekulativ sind.

DONG hat des Weiteren Informationen über eine Zunahme der Kapazitätsreservierungen für den Einspeisepunkt Ellund für das Jahr 2006 vorgelegt, die auf Zahlen von Energinet.dk basieren, nach denen ein Wert von rund 1 Mrd. m³ erreicht wird. Dabei ist erstens darauf hinzuweisen, dass sich Kapazitätsreservierungen nicht automatisch in Durchleitungen niederschlagen. Ein Abgleich zwischen den Zahlen für Durchleitungen und Kapazitätsreservierungen für den Einspeisepunkt Ellund für 2004 und 2005 zeigt, dass die tatsächliche Auslastung der Kapazitäten für die beiden Jahre bei 72 % bzw. 71 % lag. Ein Grund dafür ist das Preisgestaltungsschema des TSO, nach dem Kapazitätsreservierungen auf Jahresbasis pro Einheit wesentlich kostengünstiger sind als Reservierungen für kürzere Zeiträume, deren Preise – insbesondere in den Wintermonaten – progressiv steigen. Ferner ist festzustellen, dass ein wesentlicher Teil der Reservierungen für den Einspeisepunkt auf den Transit nach Schweden entfallen.

Das derzeit niedrige Liquiditätsniveau hingegen verstärkt die marktbeherrschende Stellung von DONG noch zusätzlich.

Für DONG selbst bestehen kaum wirtschaftliche Anreize zur Erhöhung dieser Liquidität. Ein wesentlicher preisunabhängiger Faktor für die Bewertung der marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem Großhandelsmarkt ist die Tatsache, dass das Unternehmen nur an wenige Abnehmer auf dem Markt Gas veräußert, nämlich an [Kunden]*, [Kunden]* .

Mit DONG abgeschlossene Swap-Geschäfte für den dänischen Markt können nur ein schwacher Ersatz für eine solche von DONG unabhängige Liquidität sein. Somit können die am Großhandelsmarkt beteiligten Akteure entweder in die Gasversorgung oder in Absatzvereinbarungen mit DONG einsteigen oder physische Gas-Swaps [Ö]* mit [Mitbewerbern]* vornehmen, wobei für beide Arten von Geschäften die Zustimmung von DONG notwendig ist. Bei Swap-Geschäften ist es außerdem erforderlich, dass der Vertragspartner Gas an den Orten, zu den Terminen und in den Mengen verfügbar hat, die für DONG interessant sind. Da Swaps der Zustimmung beider Parteien bedürfen, hat DONG eindeutig die Kontrolle über die Mengen, die Vertragspartner und die Spezifikationen aller Swap-Geschäfte und kann diese Kontrolle entsprechend seiner Geschäftsstrategie für seine internationalen und inländischen Positionen und Verpflichtungen ausüben. Da Swaps zur Senkung der Transportkosten oder zur Überwindung sonstiger Transporthindernisse wie überlasteten Leitungen vorgenommen werden, könnte DONG ein Interesse an Swaps für die Mengen gehabt haben, die das Unternehmen i) nicht über seinen Teil der DEUDAN-Pipeline transportieren kann oder ii) nicht in Dänemark oder Schweden verkaufen kann. Durch die neue Pipeline, die DONG und den DUC-Partnern gemeinsam gehört und die dänischen Offshore-Vorkommen mit der NOGAT-Pipeline verbindet, von wo aus das Gas in die Niederlande transportiert werden kann (wo DONG vor kurzem das Gas-Einzelhandelsunternehmen Intergas übernommen hat), wird dieser Anreiz für DONG jedoch geschmälert, denn das Unternehmen hat auf diese Weise bessere Möglichkeiten, sein überschüssiges Gas auf anderem Wege als über Swaps abzusetzen.

Trotz der Behauptung von DONG, diese letztgenannte Pipelineverbindung in die Niederlande habe keine Auswirkungen auf seine Bereitschaft zum Abschluss von Swap-Geschäften, ist doch die Annahme gerechtfertigt, dass sich die Anreize für DONG für derartige Swaps infolge der Pipeline verringert haben, da über diese Pipeline auch ohne Swaps Gas an den niederländischen oder deutschen Markt geliefert werden kann und DONG dabei nicht ausschließlich auf die in der DEUDAN-Pipeline verfügbare Kapazität angewiesen ist.

In den letzten beiden Monaten ist die Liquidität an der Gastransferfazilität GTF deutlich zurückgegangen, was sich ebenfalls stärkend auf die Marktmacht von DONG auswirken kann. (Vgl. den der Kommission am 14. Dezember 2005 vorgelegten Schriftsatz von Energinet.dk.

Es besteht kein unmittelbarer Wettbewerbsdruck aufgrund neuer Pipeline-Kapazität oder sonstiger Einfuhrmöglichkeiten.

Das einzige in einem fortgeschrittenen Stadium befindliche Projekt, das mit der Errichtung neuer Pipeline-Kapazität in Dänemark verbunden wäre, ist das BGI-Projekt, für das bereits fast alle Genehmigungen aus den drei beteiligten Ländern vorliegen, und das kurz vor der Investitionsentscheidung steht. Nach dieser Investitionsentscheidung würde der eigentliche Bau der Pipeline voraussichtlich weniger als drei Jahre dauern. Sie würde das deutsche Festland in Rostock verlassen (in nur 100 km Entfernung von der geplanten russisch-deutschen Ostseepipeline und wäre wahrscheinlich leicht mit dieser zu verbinden, insbesondere da einer der Betreiber, E.ON Ruhrgas, an beiden Pipeline-Konsortien beteiligt ist) und dann offshore nach Südschweden mit einer Abzweigung zum Gaskraftwerk von E2 in Avedøre verlaufen. Nach ihrer Fertigstellung könnte diese Pipeline einen Wettbewerbsdruck auf die marktbeherrschende Stellung von DONG ausüben. Solange die Entscheidung über den tatsächlichen Bau dieser Pipeline jedoch noch aussteht, kann dies nicht als sicher angenommen werden.

Ein weiteres Projekt, der von E2 geplante Flüssiggas-(LNG)-Terminal, wird derzeit geprüft, doch ist auch hier noch keine Entscheidung über den tatsächlichen Bau ergangen.

Daher kann der von diesen Projekten ausgehende Druck auf die Marktposition von DONG derzeit dessen marktbeherrschende Stellung nicht ernsthaft gefährden.

Aus diesen Gründen ist DONG als marktbeherrschender Akteur auf dem dänischen Großhandelsmarkt anzusehen.

Marktposition von DONG auf dem Markt für Gaslieferungen auf der Großhandelsebene für Schweden

In einer vor kurzem ergangenen Entscheidung der schwedischen Wettbewerbsbehörde wurde der schwedische Groß- und Einzelhandelsmarkt eingehend analysiert. Nachstehend eine kurze Zusammenfassung einiger wichtiger Aspekte dieser Entscheidung:

Der schwedische Gasverbrauch verzeichnete mit einer Steigerung von 855 Mio. m³ im Jahr 1997 auf rund 1 Mrd. m³ im Jahr 2003 ein relativ stetiges Wachstum. Der schwedische Markt wird voraussichtlich expandieren. Es gibt Pläne für eine Erweiterung des Netzes auf große Teile Südschwedens. Der Verbrauch wird voraussichtlich beträchtlich steigen und könnte nach Auffassung von Marktteilnehmern bis 2008 1.500 Mio. m³ erreichen. Derzeit wird die Kapazität der Kuppelstelle zwischen Dänemark und Schweden auf rund 1,4 Mrd. m³ pro Jahr veranschlagt. Durch Investitionen in Kompressoren und sonstige Ausrüstung ließe sich die Kapazität auf 2 Mrd. m³ erhöhen. [Ö]* des schwedischen Gases stammen aus dem dänischen Teil der Nordsee (DONG), die übrigen [Ö]* – über vertragliche Einfuhren – aus Deutschland.

Diese Feststellungen sind in der Marktuntersuchung im vorliegenden Fall im Wesentlichen bestätigt worden. Darüber hinaus haben sich seit der Entscheidung der schwedischen Wettbewerbsbehörde einige neue Entwicklungen ergeben. [Ö]* . Dieser Vertrag trat im Oktober 2005 in Kraft [Ö]*. Nach der Übernahme von NOVA durch DONG wurde der Vertrag von DONG übernommen und bis zu seiner Kündigung fortgeführt. [Ö]* .

Der Wettbewerbsdruck ist für DONG in Schweden nur insofern höher als in Dänemark, als DONG in Schweden einen internationalen Akteur, nämlich E.ON, als Mitbewerber hat, der auf dem schwedischen Gasmarkt auf der Einzelhandelsebene auffallend stark positioniert ist. Obwohl es keine konkreten Hinweise darauf gibt, dass [Ö]* Möglichkeiten für E.ON, Gas aus Deutschland einzuführen (wie oben erörtert), ausreichen, um die marktbeherrschende Stellung von DONG auf dem schwedischen Großhandelsmarkt zu beseitigen, könnte die Beteiligung von E.ON am BGI-Projekt schon heute eine stärkere Position des Unternehmens gegenüber DONG auf dem schwedischen Markt bewirken, als dies andernfalls zu erwarten wäre.

Für die Zwecke dieser Sache kann jedoch offen bleiben, ob DONG auf einem schwedischen oder dänisch-schwedischen Markt für Gaslieferungen für Schweden auf Groflhandelsebene über eine monopolistische Marktmacht verfügt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass sich – wie obenerwähnt – negative Folgen des Zusammenschlusses auf dem Groflhandelsmarkt für Schweden aus den Auswirkungen des Zusammenschlusses auf Dänemark ableiten würden. Wenn diesen negativen Folgen jedoch durch die von DONG angebotenen Verpflichtungen Abhilfe geschaffen wird, ist es daher – wie unten belegt wird – nicht erforderlich, den schwedischen Markt gesondert zu untersuchen, da diese Abhilfemaßnahmen automatisch auch alle Probleme auf dem Markt für Schweden beseitigen würden.

283Vgl. die Antwort von DONG auf die Fragen der Kommission vom 7. Oktober.

284Vgl. die Entscheidung der schwedischen Wettbewerbsbehörde von 2004.

285[Ö]*.

286[Ö]*.

2872003 hatte Sydkraft im Einzelhandel einen Marktanteil von [40-50 %]*.

288Selbst wenn dies nicht der Fall sein sollte, müsste immer noch das Vorliegen einer oligopolistischen Marktmacht (gemeinsam mit E.ON) untersucht werden.

289Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes.

Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem Groflhandelsmarkt für Gas durch Ausschaltung tatsächlicher und potenzieller Mitbewerber

Wirtschaftliches Interesse von E2 und Elsam, sich auf dem dänischen Erdgasmarkt auf Groflhandelsebene als aktive Akteure zu etablieren

E2 ist insofern ein bedeutender Akteur auf dem dänischen Groflhandelsmarkt für Gas, als das Unternehmen der größte Erdgas-Einzelverbraucher des Landes ist. Sein Verbrauch belief sich 2004 auf [Ö]* Mio. m³ (d. h. [Ö]* des gesamten dänischen Gasverbrauchs). Energi E2 und Elsam unterhalten langfristige Gaslieferverträge mit DONG, über die sie das Gros ihrer Gasabnahmemengen beziehen. Diese Verträge – „1991 aftalen“ und „2000 aftalen“ im Falle von Energi E2 und „1994 aftalen“ im Falle von Elsam – [Ö]*. Die beiden Verträge zwischen DONG und Energi E2 sind bereits verkürzt worden und laufen nun im Falle des „1991 aftalen“ (mit einer vertraglichen Jahresabnahmemenge von 300 Mio. m³) bis [Ö]* und im Falle des „2000 aftalen“ oder der Optionsvereinbarung (mit einer vertraglichen Jahresabnahmemenge von 135 Mio. m³) noch bis [Ö]*. [Ö]*. Ohne diese langfristigen Verträge hätte sich E2 wesentlich größere Gasmengen auf den Groflhandelsmärkten beschaffen müssen, was die Entwicklung eines Groflhandelsmarkts für Gas in Dänemark noch zusätzlich positiv beeinflusst hätte. Im Falle einer weiteren Kürzung der Laufzeiten dieser Verträge und in jedem Fall ab [Ö]* wären E2 und Elsam zwangsläufig wichtige Akteure auf dem dänischen Groflhandelsmarkt.

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet DONG die Feststellung, dass E2 und Elsam potenzielle Mitbewerber seien, und erklärt, von ihnen gehe nicht der größte Wettbewerbsdruck auf DONG aus. DONG erklärt, weder E2 noch Elsam seien hinsichtlich i) des Zugangs zu Gas in Dänemark, ii) des garantierten Zugangs zu Flexibilität, iii) der Organisationsstruktur, iv) der Erfahrung als Gasanbieter und v) der Gasmengen, die jährlich an dänische Abnehmer abgesetzt werden, mit [Mitbewerbern]* zu vergleichen.

Nach Auffassung der Kommission brauchen E2 und Elsam angesichts der fest etablierten marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem dänischen Groflhandelsmarkt nicht unbedingt für sich genommen den Hauptwettbewerbsdruck auf DONG auszuüben. Ein ernsthaftes Wettbewerbsproblem entsteht bereits dadurch, dass sie einen spürbaren Wettbewerbsdruck ausüben, dessen Beseitigung zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs (und damit im vorliegenden Fall zu einer Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG) führen würde. Die Kommission ist der Auffassung, dass diese Wettbewerbsprobleme von zwei voneinander unabhängigen Faktoren herrühren, die sich jedoch gegenseitig verstärken: dem Kundenausfalleffekt (als vertikaler Effekt, nähere Erläuterungen weiter unten) und der Ausschaltung von E2 und Elsam als potenzielle Mitbewerber (als horizontaler Effekt, der in diesem Abschnitt behandelt wird).

290Vgl. Formblatt CO. In einem nachgereichten Schriftstück von E2 zu den Fragen der Kommission vom 30. November wurden die einzelnen Mengen ausgewiesen, wonach sich die Gesamtmenge auf [Ö]* Mio. m³ belief.

291Über eine jährliche Abnahmemenge von [Ö]*. Vgl. Formblatt CO und die Antworten auf die Fragen der Kommission vom 30. November an E2.

292Vgl. Formblatt CO – Preisentwicklung.

293Entscheidung der Dänischen Wettbewerbsbehörde zur Übernahme von Naturgas Sjælland durch DONG.

Hinsichtlich der Frage des Zugangs zu Gas in Dänemark (vgl. das von DONG unter Rdnr. (453) unter Ziffer i angeführte Argument) hat die weitere Marktuntersuchung der Kommission gezeigt, dass ein Wiedereinfuhrverfahren (ähnlich dem in Ellund angewendeten Verfahren) – wenn von E2 und/oder Elsam verlangt – im Falle der drei an das TSO-Netz angeschlossenen zentralen WKK-Kraftwerke, von denen sich zwei im Besitz von E2 und eins im Besitz von Elsam befinden, realisierbar wäre. Dies könnte innerhalb eines Zeitraums von 12 Monaten geschehen und würde eine Änderung des Netzcodes erfordern. Eine solche Änderung (oder alternativ dazu eine Änderung der Lieferklausel) würde den beiden Stromversorgern Zugang zu erheblichen Gasmengen verschaffen, die sie auf dem dänischen Markt weiterverkaufen könnten. Dabei ist festzuhalten, dass E2 wesentlich größere Gasmengen kauft als [Ö]* in Ellund und dass sowohl E2 als auch Elsam wesentlich mehr Gas kaufen, als [Ö]* einzeln oder zusammen genommen in der Vergangenheit in Dänemark verkauft haben. Schon jetzt verfügt E2 (unabhängig von allen mutmaßlichen „praktischen Schwierigkeiten“ bei der Rückleitung von langfristig verplantem Gas am Werkstor seiner Kraftwerke) über ein kurzfristiges Gasportfolio, das den Absatz von [Ö]* zusammen auf dem dänischen Einzelhandelsmarkt im Jahr 2004 übersteigt.

Elsam und E2 hätten damit (bezüglich des von DONG unter Rdnr. (454) unter Ziffer ii angeführten Arguments) zusätzlich zu der umfangreichen Flexibilität ihrer Gaskraftwerke auch im Rahmen ihres Vertrags mit DONG Zugang zu Flexibilität. Ferner ist in diesem Zusammenhang festzuhalten, dass E2 nach DONG in Bezug auf die Buchung von Speicherkapazität der zweitgrößte Importeur in Dänemark ist.

Zu dem von DONG unter Rdnr. (454) unter Ziffer iii angeführten Argument [Ö]* .

Hinsichtlich der unter Rdnr. (454) unter den Ziffern iv und v angeführten Argumente ist anzumerken, dass E2 zwar bislang keine großen Mengen auf dem Markt abgesetzt hat, doch schließt dies erstens die Möglichkeit des Gashandels auf dem Groflhandelsmarkt nicht aus und bedeutet zweitens nicht, dass nicht ein erhebliches Potenzial für einen intensiveren Einstieg in den Groflhandelsmarkt auch auf der Verkaufsseite vorliegt – [Ö]* die verschiedenen Bemerkungen zur Marktuntersuchung sprechen ebenfalls dafür.

DONG weist ferner darauf hin, dass in der Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht überzeugend nachgewiesen wird, dass Elsam tatsächlich beabsichtigt, als Mitbewerber auf dem Groflhandelsmarkt aufzutreten.

Die Kommission stellt fest, dass die Tatsache, dass in den internen Unterlagen von Elsam nicht ausdrücklich erwähnt ist, dass das Unternehmen ernsthaft beabsichtigt, in den Gasgroßhandel einzutreten, zwar ein gewichtiges Beweiselement darstellt, aber dennoch nicht den wirtschaftlichen Anreiz für Elsam beseitigt, der insbesondere nach dem Auslaufen seines langfristigen Vertrages mit DONG im Jahr [Ö]* besteht, zumindest am Spotmarkt aktiv zu werden (d. h. im kurzfristigen Handel mit bestimmten Mengen, um ein optimales Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage herzustellen und von Situationen profitieren zu können, in denen auf dem Gasmarkt höhere Gewinnspannen als auf dem Strommarkt erzielt werden können). Die Kommission stellt ferner fest, dass Elsam seit der Übernahme von NESA im Jahr 2004 auch über ein Einzelhandelsunternehmen verfügt, das angesichts seiner breiten Kundenbasis möglicherweise auch mit Erfolg auf den Gasmarkt auf der Einzelhandelsebene vorstoßen könnte; diese Übernahme dürfte (ohne den kurz darauf eingeleiteten Prozess, der zu dem nun geplanten Zusammenschluss führt) wahrscheinlich zu einer zusätzlichen Verstärkung der wirtschaftlichen Anreize für Elsam geführt haben, sich am Großhandel mit Erdgas in Dänemark zu beteiligen. Außerdem ist es plausibel, dass für Elsam ein Anreiz bestand, die weiter fortgeschrittenen Marktzutrittspläne von E2 fortzuführen; zusätzlich bestärkt würde das Unternehmen darin durch seine Beteiligung an E2 und durch die Konkurrenz zu und das Benchmarking mit E2. Schließlich ist festzuhalten, dass sich die Verhandlungsposition von Elsam in Bezug auf jeglichen Gasvertrag mit DONG allein schon durch die Androhung seines Marktzutritts verbessern würde. Zwar ist die Wahrscheinlichkeit und die Bedeutung des potenziellen Zutritts von Elsam zum dänischen Groflhandelsmarkt für Erdgas geringer als bei E2, jedoch bedeutet das nicht, dass dieser Aspekt in der Untersuchung der Kommission vernachlässigt werden darf.

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte hat DONG ferner darauf hingewiesen, dass die [Ö]* für die Gaslieferungen von DONG an E2 und Elsam nach Kündigung der Verträge im Jahr [Ö]* wahrscheinlich nicht mehr zur Verfügung stünden, so dass diese beiden Unternehmen keine Veranlassung mehr hätten, sich ab diesem Zeitpunkt im Gashandel zu engagieren.

Die Kommission teilt diese Auffassung nicht. Die beiden für sich genommen größten Akteure auf dem Markt haben in aller Regel die günstigsten Bedingungen und weisen die erforderliche kritische Größe auf, um eigene Einfuhrgeschäfte durchführen zu können. In diesem Zusammenhang wird auf die vorstehende Erörterung des BGI-Pipelineprojekts in Verbindung mit dem NEGP-Pipelineprojekt verwiesen, wodurch sich der Zugang zu diesem Gas einfacher gestalten dürfte. Über dieses Gas in Kombination mit der Flexibilität ihrer zentralen WKK-Kraftwerke könnten Elsam und E2 gemeinsam oder unabhängig voneinander durchaus als wichtige Akteure auf dem dänischen Groflhandelsmarkt auftreten.

Auflerdem behaupten die Unternehmen, dass der Heizbedarf und die regulierten Preise zur Deckung dieses Bedarfs die Möglichkeit der Kraftwerke zur Umstellung von Gas auf Öl einschränken.

Die Analyse der Kommission betreffend den Brennstoffverbrauch von AVV2 widerspricht dieser Behauptung, da sie eindeutig zeigt, dass das größte Kraftwerk von E2 im Sommer meistens mit Gas im Kondensationsbetrieb ohne Wärmegewinnung und im Winter meistens mit Öl im Gegendruckbetrieb mit Wärmegewinnung gefahren wird. Außerdem zeigt die Analyse der Wärmegewinnung in den zentralen WKK-Kraftwerken von E2, dass die Wärmegewinnung die Kraftwerke selbst in den Wintermonaten nicht

301Vgl. den Abschnitt über den Markt für Flexibilitäts- und Speicherleistungen.

Zwangsläufig unter Druck setzt, da die Kapazitätsgrenze nicht erreicht wird. In den Wintermonaten des Kalenderjahres 2004 war die höchste Kapazitätsauslastung mit [Ö]* in Avedøre zu verzeichnen, während Amager zu [Ö]* und H.C. Ørsted und Svanemølle zu weniger als [Ö]* ausgelastet waren. In Verbindung mit der Brennstoffflexibilität sowohl innerhalb der Kraftwerke (Avedøre, H.C. Ørsted) als auch zwischen Kraftwerken (Avedøre, H.C. Ørsted, Amager und Svanemølle, die alle dem Wärmeverbundnetz des Großraums Kopenhagen angeschlossen sind) bestätigt dies, dass die Einschränkungen der Flexibilität beim Weiterverkauf von Gas für Elsam und insbesondere für E2 nicht besonders hoch sind.

302[Ö]* . [Ö]* .

[Ö]* sich das Gesamtkonzept des flexiblen Produktionspotenzials von E2 (und in ähnlicher Weise von Elsam) nicht grundlegend geändert hat; deshalb hält die Kommission an ihrer Auffassung hinsichtlich der Bedeutung und Relevanz des bedeutenden Flexibilitätspotenzials dieser Kraftwerke fest.

Auflerdem wird das Bestreben von E2, sich über das BGI-Projekt oder das [Ö]*-Projekt ein Gashandelsportfolio zu erschließen, in den wichtigsten Geschäftszielen für 2004 ausdrücklich genannt. Außerdem führt E2 den Vorsitz im Betreiberausschuss des BGI-Projekts [Ö]* [Ö]*. Trotzdem zeigt die Initiative von E2 im Zusammenhang mit diesen Projekten deutlich, dass für das Unternehmen starke Anreize bestehen, sich als unabhängiger Akteur auf dem dänischen Erdgasmarkt zu etablieren.

Die Beteiligten haben die Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde in der Sache HNG/MN angeführt und behauptet, dass in deren Marktuntersuchung die WKK-Kraftwerke nicht zum Groflhandelsmarkt gerechnet wurden. Zwar ist es richtig, dass E2 in der Entscheidung nicht als Akteur auf dem dänischen Gasmarkt auf der Groflhandelsebene erwähnt wurde, doch ist dies darauf zurückzuführen, dass keiner der 33 größten Abnehmer (70 % des Marktes), die im Rahmen der Marktuntersuchung befragt wurden, E2 als seinen Lieferanten genannt hat. Das ist selbstverständlich nicht das gleiche wie die Behauptung, E2 sei kein Akteur auf diesem Markt. Außerdem ergab die Marktuntersuchung der dänischen Wettbewerbsbehörde, dass drei der Hauptakteure auf dem dänischen Gasmarkt E2 als auf diesem Markt aktiv ansehen, obwohl keiner von ihnen Gas von E2 bezieht. [Ö]* .

Als Akteur auf dem Groflhandelsmarkt hat Energi E2 eine Transportlizenz für das dänische Übertragungsnetz erworben, mit der ihm für den Zeitraum 2002-2005 bestimmte Kapazitäten zustehen, sowie eine weitere für das von E.ON Ruhrgas für den Zeitraum 2003-2005.

Sein Status als Gastransportunternehmen in einem Übertragungssystem bedeutet, dass E2 in eigener Regie Gastransporte durchführt, was mit einem beträchtlichen System-Know-how verbunden ist. [Ö]* .

Die Marktuntersuchung hat ergeben, dass die Akteure auf dem dänischen Markt der Auffassung sind, dass ein Ausscheiden von E2 aus dem Groflhandelsmarkt eine spürbare bis wesentliche Verringerung der Liquidität bewirken könnte. Außerdem wird E2 von den Marktakteuren als starkes potenzielles neues Versorgungsunternehmen auf dem Gasgroflhandelsmarkt hoch eingestuft. Zudem meinen viele Akteure, dass E2 ohne den Zusammenschluss möglicherweise in den Groflhandelsmarkt eingestiegen wäre. Angesichts der Entstehung eines „neuen“ Segments auf dem dänischen Groflhandelsmarkt, das nicht-monopolistische Lieferungen an den derzeitigen Einspeise- und Ausspeisepunkt sowie an die GTF umfasst, kann der Schluss gezogen werden, dass E2 bisher bereits als wichtiger Akteur auf diesem Markt vertreten ist.

Die Kommission hat deutliche Hinweise auf derartige unmittelbare Einstiegsabsichten von E2 gefunden: [Informationen über die von E2 eingereichten Angebote]*.

[Informationen über die von E2 eingereichten Angebote]*.

[Informationen über die von E2 eingereichten Angeboten]*.

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte tut DONG die Tätigkeit von E2 auf dem Groflhandelsmarkt als sporadisch ab und weist darauf hin, dass E2 selbst im November 2005 zwei Aufforderungen zur Einreichung von Angeboten abgelehnt hat. Die Kommission stellt fest, dass ein Grund für diese Ablehnung möglicherweise in dem laufenden Fusionsverfahren mit DONG bestand, das seinerzeit bereits seit fast einem Jahr aktuell war und die strategischen Entscheidungen von E2 durchaus beeinflusst haben könnte.

Auswirkungen im Sinne einer Einschränkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG

Wie oben erwähnt könnte sich auf dem dänischen Gasmarkt auf der Groflhandelsebene Wettbewerbsdruck auf DONG aus fünf Quellen ergeben:

a)durch die Betreiber im dänischen Offshore-Bereich,

b)durch Akteure, die Gas aus Deutschland südlich der DEUDAN-Pipeline einführen,

c)durch Akteure, die in Ellund Gas zurückleiten wollen,

d)durch einen liquiden dänischen Groflhandelsmarkt,

e)durch neue Pipeline-Kapazität oder sonstige Einfuhrmöglichkeiten.

Infolge des geplanten Zusammenschlusses wird die Position von DONG auf dem dänischen Groflhandelsmarkt insofern gestärkt, als E2 als wichtige Quelle für potenziellen und tatsächlichen Wettbewerbsdruck aus den unter den Buchstaben b, c und e genannten Gründen, aber in gewissem Maße auch aus den unter den Buchstaben a und d genannten Gründen, und Elsam als wichtige Quelle für potenziellen Wettbewerbsdruck aus den unter den Buchstaben a-d genannten Gründen ausgeschaltet werden. Maßgebend hierfür ist Folgendes.

Wettbewerbsdruck durch die Betreiber im dänischen Offshore-Bereich

Oben ist bereits dargelegt worden, dass von diesen Betreibern nur ein schwacher Wettbewerbsdruck auf DONG ausgeht. Allerdings haben die Betreiber im Offshore-Bereich die Kommission auch darauf hingewiesen, dass Kunden wie E2 und Elsam für die Offshore-Mitbewerber von DONG den größten Anreiz bilden würden, unabhängig von DONG Gas zum dänischen Festland zu liefern. Das liegt daran, dass es sich bei beiden um sehr große Abnehmer handelt, für deren Belieferung nur eine begrenzte vorherige nachgelagerte Marktpräsenz erforderlich ist. Die Offshore-Akteure müssten lediglich regelmäßig oder unregelmäßig Gasmengen an den dänischen Onshore-Einspeisepunkt Nybro liefern. Lieferungen an diese de facto Groflhandelskunden würden den Akteuren wahrscheinlich auch den Zugang zu anderen Kunden erschließen. Die Beseitigung dieser potenziellen Bedrohung der Marktposition von DONG durch den Zusammenschluss kann auch als ein Aspekt des Kundenausfalls eingestuft werden, da die Kraftwerke vom Markt verschwinden; dieser Aspekt wird unten im Abschnitt über den Ausfall von Kunden noch näher erörtert. Hier ist die Beseitigung des potenziellen Wettbewerbs durch Elsam und E2 nur insoweit relevant, als das von DUC beschaffte Groflhandelsgas von E2 unter Nutzung seiner Flexibilitätsmöglichkeiten hätte weiterverkauft werden können.

Wettbewerbsdruck durch die Akteure, die Gas über die DEUDAN-Pipeline einführen

[Ö]* .

(480)Tatsächlich hat E2 in den letzten Jahren ein beachtliches Portfolio kurz- und mittelfristiger Gaskäufe in Konkurrenz zu Lieferungen von DONG aufgebaut. Dafür wurden Verträge mit deutschen Akteuren [Ö]* in Deutschland geschlossen, die das Gas dann in Ellund oder über die dänische GTF an E2 geliefert haben, und Gas in Deutschland eingekauft [Ö]* und in eigener Regie nach Dänemark transportiert. Die Mengen, mit denen DONG auf diese Weise umgangen wurde, sind beachtlich: in der Zeit von 2003 bis 06/2005 durchschnittlich über [Ö]* pro Jahr. Die Tabelle 13 vermittelt einen vollständigen Überblick über die von E2 seit 2002 abgenommenen Mengen und zeigt, dass das unabhängige Groflhandelssegment („Eigenlieferung“) der Käufe des Unternehmens von [Ö]* im Jahr 2002 auf [Ö]* im ersten Halbjahr 2005

315Vgl. die Antwort von Amerada Hess auf den Fragebogen der Kommission für die Gasförderunternehmen.

[Ö]*.

In ihrer Antwort erklären die Beteiligten, die Kommission stelle den Sachverhalt in Bezug auf [Ö]* selektiv dar, indem sie zunächst darauf hinweist, dass das Unternehmen sein Gas bereits für den deutschen Markt zugesagt hat und später keine Probleme im Zusammenhang mit den Verkäufen an E2 feststellt. Die Kommission weist jedoch darauf hin, dass dieses Argument der Beteiligten auf einer Missdeutung der Informationen beruht: E2 hat von [Ö]* lediglich im Rahmen seines Gasfreigabeprogramms in Emden gekauft [Ö]*.

gestiegen ist. Davon haben verschiedene Unternehmen profitiert, die sich selbst als neue Anbieter für Groflhandelslieferungen nach und für Dänemark etabliert haben.

Tabelle 13: Lieferungen an E2

[Ö]*.

(481)In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte erklärt DONG, es gebe Hinweise darauf, dass E2 lediglich auf dem Gasbeschaffungsmarkt als Akteur auftrete, nicht jedoch auf dem Groflhandelsmarkt. Außerdem behauptet das Unternehmen, dass angesichts des fortgeschrittenen Stadiums der Liberalisierung des dänischen Gasmarkts „Buchung und Management von Transport, Ausgleich und sogar Speicherung keine Leistungen sind, die zwangsläufig auf den Groflhandel beschränkt sind“.

(482)Die Kommission stellt fest, dass diese Behauptung nicht belegt ist und dass die Marktuntersuchung vielmehr genau das Gegenteil bewiesen hat, nämlich dass nur die sehr wenigen auf dem Groflhandelsmarkt tätigen Akteure die vorstehend genannten komplexen Leistungen für sich selbst und/oder andere erbringen können.

(483)DONG erklärt außerdem, dass das Gas, das E2 außerhalb seines langfristigen Vertrages mit DONG gekauft hat, für die Versorgung seiner dezentralen Kraftwerke verwendet wird, und erklärt dies mit den beträchtlichen praktischen Schwierigkeiten, an ein und demselben Ausspeisepunkt mit verschiedenen Lieferanten zusammenzuarbeiten. Allerdings hat der TSO der Kommission im Rahmen der Marktuntersuchung ganz andere Auskünfte zu diesen vermeintlichen praktischen Schwierigkeiten erteilt und erklärt, es sei ohne größere Schwierigkeiten möglich, die Lieferungen von mehr als einem Anbieter ans Tor eines der an das Hochdrucknetz angeschlossenen zentralen WKK-Kraftwerke zu bewerkstelligen.

(484)E2 hat sogar damit begonnen, Gas auf dem Groflhandelsmarkt außerhalb Dänemarks zu verkaufen. [Ö]* . [Ö]*. [Ö]*. Daran zeigt sich, dass E2 selbst außerhalb Dänemarks immer erfolgreicher im An- und Verkauf aktiv war, was wiederum beweist, dass das Unternehmen durchaus in der Lage war, sich für eigene Rechnung kostengünstiges Gas zu beschaffen und nach Dänemark zu transportieren und damit seine Abhängigkeit von DONG zu verringern. Wie die An- und Verkaufszahlen von E2 zeigen, konnten mit diesen Transaktionen andere Marktteilnehmer angezogen werden, die nicht über langfristige Verträge an andere Partner gebunden waren. (Zu diesem Aspekt siehe den Abschnitt über den Ausfall von Kunden).

318Vgl. E2, Geschäftsbericht 2004.

319„Als Ausgangspunkt bieten die IT-Systeme von RFG und Energinet.dk das sog. „Prorata“-Prinzip an, doch wenn der Kunde ein anderes Prinzip wünscht, richtet sich Energinet.dk danach [Ö]“ RFG § 10.5.3: „Wenn ein Gasversorger Erdgastransporte mehrerer Transportunternehmen im Übertragungsnetz in Anspruch nimmt, wird die Liefermenge des Versorgers den Transporteuren auf Prorata-Basis nach Maßgabe der angenommenen Anmeldungen in der Zuweisungszone für die betreffende Stunde zugewiesen [Ö]*. Die drei direkt an das Übertragungsnetz angeschlossenen Kraftwerke sind per definitionem ihre eigenen Gasversorger und können daher die genannten Regeln anwenden, wenn sie Gas von mehr als einem Transporteur kaufen.“

320Vgl. die Antwort von E2 auf den Fragebogen der Kommission vom 30. November 2005.

321Vgl. den Abschnitt der wettbewerbsrechtlichen Würdigung über den Markt für Flexibilitäts- und Speicherleistungen.

322Vgl. die Analyse des Marktes für Flexibilitäts- und Speicherleistungen.

(485)Diese von E2 selbst betriebene bzw. induzierte Einfuhrtätigkeit stellte sowohl als Vorstoß von E2, sich in Dänemark als echter Mitbewerber von DONG zu etablieren (horizontaler Effekt), als auch als Anreiz für andere Akteure des Groflhandelsmarkts, sich Zutritt zum dänischen Markt zu verschaffen (vertikaler Effekt) eine ernsthafte Bedrohung der marktbeherrschenden Stellung von DONG in Dänemark dar. Man kann davon ausgehen, dass im Zuge der weiteren Öffnung der Märkte Elsam ähnlich dem nachgewiesenen Bestreben von E2 daran interessiert wäre, den Wettbewerbsdruck auf DONG weiter zu erhöhen. Durch den Zusammenschluss fällt dieser Wettbewerb weg.

Wettbewerbsdruck durch Akteure, die in Ellund Gas zurückleiten wollen

Trotz seiner aggressiven Versorgungsstrategie ist es E2 seit 2003 nicht gelungen, in Ellund zurückgeleitetes Gas von [Mitbewerbern]* zu erwerben (was an sich schon ein Zeichen dafür ist, dass dieses Gas nicht problemlos verfügbar ist und von daher nur ein schwacher Wettbewerbsdruck auf die Position von DONG auf dem dänischen Groflhandelsmarkt ausgeht). Allerdings hat E2 im Jahr 2002 in Ellund über [Ö]* Erdgas von [Mitbewerbern]* erhalten, wobei es sich offenbar um zurückgeleitetes Gas handelte. Daher kann man annehmen, dass E2 und ohne weiteres auch Elsam einen möglichen Anreiz bieten würden, zurückgeleitetes Gas in Konkurrenz zu DONG nach Dänemark zu liefern.

Wettbewerbsdruck durch einen liquiden dänischen Groflhandelsmarkt

Im Diskussionspapier der Kommission im Zusammenhang mit ihrer Untersuchung des Energiesektors wird hervorgehoben, dass eine der Voraussetzungen für den Marktzutritt neuer Akteure ein liquider Groflhandelsmarkt ist; dies gilt auch für den dänischen Groflhandelsmarkt. Kurzfristige Geschäfte zum Ausgleich von Positionen über einen Gashandelsplatz oder Hub wie die GTF sind im Hinblick auf die Transparenz der Marktpreise ebenfalls von maßgeblicher Bedeutung. Die Preisnotierungen einiger der stärker entwickelten und liquideren Gashandelsplätze (Hubs) in Europa wie TTF, NBP, Zeebrugge und Emden werden bereits als Grundlage für Vertragsabschlüsse verwendet. Folglich tragen die Handelsgeschäfte eines Unternehmens wie E2 (oder potenziell Elsam), deren Umsätze einen solchen kurzfristigen Groflhandel eher beleben würden, nicht nur maßgeblich zur Liquidität, sondern auch zur Transparenz im dänischen Groflhandel bei.

In Dänemark befindet sich der Groflhandel noch im Anfangsstadium. Wie oben erwähnt hat der dänische TSO Energinet.dk mit der Gas-Transfer-Fazilität (GTF) einen virtuellen Hub eingerichtet. Dieser Service ist vor allem für Transportunternehmen geeignet, die im Übertragungssystem entweder Gasüberschüsse oder -defizite aufweisen. Nach Angaben von Energinet.dk (mit der Anmeldung vorgelegte Statistiken) werden rund 9 % des dänischen Gesamtverbrauchs über die GTF gehandelt. Allerdings finden auch außerhalb der GTF (bilaterale) Ad-hoc-Transaktionen zur Veräußerung von Überschussmengen oder Beseitigung von Gasengpässen statt. Sowohl Elsam als auch E2 haben die GTF für den Transfer von Gas genutzt, und beide verfügen über die erforderlichen Transportlizenzen. Elsam ist derzeit nicht im Rahmen der GTF aktiv, was in der Vergangenheit jedoch durchaus der Fall war. Bis 2005 hat E2 Gas über die GTF gehandelt, die E2 auch als Lieferstelle dient.

Die an der Marktuntersuchung der Kommission beteiligten Marktteilnehmer haben übereinstimmend betont, welch entscheidende Bedeutung die Entwicklung eines liquiden Groflhandelsmarkts in Dänemark für das reibungslose Funktionieren wettbewerbsfähiger dänischer Gasmärkte hätte. Die Rolle, die Elsam und E2 bei dieser Entwicklung in Richtung auf mehr Liquidität spielen würden, wurde als äußerst wichtig erachtet. Als Kraftwerksbetreiber sind Energi E2 und Elsam in der Lage, in mehreren ihrer Anlagen kurzfristig auf einen anderen Brennstoff umzustellen. Daher sind sie und wären sie ohne den Zusammenschluss auch weiterhin besonders gut in der Lage, mit ihren Gaslieferungen zu handeln. Infolge ihres voraussichtlichen Verschwindens vom Markt würde die Entwicklung eines liquiden Grofl-/Einzelhandelsmarkts beträchtlich behindert, während sich die marktbeherrschende Stellung von DONG weiter festigen könnte. Die Marktteilnehmer gingen nicht davon aus, dass diese Liquidität ohne weiteres durch andere Marktakteure ersetzt werden könnte.

(490)Die Bemerkung von DONG in der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte, die mangelnde Liquidität der GTF sei keine Folge des Zusammenschlusses, trifft zu, aber wahrscheinlich kann sich ein liquider Hub maßgeblich auf die Entwicklung eines liquiden Groflhandelsmarktes auswirken; die Marktuntersuchung hat bestätigt, dass E2 bereits in der Vergangenheit eine wichtige Rolle gespielt hat und voraussichtlich auch in Zukunft spielen wird, wenn es um die Versorgung des Hubs mit Liquidität geht – sei es auf der Anbieter- oder auf der Nachfrageseite. Außerdem hat der TSO, wie bereits erörtert, die Möglichkeit einer Änderung des Netzcodes – falls verlangt – bestätigt, um die Wiedereinspeisung von Gas in das System am Tor einiger zentraler WKK-Kraftwerke zu erleichtern; damit wird das von DONG vorgebrachte Argument, die

328Dabei handelt es sich um Unternehmen, die über eine Lizenz zur Durchleitung von Gas durch das Übertragungsnetz von Energinet.dk verfügen. Folglich benötigen alle in Dänemark auf der Groflhandelsebene tätigen Unternehmen eine entsprechende Lizenz.

329Die Kommission nimmt zur Kenntnis, dass DONG diesen Wert recht hoch angesetzt findet. Doch unabhängig von dem genauen Prozentsatz besteht kein Zweifel daran, dass vor dem Zusammenschluss in Dänemark ein solcher Einzel-/Groflhandelsmarkt im Entstehen begriffen war.

330Vgl. die Antwort von E2 auf den Fragebogen der Kommission vom 30. November 2005 – E2 war an einem Gas-Swap mit Elsam beteiligt.

331Nach Angaben von Energinet.dk sind die folgenden Unternehmen derzeit „als Transportunternehmen auf dem dänischen Markt aktiv“: DONG, E2, Statoil Gazelle, Dansk Shell, Sydkraft und E.ON Ruhrgas, RWE Trading.

332Man beachte z. B. die Tatsache, dass alle drei derzeit an das Energinet.dk-Übertragungsnetz angeschlossenen Kunden Kraftwerke von Elsam und E2 sind (H.C. Ørstedsværket, Avedøre II und Skærbækværket).

333Vgl. z. B. die von HNG/MN in diesem Zusammenhang geäußerte Befürchtung, dass durch die Verringerung der Liquidität infolge des Zusammenschlusses für alle Unternehmen außer DONG Wettbewerbsprobleme entstehen könnten.

(490)Die Bemerkung von DONG in der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte, die mangelnde Liquidität der GTF sei keine Folge des Zusammenschlusses, trifft zu, aber wahrscheinlich kann sich ein liquider Hub maßgeblich auf die Entwicklung eines liquiden Groflhandelsmarktes auswirken; die Marktuntersuchung hat bestätigt, dass E2 bereits in der Vergangenheit eine wichtige Rolle gespielt hat und voraussichtlich auch in Zukunft spielen wird, wenn es um die Versorgung des Hubs mit Liquidität geht – sei es auf der Anbieter- oder auf der Nachfrageseite. Außerdem hat der TSO, wie bereits erörtert, die Möglichkeit einer Änderung des Netzcodes – falls verlangt – bestätigt, um die Wiedereinspeisung von Gas in das System am Tor einiger zentraler WKK-Kraftwerke zu erleichtern; damit wird das von DONG vorgebrachte Argument, die

Brennstoffumstellung in mehreren WKK-Kraftwerke sei angesichts der praktischen Unmöglichkeit, nicht verbrauchtes Gas an der GTF zu verkaufen, hinfällig.

Wettbewerbsdruck durch neue Pipeline-Kapazität oder sonstige Einfuhrmöglichkeiten

[Ö]* . [Ö]*. Ein klares Ziel dieses Vorhabens ist die Förderung des Wettbewerbs und eine Diversifizierung des Angebots auf den dänischen und schwedischen Gasmärkten. Die Mitglieder des Konsortiums sind E2 und E.ON Sverige (Sydkraft) [Ö] sowie [Ö]. Beobachter oder nicht stimmberechtigte „Teilhaber“ sind [Ö].

Das BGI-Projekt wurde 1998 in die Wege geleitet, und die von der Kommission zu 50 % kofinanzierte Durchführbarkeitsstudie wurde im Jahr 2000 abgeschlossen. Seither sind Meeresbodengutachten, ökologische Studien und der öffentliche Planungsprozess abgeschlossen sowie eine Risikoanalyse durchgeführt worden. Derzeit befindet sich das Projekt in der Phase der Genehmigung durch die zuständigen Mitgliedstaaten. Deutschland und Schweden haben das Projekt bereits genehmigt, und „die Genehmigung der dänischen Energiebehörde wird noch vor Ende dieses Jahres erwartet“ .

Die BGI ist als Offshore-Pipeline geplant, die vom VNG-Anlandungspunkt in Deutschland (Dierhagen oder Bürgerende) mit einer Abzweigung nach Dänemark bis Avedøreværket und mit einer Abzweigung nach Schweden bis Trelleborg an der Südküste verlaufen soll. Die Pipeline soll 210 km lang werden, einen Durchmesser von 70-80 cm und eine anfängliche Kapazität von 5 Mrd. m/Jahr aufweisen, die später auf 10 Mrd. m/Jahr erweitert werden kann. Die Hauptdurchleitung soll in Süd-Nord-Richtung erfolgen. Da der Gasverbrauch von E2 derzeit rund [Ö]* beträgt, kann die geplante Anfangskapazität als Grundlage für die Einfuhr dieser für den Eigenverbrauch benötigten Mengen dienen, wobei genügend Kapazität für den Weiterverkauf von Gas auf dem dänischen Markt übrig bleibt.

Die Mitglieder des Konsortiums sehen diese Projekte als durch den Zusammenschluss erheblich gefährdet an. „E2 ist federführend an dem Projekt beteiligt, und der Zusammenschluss wird sein Interesse an der Fortführung beeinträchtigen – im schlimmsten Fall kommt es zur Einstellung des Projekts“ .

Nach Einschätzung der Kommission würde die Durchführung des BGI-Projekts die fest etablierte marktbeherrschende Stellung von DONG auf dem dänischen und schwedischen Groflhandelsmarkt einem beträchtlichen Wettbewerbsdruck aussetzen. Man kann davon ausgehen, dass E2 diese Einfuhrmöglichkeit für eine vertikale Integration im Vorfeld durch Abschluss eines Upstream-Vertrags zur eigenen Versorgung (beispielsweise mit russischem Gas) nutzen wird. E2 würde selbst Gas an

[Ö]*. [Ö]*. [Ö]* ist eine weitere Bestätigung dafür, dass E2 ernsthaft bestrebt ist, auf dem dänischen Groflhandelsmarkt – und angesichts des geringen Umfangs des dänischen Marktes und der verfügbaren Transportkapazitäten zwischen Schweden und Dänemark – Fuß zu fassen.

In seiner Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c der Fusionskontrollverordnung hat DONG kritisiert, dass die Kommission seiner Auffassung nach asymmetrische Bewertungsstandards für die BGI-Pipeline und andere Pipelines, insbesondere die DEUDAN-Pipeline, zugrunde lege. Diese Kritik von DONG ist unbegründet. In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass die beiden Pipelines vom Konzept her völlig unterschiedlich sind. Die DEUDAN-Pipeline, an der DONG bedeutende Anteile hält, weist eine nach Süden gerichtete Durchleitung auf, wobei die Möglichkeit eines Zugangs zu einer vertraglichen unterbrechbaren Lieferung Richtung Norden besteht. Die wirtschaftliche Begründung und der Geschäftsplan für diese Pipeline sind auf die Ausfuhr von Gas aus Dänemark ausgerichtet, wobei die Partner nur ein begrenztes geschäftliches und strategisches Interesse daran haben, dass auch bedeutende Mengen vertraglich in nördlicher Richtung strömen. Die BGI ist dagegen als Einfuhr-Pipeline mit überwiegender Durchleitung in nördlicher Richtung konzipiert, die eine ununterbrechbare Lieferung gestattet und die sich ohne den Zusammenschluss im Besitz von Mitbewerbern von DONG befinden würde, die ein starkes wirtschaftliches Interesse daran haben, die Auslastung dieser Pipeline rasch zu erhöhen. Insofern sind die beiden Pipelines gemessen an ihren Zielen nicht vergleichbar.

Vattenfall kann den Verlust an tatsächlichen und potenziellen Mitbewerbern nicht ausgleichen

(500)An der Wahrscheinlichkeit, dass durch die Ausschaltung von Elsam und E2 als tatsächliche und potenzielle Mitbewerber auf der Groflhandelsebene des dänischen Gasmarkts wirksamer Wettbewerb erheblich behindert wird, ändert auch die angekündigte Veräußertung einiger dänischer Kraftwerke an Vattenfall nichts. Nach den in der Anmeldung enthaltenen Informationen wird Vattenfall nur einen geringen Anteil an den Gaskraftwerken von Elsam und E2 erwerben, so dass es unwahrscheinlich ist, dass dadurch der durch die Integration von Elsam und E2 in die DONG-Gruppe verloren gegangene Wettbewerbsdruck aufgewogen werden kann. Insgesamt sollen zwei dezentrale WKK-Kraftwerke (Helsingør und Hillerød) sowie das Kraftwerk Fynsværket an Vattenfall veräußert werden, bei dem jedoch nur Block 3 (FYV B3) mit Gas befeuert wird. Der Jahresverbrauch dieser drei Kraftwerke belief sich 2004 auf [Ö]* m, was nur [Ö]* der derzeit von E2 und Elsam gekauften Gasmengen entspricht. In diesem Zusammenhang ist auch darauf hinzuweisen, dass der Gasverbrauch von FYV B3 deutlich zurückgegangen ist. [Ö]* . Außerdem ist anzumerken, dass Block FYV B3 der teuerste der Elsam-Produktionsanlagen ist und daher in der Regel als letzter ans Netz geht. Zu den beiden dezentralen Kraftwerken

349Vgl. die Antwort (Anhang VIII) von DONG/Dangas auf den Fragebogen der Kommission vom 30. November 2005. Die materielle Durchleitung würde einen Gegenstrom erfordern, was angesichts der langfristigen Kapazitätsreservierungen in südlicher Richtung höchst unwahrscheinlich erscheint. Vgl. die Antwort von DONG/Dangas auf den Fragebogen der Kommission vom 30. November. Ein von DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdegründe angeführter GTE-Bericht (vgl. Rdnr. 419) besagt, dass die BEB grundsätzlich im Falle einer ernsthaften Anfrage theoretisch ebenfalls in der Lage wäre, feste vertragliche Kapazität in Süd-Nord-Richtung zur Verfügung zu stellen.

350Die einzigen vollständig oder teilweise gasbefeuerten Anlagen, die Vattenfall übernehmen will, sind die dezentralen Kraftwerke Hillerød und Helsingør (ausschließlich gasbefeuert) sowie Block 3 des zentralen WKK-Kraftwerks Fynsværket.

351[Ö]*.

352Vgl. die Antwort der Beteiligten auf die Fragen der Kommission vom 2. Dezember 2005. Zwar stammen die zitierten Vorhersagen von Elsam und nicht von Vattenfall, es erscheint jedoch unwahrscheinlich, dass sich an diesen Zahlen durch die Änderung der Besitzverhältnisse viel ändert.

353Antwort von Elsam auf den Fragebogen der Kommission vom 30. November.

ist zu sagen, dass Vattenfall zwar die für die Befeuerung der Anlagen Hillerød und Helsingør erforderlichen Mengen kaufen muss, diese dem Betreiber aber keineswegs die Flexibilität bieten, die mit dem Kauf eines zentralen Kraftwerks verbunden ist. Dezentrale Kraftwerke sind hinsichtlich ihres Gasverbrauchs relativ inflexibel: sie werden im Sommer de facto abgeschaltet und sind nur in Betrieb, wenn im Winter Wärme und Strom in Kombination erzeugt werden. Daher wird Vattenfall nicht in der Lage sein, die tatsächliche Position von E2, geschweige denn die potenzielle Position von Elsam als Wettbewerber auf dem dänischen Groflhandelsmarkt für Erdgas zu ersetzen.

Zwar ist es – wie von DONG dargelegt – richtig, dass Vattenfall vor kurzem ein Gasverkaufsbüro in Deutschland eingerichtet hat, doch ist die Bedeutung, die die Beteiligten diesem Verkaufsbüro beimessen, nicht belegt, da es keine Hinweise darauf gibt, dass dieses Verkaufsbüro über den deutschen Markt hinaus tätig sein wird. Schließlich hat DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte auch auf den generellen Vorteil angespielt, den Vattenfall gegenüber Elsam oder E2 hinsichtlich seiner Unabhängigkeit genießt, da Vattenfall – so die Behauptung von DONG – wesentliche Anteile an diesen beiden Unternehmen besitzt; zu diesem Punkt wird auf die Prüfung der Frage gegenseitiger Beteiligungen oben und die unten formulierten Bemerkungen dazu verwiesen.

Schlussfolgerung zum potenziellen Wettbewerbsdruck auf dem dänischen Groflhandelsmarkt

Aus diesen Gründen führt der geplante Zusammenschluss zu einer wesentlichen Verringerung des Wettbewerbsdrucks auf DONG, wobei insbesondere E2 als tatsächlicher und Elsam als ernstzunehmender potenzieller Mitbewerber auf dem dänischen Groflhandelsmarkt für Erdgas ausgeschaltet werden. Angesichts der fest etablierten marktbeherrschenden Stellung von DONG auf diesem Markt dürfte dies eine erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs insbesondere dadurch bewirken, dass die marktbeherrschende Stellung von DONG zusätzlich verstärkt wird.

Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem Gasgroflhandelsmarkt durch den Kundenausfalleffekt des Zusammenschlusses

Durch den Zusammenschluss fällt die Nachfrage der beiden wichtigsten dänischen Kunden weg.

Neben den horizontalen Wirkungen führt der Zusammenschluss aufgrund der vertikalen Integration von DONG mit Elsam und E2 zum Ausfall dieser beiden Kunden, da andere Anbieter wahrscheinlich nicht in der Lage sein werden, die zukünftigen

Die Beteiligten verweisen hier erneut auf die praktische Unmöglichkeit, am Werkstor verkauftes Gas zurückzuleiten, was sich anhand der Angaben des TSO als falsche Behauptung erwiesen hat. Außerdem führen sie erneut die Schwierigkeit an, am Kraftwerkstor Gas von zwei Lieferanten zu beziehen, und auch diese Behauptung hat sich anhand der Auskünfte von Energinet.dk als falsch erwiesen. Schließlich weisen sie auf die umfangreiche Tätigkeit von Vattenfall auf dem deutschen Markt hin, was im Falle eines breiter definierten räumlich relevanten Marktes, der auch Deutschland einschließt, zur Folge hätte, dass Vattenfall ihrer Auffassung nach einen noch stärkeren Wettbewerbsdruck auf DONG ausüben würde; die Kommission hat jedoch nachgewiesen, dass die These eines räumlich relevanten Marktes, der nur Dänemark oder Dänemark und Schweden umfasst, aufrechterhalten werden kann.

Stromerzeugungstöchter von DONG mit Gas zu versorgen. Elsam und E2 sind bei weitem die wichtigsten dänischen Abnehmer, auf die ca. [Ö]* des dänischen Gesamtverbrauchs entfällt.

Tabelle 14: Jährlicher Verbrauch von E2 und Elsam (in Mio. m³)

2002

2003

2004

Gasverbrauch von Elsam und E2

[Ö]* [Ö]* [Ö]*

davon kurzfristige Lieferungen ("Top-up"-Mengen von E2)

[Ö]* [Ö]* [Ö]*

Dänischer Gesamtverbrauch (Schätzwerte) [Ö]* [Ö]* [Ö]*

Quelle: [Ö]*

Tabelle 15: Anteil von E2 und Elsam am dänischen Gesamtverbrauch (in %)

2002

2003

2004

Gasverbrauch von Elsam und E2

[Ö]* [Ö]* [Ö]*

davon kurzfristige Lieferungen ("Top-up"-Mengen von E2)

[Ö]* [Ö]* [Ö]*

Dänischer Gesamtverbrauch (Schätzwerte) [Ö]* [Ö]* [Ö]*

Quelle: [Ö]*

In der Mitteilung der Beschwerdepunkte hat die Kommission festgestellt, dass es durch den Wegfall dieser Nachfrage nach dem Zusammenschluss für Mitbewerber schwieriger wird, sich auf dem dänischen Erdgasmarkt entweder als Groflanbieter oder als Versorger von Endverbrauchern zu engagieren, wodurch sich die Zutrittsschranken zu all diesen Märkten erhöhen.

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertritt DONG die Auffassung, dass der Kundenausfalleffekt unter Bezugnahme auf den Gesamtverbrauch in Dänemark analysiert werden sollte, was anerkanntermassen ein Konzept ist, das in der Analyse der Kommission in der Mitteilung der Beschwerdepunkte implizit enthalten ist. Die Zugrundelegung eines Marktes, der kleiner ist als der dänische Gesamtverbrauch, sei nicht sinnvoll. Der angebliche Kundenausfalleffekt sollte im Zusammenhang mit den gesamten Gaskäufen von Elsam und E2 untersucht werden.

Die Kommission stellt fest, dass die von DONG geäußerten Vorstellungen vom Umfang der Untersuchung des Kundenausfalleffekts nicht im Widerspruch zu der Auffassung stehen, die in der Mitteilung der Beschwerdepunkte zur Wirkung des Kundenausfalleffekts auf den dänischen Groflhandelsmarkt (der ebenfalls sämtliche Groflhandelsgeschäfte in und in Richtung Dänemark umfasst, die für die Versorgung dänischer Kunden bestimmt sind) dargelegt wird. Zu den einzelnen Einzelhandelsmärkten ist die Kommission jedoch der Auffassung, dass der Ausfall von Elsam und E2 als Kunden sich nicht nur auf dem Gesamtmarkt auswirkt, sondern sich auch auf die Anreize für den Marktzutritt zu Einzelmärkten auswirken kann, wenn diese Anreize durch geringere Zutrittsanreize entweder zu einem vertikal integrierten Groflhandelsmarkt oder zu benachbarten Einzelhandelsmärkten negativ beeinflusst werden. Die Kommission sieht ein, dass der Kundenausfalleffekt im Zusammenhang mit den gesamten Gaskäufen von Elsam und E2 untersucht werden sollte.

Der Anmelder behauptet des Weiteren, dass eine derartige Wirkung aus den folgenden Gründen gar nicht oder nur in geringem Ausmaß entsteht: a) aufgrund der derzeit bestehenden Liefervereinbarungen von DONG, b) infolge praktischer Hindernisse für die Belieferung der Kraftwerke von Elsam und E2 durch mehr als einen Versorger, c) aus anderen Gründen wie der geringen Wahrscheinlichkeit, dass Elsam versuchen würde, zusätzliche Mengen von Dritten zu beziehen, und d) aufgrund der Veräußertung von Vermögenswerten von Elsam und E2 an Vattenfall. Diese Argumente werden in den nachfolgenden Abschnitten erörtert.

Unabhängig von der Wahrscheinlichkeit einer Laufzeitverkürzung oder der Rechtswidrigkeit der bestehenden langfristigen Verträge mit Elsam und E2 wirkt sich die Gewissheit ihres Wegfalls nach [Ö]* bereits im Voraus auf den Wettbewerb aus.

(508)Die Kommission nimmt zur Kenntnis, dass die Rechtmäßigkeit dieser langfristigen Verträge nicht außer Frage steht. Insbesondere kommen gewisse Zweifel an der Rechtmäßigkeit des quasi exklusiven langfristigen Liefervertrags zwischen DONG und Elsam auf. Im Hinblick auf die nach der allgemeinen Regelung der Fusionskontrollverordnung gebotenen Eile kann jedoch die Frage, ob langfristige Gaslieferverträge mit dem Wettbewerbsrecht der Gemeinschaft vereinbar sind, in dieser Fusionskontrollentscheidung nicht beantwortet werden. Eine solche Feststellung ließe sich nicht ohne eine eingehende Untersuchung insbesondere der Ausschlusswirkungen der betreffenden Verträge und der möglichen Rechtfertigungen treffen. Außerdem sind die langfristigen Verträge zwischen DONG und Elsam bzw. E2 bereits verkürzt worden. Allerdings hätten Elsam und E2 diese Verträge auch ohne den Zusammenschluss in Anbetracht der derzeit für sie günstigen Preisvereinbarungen wohl kaum angefochten, und ob sie von einem Dritten rechtzeitig vor [Ö]* erfolgreich angefochten worden wären, ist fraglich .

(509)Allerdings stimmt die Kommission der Behauptung von DONG nicht zu, dass diese Mengen daher bei der Untersuchung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf den Wettbewerb außer Acht gelassen werden sollten. Dass der größte Teil dieser Verträge im [Ö]* ausläuft (was [Ö]* von insgesamt [Ö]* Jahresabnahmemenge ausmacht), steht bereits fest, und dies wird auch von DONG nicht bestritten. Dieses sichere Element fließt bei den Mitbewerbern mit in die Einschätzung der Rentabilität eines Zutritts zu den dänischen Groflhandels- und Einzelhandelsmärkten noch vor diesem Zeitpunkt ein. Dies ergibt sich erstens aus der Tatsache, dass jeder signifikante Zutritt zu den dänischen Märkten nicht nur auf einer kurzfristigen, sondern auch auf einer mittelfristigen Perspektive beruhen muss, und zweitens daraus, dass Verhandlungen über so umfangreiche Mengen aller Wahrscheinlichkeit nach lange vor [Ö]* und wohl spätestens im Jahr [Ö]* beginnen müssten. Daher wäre es nicht korrekt, diesen (abgeschotteten) Mengen keine unmittelbare Wirkung auf den Wettbewerb auf den dänischen Grofl- und Einzelhandelsmärkten zuzuschreiben, die schließlich mehr als

359Dabei ist zu berücksichtigen, dass diese Verträge indirekt auch für die Fernwärmekunden von Elsam und E2 günstig sind.

[Ö]* der dänischen Gesamtnachfrage (und über [Ö]* in Kombination mit den “Top-up”-Mengen von E2) ausmachen.

Die Kraftwerke von Elsam und E2 könnten vor [Ö]* von zwei verschiedenen Versorgern beliefert werden

(510)DONG argumentiert, dass Elsam und E2 aus praktischen Gründen im Zusammenhang mit der Ausgleichsregelung von Energinet.dk nicht die Möglichkeit haben, zusätzliche Mengen für ihre zentralen WKK-Kraftwerke von Dritten zu beziehen, die in jedem Fall bis [Ö]* auf der Grundlage langfristiger Verträge teilweise auch noch von DONG beliefert werden. Nach Auffassung von DONG bewirkt diese praktische Unmöglichkeit eine weitere Verringerung der abgeschotteten Menge. Von energinet.dk vorgelegte Nachweise widersprechen jedoch dieser Behauptung. Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass sich Elsam und E2 selbst vor [Ö]* dafür hätten entscheiden können, (weitere) Mengen für ihre zentralen WKK-Kraftwerke von Dritten zu beziehen.

Unabhängig davon, ob Elsam kurzfristig damit begonnen hätte, Gas von Dritten zu beziehen, hätte E2 wahrscheinlich eine beträchtliche kurzfristige Nachfrage in Form von “Top-up”-Mengen entfaltet.

(511)DONG argumentiert, dass Elsam wahrscheinlich nicht damit begonnen hätte, zusätzliche Gasmengen von Dritten zu beziehen, da dies bisher auch nicht geschehen ist. Die Kommission stimmt zu, dass Elsam bisher Erdgas von Dritten nur in deutlich geringerem Umfang als E2 bezogen hat, da es auf der Grundlage der langfristigen Verträge beider Beteiligter mit DONG nur einige Swap- und kurzfristige Kaufvereinbarungen mit E2 getroffen hat. Allerdings gab es für Elsam – wie an anderer Stelle in dieser Entscheidung erörtert wird – erhebliche Anreize zum Engagement auf den dänischen Gasmärkten. Des Weiteren haben sich diese Anreize vor dem Prozess, der zu dem geplanten Zusammenschluss führte, (z. B. durch den Erwerb von NESA im Jahr 2004 und die vollständige Öffnung des dänischen Gaseinzelhandelsmarkts ebenfalls 2004) und grundsätzlich durch den Fortschritt bei der Öffnung der Erdgas- und Strommärkte deutlich verstärkt. Trockenjahr-Szenarios (oder sehr kalte Winter), die nicht mit Sicherheit vorausgesagt werden können, aber dennoch durchaus wahrscheinlich sind, hätten die Wahrscheinlichkeit erhöht, dass Elsam Interesse an zusätzlichen Bezugsmengen, die über die mit DONG auf der Grundlage der langfristigen Verträge vereinbarten Mengen hinausgehen würden, gezeigt hätte oder sogar darauf angewiesen wäre.

(512)Die Versorgung von Elsam durch Mitbewerber von DONG hätte somit zumindest einen potenziellen Wettbewerbsdruck auf das Verhalten von DONG ausgeübt und einen Anreiz und die Möglichkeit für den Marktzutritt von Mitbewerbern von DONG dargestellt. Die Kommission hält daher an ihrer Auffassung fest, dass die abgeschotteten Mengen, die Elsam unter Umständen noch vor [Ö]* bezogen hätte, als Nachfrageausfall betrachtet werden müssen, die den Marktzutritt erschweren.

(513)Unabhängig von diesem durch Elsam bedingten Nachfrageausfall entsteht auch bei E2 ein erheblicher Nachfrageausfall, sogar unabhängig von den vorstehenden Erwägungen zur langfristigen Nachfrage. Darüber hinaus geht aus den Argumenten der Kommission zur Wahrscheinlichkeit eines Einstiegs von E2 in die Einzelhandelsmärkte und insbesondere in den Markt (die Märkte) für Erdgaslieferungen an industrielle Groflabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke hervor, dass der künftige durch E2 bedingte Nachfrageausfall voraussichtlich noch größer sein wird, als dies anhand einer rein linearen Hochrechnung der bisherigen Nachfrage in die Zukunft hervorgeht.

(514)In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet DONG eigentlich nicht, dass der Ausfall der kurzfristigen Nachfrage von E2 größer ist als der, der durch die Abtretung der beiden dezentralen WKK-Kraftwerke von Vattenfall ausgeglichen wird. DONG beziffert die kurzfristigen Käufe von E2 mit [Ö]* für 2002, [Ö]* für 2003 und [Ö]* für 2004, was [Ö]* bis [Ö]* der dänischen Nachfrage ausmacht.

(515)Dem Argument von DONG, nach dem die kurzfristige Nachfrage von E2 zum Teil in Emden in Deutschland gedeckt wurde, kann entgegengehalten werden, dass der bei weitem größte Teil dieser Nachfrage von 2002 bis 2004 nicht in Emden, sondern entweder an der dänischen Grenze in Ellund oder innerhalb Dänemarks gedeckt wurde, und zwar in der Regel über die GTF, und dass selbst bei den in Emden gekauften Mengen klar war, dass diese Mengen für Dänemark bestimmt waren (und diese damit einen Wettbewerbsdruck auf DONG in Dänemark ausübten).

Die Veräußertung von Anlagen an Vattenfall wird nur einen begrenzten Kompensationseffekt haben.

(516)Vattenfall wird drei Gaskraftwerke erwerben: die dezentralen Kraftwerke Helsingør und Hillerød (derzeit Eigentum von E2) und das zentrale WKK-Kraftwerk Fynsværket (Eigentum von Elsam).

(517)[Ö]*. Allerdings ist der voraussichtliche Gasverbrauch von Fynsværket gering. Nach den Erwartungen von Elsam dürfte diese Anlage 2006 und 2007 weitgehend im Bereitschaftszustand (Stand-by-Betrieb) gefahren und in jedem Jahr nur in vier Monaten zeitweise eingesetzt werden, wodurch 2006 maximal [Ö]* und 2007 maximal [Ö]* verbraucht werden dürften, also deutlich weniger als [Ö]* des dänischen Gesamtverbrauchs. Die [Ö]* .

(518)Da die beiden von Vattenfall erworbenen dezentralen Kraftwerke, die die gesamte frühere Nachfrage von Elsam und E2 bildeten, die (vor [Ö]*) wahrscheinlich nicht ausfallen wird, ist die dadurch ausgelöste Nachfrage auf jeden Fall deutlich geringer als die sofort ausfallenden Mengen aus dem kurzfristigen Bedarf von E2 und kann daher selbst unter optimistischsten Annahmen den durch diese Anlagen bedingen Kundenausfalleffekt kompensieren.

Nach Fußnote 362 der Antwort von DONG auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte rund [Ö]* dieser Nachfrage im Zeitraum 2002-2004.

Der Hauptgrund dafür sind langfristige Verpflichtungen zum Einsatz von Biomasse als Brennstoff und neue Investitionen in eine Produktionsanlage, die mit Biobrennstoff betrieben wird. Siehe dazu die Antwort von Elsam vom 7. Dezember.

Ein weiterer Grund ist, dass nach den derzeitigen Konditionen bei den Gaspreisen die kohleindexierten Versorgungsverträge zwischen DONG und E2 und Elsam für die Kunden günstiger ausfallen.

Es sei denn, Vattenfall und DONG handeln noch eine Übertragung der langfristigen “Quote” aus, die Vattenfall vom Vertrag zwischen DONG und Elsam erhalten würde, was nach dem Informationsstand der Kommission nicht auszuschließen ist.

Darüber hinaus ist der Anreiz für einen Dritten, in Dänemark in die Versorgung von E2 und/oder Elsam einzusteigen, wesentlich größer als für einen Einstieg in die Versorgung von Vattenfall, da hier ein größeres Potenzial für zukünftige Lieferungen an E2 und/oder Elsam besteht, und diese Mengen eine bessere Ausgangslage für eine weitere Expansion in Dänemark als jede an Vattenfall gelieferte Menge schaffen.

Schlussfolgerung zum Kundenausfalleffekt auf dem Groflhandelsmarkt

(520)Die Kommission ist der Auffassung, dass dieser Ausfalleffekt, selbst wenn er sich auf die ausfallenden kurzfristigen Mengen von E2 beschränkt, zu einer erheblichen Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem dänischen Groflhandelsmarkt führen würde (und damit auch eine erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs darstellen würde), weil dadurch immer weniger Anreize für Dritte für einen deutlich spürbaren Einstieg in diesen Markt entstehen. Der Grund dafür ist, dass fast die gesamte unabhängige (nicht monopolgebundene) Nachfrage von Dritten für Dänemark bisher durch E2 entfaltet wurde, einschließlich der Deckung eines Teils dieser Nachfrage durch Unternehmen, die auch ihre in Dänemark tätigen Tochtergesellschaften auf der Groflhandelsebene versorgten (wie die BEB, Statoil oder E.ON). Daher wird sich der Wegfall dieser Nachfrage nicht nur in Form höherer Marktzutrittsschranken für noch nicht auf dem dänischen Groflhandelsmarkt präsente Unternehmen auswirken, sondern auch zu einer vollständigen Austrocknung eines solchen nicht monopolgebundenen Marktes führen, was sowohl den derzeitigen Mitbewerbern von DONG auf einem derartigen Markt (wie RWE, Statoil, E.ON und EnBW) als auch den Versorgern auf der Einzelhandelsebene und den Groflhandelskunden wie Statoil Gazelle und HNG/MN schadet.

(521)Darüber hinaus ist die Kommission der Auffassung, dass sich der Kundenausfalleffekt des Zusammenschlusses nicht auf die ausfallende kurzfristige Nachfrage von E2 begrenzen lässt, da i) Elsam die Möglichkeit hat, kurzfristig benötigte Mengen von Dritten zu beziehen, ii) wahrscheinlich ist, dass das endgültige Auslaufen der langfristigen Verträge im [Ö]* sogar noch vor diesem Zeitpunkt eine stimulierende Wirkung auf den dänischen Groflhandelsmarkt entfalten wird und iii) gewiss ist, dass diese Verträge spätestens [Ö]* gekündigt werden.

Wie in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargestellt, wird der weiterhin zugängliche Markt schrumpfen und es immer schwieriger werden, Größenvorteile z. B. bei Kundenportfolio, Flexibilitätsbedarf, Speicherkosten, Gasbeschaffung und Gastransport bzw. Management der Versorgungskette zu erzielen; dies erhöht die Marktzutrittsschranken auf dem dänischen Groflhandelsmarkt und führt zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs, insbesondere im Wege einer Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG. Der geplante Zusammenschluss wird zu höheren Schranken auf dem dänischen Groflhandelsmarkt führen, da er ein Unternehmen ausschaltet, das bisher umfangreiche Erdgasmengen auf

Wobei zu berücksichtigen ist, dass die Versorgung von BEB auf Shell und Exxon aufgeteilt war. Aus diesem Grund kann auch das Argument nicht akzeptiert werden, dass der geplante Zusammenschluss keine Auswirkungen auf die überlebensfähige Mindestgröße von bereits in Dänemark aktiven Unternehmen hat. Aufgrund der von DONG in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte zitierten vor kurzem ergangenen Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde konnte HNG/MN zumindest einen Teil seines Bedarfs über Dritte decken; diese Möglichkeit wird damit wieder eingeschränkt, womit die Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde in ihrer Wirkung teilweise wieder aufgehoben wird.

Die Ausschaltung dieses Unternehmens verringert die Zutrittsmöglichkeiten zum dänischen Groflhandelsmarkt und erhöht somit die Zutrittsschranken für den Markt.

Darüber hinaus ist die Kommission der Auffassung, dass sich ein derartiger Kundenausfall auch auf den Groflhandelsmarkt für Schweden auswirken kann, da weniger Anreize für einen kombinierten Zutritt zu den dänischen und schwedischen Groflhandelsmärkten bestehen. Dennoch braucht dazu keine Schlussfolgerung gezogen zu werden, da aufgrund der engen Verbindungen zwischen diesen Märkten jede negative Wirkung auf den Markt in Schweden mit beseitigt würde, wenn die negativen Auswirkungen auf den Markt in Dänemark beseitigt würden.

Kundenausfall und Einzelhandelsmärkte

Die Auswirkungen des Kundenausfalls auf die Märkte für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke werden im Zusammenhang mit der Beurteilung dieses Marktes erörtert. Für die anderen Einzelhandelsmärkte scheint es jedoch angebracht, die Auswirkung des Kundenausfalls auf diesen Märkten bereits an dieser Stelle zu erörtern, da diese Wirkung eng mit der soeben erörterten Wirkung auf die Groflhandelsmärkte zusammenhängt.

Hinsichtlich der verbleibenden Einzelhandelsmärkte für Grofl- und Kleinkunden hat die Kommission in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegt, dass der geplante Zusammenschluss auch den Zutritt zu diesen anderen dänischen Versorgungsmärkten, insbesondere zum Markt (zu den Märkten) für Erdgaslieferungen an industrielle Groflabnehmer und/oder dezentrale WKK-Kraftwerke und zum Markt für Lieferungen an Kleinkunden (kleine Geschäftskunden und private Haushalte) erschwert. Dies ergibt sich aus den Anforderungen für ein Engagement auf den Versorgungsmärkten, die nur mit anderen zusammen erfüllt werden können, wie etwa die Beschaffung von Gas über den Groflhandel, das Management der Gasspeicherung/Flexibilität und das Management der Lieferkette. Aufgrund des Ausmaßes der ausfallenden Nachfrage und der geringeren Wahrscheinlichkeit, dass andere Marktteilnehmer von den erzielbaren marktübergreifenden Kosteneinsparungen zwischen anderen Versorgungsmärkten und dem Versorgungsmarkt für zentrale WKK-Kraftwerke profitieren können, erschwert der Zusammenschluss den Zugang zu diesen anderen Märkten und führt zu höheren Zutrittsschranken. Dies wird zusätzlich dadurch verstärkt, dass – wie die Marktuntersuchung ergeben hat – diese anderen Märkte in Dänemark für alle Kundengruppen nur ein sehr geringes Wachstum aufweisen werden, mit Ausnahme der dezentralen WKK-Kraftwerke, deren Markt sogar schrumpfen wird.

Im Hinblick auf die Wirkung des Zusammenschlusses auf andere Einzelhandelsmärkte erklärt DONG erstens, dass andere Versorger bisher nicht von anderen Gasmärkten ausgeschlossen wurden, was sich auch nach dem Zusammenschluss nicht ändern würde. DONG erklärt zweitens, dass zentrale WKK-Kraftwerke unumstritten nicht gerade die Kunden sind, die ein neuer Marktteilnehmer (oder potenzieller Marktteilnehmer) beim Einstieg in den dänischen Gasmarkt als erstes anpeilen würde. Drittens behauptet DONG, dass das kritische Volumen für den Zutritt zum dänischen Markt „relativ gering“ ist, da der dänische Markt vollständig liberalisiert ist und alle Anforderungen der Erdgasrichtlinien der Gemeinschaft erfüllt sind.

Zum ersten Argument kann darauf verwiesen werden, dass Tochter- bzw. Konzern gesellschaften von auf den dänischen Versorgungsmärkten tätigen Unternehmen bisher E2 beliefert haben [Ö]* und daher zu erwarten ist, dass der Ausfall dieser Lieferungen wahrscheinlich auch negative Auswirkungen auf die Möglichkeit dieser Unternehmen/Konzerne hat, auf dem dänischen Markt zu verbleiben und/oder ihre Präsenz auszubauen. Zweitens ist zwar einzusehen, dass große Kraftwerke eine spezifische Kundengruppe mit spezifischem Versorgungsbedarf darstellen, doch ist auch zu bedenken, dass (wie in der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte ausgeführt) die Zutrittsschranken zum Groflhandelsmarkt zumindest für einen gewissen Teil der Lieferungen an diese Kraftwerke relativ niedrig sind (d. h. falls diese Lieferungen nicht als Groflhandelslieferungen betrachtet werden), so dass derartige Lieferungen – [Ö]* – recht attraktiv für neue Marktteilnehmer sind. Drittens ist die Kommission damit einverstanden, dass die vollständige Umsetzung der Liberalisierungsrichtlinien der Gemeinschaft zu einer Absenkung der Marktzutrittsschranken führt, und dass die strukturelle Entflechtung des TSO (Energinet.dk) und der Versorgungsgesellschaft (DONG) den Marktzutritt ebenfalls erleichtert. Allerdings ist diese bereits vollzogene Entflechtung im Hinblick auf die Übertragung nicht fusionsspezifisch und hat damit keine unmittelbare Auswirkung auf die Prüfung der Frage, ob der geplante Zusammenschluss zu höheren Marktzutrittsschranken führt.

Aus diesen Gründen ist die Kommission der Auffassung, dass sich der durch den Zusammenschluss bewirkte Kundenausfalleffekt auch auf die Marktzutrittsschranken auf der Einzelhandelsebene auswirkt. Allerdings ergibt sich diese Anhebung der Schranken für den Zutritt zu den Märkten für Einzelhandelslieferungen an Groflkunden und Kleinkunden aus dem Wegfall von Kunden, die weitgehend entweder Groflhandelskunden oder Kunden auf einem besonderen Markt für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke sind (und damit Kunden auf anderen als Einzelhandelsmärkten zur Versorgung von Groflkunden und Kleinkunden). Folglich kann der Kundenausfalleffekt auch durch Maßnahmen überwunden werden, die zwar vorrangig andere Märkte betreffen, aber den Zutritt zu den Einzelhandelsmärkten erleichtern (wie die Bereitstellung von Liquidität auf der Groflhandelsebene). Daher würden diese Bedenken, wie unten gezeigt wird, auf jeden Fall durch die Abhilfemaßnahmen beseitigt, die DONG für den Groflhandelsmarkt vorschlägt, und damit kann letztlich offen bleiben, ob der Zusammenschluss aufgrund von Ausfalleffekten auf den Märkten für Erdgaslieferungen an industrielle Groflabnehmer und an Kleinkunden Bedenken aufwirft.

Die Untersuchung der Wettbewerbssituation auf dem Gasmarkt auf der Groflhandelsebene ergibt für Schweden kein wesentlich anderes Bild. Nach den im Zusammenhang mit der Entscheidung über den Zusammenschluss DONG/Nova vom Oktober 2004 gewonnenen Erkenntnissen der schwedischen Wettbewerbsbehörde

Sache 556/2004.

370 beträgt der jährliche Gasverbrauch in Schweden knapp 1 Mrd. m³, d. h. 20-25 % des dänischen Gasverbrauchs. In derselben Entscheidung stellt die schwedische Wettbewerbsbehörde fest, dass [70-80 %]* des gesamten dänisch-schwedischen Gasverbrauchs von DONG geliefert wurden (was sich nach der Übernahme von Nova noch um weitere [Ö]* erhöhte). Diese Marktstellung ist mit der Position von DONG auf dem dänischen Markt vergleichbar, wo das Unternehmen rund [70-80 %]* des jährlichen Verbrauchs liefert. Sowohl hinsichtlich des Groflhandels als auch der Einfuhren ist Schweden derzeit vollkommen von Dänemark abhängig.

(531)(530) Elsam und E2 sind auch auf einem dänisch-schwedischen Gasmarkt auf der Groflhandelsebene ernstzunehmende Mitbewerber für DONG. [Ö]*. Dies beweist, dass E2 ohne den Zusammenschluss ein ernstzunehmender Mitbewerber auf dem schwedischen Groflhandelsmarkt wäre.

(531) Bei einer umfassenden Bewertung der Auswirkungen auf Schweden muss auch der Wettbewerbsdruck berücksichtigt werden, der auf dem Groflhandelsmarkt für Schweden von anderen Marktteilnehmern mit Zugang zu Erdgas über zentrale WKK-Kraftwerke (wie Göteborg Energi und E.ON) auf DONG ausgeübt wird. Diese Faktoren und die strategische Ausrichtung von E.ON auf Schweden deuten darauf hin, dass jedwede schädliche Auswirkung des Zusammenschlusses auf den schwedischen Markt weniger stark ausfallen würde als die schädlichen Auswirkungen auf den dänischen Markt.

(532) Daher braucht, wie oben dargelegt, angesichts der vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen (die unten geprüft werden) keine Schlussfolgerung hinsichtlich der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf den Groflhandelsmarkt für Erdgas für Schweden gezogen zu werden.

3. Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke

(533) Bei der Beurteilung der Auswirkungen des geplanten Zusammenschlusses auf den Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke ist zu berücksichtigen, ob der Zusammenschluss wettbewerbsrechtliche Bedenken auf diesen Märkten aufwirft, was entweder a) durch Kundenausfall oder Vorleistungsausfall (vertikale Wirkungen) oder b) durch Beseitigung potenziellen Wettbewerbs (horizontale Wirkungen) geschehen könnte.

a) Ausfall von Kunden/Vorleistungen

(534) Auf dem Markt für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke ist ein Kundenausfall möglich, weil Elsam und E2 höchstwahrscheinlich als Kunden auf diesem Markt wegfallen, was die Marktposition von DONG stärken und die Marktzutrittsschranken erhöhen würde (weil der größte Teil der Nachfrage ausfiele); dies könnte sich theoretisch zum Nachteil des an Vattenfall veräußerten Gaskraftwerks (Fynsværket) sowie der drei gasbefeuerten zentralen WKK-Kraftwerke in Schweden (Heleneholmsverket und ein neues Kraftwerk von E.ON sowie das Kraftwerk Rya von Göteborg Energi) auswirken. Für diese konkurrierenden Kraftwerke ist auch zu prüfen, ob es hier zum Ausfall von Vorleistungen kommt.

370 Vgl. Formblatt CO: 0,91 Mrd. m³.

371 Vgl. die Antwort von E2 vom 14.12.2005 auf den Fragebogen der Kommission vom 13.12.2005. [Ö]*.

(535) Allerdings gäbe es – zumindest bis [Ö]* – kein zentrales WKK-Kraftwerk, das als Abnehmer entweder auf dem dänischen oder dem schwedischen Markt für die Versorgung zentraler WKK-Kraftwerke aus dieser Situation einen Schaden erleiden würde.

(536) Fynsværket, das von Vattenfall erworben wird, ist das einzige gasbefeuerte WKK-Kraftwerk, das sich nicht DONG gehört und noch als Kunde auf dem dänischen Markt verbleiben würde. Aufgrund der Vereinbarung zwischen DONG und Vattenfall hat der neue Eigentümer von Fynsværket – also Vattenfall – das Recht, einen Teil der Liefervereinbarung des früheren Eigentümers Elsam mit DONG, der noch bis [Ö]* läuft, zu übernehmen. Dieser Vertrag ist bei den derzeitigen Energiepreisen sehr günstig und würde Vattenfall vor eventuellen negativen Auswirkungen schützen. Nach [Ö]* ist dann nicht sicher, ob Fynsværket überhaupt noch auf Gas angewiesen ist, da umfangreiche Investitionen in eine neue, mit Stroh befeuerte Anlage in Fynsværket vorgenommen werden. Auf jeden Fall wäre Vattenfall nach [Ö]* geschützt, wenn das Funktionieren des Groflhandelsmarkts durch das Gasfreigabeprogramm gestärkt würde, das die Beteiligten wegen der Bedenken der Kommission hinsichtlich des Gasgroflhandelsmarkts als Abhilfemaßnahme vorgeschlagen haben.

(537) Nach dem Informationsstand der Kommission ist es höchst unwahrscheinlich, dass in absehbarer Zeit in Dänemark neue gasbefeuerte WKK-Kraftwerke gebaut werden, wodurch nachteilige Auswirkungen des Zusammenschlusses auf solche potenziellen neuen Kraftwerke ausgeschlossen werden können.

(538) Die schwedischen zentralen WKK-Kraftwerke (Rya und die beiden Kraftwerke von E.ON) wären ebenfalls nicht von dem Zusammenschluss betroffen. Rya hat bereits einen Vertrag mit DONG unterzeichnet, der bis [Ö]* läuft, und ist damit bis dahin vor nachteiligen Auswirkungen des Zusammenschlusses geschützt. Die beiden Kraftwerke von E.ON wären geschützt, wenn das Funktionieren des Groflhandelsmarkts durch das Gasfreigabeprogramm gestärkt würde, das die Beteiligten wegen der Bedenken der Kommission hinsichtlich des Gasgroflhandelsmarkts als Abhilfemaßnahme vorgeschlagen haben. Nach dem Informationsstand der Kommission werden mit Ausnahme des Kraftwerks von E.ON in absehbarer Zeit in Schweden keine neuen gasbefeuerten zentralen Kraftwerke gebaut.

(539) Aus diesen Gründen kann sich aufgrund von vertikalen Wirkungen, die sich auf die Märkte für Erdgaslieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke in Dänemark und Schweden auswirken, keine erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs ergeben.

b) Potenzieller Wettbewerb

(540) Ferner sollte erörtert werden, ob der Zusammenschluss zur Beseitigung von potenziellem Wettbewerb durch E2 und Elsam führt.

(541) Wie oben erwähnt, hält es die Kommission für sehr wahrscheinlich, dass E2 und/oder Elsam durchaus gut aufgestellt gewesen wären, um ihre Tätigkeit auf dem Gasmarkt für Groflhandelslieferungen für Dänemark und/oder Schweden auszuweiten oder um sich Zutritt zu diesem Markt zu verschaffen.

(542) Wie jedoch die Beteiligten in ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte ausführen, ist es weniger wahrscheinlich, dass E2 und/oder Elsam als potenzielle Marktteilnehmer für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke in Frage kämen, da es unwahrscheinlich erscheint, dass andere zentrale WKK-Kraftwerke bereit wären, ihren Gasbedarf durch Lieferungen von ihren unmittelbaren Konkurrenten E2 und/oder Elsam zu decken. Eine derartige Vereinbarung würde E2 und/oder Elsam Einsicht in die Vorleistungskosten ihrer Konkurrenten auf dem Strommarkt verschaffen. Darüber hinaus würde dies Elsam und/oder E2 gegenüber ihren Konkurrenten stärken.

c) Schlussfolgerung zum Markt für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke

(543) Aus diesen Gründen ist die Kommission der Auffassung, dass der Zusammenschluss nicht zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs auf den Märkten für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke führt; dies gilt sowohl für Dänemark als auch für Schweden.

4. Markt (Märkte) für Lieferungen an industrielle Abnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke

DONG hat eine marktbeherrschende Stellung inne und wird diese in absehbarer Zeit auch behalten.

DONG verfügt über einen sehr hohen Marktanteil und profitiert von seiner marktbeherrschenden Stellung im Groflhandel und bei der Speicherung.

(544) Die Marktanteile von DONG auf dem Markt (den Märkten) für Gaslieferungen an industrielle Abnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke gehen aus Tabelle 16 hervor.

Tabelle 16: Marktanteile – Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und große Geschäftskunden (> 0,3 Mio. m³) (2004)

Menge (Mio. m³)

Unternehmen

Marktanteil

[Ö]*

[60-70 %]*

Statoil Gazelle

[Ö]*

[10-20 %]*

HNG/MN

[Ö]*

[5-10 %]*

Shell

[Ö]*

[0-5 %]*

E.ON (Sverige)

[Ö]*

[0-5 %]*

Insgesamt

[Ö]*

100 %

(545) Wie aus Tabelle 16 ersichtlich belief sich der Marktanteil von DONG im Jahr 2004 auf rund [60-70 %]*.

(546) Die Beteiligten weisen darauf hin, dass DONG seit Öffnung des Marktes große Marktanteile verloren hat. Zwar ist der Marktanteil von DONG von [75-85 %]* im Jahr 2001 auf rund [60-70 %]* im Jahr 2004 zurückgegangen (das letzte Jahr, für das vollständige Zahlen vorliegen). Jedoch ändert dies nichts an der Tatsache, dass DONG auf dem relevanten Markt eine marktbeherrschende Stellung einnimmt.

(547) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte schätzen die Unternehmen, dass der Marktanteil von DONG im Jahr 2005 auf unter [55-65 %]* gesunken ist und 2006 weiter abnehmen dürfte. Des Weiteren argumentieren die Parteien, dass ein Marktanteil von über 50 % nicht unbedingt eine marktbeherrschende Stellung bedeutet, vor allem nicht auf einem von Ausschreibungen geprägten Markt. Und schließlich führt DONG an, dass die Kommission „bei früheren Gelegenheiten auch akzeptiert hat, dass relativ hohe Marktanteile nicht problematisch sind, wenn damit eine schrittweise Rückführung dieser Marktanteile verbunden ist“.

(548) Die von den Unternehmen vorgelegten Zahlen für 2005 sind reine Schätzungen, sind nicht belegt und konnten von der Kommission nicht überprüft werden. Damit sind sie mit Unsicherheit behaftet; außerdem wird nicht zwischen den möglicherweise getrennten Märkten für Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und an industrielle Groflabnehmer unterschieden. Doch selbst wenn man davon ausgeht, dass die Schätzungen von DONG korrekt sind, würde dies aus den nachstehend dargelegten Gründen nichts an der Feststellung einer marktbeherrschenden Stellung auf einem kombinierten Markt für Gaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Groflabnehmer ändern.

(549) Erstens spielen Marktanteile – wie das Gericht erster Instanz der Europäischen Gemeinschaften in seinem kürzlich ergangenen Urteil in der Rechtssache General Electric bestätigt hat – auch eine wichtige Rolle bei der Beurteilung von Marktmacht auf von Ausschreibungen geprägten Märkten, wenn sie für einen hinreichend langen Zeitraum auf hohem Niveau bleiben. Der Marktanteil von DONG war anhaltend hoch (über oder bei rund [55-65 %]*), was ein klares Zeichen für Marktbeherrschung ist. Die Schrumpfung des Marktanteils eines etablierten Versorgers während der ersten Jahre nach der Liberalisierung ist keineswegs ungewöhnlich; diese Erfahrung wurde auch in anderen Ländern gemacht, z. B. im Vereinigten Königreich, in Italien und Spanien und auch in anderen Sektoren nach der Liberalisierung, z. B. im Telekommunikationssektor. Dies bedeutet an sich nicht, dass diese Unternehmen nicht länger marktbeherrschend sind.

375 Diese Zahlenangaben sind den von DONG selbst (für 2004) vorgelegten sehr ähnlich, die sich allerdings auch auf beide Märkte beziehen – für industrielle Groflabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke und für kleine Geschäftskunden. Da der Markt für kleine Geschäftskunden vom Gesamtvolumen her klein ist, erklären sich einige Unterschiede aus der durch diesen anderen Umfang bewirkten Verzerrung, was jedoch die Verhältnisse zwischen den einzelnen Unternehmen nicht wesentlich verändert. [Ö]*. DONG war nicht in der Lage, separate Angaben zu den Marktanteilen für industrielle Groflabnehmer und zentrale Kraftwerke vorzulegen. Allerdings hat die Marktuntersuchung deutlich gezeigt, dass DONG auf Marktanteile von weit über [45-55 %]* kommen würde und damit auch bei der Annahme marktbeherrschend wäre, dass es sich bei den Märkten für dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Groflabnehmer um zwei getrennte Märkte handelt.

376 In dieser Hinsicht verweisen die Beteiligten auf eine Untersuchung der dänischen Wettbewerbsbehörde, nach der im Jahr 2005 26 von 32 Verträgen über Ausschreibungen vergeben wurden.

377 Siehe Rechtssache T-210/01, General Electric/Kommission, Rdnrn. 149-150.

(550) Die Kommission erkennt an, dass der angebliche Rückgang des Marktanteils 2005 offensichtlich größer als in den Jahren zuvor ausgefallen ist. Dies ließe sich, falls es denn zutrifft, auch damit erklären, dass 2005 das erste „volle Jahr“ der Liberalisierung war, da einige „alte“ Verträge aus der Zeit vor der Liberalisierung erst im Laufe des Jahres 2004 ausliefen. Darüber hinaus kaufte E.ON im Jahr 2005 63 dezentrale WKK-Kraftwerke, die einen Gasverbrauch von rund 50-60 Mio. m³ ausmachen. Bei diesen Wirkungen handelt es sich um einmalige Effekte, und außerdem muss davon ausgegangen werden, dass die verbleibenden Abnehmer eine geringere Preiselastizität aufweisen, wohingegen DONG die Chance haben wird, einige der elastischeren Kunden zurück zu gewinnen, wenn diese im Herbst 2006 Ausschreibungen vornehmen.

(551) Für 2007 ist nicht sicher, ob HNG/MN die Möglichkeit haben wird, ausreichende Gasmengen unabhängig von DONG zu wirklich wettbewerbsfähigen Preisen zu beziehen, um den wichtigen Bereich große Geschäftskunden (mit einem Marktanteil von [10-20 %]* im Jahr 2004) fortsetzen zu können. Wahrscheinlich wird DONG zumindest einen Teil dieser Kunden übernehmen können, die DONG bisher nur indirekt (über HNG/MN) beliefert hat und von denen DONG die Verbrauchsmuster und weitere wettbewerbsrelevante Informationen bestens kennt (besser als jeder Mitbewerber). Eine solche Geschäftsentscheidung, die jederzeit getroffen werden könnte, würde auf jeden Fall zu deutlich höheren Marktanteilen führen.

(552) Daher besteht kein Grund zu der Annahme, dass der Marktanteil von DONG weiterhin in dem für 2005 angegebenen Tempo zurückgehen und in absehbarer Zeit auf unter [45-55 %]* fallen könnte.

(553) Wie oben erwähnt, beherrscht DONG auch den Gasgroßhandel. DONG kontrolliert weiter die Speicherung, den Zugang zu Offshore-Gas sowie einen Teil der Einfuhr-Pipelines. Diese marktbeherrschende Stellung auf den vorgelagerten Märkten verstärkt die Position von DONG auch auf diesem Markt (diesen Märkten) für Lieferungen an große Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke, da Speicheranlagen und Zugang zur Gasversorgung wichtige Wettbewerbsparameter im Zusammenhang mit der Belieferung dieser Kundengruppen darstellen. Des Weiteren ist zu bedenken, dass DONG alle Mitbewerber mit Großhandelsgas beliefert und allen Mitbewerbern – z. T. mit Ausnahme von Statoil Gazelle – Speicherleistungen anbietet.

(554) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte behaupten die Beteiligten, die Kommission habe keinen sinnvollen Zusammenhang zwischen der Marktposition

378 Im Rahmen der Fusion zwischen Elsam und NESA sagten die Parteien zu, alle gasbefeuerten dezentralen WKK-Kraftwerke zu verkaufen. 63 davon wurden von E.ON gekauft.

379 Bei einem angenommenen durchschnittlichen Gasverbrauch von 1 Mio. m³/MW installierter Leistung, was in etwa der Größenordnung entspricht, die sich aus der Marktuntersuchung der Kommission ergeben hat.

380 Siehe zu diesem Punkt auch die Ausführungen von Statoil Gazelle und die von DONG auf dem Formblatt CO übermittelten Angaben zu den früheren Käufen dieser Kunden.

381 Es sei darauf hingewiesen, dass die Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde über die Rechtswidrigkeit bestimmter Aspekte des langfristigen Liefervertrags von DONG mit HNG/MN dazu geführt hat, dass DONG mehr geschäftliche Möglichkeiten (und wirtschaftliche Gründe) hätte, tatsächlich so zu handeln.

(555) Schließend behaupten die Beteiligten, DONG habe auf dem Gasgroßhandelsmarkt oder dem Markt für Gasspeicherleistungen keine marktbeherrschende Stellung.

(556) Hinsichtlich der Argumente der Beteiligten zur marktbeherrschenden Stellung von DONG auf dem Groflhandelsmarkt und dem Markt für Speicherleistungen wird auf die entsprechenden Abschnitte dieser Entscheidung über Groflhandel und Speicherleistungen verwiesen.

(557) Das Gericht erster Instanz der Europäischen Gemeinschaften hat in seinem Urteil in der Rechtssache General Electric die Bedeutung vertikaler Verbindungen für die Beurteilung der marktbeherrschenden Stellung bestätigt. Im diesem Fall ist eindeutig, dass eine starke Position auf dem Gasgroßhandelsmarkt mehr Flexibilität auf dem Einzelhandelsmarkt mit sich bringt, d. h. Gas, das auf dem Einzelhandelsmarkt nicht abgesetzt werden kann, kann auf dem Groflhandelsmarkt abgesetzt werden und umgekehrt.

(558) Des Weiteren ist auf einem nicht liquiden Markt wie dem dänischen Gasgroßhandelsmarkt der Zugang zu Gas von entscheidender Bedeutung. Die Mitbewerber von DONG hängen alle wesentlich stärker von den Großhandelslieferungen von DONG ab als DONG von seinen Mitbewerbern. [Ö]*. Die Lieferungen an [Ö]* und [Ö]* in Ellund erfolgen durch DONG, mit einer gewissen Gewinnspanne für DONG. Daher haben die vertikale Integration und eine starke Position auf der vorgelagerten Groflhandelsebene für einen Einzelhändler eindeutig Vorteile.

Die Mitbewerber können die marktbeherrschende Stellung von DONG nicht gefährden.

(559) HNG/MN und Statoil Gazelle sind kleine Unternehmen. HNG/MN ist ein finanziell schwacher Mitbewerber. Zwischen DONG und HNG/MN, das derzeit sein gesamtes Gas von DONG im Rahmen eines Vertrages bezieht (Einzelheiten siehe unten), der für die Wettbewerbsfähigkeit von HNG/MN auf diesem Markt nicht günstig ist und bereits zum Verlust von Marktanteilen für HNG/MN geführt hat, bestehen enge Verbindungen.

(560) E.ON ist der Mitbewerber, der auf dem Groflhandelsmarkt über die größten Gasmengen [Ö]* verfügt. Sein sehr bescheidener Anteil am dänischen Markt (den dänischen Märkten) für Lieferungen an große Geschäftskunden und dezentrale WKK-Kraftwerke zeigt jedoch, dass sich E.ON bislang und wahrscheinlich auch in Zukunft in Skandinavien auf den schwedischen Markt konzentriert, wo es bereits eine starke lokal agierende Tochtergesellschaft, E.ON Sverige (ehemals Sydkraft), etabliert hat. Verglichen mit dem Heimatmarkt von E.ON in Deutschland ist der dänische Markt relativ klein, und ein mögliches Engagement von DONG auf dem Einzelhandelsmarkt könnte sich für E.ON sehr schädlich auswirken. [Ö]*:

383“[Ö]*”

(561) Der Marktanteil von Shell ist seit dem Zutritt dieses Unternehmens zum Markt zwar gestiegen, jedoch spielt Shell mit einem Marktanteil von [0-5 %]* auf dem kombinierten Markt für industrielle Abnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke weiterhin nur eine marginale Rolle. Shell wird aller Wahrscheinlichkeit nach auf kurze Sicht die Marktposition von DONG nicht ernsthaft herausfordern können, [Ö]*.

(562) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte geben die Beteiligten zu bedenken, dass von diesen Konkurrenten auf jeden Fall ein starker Wettbewerbsdruck auf DONG ausgeht.

(563) Im Falle von Statoil Gazelle erklären die Beteiligten, dass dieses Unternehmen einen Marktanteil von [10-20 %]* hat, sein Gas nicht von DONG, sondern aus anderer Quelle bezieht und die Größe des Unternehmens irrelevant ist, da es sich bei den Mutterunternehmen um Statoil, ein großes integriertes Öl- und Gasunternehmen, und Naturgas Fyn, den etablierten Gasverteiler auf der Insel Fünen, handelt.

(564) Ein Unternehmen mit einem Marktanteil von [10-20 %]* kann nur unter sehr außergewöhnlichen Umständen Wettbewerbsdruck auf ein Unternehmen ausüben, das [60-70 %]* des Marktes hat. Von derartigen Umständen war bei DONG nie die Rede und sie liegen auch nicht vor. Des Weiteren ist Statoil Gazelle verwundbarer als DONG, was seine höheren Kundenwechselraten erkennen lassen (siehe nachstehende Abschnitte über den Markt für Lieferungen an kleine Geschäftskunden Abnehmer und private Haushalte). Dies wird auch durch ein Zitat aus einem Bericht von Rothschild über Privatisierungsalternativen für DONG bestätigt, den das dänische Finanzministerium in Auftrag gegeben hatte:

„Obwohl der gesamte Markt am 1. Januar 2004 geöffnet wurde, hat DONG bisher keinen seiner Kunden im Bereich der privaten Haushalte verloren und nur wenige derartige Kunden in den Verteilungsgebieten anderer Unternehmen hinzugewonnen. DONG hat allerdings industrielle und gewerbliche Kunden hinzugewonnen, die (volumenmäßig) etwa 30 % des Marktes von Naturgas Fyn ausmachen“ (im Original nicht fett gedruckt).

(565) Zwar verfügt eine der Muttergesellschaften von Statoil Gazelle, nämlich Statoil, über erhebliche Gasmengen, doch entstehen dem Unternehmen hohe Kosten und andere Hindernisse, wenn es dieses Gas nach Dänemark transportieren würde; [Ö]*. Und schließlich trifft durchaus zu, dass Naturgas Fyn der etablierte Gasverteiler in Fünen ist, doch ist dieses Verteilungsgebiet bei weitem das kleinste der fünf dänischen Verteilungsgebiete.

(566) In Bezug auf HNG/MN argumentieren die Beteiligten, dass Größe kein relevanter Beweis sei, und dass die Liefervereinbarung zwischen DONG und HNG/MN vor kurzem von der dänischen Wettbewerbsbehörde überprüft und so abgeändert wurde, dass nun sämtliche möglichen Ausfalleffekte ausgeräumt sind.

(567) Die Kommission stellt fest, dass die Lage auf dem Großhandelsmarkt (siehe die entsprechenden Abschnitte dieser Entscheidung zum Großhandelsmarkt) es sehr unwahrscheinlich erscheinen lässt, dass HNG/MN in der Lage sein wird, einen Großhandelsvertrag unabhängig von DONG auszuhandeln, mit dem dieses Unternehmen auf diesem Markt auch nach 2007 noch konkurrenzfähig wäre. Daher ist es sehr wahrscheinlich, dass HNG/MN auch nach 2007 ganz oder teilweise auf eine Belieferung durch DONG angewiesen sein wird. Die finanzielle Schwäche von HNG/MN wurde durch die Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde nicht behoben und wird aller Wahrscheinlichkeit nach dazu führen, dass das Unternehmen seine bisherige Strategie der Defensive und Risikovermeidung beibehält.

(568) Bezüglich E.ON Ruhrgas gibt DONG Folgendes zu bedenken:

– Der derzeit relativ geringe Marktanteil von E.ON an den Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Kunden sage nichts darüber aus, ob dieser Anteil nicht in Zukunft doch steigen könnte.

– Die von der Kommission aus der Tatsache, dass der dänische Markt verglichen mit dem Heimatmarkt von E.ON relativ klein ist, gezogenen Schlüsse gingen in die falsche Richtung, und diese Theorie der Bedeutung von Größenverhältnissen stehe im Konflikt zu ihrer früheren Feststellung, dass sich E.ON auf den wesentlich kleineren schwedischen Markt konzentrieren würde.

– Die Andeutung, dass DONG materiell Einfluss auf den deutschen Markt ausüben könnte, sei weit hergeholt; dies habe E.ON nicht daran gehindert, auf den schwedischen Markt vorzustoßen. Auf jeden Fall habe sich das in den internen Papieren beschriebene Szenario, aus denen die Kommission zitiert, nicht bestätigt, da DONG 25,1 % der Anteile an den Stadtwerken Lübeck erworben hat.

– E.ON habe sein Engagement in Dänemark 2005 ausgebaut, eine Vertriebsabteilung eingerichtet, Anzeigen für vier oder mehr Key-Account Manager aufgegeben und 60 dezentrale WKK-Kraftwerke übernommen.

(569) Daher möchte die Kommission folgende Elemente hervorheben:

– Die Liberalisierung des dänischen Gasmarkts steckt nicht mehr in der Anfangsphase, da die erste Marktöffnung im Jahr 2000 stattfand. Seither hat E.ON keine starke Präsenz auf dem dänischen Markt aufgebaut, was in deutlichem Gegensatz zu seiner Marktposition in Deutschland und Schweden steht.

– Dass der schwedische Markt kleiner als der dänische Markt ist, ist für die Beurteilung der Absichten von E.ON unerheblich, da der Zutritt zum schwedischen Markt im Rahmen einer dualen Akquisition Strom/Gas (Sydkraft) erfolgte, die sich in Dänemark nach dem Zusammenschluss nicht wiederholen lässt. Der schwedische Markt kann auch wegen seines größeren Wachstumspotenzials als Zukunftsmarkt für E.ON interessanter sein.

– [Ö]*.

– Dass E.ON eine dänische Tochtergesellschaft gegründet hat, bestätigt lediglich die von der Kommission vorgenommene Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes und sollte daher eher im Zusammenhang mit dem Erwerb von 60 dezentralen WKK-Kraftwerken durch E.ON und dem Bestreben betrachtet werden, seine dezentralen Kraftwerke aus eigenen Beständen beliefern und ihre Strom- und Wärmeproduktion selbst managen zu wollen. Selbst wenn die Errichtung einer dänischen Tochtergesellschaft als das Ergebnis einer bewussten Strategie des Zutritts zu den dänischen Gas Märkten betrachtet würde, entstünde dadurch kein wirksamer Wettbewerbsdruck für DONG, oder allenfalls erst ab dem Zeitpunkt, zu dem E.ON im Hinblick auf seine dänischen und schwedischen Gaslieferungen auf der Großhandelsebene beispielsweise dank der BGI-Pipeline nicht mehr auf DONG angewiesen sein wird.

(570) [Informationen über Mitbewerber und die Verfügbarkeit von Gas]*.

(571) [Informationen über Mitbewerber und die Verfügbarkeit von Gas]*.

(572) Hinsichtlich der Vorteile von Shell aufgrund des Angebots von Gas in Verbindung mit Diesel/Schmierstoffen wäre zu erwarten, dass sich diese Vorteile inzwischen auf dem dänischen Markt hätten niederschlagen müssen. Wie jedoch aus Tabelle 16 ersichtlich ist, verfügt Shell immer noch über sehr geringe Marktanteile.

Weitere Hinweise auf eine fest etablierte marktbeherrschende Stellung von DONG vor dem Zusammenschluss

(573) Der Anteil der Abnehmer, die den Versorger gewechselt haben, ist bei DONG von allen großen Marktteilnehmern am geringsten. Nach Angaben der dänischen Wettbewerbsbehörde haben 2004 rund [Ö]* der Abnehmer von DONG auf diesem Markt (diesen Märkten) den Versorger gewechselt. Die durchschnittliche Wechselrate auf dem kombinierten Markt für industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke liegt bei 30 %, und kein anderes Unternehmen hat wie DONG eine Wechselrate von unter 25 % aufzuweisen.

(574) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte machen die Beteiligten geltend, die Ausschreibungsquote sei ein besserer Indikator als die Wechselrate. Auf jeden Fall haben nach eigenen Angaben von DONG [Ö]* seiner industriellen Großabnehmer (einschließlich der dezentralen WKK-Kraftwerke) 2004 oder in den Jahren davor den Versorger gewechselt, und bis zum Ende des dritten Quartals 2005 war diese Quote auf [Ö]* gestiegen. Des Weiteren behaupten die Beteiligten, die Kommission verzeichne in ihrem Benchmarking-Bericht von 2005 für Dänemark seit der Marktöffnung kumulative Wechselraten im Umfang von 20-50 %.

(575) Die Kommission bestreitet nicht die Bedeutung von Ausschreibungen, jedoch ist der Erfolg von DONG in einer großen Anzahl dieser Ausschreibungen – insbesondere über längere Zeiträume hinweg gesehen – ein höchst relevanter Indikator für Marktmacht. Dass weitere [Ö]* der Kunden von DONG während der ersten drei Quartale 2005 (gegenüber [Ö]* im gesamten Jahr 2004) den Versorger gewechselt haben, ändert nichts an der Schlussfolgerung, dass die Wechselraten von DONG niedriger als die seiner Mitbewerber sind. Wie oben erwähnt könnte die Wechselrate von 2005 teilweise auf die einmalige Übernahme von 60 dezentralen WKK-Kraftwerken durch E.ON zurückzuführen sein. Dass der Benchmarking-Bericht der Kommission davon ausgeht, dass die kumulative Wechselrate in Dänemark seit der Marktöffnung im Bereich von 20-50 % liegt, widerlegt nicht das Argument, dass die Wechselraten von DONG im Jahr 2004 mit [Ö]* eindeutig am niedrigsten waren.

(576) Die Marktuntersuchung hat gezeigt, dass Gasgroßabnehmer Strom und Gas im Rahmen so genannter dualer Energieversorgungsangebote vom gleichen Versorger beziehen wollen. DONG ist für die Unterbreitung solcher dualen Energieversorgungsangebote am besten aufgestellt (und tut dies auch), da das Unternehmen bereits – wenn auch bisher in wesentlich geringerem Ausmaß als nach dem Zusammenschluss – auf dem Strommarkt aktiv ist.

(577) Schließlich konnte DONG relative enge Beziehungen zu einer Reihe von dezentralen WKK-Kraftwerken aufbauen. [Ö]*. Diese Geschäftsbeziehungen können von den Mitbewerbern von DONG im Erdgassektor nicht so leicht in gleicher Form angeboten werden, was die Möglichkeiten dieser Mitbewerber, die marktbeherrschende Stellung von DONG in Frage zu stellen, weiter einschränkt.

(578) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte geben die Beteiligten zu bedenken, dass diese Vereinbarungen mit den dezentralen WKK-Kraftwerken – lediglich auf [Ö]* von insgesamt 120 Gaskraftwerken zutreffen und damit keine Grundlage für die Feststellung einer marktbeherrschenden Stellung bieten;

ñ das Engagement von DONG bei der Belieferung dezentraler WKK-Kraftwerke übertrieben darstellen, da DONG nach 12 der [Ö]* Vereinbarungen lediglich Gas- und Strommengen beim jeweiligen TSO anmeldet und Strafgebühren für mangelnde Ausgleichsleistungen erhält/entrichtet;

ñ mit den 86 dezentralen WKK-Kraftwerken verglichen werden sollten, die WKK-Vereinbarungen mit Mitbewerbern von DONG geschlossen haben, die landesweite Stromverteiler sind und die eine gute Plattform für den Gasabsatz und weiteren Wettbewerb auf den Gasmärkten bilden könnten.

(579) Jedoch

ñ behauptet die Kommission nicht, diese Vereinbarungen würden die marktbeherrschende Stellung von DONG bewirken, sondern lediglich, dass sie die bereits beherrschende Stellung verstärken; dies gilt auch, wenn diese Vereinbarungen nur [Ö]* der Lieferungen von DONG an dezentrale WKK-Kraftwerke betreffen; kein weiterer Gasversorger hat derartige Vereinbarungen;

ñ ist das Argument, das Engagement von DONG sei übertrieben dargestellt, weitgehend irrelevant, denn entscheidend ist der Vorteil für den Kunden und der damit verbundene Loyalitätseffekt;

387Rund 35 % der Gasgroßabnehmer bestätigten ein solches Interesse.

388[Ö]*.

(580) Der Zusammenschluss wird die marktbeherrschende Stellung von DONG bei der Versorgung dezentraler WKK-Kraftwerke und industrieller Großabnehmer weiter verstärken. Dies hat sich auch in der Marktuntersuchung bestätigt, in der die deutliche Mehrheit der Befragten davon ausging, dass DONG seine marktbeherrschende Stellung noch ausbauen werde, dass die Preise steigen und der Marktzutritt aufgrund des Zusammenschlusses schwieriger werde.

(581) Aus den in der Erörterung des Kundenausfalleffekts des geplanten Zusammenschlusses auf dem Markt für Lieferungen an zentrale WKK-Kraftwerke oben erwähnten Gründen wird es für andere Marktteilnehmer schwieriger werden, eine kritische Größe in der Gasversorgung zu erreichen, wenn rund [Ö]* des gesamten dänischen Gasverbrauchs de facto vom Markt verschwinden.

(582) Dabei muss bedacht werden, dass DONG ohnehin bereits privilegierten Zugang zu den dezentralen WKK-Kraftwerken genießt und dass dies aufgrund des Zusammenschlusses in Zukunft erst recht der Fall sein wird. Eine große Zahl dezentraler WKK-Kraftwerke, die an der Marktuntersuchung der Kommission teilgenommen haben, hat bestätigt, an einer bevorzugten Geschäftsbeziehung mit einem Unternehmen interessiert zu sein, das ihnen im Bereich der Wärmeerzeugung gleich bleibende Gewinnspannen gewährleisten könnte und ihnen die Vermarktung der Stromerzeugung abnehmen würde. Kein anderes Unternehmen als DONG – das sich, wie oben erwähnt, schon in dieser Richtung entwickelt – wäre nach dem Zusammenschluss besser in der Lage, dänischen WKK-Kraftwerken derartige Angebote zu unterbreiten, die damit noch treuer zu DONG stehen und dementsprechend weniger zugänglich für die Mitbewerber von DONG würden. Der geplante Zusammenschluss würde bei DONG (durch Einverleibung der bei weitem stärksten dänischen Gas- und Elektrizitätsunternehmen) Möglichkeiten und Anreize stärken, diese Strategie erfolgreich weiter zu verfolgen, und zum Teil die Kontrolle über den wirtschaftlichen Betrieb der dezentralen WKK-Kraftwerke sowohl auf dem Gas- als auch auf dem Strommarkt zu erlangen. Die höheren Anreize für DONG ergeben sich aus seinem stärkeren Engagement im Strommarkt. Nach dem Zusammenschluss wird DONG ein stärkeres strategisches Interesse daran haben, mehr Einfluss auf seine Mitbewerber im Stromgroßhandel zu nehmen. Dies wiederum wird mit größeren Anreizen verbunden sein, derartige Angebote auch zentralen WKK-Kraftwerken zu unterbreiten.

(583) In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte argumentiert DONG, die Wirkung auf die dezentralen WKK-Kraftwerke sei kein fusionsspezifischer Effekt, da

389Siehe Fragebogen für die Gasabnehmer in Phase I. Auch im Fragebogen für die dezentralen WKK-Kraftwerke in Phase II erwarteten die meisten Befragten negative Auswirkungen in Form einer Beeinträchtigung des Wettbewerbs.

(584) Da das Argument der nicht fusionsspezifischen Wirkung von den Beteiligten nicht begründet oder belegt wird, verweist die Kommission auf ihre vorstehende Argumentation (siehe Rdnr. 0).

(585) Die Kommission bestreitet nicht, dass E.ON über die Fähigkeit und Anreize zur Bereitstellung ähnlicher Leistungen an dezentrale WKK-Kraftwerke verfügt, jedoch sind diese Fähigkeit und diese Anreize wesentlich schwächer als bei DONG. Erstens hat DONG den Vorteil des ersten Initiators und der langfristigen Kundenbeziehungen. Zweitens ist E.ON nur ein kleiner Marktteilnehmer am dänischen Strommarkt und auch auf dem dänischen Gasmarkt ein wesentlich kleinerer Akteur als DONG. Und schließlich war die Übernahme von 60 dezentralen WKK-Kraftwerken eine einmalige Gelegenheit, die sich aus den Zusagen von Elsam gegenüber der dänischen Wettbewerbsbehörde ergeben hatte.

(586) Wie oben erwähnt, erhöht der Zusammenschluss auch das Risiko, dass Mitbewerber von der Gasspeicherung als Vorleistung ausgeschlossen werden oder die Speicherkosten der Mitbewerber steigen. Dies wird zu einer weiteren Erhöhung der Marktzutrittsschranken für die Gasversorgung dezentraler WKK-Kraftwerke und industrieller Großabnehmer führen.

(587) Des Weiteren kann es durch den Zusammenschluss zu einer Erhöhung der Marktzutrittsschranken auf den Großhandelsmärkten (vgl. Erörterungen zum Großhandelsmarkt oben) kommen, durch die es für die Mitbewerber von DONG auf dem Markt für die Belieferung dezentraler WKK-Kraftwerke und industrieller Großabnehmer schwieriger wird, sich zu wettbewerbsfähigen Konditionen mit Gas zu versorgen.

(588) DONG wird nach dem Zusammenschluss in der einzigartigen Lage sein, duale Energieversorgungsangebote zu unterbreiten. Diese Ausgangslage können andere Mitbewerber allein nicht erreichen, u. a. da DONG eine einmalige kombinierte Stärke auf dem dänischen Strom- und Gasmarkt auf Groß- und Einzelhandelsebene aufweist. Der privilegierte Zugang von DONG zu dieser Kundengruppe ist durch seine Marktposition im Stromeinzelhandel bedingt; hinzu kommt noch, dass – wie in der Marktuntersuchung der Kommission deutlich wurde – wettbewerbsfähige duale Energieversorgungsangebote (Gas/Strom) bei Großabnehmern von Gas und Strom auf starkes Interesse stoßen, und dies zu einer weiteren Verstärkung der marktbeherrschenden Stellung von DONG führt. Denn infolge des Zusammenschlusses wird kein anderer Mitbewerber die Möglichkeit haben, Möglichkeiten und Anreize zum Angebot dualer Energieversorgungsprodukte zu entwickeln, wie sie bei DONG vor dem

390Der Marktanteil von DONG bei der Stromversorgung von Großkunden wird nach dem Zusammenschluss bei rund [25-35 %]* liegen.

391Ein derartiges Interesse wurde in 14 von 34 Antworten von Gasabnehmern (41 %) auf die entsprechende Frage bekundet. Vgl. Marktuntersuchung.

Zusammenschluss gegeben waren; folglich können derartige duale Angebote dann von niemandem – weder von oder mit Hilfe von Elsam-NESA noch von E2, möglicherweise in Kombination mit seinem Hauptaktionär KE – unterbreitet werden.

(589) [Informationen über duale Energieversorgungsangebote und ihre wirtschaftliche Bedeutung]*[Ö]*.

(590) Es gibt mit EnergiDanmark nur einen weiteren Stromversorger für Großkunden, der auf dem dänischen Markt ebenso stark ist und sich mit einem Gasversorger zur Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote für Gas und Strom zusammenschließen könnte. EnergiDanmark liefert bereits ein finanzielles Gasprodukt an Kunden mit einem Jahresverbrauch von über 300 000 m³, bei dem Gasgroßabnehmer ihren Gaspreis mit EnergiDanmark für einen bestimmten Zeitraum aushandeln können. Allerdings führt EnergiDanmark im Gegensatz zu KE (das Stadtgas liefert) keine physischen Lieferungen an Gasabnehmer durch. Es gibt bisher auch keine Anzeichen dafür, dass das Unternehmen der ausdrücklich mehrgleisigen Versorgungsstrategie von KE zu folgen gedenkt (vgl. unten).

(591) Vattenfall ist nicht im Stromeinzelhandel in Dänemark tätig und verfügt daher auch nicht über eine dänische Abnehmerbasis.

(592) In der Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet DONG, nach dem Zusammenschluss in einer einzigartigen Ausgangslage für die Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote zu sein, und gibt dafür folgende Gründe an:

a) Aus der Marktuntersuchung geht nicht unbedingt hervor, dass diese Kunden bereit wären, sich nur für duale Energieversorgungsangebote mit in irgendeiner Form schlechteren Konditionen ihrer Versorger zufrieden zu geben. Und einige derer, die diese Frage bejaht haben, haben ihre Antwort mit entsprechenden Vorbehalten versehen. Daher ist fraglich, ob die Fähigkeit zur Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote einen echten Wettbewerbsvorteil verschafft, der im Vergleich zu den von jedem Versorger angebotenen Lieferbedingungen erheblich wäre.

b) Nach den Erfahrungen von DONG sind Großabnehmer im Allgemeinen stärker an der kombinierten Versorgung mit Gas und Öl als an der Kombination Gas und Strom interessiert.

c) Selbst wenn duale Energieversorgungsangebote eine Wirkung hätten, würde sie auf eine Effizienz hinauslaufen, die von anderen Energieversorgern auch erreicht werden könnte. Zahlreiche Mitbewerber, die in der Energieversorgung tätig sind, könnten sich mit Gasversorgern als Partner zusammenschließen (da es auf dem Gasmarkt einen erheblichen Wettbewerb gibt). Elektra, im Januar 2005 mit EnergiDanmark fusioniert, hat sich mit Statoil Gazelle zusammengetan, um gewerbliche und industrielle Kunden sowohl mit Strom als auch mit Gas zu versorgen. Weitere Stromeinzelhändler mit Großkunden mit einer starken Position auf dem Markt sind Sydvest Energi, ScanEnergi und NVE/SEAS. NVE/SEAS arbeitet mit Statoil und ScanEnergi mit Shell zusammen.

392Rothschild-Bericht für das Finanzministerium.

146

d) Aufgrund der bestehenden Verflechtung mit DONG wären Elsam-NESA und E2-KE von jeder Entscheidung beeinflusst worden, bei der es um die Unterbreitung eines konkurrierenden Angebots gegenüber DONG gegangen wäre.

e) Das Argument der dualen Energieversorgungsangebote läuft auf das gleiche hinaus wie die Behauptung, durch Konglomerate würde sich eine erhebliche Behinderung wirksamen Wettbewerbs ergeben. Die Kommission könne dieses Argument nicht hinreichend belegen (vgl. die Entscheidung in der Sache Tetra), vor allem auch, weil die Fähigkeit zur Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote einen Effizienzgewinn zu beinhalten scheint.

(593) Die Kommission bleibt bei der Auffassung, dass DONG in einer einzigartigen Ausgangslage zur Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote ist und dass dies eine ganz erhebliche Auswirkung des Zusammenschlusses ist.

a) Die von DONG erwähnten Vorbehalte der Kunden stehen nicht im Widerspruch zu den Argumenten der Kommission. Die Kommission unterstellt keine schlechteren Konditionen, sondern kommt lediglich zu dem Schluss, dass DONG in einer einzigartigen Ausgangslage zur Unterbreitung dualer Energieversorgungsangebote wäre.

b) DONG belegt nicht seine Behauptung, Großkunden seien im Allgemeinen stärker an der kombinierten Lieferung von Öl und Gas interessiert. Wäre dies der Fall, so müsste der Marktanteil von Shell weit größer sein als die 2004 erreichten [0-5 %]*. Selbst wenn die Abnehmer in gleichem Maße an einer kombinierten Versorgung mit Öl/Gas wie an der Kombination aus Gas/Strom interessiert wären, würde dies nicht die Stärkung beseitigen, die sich aus der Position ergibt, aus der man beide Möglichkeiten anbieten kann. Des Weiteren setzt DONG Öl von den dänischen Ölförderfeldern in der Nordsee auf dem Spotmarkt ab, ist Eigentümer der vorgelagerten Öl-Pipelines von diesen Feldern zum Öl-Terminal von DONG in Fredericia und wäre demnach allem Anschein nach in der Lage gewesen, Gas zusammen mit Öl anzubieten, wenn die Abnehmer dies verlangt hätten oder wenn dies wirtschaftlich attraktiv gewesen wäre.

c) Die Kommission nimmt das duale Energieversorgungsbündnis zwischen Statoil Gazelle und Elektra (heute EnergiDanmark) zur Kenntnis. Die Kommission hat die Möglichkeit von Elsam-NESA, E2 und KE zur Bildung von Bündnissen und die Tatsache, dass diese Möglichkeit nach dem Zusammenschluss für andere Gasversorger nicht mehr gegeben wäre, als fusionsspezifische Wirkung betrachtet. Dieses Bündnis zwischen Statoil Gazelle und Elektra belegt die Wahrscheinlichkeit, dass solche Bündnisse ohne den Zusammenschluss zustande gekommen wären und Wettbewerbsdruck auf DONG entfaltet hätten. Der Wegfall dieser Möglichkeit für andere Gasmarktteilnehmer wie Elsam-NESA, KE und E2 bewirkt eine fusionsspezifische Stärkung der Stellung von DONG. Die von DONG zitierte Pressemitteilung ist ein weiterer Beweis für das Interesse von Großabnehmern an dualen Energieversorgungsangeboten für Gas und Strom.

393Siehe Rechtssache T-5/02, Tetra Laval/Kommission.

„Elektra hat viele industrielle Großabnehmer, die auch Gas zu wettbewerbsfähigen Preisen verlangen. Daher kam es für Elektra immer darauf an, einen Partner mit den erforderlichen Kompetenzen für ein professionelles Auftreten auf dem dänischen Gasmarkt zu finden. Dieses Ziel wurde mit der Vereinbarung mit Statoil Gazelle erreicht.“ (Erklärung aus der Pressemitteilung des Vorstandsvorsitzenden von Elektra, Tom Helfing, vom 28. April 2004. Quelle: Homepage von Statoil Gazelle.)

147

Dennoch sei darauf verwiesen, dass EnergiDanmark im Gegensatz zu DONG derzeit keine physischen dualen Energieversorgungslieferungen von Gas und Strom an seine Kunden vornimmt. Die angebliche Zusammenarbeit von NVE/SEAS mit Statoil und von ScanEnergi mit Shell wurde von DONG nicht belegt. Der Kommission liegen keine Beweiselemente vor, die auf eine derartige Zusammenarbeit zwischen Shell und ScanEnergi oder zwischen NVE/SEAS und Statoil schließen lassen. Selbst wenn eine derartige Zusammenarbeit in Zukunft stattfindet oder möglich wird, entkräftet dies nicht das Argument, dass die Mitbewerber von DONG selbst mit einer solchen Zusammenarbeit nicht die gleichen Synergieeffekte wie DONG erzielen können, da DONG eigene flexible Förderkapazitäten und einen privilegierten Zugang zu Großhandelsgas zu äußerst wettbewerbsfähigen Preisen hat. ScanEnergi verfügt nur über eine sehr schmale Kundenbasis im Stromgeschäft. Die Kundenbasis von SEAS-NVE im Stromgeschäft ist zwar breiter, aber eindeutig schmaler als die aus dem Zusammenschluss hervorgegangenen Unternehmens, und zwar bei den Großkunden noch stärker als bei den Kleinkunden. Ohne den Zusammenschluss wäre NVE-SEAS als großer Anteilseigner von E2 wahrscheinlich als Teilnehmer an einer Initiative von E2 und ihrem anderen großen Anteilseigner KE zur Unterbreitung von dualen Energieversorgungsangeboten in Frage gekommen. Ohne diese Verbindungen wird ihr Potenzial in dieser Richtung deutlich geringer ausfallen.

d) Zu den mangelnden Anreizen für Elsam-NESA und E2 aufgrund der gegenseitigen Minderheitsbeteiligungen wird auf die allgemeine Erörterung unter den Rdnrn. 0-(290) verwiesen.

e) Die Sache Tetra (betreffend die Entstehung einer marktbeherrschenden Stellung durch konglomerate Effekte) und die Sache GE (betreffend die Verstärkung einer marktbeherrschenden Stellung durch konglomerate Effekte) können in dieser Hinsicht nicht mit dieser Sache verglichen werden. Im vorliegenden Fall handelt es sich um eine sofortige und strukturelle Wirkung, die nicht vom Verhalten von DONG nach dem Zusammenschluss abhängt (oder nur in dem Maße, wie DONG weiterhin duale Energieversorgungsangebote bereithält und seine marktbeherrschende Stellung dadurch verstärkt, dass DONG seine verbesserte Position auf geschäftliche Weise ausnutzt und damit eine ähnliche Verbesserung für andere Marktteilnehmer strukturell verhindert oder erschwert). Es ist darauf hinzuweisen, dass jeder Effizienzgewinn aufgrund dualer Energieversorgungsangebote wettbewerbsfördernd ist, vorausgesetzt, er ist auch für die Mitbewerber von DONG zugänglich. In diesem Fall sind derartige Effizienzgewinne für die Mitbewerber jedoch nur eingeschränkt verfügbar. DONG hat in dieser Hinsicht nicht mit Argumenten auf Effizienzgewinne berufen, anhand deren die Kommission hätte überprüfen können, ob die Kriterien der einschlägigen Bestimmungen erfüllt sind.

Der geplante Zusammenschluss verstärkt die marktbeherrschende Stellung von DONG durch Ausschaltung potenzieller Mitbewerber.

Marktzutritt von Stromerzeugern

(594) Sowohl Elsam als auch E2 haben als Stromerzeuger die Möglichkeit und den Anreiz, auf den Markt für Lieferungen an industriell Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke vorzustoßen. Beide haben Zugang zu großen Erdgasmengen zu wettbewerbsfähigen Preisen, mit denen sie bei der Belieferung dieser Kundengruppe gute Gewinnspannen erzielen könnten. Wie oben verdeutlicht, ist zumindest E2 in der Lage und könnte es interessant finden, aktive Gasbeschaffungsstrategien für den Einkauf zusätzlicher Mengen zu entwickeln. Die Beschaffung zusätzlicher Mengen für den Weiterverkauf auf anderen Märkten wie dem Markt (den Märkten) für Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke würde für E2 und Elsam kein besonderes wirtschaftliches Risiko bedeuten und würde es ihnen erlauben, weitere Größenvorteile durch den Bezug größerer Mengen und über das Management der Versorgungskette zu erzielen. Als Großhändler, die Speicherkapazität buchen, und als Gaskraftwerke, die als „virtuelle Gasspeicher“ eingesetzt werden könnten, hätten beide außerdem Zugang zur Speicherung und zu Flexibilitätsinstrumenten. Darüber hinaus haben sie auch die erforderliche „Energiemarke“. Daher erklärte eine deutliche Mehrheit der bei der Marktuntersuchung der Kommission Befragten, dass Elsam und E2 zusätzliche Gasmengen an sie weiterverkaufen könnten. Dass sich auch Stromerzeuger im Erdgasverkauf an Großkunden engagieren, ist auch aus Beispielen aus anderen Mitgliedstaaten wie dem Vereinigten Königreich und Spanien bekannt. In diesem Zusammenhang kann auch auf [Informationen aus internen Unterlagen]* verwiesen werden. Die Kommission hat deutliche Hinweise auf solche Einstiegsmöglichkeiten und entsprechende Absichten von E2 gefunden. [Ö]* .

(595) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte sind die Beteiligten nicht der Auffassung, dass E2 und/oder Elsam potenzielle Mitbewerber auf dem Markt für Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer gewesen wären, und geben dafür folgende Gründe an:

a) Industrielle Großabnehmer hätten wenig oder kein Interesse an einer kombinierten Versorgung mit Gas und Strom. Diese Abnehmer seien im Allgemeinen mehr an der kombinierten Versorgung mit Gas und Öl anstatt der kombinierten Versorgung mit Gas und Strom interessiert. In dieser Hinsicht hätten Unternehmen wie Statoil und Shell einen erheblichen Wettbewerbsvorteil gegenüber DONG, da sie häufig ihre Position als Öllieferant nutzten, um ihren industriellen Großkunden die Lieferung von Gas anzubieten.

397Fragebogen für die dezentralen WKK-Kraftwerke, Phase II.

398[Ö]*.

399Vgl. die Antwort von E2 vom 14.12.2005 auf den Fragebogen der Kommission vom 13.12.2005.

149

b) Elsam und E2 seien auf dem offenen Markt als Weiterverkäufer von Gas, das im Rahmen langfristiger Verträge mit DONG oder von Dritten bezogen wurde, nicht gut aufgestellt, da sie das ans Kraftwerkstor gelieferte Gas aus praktischen Gründen nicht weiterverkaufen könnten.

c) Flexibilität aus den zentralen WKK-Kraftwerken von Elsam und E2 sei nur in sehr beschränktem Umfang verfügbar und könne aus praktischen Gründen nicht für die Belieferung von Dritten eingesetzt werden.

d) Der Verweis auf die Energiemarke von Elsam und E2 sei übertrieben, da keines der beiden Unternehmen im Einzelhandel tätig sei. Darüber hinaus hätten Elsam und E2 nicht die Kundenbasis dafür.

e) Elsam und E2 könnten sich über die Gaspreise zu stark exponieren, wenn sie als Weiterverkäufer aufträten, was ihr Kerngeschäft als Stromerzeuger gefährden könnte.

f) Dass „eine deutliche Mehrheit“ der bei der Marktuntersuchung der Kommission Befragten erklärt habe, dass Elsam und E2 zusätzliche Gasmengen an sie weiterverkaufen könnten, sei für die Frage, ob Elsam und E2 tatsächlich dazu in der Lage wären und einen wirtschaftlichen Anreiz zum Weiterverkauf des Gases an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer hätten, unerheblich.

g) Die Kommission belege nicht, warum der Schluss zu ziehen sei, dass die im Vereinigten Königreich und in Spanien gewonnenen Erfahrungen auch in Dänemark gemacht werden könnten oder wahrscheinlich gemacht würden. In der Mitteilung der Beschwerdepunkte werde kein Vergleich der Marktbedingungen in diesen Mitgliedstaaten vorgenommen, der diese Behauptung stützen könnte.

h) [Ö]*.

i) [Ö]*.

j) Die Kommission lasse die bisherigen Beziehungen zwischen DONG und Elsam/E2 außer Acht. Elsam und E2 würden wohl kaum gegen die Interessen eines Großaktionärs handeln.

(596) Die Kommission widerlegt die Argumente der Beteiligten und zieht den Schluss, dass Elsam und/oder E2 als unmittelbare Wirkung des Zusammenschlusses tatsächlich als potenzielle Mitbewerber auf dem Markt für die Belieferung dezentraler WKK-Kraftwerke und industrieller Großabnehmer ausgeschaltet werden.

a) Die Marktuntersuchung der Kommission hat gezeigt, dass industrielle Abnehmer ein erhebliches Interesse an Angeboten für die kombinierte Versorgung mit Gas und Strom haben. Dies gilt unabhängig von einem etwaigen Interesse an einer kombinierten Versorgung mit Gas und Öl. Derartige Wirkungen dürften sich bereits eingestellt haben, da Statoil und Shell schon seit einiger Zeit Marktteilnehmer sind. DONG verweist in diesem Zusammenhang nicht auf andere Ölgesellschaften, die als potenzielle neue Marktteilnehmer gut platziert wären. In diesem Zusammenhang wird auch auf Rdnr. 0 verwiesen.

150

b) Zur angeblichen praktischen Unmöglichkeit des Weiterverkaufs von ans Kraftwerkstor geliefertem Gas wird auf die Erörterung dieser Frage im Abschnitt über den Großhandel unter Rdnr. (455) verwiesen.

c) Zentrale WKK-Kraftwerke bieten – wie in den Abschnitten über die Flexibilitätsleistungen nachgewiesen – beträchtliche Möglichkeiten für Flexibilität. Des Weiteren ist zu beachten, dass Brennstoffflexibilität einer der angekündigten Forschungsschwerpunkte von Elsam und ein wichtiger Teil der Strategie von E2 ist. Die von den zentralen WKK-Kraftwerken zur Verfügung gestellte Flexibilität kann indirekt über Liefervereinbarungen, die für Dritte flexibel sind, an diese weitergegeben werden. [Ö]*.

d) Hinsichtlich der Stärke der Energiemarke stellt die Kommission fest, dass E2 seine Marke auf jeden Fall gepflegt und ein Logo verwendet hat, mit dem es auf einer Website, in Broschüren und über öffentlich sichtbare Reklameflächen Werbung betreibt. Umfangreiche und aufwendige Werbekampagnen mit berühmten dänischen Schauspielern im landesweiten Fernsehen können nur als ein Wunsch von E2 verstanden werden, diese Marke zu pflegen. Desgleichen hat auch Elsam Werbung für seine Marke auf der Website, in Broschüren, auf öffentlichen Reklameflächen und über Werbekampagnen betrieben. Auf der Website stellt sich Elsam als „das führende Energieunternehmen Dänemarks“ dar, und sein Slogan lautet „Essential Energy“; das Logo in Form einer roten Galaxie taucht in Sponsoringveranstaltungen des dänischen Segel-Olympiamannschaft für Athen 2004 und Peking 2008 auf. Darüber hinaus ist Elsam über NESA schon in den Stromeinzelhandel für Großkunden eingestiegen und verfügt daher bereits über eine Kundenbasis. E2 könnte sich mit seinem Großaktionär KE zusammentun, der bereits im Stromeinzelhandel engagiert ist. [Ö]*.

e) Zur unterstellten übermäßigen Exposition im Verhältnis zu den Gaspreisen stellt die Kommission fest, dass beide Unternehmen und insbesondere Elsam eine erklärte Politik der Produktinnovation außerhalb ihres Kerngeschäfts, aber doch in Verbindung mit diesem Geschäft verfolgen. Dies trifft mit Sicherheit auf den Gashandel zu. Es sei erwähnt, dass Elsam derzeit mit Kohle handelt. E2 hat bereits seine Bereitschaft erkennen lassen, als Weiterverkäufer zu fungieren (vgl. Rdnrn. (471)ff. und (483)). Die damit verbundenen Risiken entsprechen den normalen Geschäftssituationen. Unternehmen können sich gegen Risiken versichern/absichern. Der Handel mit anderen Brennstoffen ist in diesem Zusammenhang an sich ein Instrument zur Absicherung.

f) Die Kommission ist der Auffassung, dass die Meinung der Kunden in der Frage, ob Elsam und E2 Gas an sie weiterverkaufen könnten, auch die Bereitschaft widerspiegelt, dieses Gas zu kaufen, und damit äußerst relevant ist.

g) Hinsichtlich der Erfahrungen aus anderen Mitgliedstaaten ist die Kommission der Auffassung, dass es – trotz offensichtlicher nationaler Unterschiede – in allen Mitgliedstaaten eine grundlegende wechselseitige Einstiegslogik für den Gas- bzw. Strommarkt gibt, die sich bisher sehr positiv auf den Wettbewerb im Gemeinsamen Markt ausgewirkt hat.

h) [Ö]*.

i) Die vorgelegten und angeforderten Angebote spiegeln sowohl ein gewisses Vertrauen und eine Verkaufsbereitschaft als auch eine Einschätzung der möglicherweise in Frage kommenden Versorger durch den Kunden wider. Dies gilt unabhängig davon, ob anschließend tatsächlich ein Verkauf stattfand. So überrascht es z. B. kaum, dass E2 angesichts des geplanten Zusammenschlusses 2005 nicht auf die Anforderung des Angebots reagiert hat.

j) Zu den aufgrund der gegenseitigen Minderheitsbeteiligungen mangelnden Anreizen für Elsam-NESA und E2, gegen die Interessen eines Minderheitsaktionärs zu handeln, wird auf die allgemeine Erörterung dieser Frage unter den Rdnrn. 0-(290) verwiesen.

Marktzutritt von Stromversorgern

(597) Nicht nur Stromerzeuger wie E2 und Elsam, sondern auch starke Stromversorgungsunternehmen wie NESA und KE wären in der Lage und möglicherweise daran interessiert, in die Belieferung dieser Kundengruppen mit Erdgas einzusteigen. [Ö]*. Diese Stromversorgungsunternehmen verfügen über starke Energiemarken, können Kostensynergieeffekte für die Organisation ihrer Absatztätigkeit und ihres Kundendienstes sowie bei ihren Gemeinkosten erzielen und außerdem durch duale Energieversorgungsangebote eine größere Kundentreue erreichen. Sie haben Zugang zu einer breiten Kundenbasis aus industriellen Abnehmern, die, wie oben festgestellt, an wettbewerbsfähigen dualen Energieversorgungsangeboten für Strom und Erdgas interessiert sind. Auch Statoil Gazelle betrachtete KE, Elsam und Energi E2 als potenzielle Mitbewerber auf den dänischen Gasmärkten. Im Geschäftsplan von Statoil Gazelle vom November 2002 werden KE und Elsam neben Shell, Fortum, Ruhrgas und EnergiDanmark als potenzielle Mitbewerber auf den dänischen Gasmärkten erwähnt. In der gleichen Unterlage analysiert Statoil Gazelle die Marktstrategien der (potenziellen) Mitbewerber: DONG, EnergiDanmark, Elsam, KE und Energi E2.

(598) Ohne den Zusammenschluss hätten Elsam-NESA, KE und E2 untereinander oder mit anderen Partnern diese Anreize kombinieren können und wären so in einer sehr starken

404 [Ö]*.

405 Gazelle Geschäftsplan, November 2002.

152

Position im Hinblick auf einen potenziellen Marktzutritt zur Lieferung von Erdgas an diese Kundengruppen gewesen. Außerdem hätten sie als Partner von Erdgaseinzelhändlern zur Verfügung gestanden, die mit DONG konkurrieren und ihre Wettbewerbsposition gegenüber DONG stärken wollen, indem sie ihren Kunden eine bessere Produktauswahl anbieten. Durch den Zusammenschluss werden diese äußerst gut, wenn nicht sogar am besten platzierten Mitbewerber von DONG ausgeschaltet.

(599) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Beteiligten, dass KE und/oder NESA potenzielle neue Akteure auf dem Markt für Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Abnehmer waren, und geben dafür folgende Gründe an:

a) Die Kommission lasse die bisherigen Beziehungen zwischen DONG und NESA außer Acht. NESA würde wohl kaum gegen die Interessen eines Großaktionärs handeln.

b) [Ö]*.

c) Der Verweis auf den Geschäftsplan von Statoil Gazelle vom November 2002, in dem KE und Elsam als potenzielle Mitbewerber auf dem Markt für Gaslieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer betrachtet werden, sei über drei Jahre alt und sollte als ein im Wesentlichen historisches Dokument betrachtet werden. Der Geschäftsplan von Statoil Gazelle stamme noch aus der Zeit vor der Liberalisierung des dänischen Gasmarkts und dem Auftreten neuer Mitbewerber auf dem Gasmarkt. Keine der im Geschäftsplan erwähnten Stromgesellschaften sei bisher erfolgreich in den Gasmarkt eingetreten. Statoil Gazelle habe erfolgreich rund [10-20 %]* des Marktes erobert.

d) Es verblieben zahlreiche weitere Stromeinzelhändler wie EnergiDanmark, Sydvest Energi, ScanEnergi und NVE/SEAS auf dem Markt, die sich mit einem Gasversorger als Partner zusammentun könnten, um in Konkurrenz zu DONG duale Energieversorgungspakete anzubieten.

(600) Die Kommission ist der Auffassung, dass die Möglichkeiten für den Einstieg von KE und/oder NESA in den Markt für Lieferungen an dezentrale WKK-Kraftwerke und industrielle Großabnehmer eindeutig belegt sind. Im Folgenden geht die Kommission auf die einzelnen Argumente der Parteien ein:

a) Zu den Anteilen von DONG an NESA vor dem Zusammenschluss wird auf die Rdnrn. 0-(290) verwiesen. Zu den internen Strategieunterlagen von DONG siehe Rdnr. 0 Buchstabe h.

b) Obwohl das Dokument von Statoil Gazelle zur Einschätzung der Strategie und der Marktentwicklung 3 Jahre alt ist, stellt es doch einen wichtigen Beleg dar. Die Tatsache, dass Statoil Gazelle einen bestimmten Marktanteil hat, entkräftet diese Belege aus der Zeit vor dem Zusammenschluss nicht, im Gegenteil, diese Markterfahrung macht diese Belege noch überzeugender. Dass die vorausschauenden Erklärungen von Statoil Gazelle zu den Stromgesellschaften bisher nicht umgesetzt worden sind, heißt nicht, dass sie ohne den Zusammenschluss nicht umgesetzt worden wären. Das von DONG selbst angeführte Unternehmen Elektra (siehe Rdnr. (590)) ist ein Beispiel dafür, dass Stromgesellschaften den Marktzutritt versucht haben.

153

c) Zu den internen Strategieunterlagen von DONG siehe Rdnr. 0 Buchstabe h.

d) Obwohl das Dokument von Statoil Gazelle zur Einschätzung der Strategie und der Marktentwicklung 3 Jahre alt ist, stellt es doch einen wichtigen Beleg dar. Die Tatsache, dass Statoil Gazelle einen bestimmten Marktanteil hat, entkräftet diese Belege aus der Zeit vor dem Zusammenschluss nicht, im Gegenteil, diese Markterfahrung macht diese Belege noch überzeugender. Dass die vorausschauenden Erklärungen von Statoil Gazelle zu den Stromgesellschaften bisher nicht umgesetzt worden sind, heißt nicht, dass sie ohne den Zusammenschluss nicht umgesetzt worden wären. Das von DONG selbst angeführte Unternehmen Elektra (siehe Rdnr. (590)) ist ein Beispiel dafür, dass Stromgesellschaften den Marktzutritt versucht haben.

e) Die Kommission stellt die Möglichkeit nicht in Abrede, dass EnergiDanmark, Sydvest Energi, ScanEnergi und NVE/SEAS sich mit einem Gasversorger zusammentun könnten; keiner von ihnen – ausgenommen einzig EnergiDanmark – kann allerdings eine vergleichbare Stromkundenbasis bei den großen Geschäftskunden für die kombinierten Geschäftsbereiche von NESA, KE und FE anbieten.

(601) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte machen die Unternehmen ferner geltend, die Kommission berücksichtige nicht, dass (infolge des Zusammenschlusses) Vattenfall als völlig unabhängiger Marktteilnehmer auftreten könne. Soweit bisher entweder Elsam oder E2 (aufgrund ihrer Einkaufserfahrung bei Gas) in einer vorteilhaften Ausgangslage für den Einstieg in den Gasversorgungsmarkt gewesen seien, gehe dieser Vorteil nun auf Vattenfall über. Dass Vattenfall jetzt über gasbefeuerte Produktionskapazität verfügt, bedeute daher, dass Vattenfall seine langfristigen Gaslieferverträge mit DONG kündigen und gegebenenfalls Verträge mit Dritten aushandeln könne, nach denen Vattenfall industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke mit Gas versorgen könne. Schließlich sind die Unternehmen der Auffassung, anders als Elsam und E2 vor dem Zusammenschluss werde Vattenfall ein unabhängiger Marktteilnehmer, der nicht durch Minderheitsbeteiligungen in seinem Handeln eingeschränkt sei.

(602) Die Kommission lässt diesen „Vattenfall-Effekt“ nicht außer Acht und hat seine Auswirkungen an vielen Stellen untersucht (insbesondere indem sie keine Einwände gegen den Stromgroßhandel in Dänemark erhoben hat). Zu berücksichtigen ist jedoch, dass die vorteilhafte Ausgangslage von Elsam und E2 nur zu einem äußerst geringen Teil auf Vattenfall übergeht, da Vattenfall lediglich ein gasbefeuertes zentrales Kraftwerk übernimmt, das in Zukunft allenfalls einen sehr geringen Verbrauch aufweisen wird. Vattenfall wird wahrscheinlich von seiner Vertragskündigungsoption für das Kraftwerk Fynsværket keinen Gebrauch machen, da die in dem Vertrag festgelegten sehr niedrigen Gaspreise von großem Vorteil sind. Andererseits ist nicht zu erwarten, dass die Aufsplittung des Vertrages und der teilweise Übergang auf Vattenfall diesem Unternehmen einen erheblichen Gasüberschuss verschaffen würde, durch den es wesentlich schlechter aufgestellt wäre, um seinen Kunden Flexibilitätsleistungen anzubieten.

(603) Was die beiden gasbefeuerten dezentralen Kraftwerke von Vattenfall anbelangt, so sind sie für eine Eigenversorgung eher zu klein; dies macht es unwahrscheinlich, dass sich Vattenfall in Dänemark selbst Gas beschafft. Doch selbst wenn man davon ausgeht, dass Vattenfall beschließen könnte, seine eigenen dezentralen Gaskraftwerke selbst auf rentable Weise zu versorgen, könnte es viele der Einstiegsvorteile von Elsam und E2 nicht nutzen, z. B. im Hinblick auf Speicherung/Flexibilität. Vattenfall braucht außerdem Zeit, um seine jüngsten Akquisitionen in seine Strukturen zu integrieren. Nach dem Einstieg von Vattenfall in den deutschen Strom- und Gasmarkt dauerte es fast 6 Jahre, bevor das Unternehmen sich im Gashandel engagierte. Dabei muss auch das traditionell mangelnde Interesse von Vattenfall an Erdgas in Schweden mit berücksichtigt werden. In Deutschland wurde Hanse Gas, das erste von Vattenfall übernommene Unternehmen auf dem deutschen Erdgasmarkt, an E.ON verkauft.

(604) Zur größeren Unabhängigkeit von Vattenfall sei bemerkt, dass Vattenfall auch nach dem Zusammenschluss nicht vollständig unabhängig von DONG sein wird, da beide Unternehmen gemeinsam Eigentümer der Windkraftanlagen von Horns Rev und anderer Hilfseinrichtungen sind. Nach der von DONG vertretenen Logik hinsichtlich der Beteiligungs- und Besitzverhältnisse verringert dies die Wahrscheinlichkeit, dass Vattenfall auf einem neuen Markt in einem neuen Geschäftsbereich als Mitbewerber von DONG auftritt. Doch selbst wenn man dieses Argument von DONG für zutreffend erachtet, fällt es in Anbetracht aller anderen oben aufgeführten Nachteile von Vattenfall als effektivem potenziellem Mitbewerber auf dem dänischen Gasmarkt kaum ins Gewicht.

Schlussfolgerung zu den Lieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke

(605) Aus diesen Gründen wird der Schluss gezogen, dass der geplante Zusammenschluss, insbesondere durch Begründung oder Verstärkung marktbeherrschender Stellungen auf dem Markt (den Märkten) für Erdgaslieferungen an industrielle Großabnehmer und dezentrale WKK-Kraftwerke, zu einer erheblichen Behinderung wirksamen Wettbewerbs führen wird.

5. Markt (Märkte) für Erdgaslieferungen an private Haushalte und kleine Geschäftskunden

DONG ist in zwei Regionen marktbeherrschendes Unternehmen

(606) Ein gemeinsamer Markt für die Belieferung von Kunden ohne Zähler umfasst rund 320 000 private Haushalte und rund 16 700 kleine Geschäftskunden mit einem Jahresverbrauch von rund 900 Mio. m³, von denen etwas mehr als 50 % auf die privaten Haushalte entfallen.

(607) Der Absatz auf diesem Markt erfordert ein nationales Verkaufsbüro sowie umfangreiche Investitionen in Mitarbeiterstab, technische Servicezentren, IT-Ausrüstung, Fakturierungssysteme usw. Kunden- und Markentreue sind hoch, die finanziellen Anreize zum Wechsel des Versorgers bisher gering. Die Marktzutrittschranken sind daher hoch. Dies erklärt möglicherweise auch, warum seit der Öffnung dieses Marktes am 1. Januar 2004 kein Unternehmen dauerhaft auf diesen Markt vorgestoßen ist, obwohl es Marktzutritte zu anderen Gasversorgungsmärkten gegeben hat.

(608) Dänemark ist in fünf Verteilungsgebiete unterteilt, wobei jedes Gebiet eine regionale Verteilergesellschaft hat (die auch für das regionale Netz zuständig ist) – vgl. Tabelle 17. Die regionalen Verteilergesellschaften bestehen aus einer Gesellschaft mit Universalversorgungsauftrag (USO) und einer Handelsgesellschaft. Zwischen den ehemals fünf Verteilergesellschaften hat ein Konzentrationsprozess stattgefunden, so dass es derzeit, wie unten dargelegt, nur noch drei etablierte Wettbewerber auf diesen Märkten gibt, die in ihrem Gebiet einen Marktanteil von über 98 % haben.

Tabelle 17: Regionale Verteilungsgebiete und Absatz an Kunden mit einem Jahresverbrauch von unter 300 000 m³ (2004)

Menge (Mio. m³)

GEBIET

Verteilergesellschaft

Mittel- und Nord-Jütland

HNG/MN

[Ö]*

Großraum Kopenhagen

Fünen

Statoil Gazelle

[Ö]*

Süd-Jütland

[Ö]*

Übriges Seeland

Quelle: Marktuntersuchung, Antworten von DONG auf die Fragebogen

(609) Seit der Übernahme von Naturgas Syd 1999 ist DONG in der Gasverteilung auf regionaler Ebene aktiv. 2001 erwarb DONG die regionale Verteilergesellschaft Naturgas Sjælland.

(610) HNG und MN waren ursprünglich getrennte Verteilergesellschaften, die den Großraum Kopenhagen bzw. Mittel- und Nord-Jütland versorgten. Seit 2003 unterhalten die Gesellschaften enge Geschäftsbeziehungen und betreiben beispielsweise eine gemeinsame Handelsgesellschaft und eine gemeinsame Gesellschaft mit Universalversorgungsauftrag. Außerdem haben sie eine gemeinsame Liefervereinbarung mit DONG getroffen. Während der Marktuntersuchung haben die Gesellschaften gemeinsame Antworten auf die Fragebogen übermittelt, und die anderen Teilnehmer der Marktuntersuchung betrachten HNG und MN als ein Unternehmen. Daher werden sie auch für die Zwecke dieser Entscheidung als ein Unternehmen behandelt.

(611) Statoil Gazelle ist ein Jointventure von Naturgas Fyn, dem etablierten Verteilergesellschaft auf der Insel Fünen, und Statoil Denmark. Naturgas Fyn besitzt 70 % der Anteile an dem 2003 gegründeten Unternehmen, Statoil Denmark die übrigen. Es ist das einzige Verteilerunternehmen, das sein Gas nicht von DONG bezieht.

(612) Wie oben erwähnt, hat HNG/MN 2003 eine exklusive Liefervereinbarung mit DONG getroffen. Die Vereinbarung kam zustande, weil HNG/MN zu diesem Zeitpunkt stark verschuldet war. In der Vereinbarung verpflichtet sich HNG/MN, bis zum 31. Dezember 2008 seinen gesamten Gasbedarf bei DONG zu decken. Nach der Liefervereinbarung zahlt HNG/MN verschiedene Preise, je nach dem, welche Kundengruppe HNG/MN letztendlich mit dem Gas beliefert (Bestimmungsklausel). Für Lieferungen an Kunden ohne Zähler zahlt HNG/MN einen höheren Preis an DONG als für Lieferungen an Kunden mit Zähler.

(613) Am 21. Dezember 2005 traf die dänische Wettbewerbsbehörde eine Entscheidung über die verbindliche Zusage von DONG, den Vertrag zum 1. Januar 2007 zu kündigen. Die Vertragsparteien können eine neue Liefervereinbarung aushandeln, die jedoch keine Ausschlussklauseln oder Bestimmungen hinsichtlich der Endbestimmung des Gases (verschiedene Preise) enthalten darf.

(614) Auch wenn die Liefervereinbarung zwischen DONG und HNG/MN zum 1. Januar 2007 zu kündigen ist, hat DONG das Recht, die Vertragsbedingungen neu auszuhandeln, und falls am 1. Juni 2006 noch keine neue Vereinbarung zustande gekommen ist, kann HNG/MN die Option ausüben, von DONG zwischen 300 Mio. m³ und 600 Mio. m³ Gas zu Bedingungen zu beziehen, die in der Entscheidung über die verbindliche Zusage festgelegt sind. Daher ist sehr wahrscheinlich, dass DONG auch nach 2007 der Hauptversorger von HNG/MN bleibt.

(615) Angesichts ihrer hohen Marktanteile und der hohen Marktzutrittsschranken haben die regionalen Verteilergesellschaften derzeit in ihrem Versorgungsgebiet eine marktbeherrschende Stellung inne. DONG ist damit in seinen beiden Verteilungsgebieten Süd-Jütland und Süd-Seeland das marktbeherrschende Unternehmen.

(616) Die marktbeherrschende Stellung von DONG wird ferner dadurch verstärkt, dass DONG, wie oben dargelegt, die Speicherung und den Zugang zu dem Gas aus dem dänischen Teil der Nordsee kontrolliert und eine beherrschende Stellung auf dem Großhandelsmarkt hat. Dass HNG/MN von DONG beliefert wird, ist ein eindeutiger Beleg für diese starke Position im vorgelagerten Bereich, die die Möglichkeit und den Anreiz für HNG/MN beschränkt, DONG im nachgelagerten Bereich Konkurrenz zu machen.

(617) Die Tatsache, dass HNG/MN, der wichtigste Mitbewerber von DONG, finanziell relativ verwundbar ist, während DONG dem Staat gehört und von seinen Öleinnahmen profitiert, verstärkt die beherrschende Stellung von DONG auf dem regionalen Markt für Lieferungen an Kunden ohne Zähler in Süd-Jütland und Süd-Seeland zusätzlich.

(618) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte versuchen die Beteiligten zu widerlegen, dass DONG eine beherrschende Stellung auf regionalen Märkten hat, und führen dafür folgende Argumente an:

a) Historisch betrachtet sei es völlig normal, dass die regionalen Verteilergesellschaften im gerade erst geöffneten Gasmarkt immer noch die größten Versorger sind.

b) DONG sei im Bereich Speicherung und Zugang zu Gas nicht marktbeherrschend und könne diese Möglichkeiten nicht nutzen, um die Kosten seiner Mitbewerber in die Höhe zu treiben.

c) Der Markt sei erst seit relativ kurzer Zeit liberalisiert. Die im Rahmen des Universalversorgungsauftrags geltenden Tarife böten den Kunden nur geringen oder keinen Anreiz zum Wechsel des Versorgers, und ein erheblicher Teil des Gaspreises entfiele auf Steuern. Seit 2004 sei die Kundentreue zurückgegangen, und entsprechend habe sich die Versorgerwechselrate bei kleinen Geschäftskunden erhöht. Ab 1. Januar 2006 hätten die Versorger die Möglichkeit, ihren Kunden statt zweier Rechnungen eine einzige auszustellen.

d) Dänemark gelte als einer der wenigen Mitgliedstaaten, die ein gewisses Maß an Wettbewerb auch für private Haushalte geschaffen hätten.

e) Statoil Gazelle habe mit Werbekampagnen begonnen, die sich an private Haushalte in Seeland richteten. Mitbewerber von DONG seien derzeit Statoil Gazelle, Shell und HNG/MN, die angefangen hätten, außerhalb ihres angestammten regionalen Schwerpunktgebiets um Kunden zu werben.