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Fall Nr. COMP/M.3440 ñ EDP / ENI / GDP

Nur der englische Text ist verbindlich.

VERORDNUNG (EWG) Nr. 4064/89 ‹BER FUSIONSVERFAHREN

Artikel 8 (3) Datum: 09/12/2004

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KOMMISSION DER EUROPƒISCHEN GEMEINSCHAFTEN

Br¸ssel, 09.12.2004 K(2004)4715 endg.

÷FFENTLICHE FASSUNG

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 09.12.2004

zur Erkl‰rung der Unvereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt

(Sache COMP/M.3440 ñ EDP/ENI/GDP)

(Nur der englische Text ist verbindlich.)

ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION

vom 09.12.2004

zur Erkl‰rung der Unvereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt

(Sache COMP/M.3440 ñ EDP/ENI/GDP)

DIE KOMMISSION DER EUROPƒISCHEN GEMEINSCHAFTEN ,

gest¸tzt auf den Vertrag zur Gr¸ndung der Europ‰ischen Gemeinschaft,

gest¸tzt auf das Abkommen ¸ber den Europ‰ischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 57,

gest¸tzt auf die Verordnung des Rates (EWG) Nr. 4064/89 vom 21. Dezember 1989 ¸ber die Kontrolle von Unternehmenszusammenschl¸ssen, insbesondere auf Artikel 8 Absatz 3),

gest¸tzt auf die Entscheidung der Kommission vom 12. August 2004 ¸ber die Einleitung eines Verfahrens in dieser Sache,

gest¸tzt auf die Stellungnahme des Beratenden Ausschusses f¸r die Kontrolle von Unternehmenszusammenschl¸ssen,

gest¸tzt auf den Abschlussbericht des Anhˆrungsbeauftragten in dieser Sache,

IN ERWƒGUNG NACHSTEHENDER GR‹NDE:

1.1. Am 9. Juli 2004 wurde bei der Kommission ein Zusammenschlussvorhaben gem‰fl Artikel 4 der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 ("Fusionskontrollverordnung") angemeldet, dem zufolge die Unternehmen Energias de Portugal SA("EDP") und ENI S.p.A., durch dessen 100%-ige Tochter Eni Portugal Investment S.p.A ("Eni"), die gemeinsame Kontrolle im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung ¸ber das Unternehmen G·s de Portugal SGPS S.A. ("GDP") durch Aktienkauf ¸bernehmen.

2.2. Nach Pr¸fung der Anmeldung kam die Kommission am 12. August 2004 zu dem Schluss, dass die angemeldete Transaktion unter die Fusionskontrollverordnung f‰llt und dass ernste Zweifel an ihrer Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt bestehen. Daher hat die Kommission gem‰fl Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung das Verfahren in dieser Sache eingeleitet.

3.3. Nach einer eingehenden Pr¸fung des Falles vertritt die Kommission die Ansicht, dass trotz der von den Anmeldern abgegebenen Verpflichtungszusagen das Zusammenschlussvorhaben zu

1 ABl. L 395 vom 30.12.1989, S. 1; berichtigte Fassung ABl. L 257 vom 21.09.1990, S. 13. Verordnung in der durch Verordnung (EG) Nr. 1310/97 (ABl. L 180 vom 09.07.1997, S. 1) zuletzt ge‰nderten Fassung.

2 ABl. C.

3 ABl. C.

4 Ehemals Electricidade de Portugal SA.

2

einer St‰rkung der beherrschenden Stellung von EDP bzw. GDP in den Strom- und Gasm‰rkten in Portugal f¸hren wird. Infolgedessen w¸rde der wirksame Wettbewerb in einem wesentlichen Teil des Gemeinsamen Marktes behindert.

4. Der Beratende Ausschuss erˆrterte den Entwurf zu dieser Entscheidung am 26. November 2004.

I. DIE PARTEIEN

5.5. EDP ist das f¸hrende Stromunternehmen in Portugal. Zu den Kerngesch‰ftsfeldern des Unternehmens z‰hlen Stromerzeugung, -verteilung und -versorgung in Portugal. EDP kontrolliert ferner das spanische Unternehmen Hidrocant·brico, das in Spanien im Strom- und Gassektor t‰tig ist. EDP ist an der Bˆrse von Lissabon, Euronext, notiert, und der portugiesische Staat h‰lt direkt oder indirekt eine Beteiligung von etwa 30 % an dem Unternehmen.

6.6. ENI ist ein italienisches Energieunternehmen, das auf allen Stufen der Energieversorgungs- und -verteilungskette t‰tig ist.

7.7. GDP ist das f¸hrende Gasunternehmen in Portugal. GDP ist eine 100%-ige Tochter des portugiesischen Unternehmens Galp Energia, SGPS, S.A. ("GALP"), das gegenw‰rtig gemeinsam vom portugiesischen Staat und ENI kontrolliert wird, deren Aktivit‰ten sich auf den ÷l- und Gassektor erstrecken. GDP und seine Tochtergesellschaften sind auf allen Stufen der Erdgaskette in Portugal t‰tig. Durch seine Tochtergesellschaft Transg·s f¸hrt GDP Erdgas ¸ber Pipelines und ¸ber das LNG-Terminal SinËs nach Portugal ein und ist zust‰ndig f¸r den Transport, die Lagerung und die Lieferung von Erdgas ¸ber das Hochdruckfernleitungsnetz (das "Fernleitungsnetz"). Die Aktivit‰ten von GDP erstrecken sich ferner auf die Erdgasversorgung industrieller Groflabnehmer sowie die Entwicklung und den k¸nftigen Betrieb der ersten unterirdischen Erdgas-Kavernenspeicher in Portugal. Dar¸ber hinaus kontrolliert GDP gegenw‰rtig ¸ber GDP DistribuiÁ„o ("GDPD") f¸nf der sechs lokalen Verteilerunternehmen auf dem portugiesischen Markt.

8.8. Wie aus den nachfolgenden Erl‰uterungen hervorgeht, ist zwar Rede ElÈctrica Nacional S.A. ("REN") in Bezug auf den vorliegenden Zusammenschluss keine anmeldende Partei, das Unternehmen ist jedoch an dem Gesamtvorhaben beteiligt, zu dem dieser Zusammenschluss gehˆrt. REN ist ein portugiesisches Unternehmen, das 1994 im Zuge der Abspaltung von EDP aus dem portugiesischen Stromversorgungsnetz entstand. Gegenw‰rtig betreibt REN das portugiesische Stromversorgungsnetz als Alleinabnehmer: Es kauft Strom von den Erzeugern an und verkauft es an die Verteiler/Lieferanten zur Versorgung der nicht zugelassenen Kunden weiter. Der portugiesische Staat kontrolliert direkt oder indirekt 70 % der Anteile von REN, die ¸brigen Anteile werden von EDP gehalten.

5 Gegenw‰rtig h‰lt EDP eine 40%-ige Kontrollbeteiligung an Hidrocant·brico (vgl. Sache COMP/M.2684- EnBW/EDP/Cajastur/Hidrocant·brico). Am 05.08. 2004 meldete EDP die ‹bernahme der alleinigen Kontrolle ¸ber das vorgenannte Unternehmen bei der Kommission an. Die Kommission genehmigte diese Transaktion am 9. September 2004.

6 Der portugiesische Staat h‰lt direkt 30 % und indirekt 18,3 % der Anteile an GALP. ENI h‰lt 33,34 % der Anteile. Die restlichen Anteile werden im Wesentlichen von EDP gehalten (14,3 %).

II. DIE TRANSAKTION UND DER ZUSAMMENSCHLUSS

9.9. Die vorliegende Transaktion betrifft die ‹bernahme der gemeinsamen Kontrolle ¸ber GDP durch EDP und ENI. Gem‰fl den am 31.03.2004 zwischen den Parteien geschlossenen Aktienkaufvertr‰gen wird die Transaktion in zwei aufeinander folgende Phasen gegliedert. In der ersten Phase der Transaktion erwerben EDP, ENI und REN gemeinsam das gesamte GDP-Aktienkapital von GALP. Die zweite Phase der Transaktion beginnt sp‰testens [Ö]Monate und [Ö]Tage nach dem Ende der ersten Phase und beinhaltet die Abspaltung des Fernleitungsnetzes und nach Mˆglichkeit des [Ö]*von GDP und deren anschlieflende ‹bertragung an REN im Austausch gegen die Anteile, die REN an GDP h‰lt.

10.10. In Anbetracht der Tatsache, dass die erste Phase der Transaktion reinen ‹bergangscharakter hat, der Zeitrahmen relativ knapp bemessen ist und nach Abschluss der zweiten Phase eine klare Entflechtung stattgefunden haben wird, ist die Kommission der Auffassung, dass diese komplexe Transaktion im Sinne der Fusionskontrollverordnung zu zwei voneinander unabh‰ngigen Zusammenschl¸ssen f¸hrt: (i) ‹bernahme der gemeinsamen Kontrolle ¸ber GDP durch EDP und ENI und (ii) ‹bernahme der alleinigen Kontrolle ¸ber das Fernleitungsnetz durch REN.

11.11. Da s‰mtliche rechtsverbindlichen Vereinbarungen zur Regelung dieser Transaktionen am 31. M‰rz 2004 von den Parteien unterzeichnet wurden, findet Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates auf den angemeldeten Zusammenschluss Anwendung.

III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG

12.12. Der gemeinsame weltweite Gesamtumsatz der an der ‹bernahme der gemeinsamen Kontrolle ¸ber GDP durch EDP und ENI beteiligten Gesellschaften liegt bei ¸ber 5 Mrd. EUR. Jedes der beteiligten Unternehmen verf¸gt ¸ber einen gemeinschaftsweiten Umsatz von ¸ber 250 Mio. EUR, sie erzielen jedoch nicht mehr als zwei Drittel ihres gesamten gemeinschaftsweiten Umsatzes in ein und demselben Mitgliedstaat.

13.13. Die angemeldete Transaktion hat deshalb gemeinschaftsweite Bedeutung.

IV. RELEVANTE MƒRKTE

A. Relevante M‰rkte im Energiesektor

7 ENI hatte bereits gemeinsam mit dem portugiesischen Staat die Kontrolle ¸ber GALP und damit indirekt ¸ber GDP. Bestimmte Textpassagen wurden herausgestrichen, um die Vertraulichkeit der Information zu wahren. Die betreffenden Textstellen wurden in eckige Klammern gesetzt und mit einem Sternchen versehen.

8 [Ö]

9 Hierbei wird EDP 51 % und ENI 49 % der Aktien ¸bernehmen. Beide Parteien werden ¸ber substanzielle Kontrollrechte verf¸gen, die insgesamt einer gemeinsamen Kontrolle entsprechen.

10 Die Umsatzberechnung erfolgte gem‰fl Artikel 5 Absatz 1 der Fusionskontrollverordnung und der Mitteilung der Kommission ¸ber die Berechnung des Umsatzes (ABl. C 66 vom 02.03.1998, S. 25). Sofern die Zahlen vor dem 1. Januar 1999 erwirtschaftete Ums‰tze beinhalten, wurden f¸r die Berechnung die durchschnittlichen ECU-Wechselkurse zugrunde gelegt und im Verh‰ltnis 1:1 in Euro umgerechnet.

11 Dagegen hat die ‹bernahme der alleinigen Kontrolle ¸ber das Fernleitungsnetz durch REN keine gemeinschaftsweite Bedeutung und wurde dementsprechend am 17.06.2004 bei der portugiesischen Wettbewerbsbehˆrde angemeldet.

Die Marktuntersuchung hat den bei fr¸heren Entscheidungender Kommission zugrunde gelegten Ansatz best‰tigt, den Energiemarkt nach Energietr‰gern zu segmentieren. Insbesondere hat die Marktuntersuchung gezeigt, dass Erdgas und Strom nicht zum selben Produktmarkt gehˆren. Die ¸berw‰ltigende Mehrheit der Kunden hat angegeben, dass sie eine Umstellung der Versorgung von Erdgas auf Strom oder umgekehrt selbst im Falle eines signifikanten relativen Preisanstiegs einer der beiden Energieformen nicht in Betracht ziehen w¸rden. Als Grund wurden in erster Linie die hohen Umstellungskosten von einer Energieform auf die andere genannt, die mit erheblichen Investitionen in Anlagen zur Verwertung der jeweiligen Energieform verbunden sind.

Erdgas und Strom stellen zwar verschiedene Produktm‰rkte dar, die Marktuntersuchung hat jedoch best‰tigt ñ wie nachfolgend noch ausf¸hrlicher dargelegt werden wird ñ, dass die Mˆglichkeit, Kunden sowohl Strom als auch Gas aus einer Hand anzubieten (so genannte "duale Angebote"), durchaus einen Wettbewerbsvorteil darstellt.

Die nachfolgende Analyse befasst sich zun‰chst mit der Definition des Strommarktes und anschlieflend mit der Definition des Erdgasmarktes. Gem‰fl fr¸heren Entscheidungen der Kommission muss bei der Definition des relevanten Produktmarktes bzw. der relevanten Produktm‰rkte dem bestehenden und dem geplanten ÷ffnungsgrad der jeweiligen M‰rkte Rechnung getragen werden. Daher wird jedes Kapitel mit einer Pr¸fung der beim Marktˆffnungsprozess in den Strom- und Erdgasm‰rkten in Portugal erzielten Fortschritte eingeleitet.

B. Die relevanten Stromm‰rkte

1. Rechtsrahmen

(a) Gegenw‰rtige rechtliche Rahmenbedingungen

17.Die wichtigsten Rechtsvorschriften zur Regelung des portugiesischen "Nationalen Stromversorgungssystems" (Sistema ElÈctrico Nacional ñ "SEN") wurden 1995 in Form mehrerer Gesetzesdekreteverabschiedet. Das Nationale Stromversorgungssystem gliedert sich in zwei nebeneinander bestehende Systeme, das ˆffentliche Stromversorgungssystem oder "gebundene System" (Sistema ElÈctrico de ServiÁo P˙blico, "SEP") und das freie Stromversorgungssystem (Sistema ElÈctrico Independente, "SEI"). Das nationale ‹bertragungsnetz wird f¸r beide Systeme genutzt und im Rahmen einer Lizenzregelung von Rede ElÈctrica National ("REN") betrieben.

18.Das SEP ist ein reguliertes System und umfasst die Stromerzeugung und -verteilung. Es setzt sich zusammen aus "gebundenen" Stromerzeugern und "gebundenen" Verteilungsnetzen.

19.Innerhalb dieses Systems fungiert REN auf Groflhandelsebene als Alleinabnehmer f¸r Strom. Im Wesentlichen bezieht es im Rahmen von Stromabnahmevertr‰gen (Power Purchase Agreements ñ "PPA") Strom von einer Reihe von Kraftwerken ("gebundene Stromerzeuger").

20.Im Rahmen der Stromabnahmevertr‰ge verpflichten sich die gebundenen Stromerzeuger auf exklusiver Basis und f¸r mehr als 20 Jahre gem‰fl einer Festpreisformel zu Einspeisungen in das ˆffentliche Stromversorgungssystem (SEP).Der Bau der gebundenen Stromkraftwerke erfolgt nicht auf dem freien Markt, sondern wird durch den Staat reguliert. Gem‰fl den geltenden Rechtsvorschriften gehˆren die folgenden Unternehmen zum SEP: EDP (¸ber EDP ProduÁ„o und Companhia Portuguesa de ProduÁo de Electridade), Tejo Energia, und Turbog·s . Der Groflteil der Stromversorgung in Portugal (83 % im Jahr 2003)entf‰llt auf diese exklusiven Stromabnahmevertr‰ge zwischen REN und den Stromerzeugern.

21.Die von REN abgenommene Strommenge wird anschlieflend im Rahmen eines regulierten Tarifsystems an den regulierten Verteiler verkauft, der von EDP kontrolliert wird. Die regulierten Tarife werden von der portugiesischen Regulierungsbehˆrde f¸r den Energiesektor ERSE (Entidade Reguladora do Sector EnergÈtico) festgesetzt.

22.Das freie System (SEI) besteht aus dem nicht gebundenen System (Sistema ElÈctrico N„o Vinculado, "SENV"), das unter marktwirtschaftlichen Bedingungen funktioniert (d. h. der Groflteil dieses Stroms wird schlieflich an Kunden verkauft, die aus dem regulierten System wechseln), und dem Erzeugungssystem nach Sonderregelungen (Productores em regime especial, "PRE"), in dem KWK-Kraftwerke, kleine Wasserkraftwerke und andere Anlagen, die erneuerbare Energietr‰ger nutzen, wie z. B. Windkraftanlagen, zu regulierten Tarifen Einspeisungen in das REN-Netz durchf¸hren.

23.Zugelassene Kunden kˆnnen ihren Stromlieferanten frei w‰hlen und somit Strom entweder zu regulierten Tarifen aus dem SEP oder aus dem SENV (Lieferung erfolgt durch einen freien Einzelh‰ndler zu Marktbedingungen) beziehen. Die Mindestschwelle, ab der Kunden zugelassen werden kˆnnen, wurde schrittweise gesenkt. Bis Ende 2003 z‰hlten zu den zugelassenen Kunden jene, die an das Mittel-, das Hoch- oder das Hˆchstspannungsnetz (Spannung ¸ber 1 kV) angeschlossen waren; auf sie entfielen im Jahr 2003 44,7 % des Gesamtstromverbrauchs. 2004 wurde der Kreis der zugelassenen Kunden erstmals auf einige an das Niederspannungsnetz angeschlossene Kunden erweitert. Bis zum 1. Juli 2004 betrug der Grad der Marktˆffnung gemessen am Verbrauch etwa 54 %. Mit Gesetzesdekret vom 1917. August 2004 wurden schlieflich alle Kunden zum freien System zugelassen.

(b) ƒnderungen am bestehenden Rechtsrahmen

Der geltende Rechtsrahmen wird gegenw‰rtig ¸berarbeitet.

24.Im Jahr 2003verabschiedete die portugiesische Regierung allgemeine Vorschriften zur Beendigung der Stromabnahmevertr‰ge (PPA). Derzeit werden diese Vertr‰ge mit den gebundenen Stromerzeugern neu ausgehandelt, wobei es auch um die Festlegung von Ausgleichszahlungen geht. Die Beendigung der PPA hat zur Folge, dass im Rahmen der neuen Regelung die bisher gebundenen Stromerzeuger ihren Strom nicht mehr an einen Alleinabnehmer (REN) verkaufen m¸ssen. Sie haben jedoch Anspruch auf eine Ausgleichszahlung f¸r den Umsatzverlust, den sie auf Grund der Differenz zwischen den urspr¸nglich in den PPA vereinbarten Festpreisen und dem k¸nftigen (tats‰chlichen oder voraussichtlichen) Marktpreis erleiden. Somit wird die gesamte zuvor gebundene Stromerzeugungskapazit‰t auf dem liberalisierten Groflhandelsmarkt verf¸gbar sein.

25.Am 5. April 2004 meldete die portugiesische Regierung diese Regelung nach Maflgabe der im EG-Vertrag festgelegten Beihilfevorschriften bei der Kommission an, da damit Ausgleichszahlungen f¸r zu Lasten der gebundenen Stromerzeuger angefallene verlorene Kosten verbunden sein werden. Inzwischen hat die Kommission die vorgeschlagene Regelung in einer fˆrmlichen Entscheidung genehmigt.

26.Die vorgenannten Rechtsvorschriften sehen ferner eine Reihe von Innovationen bez¸glich der Organisation des Stromgroflhandelsmarktes vor: (i) einen organisierten Groflhandelsmarkt, der Lieferangebote von Erzeugern und externen Marktteilnehmern erh‰lt; (ii) regulierte und freie Einzelh‰ndler, die Strom auf dem organisierten Groflhandelsmarkt beschaffen oder auf der Grundlage direkter Vertr‰ge unmittelbar von den Stromerzeugern beziehen; (iii) externe Marktteilnehmer, die in der Ein- und Ausfuhr von Strom t‰tig sind. Sodann ist vorgesehen, REN den Status als Alleinabnehmer f¸r Strom abzuerkennen. Die ƒnderungen am gegenw‰rtigen System wurden noch nicht umgesetzt, da dies voraussetzt, dass zun‰chst die PPA auslaufen.

(c) Der iberische Strommarkt (MIBEL)

27.Das Vorhaben der Gr¸ndung eines iberischen Stromgroflhandelsmarktes wird seit mehreren Jahren gepr¸ft. 2001 wurde von der portugiesischen und der spanischen Regierung ein Kooperationsprotokoll unterzeichnet, in dem als Startdatum urspr¸nglich Januar 2003 festgelegt wurde. Im Januar 2004 wurde die letzte Vereinbarung zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung geschlossen, in der die Umsetzung des iberischen Strommarktes mit Wirkung zum 20. April 2004 geplant war. Diese Vereinbarung sieht vor, dass Strom wie folgt gehandelt werden kann: im Rahmen bilateraler Vertr‰ge zwischen Erzeugern, Einzelh‰ndlern und Endverbrauchern, auf einem organisierten Spotmarkt oder auf einem Terminmarkt. Gem‰fl dieser Vereinbarung soll es ferner einen einzigen Marktbetreiber geben (Iberian Market Operator, OMI).

28.Das angestrebte System ist vermutlich an das spanische Modell angelehnt, in dem Groflh‰ndler Strom entweder ¸ber den so genannten organisierten Groflhandelsmarkt oder ¸ber den so genannten "freien Markt" beschaffen. Im erstgenannten Fall speisen Erzeuger und andere Marktteilnehmer den Strom in einen Pool ein, der von zwei Regulierungsbehˆrden gef¸hrt wird: dem Marktbetreiber (CompaÒÌa Operadora del Mercado EspaÒol ñ OMEL) und dem Netzbetreiber (Red ElÈctrica de EspaÒa - REE). Auf dem "freien Markt" (oder OTC-Markt) kˆnnen freie Marktteilnehmer bilaterale Vertr‰ge schlieflen, ¸ber die OMEL und REE zu unterrichten sind.

30.Die portugiesische und die spanische Regierung haben im Oktober 2004 eine neue Vereinbarung unterzeichnet, in der als neues Datum f¸r den Start des MIBEL der 30.06.2005 festgesetzt wurde. Wie jedoch weiter unten eingehend erl‰utert werden wird, steht es noch keineswegs fest, dass tats‰chlich ein funktionierender MIBEL geschaffen wird, da bisher einige Verzˆgerungen verzeichnet wurden und eine Einigung und Harmonisierung bei etlichen wichtigen Fragen ordnungspolitischer Natur aussteht (wie z. B. Marktorganisation, Netzbetrieb, Marktteilung und ‹bertragungsengp‰sse etc.), die entscheidend f¸r das Anlaufen des MIBEL sind.

21Vgl. die am 22. September 2004 angenommene Entscheidung der Kommission ¸ber staatliche Beihilfe N 161/2004 ñ Portugal.

2.Produktm‰rkte im Stromsektor

(a) Allgemeines

In fr¸heren Entscheidungen im Bereich des Stromsektors ist die Kommission zu der Feststellung gelangt, dass die folgenden Produktm‰rkte zu unterscheiden sind:

(i) Stromerzeugung und Stromgroflhandel,

(ii) ‹bertragung,

(iii) Verteilung,

(iv) Einzelhandel,

(v) unter Umst‰nden die Bereitstellung von Regel-/Ausgleichsenergiediensten im Stromsektor.

Die Kommission hat auch zwischen Groflabnehmern (d. h. Industrie) und Kleinkunden (Haushalte und Kleinunternehmen) eine Abgrenzung vorgenommen und eigenst‰ndige Produktm‰rkte festgestellt.

Unter Ber¸cksichtigung der spezifischen Gegebenheiten der portugiesischen M‰rkte und des nachfolgend geschilderten Wettbewerbs-/Rechtsrahmens ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass in der Tat die vier oben genannten M‰rkte unterschieden werden sollten. Was den Einzelhandel anbelangt, hat die Kommission ferner festgestellt, dass industrielle Groflabnehmer (Hoch- und Mittelspannung) einen weiteren, von den Kleinkunden (Niederspannung) abgegrenzten Markt darstellen.

(b) ‹bertragungs- und Verteilungsnetze

In Bezug auf den Betrieb und das Management des Hochspannungsnetzes ("‹bertragung") und der Niederspannungsnetze ("Verteilung") hat die Kommission durchg‰ngig festgestellt, dass diese Aktivit‰ten nat¸rliche Monopole darstellen und dass auf dieser Ebene kein Wettbewerb stattfindet. In F‰llen, in denen die Parteien ¸ber Verteilungsnetze in verschiedenen Landesteilen verf¸gten, wurde festgestellt, dass diese Aktivit‰ten einander nicht ¸berlappen und jedes einzelne dieser Netze einen eigenst‰ndigen Markt darstellt, da die Verteilung ¸ber ein Verteilungsnetz nicht durch die Verteilung ¸ber ein anderes Netz substituiert werden kann.

Diese M‰rkte werden von der vorgeschlagenen Transaktion nicht ber¸hrt. In Portugal wurde das ‹bertragungsnetz bereits entflochten und wird von REN, dem portugiesischen ‹bertragungsnetzbetreiber (‹NB), betrieben. Die Verteilungsnetze befinden sich im Besitz von EDP und der kommunalen Behˆrden und werden von der EDP-Tochter EDP DistribuiÁ„o Energia SA ("EDPD") verwaltet. Der Zugang sowohl zum ‹bertragungsnetz als auch zu den Verteilungsnetzen wird durch die portugiesische Regulierungsbehˆrde ERSE geregelt.

Neben dem regulierten Zugang ist die verf¸gbare Netzkapazit‰t, insbesondere die Kapazit‰ten der Verbindungsleitungen zwischen benachbarten L‰ndern ñ in diesem Fall zwischen Portugal und Spanien ñ ein weiterer wichtiger Aspekt, der f¸r den Wettbewerb auf den Stromversorgungsm‰rkten relevant ist.

22Vgl. Sache COMP/M.3268 ñ Sydkraft/Graninge.

23Entscheidung der Kommission 2004/271/EG (Sache COMP/M. 2947 ñ Verbund/Energie Allianz), ABl. L 92 vom 30.03.2004, S. 91.

(c) Stromgroflhandel

Die Parteien sind sich einig, dass f¸r die Zwecke der Bewertung der vorliegenden Transaktion der Stromgroflhandelsmarkt einer der relevanten Produktm‰rkte ist. In fr¸heren Entscheidungen hat die Kommission Stromerzeugung und Stromgroflhandel als einen eigenst‰ndigen Produktmarkt eingestuft. Dieser umfasst die Stromerzeugung in Kraftwerken und den Strom, der physisch ¸ber die Verbindungsleitungen eingef¸hrt und an Einzelh‰ndler weiterverkauft wird. Wie in anderen Mitgliedstaaten steht es ferner einigen wenigen Groflabnehmern frei, ihren Strom direkt auf dem Groflhandelsmarkt zu beschaffen (in Spanien entfallen auf diese Gruppe weniger als 5 % der Erwerbe auf dem Groflhandelsmarkt).

Die Marktuntersuchung der Kommission hat best‰tigt, dass es in Portugal zumindest einen eigenst‰ndigen Stromgroflhandelsmarkt gibt. Bei der Analyse dieses Marktes ist der ÷ffnungsgrad des Stromsektors in Portugal zu ber¸cksichtigen. Zu diesem Zweck ist zwischen der bestehenden Struktur des Stromsektors und dem System zu unterscheiden, das in K¸rze nach Beendigung der PPA eingef¸hrt werden soll.

Im Rahmen der bestehenden Struktur wird der weitaus grˆflte Teil des Marktes ¸ber das regulierte System (SEP) versorgt, das heiflt im Rahmen exklusiver PPA zwischen REN und Stromerzeugern. Der Anteil des SEP an der portugiesischen Gesamtproduktion zuz¸glich der Einfuhren betrug 2003 rund 80 %. Etwa [70-80]* % der Lieferungen im Rahmen der Stromabnahmevertr‰ge entfallen auf EDP, w‰hrend die verbleibenden [20-30]* % von zwei anderen Unternehmen, Tejo Energia and Turbog·s,get‰tigt werden.

Auflerhalb des PPA-Systems gibt es ein weiteres Segment im Groflhandelssektor, das nicht den Marktpreismechanismen unterliegt. Es handelt sich hierbei um das Erzeugungssystem nach Sonderregelungen (PRE), das KWK-Kraftwerke, Windkraftanlagen und sonstige erneuerbare Energietr‰ger umfasst. Der erzeugte Strom wird zu regulierten Tarifen, die von ERSE festgelegt werden, an REN verkauft. Das Segment hat in j¸ngster Zeit ein beachtliches Wachstum verzeichnet und im Jahr 2003 8 % zur Gesamtstromversorgung im portugiesischen Groflhandelssektor beigesteuert. Nach Auffassung der Parteien sollten die Aktivit‰ten im Rahmen dieser Sonderregelungen nicht als eigenst‰ndiger Markt angesehen werden, da dieser Bereich weiterhin reguliert sein wird.

Das dritte Segment im Groflhandel ist das nicht gebundene System (SENV), das unter marktwirtschaftlichen Bedingungen funktioniert. Die im Rahmen des SENV gehandelte Energie machte 2003 nahezu 14 % des Gesamtstromverbrauchs in Portugal aus, und dieser Anteil wird voraussichtlich weiter wachsen. Der Strom kann sowohl im SENV als auch im SEP f¸r Verbrauchszwecke gehandelt werden. Gebundene Verteiler, die an das Hoch- bzw. Mittelspannungsnetz angeschlossen sind, kˆnnen tats‰chlich bis zu 8 % ihres Verbrauchs auf dem liberalisierten Markt (auch als "parcela livre" bezeichnet) beziehen.

Stromlieferungen im Rahmen des SENV speisen sich zwar derzeit vornehmlich aus Einfuhren, der Anteil der Erzeugung wird jedoch auf Grund der Anfang 2004 erfolgten Inbetriebnahme des neuen gasbefeuerten Kraftwerks in Ribatejo ("TER") voraussichtlich weiter zunehmen. Sobald dieses Kraftwerk vollst‰ndig in Betrieb genommen werden kann, wird es rund [10-20]* % der Gesamtproduktionskapazit‰t in Portugal ausmachen und etwa [5 000-6 000]* GWh/Jahr, d. h. etwa [10-20]* % des gegenw‰rtigen Stromverbrauchs in Portugal, erzeugen.

Hauptkunden auf Groflhandelsebene (sowohl im SEP als auch im SENV) sind REN und EDP-Tochtergesellschaften. REN kauft die gesamte Energiemenge auf, die im Rahmen der PPA erzeugt wird, und speist diese zusammen mit der importierten Energiemenge in das ˆffentliche System SEP (¸ber 85 % der Erwerbe) ein. Die gesamte Energie ist f¸r den Verbrauch bestimmt. Die EDP-Tochtergesellschaften kaufen Energie einerseits f¸r den Verbrauch im regulierten System SEP (¸ber [0-10]* % der Erwerbe) und andererseits f¸r EDP-Kunden auf dem liberalisierten Markt SENV ([0-10]* % der Erwerbe) an. Die ¸brigen K‰ufer kˆnnen vernachl‰ssigt werden. Weitere Einfuhren aus Spanien werden von EDP und spanischen Marktteilnehmern get‰tigt.

Nach der Beendigung der PPA, die f¸r Ende 2004 oder Anfang 2005 geplant ist, wird die Gesamtgrˆfle des Stromgroflhandelsmarktes im Vergleich zum umfassenderen Groflhandelsmarkt, wie er sich unter den gegenw‰rtigen Bedingungen (einschlieflich PPA und Sonderregelungen) darstellt, unver‰ndert bleiben. Die Vertragsbeziehungen und der Preissetzungsmechanismus werden sich jedoch f¸r gebundene Erzeuger, d. h. jene, die durch PPA gebunden sind, drastisch ver‰ndern. Die gesamte zuvor gebundene Erzeugungskapazit‰t wird dann auf dem liberalisierten Groflhandelsmarkt verf¸gbar sein, der somit auf der Angebotsseite die gesamte portugiesische Erzeugungskapazit‰t sowie die Einfuhren aus Spanien umfassen wird. Die Erzeuger m¸ssen also auf dem Markt um Marktanteile konkurrieren. Auf der Nachfrageseite wird durch die Umstrukturierung des Stromsektors die Rolle des Stromk‰ufers im ˆffentlichen Versorgungssystem SEP von REN auf den regulierten Einzelh‰ndler, eine EDP-Tochter (EDPD), ¸bertragen werden, die auf den liberalisierten Markt Energie erwerben wird. Weitere K‰ufer auf der Nachfrageseite werden die Unternehmen sein, die im Rahmen des ungebundenen Systems SENV Strom an ihre Kunden liefern. Es ist nicht auszuschlieflen, dass einige wenige sehr grofle industrielle Abnehmer auch als K‰ufer auf diesem Groflhandelsmarkt t‰tig werden.

45.Andererseits wird nicht erwartet, dass die Aufhebung der PPA die Bedingungen f¸r die Stromerzeugung durch den Einsatz erneuerbarer Energietr‰ger, namentlich im Rahmen der portugiesischen Sonderregelungen, entscheidend ver‰ndert. Diese Energieform d¸rfte weiterhin von den regulierten Anbietern zum regulierten Preis bei den Erzeugern angekauft und in das regulierte System eingespeist werden. Dar¸ber hinaus kann der Groflteil dieser Energie nicht f¸r das Dispatching verwendet werden, sondern wird unabh‰ngig von der Nachfrage auf dem Markt erzeugt (z. B. Wind oder Kraft-W‰rme-Kopplung, die von dem Dampfbedarf der Industriekunden abh‰ngt). Dies kˆnnte, wie bereits heute, durch REN erfolgen, oder durch den vorgesehenen regulierten Einzelh‰ndler, EDP. Dessen ungeachtet bedeutet dies, dass die Stromerzeugung im Rahmen der Sonderregelungen selbst nach Auslaufen der PPA keinerlei Druck auf die Preise der verschiedenen Marktteilnehmer auf dem Groflhandelsmarkt aus¸ben wird.

46.In Anbetracht dessen stellt sich daher die Frage, ob die Definition des relevanten Marktes die regulierten Marktsegmente (das ˆffentliche Stromversorgungssystem SEP, das bald durch die Beendigung der PPA liberalisiert werden kˆnnte, und die Stromerzeugung im Rahmen der Sonderregelungen) mit einschlieflen oder lediglich auf das liberalisierte Marktsegment (SENV) beschr‰nkt werden sollte.

47.Im Einklang mit fr¸heren Entscheidungen der Kommission muss der relevante Produktmarkt in aller Regel vor dem Hintergrund des liberalisierten Marktsegments betrachtet werden.

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48.Einerseits ist derzeit in Portugal ein liberalisierter Stromgroflhandelsmarkt im Entstehen begriffen, der auf der Angebotsseite im Wesentlichen die portugiesische Erzeugungskapazit‰t auf dem freien Markt und die Stromeinfuhren umfasst und sich auf der Nachfrageseite aus den Unternehmen, die die Verbraucher auf dem freien Markt beliefern, und den lokalen Verteilerunternehmen zusammensetzt, die auflerhalb des ˆffentlichen Versorgungssystems Strom erwerben, der jedoch f¸r den Verbrauch innerhalb dieses Systems bestimmt ist. Andererseits gibt es den regulierten Bereich, der aus der "gebundenen" Stromerzeugung im Rahmen der Sonderregelungen und der PPA besteht, in dem REN als Alleinabnehmer fungiert. Dieser Bereich gehˆrt noch nicht zum selben Markt wie der liberalisierte Groflhandelsmarkt.

49.Die Parteien bringen jedoch vor, dass es auf Grund der vorzeitigen Beendigung der PPA und der exklusiven Beziehung zwischen REN und einigen Erzeugern auf der Groflhandelsebene kein reguliertes System mehr geben wird. Folglich ist nach ihrer Auffassung bei der Betrachtung des Erzeugungs-/Groflhandelsmarktes eine Abgrenzung zwischen dem liberalisierten und dem regulierten System nicht sinnvoll. Die Kommission ist tats‰chlich der Ansicht, dass es in Portugal ab dem Zeitpunkt der Beendigung der PPA einen erweiterten Groflhandelsmarkt geben wird, der auch das Stromangebot umfassen wird, das vormals im Rahmen der PPA bereitgestellt wurde. Die W¸rdigung wird sich daher auf diesen erweiterten Groflhandelsmarkt konzentrieren.

50.Es ist festzustellen, dass die Parteien die oben erl‰uterte Definition des Produktmarktes in ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerpunkte nicht angefochten haben.

(d) Regelenergie und Hilfsdienste

51.In fr¸heren Entscheidungen wurde die Auffassung vertreten, dass es sinnvoll ist, einen eigenst‰ndigen Produktmarkt f¸r Regelenergie vorauszusetzen, da diese nur unter groflem Aufwand durch andere Stromlieferungen auf Groflhandelsebene substituiert werden kann.

52.Es ist zu ber¸cksichtigen, dass neben den eventuell auf der Angebotsseite erforderlichen Diensten zur Behebung von Netzengp‰ssen Anbieter die Mˆglichkeit haben m¸ssen, das Stromangebot an die tats‰chliche (im Gegensatz zu der erwarteten) Nachfrage ihrer Kunden anzupassen. ‹bersteigt die Nachfrage eines Kunden die Planungen des Lieferanten (und damit die Energiemenge, die er auf dem Groflhandelsmarkt eingekauft hat oder die er selbst erzeugen kann), gibt es zwei Mˆglichkeiten: Entweder ist der Lieferant in der Lage, die Schwankung selbst auszugleichen, oder er muss Regelenergie von einem dritten Anbieter beziehen, z. B. vom ‹bertragungsnetzbetreiber, der seinerseits die f¸r die Erbringung dieser Leistung notwendige Energie entweder aus dem Pool oder im Rahmen anderer Vertr‰ge mit Erzeugern beschafft, die sich quasi "in Bereitschaft" halten m¸ssen (oder er sorgt daf¸r, das bestimmte Stromkunden ihren Verbrauch unterbrechen).

53.Die vorgenannte Dienstleistung ist technisch unabdingbar, da der ‹bertragungsnetzbetreiber daf¸r verantwortlich ist, dass die Netzspannung innerhalb einer sehr eng bemessenen Bandbreite gehalten wird. Im Falle eines ¸berm‰fligen Verbrauchs kˆnnte der Abfall der Netzspannung stellenweise zu Problemen bei der Netzstabilit‰t f¸hren. Probleme ergeben sich ebenfalls, wenn die geplante Strommenge nicht vollst‰ndig abgerufen wird, da in diesem Fall

29 Die im Groflhandel verf¸gbare Dienstleistung, die der Regelenergie am n‰chsten kommt, ist der so genannte Intra-Day-Handel, ¸ber den die Unternehmen mit einer tats‰chlichen Unter- oder ‹berversorgung ihren ‹berschuss ver‰uflern oder ihren Mehrbedarf decken kˆnnen. Gibt es jedoch keinen fortlaufenden Intra-Day-Handel mit unverz¸glicher Lieferung, ist dieses Handelssystem f¸r sich genommen unzureichend und kann Angebot und Nachfrage nicht jederzeit zusammenzuf¸hren. Weitere Mˆglichkeiten der Problemlˆsung bieten Kunden, deren Versorgung ohne Ank¸ndigung unterbrochen werden kann (abschaltbare Abnehmer) und Kunden, die jederzeit bereit sind, ihre Nachfrage zu erhˆhen.

11

54.die Netzspannung ¸ber ein akzeptables Toleranzniveau steigt und der ‹bertragungsnetzbetreiber daf¸r sorgen muss, dass entweder ein Teil der Erzeugungskapazit‰t abgeschaltet wird oder zus‰tzliche Verbraucher zugeschaltet werden.

55.F¸r diese Dienstleistung f‰llt eine Verg¸tung an; f¸r gewˆhnlich werden auch Abweichungen mit einer "Strafgeb¸hr" belegt, wenn die Nachfrage eines Kunden den erwarteten Verbrauch ¸ber- oder unterschreitet, der durch die vom Versorger im Groflhandel erworbene Energiemenge oder durch seine eigenen Erzeugungskapazit‰ten abgedeckt ist, die er dem ‹bertragungsnetzbetreiber im Voraus mitzuteilen hat.

56.Derzeit werden in Portugal diese Dienste und weitere ‰hnliche Hilfsdienste (Engpassmanagement) von REN f¸r alle Netzteilnehmer bereitgestellt. Im Rahmen der geltenden Vertr‰ge bezieht REN die gesamte erforderliche Kapazit‰t oder Energie aus dem ˆffentlichen Stromversorgungssystem. Daher ist es offensichtlich, dass es in Portugal noch keinen etablierten Markt f¸r solche Dienste gibt. Es ist jedoch wahrscheinlich, dass nach der Beendigung der PPA ein solcher Markt entsteht, da alle zuvor gebundenen Stromerzeuger nicht mehr verpflichtet sind, ihren Strom an REN abzugeben. F¸r die Zwecke dieser Entscheidung kann jedoch die exakte Abgrenzung dieser im Entstehen begriffenen M‰rkte offen gelassen werden.

(e) Stromeinzelhandel

Darstellung des Stromeinzelhandels in Portugal

56.Der Stromeinzelhandel beinhaltet den Verkauf von Strom an Endverbraucher.

57.In Portugal gliedert sich der Stromeinzelhandel in zwei Segmente: das regulierte Segment (SEP) und das deregulierte Segment (SENV). Im Jahr 2003 wurden auf dem Stromeinzelhandelsmarkt 40,9 TWh gehandelt; davon entfielen 4,0 TWh auf den deregulierten (SENV) und 36,9 TWh auf den regulierten Markt (SEP).

58.Die Lieferung von Strom im Rahmen des SEP stellt eine regulierte T‰tigkeit dar, die der Aufsicht der einzelstaatlichen Regulierungsbehˆrde unterliegt und nur durch den Inhaber einer entsprechenden Lizenz (im Falle der ‹bertragung im Hoch- und Mittelspannungsnetz ) oder Konzession (im Falle der Niederspannung auf lokaler Ebene) ausge¸bt werden kann. Die Verbraucher im SEP werden von dem regulierten Einzelh‰ndler und den gegenw‰rtigen Verteilerunternehmen (namentlich den Unternehmen, die bislang sowohl als Stromverteiler als auch als Stromlieferanten agiert haben) beliefert, die ihren Strom ausschlieflisch von REN und im Rahmen der parcela livre beziehen. EDP ist ¸ber seine Tochter EDPD Alleinverteiler im Bereich der Hoch- und Mittelspannung und f¸hrt auch auf lokaler Ebene nahezu in Alleinregie die Stromverteilung durch. Daher entfielen 2003 auf EDPD [90-100]* % des im gesamten Nationalen Stromversorgungssystem (SEN) get‰tigten Umsatzes.

59.Die Stromversorgung zugelassener Kunden erfolgt im Rahmen des SENV durch freie Einzelh‰ndler. Die Einzelh‰ndler beliefern diese Kunden auf der Grundlage bilateraler Vertr‰ge und erhalten zu diesem Zweck Zugang zum Verteilungsnetz. Derzeit gibt es drei Hauptakteure: EDP, auf das [60-70]* % des Stroms entfallen, der im Rahmen des SENV an

30 Vgl. Antwort auf Frage 57 des Fragebogens der Kommission vom 29. Juni 2004.

31 In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass in Artikel 15 der Richtlinie 2003/54/EG die rechtliche Entflechtung von Verteilernetzbetreibern vorgesehen ist. Insbesondere wird in diesem Artikel festgelegt, dass wenn "der Verteilernetzbetreiber zu einem vertikal integrierten Unternehmen [gehˆrt], so muss er zumindest hinsichtlich seiner Rechtsform, Organisation und Entscheidungsgewalt unabh‰ngig von den ¸brigen T‰tigkeitsbereichen sein, die nicht mit der Verteilung zusammenh‰ngen", wie z. B. Stromlieferungen an Endverbraucher. Diese Verpflichtung tritt allerdings erst 2007 in Kraft.

Endverbraucher verkauft wird, sowie Endesa (¸ber das Jointventure Sodesa) und Iberdrola mit einem Marktanteil von 20-30 % bzw. 5-10 %.

Per 30.06.2004 machte der Verbrauch der bereits zugelassenen Kunden 54 % des Einzelhandelsverbrauchs in Portugal aus. Am 17. August 2004 wurde ein Gesetzesdekret verabschiedet (Gesetzesdekret 192/2004), in dem bestimmt wird, dass nunmehr alle Kunden zum freien System zugelassen sind. Alle Verbraucher m¸ssen also w‰hlen, ob sie in einem regulierten Markt (mit regulierten Preisen) bleiben oder in den freien Markt wechseln.

Relevante Produktm‰rkte im Stromeinzelhandel

61.Die Parteien bringen vor, dass f¸r die Zwecke der Bewertung der vorliegenden Transaktion der Stromeinzelhandel als ein vom Groflhandelsmarkt abgegrenzter und eigenst‰ndiger Markt angesehen werden sollte.

62.Die Parteien erw‰hnen die Tatsache, dass nunmehr eine grofle Anzahl von Kunden in Portugal zugelassen sei und die Mˆglichkeit h‰tte, vom regulierten in das liberalisierte System zu wechseln. Sie haben sich jedoch nicht zu der Frage ge‰uflert, ob dieser Markt alle zugelassenen Kunden oder lediglich jene zugelassenen Kunden umfasst, die tats‰chlich einen neuen Anbieter im freien Markt gew‰hlt haben. Im Falle Spaniens verweisen sie auf Standpunkte, die auf das Bestehen von zwei eigenst‰ndigen M‰rkten f¸r diese beiden Verbrauchergruppen hindeuten.

63.Die Marktuntersuchung hat eindeutig ergeben, dass das regulierte System und das nicht regulierte System zu ein und demselben Markt gehˆren: Die Verbraucher kˆnnen anhand der Preise und Bedingungen im regulierten und deregulierten System frei w‰hlen, f¸r welches System sie sich entscheiden. Der Wechsel ist f¸r die Kunden nicht mit hohen Kosten verbunden. So hat sich auch best‰tigt, dass Verbraucher nicht nur in den deregulierten Markt, sondern auch vom deregulierten zur¸ck in den regulierten Markt gewechselt haben. Die Stromlieferanten sind sich dessen voll bewusst und bieten folglich im deregulierten Markt Gesch‰ftsbedingungen an, die sich an die Tarifkategorien des regulierten Marktes anlehnen. Die Kommission vertritt daher die Ansicht, dass alle zugelassenen Kunden in Betracht zu ziehen sind, unabh‰ngig davon, ob sie ihren Strom aus dem regulierten oder dem deregulierten Markt beziehen.

64.Die Marktuntersuchung hat best‰tigt, dass zwei Hauptgruppen von Verbrauchern unterschieden werden sollten: (i) industrielle Groflabnehmer von Hochspannung (HS) und Mittelspannung (MS), und (ii) kleinere Gewerbe- und Gesch‰ftskunden sowie Haushalte, die Niederspannung (NS) beziehen.

65.Die Verteilung und Lieferung von Hoch- und Mittelspannung wird von EDPD durchgef¸hrt, dem einzigen Stromunternehmen, das ¸ber eine Lizenz f¸r die Aus¸bung dieser T‰tigkeit

32 Vgl. Formblatt CO, Anhang 10, S. 29.

33 Vgl. Antwort von ERSE auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 28.07.2004, S. 10.

34 Formblatt CO, Seite 87.

35 Vgl. Antwort auf Frage 13 des Schreibens gem‰fl Art. 11 vom 26.07.2004.

66.verf¸gt. Dagegen f‰llt die Verteilung von Niederspannung in die kommunale Zust‰ndigkeit und kann von Kommunen, Unternehmen oder lokalen Genossenschaften im Rahmen langfristiger Konzessionen durchgef¸hrt werden. EDPD h‰lt die Mehrheit der kommunalen Konzessionen. Der Markt f¸r HS- und MS-Kunden wurde schrittweise liberalisiert und ist seit 2003 vollst‰ndig geˆffnet. Die Liberalisierung des Marktes f¸r NS-Kunden lief Anfang 2004 an und wurde mit der Verabschiedung des Gesetzesdekrets 192/2004 am 17.08.2004 vollst‰ndig verwirklicht. Im Jahr 2002 gab es den Angaben von EDP zufolge 109 HS-Kunden, 20 377 MS-Kunden und 5,6 Millionen NS-Kunden. Der Verbrauch dieser Kundengruppen l‰sst sich wie folgt aufschl¸sseln: 4 271 GWh entfallen auf HS-, 11 186 GWh auf MS- und 19 410 GWh auf NS-Kunden.

67.Die Verbrauchsmuster von HS-/MS-Kunden einerseits und NS-Kunden andererseits unterscheiden sich ebenso stark voneinander wie die Bedingungen, zu denen sie Strom beziehen: Im Jahr 2003 belief sich der durchschnittliche Verbrauch von NS-Kunden auf 3,5 MWh, während der Verbrauch von MS-/HS-Kunden 750 MWh betrug. Die gezahlten Preise klaffen ebenfalls auseinander: Im Jahr 2003 zahlten NS-Kunden im regulierten System etwa 120 EUR/MWh. Dagegen betrugen die Preise f¸r MS-/HS-Kunden im Durchschnitt nicht mehr als 63 EUR/MWh. Auch die Tarifstruktur weist eindeutige Unterschiede auf: F¸r HS- und MS-Kunden gelten dieselben Preisformeln f¸r bestimmte Jahres- bzw. Tageszeiten (mit unterschiedlichen Koeffizienten, die der unterschiedlichen Spannung Rechnung tragen); diese umfassen einen Fixbetrag sowie Entgelte f¸r Kapazit‰t, Wirkenergie und Blindenergie. NS-Tarife sind in Bezug auf die Preisformel einfacher gestaltet (lediglich Kapazit‰t und Wirkenergie werden ber¸cksichtigt) und erheblich weniger differenziert, was die Anzahl der Zeitr‰ume betrifft (es werden lediglich unterschiedliche Tageszeiten ber¸cksichtigt). Das Verbrauchsprofil ist ebenfalls sehr unterschiedlich: Der Verbrauch industrieller Groflbetriebe ist im Zeitverlauf sehr stabil und weist am Wochenende einen Lastr¸ckgang auf. Andererseits unterliegt die Nachfrage von kleineren Kunden wie z. B. Kleinunternehmen oder Haushalten starken Tagesschwankungen.

68.Die Gesch‰ftsbeziehungen sind ebenfalls sehr unterschiedlich: MS- und HS-Kunden sind vornehmlich industrielle Groflabnehmer, f¸r die Strom einen erheblichen Teil ihrer Kosten ausmachen kann. In diesen F‰llen korreliert die Stromnachfrage oftmals mit der Stromversorgung von speziellen Systemen, d. h. Prozessen, die grofle Strommengen verbrauchen. Zudem verf¸gen sie in aller Regel ¸ber einen Einkauf und somit ¸ber die erforderlichen Ressourcen, um die kommerziellen Angebote sorgf‰ltig zu pr¸fen und die Gesch‰ftsbedingungen zu vergleichen. Diese Kundengruppe ist wesentlich preisempfindlicher und verlangt kundenspezifische Lˆsungen, die bestmˆglich ihren Bed¸rfnissen entsprechen, sowie Pr¸fungsdienstleistungen zur Optimierung ihrer Stromrechnung. Insbesondere verlangen sie h‰ufige und exakte Verbrauchsmessungen, um bei Entscheidungsprozessen ¸ber die erforderlichen Verbrauchsinformationen zu verf¸gen. Sie sind eher bereit, den Lieferanten zu wechseln. Infolgedessen betreuen die Vertriebsmitarbeiter diese Groflkunden in aller Regel auf individueller Basis.

69.Dagegen handelt es sich bei der Mehrheit der NS-Kunden um kleine Gewerbe- und Gesch‰ftskunden sowie Haushalte (wobei die Haushalte sowohl numerisch als auch in Bezug auf Verbrauchsvolumen bei weitem ¸berwiegen), bei denen der Stromverbrauch je Kunde recht gering ist. Strom ist unter Umst‰nden im Verh‰ltnis zu ihren Gesamtausgaben kein signifikanter Kostenfaktor. Die Ressourcen dieser Kunden sind f¸r gewˆhnlich eher begrenzt, wenn es darum geht, die Gesch‰ftsbedingungen der unterschiedlichen Anbieter zu vergleichen. Sie bevorzugen tendenziell standardisierte und einfache Bedingungen (wie z. B. feste Entgelte), die es ihnen erlauben, ihre Stromversorgung mit geringem Aufwand zu regeln, ohne den ‹berblick ¸ber die Kosten zu verlieren. Diese Kunden sind weniger preisempfindlich und weniger bereit, den Anbieter zu wechseln. Diese Kleinkunden werden im Rahmen eines Massenmarketingkonzeptes betreut, zum einen um die Kosten f¸r Akquisition und Betreuung auf mˆglichst viele Kunden zu verteilen und zum anderen, weil die Bekanntheit der Anbieter unter den Kunden offensichtlich durch eher indirekte Marketingmethoden, wie beispielsweise auf den Massenmarkt abzielende Werbung und Branding, beg¸nstigt wird. In diesem Zusammenhang ist die Markenbekanntheit einer der wichtigsten Faktoren bei der Preissetzung.

70.Der Unterschied zwischen diesen beiden Kundengruppen wird durch die Wechselraten belegt, die in anderen europ‰ischen Stromm‰rkten verzeichnet werden. Hier die Sch‰tzungen der GD TREN f¸r das Jahr 2002 bez¸glich der Wechselraten der industriellen Groflabnehmer einerseits und der kleinen Gesch‰ftskunden und Haushalte andererseits: ÷sterreich 15 % versus 5 %, Deutschland 20 % versus 5 % und Irland 20 % versus 2 %. In Spanien war die Wechselrate in der ersten Jahresh‰lfte 2004 bei MS-/HS-Kunden (56 %) wesentlich hˆher als bei NS-Kunden (6 %).

71.Die Unterscheidung zwischen Kleinkunden und groflen Firmenkunden spiegelt sich im Gesch‰ftsmodell von EDP wider. [...]*

72.Schlieflich entspricht dieses Gesch‰ftsmodell auch der Unternehmensorganisation und dem Marketingkonzept der Wettbewerber. Endesa erl‰utert die seiner Ansicht nach bedeutsamen Unterschiede zwischen Hochspannungs- und Mittelspannungskunden einerseits und den Niederspannungskunden andererseits wie folgt (Zusammenfassung):

HS: F¸r Hochspannungs- und Mittelspannungskunden sind die Wettbewerbsbedingungen recht ‰hnlich. Die Kunden spielen ihre Verhandlungsmacht aus und treffen sich in der Regel vor der Unterzeichnung eines Liefervertrags mehrmals mit den Vertriebsmitarbeitern. Hochspannungs- und Mittelspannungskunden messen dem Preis eine grˆflere Bedeutung bei, und die Gewinnmargen pro Einheit sind niedriger. Diese Kundengruppe fragt maflgeschneiderte Produkte und Dienstleistungen nach (z. B. Portfoliomanagement, Mehrwertdienste).

NS: Niederspannungskunden erhalten standardisierte Angebote, werden ¸ber Telemarketing angesprochen und verf¸gen im Vergleich zu den anderen beiden Gruppen ¸ber eine schw‰chere Verhandlungsposition. Da die Stromausgaben dieser Kunden weniger ins Gewicht fallen, ist es ungleich schwieriger, sie zum Wechseln zu bewegen. Folglich sind verst‰rkte Anstrengungen in Bezug auf Kommunikation und Werbemaflnahmen erforderlich, um diese Kunden f¸r einen Wechsel zu gewinnen. F¸r diesen Kundenmarkt bestehen spezielle Zutrittsschranken, wie z. B. Branding, kostspielige Informationssysteme oder Call-Center.

43 Bei diesen Zahlen werden lediglich zugelassene Kunden in L‰ndern ber¸cksichtigt, in denen nicht alle Kunden zugelassen sind (die in der Richtlinie f¸r Haushalte festgesetzte Frist ist der 01.07.2007).

44 GD TREN, Entwurf eines Arbeitspapiers: Dritter Benchmarkingbericht ¸ber die Vollendung des Elektrizit‰ts- und Erdgasbinnenmarktes, Br¸ssel, 01.03.2003, Tabelle 4. Die einzigen L‰nder mit vergleichbaren Wechselsch‰tzungen waren das VK und Norwegen.

45 Bei den genannten Zahlen werden die Wechselraten anhand des Verbrauchs bemessen. Unterschiede bei den Wechselraten pro Kundenanzahl sind gleichermaflen signifikant. Innerhalb des NS-Netzes waren die Wechselraten bei den Haushalten geringer als bei KMU. Ferner ist bemerkenswert, dass NS-Kunden tendenziell h‰ufiger als HS-/MS-Kunden zu einem Anbieter derselben Unternehmensgruppe wechselten (d. h. Wechsel von dem regulierten Lieferanten zu dem "Vertriebs"-Lieferanten derselben Gruppe): Die Werte f¸r Wechsel innerhalb einer Gruppe betrugen 83-85 % f¸r die beiden NS-Untergruppen und 75-77 % f¸r die beiden HS-/MS-Untergruppen.(http://www.cne.es/pdf/IAP_evolelectricidad.pdf).

erforderlich, um diese Kunden f¸r einen Wechsel zu gewinnen. F¸r diesen Kundenmarkt bestehen spezielle Zutrittsschranken, wie z. B. Branding, kostspielige Informationssysteme oder Call-Center.

Abschlieflend ist festzustellen, dass die Parteien die oben erl‰uterte Definition des Produktmarktes in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerpunkte nicht angefochten haben.

73.Auf Grund der vorstehenden Ausf¸hrungen werden die folgenden Stromeinzelhandelsm‰rkte f¸r die Zwecke der vorliegenden Entscheidung ber¸cksichtigt: (i) die Stromversorgung von industriellen Groflabnehmern (Hoch- und Mittelspannung) und (ii) die Stromversorgung von kleineren Gewerbe- und Gesch‰ftskunden sowie Haushalten (Niederspannung).

R‰umliche M‰rkte im Stromsektor

74.Die anmeldenden Parteien bringen vor, dass der Groflhandelsmarkt in r‰umlicher Hinsicht mit der Iberischen Halbinsel ¸bereinstimmt, w‰hrend f¸r den Einzelhandel der relevante r‰umliche Markt mit dem einzelstaatlichen Markt gleichgesetzt werden kˆnnte.

(a) ‹bertragungs- und Verteilungsnetze

75.Wie oben festgestellt, stellt jedes ‹bertragungs- und Verteilungsnetz einen eigenst‰ndigen r‰umlichen Markt dar.

(b) Stromgroflhandel

76.In fr¸heren Entscheidungen hat die Kommission die Auffassung vertreten, dass der f¸r den Stromgroflhandel r‰umlich relevante Markt nicht ¸ber die Staatsgrenzen hinausgeht. Selbst in Bezug auf die nordischen L‰nder, wo die Marktintegration innerhalb der EU offensichtlich am weitesten fortgeschritten ist, hat die Kommission bisher Zweifel daran ge‰uflert, ob von M‰rkten ausgegangen werden kann, die ¸ber die Staatsgrenzen hinausreichen. Dennoch bringen die Parteien vor, dass auf Grund der politischen Vereinbarungen zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung von Januar und Oktober 2004, in denen die Schaffung des MIBEL gefordert wird, und des geplanten Ausbaus der Verbundkapazit‰ten zwischen Portugal und Spanien der relevante Markt f¸r den Stromgroflhandel auf kurze Sicht in seiner Ausdehnung mit der Iberischen Halbinsel ¸bereinstimmen wird.

77.Auf der Grundlage der eingehenden Pr¸fung durch die Kommission kˆnnen folgende Schl¸sse gezogen werden: (1) Der relevante Markt stimmt gegenw‰rtig in seiner Ausdehnung mit dem einzelstaatlichen Markt ¸berein; (2) ungeachtet der zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung geschlossenen Vereinbarung ist es hˆchst unwahrscheinlich, dass in naher Zukunft der Markt in seiner Ausdehnung dem iberischen Markt entsprechen wird.

Antworten von Endesa zu Fragen 1-4 des Auskunftsersuchens der Kommission vom of 17.09.2004. Vgl. ferner Antworten von Centrica und EDF.

Formblatt CO, Seite 87.

Vgl. beispielsweise Entscheidung der Kommission 2004/135/EG (Sache M.2434 ñ Grupo Villar MIR/ENBW/HidroelÈctrica del Cant·brico), ABl. L 48 vom 18.02.2004, S. 86.

Dies wurde vor kurzem in einer Entscheidung einer einzelstaatlichen Wettbewerbsbehˆrde best‰tigt, die von zwei relevanten Stromgroflhandelsm‰rkten ausging, die nicht ¸ber die d‰nischen Staatsgrenzen hinausreichen: Entscheidung: Elsam/NESA; http://www.ks.dk/konkurrence/afgoerelser/2004/R2403/elsam/.

Gegenw‰rtig besteht kein Zweifel an der r‰umlichen Eigenst‰ndigkeit des portugiesischen Marktes

Im Hinblick auf die derzeitige Situation hat die Pr¸fung der Kommission best‰tigt, dass der Stromgroflhandelsmarkt in Portugal in seiner Ausdehnung nicht ¸ber die Staatsgrenzen hinausgeht, weil zum einen weiterhin hinsichtlich des Rechtsrahmens und der Marktverfassung substanzielle Unterschiede zwischen Spanien und Portugal bestehen und zum anderen der gegenw‰rtige Verbundgrad bei weitem nicht f¸r die Errichtung eines einheitlichen Marktes auf der Iberischen Halbinsel ausreicht.

Der gegenw‰rtige Verbundgrad zwischen Spanien und Portugal reicht nicht aus, um das Bestehen eines einheitlichen Marktes auf der Iberischen Halbinsel anzunehmen.

79.In ihren vor kurzem getroffenen Entscheidungen zu den Stromm‰rkten in Spanien hat die Kommission bereits festgestellt, dass die begrenzte Verbundkapazit‰t zwischen Spanien und Portugal einer der Faktoren ist, die die Entstehung eines echten iberischen Marktes verhindern. Diese Einsch‰tzung wurde Ende vergangenen Jahres erneut von den spanischen und den portugiesischen Regulierungsbehˆrden best‰tigt, denen zufolge "der gegenw‰rtige Verbundgrad zwischen beiden L‰ndern nicht ausreicht, um die Netze der beiden L‰nder vollst‰ndig zu integrieren". In der Tat reichen die verf¸gbaren Verbundkapazit‰ten zwischen Spanien und Portugal weiterhin nicht aus, um einen substanziellen Stromfluss zwischen Portugal und Spanien zu ermˆglichen.

80.Im Jahr 2003 waren die Einfuhren aus Spanien in erster Linie f¸r die Belieferung des liberalisierten Groflhandelsmarktes bestimmt. Diese Einfuhren entsprachen etwa 9 % des gesamten portugiesischen Groflhandelsangebots.

81.Wie aus der nachstehenden Tabelle hervorgeht, die auf den Angaben der Parteien beruht, entsprach im Jahr 2003 die Kapazit‰t der Verbindungsleitungen zwischen Spanien und Portugal lediglich 7-13 % der in Portugal in Nachfrage-Spitzenzeiten erforderlichen Kapazit‰t.

Nachfrage zu Spitzenzeiten

Verbundkapazit‰t (Sommer)

Verbundkapazit‰t (Winter)

Quelle: Parteien, gest¸tzt auf Informationen von REN

Dar¸ber hinaus ist anzumerken, dass der Verbundgrad zwischen Spanien und Portugal von der internen Last in den beiden nationalen Netze abh‰ngt. Erhˆhte Lasten in den nationalen Netzen kˆnnen insbesondere in Zeiten starker Nachfrage die verf¸gbaren Verbundkapazit‰ten beschr‰nken und damit die Bedeutung mˆglicher Stromeinfuhren nach Portugal schm‰lern.

Infolgedessen ist bei Nachfragespitzen die kommerziell verf¸gbare Verbundkapazit‰t im Durchschnitt niedriger als in den Tabellen angegeben (diese entspricht Durchschnittswerten).

In der ersten Jahresh‰lfte 2004 wurden von Spanien nach Portugal im Durchschnitt w‰hrend 25 % der fraglichen Zeit Engp‰sse verzeichnet, wobei in den Monaten Mai und Juni eine Zunahme auf bis zu 50 % festgestellt wurde. Im Juli stieg der Prozentsatz der von Engp‰ssen betroffenen Zeit sogar auf 66 %. Im August waren 47 % der fraglichen Zeit von Engp‰ssen betroffen. CNE, die spanische Regulierungsbehˆrde f¸r den Energiesektor, vertritt die Auffassung, dass sich nunmehr die Engp‰sse zwischen Spanien und Portugal fast zu einem Dauerzustand entwickelt haben. Es versteht sich von selbst, dass sich das beschriebene Ausmafl der Engp‰sse nicht mit der Vorstellung eines iberischen Marktes vereinbaren l‰sst.

Das Ausmafl der Engp‰sse ist nicht auf auflergewˆhnliche Umst‰nde zur¸ckzuf¸hren und wird sich in naher Zukunft wahrscheinlich nicht ‰ndern.

84.Wie oben angemerkt war das Netz in den ersten Monaten des Jahres 2004 in etwa 25 % der fraglichen Zeit von Engp‰ssen betroffen. Es muss hervorgehoben werden, dass eine Engpassquote von 25 % bereits extrem hoch ist: Sie bedeutet f¸r einen Stromversorger, der Strom einzuf¸hren beabsichtigt (wie z. B. Iberdrola oder Endesa, die ihren Bedarf ausschliefllich aus Einfuhren decken, um Kunden in Portugal zu beliefern), dass er in einem von vier F‰llen nicht in der Lage ist, die geplanten Mengen zur Belieferung seiner Kunden einzuf¸hren und nicht pr‰zise vorhersagen kann, wann der Engpass auftreten wird. Dieses Ausmafl ¸bersteigt die im nordischen Strompool beobachtete Engpassh‰ufigkeit um ein Vielfaches: Dort werden Engp‰sse in einer Grˆflenordnung zwischen 0 % bis 7 % der fraglichen Zeit festgestellt.

85.Dar¸ber hinaus verst‰rkte sich in den folgenden Monaten des Jahres 2004 das Ausmafl der Engp‰sse (auf bis zu 66 %). Diese Zunahme l‰sst sich durch mehrere Faktoren erkl‰ren. Erstens sinkt der Verbundgrad im Sommer weiter ab, wie die Parteien in ihrer Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) hervorgehoben haben. Die hˆheren Temperaturen f¸hren in den Leitungen zu einer Verringerung der verf¸gbaren Kapazit‰ten um bis zu 20-25 %. Wie aus der nachfolgenden Grafik hervorgeht, ist zweitens im Laufe der vergangenen Jahre ein deutlicher Anstieg der Stromeinfuhren aus Spanien festzustellen, die nun durch die unzureichenden Verbundkapazit‰ten erheblich eingeschr‰nkt werden.

Zu Engp‰ssen kommt es beispielsweise bei Stromeinfuhren von Spanien nach Portugal, wenn der Zustand der Stromnetze und unzureichende ‹bertragungskapazit‰ten den vollst‰ndigen physischen Transport des Stroms verhindern, der urspr¸nglich von einem Punkt zu einem anderen ¸bertragen werden sollte. Es ist anzumerken, dass die Strommenge, die ¸ber die Verbindungsleitungen zwischen Spanien und Portugal transportiert werden kann, auch von den verf¸gbaren Transportkapazit‰ten in dem den Verbindungsleitungen vorgelagerten und nachgelagerten Netz abh‰ngt.

Formblatt CO, Seite 117.

Antwort von EDP auf das Auskunftsersuchen der Kommission gem‰fl Art. 11 vom 24.08.2004, F15.

Die Daten wurden von REN in Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission gem‰fl Art. 11 vom 23.07.2004 ¸bermittelt und am 08.10.2004 aktualisiert.

Protokoll des Treffens mit CNE vom 07.09.2004. S‰mtliche in diesem Dokument genannten Protokolle wurden von den Beteiligten gepr¸ft und genehmigt.

In ihrer Entscheidung in der Sache Sydkraft/Graninge vom 30.10.2003 (Sache COMP/M.3268, S. 26) stellte die Kommission fest, dass Schweden von den anderen Gebieten im NordPool lediglich 5,5 % (2000) 0,0 % (2001), 0,1 % (2002) und 0,0 % (Jan.-Sep. 2003) der Zeit abgeschottet war. Die Prozents‰tze in Bezug auf die Abschottung Schwedens von einzelnen benachbarten Gebieten waren etwas hˆher, wiesen jedoch insgesamt ebenfalls einen niedrigen Wert auf (z. B. durchschnittlich 7 % zwischen Schweden und Ost-D‰nemark im selben Zeitraum). Auch wenn die Kommission der Auffassung war, dass sich der Stromerzeugungs-/Stromgroflhandelsmarkt ¸ber die schwedischen Grenzen hinaus erstrecken kˆnnte, liefl sie die pr‰zise Ausdehnung des r‰umlichen Marktes offen.

Infolgedessen ist bei Nachfragespitzen die kommerziell verf¸gbare Verbundkapazit‰t im Durchschnitt niedriger als in den Tabellen angegeben (diese entspricht Durchschnittswerten).

900000

800000

700000

600000

500000

400000

300000

200000

100000

Monatliche Stromeinfuhren aus Spanien nach Portugal von Januar 2001 bis Juli 2004

86.Diese Einfuhren werden sich in naher Zukunft wahrscheinlich im Rahmen des auf Grund der unzureichenden Verbundkapazit‰ten knapp bemessenen Spielraums weiterentwickeln. So hat die H‰ufigkeit der Engp‰sse in den Verbindungsleitungen in den ersten Wochen des Jahres 2004 einen Wert von 77 % erreicht. Die Parteien wenden ein, dass "die w‰hrend der ersten 19 Tage im Juli [2004] festgestellte Engpassh‰ufigkeit in den Verbindungsleitungen von 77 %" auf Grund "der dynamischen Konjunktur" und "in geringerem Mafle wegen des im Vergleich zu 2003 trockeneren Jahres 2004 als Ausnahmefall zu werten ist" . Die Kommission stellt jedoch fest, dass das Ausmafl der Engp‰sse, wie bereits dargestellt, insgesamt einen Aufw‰rtstrend aufweist. Infolgedessen ist es leicht nachzuvollziehen, dass das durchschnittliche Ausmafl der Engp‰sse auf monatlicher Basis in der Vergangenheit geringer war. Dennoch kam es in einem vergleichbaren Zeitraum des Jahres 2003 (Juli) w‰hrend eines Drittels der Zeit zu Engp‰ssen. Im Oktober 2003 erreichte die Engpassh‰ufigkeit 44 %. Auch wenn dieses Ausmafl der Engp‰sse (zwischen einem Drittel und der H‰lfte der Zeit) unter den Werten des Jahres 2004 liegt, sind sie doch vˆllig unvereinbar mit der Vorstellung eines einheitlichen Strommarktes zwischen Spanien und Portugal.

Die Daten wurden von REN in Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission gem‰fl Art. 11 vom 23.07.2004 ¸bermittelt.

Engpassh‰ufigkeit auf monatlicher Basis von Januar 2001 bis Juli 2004

Durch die Beendigung der PPA wird sich das Einfuhrvolumen/das Ausmafl der Engp‰sse nicht ‰ndern

87.Es ist unwahrscheinlich, dass die Beendigung der PPA, die voraussichtlich 2005 erfolgen wird, drastische Auswirkungen auf das Einfuhrvolumen und damit auf das Ausmafl der Engp‰sse haben wird. Die Parteien haben die Engp‰sse wie folgt erkl‰rt: "Da die Erzeugungskapazit‰t von EDP grˆfltenteils durch die PPA gebunden ist und EDP im Rahmen dieses Systems nicht in der Lage ist, seine Anlagen zu steuern und eine bedarfsgerechte Erzeugung durchzuf¸hren, muss EDP ebenso wie die anderen Marktteilnehmer, wie z. B. Endesa und Iberdrola, Stromeinfuhren t‰tigen, um seinen SENV-Bedarf zu decken." Diese Lage hat sich jedoch bereits im Januar 2004 ge‰ndert, als das neue GuD-Kraftwerk von EDP in Betrieb genommen wurde und die Stromerzeugung f¸r die EDP-Kunden auf dem freien Markt anlief. Trotzdem haben sich die Engp‰sse weiter versch‰rft: Ihre H‰ufigkeit ist von 25 % zu Jahresanfang bis auf 66 % im Juli 2004 gestiegen.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Parteien die Auffassung, dass bei der Beurteilung der Beendigung der PPA (i) die Rolle von REN sowie (ii) die Versorgung des SENV und der "parcela livre" ber¸cksichtigt werden sollten. Was den ersten Punkt betrifft, unterstreichen die Parteien, dass REN gegenw‰rtig erhebliche Strommengen zwischen Spanien und Portugal ein- und ausf¸hrt. Nach dem Auslaufen der PPA wird REN nicht mehr als Alleinabnehmer fungieren und somit den Import/Export von Strom einstellen. Im selben Teil der Antwort unterstreichen die Parteien jedoch auch, dass "diese Transaktionen einer strukturellen Nutzung der Verbindungsleitungen gleichkommen" und "wahrscheinlich nach der Beendigung der PPA beibehalten werden, wenn sie auch durch andere Marktteilnehmer durchgef¸hrt werden".

Infolgedessen ist bei Nachfragespitzen die kommerziell verf¸gbare Verbundkapazit‰t im Durchschnitt niedriger als in den Tabellen angegeben (diese entspricht Durchschnittswerten).

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

%

Engpassh‰ufigkeit auf monatlicher Basis von Januar 2001 bis Juli 2004

Durch die Beendigung der PPA wird sich das Einfuhrvolumen/das Ausmafl der Engp‰sse nicht ‰ndern

87.Es ist unwahrscheinlich, dass die Beendigung der PPA, die voraussichtlich 2005 erfolgen wird, drastische Auswirkungen auf das Einfuhrvolumen und damit auf das Ausmafl der Engp‰sse haben wird. Die Parteien haben die Engp‰sse wie folgt erkl‰rt: "Da die Erzeugungskapazit‰t von EDP grˆfltenteils durch die PPA gebunden ist und EDP im Rahmen dieses Systems nicht in der Lage ist, seine Anlagen zu steuern und eine bedarfsgerechte Erzeugung durchzuf¸hren, muss EDP ebenso wie die anderen Marktteilnehmer, wie z. B. Endesa und Iberdrola, Stromeinfuhren t‰tigen, um seinen SENV-Bedarf zu decken." Diese Lage hat sich jedoch bereits im Januar 2004 ge‰ndert, als das neue GuD-Kraftwerk von EDP in Betrieb genommen wurde und die Stromerzeugung f¸r die EDP-Kunden auf dem freien Markt anlief. Trotzdem haben sich die Engp‰sse weiter versch‰rft: Ihre H‰ufigkeit ist von 25 % zu Jahresanfang bis auf 66 % im Juli 2004 gestiegen.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Parteien die Auffassung, dass bei der Beurteilung der Beendigung der PPA (i) die Rolle von REN sowie (ii) die Versorgung des SENV und der "parcela livre" ber¸cksichtigt werden sollten. Was den ersten Punkt betrifft, unterstreichen die Parteien, dass REN gegenw‰rtig erhebliche Strommengen zwischen Spanien und Portugal ein- und ausf¸hrt. Nach dem Auslaufen der PPA wird REN nicht mehr als Alleinabnehmer fungieren und somit den Import/Export von Strom einstellen. Im selben Teil der Antwort unterstreichen die Parteien jedoch auch, dass "diese Transaktionen einer strukturellen Nutzung der Verbindungsleitungen gleichkommen" und "wahrscheinlich nach der Beendigung der PPA beibehalten werden, wenn sie auch durch andere Marktteilnehmer durchgef¸hrt werden".

Infolgedessen ist bei Nachfragespitzen die kommerziell verf¸gbare Verbundkapazit‰t im Durchschnitt niedriger als in den Tabellen angegeben (diese entspricht Durchschnittswerten).

900000

800000

700000

600000

500000

400000

300000

des SENV kaum nennenswert ist (derzeit entfallen darauf nur 600 MW der portugiesischen Gesamtproduktion in Höhe von 12 000 MW), ist der Unterschied zu vernachlässigen.

Formblatt CO, Seite 119.

ABl. C 372 vom 09.12.1997, S. 5.

abschotteten, so wird dies im Allgemeinen dazu führen, dass in der Vergangenheit ermittelte Angaben über Preise, Marktanteile und Handelsstrukturen mit Vorsicht behandelt werden.

Dementsprechend hat die Kommission vor dem Hintergrund der zwischen der portugiesischen und der spanischen Regierung geführten Gespräche bez¸glich der Schaffung des MIBEL eine eingehende Analyse der verschiedenen ihr zur Kenntnis gebrachten Unterlagen durchgef¸hrt, um zu beurteilen, ob eine hinreichende Wahrscheinlichkeit besteht, dass dieser Prozess kurzfristig zu einem grˆfleren r‰umlichen Markt f¸hren wird.

In fr¸heren Entscheidungen war die Kommission bereits zu der Feststellung gelangt, dass trotz einer vorhandenen politischen Vereinbarung "die Entstehung eines echten iberischen Marktes in den kommenden Jahren weiterhin durch die unzureichende Verbundkapazit‰t zwischen Spanien und Portugal behindert wird und auflerdem von der schrittweisen Durchf¸hrung einer Reihe von Maflnahmen abh‰ngt: Dazu z‰hlen nicht nur technische Maflnahmen im Bereich der Stromnetze und der Verbindungsleitungen, sondern auch die Beseitigung der ordnungspolitischen und administrativen Hemmnisse sowie die Harmonisierung der Funktionsweise und der Managementmethoden der Netzbetreiber."

Aus den nachfolgend dargelegten Gr¸nden belegen mehrere Faktoren, dass bis zur wirksamen Integration der portugiesischen und spanischen Stromhandelsm‰rkte noch ein weiter Weg zur¸ckzulegen ist. Daher kann f¸r die Zwecke der Beurteilung des Zusammenschlusses nicht davon ausgegangen werden, dass es binnen kurzer Frist einen iberischen Markt geben wird.

Bevor der MIBEL gegr¸ndet werden kann, m¸ssen noch zahlreiche erhebliche ordnungspolitische Schranken beseitigt werden.

Im Rahmen der Untersuchung der Kommission haben zahlreiche Befragte unterstrichen, dass einer der entscheidenden Schritte im Hinblick auf die k¸nftige Integration der portugiesischen und spanischen Stromm‰rkte die Einrichtung eines gemeinsamen Rechtsrahmens und eines gemeinsamen Rahmens f¸r den Marktbetrieb sei (koordiniertes Management der beiden Stromnetze, einheitliche Spot- und Forward-Groflhandelsm‰rkte).

Zun‰chst ist daran zu erinnern, dass bis zum jetzigen Zeitpunkt die Schaffung des MIBEL selbst lediglich einen ersten Schritt zu einem iberischen Stromgroflhandelsmarkt darstellt.

Zudem wurde der Starttermin mehrmals verschoben. So sah das von der portugiesischen und der spanischen Regierung 2001 unterzeichnete Kooperationsprotokoll urspr¸nglich Januar 2003 als Starttermin vor. Anschlieflend wurde im Januar 2004 eine weitere Vereinbarung geschlossen, mit der der Starttermin auf April 2004 verschoben wurde. Sp‰ter wurde dieses zweite Datum wiederum verschoben. In diesem Zusammenhang r‰umen die Parteien zwar ein, dass die tats‰chliche Einrichtung des MIBEL verzˆgert wurde, bringen jedoch vor, dass die "Verzˆgerung rein vor¸bergehender Natur ist" . Der portugiesische Wirtschaftsminister betonte seinerseits, dass die von der Vorg‰ngerregierung urspr¸nglich geplanten Fristen offensichtlich sehr ambitioniert gewesen seien.

Die Parteien vertreten die Auffassung, dass "die Auswirkungen dieser Verzˆgerung" in jedem Fall "begrenzt sind, da diese keine der beiden Regierungen daran gehindert hat, den Prozess der Verabschiedung der nationalen Rechtsvorschriften fortzusetzen". Nichtsdestotrotz ist der Umfang der spezifischen Rechtsvorschriften, die in Bezug auf die Einrichtung des MIBEL verabschiedet wurden, zum gegenw‰rtigen Zeitpunkt noch recht bescheiden. Die einzigen von den Parteien genannten Gesetzesdekrete, die seit der Unterzeichnung der Vereinbarung im Jahr 2004 durch die beiden Regierungen verabschiedet wurden, betreffen die Ausdehnung der Definition der zugelassenen Kunden auf alle Verbraucher und stehen somit eher im Zusammenhang mit der Umsetzung von Gemeinschaftsrecht als mit der Einrichtung des MIBEL.

Diese wiederholten Verzˆgerungen und das Fehlen der notwendigen einzelstaatlichen Rechtsvorschriften zur wirksamen Umsetzung des MIBEL sind darauf zur¸ckzuf¸hren, dass in den Gespr‰chen zwischen den Regierungen noch zahlreiche ordnungspolitische Fragen behandelt werden m¸ssen, bevor in jedem Land im Rahmen der nationalen Gesetzgebung eine effiziente Harmonisierung erzielt werden kann.

Tats‰chlich hatte die Vereinbarung zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung vom Januar 2004 zun‰chst nur einige allgemeine Aspekte zum Gegenstand. Den Angaben der Parteien zufolge sieht diese Vereinbarung folgende Innovationen vor: (i) Der Stromhandel im MIBEL sollte entweder im Rahmen bilateraler Vertr‰ge zwischen Erzeugern, Einzelh‰ndlern und Endverbrauchern vollzogen werden oder im Rahmen eines Spotmarktes, dessen Funktionsweise sich an das System des spanischen Pools anlehnen w¸rde, und eines Marktes f¸r Finanzderivate; (ii) bis zum 20. April 2006 sollte durch die Zusammenlegung des spanischen Marktbetreibers (derzeit bekannt als "OMEL") und des portugiesischen Marktbetreibers ein einziger Marktbetreiber eingerichtet werden; (iii) die Zulassung eines Marktteilnehmers f¸r das eine Land sollte ihm automatisch ermˆglichen, im jeweils anderen Land t‰tig zu werden, und (iv) sollte ein "Ausschuss der Marktteilnehmer" eingerichtet werden.

Diese Vorhaben sind sehr allgemein gehalten und wurden bisher noch nicht umgesetzt. Der spanische Strommarkbetreiber, OMEL, brachte dies vor kurzem so zum Ausdruck: "Bis zum heutigen Tag haben die spanische und die portugiesische Regierung lediglich institutionelle Fragen betreffend die Strommarktbetreiber erˆrtert." Den Angaben des spanischen Stromnetzbetreibers REE zufolge f¸hrt diese Situation außerdem dazu, dass "der Zeitpunkt und die Bedingungen f¸r die Entwicklung des MIBEL in hohem Mafle ungewiss sind" .

Die Parteien r‰umen zwar ein, dass "es nach wie vor Aspekte gibt, die gekl‰rt werden m¸ssen", bringen jedoch vor, dass diese fehlende Harmonisierung nicht als Argument dienen kann, um die iberische Dimension des r‰umlichen Marktes in Frage zu stellen, weil "die spezifischen Maflnahmen zur Schaffung dieser neuen Marktdimension kontinuierlich gepr¸ft und vorbereitet werden" .

Dieser Pr¸fungs- und Vorbereitungsprozess f¸hrt jedoch nicht wirklich zur Verabschiedung spezifischer Maflnahmen. Daher kann unmˆglich festgestellt werden, dass die "rechtlichen Schranken gefallen [Ö]* sind", wie in der Bekanntmachung ¸ber die Marktdefinition gefordert wird.

Dar¸ber hinaus best‰tigt die Marktuntersuchung eindeutig, dass die noch zu behandelnden ordnungspolitischen Fragen alles andere als nebens‰chlich sind: Sie sind vielmehr von zentraler Bedeutung f¸r die wirksame Umsetzung des MIBEL. F¸r diese Fragen steht nach wie vor eine Einigung aus, die sich anschlieflend in der Harmonisierung der Rechtsvorschriften niederschlagen muss, bevor der MIBEL tats‰chlich an den Start gehen kann.

Der spanische Strommarktbetreiber OMEL trifft zu, dass "der MIBEL nicht funktionieren kann, bevor ein Mindestmafl an Harmonisierung umgesetzt wurde. Tarife, Hilfsdienste, Ausgleichsmechanismen, die Lage von REN im Vergleich zu REE und OMEL, all diese Aspekte m¸ssen in [einer] akzeptablen Weise harmonisiert werden, damit der MIBEL an den Start gehen kann."

Der spanische Stromnetzbetreiber REE vertritt die folgende Auffassung: "Im technischen und regulatorischen Bereich m¸ssen noch viele Dinge in Angriff genommen werden. Insbesondere war es erheblich schwieriger als erwartet, die Einzelheiten der rechtlichen Rahmenbedingungen zu definieren, gem‰fl denen sich der MIBEL entwickeln sollte. Die Vorschriften auf beiden Seiten der Grenzen unterscheiden sich sehr stark, und die ‹berbr¸ckung dieser Kluft wird unter Umst‰nden lange Zeit in Anspruch nehmen. Es gibt zahlreiche komplexe und bisher ungelˆste Fragen, zum Beispiel: die Funktion bilateraler Vertr‰ge, die hˆchst unterschiedliche Tarifstruktur in beiden L‰ndern oder die Konzepte f¸r das Engpassmanagement."

Die portugiesische Regulierungsbehˆrde f¸r den Energiesektor, ERSE, hat die Notwendigkeit zur ƒnderung und Harmonisierung der nationalen Rechtsvorschriften in Bezug auf mehrere wichtige Aspekte weitgehend best‰tigt. Vor allem im Hinblick auf "die Ausarbeitung der f¸r einen ordnungsgem‰fl funktionierenden Markt erforderlichen nationalen Rechtsvorschriften", stellt ERSE Folgendes fest:

"Diese Bestimmungen sollten im Rahmen der Rechtsvorschriften f¸r den Stromsektor (Zust‰ndigkeitsbereich von ERSE) erlassen werden und die Einfachheit, Stabilit‰t und Flexibilit‰t der Verfahren befˆrdern. Um dieses Ziel zu erreichen, wird ein Prozess zur ‹berpr¸fung s‰mtlicher Rechtsvorschriften in die Wege geleitet. Im Rahmen dieses Prozesses sind die folgenden Punkte zu behandeln und zu definieren:

! Bestimmungen zur Regelung der Gesch‰ftsbeziehungen, vornehmlich solche, die den Verbrauchern die Wahl des Anbieters gestatten, Verfahren, die den Verbrauchern den Wechsel des Anbieters ermˆglichen, Auswahlmechanismen und Verf¸gbarkeit von Verbrauchsdaten sowie die Verpflichtungen des regulierten Einzelh‰ndlers gegen¸ber den Verbrauchern und in Bezug auf den Ankauf von Strom.

! Die sowohl f¸r den Netzzugang als auch f¸r die Belieferung des regulierten Lieferanten geltenden Tarife, in denen sich eine faire Verg¸tung f¸r die T‰tigkeit niederschlagen muss und der fehlenden Quersubventionierung zwischen unterschiedlichen T‰tigkeiten und Verbrauchergruppen Rechnung zu tragen ist.

! Die Bestimmungen f¸r den Netzzugang und f¸r den Zugang zu den Verbindungsleitungen, einschlieflich der Vereinbarungen zur Festlegung der Verbundkapazit‰t, der Zuteilung dieser Kapazit‰t an die Marktteilnehmer und des Engpassmanagements.

! Bestimmungen f¸r den Netzbetrieb, vor allem f¸r die Planung und das koordinierte Management der Netzebenen.

OMEL-Präsentation vom 26.08.2004.

Die neue Vereinbarung zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung sieht eine Additionstarifstruktur vor, lässt jedoch den Zeitpunkt offen, wann diese umgesetzt wird. Bis zum 30.06.2006 sind diesbezüglich die Grundzüge eines Plans vorzulegen (Acordo entre a Rep˙blica Portuguesa e o Reino de Espanha relativo ‡ ConstituÁ„o de um Mercado IbÈrico da Energia ElÈctrica., Santiago de Compostela, 01.10.2004, Artikel 9).

Protokoll des Treffens mit REE vom 26.08.2004.

Die neue Vereinbarung zwischen der portugiesischen und der spanischen Regierung sieht vor, dass diese Zuteilung auf der Grundlage der Marktmechanismen erfolgen sollte. Sie sieht jedoch weder Regeln für diese Zuteilung noch einen Zeitplan für eine entsprechende Einigung vor. Acordo entre a Rep˙blica Portuguesa e o Reino de Espanha relativo ‡ ConstituÁ„o de um Mercado IbÈrico da Energia ElÈctrica, Santiago de Compostela, 01.10.2004.

Folglich können die gemeinsam mit CNE in Angriff zu nehmenden Tätigkeiten wie folgt zusammengefasst werden:

! Ausarbeitung von Vorschriften für das Funktionieren des Marktes unter Berücksichtigung der von ERSE und CNE geschlossenen Vereinbarung.

! Schaffung einer gemeinsamen Handlungsplattform mit CNE.

! Ausarbeitung von Vorschriften zur Harmonisierung der Tarife in beiden Ländern.

! Ausarbeitung harmonisierter Vorschriften, um dem Wechsel von Verbrauchern Rechnung zu tragen, einschließlich der technischen Spezifikationen der Geräte und Systeme für das 'Fernablesen', der Übermittlung der Ableseprotokolle sowie der Erhebung und Verarbeitung von Informationen.

! Ausarbeitung von Vorschriften zur Festlegung der Verbindungskapazitäten, deren Zuweisung an die verschiedenen Marktteilnehmer und des Engpassmanagements unter Berücksichtigung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 vom 26. Juni 2003.

Des Weiteren erwähnt ERSE andere bedeutsame institutionelle und operationelle Fragen, die behandelt werden müssten:

"Gründung des Regulierungsrates und Festlegung seiner Funktionsregeln:

! Ausarbeitung von Vorschriften zur Festlegung der in der Vereinbarung für Vertragsverletzungen vorgesehenen Verfahren sowie zur Festlegung außergerichtlicher Konfliktlösungsmechanismen im Hinblick auf den wirtschaftlichen und technischen Systembetrieb.

! Ausarbeitung von Vorschriften für das Monitoring des Funktionierens des Marktes.

! Ausarbeitung von Vorschriften für das Monitoring des technischen Betriebs des Transportsystems, vor allem für die Planung und das koordinierte Management der Netzebenen.

! Ausarbeitung von Vorschriften für die Formulierung und den Austausch von Informationen zwischen dem Marktbetreiber und den Stromnetzbetreibern.

! Ausarbeitung von Vorschriften für die Informationen, die den Verbrauchern und den sonstigen Marktteilnehmern übermittelt werden müssen.

! Durchführung von Studien zur Festlegung von Monitoring-Indikatoren.

! Festlegung von Verfahren zur Erhebung von Informationen, die für die Monitoring-Maßnahmen erforderlich sind."

Auflerdem ist es völlig ungewiss, ob angesichts der Vielzahl der an dem Prozess beteiligten öffentlichen Stellen für sämtliche ordnungspolitischen Schranken, die nach wie vor harmonisiert werden müssen, ohne Weiteres binnen kurzer Frist eine Lösung gefunden wird. Angesichts der zahlreichen noch ungelösten strittigen Fragen wird der tatsächliche Starttermin für den MIBEL weiter ins Ungewisse gerückt.

Antwort von ERSE vom 06.08.2004.

Die jüngste Vereinbarung zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung sieht vor, dass ein Regulierungsrat eingerichtet wird, der Aufsichts- und Beratungsfunktionen wahrnimmt. Für die Einrichtung des genannten Rates wird jedoch in der Vereinbarung keine Frist genannt (Acordo entre a Rep˙blica Portuguesa e o Reino de Espanha relativo ‡ ConstituÁ„o de um Mercado IbÈrico da Energia ElÈctrica., Santiago de Compostela, 01.10.2004, Artikel 11).

Beispielsweise wird von OMEL dargelegt, dass es "gegenwärtig zumindest fünf strittige Fragen gibt:

! Technischer Betrieb des Stromnetzes (Spanien: Marktsystem, Portugal: Tarifsystem). EDP würde durch die technischen Beschränkungen in Portugal zu Lasten der spanischen Unternehmen begünstigt, die Kunden in Portugal beliefern.

! Langfristige Verträge zwischen EDP und REN. Es muss gewährleistet werden, dass die Bedingungen bei der Auflösung dieser Verträge dem spanischen Konzept entsprechen und mit diesem vereinbar sind. Insbesondere hat es den Anschein, dass die Ausgleichszahlungen für verlorene Kosten in Portugal höher liegen als in Spanien. Es gibt zudem einen unterschiedlichen Fahrplan. In Spanien laufen diese Ausgleichszahlungen im Jahr 2007 aus, wobei bisher bereits 55 % der Kosten des Übergangs zum Wettbewerb erstattet wurden. Schließlich wird in Portugal ein wesentlich größerer Anteil, nämlich bis zu 90 % der Energie, bei der Erstattung angerechnet). Die unterschiedlichen Ausgleichszahlungen, die die portugiesischen und spanischen Unternehmen in den nächsten Jahren erhalten werden, und die Tatsache, dass die Zahlungen in Portugal fortgesetzt werden, nachdem die Regelung in Spanien bereits ausgelaufen sein wird, stellen für die spanischen Behörden keinerlei Anreiz dar, den MIBEL tatsächlich zu verwirklichen.

! Gasmarkt. Die Verflechtung zwischen dem Gas- und Strommarkt auf iberischer Ebene wurde nicht erörtert. Im MIBEL 'existiert Gas nicht'.

! Bilaterale Verträge. Damit der MIBEL effektiv funktionieren kann, sind angesichts der bestehenden Höhe der Marktanteile Beschränkungen unerlässlich. Andernfalls wäre der Markt illiquide. Beispielsweise sollten zwischen den fünf größten Anbietern keine bilateralen Verträge genehmigt werden. Im NordPool gibt es zwar viele bilaterale Verträge, doch der Grad der vertikalen Integration ist gering, und somit wird die Wettbewerbsfähigkeit des Marktes gewahrt. Die Vorstellung der Regulierungsbehörde, lediglich Verträge innerhalb ein und desselben Konzerns zu verbieten, wird in der Praxis nicht funktionieren.

! Die gegenwärtige Funktion von REN als Netzbetreiber und Marktteilnehmer unterscheidet sich völlig von der Arbeitsteilung zwischen OMEL und REE in Spanien. Gegenwärtig ist REN ein extrem aktiver Einkäufer und als Vermittler tätig. Vor dem Start des MIBEL müssen all diese Fragen geklärt werden. Die Verhandlungen über sämtliche Punkte kommen, wenn überhaupt, nur sehr schleppend voran.

Die Marktuntersuchung weist ferner darauf hin, dass die Meinungen auch über andere wichtige Fragen auseinander gehen, so z. B. darüber, welches Engpassmanagement am effizientesten ist und letzten Endes beibehalten werden sollte. Den Angaben der spanischen Regulierungsbehörde CNE zufolge, die gemeinsam mit ERSE die entsprechenden Regeln ausarbeiten würde, "ist eine Countertrading-Lösung" in diesem Zusammenhang "nicht ideal, da sie mit erheblichen Manipulationsrisiken einhergehen könnte. Das Manko der Marktteilung liegt darin, dass EDP in der Lage sein wird, den Preis auf dem portugiesischen Markt zu diktieren, da es 70 % der Erzeugungskapazitäten kontrolliert und 60-70 % für die Deckung der portugiesischen Nachfrage ausreichen."

Schließlich ist festzustellen, dass selbst wenn bei den verschiedenen ordnungspolitischen Fragen letztendlich eine Einigung zwischen den beteiligten öffentlichen Stellen erzielt werden könnte, die spanischen und portugiesischen Rechtsvorschriften immer noch einer weitreichenden Anpassung unterzogen werden müssten. REE erläutert hierzu: "In dieser Hinsicht müssen mehrere wichtige Punkte der portugiesischen und spanischen Rechtsvorschriften geändert werden, um den erforderlichen Harmonisierungsgrad zu erreichen, der Voraussetzung für den Start des iberischen Tagesmarktes ist."

Protokoll des Treffens mit OMEL am 26.08.2004.

Die jüngste Vereinbarung zwischen der spanischen und der portugiesischen Regierung sieht vor, dass ein Regulierungsrat eingerichtet wird, der Aufsichts- und Beratungsfunktionen wahrnimmt. Für die Einrichtung des genannten Rates wird jedoch in der Vereinbarung keine Frist genannt (Acordo entre a Rep˙blica Portuguesa e o Reino de Espanha relativo ‡ ConstituÁ„o de um Mercado IbÈrico da Energia ElÈctrica., Santiago de Compostela, 01.10.2004, Artikel 11).

Die spanische und die portugiesische Regierung kamen zuletzt am 1. Oktober 2004 zusammen.

Es wurde eine neue Vereinbarung unterzeichnet, die vorsieht, dass der MIBEL am 30. Juni 2005 an den Start geht. Die Vereinbarung wurde für einen Zweijahreszeitraum geschlossen und muss zunächst gemäß den einzelstaatlichen Vorschriften ratifiziert werden. Sie kann jederzeit geändert oder zum Ende der Laufzeit einseitig beendet werden. In dieser Vereinbarung werden die meisten Grundsätze wieder aufgenommen, die bereits in den vorangegangenen Vereinbarungen und im Protokoll für den Betrieb des MIBEL vorgeschlagen worden waren. Darüber hinaus werden in der neuesten Vereinbarung auch zahlreiche

technische und ordnungspolitische Fragen genannt, die zu klären sind, bevor der MIBEL tatsächlich den Betrieb aufnehmen kann bzw. bestimmte Vorschriften im Zusammenhang mit der Umsetzung des MIBEL in Kraft treten können. Die Vereinbarung bietet jedoch keine Lösung für diese Punkte an, sondern verweist oftmals – ohne klare Vorgaben für die erforderlichen Lösungen oder für den Zeitrahmen für deren Umsetzung zu liefern – auf weitere bilaterale Vereinbarungen, die auf verschiedenen Ebenen zu schließen sind. Für wichtige Fragen wird gar keine Frist gesetzt. Der Day-Ahead-Markt, der von OMI-E, dem spanischen Teil des OMI und Nachfolger von OMEL, betrieben werden soll, wird für einen nicht näher bezeichneten Übergangszeitraum ausgesetzt. Für die Tarifharmonisierung muss lediglich bis zum 30. Juni 2006 ein "Plan" vorgelegt werden. Es steht beispielsweise bereits fest, dass die Netzbetreiber eigenständig bleiben und zwei unabhängige und einander ausschließende Systeme für Hilfsdienste im Bereich der Regel-/Ausgleichsenergie einrichten werden. Zentrale Fragen, wie z. B. die Koordinierung zwischen den Netzbetreibern erfolgen soll und welche Vorschriften genau für die regulierten Lieferanten gelten werden, sind weiterhin ungelöst. Bisher ist weder geklärt, wie in der Vergangenheit abgeschlossene Verträge (wie z. B. der Vertrag von REN mit Transgás/Turbogás) ordnungsgemäß beendet werden, noch wie und in welchem Zeitrahmen das Engpassmanagement und die Zuteilung der Verbindungskapazitäten vereinbart werden sollen (Countertrading, Marktteilung etc.). Daher ist es weiterhin äußerst ungewiss, (i) ob und in welcher Form der MIBEL tatsächlich am 30.06.2005 an den Start gehen kann und, falls dies doch gelingen sollte, (ii) ob seine Effizienz ausreichen wird, um in absehbarer Zukunft einen iberischen Strommarkt zu verwirklichen.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Parteien die Auffassung, dass die Beendigung der PPA "die wichtigste Voraussetzung für die Einrichtung des MIBEL darstellt. Die Parteien bringen daher vor, dass in dieser Frage ein bedeutsamer Schritt vollzogen wurde und nun in Anbetracht des hohen Maßes an politischer Übereinstimmung zwischen Portugal und Spanien, das anlässlich der Unterzeichnung der Vereinbarung im Oktober 2004 festzustellen war, mit weiteren Fortschritten gerechnet werden kann." Es steht zwar fest, dass die Beendigung der PPA eine notwendige Voraussetzung für die weitere Marktintegration ist (dem wurde in der Wettbewerbsanalyse der Kommission Rechnung getragen), doch die vorgenannten von der Kommission gewonnenen Erkenntnisse zeigen, dass diese Voraussetzung bei weitem nicht ausreicht. Diese Erkenntnisse wurden von den Parteien nicht angefochten. Vielmehr stellt EDP in seiner Antwort fest, dass "die Parteien zu keinem Zeitpunkt behauptet haben, dass vor dem Starttermin des MIBEL eine umfassende ordnungspolitische Konvergenz erzielt würde". EDP erkennt ferner an, dass "in der Vereinbarung [vom 1. Oktober 2004] nicht alle ordnungspolitischen Fragen im Einzelnen behandelt werden".

Aus allen vorstehenden Überlegungen folgt, dass eine prospektive Analyse der betroffenen Märkte nicht – wie in der Bekanntmachung der Kommission gefordert – die Auffassung stützen kann, dass die zwischen Portugal und Spanien nach wie vor bestehenden rechtlichen Schranken "gefallen sind" und infolgedessen eine "Marktintegration binnen kurzer Frist zu größeren räumlichen Märkten führt".

Diese Schlussfolgerung wird durch die nachfolgend im Detail erläuterte Tatsache bekräftigt, dass in naher Zukunft aller Wahrscheinlichkeit nach weitere strukturelle Hemmnisse bestehen bleiben und damit die effektive Einrichtung eines iberischen Stromgroßhandelsmarkts verhindern werden.

Die Parteien vertreten die Ansicht, dass die Verbindungskapazität zwischen Spanien und Portugal durch den Bau neuer Verbindungsleitungen und die Modernisierung der bestehenden Leitungen substanziell erweitert wird.

Für die Jahre 2004 und 2005 ist die Inbetriebnahme einer neuen Verbindungsleitung zwischen Alqueva und Balboa (im Alentejo) geplant, und die bestehende Leitung zwischen Lindoso und Cartelle (an der Grenze zu Galizien) soll ausgebaut werden. Den Angaben der Parteien zufolge wird sich dies wie folgt auf die Verbundkapazität auswirken.

Prognosen

Bis Ende 2005

Nachfrage zu Spitzenzeiten (MW), 2007

Verbundkapazität (Sommer)

Verbundkapazität (Winter)

Die Parteien gehen für die Jahre 2007/2008 von einem weiteren Ausbau der Verbundkapazität aus.

Prognosen

2007/2008

Nachfrage zu Spitzenzeiten (MW), 2007

Verbundkapazität (Sommer)

Verbundkapazität (Winter)

Die Kommission hat die portugiesische Regulierungsbehörde (ERSE) und den portugiesischen Stromnetzbetreiber (REN) um Schätzungen für den künftigen Verbundgrad ersucht. Die von der portugiesischen Energieregulierungsbehörde ERSE (auf der Grundlage von REN-Unterlagen) in ihrer Antwort auf den Fragebogen der Kommission angenommene Kapazität liegt entweder im unteren Bereich der von den Parteien angenommenen Zahlen oder sogar erheblich darunter: Für 2005 gibt ERSE 1 000 MW an (die Parteien 1 000-1 250 MW), für 2007/2008 prognostiziert ERSE 1 500 MW (die Parteien: 1 610-2 080 MW).

Übermittelte der portugiesische Stromnetzbetreiber der Kommission am 07.10.2004 die "tatsächlichen Daten über die kommerzielle Verbindungskapazität, die von den entsprechenden technischen Höchstwerten abweichen und direkt mit Hilfe der Lastflussberechnungen ermittelt wurden". Diese Angaben bestätigen, dass die kommerziell verfügbare Kapazität für die Stromeinfuhr von Spanien nach Portugal im Jahr 2008 in der Größenordnung von 1 440 MW-1 530 MW liegen wird.

Legende zur Abbildung in Randnummer 127

Text im Original

Übersetzung

Portugal

Spanien

Jahr

Sommer

Winter

Darüber hinaus müssen drei Faktoren berücksichtigt werden, um die Angaben der Parteien ins rechte Licht zu rücken: (i) der Vergleich mit der Einfuhrkapazität von Ländern, deren Ansatz stärker auf einheitliche Großhandelsmärkte abstellt, wie z. B. die nordischen Länder, (ii) die Besonderheiten der portugiesischen Stromerzeugung, die eine hohe Nachfrage nach Einfuhren aus Spanien wahrscheinlich erscheinen lassen, und (iii) die von den Marktteilnehmern geäußerten Standpunkte.

Erheblich größere Einfuhrkapazitäten in stärker integrierten Märkten

Erstens sind folgende Zahlen für die Einfuhrkapazität zu nennen, die dem Entwurf des Dritten Benchmarkingberichts über die Vollendung des Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarktes (nicht als Prozentsatz der Spitzenkapazität, sondern als Prozentsatz der Erzeugungskapazität) entnommen wurden:

- Dänemark: 51 %, Finnland: 25 %, Schweden: 29 %;

- Portugal: 8 %, Spanien: 5 %.

Diese Zahlen zeigen, dass selbst wenn gemäß den Angaben der Parteien die Verbundkapazität von 2004 bis 2006 substanziell angehoben werden sollte, Portugal nach wie vor hinter dem Verbundgrad der nordischen Länder zurückbleiben wird, in denen das Ausmaß der Engpässe eine vergleichsweise geringe Rolle spielt. Dennoch wurde bislang nicht festgestellt, dass diese Großhandelsmärkte über die Staatsgrenzen hinausgehen.

Die zwischen Spanien und Portugal bestehenden Unterschiede im Erzeugungsmix werden erhalten bleiben

Zweitens ist durchaus davon auszugehen, dass die starke Abhängigkeit der portugiesischen Stromerzeugung von der Wasserkraft die Einfuhrnachfrage sogar weiter ankurbeln wird (und damit jedoch eher weitere Engpässe als eine Preiskonvergenz auslösen), sobald der Stromgroßhandelsmarkt infolge der geplanten Beendigung der PPA weiter für den Wettbewerb geöffnet wird. Diese Einschätzung wird in den folgenden zwei Punkten kurz erläutert.

Die Parteien schätzen, dass etwa [40-50]* % des gesamten Kraftwerksparks in Portugal von den meteorologischen Bedingungen abhängen; dies gilt in erster Linie für Wasserkraftwerke und Windenergieanlagen. Während im SEP auf die Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken lediglich [10-20]* % der portugiesischen Jahresproduktion des Jahres 2002 entfielen, verdoppelte sich dieser Anteil 2003 auf [30-40]* %. In den trockenen Sommermonaten, wenn die Erzeugung von Wasserkraftenergie in Portugal in aller Regel deutlich zurückgeht, wird die höchste Energieeinfuhrnachfrage verzeichnet. Beispielsweise waren die CPPE-Wasserkraftwerke von EDP im Juli 2002 lediglich [Ö]* Stunden in Betrieb. Ein Jahr später, im Juli 2003, wurden diese Kraftwerke [Ö]* Stunden betrieben. Im Jahr 2003 war das Wasserkraftwerk [Ö]* mal länger in Betrieb als im Jahr 2002. Die Betriebszeit derselben Anlage betrug im Januar 2002 [Ö]* Stunden und im Januar 2003, in dem ausgiebige Wasserressourcen vorhanden waren, jedoch nur [Ö]* Stunden, was wiederum einer Abweichung von rund 400 % entspricht.

Die Auswirkungen auf die Erzeugungskosten können geschätzt werden, wenn man die Wasserkraftwerke mit ihren gegen null gehenden Grenzkosten mit den Kraftwerken vergleicht, die in Portugal die höchsten Grenzkosten aufweisen, d. h. den Heizölkraftwerken. Im Juli 2002 wurde das bivalente (mit Öl und Gas befeuerte) Kraftwerk in Carregado [Ö]* Stunden betrieben, während sich die Betriebszeit im Juli 2003, einem Jahr mit hohen Wasserkraftressourcen, lediglich auf [Ö]* belief. Dieselbe Anlage wurde im Januar 2002 [Ö]* Stunden, im Januar 2003, in dem ausgiebige Wasserressourcen vorhanden waren, jedoch nur [Ö]* Stunden betrieben. Daraus folgt eindeutig, dass der Strom in Portugal im Jahr 2003 zu erheblich günstigeren Preisen erzeugt wurde als im Jahr 2002. Das unterschiedliche spanische Erzeugungsportfolio, das durch einen wesentlich geringeren Anteil der Wasserkraft und einen substanziellen Beitrag der Kernenergie gekennzeichnet ist, wird tendenziell zu einer Aufwärtstendenz bei den Einfuhren nach Portugal führen. Es ist also damit zu rechnen, dass insbesondere in trockenen Jahren in Nachfrage-Spitzenzeiten die Einfuhren aus Spanien nach

Es ist anzumerken, dass die Kommission in ihrer Entscheidung in der Sache Sydkraft/Graninge vom 30.10.2003 (Sache COMP/M.3268, S. 26) festgestellt hat, dass Schweden von den anderen Gebieten im NordPool lediglich 5,5 % (2000) 0,0 % (2001), 0,1 % (2002) und 0,0 % (Jan.-Sep. 2003) der Zeit abgeschottet war. Die Prozentsätze in Bezug auf die Abschottung Schwedens von einzelnen benachbarten Gebieten waren etwas höher, wiesen jedoch insgesamt ebenfalls einen niedrigen Wert auf (z. B. durchschnittlich 7 % zwischen Schweden und Ost-Dänemark im selben Zeitraum). Auch wenn die Kommission der Auffassung war, dass sich der Stromerzeugungs-/Stromgroßhandelsmarkt über die schwedischen Grenzen hinaus erstrecken könnte, ließ sie die präzise Ausdehnung des räumlichen Marktes offen. Vgl. ferner die Entscheidung der dänischen Wettbewerbsbehörde in der Sache Elsam/NESA (http://www.ks.dk/konkurrence/afgoerelser/2004/R2403/elsam), in der festgestellt wurde, dass der Stromgroßhandelsmarkt nicht über die dänischen Grenzen hinausgeht.

Während die relative Bedeutung der Wasserkraftwerke in den nächsten beiden Jahren leicht abnehmen wird, da keine allzu großen neuen Kapazitäten in Betrieb genommen werden, wird die relative Bedeutung der Windenergieanlagen zunehmen, da die Windenergie nach den GuD-Kraftwerken den Großteil zusätzlicher Kapazitäten in Portugal bereitstellen wird. Es ist zu erwarten, dass die Abhängigkeit von meteorologischen Schwankungen eher zu- als abnehmen wird.

Portugal substanziell zunehmen werden, da davon auszugehen ist, dass Strom in solchen Zeiten in Spanien günstiger produziert wird. Die Nachfrage nach Verbindungskapazitäten wird dementsprechend steigen. Vergleichbare Stromflüsse werden auch in Zeiten der Grundlastversorgung entstehen, da der Grundlaststrom in Spanien vornehmlich in Kernkraftwerken erzeugt wird, deren Grenzkosten weit unter denen der in Portugal im Grundlastbereich eingesetzten Kohlekraftwerke liegen.

In diesem Zusammenhang bringen die Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vor, dass "sich der portugiesische und spanische Erzeugungsmix zügig angleicht und damit die in einem vollständig integrierten Markt erforderliche Verbindungskapazität abnimmt". Diese Schlussfolgerung beruht im Wesentlichen auf den Annahmen der Parteien, dass (i) neue GuD-Anlagen gebaut und die derzeit in Portugal betriebenen Heizölkraftwerke ersetzen werden, (ii) mit dem Inkrafttreten des Nationalen Zuteilungsplans (NAP) in beiden Ländern weitere Anreize für die Umstellung auf GuD-Anlagen geschaffen werden und (iii) der Anteil der Kernenergie nach dem Verbot der Errichtung neuer Kapazitäten zurückgehen wird. Wie jedoch weiter unten im Detail erläutert wird, legen die Erkenntnisse der Kommission den Schluss nahe, dass unabhängig von den portugiesischen und spanischen NAP neue GuD-Kraftwerke (abgesehen von TER und Turbogás) wohl kaum vor 2010 in Betrieb gehen werden. Die Kernenergieerzeugung wird zwar schrittweise, jedoch eher auf lange Sicht sinken: Bis zum Jahr 2012 ist mit keinen Änderungen zu rechnen. Die Kommission teilt daher nicht die Schlussfolgerung der Parteien im Hinblick auf eine "rasche Konvergenz" des Erzeugungsmixes in Spanien und Portugal.

Die Schätzungen Dritter bezüglich der erforderlichen Verbindungsleitungen liegen deutlich über dem für 2008 erwarteten Niveau

Drittens sollte nicht unerwähnt bleiben, dass drei wichtige Marktteilnehmer die für das Funktionieren eines iberischen Großhandelsmarktes erforderlichen Verbindungskapazitäten auf 2 000 MW geschätzt haben. Die verfügbare Kapazität ist derzeit noch weit von diesem Wert entfernt; im Jahr 2006 wird sich die Situation nicht anders darstellen, und es gibt große Zweifel, ob dieser Wert selbst im Jahr 2008 erreicht werden kann. Ferner ist zu beachten, dass nach Auffassung eines der Befragten auf lange Sicht (nach 2012) 3 000 MW erforderlich sein werden. Ein anderer Stromversorger vertritt die Ansicht, dass "zwischen Portugal und Spanien mindestens eine Verbundkapazität von etwa 25 % des portugiesischen Spitzenverbrauchs erforderlich ist, um einen ungehinderten Stromfluss zwischen beiden Ländern zu gewährleisten". Diesem Unternehmen zufolge "ist dieser Wert eine Art 'Faustregel', die von den verschiedenen Stromversorgern in der Regel angesetzt wird". Da die Nachfrage zu Spitzenzeiten für 2008 auf etwa 9 600 MW geschätzt wird, wäre mindestens eine Kapazität von 2 400 MW notwendig.

Diese Zahlen wurden vom spanischen Stromnetzbetreiber bestätigt, dessen "Schätzungen zufolge eine Verbundkapazität von 30 % des portugiesischen Spitzenverbrauchs ausreichen könnte, um zu gewährleisten, dass EDP seine Marktmacht in Portugal nicht ausspielen kann. REE und REN haben versucht, den Nutzungsgrad der Verbindungsleitungen in den kommenden Jahren zu prognostizieren. Aus diesen Prognosen geht hervor, dass sich in der Zukunft aller Wahrscheinlichkeit nach trotz des Ausbaus der Verbindungsleitungen auch weiterhin Engpässe ereignen werden. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Verbundkapazität weiterhin begrenzt bleiben wird (1 440 MW im Sommer, 1 530 MW im Winter) und die Nachfrage rasant zunimmt. Die Häufigkeit der Engpässe wird in trockenen Jahren sogar zunehmen."

Diese Fakten wurden auch von OMEL, dem spanischen Strommarktbetreiber, bestätigt. Den Angaben von OMEL und REE zufolge erscheint es auf Grund der technischen Beschränkungen im nationalen Markt ausgeschlossen, mehr als 2 000 MW Strom nach Portugal einzuführen: "Der geplante Ausbau der Verbindungskapazitäten wird sich aller Wahrscheinlichkeit nach nicht auf die [maximale Verbindungs-]Kapazität von 2 000 MW [zwischen Spanien und Portugal] auswirken. Der Grund hierfür liegt darin, dass in Portugal die Stromflüsse hauptsächlich in Nord-Süd-Richtung über große Entfernungen geleitet werden. Eine Steigerung der Stromflüsse im Falle erweiterter Verbindungskapazitäten würde die Stabilität des Übertragungsnetzes beeinträchtigen und zu einem Spannungseinbruch führen. Dieses Problem kann nur dadurch gelöst werden, dass im Süden weitere Kraftwerke

106Protokoll des Treffens mit REE vom 26.08.2004.

gebaut werden. Den Vertretern von OMEL zufolge ist der Wert von 2 000 MW Verbindungskapazitäten möglicherweise zu niedrig angesetzt, will man verhindern, dass EDP in Portugal selbst im Falle der erfolgreichen Umsetzung des MIBEL über eine erhebliche Marktmacht verfügt.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte verwerfen die Parteien diese Schätzung (selbst die Prognosen der Regulierungsbehörden) mit der Begründung dass "sie den der Kommission von anderen Parteien übermittelten Informationen diametral widerspricht". Als Beleg verweisen die Parteien auf das Beispiel von Gas Natural, dem zufolge eine Verbundkapazität in der Größenordnung von 10 % der Nachfrage zu Spitzenzeiten ausreichen würde, um die Preise in den beiden Ländern anzugleichen. Aus den folgenden Gründen teilt die Kommission nicht die Ansicht der Parteien, dass allein die Schätzung von Gas Natural zuverlässig sei: (i) Alle anderen Schätzungen, darunter auch diejenigen von unabhängigen Regulierungsbehörden, stimmen weitgehend überein und reichen von 2 000 MW bis 3 000 MW; (ii) trotz der Tatsache, dass die von Gas Natural spezifizierte Verbundkapazität (namentlich 800 MW) bereits verfügbar ist, sind die Preise in Spanien und Portugal nach wie vor extrem unterschiedlich oder weisen kaum eine nennenswerte Korrelation auf, und die Engpasshäufigkeit ist weiterhin sehr hoch. In diesem Teil ihrer Antwort zitieren die Parteien auch den Standpunkt von Endesa. Dieses Unternehmen nennt jedoch ebenfalls eine notwendige Verbundkapazität von 2 000 MW. Die Kommission vertritt daher die Auffassung, dass die Antwort der Parteien die Feststellungen der Kommission nicht entkräftet.

Erörterung der von den Parteien eingereichten Prognosen

Schließlich haben die Parteien Argumente bezüglich der Elektrizitätsströme zwischen Portugal und Spanien auf der Grundlage von Prognosen vorgebracht, die von REN und REE berechnet und in der gemeinsamen Studie "Previsión conjunta de la cobertura de la demanda – Periodo 2004-2012" vom Dezember 2003 veröffentlicht wurden. Ausgehend von den REN-/REE-Prognosen ziehen sie den Schluss, dass "die Verbundkapazität für die erwartete Höhe der Ein- und Ausfuhren zwischen den beiden Netzen ausreicht und mithin gewährleistet ist, dass das Ausmaß der Engpässe begrenzt bleibt" .

Die Kommission stellt jedoch fest, dass die Parteien REN-/REE-Grafiken umbenannt haben – sie lauten nun "Prognosen über Engpässe in den Verbindungsleitungen"–, obwohl sich diese Studie allein auf den durchschnittlichen Transit durch die Verbindungsleitungen in monatlichen Zeiträumen bezieht. Außerdem haben die Parteien die Beschriftung der Grafiken geändert, aus denen die durch die Verbindungsleitungen tatsächlich übertragene Strommenge sowie der von REN und REE für 2008 erwartete Verbundgrad hervorgegangen wäre, nämlich eine Netto-Übertragungskapazität zwischen Portugal und Spanien für das Jahr 2008 in der Größenordnung von 1 400 MW-1 500 MW.

In den Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien nunmehr vor, die der Kommission übermittelten Grafiken seien einer REN-Präsentation entnommen worden, und ihnen habe keine Kopie der ursprünglichen Studie vorgelegen, aus der diese Grafiken stammten. Was den Titel des Chart angeht, erklären die Parteien, die REN-Präsentation habe keine explizite Überschrift enthalten und sie hätten deshalb eine Überschrift formuliert, um "nach ihrem Verständnis den Inhalt der Grafik verbal wiederzugeben". Dies mag erklären, warum die Parteien der Auffassung waren, dass sich diese Grafik auf das Ausmaß der Engpässe bezog (und davon ausgehend ihre Schlussfolgerungen zogen), während sie tatsächlich nur die durchschnittlichen Einfuhren zum Gegenstand hatte. Abschließend entschuldigen sich die Parteien für die irreführende Beschriftung der Grafik (die im Übrigen auch keinen Zweifel daran gelassen hätte, dass sich die Grafik auf Einfuhren und nicht auf das Ausmaß von Engpässen bezog), da sie "auf Grund eines unbeabsichtigten Fehlers infolge von Problemen bei der Formatierung des Dokuments zustande kam".

Neben diesen von der Kommission benannten Problemen ist anzumerken, dass in der Studie, der diese Grafiken entnommen wurden, REN/REE eine Schlussfolgerung ziehen, die doch erheblich von der der Parteien abweicht: "(i) In den Jahren 2004 und 2006 werden die kommerziellen Übertragungskapazitäten fast immer und vollständig, insbesondere bei trockenen Witterungsverhältnissen, in der Richtung Spanien-Portugal genutzt [also Ausfuhren nach Portugal]; (ii) ab dem Jahr 2008 werden die kommerziellen Übertragungskapazitäten infolge des für 2006 geplanten Ausbaus der Verbindungsleitungen und einer stärkeren Angleichung der variablen Produktionskosten im portugiesischen und im spanischen Netz, insbesondere was die Spitzenzeiten angeht, nur während der Nachfragespitzen in bestimmten Monaten zu 100 % genutzt." Die Verbindungsleitungen werden daher zumindest bis 2008 über die Maßen überlastet bleiben, und die Engpässe werden selbst nach 2008 nicht auf ein akzeptables Mindestmaß zurückgehen. Die Nachfragenspitzen in einigen Monaten können nicht als geringfügig angesehen werden, da Unterbrechungen in der Stromversorgung selbst in vergleichsweise kurzen Spitzenzeiten auf Grund der unflexiblen Nachfrage zu höchst bedeutenden Unterschieden in den Marktbedingungen führen können.

Schließlich haben REN/REE in der ursprünglichen Studie die durchschnittlichen kommerziellen Übertragungsmengen in den Verbindungsleitungen zwischen Spanien und Portugal auf monatlicher Basis für die kommenden Jahre (2004, 2006, 2008, 2010 und 2012) und für unterschiedliche hydrologische Bedingungen (normal, feucht und trocken) in einem Modell simuliert. Dies bedeutet, dass die Grafiken Durchschnittswerte darstellen und – entgegen der offensichtlichen Auslegung der Parteien – unter keinen Umständen etwas über die Häufigkeit von Engpässen aussagen und erst recht nicht darüber, ob überhaupt Engpässe auftreten.

Folgerichtig wird die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten von Engpässen abnehmen, je niedriger das Transitvolumen in den Verbindungsleitungen im Verhältnis zur Verbundkapazität ist. Diese Daten erlauben jedoch keine Vorhersagen über die künftige Häufigkeit von Engpässen: Engpässe können beträchtliche Zeiträume betreffen (wie dies gegenwärtig der Fall ist), während die durchschnittliche monatliche Durchleitung unterhalb der maximalen Verbindungskapazität bleibt. Im Gegensatz zu den von den Parteien implizit angedeuteten Standpunkt kann auf Grund der Tatsache, dass die durchschnittliche Durchleitung in einem konkreten Monat nicht die maximale Verbindungskapazität ausschöpft, keineswegs das Auftreten von Engpässen ausgeschlossen werden. In den Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte erkennen die Parteien diese Schlussfolgerung ausdrücklich an.

In Anbetracht der vorstehenden Überlegungen erscheint es im höchsten Maße wahrscheinlich, dass die Engpässe zwischen Spanien und Portugal weiterhin ausgedehnte Zeiträume betreffen werden [...]* .

118Antwort von EDP auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vom 28.10.2004, S. 14.

EDP hat als führender Stromerzeuger in Portugal die Möglichkeit, die für Wettbewerber verfügbaren Verbindungskapazitäten künstlich zu verringern

Mit den Worten von OMEL: "Das eigentliche Problem besteht in jedem Fall darin, dass der Großteil der portugiesischen Erzeugungskapazität in den Händen eines einzigen Marktteilnehmers (EDP) gebündelt ist. Dagegen ist das Netz von Endesa und Iberdrola in Spanien lückenhafter, so dass sie nur schwerlich in einer bestimmten Region einseitige Marktmacht ausspielen können." Den Angaben mehrerer Marktteilnehmer und zuständiger Behörden aus dem Energiesektor zufolge kann EDP in der Tat die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten von Engpässen zwischen Spanien und Portugal ohne Weiteres erhöhen und damit seine Hochburg vor dem Einfluss der spanischen Wettbewerber schützen.

Aus diesem Grund erklärt der portugiesische Regulierer für den Energiesektor, dass "der unzureichende Verbundgrad und das Engpassmanagement, das auf der Grundlage von Mechanismen wie Marktteilung erfolgt und zwei Gebiete mit unterschiedlichen Preisen zur Folge hat, angesichts der Größe und der Standorte seines Kraftwerksparks EDP dazu verleiten können, eine Strategie für die Teilhabe am Markt zu entwickeln, um seine Marktmacht auszuspielen und folglich in entscheidender Weise Einfluss auf die Bildung des Strompreises in dem für Portugal maßgeblichen Preisgebiet zu nehmen" .

Es sind unterschiedliche Verhaltensweisen möglich. OMEL erläutert, dass EDP Strom zu hohen Preisen anbieten kann und damit beträchtliche Einfuhren nach Portugal und Engpässe auslösen kann. Da die lokale Nachfrage in Portugal mit dem Angebot zusammengeführt werden muss, werden die Kraftwerke von EDP zwar letztlich in Anspruch genommen, jedoch zu einem Preis, der weit über dem Marktpreis liegt. Angesichts der unzureichenden Nachfrageelastizität wird der durch die Einfuhren entstehende Erzeugungsausfall (bis zur Entstehung eines Engpasses) weitgehend durch die höheren Preise ausgeglichen, die durchgesetzt werden können, wenn es zu Engpässen kommt; auf diese Weise wird dieses Verhalten rentabel. So erläutert OMEL: "drei Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit man Engpässe auslösen kann: (i) man ist auf beiden Seiten des Engpasses präsent, (ii) man ist auf einer Seite ein marktbeherrschender Anbieter und (iii) Verbindungskapazitäten stehen nur in beschränktem Umfang zur Verfügung. EDP erfüllt diese Voraussetzungen allesamt. Es ist auf beiden Seiten der portugiesisch-spanischen Grenze über seine Tochter Hidrocantábrico aktiv. In Portugal verfügt es über eine monopolartige Stellung, und natürlich sind die Verbindungskapazitäten eingeschränkt. [Ö]* Um dieses Ergebnis besser nachvollziehen zu können, ist zu bedenken, dass die Fähigkeit zur Ausübung der Marktmacht weniger vom Faktor Marktanteil abhängt, als vielmehr von der geografischen Verteilung der Kraftwerke. Ein Unternehmen hat dann erhebliche Marktmacht, wenn seine Erzeugungsstandorte in einer bestimmten Region gebündelt sind; hierbei spielt sein Marktanteil am Gesamtmarkt nur eine untergeordnete Rolle.

Der spanische Regulierer CNE stellt Folgendes fest: "Diese Fähigkeit wird im Rahmen des MIBEL nicht angetastet und würde in technischer Hinsicht zu einer Marktteilung führen (sofern die Vorgabe für das Engpassmanagement beibehalten wird). Im Falle von EDP könnte ein Teil der durch solches Verhalten ausgelösten Einfuhren von Hidrocantábrico getätigt werden und damit dessen Rentabilität noch steigern."

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Parteien die Auffassung, dass "sowohl die Stellungnahme von OMEL [...]* als auch die Antwort von ERSE [...]* rein hypothetischer Natur sind und nicht durch in der Vergangenheit festgestelltes

121Protokoll des Treffens mit OMEL vom 26.08.2004.

122Antwort von ERSE vom 06.08.2004.

Die von ERSE und OMEL (beides Regulierungsbehörden) erwählte Fähigkeit, das Ausmaß der Engpässe zu beeinflussen, basiert jedoch auf Erfahrungen in Spanien. Der Grund dafür, dass solch ein Verhalten bisher noch nicht in Portugal beobachtet werden konnte, ist lediglich darin zu sehen, dass EDP bisher nicht die Möglichkeit hatte zu entscheiden, welche Kraftwerke zu welchem Preis in Anspruch genommen werden (diese Funktion oblag bisher REN). Nach dem Auslaufen der PPA wird EDP die Dispatching-Funktion von REN übernehmen und den Preis für den von ihm erzeugten Strom bestimmen.

In Anbetracht des beschränkten künftigen Verbundgrades und des Einflusses, den EDP auf das Ausmaß der Engpässe ausüben kann, erscheint es daher recht wahrscheinlich, dass weiterhin häufig Engpässe auftreten und somit zu unterschiedlichen Preisen in Portugal und Spanien führen werden.

Auf Grund häufiger Engpässe entstehen in Spanien und Portugal auf Dauer unterschiedliche Wettbewerbsbedingungen

Im Rahmen eines iberischen Pools (wie er im MIBEL vorgesehen ist), in dem Engpässe zwischen den beiden Ländern durch das Verfahren der "Markteilung" bereinigt werden, können diese Engpässe zur Entstehung unterschiedlicher Preisgebiete führen. Vor diesem Hintergrund werden die Marktpreise in Spanien und Portugal umso häufiger unterschiedlich ausfallen, wie es zu Engpässen kommt. Wie von den Parteien hervorgehoben wird, "können zeitweilige Engpässe eindeutig die Entstehung eines auf Dauer einheitlichen Preisgebiets verhindern" . Dies wird auch von der portugiesischen Regulierungsbehörde für den Energiesektor, ERSE, betont: "Solange die Verbindungskapazitäten nicht ausreichen, um die beiden [Strom-]Netze vollständig zu integrieren, ist die in jedem Preisgebiet vorhandene Marktmacht mit besonderer Aufmerksamkeit zu verfolgen."

Die von der Kommission durchgeführte Marktuntersuchung hat jedoch gezeigt, dass allein die Tatsache, dass es zu Engpässen kommt, häufig dazu führt, dass in Portugal andere Wettbewerbsbedingungen herrschen als in Spanien, und zwar auch in den nicht von Engpässen betroffenen Zeiträumen. In der Tat können Stromunternehmen bei jedem Engpass nur einen Bruchteil der geplanten Menge importieren und müssen die fehlende Strommenge kurzfristig in Portugal beschaffen. Einstweilen kann Strom kurzfristig von REN erworben werden, jedoch mit einem (vom Regulierer festgesetzten) Aufschlag von etwa 36 EUR/MWh. Da der Durchschnittspreis für in Spanien erworbenen Strom in derselben Größenordnung liegt (und die Preise in Spanien oftmals unter denen in Portugal liegen), kann der Strom die Importeure in Zeiten von Engpässen doppelt soviel kosten wie unter normalen Bedingungen. Auf Grund dieser hohen Zusatzkosten und der Unvorhersehbarkeit der Engpässe tragen die Importeure beim Stromverkauf in Portugal ein wesentlich höheres Marktrisiko als in Spanien.

Sobald die PPA und die Rolle von REN als Alleinabnehmer der Vergangenheit angehören, ist davon auszugehen, dass die Importeure Sicherungsverträge mit lokalen Erzeugern schließen müssen, die kurzfristig die zusätzlich benötigte Energie bereitstellen können. Es ist daher durchaus möglich, dass sich die Importeure auf EDP verlassen müssen, da die Mehrheit des Kraftwerksparks in Portugal von diesem Unternehmen betrieben wird. Dies würde die Kosten der Stromlieferung im Falle von Engpässen erhöhen. Dies gilt nicht nur für Importeure, die Strom im spanischen Pool erwerben, sondern auch – wie vom spanischen Netzbetreiber REE erläutert – für bilaterale Verträge: "Im Jahr 2003 veröffentlichten ERSE und CNE ein theoretisches Modell für den MIBEL, in dessen Rahmen der Großteil des Stromhandels auf bilaterale Verträge entfiel und der Pool lediglich für Anpassungen genutzt werden sollte. In der Praxis würde das bedeuten, dass die bestehende Marktorganisation in Spanien von Grund auf geändert werden muss, da bilaterale Verträge zum gegenwärtigen Zeitpunkt die Ausnahme bilden. Dieser Ansatz impliziert darüber hinaus, dass die Parteien der bilateralen Verträge auch eine bestimmte Kapazität buchen müssen. Wenn dabei die Verbindungsleitungen zwischen Portugal und Spanien einbezogen werden, gehen sie damit ein Risiko ein, das sie über lokale Verträge absichern müssen."

Das dauerhafte Marktrisiko auf Grund häufiger Engpässe kann als eine der Ursachen dafür angesehen werden, dass die spanischen Stromversorger den Bau von GuD-Kraftwerken in Portugal in Erwägung ziehen. Speziell Iberdrola erklärt, dass "der portugiesische Strommarkt in den kommenden Jahren mehr oder minder abgeschottet bleiben wird. Folglich muss Iberdrola sicherstellen, dass es über Erzeugungsanlagen in Portugal verfügt, um insbesondere seinen Bedarf abzusichern und seine Versorgungskosten zu kontrollieren." Ferner wird hervorgehoben, wie wichtig es ist, über Erzeugungskapazitäten in Portugal zu verfügen, um auf lange Sicht als wettbewerbsfähiges Unternehmen bestehen zu können [Ö]*

Die von der Kommission oben beschriebenen Erkenntnisse (vgl. Randnummer 154-157) in Bezug auf die dauerhaften Auswirkungen häufiger Engpässe auf die Wettbewerbsbedingungen in Portugal werden von den Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht angefochten.

In Anbetracht aller vorstehenden Erörterungen ist es daher völlig ungewiss, wenn nicht sogar ausgeschlossen, dass die erforderlichen Verbindungskapazitäten zur Verfügung stehen werden, selbst wenn man den Zeitrahmen bis 2007/2008 betrachtet. Für die Zeit unmittelbar nach der Beendigung der PPA, d. h. 2005-2006, kann die Fertigstellung der notwendigen Verbindungskapazitäten unter Zugrundelegung der vorhandenen Informationen ausgeschlossen werden. Selbst nach Beendigung der PPA wird der relevante räumliche Markt für den Stromgroßhandel in seiner Ausdehnung nicht über die einzelstaatlichen Staatsgrenzen hinausgehen.

Schlussfolgerungen zu der räumlichen Dimension des Stromgroßhandelsmarktes auf der Grundlage der vorstehenden Ausführungen

Auf der Grundlage aller vorbezeichneten Ausführungen zu den rechtlichen Schranken, den Verbindungskapazitäten und dem Ausmaß der Engpässe ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass der Stromgroßhandelsmarkt auf absehbare Zeit in seiner Ausdehnung nicht über die nationalen Grenzen hinausgehen wird.

Die Wettbewerbsbedingungen in Spanien und Portugal werden wahrscheinlich auch nach dem Start des MIBEL weiterhin von deutlichen Unterschieden geprägt sein

Neben den vorgenannten Gründen ist darauf hinzuweisen, dass erhebliche Zweifel darüber bestehen, ob die Marktbedingungen und damit die Preise in Spanien und Portugal in absehbarer Zukunft konvergieren werden. Ursache hierfür sind im Wesentlichen die Probleme im Zusammenhang mit den nationalen Zuteilungsplänen für CO-Emissionen und den Ausgleichsregelungen für verlorene Kosten, wie in den folgenden Randnummern weiter erläutert werden wird.

128Protokoll des Treffens mit REE vom 26.08.2004.

129Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

Darüber hinaus reichen die durch diese Faktoren bedingten unterschiedlichen Wettbewerbsbedingungen in den beiden Ländern für sich genommen schon für die Schlussfolgerungen aus, dass der Stromgroßhandelsmarkt auf absehbare Zeit in seiner Ausdehnung nicht über die nationalen Grenzen hinausgehen wird.

Die Erzeugungsportfolios und die Struktur der Kraftwerkseinsatzplanung gemäß wirtschaftlichem Vorrang weisen in beiden Ländern gravierende Unterschiede auf (dies ist auch auf den beträchtlichen Anteil der Kernenergie in Spanien zurückzuführen), die ungleiche Anreize für die Vollendung eines iberischen Marktes zur Folge haben können.

Auch andere Faktoren sind geeignet, den Konvergenzgrad der spanischen und portugiesischen Großhandelsmärkte zu beeinflussen: Dazu zählen die Zuteilungspläne für CO-Zertifikate. Die in diesem Jahr vorgelegten Pläne teilen überschüssige CO-Emissionszertifikate Stromerzeugern zu. Da diese Zuteilung von den Regierungen vorgeschlagen und von der Kommission auf einzelstaatlicher Basis genehmigt wird, kann sie sich von Land zu Land unterschiedlich auf den Preis der Technologien auswirken, die wie Kohlekraftwerke einen hohen CO-Ausstoß verursachen.

Daher stellt OMEL in diesem Zusammenhang fest, dass "die Kosten des Übergangs zum Wettbewerb und die CO-Zertifikate wie bereits erwähnt sehr kritisch zu bewerten sind; wenn keine Harmonisierung der beiden Themenkomplexe erfolgt, wird sich der MIBEL vor dem Start angesichts enormer Verzerrungen sehr großen Schwierigkeiten gegenübersehen".

Die Parteien haben eingeräumt, dass sich die CO-Zertifikate wahrscheinlich auf die Preisbildung auswirken werden, als sie unterstrichen, dass [Ö]*

In internen Dokumenten hat EDP außerdem festgestellt, dass [Ö]* .

EDP räumt ferner mit dem folgenden Worten ein, dass diese Zertifikate unter Umständen unterschiedliche Wettbewerbsbedingungen in Spanien und Portugal bewirken können: [Ö]* .

In einer weiteren Präsentation hat EDP Anhaltspunkte für mögliche quantitative Auswirkungen der CO-Zertifikate auf die Strompreise geliefert. EDP beurteilt diese Auswirkungen entsprechend den unterschiedlichen Annahmen hinsichtlich des Preises für eine Tonne CO-Emissionen. Im mittleren Bereich der in diesem Chart genannten Preisspanne hat EDP insbesondere einen CO-Preis, nämlich [Ö]* EUR/Tonne, hervorgehoben und ausgehend von dieser Annahme eine spezifische Schätzung der Auswirkungen vorgenommen. Den Angaben von EDP zufolge und gemäß den Annahmen, die für EDP am wahrscheinlichsten sind, würde daher das CO-Emissionshandelssystem zu einem Anstieg der Strompreise in Portugal in der Größenordnung von [10-20]* % für Niederspannungskunden bis zu [30-40]* % für Höchstspannungskunden führen. EDP schätzt, dass die Preise im Großhandelsbereich infolge des Emissionshandels um [30-40]* % steigen werden. Diese Preissteigerungen sind alles andere als unbedeutend und können gravierende Auswirkungen auf die Merit Order in Portugal im Vergleich zur Merit Order in Spanien haben.

131Präsentation von OMEL vom 26.08.2004.

132[Ö]

133[Ö]

134Acta 5/2004, Implicações da directiva de comercio de emissões de gases com efeito de estufa, apresentação ao secretario de estado adjunto do Ministro da Economia, vom 28.01.2004, eingereicht von EDP im Zusammenhang mit F.6 Dossier 6 (C) des Schreibens nach Art. 11 vom 14.07.2004.

Die gravierenden und möglicherweise unterschiedlichen Auswirkungen, die der nationale portugiesische Zuteilungsplan für CO-Emissionen auf die Preise in Portugal verglichen mit den Preisen in Spanien haben kann, wurden von den Parteien nicht bestritten.

Wie bereits erläutert wird in Portugal die Bindung der Erzeugungskapazität im Rahmen der PPA an einen Alleinabnehmer, namentlich REN, beendet werden, damit die Liberalisierung des portugiesischen Strommarktes voranschreitet. Da im Rahmen dieser Verträge den Erzeugern die Preise und die Bedingungen für den Stromverkauf an REN garantiert wurden, wird in Kürze eine Ausgleichsregelung (CMEC: Custos para a Manutenção do Equilibrio Contractual) eingeführt werden, um mögliche Verluste auszugleichen, die z. B. durch Differenzen zwischen den festgestellten Marktpreisen und den bisher durch die PPA garantierten Preisen entstehen können. Jedem Marktteilnehmer wird für einen bestimmten Zeitraum ein Höchstbetrag an Ausgleichszahlungen zugewiesen. Es kommen nur Kraftwerke in Betracht, die durch PPA gebunden sind und vor der Entscheidung über die Liberalisierung in Betrieb genommen wurden. Die portugiesische Regelung soll im Laufe dieses Jahres oder im Jahr 2005 anlaufen. Eine vergleichbare Regelung (CTC: Competition Transition Costs: Kosten des Übergangs zum Wettbewerb) wurde in Spanien in den Jahren 1999/2000 eingeführt.

Die Mehrheit der Marktteilnehmer hat unterstrichen, dass die Ausgleichsregelung in Spanien (CTC) maßgeblichen Einfluss auf die Preise in Spanien gehabt hat. Es wird erwartet, dass die portugiesische Regelung CMEC ebenfalls einen starken Einfluss auf die Preisbildung im Stromsektor haben wird. Tatsächlich können die Erzeuger, die unter diese Regelung fallen – da sie einen Ausgleich für die Differenz zwischen dem ursprünglich vertraglich vereinbarten Preis und dem Marktpreis erhalten –, auf dem Markt Preise anbieten, die in beträchtlichem Maße von den zugrunde liegenden Erzeugungskosten abgekoppelt sind, und diesen Preis für strategische Zwecke nutzen. Die Ausgleichszahlungen im Rahmen der CTC oder CMEC schlagen sich unmittelbar in den von den Marktteilnehmern vorgeschlagenen Grenzkosten nieder. Mit den Worten des spanischen Marktbetreibers OMEL: "Man muss die Art und Weise beachten, in der die [PPA] aufgehoben werden, denn die Grenzkosten in Portugal hängen in starkem Maße davon ab." Dies geht auch aus einer Studie hervor, die von der portugiesischen Wettbewerbsbehörde in Auftrag gegeben wurde: "Ferner ist jedoch darauf hinzuweisen, dass die kombinierte Wirkung von PPA und CTC einen maßgeblichen Einfluss auf die Marktteilnehmer und auf die Preisbildung im liberalisierten Markt zur Folge hat, und nach unserer Meinung wird sich ohne eine durchgreifende Reform nichts an dieser Situation ändern."

136Antwort von ERSE vom 06.08.2004.

Die Auswirkungen der CTC werden vom spanischen Stromnetzbetreiber REE wie folgt beschrieben: "Durch diese Regelung wird das etablierte Unternehmen vor potenziellen neuen Wettbewerbern geschützt, da der Marktführer die Preise senken kann, ohne Verluste zu riskieren. In Spanien haben offensichtlich neue Marktteilnehmer, die Gas für die Stromerzeugung eingesetzt haben, in der Anlaufphase auf dem Strommarkt Verluste geschrieben. Der Preis, zu dem sie Strom anbieten müssen, deckt, gemessen am internationalen Gaspreis, kaum die Kosten für die eingesetzte Primärenergie."

Die Bedeutung dieser Frage wird auch von der portugiesischen Regulierungsbehörde ERSE wie folgt unterstrichen: "Die Vollendung des Strombinnenmarktes hängt davon ab, wie einige zentrale Fragen beantwortet werden. Diese Fragen betreffen vornehmlich den Mechanismus für den Ausgleich der verlorenen Kosten, die Ausübung von Marktmacht durch Marktteilnehmer mit monopolartigen Marktanteilen (auf dem Gesamtmarkt oder auf Teilmärkten) sowie Strategien für die Beseitigung der Engpässe bei den Stromübertragungskapazitäten im Bereich der Verbindungsleitungen. Tatsächlich stellen diese Fragen, für sich genommen oder insgesamt betrachtet, Hemmnisse für das Funktionieren eines effizienten und wettbewerbsfähigen Strommarktes dar."

Wenngleich die Ausgleichsregelungen im Prinzip vergleichbar sind, ergeben sich durch ihre Umsetzung in beiden Ländern beträchtliche Unterschiede in Bezug auf das Preissetzungsverhalten.

Die portugiesische Regelung (CMEC), die in Kürze eingeführt wird, und die spanische Regelung (CTC) beruhen auf denselben Grundsätzen. Es ist jedoch wahrscheinlich, dass sie in Portugal bzw. Spanien höchst unterschiedliche Wirkungen hervorrufen. In der Tat hängen die möglichen strategischen Verhaltensweisen, die von diesen Ausgleichsregelungen begünstigt werden, von der Höhe der Ausgleichszahlungen, die jedem einzelnen Akteur auf dem Heimatmarkt zugewiesen werden, sowie von der Entwicklung der jeweils verfügbaren Ausgleichsbeträge ab. So wird sich ein Marktteilnehmer, dessen verfügbare Ausgleichsleistungen begrenzt sind (wie z. B. Iberdrola), anders verhalten als ein Marktteilnehmer, der noch hohe Ausgleichszahlungen erwartet (wie z. B. Endesa). Wie von REE erläutert wird: "Die Marktführer haben in Abhängigkeit von ihrem Anteil an den CTC-Ausgleichszahlungen verschiedene Anreize (liegt ihr Anteil an den CTC-Ausgleichszahlungen über ihrem aktuellen Erzeugungsanteil auf dem Markt, profitieren sie von den niedrigeren Preisen. Andere Unternehmen, deren aktueller Erzeugungsanteil auf dem Markt über dem entsprechenden CTC-Anteil liegt, haben in diesem Niedrigpreis-Szenario das Nachsehen)."

Insbesondere ist die erste Zuweisung landesspezifisch und hängt von verschiedenen Faktoren ab (Erzeugungsvolumen der betreffenden Kraftwerke, Abschreibungsquote etc.). Andererseits hängt die Verwendung dieser Mittel von der Angebotsstrategie des Marktteilnehmers und von der Entwicklung seines tatsächlichen Marktanteils ab. Im Ergebnis können die Marktteilnehmer aufgrund der unterschiedlichen jeweils verfügbaren Ausgleichsmittel, die sich durch zurückliegende Entwicklungen oder unterschiedliche erste Zuweisungen ergeben, verschiedene Strategien verfolgen und höchst unterschiedliche Preise anbieten.

In diesem Zusammenhang hebt OMEL die Unterschiede zwischen der spanischen und der portugiesischen Regelung wie folgt hervor: "Es hat den Anschein, dass die Ausgleichszahlungen für verlorene Kosten in Portugal höher liegen als in Spanien. Es gibt zudem einen unterschiedlichen Fahrplan. In Spanien laufen diese Ausgleichszahlungen im Jahr 2007 aus, wobei bisher bereits 55 % der Kosten des Übergangs zum Wettbewerb erstattet wurden. Schließlich wird in Portugal ein wesentlich größerer Anteil, nämlich bis zu 90 % der Energie, bei der Erstattung angerechnet. Die unterschiedlichen Ausgleichszahlungen, die die portugiesischen und spanischen Unternehmen in den nächsten Jahren erhalten werden, und die Tatsache, dass die Zahlungen in Portugal fortgesetzt werden, nachdem die Regelung in Spanien bereits ausgelaufen sein wird, stellen für die spanischen Behörden keinerlei Anreiz dar, den MIBEL tatsächlich zu verwirklichen."

Der unterschiedliche Fahrplan der beiden Regelungen und die unterschiedlichen Mittelzuweisungen aufgrund einer unterschiedlichen Marktstruktur werden auch von REE hervorgehoben: "Darüber hinaus gibt es in Spanien zwei Großunternehmen, die diese Ausgleichszahlungen bereits erhalten haben. Dagegen wird EDP in Portugal dasjenige Unternehmen sein, das den Löwenanteil der Ausgleichsmittel erhält. Die CMEC-Mittel werden EDP zu einer viel stärkeren Position verhelfen, als dies bei Endesa und Iberdrola durch die CTC der Fall ist. Ferner sind die Mittel unterschiedlich und werden über verschiedene Zeiträume ausbezahlt: Die spanischen CTC nehmen mit der Zeit ab, während die CMEC in Portugal fortgesetzt werden."

Portugal noch nicht begonnen haben und über zehn Jahre ausgezahlt werden. Infolgedessen werden in Spanien und Portugal, selbst wenn die Regelungen im Grundsatz vergleichbar sind, höchst unterschiedliche Verhaltensweisen hervorgerufen, die die Kluft zwischen den spanischen und portugiesischen Marktteilnehmern noch weiter vertiefen werden ('nicht alle verfügen über dieselben Mittel').

Die von den unterschiedlichen Kostenstrukturen und Preissetzungsverhaltensweisen hervorgerufenen Verzerrungen können weit reichende nachteilige Auswirkungen auf die Entwicklung des MIBEL zeitigen und die Beibehaltung zweier eigenständiger Strommärkte befördern.

Da diese Regelungen die auf dem Markt angebotenen Preise von den zugrunde liegenden Erzeugungskosten abkoppeln und unterschiedliche und zugleich bedeutsame Auswirkungen auf die Preissetzungsstrategien auf beiden Seiten der Grenze haben, ist es durchaus nicht ausgeschlossen, dass gravierende Verzerrungen bei den im Pool angebotenen Preisen bestehen werden, wenn der MIBEL letzten Endes an den Start geht. Mit den Worten von REE: Die durch diese Regelung bewirkte Verzerrung der Preise kann den Betrieb des MIBEL in entscheidender Weise beeinflussen.

Diese Einschätzung wurde von einigen Marktteilnehmern bestätigt. So vertritt Iberdrola die Auffassung, dass "die CTC in Spanien drastische Verzerrungen auf dem Strommarkt hervorgerufen haben. Iberdrola hofft, dass in Portugal ein besseres System zum Einsatz kommt. Iberdrola vertritt die Ansicht, dass der iberische Pool keinen Erfolg haben wird, wenn in Portugal ein vergleichbares System zum Einsatz kommt. MIBEL wäre dann ein Handelssystem zwischen zwei gestörten Märkten."

Dass solche Auswirkungen möglich sind, wurde auch von den Regulierungsbehörden bestätigt. In diesem Zusammenhang unterstreicht der spanische Regulierer CNE, dass "die von der spanischen Regierung gewählten Ausgleichsmechanismen zu einer gewissen Verzerrung der Preise führen. Dies wurde von CNE und ERSE in einem gemeinsamen Bericht aufgezeigt. Wenn in Portugal eine dem spanischen System vergleichbare Regelung gewählt wird, kann dies den Marktzugang für nichtportugiesische Unternehmen außerordentlich erschweren und sich in bedeutsamer Weise auf den effizienten Betrieb des künftigen MIBEL auswirken."

ERSE und CNE befürworten, dass sich der künftige MIBEL auf drei Marktsäulen stützen sollte: Spotmarkt (OMI-E), Terminmarkt (OMI-P) und bilaterale Verträge. Den Angaben der Regulierer zufolge werden bilaterale Verträge das Gros der Transaktionen ausmachen. Während auf dem Spotmarkt Strom auf Spotbasis gehandelt wird, dient der Terminmarkt zur Absicherung des Energiebedarfs für einen in der Zukunft liegenden Zeitpunkt; auf beiden Märkten werden gemeinsame Preise gebildet, die in bilateralen Verträgen als Referenz herangezogen werden können. Wenn diese Preise verzerrt werden und nicht die realen Bedingungen widerspiegeln, denen sich die Marktteilnehmer gegenübersehen, ist es wahrscheinlich, dass das auf diesen Märkten gehandelte Energievolumen gering ist und bilaterale Verträge diese Preise nicht mehr zugrunde legen. Wie von REE erläutert wird, hängt das Funktionieren des MIBEL in der Tat von der Glaubwürdigkeit der Preise im Pool ab: "Der Poolpreis dient als Referenzgröße für die bilateralen Verträge (analog dem Ölpreis auf den internationalen Märkten, während die Transaktionen auf diesen Märkten lediglich 4 % des Gesamthandels ausmachen). Aus dem Pool müssen klare Signale kommen. Wenn der Poolpreis aus welchen Gründen auch immer verzerrt wird und an Glaubwürdigkeit verliert, ist davon auszugehen, dass die Marktteilnehmer diesen nicht mehr als Bezugspreis akzeptieren und damit den MIBEL zum Scheitern bringen." Infolgedessen würden die Preise trotz der Einführung des MIBEL weiterhin auf der Grundlage der lokalen Bedingungen gebildet werden und Spanien und Portugal als zwei eigenständige Strommärkte fortbestehen.

Standpunkt der Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, dass sich die in Portugal geplante Ausgleichsregelung (CMEC) und das entsprechende spanische System (CTC) voneinander unterscheiden und daher aus den in Spanien mit den CTC gewonnen Erfahrungen keine Rückschlüsse auf die Entwicklung in Portugal gezogen werden können.

Zunächst ist festzustellen, dass die Parteien die gravierenden Auswirkungen der CTC auf die Preise in Spanien (vgl. Randnummer 172-174), wie sie in der Mitteilung der Beschwerdepunkte beschrieben werden, nicht bestreiten.

Zweitens ist darauf hinzuweisen, dass trotz einiger Unterschiede zwischen beiden Regelungen (vgl. Erläuterungen der Parteien) beiden Systemen dieselben Grundsätze gemeinsam sind, die ihren Einfluss auf die Marktpreise erklären. Beide beruhen auf einem Mechanismus, gemäß dem die den Lieferanten gewährten Ausgleichszahlungen a posteriori angepasst werden, und zwar insbesondere auf der Grundlage der im entsprechenden Zeitraum festgestellten Marktpreise. Folglich sind große marktbeherrschende Unternehmen wie EDP, die Einfluss auf die Preise nehmen können, in der Lage, ihre Marktpreise anzupassen, um auf profitable Weise strategische Ziele (wie z. B. Erhöhung der Marktzutrittsschranken) zu erreichen. Dieser Mechanismus sowie seine Auswirkungen wurden von den spanischen und portugiesischen Regulierungsbehörden ERSE und CNE auch im Hinblick auf Portugal aufgezeigt, auch wenn beide Regelungen formale Unterschiede aufweisen. Infolgedessen vertritt die Kommission die Ansicht, dass die mit den spanischen CTC gewonnenen Erfahrungen – wie von den Regulierungsbehörden angedeutet – im Hinblick auf die Würdigung der vorliegenden Sache hilfreiche Anhaltspunkte für die voraussichtliche Entwicklung in Portugal liefern können.

Schlussfolgerungen

In Anbetracht der vorbezeichneten Gründe bestätigt die eingehende Untersuchung der Kommission, dass für die Zwecke der Würdigung des vorliegenden Zusammenschlusses der relevante Stromgroßhandelsmarkt in seiner Ausdehnung nicht über die nationalen Grenzen hinausgeht und die erheblichen Zweifel hinsichtlich der Einrichtung eines iberischen Strommarktes in naher Zukunft nicht ausgeräumt werden konnten.

Hilfsdienste

Die Hilfsdienste sind sogar in noch höherem Maße von der unverzüglichen Verfügbarkeit innerhalb eines bestimmten Ausgleichs-/Regelgebiets abhängig als der allgemeine Großhandel. Sie sind daher weitaus anfälliger für Engpässe und umso mehr auf präzise harmonisierte Marktregeln angewiesen. Diese Feststellungen gelten daher erst recht für Hilfsdienste. Die jüngste Vereinbarung zwischen der portugiesischen und der spanischen Regierung bestätigt, dass die Regel- und Ausgleichsvorschriften auf nationaler Ebene festgelegt werden sollten. Der Markt oder die Märkte für Hilfsdienste werden daher auf die nationalen Grenzen beschränkt bleiben.

Einzelhandelsmärkte

Die Parteien behaupten nicht, dass die Stromeinzelhandelsmärkte in absehbarer Zukunft über die nationalen Grenzen hinausreichen werden. Die Kommission teilt diese Annahme. Die Wettbewerbsbedingungen im Einzelhandelsbereich werden in Spanien und Portugal weiterhin durch substanzielle Unterschiede geprägt sein. Denn für alle Einzelhandelsaktivitäten, ob im Bereich von Kleinkunden oder Großabnehmern, ist eine lokale Präsenz erforderlich. Abgesehen von der Präsenz auf dem nationalen Markt sind folgende Fragen im Zusammenhang mit einem Marktzugang auf nationaler Ebene zu lösen: Bekanntheitsgrad von Marken, Marketing, Kundendienst, Verbrauchsmessung und Fakturierung.

Es gibt keinen Grund, davon auszugehen, dass der Markt in absehbarer Zukunft enger als national sein wird. Bereits jetzt hat EDP sein zuvor lokal organisiertes Einzelhandelsgeschäft über EDPD auf nationaler Ebene integriert. Nach der Liberalisierung wird dieser Prozess sicher nicht umgekehrt, und der Wettbewerb im Einzelhandel wird selbst im Bereich der Haushaltskunden auf nationaler Ebene stattfinden.

Relevante Märkte im Erdgassektor

Rechtliche und sachliche Rahmenbedingungen

Darstellung der gegenwärtigen Lage der Erdgasversorgung in Portugal

Die internationale Maghreb-Europa-Pipeline

Als Energieträger wurde Erdgas in Portugal 1997 nach dem Bau der Maghreb-Europa-Pipeline eingeführt, durch die Erdgas algerischer Herkunft von der algerisch-marokkanischen Grenze auf die iberische Halbinsel geleitet wird. Eine Abgangsleitung dieser Pipeline wird bei Campo Maior nach Zentralportugal (an der Grenze zu Spanien gelegen) geführt und durchquert das portugiesische Staatsgebiet bis zur spanisch-portugiesischen Grenze im Norden bei Valença. Die Pipeline wurde gemeinsam vom spanischen Unternehmen Enagás, nunmehr "Fernleitungsnetzbetreiber" ("FNB"), und der GDP-Tochter Transgás errichtet. Beide Unternehmen halten Anteile und Transportrechte an mehreren Pipeline-Abschnitten. Für die Einfuhr von Erdgas über diese Pipeline unterzeichneten Transgás und das algerische Unternehmen Sonatrach im Jahr 1993 einen langfristigen Vertrag mit einer unbedingten Zahlungsverpflichtung ("Take-or-Pay").

Die jährliche Durchleitungskapazität dieser Pipeline beträgt am Einspeisepunkt nach Portugal (Campo Maior) 3,679 Mrd. m³; die maximale stündliche Kapazität beläuft sich auf 420 000 m³. Die Transportrechte am portugiesischen Einspeisepunkt werden von Transgás und Enagás gehalten.

Die Kapazität der Import-Pipeline bei Campo Maior ist im Rahmen langfristiger Verträge wie folgt reserviert:

in m³/h

in % an der 3 Mrd. m³/Jahr Gesamt-kapazität

von Enagás gebucht

[Ö]*

[Ö]*

[10-20]* %

(nur für Transit nach Galizien, Nordwest-Spanien)

von Transgás gebucht

[Ö]*

[Ö]*

[80-90]* %

[Ö]*

[Ö]*

[0-10]* %

für jede der beiden Parteien

Dieser Vertrag läuft am [Ö] aus.

In dieser Entscheidung werden Mengen in Mrd. m³ (Milliarden Kubikmeter), Mio. m³ (Millionen Kubikmeter) und m³ (Kubikmeter) angegeben.

Vgl. Antwort von ENI auf Frage 2 des Fragebogens der Kommission vom 15. September 2004; Antwort von ENI auf Frage 5 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 19. August 2004; Antwort auf Frage 51 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 4. Juni 2004. Es ist anzumerken, dass die von Transgás gebuchte Kapazität das Volumen übersteigt, das das Unternehmen im Rahmen seines Vertrags mit Sonatrach bezieht, [Ö] Die verbindliche Höchstkapazität nach Maßgabe des Sonatrach-Vertrags betrug am Einspeisepunkt Campo Maior [Ö]. (Antwort auf Frage 18 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 4. Juni 2004.) Diese zusätzliche (jährliche) Flexibilität ermöglichte Transgás 2003 durch die Nutzung des Huelva-Terminals zur Wiederverdampfung von LNG die Einfuhr zusätzlicher Mengen.

Die als "Für jede der beiden Parteien verfügbar" ausgewiesene Kapazität kann sowohl von Enagás als auch von Transgás angefordert werden. Bei unvereinbaren Anforderungen werden die Rechte auf Pro-rata-Basis geteilt (Transgás [80-90]* %; Enagás [10-20]* %). Enagás nutzt seine Kapazitäten, um Gas über Portugal nach Galizien zu liefern. Enagás ist es vertraglich nicht gestattet, diese Kapazitäten für den Verkauf von Importgas in Portugal zu nutzen.

Im Jahr 2004 wurden in Sinés ein Flüssigerdgasterminal ("LNG-Terminal") und eine Wiederverdampfungsanlage in Betrieb genommen. Die maximale Jahreskapazität dieses Terminals beträgt 5,256 Mrd. m³. Die stündliche Ausspeisekapazität beläuft sich auf höchstens 149 600 000 m³. Besitzer des Terminals ist Transgás (GDP), das auch für den Betrieb zuständig ist und sämtliche Rechte an den Kapazitäten hält.

Parallel zur Errichtung des LNG-Terminals [Ö]* Transgás [Ö]*. Die Importsituation für Erdgas in Portugal wird durch die folgende Tabelle veranschaulicht:

Verträge (in Mrd. m³) 2003 2004 2005 2006 2007

Sonatrach

[Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]*

Nigeria

[Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]*

Shell

[Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]*

GESAMT

[Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]* [Ö]*

Erdgas-Einfuhren 2003-2007 (vertragliche Durchschnittsmengen). Quelle: Transgás

Die folgende Kapazität ist im LNG-Terminal reserviert:

In Mrd. m³ LNG-Einspeisekapazität Sinés von Transgás gebucht [ ]*

Bislang im LNG-Terminal gebuchte Kapazität 2006 5,256 [Ö]*

2007 5,256 [Ö]*

Erdgas wird durch das portugiesische Staatsgebiet über ein Hochdruckfernleitungsnetz transportiert, das gegenwärtig im Besitz von Transgás ist, jedoch entflochten und auf REN übertragen werden soll. Zurzeit baut Transgás eine unterirdische Speicheranlage in Carrião.

Für die Mehrheit der Endverbraucher erfolgt die Verteilung und Lieferung von Erdgas über das Mittel- und Niederdruckleitungsnetz durch sechs lokale Verteilerunternehmen, die in exklusiven Konzessionsgebieten tätig sind. EDP hat vor kurzem eine Kontrollbeteiligung an Portgás erworben, dem einzigen lokalen Verteilerunternehmen, das nicht von GDP kontrolliert wird. Es ist geplant, die Beteiligung von GDP an den mit Abstand kleinsten Verteilerunternehmen, Beiragás und Tagusgás, an Iberdrola zu verkaufen.

Industrielle Großabnehmer (d. h. solche, deren Verbrauch über 2 Mio. m³/Jahr liegt), lokale Verteilerunternehmen und gasbefeuerte Stromkraftwerke werden direkt vom Importeur, d. h. Transgás, beliefert. In Gebieten, die nicht an das Verteilungsnetz angeschlossen sind, wird das Erdgas mit Hilfe von Lastkraftwagen über autonome Netze ("UAD") verteilt.

Die Verteilungssituation für Erdgas in Portugal wird durch die folgende Tabelle veranschaulicht:

Unternehmen GDP-KundenAbsatzAbsatz-Primär-Verteilungsnetz Anteil (in Tausend) % Anteil in Netz (Km)

Portgás

[40-50]* % [100-[150- [20-150]*200]*30]* %

Lusitaniagás [80-90]* % [100-[100- [20-150]*150]*30]* %

Lisboagás [90-100]* % [400-[150- [30-100]*500]*200]* %

Setgás [30-40]* % [50-100]* [40-50]* [0-10]* %

Beiragás [50-60]* % [10-20]* [0-10]* [0-10]* %

Tagusgás [40-50]* % [0-10]* [10-20]* [0-10]* %

Duriense:[0-10]* [0-10]* [0-10]* % [70-80]* %

Sonstige: [90-100]* %

GESAMT

[590-[450-100 % 960]*690]*

8 532

Der portugiesische Erdgassektor hat in den letzten Jahren ein beträchtliches Wachstum verzeichnet. Zunächst wurde Erdgas vornehmlich für die Stromerzeugung in GuD-Anlagen genutzt, in jüngster Zeit hat jedoch der Verbrauch in anderen Bereichen erheblich zugenommen. Die Entwicklung und die Aufschlüsselung des portugiesischen Erdgasverbrauchs nach Verbrauchergruppen geht aus der folgenden Tabelle hervor:

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2001/2003

Stromerzeuger

27 402 1 428 1 175 1 098 1 383 1 125 +1,2 %

Lokale Verteilerunternehmen

22 123 218 334 437 500 560 +13,3 %

Industrielle Großabnehmer (> 2 Mio. m³)

47 242 493 735 951 1 122 1 211 +12,9 %

Gesamt

95 767 2 138 2 244 2 486 3 006 2 896 +7,9 %

Entwicklung und Aufschlüsselung des Erdgasverbrauchs in Portugal (in Mio. m³). Quelle: GDP

Die Öffnung des Erdgassektors

Als "entstehender Markt" unterlag Portugal nicht den in der Richtlinie 98/30/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt ("Erste Erdgasrichtlinie") im Hinblick auf die Liberalisierung vorgesehenen Bestimmungen. Nach Maßgabe der Richtlinie 2003/55/EG ("Zweite Erdgasrichtlinie") – mit der mit Wirkung zum Juli 2004 die erste Erdgasrichtlinie aufgehoben wurde – wird Portugal weiterhin als ein "entstehender Markt" eingestuft, der unter anderem unter eine Ausnahmeregelung für den Zeitplan fällt, der durch diesen Gemeinschaftsrechtsakt für die Marktöffnung festgelegt wird. Auf Grund dieser Ausnahmeregelung muss die Definition der zugelassenen Kunden erst 2007 eine Marktöffnung bewirken, die sich auf mindestens 33 % des jährlichen Gesamterdgasverbrauchs auf dem innerstaatlichen Erdgasmarkt erstreckt. Alle Nicht-Haushalts-Kunden werden spätestens 2009, alle Haushalts-Kunden spätestens 2010 als zugelassene Kunden eingestuft. Demzufolge wird der Markt für GuD-Anlagen und industrielle Großabnehmer bis 2007 bzw. 2009 liberalisiert. Der Markt für lokale Verteilerunternehmen wird spätestens 2009 liberalisiert.

Im Jahr 2002 wurde auf Grund der Trockenheit eine höhere Auslastungsrate der GuD-Anlagen verzeichnet, da diese die fehlende Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken ausgeglichen haben. Dies ist ein anschauliches Beispiel für die notwendige Flexibilität bei den vertraglich vereinbarten Mengen.

Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998, ABl. L 204 vom 21.07.1998, S. 1. Vgl. insbesondere Artikel 2 Absatz 24, in dem bestimmt wird, dass "'entstehender Markt' einen Mitgliedstaat [bezeichnet], in dem die erste kommerzielle Lieferung aufgrund seines ersten langfristigen Erdgasliefervertrags nicht mehr als zehn Jahre zurückliegt", und Artikel 26 Absatz 2, der eine spezielle Ausnahmeregelung für "entstehende Märkte" vorsieht.

Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG, ABl. L 176 vom 15.07.2003, S. 57.

Artikel 23 Absatz 1 der Richtlinie sieht insbesondere vor, dass "die Mitgliedstaaten sicher[stellen], dass zugelassene Kunden sind: Ö (b) spätestens ab dem 1. Juli 2004 alle Nicht-Haushalts-Kunden; (c) ab dem 1. Juli 2007 alle Kunden".

Vgl. Artikel 2 Absatz 31 und Artikel 28 Absatz 3 der Zweiten Erdgasrichtlinie.

Ungeachtet dieser Ausnahmeregelung nahm die portugiesische Regierung 2003 zwei Entschließungen an, um die Öffnung des Erdgassektors vorzuziehen. In diesen Entschließungen wurde insbesondere bestimmt, dass die in Portugal präsenten Stromerzeuger ab dem 1. Juli 2004 als zugelassene Erdgasverbraucher eingestuft würden. Die Verabschiedung der einschlägigen Rechtsvorschriften zur Umsetzung der vorgezogenen Öffnung der Gasversorgung für Stromerzeuger und zur Festlegung der entsprechenden Bestimmungen für den Zugang Dritter zum Hochdruckfernleitungsnetz und zum LNG-Terminal wurde nun auf 2005 verschoben.

Die Zweite Erdgasrichtlinie sieht die rechtliche Entflechtung der Liefer- und Verteilungsfunktionen vor. Daher sind bei den sechs lokalen Verteilerunternehmen die Verteilung (also die Durchleitung des Erdgases über das Nieder- und Mitteldruckleitungsnetz) und die Lieferung von Gas an die zugelassenen Endverbraucher bis 2007 rechtlich zu entflechten.

Zwischen den lokalen Verteilerunternehmen und Transgás bestehen gegenwärtig langfristige Erdgaslieferverträge. Sobald diese lokalen Verteilerunternehmen (oder genauer gesagt, die Lieferanten, die im Zuge ihrer Entflechtung entstehen) als zugelassene Kunden eingestuft werden, könnten – den Angaben von [Ö]* zufolge – ihre Verträge mit GDP/Transgás entweder auslaufen oder zumindest einer eingehenden Überprüfung im Lichte des neuen ordnungspolitischen Rahmens unterzogen werden. Sobald sie als zugelassene Kunden eingestuft sind, können auch die Verteilerunternehmen je nach dem Flexibilitätsgrad ihrer laufenden Lieferverträge einen Teil ihres Bedarfs bei anderen Erdgasunternehmen decken.

2.Produktmärkte im Erdgasbereich

(a) Darstellung der Parteien

In ihrer Antwort auf die Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) haben die Parteien gegenüber der Kommission geltend gemacht, diese sei fälschlicherweise davon ausgegangen, "dass sich der angemeldete Zusammenschluss auf vier Erdgasproduktmärkte auswirken wird: (i) Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger; (ii) Lieferung von Erdgas an lokale Verteilerunternehmen; (iii) Lieferung von Erdgas an industrielle Großabnehmer; (iv) Lieferung von Erdgas an kleine Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte über den Einzelhandel".

In dieser Hinsicht haben die Parteien zunächst angemerkt, dass "drei dieser vier Märkte bisher noch nicht liberalisiert sind und dass die Kommission in früheren Entscheidungen mehr als einmal festgestellt hat, dass der relevante Produktmarkt in aller Regel vor dem Hintergrund des liberalisierten Marktsegments betrachtet werden muss". Im Einklang mit ihrer früheren Praxis sollte die Kommission daher lediglich die Auswirkungen des Zusammenschlusses auf den "vor kurzem (seit Juli 2004) liberalisierten Markt für die Lieferung von Erdgas an Stromerzeuger" beurteilen.

Zweitens machen die Parteien geltend, die Kommission sollte, selbst wenn sie ihre Bewertung auch auf bisher nicht liberalisierte Märkte ausdehne, nicht die Auswirkungen des Zusammenschlusses auf die vier vorbezeichneten Märkte beurteilen, sondern die drei

Entschließungen des Ministerrats 63/2003 vom 3. März 2003 und 68/2003 vom 10. Mai 2003.

Portugal könnte jedoch möglicherweise Artikel 13 Absatz 2 a. E. der Zweiten Erdgasrichtlinie anwenden und von der rechtlichen Entflechtung der Verteilerunternehmen absehen, die weniger als 100 000 angeschlossene Kunden beliefern, d. h. Setgás, Beiragas und Tagusgás.

erstgenannten als Teil eines weiter gefassten, einzigen Großhandelsmarktes ansehen. Mit anderen Worten: Die Kommission sollte lediglich einerseits den Großhandelsmarkt für "die Lieferung von Erdgas an alle Großabnehmer (Stromerzeuger, lokale Verteilerunternehmen und industrielle Großabnehmer)" – von den Parteien auch als "Nicht-Einzelshandelskunden" definiert – und andererseits den Einzelhandelsmarkt für "die Lieferung von Erdgas an kleine Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte" unterscheiden.

In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte der Kommission ("die Antwort der Parteien") haben die Parteien weiter Stellung zu diesen Aspekten bezogen, worauf im Folgenden an gegebener Stelle eingegangen werden wird. Die Kommission stellt an dieser Stelle lediglich fest, dass auch in der Antwort der Parteien nicht die Tatsache angefochten wurde, dass die Lieferung von Erdgas an kleine Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte im Unterschied zur Lieferung von Erdgas an andere Großabnehmer einen eigenständigen Markt darstellt, und dies daher als Übereinstimmung zwischen den Parteien und der Kommission zu werten ist.

Die Parteien selbst betrachten diese drei Verbrauchergruppen als eindeutig unterscheidbare Kundengruppen, was in Formblatt CO bestätigt wird. Interne Dokumente sowohl von [Ö]* als auch von [Ö]* zeigen, dass [Ö]*

Diese Auffassung wird auch von den im spanischen und in anderen Erdgasmärkten aktiven Wettbewerbern geteilt:

Shell - Spanien:

"Im Rahmen unserer Geschäftsaktivitäten in Spanien gliedern wir unsere Kunden üblicherweise in die folgenden Kategorien:

'Gas für Stromerzeugung',

'Sehr große, große und mittlere Industriekunden',

'Kleine Gewerbe- und Geschäftskunden'

'Großhandel' (d. h. Verkäufe an andere Vertriebsunternehmen).

Diese grobe Segmentierung beruht auf der Tatsache, dass die jeweiligen Geschäftsprozesse und auch die Marketingkonzepte eindeutige Unterschiede aufweisen.

GdF - Spanien:

"Die Segmentierung der Kunden entspricht den Vorgaben der spanischen Verordnung über den Netzzugang Dritter.

Antwort von Shell auf Frage 20 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 17. September 2004. (Gliederung ergänzt). Das Unternehmen beliefert in Spanien keine Privatkunden; dies mag das Fehlen dieser Kategorie in der Segmentierung erklären.

Sehr große Unternehmen (Verordnung 1.1-1.3),

Große Unternehmen (Verordnung 2.5-2.6),

Kleine und mittlere Unternehmen (Verordnung 2.1-2.4),

GuD-Anlagen (Verordnung 1.3)."

GDF unterscheidet außerdem anhand der verschiedenen Geschäftsbeziehungen zwischen "sehr großen Unternehmen" und GuD-Anlagen:

GuD-Anlagen: Projektteam. "Jede GuD-Anlage erhält ein spezifisches Angebot, das dem speziellen Nachfrageprofil Rechnung trägt";

Sehr große Unternehmen: Key Account. "Gaz de France bietet seinen Kunden [sehr große industrielle Abnehmer und sonstige Großkunden] Preisformeln an, die der Laufzeit dieser Vertragsform und den Besonderheiten des industriellen Prozesses Rechnung tragen und eine Anpassung der Preise und Zusatzdienste, wie zum Beispiel Prüfungsdienstleistungen oder eine Optimierung [der Energienutzung], ermöglichen."

Gas Natural:

Gas Natural stuft sowohl GuD-Anlagen als auch industrielle Großabnehmer in die Kategorie der "Industriekunden" ein, die eine kundenspezifische Betreuung erhalten. Für Gas Natural gibt es jedoch ebenfalls wichtige Unterschiede:

GuD-Anlagen: "äußerst detaillierte Verträge, die auch von Kunde zu Kunde erhebliche Unterschiede aufweisen, um ihren speziellen Bedürfnissen zu entsprechen; über 35 Bar; spezielle Kundenbetreuung; Verbrauch wirkt sich spürbar auf den Pool aus und ist daher saisonalen Schwankungen unterworfen; spezifische Flexibilitätsanforderung für die Phase der Inbetriebnahme";

Industrielle Großabnehmer: "Standardisierte Verträge, die bei liberalisierten Kunden geringe Unterschiede aufweisen können; für gewöhnlich über 16 Bar; spezielle Kundenbetreuung; Verbrauch im Wesentlichen nicht saisonalen Schwankungen unterworfen (mögliche Ausnahme: Ferien im August)."

EDF:

"Das wichtigste Kriterium für die Klassifizierung der Kunden auf einem Erdgasmarkt sind Verbrauch, Profil und Erdgasnutzung. Weitere Kriterien, wie z. B. Einkaufsverhalten, Margen

Antwort von GDF auf die Fragen 20 und 21 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 17. September 2004. (Vgl. ferner das Protokoll des Treffens). "GN unterscheidet die folgenden Kundengruppen: GuD-Anlagen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Industriekunden, Haushalte/Geschäftskunden."

etc. hängen allzu sehr von Strategien und Wettbewerb vor Ort ab und können nicht auf europäischer Ebene abstrahiert werden."

Wie bereits erwähnt weist der kundenspezifische Verbrauch zwischen GuD-Anlagen einerseits und lokalen Verteilerunternehmen und industriellen Großabnehmern andererseits große Unterschiede auf; nur sehr wenige Industriekunden erreichen in Portugal, wenn überhaupt, das Einkaufsvolumen mittelgroßer lokaler Verteilerunternehmen. Zum Nachfrageprofil sind die untenstehenden Ausführungen zu beachten. Die Erdgasnutzung weist wie oben dargelegt bei allen drei Gruppen deutliche Unterschiede auf.

Iberdrola:

Iberdrola vertritt die Ansicht, dass die Verbrauchsmuster von GuD-Anlagen und industriellen Großabnehmern deutliche Unterschiede aufweisen: Industrielle Großabnehmer haben einen äußerst gleichmäßigen Erdgasverbrauch, mit einem Lastrückgang am Wochenende und mitunter während der Nacht. Dagegen stehen die GuD-Anlagen im Wettbewerb mit den anderen Stromerzeugern und den Wasserkraftwerken und haben regelmäßige Wartungsarbeiten durchzuführen, so dass die Planung und damit der Erdgasverbrauch einer GuD-Anlage höchst ungleichmäßig verteilt ist.

In ihrer Antwort merken die Parteien an, dass die Auffassungen der Wettbewerber lediglich als Anhaltspunkt dafür gewertet werden könnten, dass diese die genannten Gruppen als eigenständige Segmente, nicht jedoch als eigenständige relevante Märkte einstufen würden. Die Kommission stimmt dem nur teilweise zu. Die Auffassungen der Wettbewerber sind als Anhaltspunkt dafür zu werten, dass sie vor dem Hintergrund ihrer geschäftlichen Ziele zwischen diesen Gruppen unterscheiden. Dies bedeutet, dass sie zumindest als eigenständige Segmente einzustufen sind. In Verbindung mit den anderen markanten Unterschieden, die in dieser Entscheidung für die Zwecke der Marktdefinition genannt wurden, stützen eben diese Informationen die Annahme, dass eigenständige relevante Märkte bestehen.

In seiner Antwort wendet ENI schließlich ein, dass die Wettbewerber auch andere Kriterien, wie z. B. Druckniveau und Verbrauchsvolumen, erwähnt haben, die nach Meinung von ENI in Bezug auf die Marktdefinition zu anderen Schlussfolgerungen führen würden. Die Kommission erinnert daran, dass eine – von ENI nicht angefochtene – Unterscheidung nach Verbrauchsvolumen für die Zwecke der Marktdefinition in den Fällen beibehalten wurde, in denen die Unterscheidung nach Volumen gemäß den portugiesischen Rechtsvorschriften relevant ist, also bei industriellen Großabnehmern und Kleinkunden. Was eine mögliche Unterscheidung der relevanten Märkte auf der Grundlage des Druckniveaus angeht, ist zu betonen, dass ENI selbst darauf aufmerksam gemacht hat, dass es keine Rolle spielt, welche Großkunden über das Hochdruck- und welche über das Mitteldruckfernleitungsnetz beliefert werden. Darüber hinaus stellt die Kommission fest, dass die Unterscheidung zwischen dem Hochdrucknetz und anderen Netzen – sofern sie für die Zwecke der Marktdefinition herangezogen wird – im Allgemeinen auf eine große Nachfrage hinweist (die in aller Regel über das Hochdrucknetz bedient wird). In portugiesischen Erdgassektor kann man jedoch diesen Zusammenhang nicht gelten lassen: Infolge der erst kürzlich erfolgten Einführung des Energieträgers Erdgas und des geringen Ausbaugrads des Hochdruckfernleitungsnetzes sind

Antwort von EDF auf Frage 20 des Auskunftsersuchens der Kommission vom 17. September 2004. In der Antwort der Parteien wird davon ausgegangen, dass mit der Verwendung des Ausdrucks "auf einem Erdgasmarkt" durch EDF ein Erdgasbinnenmarkt bezeichnet wird. Die Kommission verweist auf Randnummer 3 der Bekanntmachung der Kommission über die Definition des relevanten Marktes im Sinne des Wettbewerbsrechts der Gemeinschaft (ABl. C 372 vom 09.12.1997, S. 5 –"Bekanntmachung über den relevanten Markt"), in dem Folgendes festgestellt wird: "So sprechen [...] Unternehmen häufig vom Markt, wenn sie das Gebiet meinen, auf dem sie ihre Produkte verkaufen, oder allgemein die Branche, der sie angehören".

große Abnehmer tendenziell eher in Gebieten ansässig, in denen keine Versorgung über das Hochdrucknetz möglich ist und der Anschluss an die anderen Fernleitungen wirtschaftliche Vorteile bietet. Aus diesem Grund ist, wie schon ENI vorgebracht hat, keine relevante Unterscheidung zwischen den über das Hochdrucknetz versorgten und den über das Mitteldrucknetz belieferten industriellen Großabnehmern zu treffen.

Unterschiedliche Versorgungsbedarfe und Verbrauchsmuster

Stromerzeuger sind eine Kundengruppe mit einem ganz speziellen Bedarf in Bezug auf Quantität und Flexibilität der Versorgung:

In Portugal verbraucht jede GuD-Anlage eine Gasmenge, die den Bedarf einzelner

Industrieabnehmer und lokaler Verteilerunternehmen weit übersteigt (vgl. Randnummer oben).

Die Auslastung von GuD-Anlagen kann im Jahresverlauf starken Schwankungen unterliegen: Dies ist hauptsächlich auf die meteorologischen und hydrologischen Bedingungen zurückzuführen, die sich auf die Stromerzeugung in Wasserkraftwerken auswirken, die oftmals als Ergänzung zur Stromerzeugung in GuD-Anlagen dient). Der Bedarf von GuD-Anlagen kann folglich nicht mit hinreichender Sicherheit vorhergesehen werden.

GuD-Anlagen müssen daher langfristige Verträge [Ö]* , die für die grundlegende wirtschaftliche und technische Tragfähigkeit und die Versorgungssicherheit des GuD-Projekts erforderlich sind, mit kurzfristigen Verträgen für begrenztere Zeiträume verknüpfen.

Selbst in langfristigen Verträgen betreffen die wichtigsten nicht preisbezogenen Bestimmungen die Flexibilität der Versorgung. Sie sehen Klauseln vor, die eine erhebliche Flexibilisierung der Jahresvertragsmenge in beide Richtungen ermöglichen.

Der folgende Vergleich zwischen dem trockenen Jahr 1999 und dem Jahr 2003 soll die Größenordnung der jährlichen Verbrauchschwankungen einer GuD-Anlage veranschaulichen.

Verbrauch von Turbogas und dem bivalenten Kraftwerk von EDP in den Jahren 1999 und 2003

in Mio. m³

1999

2003

1999 (as of 2003)

Langfristige Mengen [700-900]*

[700-900]*

[90-100]* %

Zusätzliche Mengen [500-700]*

[100-200]*

[300-350]* %

Gesamtverbrauch [1 000-1 500]* [1 000-1 500]* [130-140]* %

Im Vergleich zum größten lokalen Verteilerunternehmen die fünf- bis sechsfache Menge. Im Vergleich zum größten Industrieabnehmer nahezu die zehnfache Menge.

Die Flexibilisierung nach unten wird durch "Take-or-Pay"-Schwellen bewirkt, die durch "Ausgleichs"-Bestimmungen (fällt der Verbrauch unter die ToP-Schwelle, muss zwar die fehlende Menge bezahlt werden, sie kann jedoch in den Folgejahren bezogen werden) und "Vortrags-"-Bestimmungen (übersteigt der Verbrauch die Jahresverbrauchsmenge, verringert sich dadurch die ToP-Schwelle im Folgejahr oder in den Folgejahren) entschärft werden. Bei der maximalen Jahresmenge gibt es auch Schwellen für Mehrverbrauch.

Die monatlich, wöchentlich und täglich auftretenden Schwankungen sind sogar noch ausgeprägter. Dies bedeutet, dass der Versorger solcher GuD-Anlagen im Hinblick sowohl auf den kurzfristigen Bedarf (bestehender oder neuer GuD-Anlagen) als auch auf den langfristigen Bedarf (neuer GuD-Anlagen) oder im Hinblick auf beide Aspekte über (a) umfassende eigene Versorgungskapazitäten und (b) eine beträchtliche Flexibilität im Rahmen der eigenen Versorgung (Beschaffung) verfügen muss. Der kurzfristige Bedarf des Jahres 1999 entsprach [90-100]* % der gesamten portugiesischen Nachfrage der Nicht-Stromerzeuger im selben Jahr und übersteigt trotz des kräftigen Wachstums im portugiesischen Erdgassektor den gesamten Verbrauch der lokalen Verteilerunternehmen des Jahres 2003 sowie die Hälfte des gesamten Verbrauchs der industriellen Großabnehmer des Jahres 2003.

Was die stündliche Versorgung angeht, so ist festzustellen, dass den Worten von ENI zufolge "Stromerzeuger die einzige Kundengruppe sind, deren stündliche Verbrauchsanpassung exakt analysiert werden kann. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Erdgasverbrauchswerte beider GuD-Kraftwerke stündlich durch eine spezielle Reduktions- und Verbrauchsmessanlage für Erdgas gemessen werden."

Der unterschiedliche Versorgungsbedarf dieser drei Gruppen kann auch dargestellt werden, wenn man die Schwankungen zwischen den tagesbezogenen Nachfragespitzen auf Wochenbasis betrachtet – ausgenommen die Sommerferienzeit (August) und Weihnachten, da beide Zeiträume eine besondere Nachfragstruktur aufweisen, die sich auch bei diesen drei Gruppen unterscheidet. Die tagesbezogene Nachfragespitze auf Wochenbasis variierte 2003 bei diesen drei Gruppen wie folgt: [...]*

Es liegt auf der Hand, dass sich die Nachfrage von GuD-Anlagen substanziell von der Nachfrage industrieller Großabnehmer und lokaler Verteilerunternehmen unterscheidet. Dass sogar der Versorgungsbedarf lokaler Verteilerunternehmen erheblich vom durchschnittlichen Versorgungsbedarf von Industriekunden abweicht, lässt sich dadurch erklären, dass industrielle Abnehmer tendenziell über das gesamte Jahr hinweg dieselbe Energiemenge verbrauchen, während lokale Verteilerunternehmen stärkeren saisonalen Nachfrageschwankungen begegnen müssen und in den kalten Wintermonaten wesentlich mehr Erdgas benötigen. Dies ist höchstwahrscheinlich darauf zurückzuführen, dass mehr als [30-40]* % des Verbrauchs dieser Verteilerunternehmen auf Haushalte und etwa [50-60]* % auf Haushalte und Dienstleistungen entfallen. Die unterschiedlichen Versorgungsbedarfe und Verbrauchsmuster schlagen sich in den zwischen Importeuren/Lieferanten und Großkunden im Groß- und Einzelhandel abgeschlossenen Verträgen nieder (vgl. Randnummer 231-235).

Schließlich spiegelt sich die Tatsache, dass ein Lieferant den Verbrauch der verschiedenen Kundengruppen mehr oder weniger genau überwachen und vorausplanen muss, in den unterschiedlichen Anforderungen für die Nominierung wider. GuD-Anlagen müssen jährliche, monatliche und wöchentliche Prognosen abgeben und Nominierungen auf Tagesbasis (und auf Intraday-Basis) vornehmen. Von den industriellen Großabnehmern müssen nur diejenigen Kunden, deren Verbrauch 50 Mio. m³/Jahr übersteigt, Transgás auf Wochenbasis oder alle vierzehn Tage über ihren voraussichtlichen Verbrauch unterrichten. Für lokale Verteilerunternehmen sind gegenwärtig lediglich jährliche Prognosen und monatliche Mitteilungen vorgesehen.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte weisen die Parteien zum einen darauf hin, dass einige Marktteilnehmer in Bezug auf Versorgungsbedarf und Verbrauchsmuster weitere Unterscheidungen zwischen Kundengruppen getroffen haben. Die Kommission hält die Existenz von weiteren Teilmärkten für möglich, vertritt jedoch die Ansicht, dass es für die Zwecke der vorliegenden Entscheidung nicht erforderlich ist, die Märkte weiter zu unterteilen, da solche Teilmärkte nichts an ihrer Würdigung ändern würden.

Zweitens bringen die Parteien vor, dass die unterschiedlichen Verbrauchsmuster der Kundengruppen die Kommission in der Vergangenheit nicht dazu bewogen hätten, unterschiedliche Märkte für diese Gruppen festzustellen. Die Kommission vertritt jedoch die Auffassung, dass der unterschiedliche Versorgungsbedarf in Verbindung mit den Verbrauchsmustern impliziert, dass die Natur des verkauften Produkts, einschließlich der wesentlichen Dienstleistung, also der Lieferung des Produkts (oder der Gewährleistung der Lieferung) an den Kunden, unterschiedlich ist. Die Kommission merkt ferner an, dass sie in früheren Entscheidungen das Vorhandensein unterschiedlicher Märkte in Bezug auf die Vertriebskanäle, z. B. im Konsumgüterbereich, festgestellt hat, bei denen Versorgungsbedarf (einschließlich der Lieferung) und Verbrauchsmuster ebenfalls eine zentrale Rolle spielten.

Unterschiedliche Art, Laufzeit und Flexibilitätsklauseln von Verträgen

Verträge mit GuD-Anlagen sind längerfristig angelegt und haben eine Laufzeit von 15-25 Jahren. Sie sind, was Erdgasmengen, Verbrauchsanpassung, Flexibilität, Preisniveau und Indexierung betrifft, auf die speziellen Bedürfnisse der GuD-Anlage zugeschnitten. Sie enthalten ausgeklügelte Flexibilitätsklauseln und sehen unter Umständen die Möglichkeit der Neuverhandlung oder Anpassung bestimmter Punkte vor. Kurzfristige Verträge ergänzen diese langfristigen Verträge und sorgen insgesamt für zusätzliche Flexibilität. Aus den der Kommission von den Parteien bezüglich des TER-Kraftwerks [Ö]* vorgelegten Informationen kann geschlossen werden, dass diese kurzfristigen Verträge [Ö]* sind.

Industrielle Großabnehmer schließen für gewöhnlich Verträge, deren Laufzeit wesentlich kürzer ist als die der elementaren GuD-Verträge. Die von Transgás übermittelten Informationen über die Verträge mit industriellen Abnehmern zeigen, dass [50-60]* % der derzeitigen Verträge von Transgás mit dieser Kundengruppe bis [Ö]* und weitere [30-40]* % bis [Ö]* auslaufen. Gegenwärtig beträgt die Laufzeit des ersten von einem industriellen Abnehmer geschlossenen Erdgasliefervertrags in der Regel [Ö]* Jahre. [Ö]* Tendenziell wird die Laufzeit dieser Verträge nach der Öffnung der Erdgasmärkte für den Wettbewerb stark abnehmen.

Lokale Verteilerunternehmen benötigen über das Jahr hinweg eine andere Angebotsflexibilität. Die geltenden Verträge mit lokalen Verteilerunternehmen [Ö]* sehen eine überaus begrenzte Flexibilität nach unten vor, aber [Ö]*. Während es für den täglichen Mindestverbrauch offenbar keine Vorschriften gibt, enthalten die Lieferverträge der lokalen Verteilerunternehmen Bestimmungen über den täglichen Höchstverbrauch (dieser ist auf einen Wert begrenzt, der um etwa [90-100]* % über dem jahresbezogenen Durchschnittstagesverbrauch liegt). Die geltenden Verträge der lokalen Verteilerunternehmen sind im Wesentlichen für alle sechs Verteiler identisch und unterscheiden sich lediglich in Bezug auf Mengen und Übergabestellen.

In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vertreten die Parteien die Auffassung, dass sich der Inhalt dieser Verträge zwangsläufig ändern werde, wenn der Wettbewerb auf diesen Märkten Einzug halte und der Wettbewerbsdruck die Lieferanten dazu zwingen werde, ihre Verträge besser auf die Wünsche ihrer Kunden zuzuschneiden. Die Kommission hat jedoch in der Mitteilung der Beschwerdepunkte ausdrücklich die Auswirkungen benannt, welche die Öffnung der portugiesischen Märkte für den Wettbewerb voraussichtlich auf Verträge mit industriellen Großabnehmern haben wird. ENI behauptet nicht, dass die Öffnung des Marktes für die Belieferung von GuD-Anlagen eine substanzielle Verkürzung der Laufzeit langfristiger Verträge zur Folge hätte, so dass künftig Verträge mit GuD-Anlagen besser mit den Verträgen industrieller Großabnehmer verglichen werden könnten als dies derzeit der Fall ist. Da aller Wahrscheinlichkeit nach von einer kürzeren Laufzeit der Verträge mit industriellen Abnehmern auszugehen ist, wird sich folglich – sofern die Laufzeit der Verträge mit GuD-Anlagen unverändert bleibt – die Kluft zwischen diesen beiden Vertragsarten eher vergrößern als verkleinern. Auch ficht ENI nicht die Tatsache an, dass die kurzfristigen Verträge der GuD-Anlagen einen wesentlich unregelmäßigeren Charakter als Verträge mit industriellen Großabnehmern aufweisen werden, und bestätigt damit ein weiteres Mal die Unterscheidung zwischen beiden Kundengruppen. Was die Verträge mit den lokalen Verteilerunternehmen angeht, ist auch das Argument von ENI, die Kommission habe die voraussichtliche Entwicklung der Nachfrage dieser Unternehmen vernachlässigt, gleichermaßen ungerechtfertigt.

Daher ist die Kommission auf der Grundlage aller von den Parteien und den anderen Marktteilnehmern vorgelegten Informationen zu der Feststellung gelangt, dass die Verträge

184Antwort auf Frage 23 des Fragebogens der Kommission vom 4. Juni 2004.

185In Spanien beträgt die Vertragslaufzeit in der Regel ein bis zwei Jahre. (vgl. Antwort von CEPSA in Phase II).

186[Ö]

187[Ö]

188[Ö]

58

mit den lokalen Verteilerunternehmen weder mit den GuD-Verträgen noch mit den Verträgen mit industriellen Großabnehmern austauschbar sind.

Die Margen und deren Entwicklung sind bei diesen Gruppen unterschiedlich:

• Unter Berücksichtigung [...]*

• Die Planzahlen von GALP weisen unterschiedliche Margen und Margenentwicklungen für diese drei Gruppen aus: [...]*

190Planzahlen 2003 Erdgaslieferungen und -transport

In ihrer Antwort stellen die Parteien fest, die Margen würden nicht nur zwischen unterschiedlichen Kundengruppen variieren, sondern auch zwischen verschiedenen Kunden innerhalb derselben Gruppe. Die Tatsache, dass für ENI und GALP die Marge pro Kunde sehr wohl das geeignete Kriterium für die Aggregierung von Kunden ist, wird dadurch belegt, dass ENI und GALP selbst die Margen in den Planzahlen und Strategiepapieren des Unternehmens für den Marktzutritt genau auf diese Weise aggregiert haben. Wären die unterschiedlichen Margen völlig zufallsbedingt, dann wären diese Informationen vollkommen irrelevant.

Die Beziehungen zwischen Erdgaslieferanten und GuD-Kunden nehmen normalerweise zwei bis drei Jahre vor der Inbetriebnahme des Kraftwerks ihren Anfang. Die Beziehungen sind in diesem Stadium offenbar durch die Einrichtung eines Projektteams gekennzeichnet. In dieser Phase vor der Inbetriebnahme des Kraftwerks handeln der Lieferant und der Kunde den Liefervertrag aus; Transgás entwickelt die erforderliche Lieferinfrastruktur und leistet dem Kunden technische Unterstützung bei allen Fragen rund um die Erdgasversorgung. Daher besteht bereits eine enge Beziehung zwischen den Transgás-Mitarbeitern und dem Stromerzeuger, wenn die Erdgaslieferungen tatsächlich anlaufen. Nach dem Inkrafttreten des Erdgasliefervertrags bietet Transgás eine kundenspezifische Betreuung, die vollständig auf die Bedürfnisse des Stromerzeugers zugeschnitten ist, und stellt eigens für diese spezifische Kundengruppe einen Kundenbetreuer ab.

Ein Team von Key Account Managern ist für die Kundenbeziehungen zu den industriellen Großabnehmern und die Vertragsabwicklung verantwortlich. Vor allem betreut jeder Key Account Manager im Durchschnitt rund [Ö]* Verträge.

Bei lokalen Verteilerunternehmen ist ein Key Account Manager für die Kundenbetreuung und für alle die Abwicklung der Verträge betreffenden Fragen verantwortlich.

Die Tatsache, dass (a) im Rahmen der Betriebsorganisation verschiedene Key Account Manager unterschiedliche Kundengruppen betreuen und (b) bei diesen drei Gruppen die Intensität der Kundenkontakte derart voneinander abweicht, ist ein weiterer Beleg für die gravierenden Unterschiede in Bezug auf ihren Versorgungsbedarf.

In ihrer Antwort verweisen die Parteien zum Vergleich darauf, dass die Kommission auf Grund der Impulsnachfrage nach Erfrischungsgetränken nie einen eigenständigen "Impuls-" Markt für Erfrischungsgetränke festgestellt habe. Ungeachtet dessen, ob ein solcher Vergleich für den vorliegenden Fall relevant ist, übersieht ENI, dass die Kommission durchaus einen eigenständigen "Impuls"-Markt für Speiseeis sowie eigenständige Märkte in den Bereichen Einzelhandel/Supermärkte und Catering-/Lebensmittelbereich definiert hat. Auch dem anderen Argument der Parteien, dass die Geschäftsbeziehungen eines Unternehmens zu seinen Kunden eine ausschließlich betriebsinterne Angelegenheit seien und keinerlei Auswirkungen auf die Marktdefinition hätten, kann nicht zugestimmt werden. Die Kommission vertritt die Ansicht, dass es weniger darum geht, zwischen Kunden, die eine bestimmte, von einem Warenhaus angebotene freie Dienstleistung in Anspruch nehmen, und solchen, die dies nicht tun, zu unterscheiden, sondern dass vielmehr die entscheidende Frage ist, ob für ein bestimmtes Produkt eine bestimmte begleitende Dienstleistung erforderlich ist.

Im Allgemeinen ist davon auszugehen, dass Wiederverkäufer und große Endkunden einen unterschiedlichen Servicebedarf haben. Wiederverkäufer benötigen eher Unterstützung in Bezug auf Risikomanagement, CRM-Software, Marketing, Verbrauchsmessung und Fakturierung. Große Endkunden benötigen eher technische Unterstützung für eine optimierte Energienutzung.

In ihrer Antwort bemerken die Parteien, dass die in der Mitteilung der Beschwerdepunkte dargelegten Ansichten der Kommission unbegründet seien, und stellen den unterschiedlichen Servicebedarf lokaler Verteilerunternehmen in Frage. Sie ziehen jedoch nicht den unterschiedlichen Bedarf lokaler Verteilerunternehmen in Zweifel, wie er im letzten Satz der vorstehenden Randnummer beschrieben wird. Die Kommission hält daher an ihrer Auffassung fest, dass sich der Servicebedarf lokaler Verteilerunternehmen substanziell vom Bedarf industrieller Großabnehmer unterscheidet.

Wie der Tabelle in Randnummer 180 zu entnehmen ist, hat der Verbrauch des Industriesektors und der lokalen Verteilerunternehmen in Portugal relativ stetig zugenommen, während der Verbrauch von GuD-Anlagen recht starke jährliche Schwankungen aufwies und zwischen der vollständigen Inbetriebnahme von Turbogás im Jahr 1999 und dem Jahr 2003 ein beständiges Wachstum ausblieb. Zudem weisen die Wachstumsaussichten von GuD-Anlagen und den anderen beiden Kundengruppen wesentliche Unterschiede auf. Die Erweiterung um zwei Blöcke im Jahr 2004 und um einen weiteren Block im Jahr 2006 bedeutet, dass der Erdgasverbrauch von GuD-Anlagen zwischen 2003 und 2007 erheblich rascher zunehmen wird als derjenige industrieller Großabnehmer und lokaler Verteilerunternehmen. [Ö]*

Wachstum im Zweijahreszeitraum

2001-2003

2003-2005

2005-2007

Diese Zahlen wurden den folgenden, von den Parteien übermittelten Informationen entnommen: Verbrauch industrieller Großabnehmer 2004-2007: Antwort auf Frage 23 des Fragebogens der Kommission vom 4. Juni 2004. Verbrauch lokaler Verteilerunternehmen 2004-2007: Antwort von ENI auf Frage 31 des Fragebogens der Kommission vom 30. August 2004. Verbrauch von GuD-Anlagen 2004-2007 (= Gesamtverbrauch abzüglich des Verbrauchs lokaler Verteilerunternehmen und industrieller Großabnehmer). Der Gesamtverbrauch wurde in Beantwortung von Frage 51 des Fragebogens der Kommission vom 4. Juni 2004, Tabelle 10, angegeben. Verbrauch der drei Gruppen: GDP, Formblatt CO.)

m

GuD-Anlagen

[0-10]* %

[30-40]* %

[50-60]* %

Lokale Verteilerunternehmen

[20-30]* %

[10-20]* %

[10-20]* %

Industrielle Großabnehmer

[20-30]* %

[20-30]* %

[10-20]* %

Diese Diskrepanz kann sich ab 2008 noch weiter verschärfen, wenn [Ö]*.Die Tatsache, dass der Erdgasliefermarkt für Stromerzeuger erheblich rasanter wächst als die anderen Segmente, deckt sich mit der von den Parteien im Laufe des Verfahrens geäußerten Einschätzung.

In ihrer Antwort stellen die Parteien fest, dass die Wachstumsaussichten sowohl der verschiedenen Segmente eines Marktes als auch der verschiedenen Einzelunternehmen voneinander abweichen könnten. Die Kommission bestreitet dies nicht, bekräftigt jedoch, dass unterschiedliche Wachstumsaussichten in Bezug auf Erdgaslieferungen für lokale Verteilerunternehmen, industrielle Großabnehmer und GuD-Anlagen durchaus ein relevantes Kriterium darstellen, wenn es um die Prüfung der voraussichtlichen künftigen Wettbewerbsbedingungen für Erdgaslieferungen für lokale Verteilerunternehmen, industrielle Großabnehmer und GuD-Anlagen in Portugal geht. Beispielsweise [Ö]* werden die Anreize für den Wechsel zu einer dieser beiden Kundengruppen in Portugal deutlich gemindert.

In ihrer Antwort stellen die Parteien darüber hinaus fest, dass die unterschiedlichen Bezugszeiträume für GuD-Anlagen (1999-2003, 2000-2002 oder 1998-2001) zu unterschiedlichen Ergebnissen in Bezug auf das in der Vergangenheit verzeichnete Wachstum der Nachfrage von GuD-Anlagen führten. Wie in der Mitteilung der Beschwerdepunkte von der Kommission erwähnt, unterstreicht jedoch genau dies den unsteten Charakter der Nachfrageentwicklung von GuD-Anlagen und stellt einen wichtigen Unterschied zwischen der Nachfrage dieser Kraftwerke und der Nachfrage anderer Kundengruppen dar.

Unzureichende Arbitrage und Substituierbarkeit des Angebots

Die (hypothetische) Umstellung des Angebots von der Belieferung industrieller Großabnehmer und/oder lokaler Verteilerunternehmen auf die Belieferung von GuD-Anlagen würde nicht ausreichen, um die Preissteigerungen eines hypothetischen Monopolisten für Erdgaslieferungen an GuD-Anlagen in Portugal auszugleichen, da es auf Grund der unterschiedlichen Anforderungen im Hinblick auf Größe und Flexibilität unwahrscheinlich ist, dass Lieferanten industrieller Großabnehmer und (mögliche) Lieferanten lokaler Verteilerunternehmen ihr Angebot binnen kurzer Frist problemlos auf die Belieferung von GuD-Anlagen umstellen können. Ohne eine substanzielle Änderung der Einfuhrverträge müsste für eine solche Umstellung des Angebots auf die Belieferung von GuD-Anlagen eine große bis sehr große Zahl von Verträgen mit industriellen Großabnehmern beendet oder nicht abgeschlossen werden, was folglich eine vollständige Neuausrichtung des gesamten Geschäftskonzepts (einschließlich des Risikomanagements) der Lieferanten voraussetzen würde.

Was die mengenmäßigen Unterschiede angeht, ist anzumerken, dass der Verbrauch von GuD-Anlagen den Verbrauch der lokalen Verteilerunternehmen und selbst der größten industriellen Abnehmer bei weitem übersteigt. Der Verbrauch lokaler Verteilerunternehmen wiederum

197Antwort von ENI auf Frage 11 des Fragebogens der Kommission vom 26. Juli 2004. (Für den Zeitraum 2008-2012:) [...]

61

übersteigt den Verbrauch aller industriellen Großabnehmer, mit Ausnahme der größten industriellen Abnehmer. Ungeachtet weiterer Unterschiede in den Lieferbedingungen hätten die Lieferanten industrieller Großabnehmer daher Probleme, ihr Angebot zeitnah auf die beiden anderen Großkundengruppen umzustellen. Dasselbe gilt umgekehrt für die Umstellung der Erdgaslieferungen von lokalen Verteilerunternehmen auf industrielle Großabnehmer.

• Der Durchschnittsverbrauch von Turbogás in den Jahren 1999-2003 betrug [Ö] *Mio. m³/Jahr. Die Jahresvertragsmenge der beiden in Betrieb befindlichen TER-Blöcke betrug Ende 2004 [Ö]* Mio. m³.

• Der gesamte Verbrauch der lokalen Verteilerunternehmen belief sich im Jahr 2003 auf [Ö]* Mio. m³, was deutlich unter dem Bedarf einer einzigen GuD-Anlage mit zwei Blöcken liegt. Der Verbrauch von Portgás betrug 2003 [Ö]* Mio. m³, und der Durchschnittsverbrauch lokaler Verteilerunternehmen lag 2003 bei [Ö]* Mio. m³.

• Demgegenüber belief sich der Durchschnittsverbrauch industrieller Großabnehmer gerade einmal auf [...]* Mio. m³. Im Jahr 2003 gab es in Portugal lediglich zwei industrielle Großabnehmer (beide unter der Kontrolle von EDP), deren Jahresverbrauch über [Ö]* Mio. m³ lag. Man müsste den Bedarf von wenigstens [Ö]* anderen Industriekunden hinzuaddieren, um gerade einmal den jährlichen Durchschnittsverbrauch lokaler Verteilerunternehmen abzudecken. Um den Jahresbedarf von Portgás zu decken, müsste der Bedarf der [Ö]* größten anderen Kunden (die nicht von EDP kontrolliert werden) addiert werden. Um wenigstens den kurzfristigen Bedarf (zusätzliche Mengen) von Turbogás im Jahr 2003 ([...]* Mio. m³, wobei dieser Wert am unteren Ende des jährlichen kurzfristigen Bedarfs anzusiedeln ist) zu decken, wäre der 2003 verzeichnete Bedarf der [Ö]* größten, nicht von EDP kontrollierten lokalen Verteilerunternehmen erforderlich.

Im Hinblick auf die unterschiedlichen Liefermengen bringen die Parteien in ihrer Antwort vor, dass sich nach der Öffnung der Erdgasmärkte "Einkaufsgruppen/Konsortien/Unternehmen in der Industrie" bilden und damit die Einkaufsmengen der einzelnen industriellen Großabnehmer steigen würden. Die Kommission stellt fest, dass ENI diese Behauptung durch keinerlei Belege erhärtet, sondern lediglich auf vage "ausländische Erfahrungen" verweist. Diese Unterlassung ist insofern von Bedeutung, als ENI über Erfahrungen aus erster Hand und über den Zugang zu Informationen in Bezug auf mindestens drei weitere EU-Erdgasmärkte verfügt, auf denen der Markt für industrielle Großabnehmer bereits liberalisiert ist, namentlich Italien, Spanien und Deutschland. Es steht also bei weitem nicht fest und ist tatsächlich stark zu bezweifeln, dass die Nachfrage von Einkaufsgruppen/Konsortien in der Industrie die extremen mengenmäßigen Unterschiede in der Nachfrage von industriellen Großabnehmern, lokalen Verteilerunternehmen und GuD-Anlagen nivellieren wird.

Die Probleme hinsichtlich der Mengen- und Flexibilitätsplanung sind nicht die einzigen Hindernisse für eine Umstellung des Angebots. Eine solche Umstellung bedingt auch Änderungen in den Bereichen Marketingstrategie, Personalpolitik (Qualifizierung, Aus- und Weiterbildung), Risikomanagement, Flexibilitätsmanagement, Vertragsabwicklung sowie Preis- und Margenkalkulation. Ferner ist unter Umständen ein anderes Portfolio zusätzlicher Dienstleistungen erforderlich, die den Kunden angeboten werden müssen. Beispielsweise könnten Großhandelskunden aus der zweiten Reihe spezifische logistische oder wirtschaftliche Unterstützung benötigen (wie z. B. Multi-Customer-Verbrauchsmessungs- und Fakturierungsdienste sowie Multi-Customer-Marketingunterstützung). Nicht alle Lieferanten von Einzelhandelskunden wären bereit oder in der Lage, diese Dienste bereitzustellen. Dagegen werden industrielle Großabnehmer großes Interesse an technischer Unterstützung zur Optimierung ihres Energieverbrauchs haben.

Die Angaben, für die die entsprechende Quelle nicht bereits oben zitiert wurde, stammen aus: Anhang zur Antwort von ENI auf den Fragebogen der Kommission vom 19. August 2004; Anhang zu Frage 3 in der Antwort von ENI auf den Fragebogen der Kommission vom 27. September 2004.

62

In ihrer Antwort behaupten die Parteien, die Kommission lasse den Umstand außer Acht, dass der Erdgasmarkt für GuD-Anlagen vor der Öffnung der Märkte für lokale Verteilerunternehmen und industrielle Großabnehmer liberalisiert werde. Nach Auffassung von ENI sollte daher zunächst die Versorgung von GuD-Anlagen analysiert und anschließend unabhängig davon die mögliche Umstellung des Angebots von der Belieferung von GuD-Anlagen auf die Versorgung lokaler Verteilerunternehmen und industrieller Großabnehmer und umgekehrt geprüft werden.

Die Kommission stellt zunächst fest, dass die ursprünglich für 2004 vorgesehene Öffnung des Angebotsmarktes für GuD-Anlagen für den Wettbewerb auf 2005 verschoben wurde, während die Öffnung des Angebotsmarktes für industrielle Großabnehmer auf das Jahr 2006 vorgezogen werden soll. Damit ist die zeitliche Lücke zwischen der Versorgung von industriellen Großabnehmern einerseits und GuD-Anlagen andererseits erheblich kleiner und folglich für den Wettbewerb weniger relevant. Dies trifft umso mehr zu, als mit Ausnahme des dritten Blocks des TER-Kraftwerks von EDP, für den bereits ein Erdgasliefervertrag mit GDP abgeschlossen wurde, in den Jahren 2005 und 2006 keine neue GuD-Anlage in Betrieb genommen wird. Folglich entsteht durch die Öffnung der Gasversorgung von GuD-Anlagen neue Nachfrage ausschließlich durch den kurzfristigen Bedarf von Turbogás und der gasbefeuerten Kraftwerke von EDP. Darüber hinaus liegt es in der Natur dieses kurzfristigen Bedarfs, dass seine genaue Größe nicht vorhergesehen werden kann, da sie in starkem Maße von der außerordentlichen Schwankungen unterworfenen Auslastung der GuD-Anlage abhängt.

Zweitens werden entgegen der Behauptung der Parteien die potenziellen Folgen der zeitlichen Aufeinanderfolge der Marktöffnung für den Wettbewerb von der Kommission sehr wohl berücksichtigt, da sie die potenzielle Umstellung des Angebots von der Belieferung von GuD-Anlagen auf die Versorgung industrieller Großabnehmer und lokaler Verteilerunternehmen analysiert hat.

Als Nächstes behaupten die Parteien ferner, dass ausreichend freie Erdgasmengen verfügbar seien. Sie verweisen auf große Unternehmen, die "jenseits der spanischen Grenze [Ö]* in einem von Überkapazitäten bestimmten Markt" lauern. Zu diesem Punkt stellt die Kommission erstens fest, dass die Frage, ob die spanischen Erdgasmärkte zum Zeitpunkt der effektiven Öffnung der portugiesischen Erdgasmärkte durch Überkapazitäten gekennzeichnet sein werden, nicht geklärt ist. In jedem Fall haben die Parteien in ihrer Antwort nicht nachgewiesen, dass zum fraglichen Zeitpunkt in den spanischen Märkten Überkapazitäten vorhanden sein werden. Zweitens kann dem Bestehen solcher Überkapazitäten in Spanien nur geringe Bedeutung beigemessen werden, solange nicht die Möglichkeit besteht, das Angebot nach Portugal hin zu verlagern, was wiederum unter anderem von verfügbaren Einfuhrkapazitäten abhängt. Angesichts der fehlenden effektiven Öffnung der Einspeisepunkte hat diese Frage rein hypothetischen Charakter.Drittens stellt eine Verlagerung des Angebots von Spanien nach Portugal eher auf die geografische Dimension als auf die Ausdehnung der Produktmärkte ab. In dieser Hinsicht haben die Parteien nie behauptet, dass ein paniberischer Erdgasmarkt bestehe oder rechtzeitig entstehen würde.

200Es gibt Anhaltspunkte dafür, dass a) die festgestellten Überkapazitäten vorübergehender Natur sind und sich in wenigen Jahren eingependelt haben dürften und b) die spanischen Marktteilnehmer wie z. B. Gas Natural gemäß ihren Lieferverträgen über eine beträchtliche Flexibilität im Hinblick auf den Verkauf von Erdgas in Spanien oder in die USA verfügen, womit diese festgestellte "Überkapazität" rein virtueller Natur wäre. Es sei angemerkt, dass sich diese Wahrnehmung auf die Anreize für den Marktzutritt auswirkt.

201Es liegt auf der Hand, dass in diesem Zusammenhang der effektiven Öffnung ausreichender Verbindungskapazitäten zwischen Spanien und Portugal größere Bedeutung zukommt, da die Umleitung von LNG-Tankern weniger flexibel ist und größere Mengen voraussetzt.

In ihrer Antwort machen die Parteien außerdem geltend, die Kommission weise nicht nach, dass die Umstellung des Angebots von einer Kundengruppe auf eine andere zu erheblichen Zusatzkosten führe.

Die Kommission ist der Auffassung, dass dieses Argument einer genaueren Prüfung nicht standhält. Wie die Parteien selbst wiederholt vorgebracht haben, hat die Bereitstellung der Flexibilität in der Erdgasversorgung einen Preis und stellt einen bestimmten Wert dar, der die zugrunde liegenden Kosten widerspiegelt. In Bezug auf die Flexibilität hat ENI diesen Standpunkt insbesondere im Zusammenhang mit dem Vertrag zwischen GDP und Sonatrach betreffend die spanisch-portugiesische Pipeline, die bei Campo Maior in das portugiesische Staatsgebiet geleitet wird, vertreten. Daher ist die flexible Versorgung von GuD-Anlagen in Portugal offensichtlich mit bestimmten Zusatzkosten verbunden, die von den Marktteilnehmern, die GuD-Anlagen in Portugal zu beliefern beabsichtigen, zu tragen sind, selbst wenn sie in Spanien niedergelassen sind (und selbst wenn angenommen wird, dass es ausreichende Verbindungskapazitäten gäbe). In geringerem Maße gilt dies auch für die Versorgung lokaler Verteilerunternehmen, deren Nachfrage wie oben aufgezeigt erheblichen saisonalen Schwankungen unterliegt. Daher geht jede Verlagerung der Belieferung von industriellen Großabnehmern zu lokalen Verteilerunternehmen oder von industriellen Großabnehmern bzw. lokalen Verteilerunternehmen zu GuD-Anlagen mit substanziellen Zusatzkosten einher. Was die Umstellung des Angebots in umgekehrter Weise betrifft, was eine geringere Flexibilität erfordert, so würde diese das Wettbewerbsgebaren der Lieferanten von GuD-Anlagen und lokalen Verteilerunternehmen nicht behindern, da diese Kundengruppen die größte Flexibilität benötigen. Darüber hinaus unterscheiden sich die für GuD-Anlagen und lokale Verteilerunternehmen erforderlichen Flexibilitätsmerkmale wesentlich, so dass selbst eine zeitnahe Angebotsumstellung von GuD-Anlagen mit ihrem hohen Flexibilitätsbedarf auf lokale Verteilerunternehmen mit ihren mittleren Flexibilitätsanforderungen nicht einfach zu bewerkstelligen ist.

Auch sind diese Flexibilitätskosten nicht die einzigen Aufwendungen, die für Unternehmen anfallen, die ihr Angebot von einer Kundengruppe auf eine andere umstellen. Wie bereits dargestellt müssen Unternehmen spezielles Vertriebspersonal für jede Kundengruppe bereitstellen, was insbesondere bei industriellen Großabnehmern eine kritische Masse an Kunden und bei allen Kundengruppen eine bestimmte kritische Masse an Umsatzerlösen pro Gruppe voraussetzt, um einen kosteneffizienten Betrieb zu ermöglichen. In ihrer Antwort merken die Parteien an, dass "die potenziellen Neuanbieter selbst feststellen, dass dies [d. h. die Aufbietung von speziellem Vertriebspersonal; Fähigkeiten des Personals/Marketingstrukturen] kein Problem darstellt". Als Beleg führt ENI jedoch lediglich den Standpunkt eines einzigen Marktteilnehmers an, was nach Auffassung der Kommission nicht den Schluss zulässt, dass diese Kosten in Verbindung mit dem wirtschaftlichen Risiko unbedeutend sind. Bei der Erörterung des Standpunktes dieses Marktteilnehmers lässt ENI zudem den Aspekt außer Acht, dass sich die für den Erdgasbereich zuständigen spanischen Key Account Manager dieses Unternehmens bei den portugiesischen Kunden nicht unerheblichen Sprachbarrieren und weiteren Akzeptanzproblemen gegenübersehen werden, so dass es recht wahrscheinlich ist, dass dieser Marktteilnehmer ebenso wie alle anderen potenziellen Neuanbieter entweder selbst portugiesisches Fachpersonal ausbilden oder Personal vom Marktführer abwerben muss. Darüber hinaus können selbst in letzterem Fall Key Account Manager bei Ausscheiden aus einem Unternehmen nicht einfach Kunden mitnehmen und diese Kundenkontakte verwerten, so dass Neueinsteiger auf diesen Märkten über einen längeren Zeitraum Investitionen im Marketingbereich tätigen müssen, bevor sie in der Lage sind – sofern die Kundenakquisition Erfolg hat und die Margen ihrer Verträge positiv ausfallen (was nicht garantiert werden kann) – diese Kosten über die Einnahmen wieder hereinzuholen. Zusammenfassend ist festzustellen, dass dieses Vorhaben umfangreiche Investitionen erfordert und eine zeitnahe Umstellung des Angebots von der Versorgung einer Kundengruppe auf eine andere verhindert.

Diese Zusatzkosten werden nicht in hinreichender Weise durch die zusätzlichen Kostensynergien ausgeglichen, die sich den Angaben der Parteien zufolge aus der gemeinsamen Bedienung der verwandten Erdgasliefermärkte für GuD-Anlagen, lokale Verteilerunternehmen und industrielle Großabnehmer in Portugal vor allem dadurch ergeben, dass die für die Aushandlung eines Erdgasliefervertrags über ein vorgelagertes Rohrleitungsnetz erforderliche kritische Größe leichter erreicht wird und die Kostensynergien in der Lieferkette gehoben werden können. Deswegen ist es wichtig, der Tatsache Rechnung zu tragen, dass der Einstieg in jeden einzelnen Markt spezielle wirtschaftliche Risiken mit sich bringt. Kostensynergien können folglich leichter von Unternehmen gehoben werden, die bereits in einem oder zwei dieser Produktmärkte fest etabliert sind und lediglich das wirtschaftliche Zusatzrisiko des Neueinstiegs in einen weiteren Markt tragen müssen. In Portugal trifft dies auf kein Unternehmen zu. Diese Kosteneinsparungen wirken sich daher stärker auf die Wettbewerbsposition von GDP gegenüber Neuanbietern als auf die Frage der Definition des Produktmarktes aus.

Es ist daran zu erinnern, dass in der Bekanntmachung der Kommission über die Definition des relevanten Marktes für die Feststellung einer ausreichenden Angebotssubstituierbarkeit das Kriterium "kurzfristig" (definiert als ein Zeitraum, der keine erheblichen Anpassungen bei den vorhandenen Sachanlagen und immateriellen Aktiva mit sich bringt) (Bekanntmachung, Rdnr. 20) oder "unverzüglich" (Bekanntmachung, Rdnr. 21) herangezogen wird. Neben den genannten erheblichen Anpassungen bei den vorhandenen Sachanlagen und immateriellen Aktiva wird in der Bekanntmachung ferner auf "zusätzliche Investitionen, strategische Entscheidungen oder zeitliche Verzögerungen" abgestellt, die eine Berücksichtigung der Angebotssubstituierbarkeit bei der Marktdefinition verbieten.

In Anbetracht der vorbezeichneten Tatsachen und unter Berücksichtigung der Argumente von ENI hält die Kommission an ihrer Auffassung fest, dass die Angebotssubstituierbarkeit und die Arbitrage-Möglichkeiten nicht ausreichen, um in diesem Fall eine Erweiterung des relevanten Produktmarktes zu rechtfertigen.

Allgemeine Anmerkungen von ENI zur Marktdefinition

ENI bringt vor, dass die Definition des relevanten Marktes anhand von Kriterien wie Standpunkte der Parteien oder Wettbewerber, unterschiedliche Margen oder Wachstumsraten nicht den bewährten Verfahren und Grundsätzen nach Maßgabe der Bekanntmachung über die Definition des relevanten Marktes entspreche.

Die Kommission teilt diese Ansicht nicht. Sie behauptet weder jetzt noch in der Mitteilung der Beschwerdepunkte, dass einer dieser Faktoren für sich genommen ausreiche, um einen eigenständigen Markt festzustellen. Diese Kriterien sind jedoch alle relevant und müssen für die Zwecke der Marktdefinition in Betracht gezogen werden. Die Kommission erinnert daran, dass die Bekanntmachung über die Definition des relevanten Marktes kein in sich geschlossenes Beweissystem darstellt, das für die Definition relevanter Märkte in Einzelfällen herangezogen werden könne.

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herangezogen werden könne. Sie ist ferner der Auffassung, dass die Standpunkte der Parteien und Wettbewerber zu der Aufteilung des Marktes in wirtschaftlicher Hinsicht sehr wohl den Wettbewerb zwischen den Unternehmen in diesen Märkten oder Marktsegmenten beeinflussen, zumal wenn die Standpunkte der Parteien und Wettbewerber in erheblichem Maße übereinstimmen. Voraussichtliche Wachstumsraten und mögliche/erzielte Margen spielen bei der wirtschaftlichen Entscheidung über die Erschließung eines spezifischen Marktes eine wichtige Rolle. Was den letzten Punkt angeht, kann die Kommission in einem Monopolsystem nicht über mehr Informationen verfügen als der Monopolist. Unterschiedliche Margen können vor diesem Hintergrund durchaus auf unterschiedliche Kreuzpreiselastizitäten hindeuten.

Die Parteien zitieren darüber hinaus die in der Bekanntmachung getroffene Feststellung, dass "der sachlich relevante Produktmarkt sämtliche Erzeugnisse und/oder Dienstleistungen [umfasst], die von den Verbrauchern hinsichtlich ihrer Eigenschaften, Preise und ihres vorgesehenen Verwendungszwecks als austauschbar oder substituierbar angesehen werden", und bringen vor, dass in der Mitteilung der Beschwerdepunkte diese in der einschlägigen Bekanntmachung genannten Punkte nicht geprüft worden seien.

Die Kommission teilt die Auffassung von ENI nicht: In der Mitteilung der Beschwerdepunkte hat die Kommission die unterschiedlichen Produktmerkmale der Produkt-/Dienstleistungspakete "Lieferung von Erdgas an GuD-Anlagen, lokale Verteilerunternehmen bzw. industrielle Großabnehmer" hervorgehoben. Die Kommission hat aufgezeigt, dass man in all diesen Fällen nicht vom einfachen Verkauf eines Rohstoffes "X m³ Erdgas" ausgehen kann, sondern dass vielmehr die vom Anbieter bereitgestellte Flexibilität sowie die technische Unterstützung und Kundenbetreuung wesentliche Merkmale dieses Produkt-/Dienstleistungspakets sind, durch die für alle drei Kundengruppen unterschiedliche Pakete angeboten werden. Die Kommission hat es vorgezogen, näher auf die Margen als auf andere Preisunterschiede einzugehen, da Margen in einem Monopolmarkt, je mehr sie auseinanderklaffen, in Bezug auf den Grad der Marktmacht des beherrschenden Unternehmens gegenüber den verschiedenen Kundengruppen und somit in Bezug auf die voraussichtliche Preisspanne nach der Marktöffnung aussagekräftiger sind. Die Kommission wiederholt schließlich, dass wie bereits in der Mitteilung der Beschwerdepunkte vorgebracht die Nutzung von Erdgas für GuD-Anlagen (Verbrennung von Erdgas zur Stromerzeugung), lokale Verteilerunternehmen (Erdgasverkauf an Kleinkunden) und industrielle Großabnehmer (Nutzung von Erdgas als Energiequelle für industrielle Zwecke) offensichtlich unterschiedlicher Natur ist.

Schlussfolgerungen

Aus den vorgenannten Gründen werden in dieser Entscheidung die folgenden Erdgasproduktmärkte berücksichtigt:

-- Erdgasversorgung von GuD-Anlagen,

-- Erdgasversorgung von lokalen Verteilerunternehmen,

-- Erdgasversorgung von industriellen Großabnehmern,

-- Erdgasversorgung von Kleinkunden (namentlich kleinere Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte).

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Räumliche Märkte im Erdgasbereich

Die Parteien sind der Auffassung, dass die Erdgasversorgung in Portugal ein national begrenzter Markt sei, wobei sie die Versorgung der Kunden lokaler Verteilerunternehmen tendenziell als lokalen Markt einstufen.

Die Kommission stimmt der Auffassung zu, dass die von dieser Transaktion betroffenen Märkte nicht über die nationalen Grenzen hinausreichen.

Die technischen und ordnungspolitischen Rahmenbedingungen für einen erweiterten Markt wurden bisher nicht geschaffen. Es ist ferner anzumerken, dass gegenwärtig kein Wettbewerber in der Lage ist, Zugang zu den Fernleitungskapazitäten der Verbindungsleitungen zwischen Spanien und Portugal zu erhalten. Selbst wenn der Zugang Dritter zu dieser Pipeline im Wege von Rechtsvorschriften verfügen würde, legen Unterlagen der Parteien den Schluss nahe, dass so gut wie keine verfügbaren Kapazitäten vorhanden sind, die von den Wettbewerbern für die dauerhafte Erdgaseinfuhr von Spanien nach Portugal gebucht werden könnten. Die Kommission vertritt daher die Ansicht, dass in absehbarer Zukunft alle in dieser Entscheidung definierten Märkte ihrer Ausdehnung nach national begrenzt bleiben werden.

Was die Versorgung von Kleinkunden angeht (namentlich Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte), stellt sich die Frage, ob dieser Markt enger gefasst ist als der nationale Markt. In der Tat haben gegenwärtig lokale Verteilerunternehmen lokale Monopole in dem von der entsprechenden Konzession abgegrenzten Gebiet inne.

Nach der Öffnung der Erdgasversorgung von Kleinkunden für den Wettbewerb kann jedoch davon ausgegangen werden, dass sich dieser Bereich binnen kurzer Frist zu einem nationalen Markt ausdehnt. Hierfür gibt es einige Gründe: Zunächst wird der ordnungspolitische Rahmen in ganz Portugal vereinheitlicht. Zweitens werden durch die Gründung entflochtener, nichtregulierter Lieferanten Anreize für den Wettbewerb auf nationaler Ebene geschaffen, da diese Unternehmen zum einen in nationalem Maßstab in ihre Marke investieren müssen und zum anderen den landesweiten Wettbewerb suchen werden, um die kritische Masse rascher zu erreichen und sich einen Anteil derjenigen Kunden zu sichern, die vom regulierten Lieferanten ihres Wettbewerbers in den freien Markt wechseln. Drittens werden potenzielle Neuanbieter notwendigerweise auf nationaler Ebene konkurrieren müssen, um die kritische Masse zu erreichen. Viertens wird auch GDP ein Anreiz geboten, sein Beteiligungsportfolio zu bereinigen, sobald es seine Mehrheitsbeteiligungen konsolidiert hat. Diese Bereinigung wird für die neuen, nichtregulierten Anbieter, für die eine landesweite Organisation aus denselben Gründen wie für die anderen nichtregulierten Lieferanten und Neueinsteiger erheblich effizienter wäre, sogar wesentlich zügiger vollzogen werden. Fünftens ist zu erwähnen, dass analog zum Erdgasmarkt für die Versorgung von Kleinkunden die Stromversorgung vor der Öffnung der Märkte ebenfalls im Rahmen verschiedener Vertriebszonen organisiert wurde. Nach der Öffnung des Marktes (und somit der nationalen Dimension) hat EDP angesichts der nationalen Ausdehnung des Marktes seine lokalen Unternehmen in einem landesweiten Unternehmen zusammengeführt.

206 Vgl. auch Entscheidung der Kommission 2004/271/EG vom 11. Juni 2003 in der Sache COMP/M. 2947 – Verbund/Energie Allianz, in der die Kommission im Bereich des Stromeinzelhandels für Kleinkunden festgestellt hat, dass die ursprünglich lokalen Märkte durch die Aktivitäten neuer Anbieter in nationale Märkte verwandelt werden (Rdnrn. 96 und 126).

207 Vgl. im Strombereich das Beispiel EDP Distribuição.

208 Vgl. das Beispiel Österreich, wo sechs lokale Gas- und Stromversorger ihre Aktivitäten in der "Energie Allianz" zusammengeführt haben.

69

Schließlich scheinen die Erfahrungen in Spanien den Schluss nahe zu legen, dass dieser Umbau in sehr kurzer Zeit vollzogen werden kann. Die Marktuntersuchung der Kommission in Spanien hat gewichtige Anhaltspunkte dafür geliefert, dass sich die spanischen Märkte nach der Öffnung dieser Kundengruppen für den Wettbewerb innerhalb kürzester Zeit zu nationalen Märkten entwickelt haben. Die Marktteilnehmer haben eindeutig angegeben, dass sie über ihre Vertriebsunternehmen ("comercializadoras") außerhalb ihrer angestammten Gebiete aktiv geworden seien und grundsätzlich versuchten, ungeachtet bestimmter Marketingprioritäten den gesamten spanischen Markt zu bedienen.

Angesichts der vorbezeichneten Umstände ist diese Entwicklung erst recht in Portugal zu erwarten, dessen das Staatsgebiet wesentlich kleiner ist.

In jedem Fall würden, selbst wenn der Markt für die Erdgasversorgung von Kleinkunden für längere Zeit regional begrenzt bleiben sollte, die für Kleinkunden benannten Wettbewerbsprobleme in Bezug auf die Ausschaltung potenzieller Wettbewerber (und die damit einhergehende Stärkung der marktbeherrschenden Stellung) aus den nachfolgend erläuterten Gründen bestehen bleiben. Daher kann die Definition des räumlichen Marktes im Hinblick auf die Versorgung von Kleinkunden in dieser Entscheidung offen gelassen werden.

In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte haben die Parteien die vorbezeichnete(n) räumliche(n) Marktdefinition(en) nicht angefochten.

209 Auch das Fehlen eines bundesstaatlichen Aufbaus in Portugal sollte nicht unerwähnt bleiben.

WETTBEWERBSRECHTLICHE WÜRDIGUNG

A. Strommärkte

1. Stromgroßhandel

Die Kommission vertritt die Ansicht, dass durch das Vorhaben aus den nachfolgend geschilderten Gründen die beherrschende Stellung von EDP im Stromgroßhandelsmarkt in Portugal weiter ausgebaut werden würde. Infolgedessen würde der wirksame Wettbewerb in diesem Markt erheblich behindert.

(a) EDP nimmt auf dem Stromgroßhandelsmarkt in Portugal eine beherrschende Stellung ein

Ungeachtet dessen, ob die geltende Marktstruktur oder die nach Beendigung der Stromabnahmeverträge (PPA) entstehende Situation zugrunde gelegt wird, nimmt EDP der eingehenden Untersuchung der Kommission zufolge auf dem Großhandelsmarkt in Portugal offensichtlich eine beherrschende Stellung ein.

Die umfassende Marktmacht von EDP wird durch verschiedene Faktoren belegt.

EDP verfügt über [70-80]* % der Erzeugungskapazität, bestreitet [70-80]* % der Stromerzeugung und ist der größte Stromimporteur

Im Rahmen der geltenden Marktstruktur, in der die im Großhandel gehandelte Energie im freien Marktsegment (SENV) knapp 15 % des gesamten Stromverbrauchs ausmacht, entfallen auf EDP [70-80]* % der im liberalisierten Großhandelsmarkt verkauften Energie, wobei dieser Strom von EDP innerhalb des SENV erzeugt oder aus Spanien importiert wird.

EDP bestreitet gegenwärtig 100 % der Erzeugung im SENV, und die Importfernleitungen aus Spanien sind oftmals überlastet. Im Jahr 2004 wurden die Kapazitäten umfassend ausgebaut, was zu einer weiteren Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP führen wird. Die neuen Kapazitäten wurden durch die ersten beiden Blöcke der GuD-Anlage von EDP in Ribatejo ("TER") geschaffen, wo ein 400-MW-Block bereits in Betrieb genommen wurde und ein [Ö]* Block [Ö]*

Obgleich die Einfuhren aus Spanien einen beträchtlichen Anteil der im SENV gehandelten Gesamtenergie darstellen, entfallen auf EDP oder seine Tochtergesellschaften [50-60]* % der Gesamteinfuhren, während die Einfuhren der Wettbewerber lediglich [30-40]* % und die von REN [20-30]* % ausmachen. Im Einklang mit der Strategie von EDP kann der Anteil des Unternehmens an den Einfuhren in Zukunft schwanken. Insbesondere könnte EDP trotz des Ausbaus seiner Erzeugungskapazitäten in Portugal einen kleineren Teil seines Bedarfs weiterhin aus Spanien einführen (z. B. von Hidrocantábrico) und damit die seinen Wettbewerbern zur Verfügung stehenden Verbundkapazitäten erheblich verringern.

210 Formblatt CO, Anhang 10, Seite 24.

Schließlich sollte nicht außer Acht gelassen werden, dass der von den Wettbewerbern eingeführte Strom lediglich 2 % bis 3 % des Gesamtenergieverbrauchs in Portugal ausmacht.

Was den EDP-Anteil am gesamten Kraftwerkspark im Stromsektor und der Nettostromerzeugung in Portugal angeht, stellte sich die Situation 2003 wie folgt dar:

2003

Kapazität

Nettoerzeugung

SEP

8 625 MW

36 152 GWh

7 051 MW

81,7 %

26 582 GWh

73,5 %

Turbogás

990 MW

11,5 %

5 403 GWh

15 %

Tejo Energia

584 MW

6,8 %

4 167 GWh

11,5 %

SENV

647 MW

908 GWh

647 MW

100 %

908 GWh

100 %

PRE

2 129 MW

3 697 GWh

241 MW

11,5 %

1 041 GWh

28 %

Sonstige

1 888 MW

88,5 %

2 656 GWh

71 %

Gesamt

11 401 MW

40 757 GWh

7 939 MW

69,6 %

28 531 GWh

70 %

Quelle: Parteien (Formblatt CO, Anhang 11)

Wie aus vorstehender Tabelle hervorgeht, kontrolliert EDP 70 % der gesamten installierten Erzeugungskapazität und 70 % der Nettoerzeugung in Portugal; die übrigen Marktteilnehmer folgen weit abgeschlagen. Auf Turbogás, ein vom deutschen Versorger RWE kontrolliertes Unternehmen, an dem EDP einen Anteil von 20 % hält, entfallen über seine GuD-Anlage 8,6 % der gesamten installierten Kapazität und 13 % der Nettoerzeugung. Tejo Energia, ein Jointventure zwischen dem britischen Unternehmen International Power und der spanischen Gruppe Endesa (an der EDP mit 10 % beteiligt ist), verfügt über 5 % der installierten Kapazität und bestreitet 10 % der portugiesischen Erzeugung (Kohlekraftwerk). Auf die anderen Erzeuger im Rahmen der Sonderregelungen (PRE) entfallen 16 % des Kraftwerksparks und 6 % der Stromerzeugung.

[...]

Es ist daher offenkundig, dass EDP dank seiner Erzeugungskapazität auf dem portugiesischen Großhandelsmarkt eine beherrschende Stellung einnimmt, und zwar ungeachtet dessen, ob dieser Großhandelsmarkt zurzeit das SEP und das SENV umfasst oder das SENV und das SEP – sofern dieses als Markt eingestuft wird – getrennt betrachtet werden.

EDP wird seine beherrschende Stellung nach der Aufhebung der PPA beibehalten

Betrachtet man den Großhandelsmarkt nach der vorzeitigen Beendigung der PPA, mit der in Kürze gerechnet wird, so bleibt die beherrschende Stellung von EDP auf Grund der nachfolgend dargelegten Faktoren auf Dauer unangetastet.

Der Anteil von RWE wurde vor kurzem von International Power übernommen. Diese Transaktion wurde von der portugiesischen Wettbewerbsbehörde genehmigt. EDP hat der Kommission am 26.10.2004 mitgeteilt, dass es mit International Power im Gegenzug für den Verzicht auf dieses Vorkaufsrecht einen Vertrag geschlossen hat, gemäß dem EDP bestimmte Zusatzoptionen eingeräumt werden, deren Ausübung der Genehmigung der zuständigen Wettbewerbsbehörden unterliegt.

215 [...]

Auf der Angebotsseite wird dann die gesamte zuvor gebundene Erzeugungskapazität auf dem liberalisierten Großhandelsmarkt verfügbar sein, der die gesamte portugiesische Stromerzeugung sowie die Einfuhren aus Spanien umfassen wird.

EDP wird in Portugal weiterhin über ein einzigartiges Erzeugungsportfolio verfügen

Die zentrale Marktrolle von EDP bleibt nicht nur infolge des Umfangs seiner Erzeugungskapazität unangetastet, sondern auch auf Grund des diversifizierten Stromerzeugungsportfolios, das Öl, Kohle, Erdgas und Wasserkraft sowie weitere erneuerbare Energieträger umfasst. Dieser "Erzeugungsmix" verschafft EDP die Möglichkeit, die Grenzpreise weitgehend vorzugeben. Auf Grund der unterschiedlichen Opportunitätskosten und Grenzkosten der einzelnen Produktionstechnologien stellen Kohlekraftwerke tendenziell bei der Festlegung der Preise vornehmlich auf die Bedienung der Grundlastnachfrage ab, während Wasser-, Gas- und mitunter Ölkraftwerke zu Spitzenlastzeiten dominieren. In diesem Zusammenhang geht aus der Untersuchung der Kommission hervor, dass zwischen 2001 und 2003 während [60-80]* % der fraglichen Zeitein von EDP betriebenes Kraftwerk den Grenzpreis für den an REN gelieferten Strom festsetzte (also das zur Bedienung der Nachfrage eingesetzte Kraftwerk mit den höchsten variablen Kosten).

In Anbetracht des gewaltigen diversifizierten Erzeugungsportfolios von EDP wird sich diese Lage weder nach der Beendigung der PPA noch infolge von Einfuhren noch auf Grund möglicher Kapazitätserweiterungen der Wettbewerber spürbar ändern.

Durch die Ausgleichsregelung CMEC werden die führenden Unternehmen begünstigt

Vor diesem Hintergrund ist ferner zu berücksichtigen, dass in Kürze von der portugiesischen Regierung eine Ausgleichsregelung eingeführt wird, um die Stromerzeuger, die zuvor in den Geltungsbereich der PPA fielen, für mögliche Verluste nach der Aufhebung dieser Verträge zu entschädigen. Abgesehen von dem 2004 in Betrieb genommenen TER-Kraftwerk fällt die große Mehrheit der Erzeugungskapazität von EDP unter die Regelung über verlorene Kosten.

Wie von der Kommission in ihrer Entscheidung vom 22. September 2004 (Staatliche Beihilfe N 161/04 – Portugal – Gestrandete Kosten in Portugal) erläutert: "Nach der Beendigung der PPA erhalten die Erzeuger Ausgleichszahlungen, die es ihnen trotz der Öffnung des Marktes ermöglichen werden, ihr Umsatzvolumen zu halten (und damit das Risiko begrenzen, dem sie andernfalls ausgesetzt wären), selbst wenn die betreffenden Kraftwerke für sich genommen ineffizienter sind als die Anlagen, die potenzielle Neuanbieter in der Zukunft zu bauen bereit wären." Infolgedessen wird EDP in der Lage sein, seinen gesamten Kraftwerkspark einschließlich der Anlagen weiter zu betreiben, die ohne eine solche Regelung in Punkto Wettbewerbsfähigkeit den neuen gasbefeuerten Kraftwerken unterlegen wären.

Aus den bereits oben im Zusammenhang mit der Definition des räumlichen Marktes genannten Gründen kann die Einführung dieser Ausgleichsregelung die Preisbildung auf dem Markt und die für die Marktteilnehmer bestehenden Anreize in beträchtlichem Maße beeinflussen. Insbesondere wurde in der Marktuntersuchung der Kommission aufgezeigt, dass solch eine Regelung dem Marktführer als Schutz vor potenziellen Neuanbietern dient, da dieser mit Hilfe der Ausgleichszahlungen die Preise (und damit die Umsatzerlöse und Margen des Neuanbieters) senken kann, ohne Verluste befürchten zu müssen. In seinen strategischen Dokumenten unterstreicht EDP selbst die positiven Auswirkungen dieser 10-jährigen Regelung auf den Betrieb seiner Erzeugungskapazitäten. Dank der Einführung dieser Ausgleichsregelung wird die Beendigung der PPA folglich keinerlei negativen Folgen für die beherrschende Stellung von EDP haben.

216 [Ö].

217 [...]

72

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, die Kommission habe wohl, da sie keine Bedenken gegen die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt geäußert habe, eine potenzielle Marktverzerrung durch die Ausgleichsregelung als begrenzt eingestuft; andernfalls hätte sie solch eine Regelung nicht genehmigen können.

Die bloße Tatsache jedoch, dass die Kommission in ihrer Entscheidung vom 22. September 2004 diese staatliche Beihilfe im Lichte der speziellen Zielsetzungen, die in Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c) EG-Vertrag vorgesehen sind, als vereinbar mit dem Gemeinsamen Markt eingestuft hat, hindert sie nicht daran, im Rahmen dieser Entscheidung die Folgen dieser Regelung für die Stellung von EDP zu prüfen. Im Gegenteil folgt aus der Rechtsprechung, dass "die Kommission, wenn sie eine Entscheidung über die Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses zwischen Unternehmen mit dem Gemeinsamen Markt trifft, über die Folgen der Gewährung einer staatlichen Beihilfe für diese Unternehmen für die Aufrechterhaltung eines effektiven Wettbewerbs auf dem betreffenden Markt nicht hinwegsehen darf". Darüber hinaus vertrat die Kommission wie oben festgestellt in ihrer Entscheidung vom 22. September 2004 ausdrücklich die Auffassung, dass die Gewährung von Ausgleichszahlungen für Stromerzeuger auf Grund der Aufhebung der PPA einen Vorteil für die Begünstigten darstellt, von denen EDP der mit Abstand wichtigste ist. Daher widerspricht die Kommission nicht ihrer früheren Einschätzung, wenn sie im Rahmen der vorliegenden Entscheidung die Ansicht vertritt, dass die von der portugiesischen Regierung nach der Aufhebung der PPA gewährten Ausgleichszahlungen die Marktführer begünstigen und letzten Endes die beherrschende Stellung von EDP nicht beeinträchtigen werden.

Die Rolle von EDP Distribuição als regulierter Einzelhändler stärkt EDP

Es ist ferner zu berücksichtigen, dass auf der Nachfrageseite EDP Distribuição (EDPD) als regulierter Einzelhändler die Funktion des Ankaufs von Energie für den regulierten Markt übernehmen wird, der gegenwärtig 90 % des Verbrauchs in Portugal ausmacht. Da es keine speziellen Vorschriften gibt, die das Einkaufsverhalten von EDPD – dem marktbeherrschenden Einzelhändler (vgl. den nachstehenden Abschnitt über den Stromeinzelhandel) – regulieren, wird dieser aller Wahrscheinlichkeit nach den Strom im Rahmen konzerninterner bilateraler Verträge von seinem eigenen Stromerzeuger (EDP) beziehen.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, dass sich die Rechtslage nach Maßgabe des geltenden Rechtsrahmens (Gesetzesdekret 185/2003) wie folgt darstelle: "Artikel 14 Absatz 5 (in Verbindung mit Absatz 1 und 2) verpflichtet den Inhaber der Lizenz im Hoch- und Mittelspannungsbereich (d. h. EDPD), auf dem (zu gründenden) organisierten Großhandelsmarkt eine Energiemenge zu beziehen, die der zuvor durch den Inhaber der Lizenz des nationalen Übertragungsnetzes (d. h. REN) im Rahmen der PPA bezogenen Menge entspricht. Infolgedessen wird EDPD bilaterale Verträge nur für den Teil seines Bedarfs schließen können, den es nicht über den Markt decken kann." Wenn man das Gesetzesdekret aufmerksam liest, wird deutlich, dass die Schlussfolgerung der Parteien dadurch nicht gestützt wird: Artikel 14 des Dekrets trägt die Überschrift "Übergangsbetrieb" und gilt lediglich für den Übergangszeitraum, in dem REN nicht mehr Alleinabnehmer ist, jedoch einige PPA noch nicht ausgelaufen sind. In diesem Fall verpflichtet Artikel 14 Absatz 5 (in Verbindung mit Absatz 1 und 2) EDP lediglich, bis zur Aufhebung der PPA auf dem Großhandelsmarkt eine Energiemenge zu beziehen, die den im Rahmen der genannten, zu diesem Zeitpunkt noch nicht ausgelaufenen PPA gelieferten Volumina entspricht. Diese Einschränkung – die die Parteien als dauerhaft darstellen – hat daher lediglich Übergangscharakter, einen sehr begrenzten Geltungsbereich, und das Eintreten der Bedingungen, die gegeben sein müssen, damit diese Einschränkung greift, ist sehr unwahrscheinlich.

218 Vgl. ferner Mitteilung der Kommission über die Methode für die Analyse staatlicher Beihilfen in Verbindung mit verlorenen Kosten (http://europa.eu.int/comm/competition/state_aid/legislation/stranded_costs/pt.pdf), die den Mitgliedstaaten mit Schreiben Ref. SG(2001) D/290869 vom 06.08.2001 übermittelt wurde.

219 Zur Pflicht, die Folgen staatlicher Beihilfen im Rahmen der Prüfung eines Zusammenschlusses zu berücksichtigen, vgl. EuGeI 31. Januar 2001, RJB Mining plc/Kommission, Rechtssache T-156/98, Slg. 2001, II-337.

220 Antwort von EDP auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte vom 28.10.2004, S. 26.

Auf der Angebotsseite wird dann die gesamte zuvor gebundene Erzeugungskapazität auf dem liberalisierten Großhandelsmarkt verfügbar sein, der die gesamte portugiesische Stromerzeugung sowie die Einfuhren aus Spanien umfassen wird.

EDP wird in Portugal weiterhin über ein einzigartiges Erzeugungsportfolio verfügen

Die zentrale Marktrolle von EDP bleibt nicht nur infolge des Umfangs seiner Erzeugungskapazität unangetastet, sondern auch auf Grund des diversifizierten Stromerzeugungsportfolios, das Öl, Kohle, Erdgas und Wasserkraft sowie weitere erneuerbare Energieträger umfasst. Dieser "Erzeugungsmix" verschafft EDP die Möglichkeit, die Grenzpreise weitgehend vorzugeben. Auf Grund der unterschiedlichen Opportunitätskosten und Grenzkosten der einzelnen Produktionstechnologien stellen Kohlekraftwerke tendenziell bei der Festlegung der Preise vornehmlich auf die Bedienung der Grundlastnachfrage ab, während Wasser-, Gas- und mitunter Ölkraftwerke zu Spitzenlastzeiten dominieren. In diesem Zusammenhang geht aus der Untersuchung der Kommission hervor, dass zwischen 2001 und 2003 während [60-80]* % der fraglichen Zeit von EDP betriebenes Kraftwerk den Grenzpreis für den an REN gelieferten Strom festsetzte (also das zur Bedienung der Nachfrage eingesetzte Kraftwerk mit den höchsten variablen Kosten).

In Anbetracht des gewaltigen diversifizierten Erzeugungsportfolios von EDP wird sich diese Lage weder nach der Beendigung der PPA noch infolge von Einfuhren noch auf Grund möglicher Kapazitätserweiterungen der Wettbewerber spürbar ändern.

Durch die Ausgleichsregelung CMEC werden die führenden Unternehmen begünstigt

Vor diesem Hintergrund ist ferner zu berücksichtigen, dass in Kürze von der portugiesischen Regierung eine Ausgleichsregelung eingeführt wird, um die Stromerzeuger, die zuvor in den Geltungsbereich der PPA fielen, für mögliche Verluste nach der Aufhebung dieser Verträge zu entschädigen. Abgesehen von dem 2004 in Betrieb genommenen TER-Kraftwerk fällt die große Mehrheit der Erzeugungskapazität von EDP unter die Regelung über verlorene Kosten.

Wie von der Kommission in ihrer Entscheidung vom 22. September 2004 (Staatliche Beihilfe N 161/04 – Portugal – Gestrandete Kosten in Portugal) erläutert: "Nach der Beendigung der PPA erhalten die Erzeuger Ausgleichszahlungen, die es ihnen trotz der Öffnung des Marktes ermöglichen werden, ihr Umsatzvolumen zu halten (und damit das Risiko begrenzen, dem sie andernfalls ausgesetzt wären), selbst wenn die betreffenden Kraftwerke für sich genommen ineffizienter sind als die Anlagen, die potenzielle Neuanbieter in der Zukunft zu bauen bereit wären." Infolgedessen wird EDP in der Lage sein, seinen gesamten Kraftwerkspark einschließlich der Anlagen weiter zu betreiben, die ohne eine solche Regelung in Punkto Wettbewerbsfähigkeit den neuen gasbefeuerten Kraftwerken unterlegen wären.

Aus den bereits oben im Zusammenhang mit der Definition des räumlichen Marktes genannten Gründen kann die Einführung dieser Ausgleichsregelung die Preisbildung auf dem Markt und die für die Marktteilnehmer bestehenden Anreize in beträchtlichem Maße beeinflussen. Insbesondere wurde in der Marktuntersuchung der Kommission aufgezeigt, dass solch eine Regelung dem Marktführer als Schutz vor potenziellen Neuanbietern dient, da dieser mit Hilfe der Ausgleichszahlungen die Preise (und damit die Umsatzerlöse und Margen des Neuanbieters) senken kann, ohne Verluste befürchten zu müssen. In seinen strategischen Dokumenten unterstreicht EDP selbst die positiven Auswirkungen dieser 10-jährigen Regelung auf den Betrieb seiner Erzeugungskapazitäten. Dank der Einführung dieser Ausgleichsregelung wird die Beendigung der PPA folglich keinerlei negativen Folgen für die beherrschende Stellung von EDP haben.

216 [Ö].

217 [...]

72

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, die Kommission habe wohl, da sie keine Bedenken gegen die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt geäußert habe, eine potenzielle Marktverzerrung durch die Ausgleichsregelung als begrenzt eingestuft; andernfalls hätte sie solch eine Regelung nicht genehmigen können.

"Was die Bedingungen für die Preissetzung (Mechanismen bezüglich verlorener Kosten) anbelangt, ist Iberdrola der Auffassung, dass die Regelung für die Kosten des Übergangs zum Wettbewerb (CTC) in Spanien drastische Verzerrungen auf dem Strommarkt hervorgerufen hat. [Ö]* Sollte in Portugal ein vergleichbares System zum Einsatz kommen, wäre der MIBEL ein Handelssystem zwischen zwei gestörten Märkten. Die Verzerrung der Preise infolge der CTC hat erhebliche Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen. Sollte sich die portugiesische Ausgleichsregelung an das in Spanien angewendete System anlehnen, kann dies gravierende Folgen für den künftigen Wettbewerb in Portugal haben. In der Tat versetzt solch ein System das führende Unternehmen, also EDP, in die Lage, ohne Verluste in Kauf nehmen zu müssen die Preise soweit zu senken, dass potenzielle Wettbewerber (welche die Regelung

225 Formblatt CO, Seiten 13 und 78.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, dass die Entscheidung von Iberdrola, in eine neue GuD-Anlage zu investieren, nach dem Beschluss zur Beendigung der PPA und zur Einführung einer Ausgleichsregelung erfolgt sei. Dieses Argument lässt jedoch die Tatsache außer Acht, dass die Modalitäten der geplanten Ausgleichsregelung Marktteilnehmern wie Iberdrola vor der Annahme der Entscheidung der Kommission vom 22. September 2004, gegen diese Regelung keine Einwände zu erheben, nicht bekannt waren. Des Weiteren ist Iberdrola im Gegensatz zur Andeutung der Parteien sehr wohl der Auffassung, dass die Ausgleichsregelung die Wettbewerbsfähigkeit neuer Anbieter beeinträchtigt und als eine Marktzutrittsschranke eingestuft werden sollte. Daher ist es höchst unwahrscheinlich, ob sich Iberdrola tatsächlich entscheidet, bis 2007 in Portugal eine neue GuD-Anlage zu bauen.

Was zweitens die von Tejo Energia in Pego (Tejo II) geplante GuD-Anlage angeht, konnte durch die eingehende Untersuchung der Kommission nicht bestätigt werden, dass die endgültige Entscheidung zum Bau und Betrieb dieser Anlage bereits gefallen ist, ganz zu schweigen davon, dass sie im Jahr 2007 in Betrieb gehen soll. Tatsächlich liegt das Projekt zum Bau einer neuen GuD-Anlage auf Grund widersprüchlicher Auffassungen der anderen Anteilseigner und ungeklärter Finanzierungsfragen nach wie vor auf Eis.

[Ö]*

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Parteien nicht, dass eine endgültige Entscheidung über den Bau dieser neuen GuD-Anlage aussteht.

EDP bringt lediglich vor, es sei nicht in der Lage, eine entsprechende Investitionsentscheidung zu verhindern. [...] *

[...] *

[...] *

[...] *

229 Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

230 Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

231 Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit International Power vom 19.09.2004. Darin heißt es: "Es werden weiterhin mit [Ö] Gespräche geführt, um auszuloten, wie das Projekt gestaltet werden kann und welche Unternehmen bereit sind, das Marktrisiko zu tragen. [Ö] offenbar bereit, das wirtschaftliche Risiko zu übernehmen (d. h. die Nutzung dieser GuD-Anlage zur direkten Belieferung des Stromgroßhandelsmarktes), jedoch nicht [Ö], den Betrieb der GuD-Anlage im Rahmen eines Tolling-Agreement anzustreben, um auf diese Weise das wirtschaftliche Risiko möglicher Investitionen zu umgehen. [Ö] möchte, dass diese GuD-Anlage wie [Ö] betrieben wird und eine garantierte Investitionsrendite abwirft. Im Gegensatz zu [Ö] und [Ö] hat [Ö] bisher noch kein wirkliches Interesse an der Erweiterung der Erzeugungskapazitäten von [...] gezeigt. Es besteht ein allgemeiner Konsens zwischen [...] darüber, dass das Projekt Wettbewerbsvorteile gegenüber alternativen möglichen Neuentwicklungen hat, jedoch weitere Informationen über den künftigen liberalisierten Markt benötigt werden (Markteinfürung), bevor über das Projekt entschieden werden kann. Im Augenblick gibt es noch zu viele Unsicherheiten."

Was drittens Gas Natural angeht, hat dieses Unternehmen gegenüber der Kommission erklärt, dass "zwar die Inbetriebnahme der GuD-Anlage für 2007/2008 geplant war, nunmehr jedoch ein erhebliches Risiko besteht, dass sich dieser Zeitpunkt verzögert [...]*" .

Die vorstehenden Punkte zeigen daher eindeutig, dass es weiterhin zahlreiche Zweifel im Hinblick auf die Verwirklichung der drei angeführten GuD-Anlagen gibt und dass der Zeitplan für ihre mögliche Inbetriebnahme mit großen Unsicherheiten behaftet ist. Darüber hinaus werden in mehreren Studien (abgesehen von TER) keine zusätzlichen GuD-Anlagen prognostiziert: In der im Dezember 2003 von REN/REE vorgelegten Studie "Prevision conjunta de la cobertura" wird die Prognose aufgestellt, dass abgesehen von den drei TER-Blöcken keine neuen GuD-Anlagen erforderlich sind, um den Bedarf bis 2008 zu decken. Ähnlich äußert sich ENI: "Im Plano de Expansão do Sistema Electroproductor (DGE, 2002) wird geschätzt, dass zur Deckung des wachsenden portugiesischen Strombedarfs im Zeitraum 2008-2012, [lediglich] die folgenden gasbefeuerten Erzeugungskapazitäten erforderlich sind: (i) im Zeitraum 2009–2010 zwei Gasturbinenblöcke mit einer Leistung von jeweils 160 MW, die einem Erdgasverbrauch von 180 Mio. m³/Jahr entsprechen [Ö]*, und (ii) 2011 drei GuD-Blöcke mit einer Leistung von jeweils 400 MW, die einem Erdgasverbrauch von 1,2 Mrd. m³/Jahr entsprechen [Ö]*." In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet EDP nicht die in dieser Studie vorgenommene Bewertung und behauptet lediglich ohne weitere Erklärung, es handele sich nicht um eine "offizielle" Studie. Es bleibt festzuhalten, dass diese Sachverhalte weiter die hohe Wahrscheinlichkeit bestätigen, dass in absehbarer Zeit von unabhängigen Wettbewerbern keine neue GuD-Anlage gebaut wird oder sich deren Errichtung bis nach 2010 verzögern wird.

Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass EDP Maßnahmen ergreifen könnte, um diese Projekte auf unterschiedliche Weise zu verzögern, [Ö]*, z. B. indem es versucht, seinen Wettbewerbern durch die Beschleunigung eines neuen Projekts für den Bau seiner zweiten GuD-Anlage zuvorzukommen. In diesem Zusammenhang ist festzustellen, dass [...]* . Dies wurde von EDP in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten. Im Gegenteil hat EDP gegenüber der Kommission bestätigt, dass [...]*

Schließlich würde die beherrschende Stellung von EDP aufgrund des relativen Umfangs seines Erzeugungsportfolios und seines Erzeugungsmixes selbst dann unangetastet bleiben, wenn 2007/2008 GuD-Anlagen in Betrieb genommen werden sollten, was nicht besonders wahrscheinlich ist. Denn selbst wenn sämtliche Blöcke der geplanten GuD-Anlagen im Jahr 2008 gleichzeitig in Betrieb gehen sollten, würden sie lediglich 14 % der in diesem Jahr installierten Kapazität ausmachen. Zudem würde EDP weiterhin über seine Wasser- und Kohlekraftwerke verfügen, die dem Unternehmen die Preissetzung zu Zeiten ermöglichen, in denen GuD-Anlagen nicht die maßgeblichen Kraftwerke für die Bestimmung der Grenzkosten sind.

233 Vgl. genehmigtes Protokoll der Sitzung mit Gas Natural vom 27.08.2004.

234 Antwort von ENI auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 26.07.2004.

235 [...]

236 [...]

237 Antwort auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 26.10.2004.

Kapazitätsabsprachen mit den Wettbewerbern drohen das wettbewerbsorientierte Marktverhalten im Keim zu ersticken

Abgesehen von diesen Projekten hat die von der Kommission durchgeführte Untersuchung aufgezeigt, dass der Marktführer im spanischen Stromsektor, Endesa, wahrscheinlich keinen aggressiven Wettbewerb mit EDP suchen wird. In der Tat betreiben die beiden führenden Stromunternehmen bereits gemeinsam mehrere Projekte in Portugal: Tejo Energia (Kohlekraftwerk) und möglicherweise eine künftige GuD-Anlage sowie Portgás (lokales Verteilerunternehmen). [...] *

240

241 [...]

242 243. [...]

324. In seiner Entgegnung auf die oben dargestellten Ergebnisse (vgl. Randnummer 321-323), denen zufolge [Ö]* teilt EDP in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte lediglich mit, dass sich die in [...]* enthaltenen Feststellungen nicht unbedingt mit seinen Auffassungen decken. Darüber hinaus [...]*, wie oben dargestellt, [...]*

Zwar wird die Nachfrage steigen, doch es ist höchst ungewiss, ob dies den Bau von drei neuen GuD-Anlagen vor 2010 zur Folge haben wird.

Den Angaben von Iberdrola zufolge "gibt es in den kommenden Jahren Spielraum für drei GuD-Anlagen" . Diesem Standpunkt wird jedoch [Ö]*, in der festgestellt wird, dass [...]* , und in der vom Stromnetzbetreiber REN und der portugiesischen Generaldirektion für Energie ("DGE") erstellten Prognose für die installierte Kapazität widersprochen. Tatsächlich prognostizieren REN und REE in ihrer im Dezember 2003 gemeinsam veröffentlichten Studie "PrevisiÛn conjunta de la cobertura de la demanda ñ Periodo 2004-2012", dass die installierte Kapazität konventioneller Wärmekraftwerke in Portugal (einschließlich GuD-Anlagen, Kohle- und Heizölkraftwerken) von 5 507 MW 2004 auf 6 313 MW 2012, also lediglich um 800 MW, steigen wird. Dies entspricht den beiden TER-Blöcken, die noch nicht den kommerziellen Betrieb aufgenommen haben. REN/REE zufolge ist bis 2012 in Portugal kein Missverhältnis zwischen der installierten Kapazität und der Nachfrage zu Spitzenzeiten absehbar, und selbst wenn lediglich eine zusätzliche GuD-Anlage (namentlich TER) gebaut wird, übersteigt die installierte Kapazität nach Bezugsjahr die Nachfrage zu Spitzenzeiten um 14 % bis 20 %. In ähnlicher Weise prognostiziert die DGE, dass der Erdgasverbrauch von GuD-Anlagen zwischen 2002 und 2011 um 1,5 Mrd. m³ zunehmen wird. Da dies der gesamten von den drei TER-Blöcken durchschnittlich verbrauchten Gasmenge entspricht, liegt es auf der Hand, dass das für Energiefragen zuständige Ministerium davon ausgeht, dass vor 2011 außer den TER-Blöcken keine weiteren GuD-Anlagen gebaut werden.

[Ö]*

240 Dies gilt unabhängig von ihrer Vereinbarkeit mit dem Wettbewerbsrecht.

241 [...]

242 [...]

243 [...]

244 [...]

245 [...]

246 [...]

247 Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

248 [...]

Der Bau zusätzlicher GuD-Anlagen durch unabhängige Wettbewerber erscheint umso unwahrscheinlicher, als ñ wie unter Randnummer 113 festgestellt wird ñ [...]*.

Wie bereits erwähnt wird schließlich die CMEC-Regelung aller Wahrscheinlichkeit nach die Stilllegung älterer, ineffizienter Kraftwerke verzögern und damit die Nachfrage nach der Errichtung neuer Anlagen (wobei es sich wahrscheinlich um GuD-Anlagen handeln wird) auf einen späteren Zeitpunkt verlagern.

In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerpunkte bringen die Parteien vor, die Kommission habe bei ihrer Beurteilung des Bedarfs an neuen GuD-Anlagen (i) weder den Ausstieg aus Heizölkraftwerken und die verringerte Nutzung der Kohlekraftwerke (ii) noch die Reserve an CO-Emissionszertifikaten, die im Rahmen des portugiesischen Nationalen Zuteilungsplans 2005-2007 gebildet wurde, berücksichtigt.

Was das erste Argument betrifft, hat die von der Kommission durchgeführte Untersuchung gezeigt, dass die im Rahmen der CMEC vorgesehenen Ausgleichszahlungen für die Kraftwerke mit dem geringsten Wirkungsgrad dazu beitragen werden, deren Rentabilität trotz steigender zugrunde liegender Kosten zu erhalten und damit die Stilllegung und Ersetzung durch Anlagen mit einem höheren Wirkungsgrad zu verhindern. Dieser Effekt wird von den portugiesischen und spanischen Regulierungsbehörden unterstrichen.

[Ö]*

Die Höhe der Einfuhren wird weiterhin nicht ausreichen, um die beherrschende Stellung von EDP in Frage zu stellen.

Was schließlich die künftig erwarteten Einfuhren aus Spanien anbelangt, wurde bereits erläutert, dass das geplante Ausmaß der Verbindungskapazitäten in den kommenden Jahren nicht ausreichen wird, um in Zukunft die Marktmacht von EDP in Portugal einzuschränken. So wurde von CNE, dem spanischen Regulierer im Energiesektor, festgestellt: "Die portugiesische Binnennachfrage kann (gegenwärtig und in den kommenden Jahren) ohne die von EDP erzeugte Energie nicht bedient werden, es sei denn, die Verbundkapazität wird erheblich über das Maß hinaus ausgebaut, das für die nächsten Jahre geplant ist. Dies bedeutet, dass selbst wenn EDP es zulässt, dass die wenigen unabhängigen Erzeuger in Portugal ungehindert Strom erzeugen und die Wettbewerber die Verbindungskapazitäten zur Einfuhr von Strom voll ausschöpfen könnten, EDP trotzdem ñ ohne jeglichen Druck von anderen Wettbewerbern fürchten zu müssen ñ in der Lage ist, Strom zu sehr hohen Preisen anzubieten und dabei seine Rentabilität zu wahren. Da die Nachfrage extrem unelastisch ist, würde die Stromnachfrage auch nicht in erheblichem Umfang sinken, jedenfalls nicht in dem Maße, dass die Rentabilität von EDP geschmälert würde. Diese Fähigkeit wird im Rahmen des MIBEL nicht angetastet und würde in technischer Hinsicht zu einer Marktteilung führen (sofern die Vorgabe für das Engpassmanagement beibehalten wird). Im Falle von EDP könnte ein Teil der durch solches Verhalten ausgelösten Einfuhren von Hidrocantábrico getätigt werden und damit dessen Rentabilität noch steigern.

Daraus folgt, dass auf dem portugiesischen Großhandelsmarkt keine Alternative zu EDP als Handelspartner besteht, da dessen Kapazität für die Bedienung der Marktnachfrage unverzichtbar ist, zumal diese Abhängigkeit in Nachfrage-Spitzenzeiten noch ausgeprägter ist. Selbst wenn die Wettbewerber von EDP im Großhandel über die Gesamtmenge der möglichen Einfuhren verfügten ñ angesichts der gegenwärtigen Stellung von EDP als wichtigster Importeur ein recht unwahrscheinliches Szenario ñ, reicht das gesamte Angebot der übrigen Erzeuger nicht aus, um die Nachfrage zu bedienen.

Aus den vorgenannten Gründen kommt die Kommission zu dem Schluss, dass EDP gegenwärtig auf dem Stromgroßhandelsmarkt eine beherrschende Stellung einnimmt und sich in absehbarer Zukunft an dieser Stellung nichts ändern wird.

(b) Die beherrschende Stellung von EDP wird infolge der horizontalen und nicht-horizontalen Auswirkungen der Fusion gestärkt

b.1) Horizontale Auswirkungen: Ausschaltung eines bedeutenden potenziellen Wettbewerbers

Durch das Zusammenschlussvorhaben wird die beherrschende Stellung von EDP auf dem portugiesischen Stromgroßhandelsmarkt gestärkt, da dadurch GDP als bedeutender potenzieller Wettbewerber ausgeschaltet wird.

Ohne die Fusion gäbe es starke Anreize für GALP/GDP, in den Stromgroßhandelsmarkt einzusteigen und sich zum Hauptwettbewerber von EDP zu entwickeln.

Alle Marktteilnehmer haben bestätigt, dass GuD-Anlagen, also gasbefeuerte Kraftwerke, gegenwärtig die Stromerzeugungstechnologie mit dem höchsten Wirkungsgrad darstellen. Bei der großen Mehrheit der in den vergangenen Jahren errichteten neuen Kapazitäten oder der in absehbarer Zukunft geplanten Kapazitäten handelt es sich (abgesehen von Kernkraftwerken) um gasbefeuerte Anlagen.

Wie in einer vor kurzem erstellten Studie erläutert wurde, wäre GDP über GALP angesichts der in anderen Mitgliedstaaten gewonnenen Erfahrungen ein "natürlicher Wettbewerber von EDP im Erzeugungsmarkt in Portugal". In Spanien hat z. B. der führende Gasversorger, Gas Natural, einige GuD-Anlagen errichtet und unter Ausschöpfung seiner starken Stellung in der Gasbeschaffung mit Erfolg den Eintritt in den Stromgroßhandelsmarkt vollzogen. Auch andernorts haben Erdgasunternehmen in Europa, wie z. B. British Gas im VK (Centrica), erfolgreich in diesem Markt Fuß gefasst, insbesondere auf den nationalen Märkten, wo sie bereits als Erdgasversorger tätig waren.

Die Auffassungen der Befragten bestätigen diesen starken Anreiz.

Im Zuge der Untersuchung der Kommission haben die auf der Angebotsseite tätigen Befragten tatsächlich bestätigt, dass GDP höchstwahrscheinlich Geschäftsaktivitäten im Stromgroßhandel in Portugal entwickelt hätte. Beispielsweise hat ein in Portugal tätiges Stromunternehmen hervorgehoben, dass "vor dem Hintergrund der Entwicklungen im VK und in Spanien der potenzielle Einstieg von GDP/Transgás in den Stromgroßhandelsmarkt ohne die Fusion eine solide Risikomanagementstrategie gewesen wäre, um eine mögliche Expansion in den Stromeinzelhandel abzusichern". Ein anderes in Portugal tätiges Stromunternehmen war ebenfalls der Auffassung, dass "durch die Übernahme (wie dies in Spanien und im VK der Fall war) der Eintritt eines potenziellen Wettbewerbers ñ GDP ñ in den Strommarkt vereitelt wird" .

Der Einstieg von GDP in den Groflhandelsmarkt, sei es im Alleingang oder auch in Zusammenarbeit mit anderen Stromversorgern, wäre ohne die Fusion in der Tat sinnvoll und in hohem Maße wahrscheinlich gewesen, zumal das Unternehmen in Portugal auf eine gesicherte Gasversorgung hätte aufbauen können. Da GuD-Anlagen aus wirtschaftlichen und umweltspezifischen Gründen nunmehr die gängigste Technologie zum Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten darstellen, wäre dieser Faktor für den Marktführer im Erdgassektor in Bezug auf die Prüfung der Aussichten für einen erfolgreichen und nachhaltigen Markteintritt von entscheidender Bedeutung. GDP hätte insbesondere auf den von ENI in Italien gewonnenen Erfahrungen aufbauen können: Für das italienische Erdgasunternehmen, das über GuD-Anlagen in die Stromerzeugung eingestiegen ist, hat die Beteiligung der Gruppe an Stromerzeugungsprojekten offensichtlich eine hohe strategische Priorität.

Da GDP große Gasmengen zu überaus günstigen wirtschaftlichen Bedingungen beziehen kann, hätte dies GDP den Betrieb einer GuD-Anlage mit variablen Kosten ermöglicht, die im Vergleich zu TER oder Turbogás (die ihr Gas von GDP beziehen) recht niedrig gewesen wären. Infolgedessen hätte eine GuD-Anlage von GDP in der portugiesischen Merit Order eine bessere Position eingenommen und wäre wahrscheinlich häufiger in Anspruch genommen worden als Turbogás und TER.

Beweggründe für den Einstieg in den Groflhandel gelten gleichermaßen für den Einstieg in den Einzelhandel

In Anbetracht der Erfahrungen in Spanien hat CNE bestätigt, dass GDP vor allem auf Grund seines privilegierten Zugangs zum Rohstoff Gas, dem wichtigsten Produktionsfaktor für die Erzeugung von Strom mit der modernen GuD-Technologie, höchstwahrscheinlich der chancenreichste potenzielle neue Anbieter auf dem Stromgroflhandelsmarkt gewesen wäre. Insbesondere hat CNE hervorgehoben, dass "etablierte Gasunternehmen [Ö]* unmittelbaren Zugang zum Rohstoff Gas für den Einsatz bei der Stromerzeugung in GuD-Anlagen haben und hervorragend abgesichert sind (dies ist von entscheidender Bedeutung, da der Nutzungsgrad von GuD-Anlagen immer mehr zunimmt und die Beschaffung von Gas für die Stromerzeugung für Neuanbieter nicht ganz leicht ist)".

Antwort von [...] auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 20.07.2004.

Protokoll des Treffens mit CNE vom 07.09.2004.

Das führende spanische Gasunternehmen hat ferner erklärt, dass es vier Hauptgründe für seinen Einstieg in die nationalen Strommärkte gegeben habe. Was den Stromgroflhandelsmarkt angeht, stellt es Folgendes fest: "Das Unternehmen wollte Stromkunden gewinnen, um den absehbaren Rückgang seiner Marktanteile im Gasbereich nach der Liberalisierung dieses Sektors zu kompensieren. Es konnte seine GuD-Anlagen als 'virtuelle Gasspeicher' nutzen (etwaiges überschüssiges Gas konnte in den GuD-Anlagen verwertet werden). Das Unternehmen hätte, um in den Stromeinzelhandelsmarkt einzusteigen, auch in der Stromerzeugung und im Groflhandelsmarkt tätig werden müssen, um das Risiko steigender Strompreise im Pool abzusichern: Bei einem starken Preisanstieg hätte das Unternehmen Verluste im Einzelhandel hinnehmen müssen (wo die Preise durch die regulierten Tarife gebunden sind), jedoch größere Gewinne auf dem Groflhandelsmarkt erzielen können.

Somit wird durch die eingehende Untersuchung bestätigt, dass es für GDP ohne die Fusion starke Anreize gegeben hätte, den Eintritt in den Stromgroflhandelsmarkt zu vollziehen, und das Unternehmen auf Grund seiner Vorteile als Marktführer im portugiesischen Gassektor gute Chancen gehabt hätte, sich zu einer wettbewerbsfähigen Kraft zu entwickeln.

Es ist sehr wahrscheinlich, dass GALP/GDP ohne die Fusion mit Erfolg den Eintritt in den Stromgroflhandelsmarkt vollzogen hätten.

Verschiedene im Zuge der Untersuchung der Kommission zusammengetragene Anhaltspunkte belegen, dass GDP vor der Ankündigung der Fusion tatsächlich über GALP den Eintritt in den Stromgroflhandelsmarkt vollzogen hätte.

Die Aktivitäten von GALP im Strombereich belegen das Interesse am Stromsektor.

Zunächst sei daran erinnert, dass vor der Ankündigung der Fusion GALP bereits unter der Bezeichnung GALP Power eine Tochtergesellschaft gegründet hatte, die in Portugal im Stromsektor tätig war.

Insbesondere hatte GALP Power bereits im Jahr 2000 den Betrieb von KWK-Kraftwerken aufgenommen, wodurch es umso plausibler erscheint, dass es ohne die Fusion in den Stromgroflhandel einsteigen würde. [...]*

[...]*

[...]*

Protokoll des Treffens mit Gas Natural vom 27.08.2004.

Im Jahr 2000 stieg GALP Power mit einer Beteiligung an zwei Projekten in den KWK-Markt ein: ein 44-MW-Kraftwerk für Solvay Portugal (Póvoa de Santa Iria) und ein 30-MW-Kraftwerk in der Industrieanlage Uniteca (Carrião ñ Pombal).

[Ö]

[...]*

[...]*

[...]*

[...]*

Antwort der Parteien auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreitet EDP nicht, dass es für ein führendes Gasunternehmen wie GDP starke Anreize für einen Einstieg in die Strommärkte gibt. EDP bringt jedoch vor, die Kommission habe zwei Hemmnisse außer Acht gelassen, die GDP bei Ausbleiben der Fusion vom Eintritt in den Stromgroflhandelsmarkt abhalten könnten, nämlich "mögliche Vergeltungsmaßnahmen" durch EDP, indem es seinerseits in den Gasmarkt einsteigen würde, und die vorhandenen finanziellen Verpflichtungen von GDP im Gasmarkt.

Diese Argumente sind aus den folgenden Gründen nicht stichhaltig.

Erstens berücksichtigt EDP mit seinem Einwand nicht die oben genannten Erkenntnisse, die belegen, dass GALP nicht nur bereits durch den Betrieb eigener KWK-Anlagen den Einstieg in den Strommarkt eingeleitet hatte, sondern sogar plante, [...]*. Das Argument von EDP, für GDP habe ein Anreiz bestehen können, das "bestehende Gleichgewicht" ñ so die Beschreibung von EDP ñ zu wahren, um den Einstieg von EDP in den Gasmarkt zu verhindern, wird dadurch entkräftet, dass EDP seinerseits insbesondere über Portgás schon vor der Fusion den Eintritt in den Gasmarkt vollzogen hat. Diese Erkenntnisse bestätigen, dass der Einstieg in den jeweils anderen Markt eine vorherrschende Strategie ist, und legen den Schluss nahe, dass das "bestehende oder zur Abwehr eines neuen Markteintritts geeignete Gleichgewicht" nicht ohne eine explizite Vereinbarung aufrechterhalten werden kann, die für sich genommen als wettbewerbswidrig eingestuft werden muss.

Zweitens muss festgestellt werden, dass ENI in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte die Ergebnisse der Kommission (vgl. Randnummer 335-Error! Reference source not found.), die sich vor allem auf [...]* (vgl. Randnummer Error! Reference source not found.-Error! Reference source not found.) stützen, nicht in Zweifel zieht.

Schließlich vertritt die Kommission im Hinblick auf die finanziellen Verpflichtungen von GDP im Gasmarkt die Auffassung, dass es nicht einleuchtet, warum es GDP nicht hätte gelingen sollen, die erforderlichen Finanzmittel für einen wirtschaftlich vielversprechenden Einstieg in die Strommärkte über Darlehen oder eine Kapitalerhöhung aufzubringen.

Schlussfolgerungen zu den für GDP bestehenden Anreizen für einen Markteintritt und den entsprechenden Plänen

[...] Aus den bereits angeführten Gründen hätte GDP in der Tat im Vergleich zu ausländischen, an einem Einstieg in den portugiesischen Markt interessierten Unternehmen erhebliche strategische Vorteile, wie z. B. eigene große Erdgasanlagen, die dank ihrer Lage in dem fraglichen Gebiet einen direkten, flexiblen und wirtschaftlichen Zugang zum Rohstoff Gas ermöglichen, [...]*, und ñ wie weiter unten aufgezeigt wird (vgl. Randnummer 450-473) ñ GDP eine hervorragende Ausgangsposition für den gleichzeitigen Eintritt in den Stromeinzelhandelsmarkt verschaffen würden.

Diese Überlegungen bestätigen allesamt, dass EDP durch das Fusionsvorhaben in die Lage versetzt wird, den zügigen Eintritt eines wichtigen potenziellen, ja sogar höchstwahrscheinlich des chancenreichsten Wettbewerbers überhaupt, zu vereiteln. Infolgedessen wird seine beherrschende Stellung auf dem Stromgroflhandelsmarkt gestärkt.

[...]

Aus diesem Grund ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von EDP auf dem Stromgroflhandelsmarkt verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

Wie von den Parteien und durch die Untersuchung der Kommission bestätigt wurde, ist Erdgas heutzutage in Europa der effizienteste und am weitesten verbreitete Rohstoff für die Erzeugung zusätzlichen Stroms und wird vornehmlich in GuD-Anlagen eingesetzt. Aus diesem Grund waren GuD-Anlagen im Rahmen des Vorhabens zur Einführung der Nutzung von Erdgas in Portugal von Beginn an einbezogen.

Wenn man EDP gestattet, den Anbieter des wichtigsten Rohstoffs für die Stromerzeugung zu übernehmen und damit eine vertikale Integration mit dem einzigen Anbieter von Erdgas in Portugal zu vollziehen, so ist die Transaktion geeignet, mit sofortiger Wirkung und für die nähere Zukunft die Wettbewerbsbedingungen auf dem Groflhandelsmarkt zu verändern und die beherrschende Stellung von EDP zu verstärken.

Es ist zu betonen, dass die tatsächlichen Wettbewerber von EDP (bzw. die tatsächlichen Wettbewerber unmittelbar nach der Beendigung der PPA) auf dem portugiesischen Groflhandelsmarkt in Portugal nicht vertikal integriert sind. Ebenso wenig sind Endesa und Iberdrola, [Ö]*, nicht mit einem in Portugal aktiven Gasversorger vertikal integriert. Im Unterschied zu diesen Unternehmen wird EDP somit durch die Übernahme des Gasgeschäfts von GDP die Bereitstellung eines für die Stromerzeugung wesentlichen Rohstoffs sicherstellen und infolgedessen unvermittelt gegenüber anderen (tatsächlichen oder potenziellen) Stromerzeugern in Portugal einen erheblichen strukturellen Vorteil erlangen. Dadurch wird EDP versucht sein, diesen Vorteil wie nachfolgend erläutert zur Anhebung der Kosten bestehender oder potenzieller Konkurrenten zu nutzen.

1. Nach dem Zusammenschluss erhält das fusionierte Unternehmen Zugang zu geschützten Informationen über seine Wettbewerber

Zugang zu Informationen über die Erdgaskosten der gegenwärtigen Wettbewerber

368. Nach der Fusion wird EDP als Erdgaslieferant umgehend Einblick in die Erdgaskosten seines Hauptwettbewerbers auf dem Strommarkt, Turbogás, erhalten. Da der Gasverbrauch zu den wichtigsten Herstellungskosten von GuD-Anlagen (rund 70 % der variablen Kosten) zählt, wird durch das Vorhaben die Kostenstruktur eines Wettbewerbers zum alleinigen Vorteil von EDP weitgehend offen gelegt. Vor allem ist hervorzuheben, dass wenn EDP nach der Fusion nur ein einziges Mal Zugang zu den in den Gasverträgen seiner Wettbewerber festgelegten Formeln für die Preisindexierung erhalten sollte (die Preise sind in aller Regel über einen Index an einen Korb von Ölprodukten und andere transparente Faktoren wie das BIP gekoppelt), das Unternehmen die Möglichkeit hätte, anhand dieser Information allein durch die Beobachtung des Preises des maßgeblichen Warenkorbes und anderer in der Formel vorgesehenen Faktoren die Entwicklung der variablen Kosten von Turbogás für die gesamte Laufzeit des Gasliefervertrages (im Allgemeinen 20 Jahre) zu berechnen. EDP erhält damit einen überaus bedeutsamen Vorteil gegenüber seinem derzeitigen Hauptwettbewerber. (Die Parteien haben Folgendes hervorgehoben: "Es ist festzustellen, dass EDP gegenwärtig über keinerlei Informationen über die Erdgaspreise von Turbogás verfügt, da die entsprechenden Vertragsinhalte ausschließlich REN vorliegen. Selbst unter der Annahme, dass der Vertrag an Turbogás übertragen würde, ist nach wie vor davon auszugehen, dass EDP als

272 Formblatt CO, Seite 77.

Minderheitsgesellschafter ohne die Fusion weiterhin keine Kenntnis über alle Einzelheiten der vertraglich vereinbarten Preisformeln erhalten würde. Durch die Fusion würde EDP also wichtige Zusatzinformationen über die variablen Kosten von Turbogás erhalten.") Daher hätte der nach der Fusion jederzeit mögliche Zugang zu diesen Informationen aller Wahrscheinlichkeit nach auf lange Sicht nicht wiedergutzumachende Folgen.

Zugang zu Informationen über die Gasnominierungen der gegenwärtigen Wettbewerber

369. Nach der Fusion wird EDP ferner Zugang zu den täglichen Nominierungen von Turbogás (und anderen GuD-Anlagen, die möglicherweise künftig von GDP beliefert werden) erhalten, also zu Informationen über das jeweils am Vortag anzumeldende Gasvolumen, das die GuD-Anlage auf stündlicher Basis zu verbrauchen plant. Infolgedessen wird EDP das von Turbogás für den Folgetag geplante Stromerzeugungsvolumen im Voraus kennen. Mehrere auf den Gas- und/oder Strommärkten tätige Unternehmen haben diese Bedenken bereits in einem frühen Stadium der Untersuchung der Kommission geäußert. Eines dieser Unternehmen erklärte z. B.: "Da die anderen Erzeuger die Prognosen über den Gasbedarf für den Betrieb der Anlage übermitteln müssen, wird EDP dadurch die Strommenge, die seine Wettbewerber zu einem bestimmten Zeitpunkt auf dem Markt anbieten werden, sowie die entsprechenden Betriebskosten in Erfahrung bringen können. All dies kann äußerst nachteilige Folgen für den Wettbewerb haben." Dies wird auch von Shell bestätigt: "Die Kenntnis der täglichen Nominierungen der GuD-Anlage eines Wettbewerbers vermittelt wertvolle Informationen über das voraussichtliche Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage im Laufe des Folgetages und somit über voraussichtliche Engpässe, die über den Intra-Day-Markt auszugleichen sind. Dies stellt einen unlauteren Vorteil dar, da auf Grund der Insider-Informationen das Gebotsverhalten optimiert werden kann." In ähnlicher Weise betont ENEL: "Hat ein Unternehmen Zugang zu den täglichen Nominierungen des Gasverbrauchs der GuD-Anlage eines Wettbewerbers, verfügt es offenkundig über Zusatzinformationen über die Strategie dieses Marktteilnehmers. Dank der Kenntnis des täglichen Gasverbrauchs der GuD-Anlage eines Wettbewerbers kann das Unternehmen die Art der Gebote dieses Wettbewerbers viel besser abschätzen, weil um die tatsächliche Lage dieses Marktteilnehmers, der den Strom unbedingt verkaufen muss, und erhält einen unschätzbaren Wettbewerbsvorteil gegenüber seinen Konkurrenten."

370. Dieselbe Situation lässt sich in Spanien beobachten. So teilt Iberdrola mit: "In Spanien beziehen Hidrocantábrico und Endesa ihr Erdgas von Gas Natural (diese Entscheidung wurde zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der GuD-Anlagen getroffen). Daher kennt Gas Natural den täglichen Gasverbrauch der betreffenden GuD-Anlage und damit deren Erzeugungsvolumen. Der Marktanteil von Gas Natural im [Strom-]Markt beträgt jedoch lediglich 5 %. Es kann daher aus diesen Informationen keine großen Vorteile ziehen, da seine Möglichkeiten zur Beeinflussung der Marktpreise sehr begrenzt sind. In Portugal stellt sich die Lage jedoch völlig anders dar."

371. In der Tat stellt sich die Lage in Portugal völlig anders dar: Nutznießer dieser strategischen Informationen ist das marktbeherrschende Unternehmen EDP, und Turbogás, über das EDP diese Informationen erhalten wird, ist in Portugal der einzige verbleibende Stromerzeuger, dessen täglichen Produktionsmengen EDP bisher nicht bekannt sind (der andere Stromerzeuger, Tejo Energia, betreibt ein Kohlekraftwerk, das für die Grundlast eingesetzt und jederzeit mit derselben Leistung gefahren wird). Außerdem stellte CEPSA fest: "Wenn der Marktführer Kenntnis über das geplante Betriebsprofil der meisten seiner Kontrolle entzogenen Kapazitäten hat, könnte er seine eigene Erzeugung (durch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger) so planen, dass er einen wettbewerbsfähigeren Preis für den Erzeugungsmix erzielen und damit seinen Gewinn maximieren oder den seiner Wettbewerber minimieren kann."

273 Antwort von [...] auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 20.07.2004.

272 Formblatt CO, Seite 77.

Kapazitäten hat, könnte er seine eigene Erzeugung (durch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger) so planen, dass er einen wettbewerbsfähigeren Preis für den Erzeugungsmix erzielen und damit seinen Gewinn maximieren oder den seiner Wettbewerber minimieren kann.

372. Der Vorteil, den EDP aus diesen Informationen ziehen kann, ist auch wegen der hohen Volatilität der täglichen Stromerzeugung so bedeutend. Hier spielt es vor allem eine Rolle, dass die Anlagen von Turbogás im Unterschied zu den Kraftwerken von Tejo Energia nicht durchgehend mit Volllast betrieben werden: Beispielsweise [...]* im Jahr 2003. Wenn EDP z. B. weiß, dass Turbogás nicht beabsichtigt, zu einer bestimmten Zeit des Folgetages Strom zu erzeugen, kann es folglich seine Preise über die variablen Kosten von Turbogás hinaus anheben, ohne dass die Gefahr besteht, Umsatzanteile an Turbogás zu verlieren.

Zugang zu vergleichbaren Informationen über künftige Wettbewerber

373. In der Folge wird EDP diese bedeutsamen Vorteile künftig auch gegenüber potenziellen, von GDP belieferten Wettbewerbern haben, sobald und sofern neue GuD-Anlagen in Portugal in Betrieb genommen werden. Dies wird wiederum eine erhebliche abschreckende Wirkung auf jene Unternehmen haben, die den Einstieg in den portugiesischen Markt planen, solange es zu GDP keine wirtschaftlichen Alternativen gibt.

Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

374. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte fechten die Parteien die Feststellung der Kommission nicht an, dass EDP infolge der Fusion umgehend Kenntnis über die Erdgaskosten seiner Wettbewerber erlangen kann (Randnummer 368).

375. Was die Erdgasnominierungen angeht, bestreiten die Parteien ebenfalls nicht, dass EDP nach der Fusion Zugang zu diesen Informationen erhalten würde (Randnummer 369-372). EDP ist jedoch der Auffassung, diese Informationen stellten keine "sensiblen Informationen" dar, es sei denn, der Kunde werde durch den Liefervertrag zur Übermittlung von Echtzeitinformationen verpflichtet. Hierzu bringt EDP vor, dass die Nominierungen im Gasbereich nicht "unbedingt" mit dem tatsächlichen Erzeugungsvolumen übereinstimmten, da GuD-Anlagen beim Gasverbrauch über eine gewisse Flexibilität verfügen.

376. Die Kommission teilt diese Ansicht nicht. Denn selbst wenn ein Kraftwerk normalerweise die Strommenge erzeugt, die der Betreiber in Anbetracht der sich im Laufe des Tages in Echtzeit vollziehenden Preisänderungen für erforderlich hält, verschafft die Kenntnis der täglichen Gasnominierungen der Wettbewerber dem Kraftwerksbetreiber einen wesentlichen Vorteil, da er auf diese Weise über Zusatzinformationen über die voraussichtliche Strommenge verfügt, die andere Kraftwerke am Folgetag auf dem Markt absetzen werden, und insbesondere die maximale Strommenge kennt, die diese erzeugen können.

377. Darüber hinaus belegt die eingehende Marktuntersuchung der Kommission im Gegensatz zum Einwand von EDP, dass die Wettbewerber weitgehend darin übereinstimmen, dass der Zugang zu den täglichen Gasnominierungen einer konkurrierenden GuD-Anlage einen wesentlichen Wettbewerbsvorteil darstellt (vgl. unten stehenden Auszüge). Was die Stellungnahme von Gas Natural angeht, so bestätigt auch diese nicht das Argument von EDP, die Informationen über die täglichen Gasnominierungen seien nicht "sensibel". In diesem Zusammenhang erwähnt EDP offensichtlich nicht die Auffassung von Gas Natural, dass "wenn ein Kraftwerk seine Nichtverfügbarkeit anzeigt, diese Mitteilung sowohl an den Stromnetzbetreiber (REE) als auch an den Gasnetzbetreiber (Enagás) erfolgt. Die Kenntnis dieser Mitteilungen verschafft einem Unternehmen gegenüber seinen Wettbewerbern einen Vorteil, da diese Informationen sowohl in Echtzeit als auch kurzfristig große Bedeutung für die Gebote haben können: Auf diese Weise kann man den Ausfall der fraglichen Strommenge in der Angebotskurve oder die eigene starke Marktposition ausnutzen, wenn die Nichtverfügbarkeit des betreffenden Kraftwerks zur Folge hat, dass aufgrund der Einschränkung andere Anlagen in Anspruch genommen werden müssen."

277 Antwort von CEPSA auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 17.09.2004.

278 [...]

279 [...]

280 [...]

Schlussfolgerungen zum Zugang zu geschützten Informationen

378. Aus den genannten Feststellungen folgt, dass durch die Fusion die beherrschende Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt gestärkt wird, da das fusionierte Unternehmen mit Kenntnissen über die tatsächlichen Kosten der Produktionsfaktoren und den täglichen Bedarf der Wettbewerber operieren und mit seiner Preisgestaltung seine Konkurrenten vom Markt ausschließen kann. Dieser strukturelle Vorteil wird auch die beherrschende Stellung von EDP stärken, da er geeignet ist, potenzielle Wettbewerber, die an Erdgaslieferungen von GDP für den Betrieb neuer GuD-Anlagen interessiert sind, vom Markteintritt abzuhalten oder diesen zu verzögern.

379. Aus den vorgenannten Gründen ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

2. EDP hätte privilegierten und bevorzugten Zugang zu den in Portugal verfügbaren Ergasressourcen

380. Nach der Verwirklichung des Zusammenschlussvorhabens wird EDP in der Lage sein und Interesse daran haben, seinen privilegierten und bevorzugten Zugang zum Rohstoff Erdgas zu Lasten von Unternehmen aufrechtzuerhalten, die bereits in der Stromerzeugung aktiv sind oder dies potenziell vorhaben.

381. Die Parteien bringen vor, dass die Stromerzeuger, selbst wenn EDP nach Abschluss der Transaktion für die Stromerzeugung über einen privilegierten Zugang zum Erdgas von GDP verfügen sollte, von dem Zusammenschluss nicht beeinträchtigt würden, da sie unter zahlreichen alternativen Erdgaslieferanten wählen könnten. Diese Auffassung setzt allerdings voraus, dass die verfügbaren Kapazitäten ausreichen, damit ein konkurrierender Gaslieferant tatsächlich und in angemessener Zeit in den portugiesischen Erdgasmarkt einsteigen kann. Die Kommission stellt jedoch fest, dass GDP/Transgás – selbst wenn hochwirksame Vorschriften über den Zugang Dritter erlassen würden – den Zugang zum portugiesischen Erdgasnetz über die beiden bestehenden Einspeisepunkte, das LNG-Terminal in Sines und die internationale Pipeline, die bei Campo Maior nach Portugal geführt wird, erheblich einschränken können.

279 Antwort von Gas Natural auf Frage 7 des Auskunftsersuchens der Kommission nach Artikel 11 vom 17.09.2004.

280 Antwort von Gas Natural auf Frage 7 des Auskunftsersuchens der Kommission nach Artikel 11 vom 17.09.2004.

281 Formblatt CO, Seite 128.

282 Die internationale Pipeline verbindet Portugal und Spanien auch im Norden Portugals zwischen Braga und Tuy. Diese Verbindungsstelle wird jedoch als Ausspeisepunkt genutzt. Die Parteien haben vorgebracht, dieser Punkt sollte als mögliche Verbindung berücksichtigt werden, die Dritten die Einfuhr von Erdgas nach Portugal ermöglicht. Die Kommission teilt diese Auffassung aus den folgenden Gründen nicht: (i) Es wären umfassende Investitionen erforderlich, um diesen Punkt als physischen Einspeisepunkt zu nutzen, (ii) Enagás hat bestätigt, dass es diesen Punkt künftig weiterhin als Ausspeisepunkt nutzen wird (selbst nach der Inbetriebnahme des LNG-Terminals in El Ferrol), (iii) die Rohrleitung hat an dieser Stelle einen sehr geringen Durchsatz und (iv) das nächstgelegene LNG-Terminal, El Ferrol, ist noch nicht fertiggestellt. Des Weiteren hat Enagas in seiner Antwort auf den von der Kommission durchgeführten Markttest der von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen hervorgehoben, dass die Durchführbarkeit der wirtschaftlichen oder physischen Umkehrung der Fließrichtung von einer weiteren, bisher ausstehenden Vereinbarung zwischen dem portugiesischen und dem spanischen FNB abhängt.

382. Solche Praktiken sind umso wahrscheinlicher, als sie aus bestimmten rechtlichen oder technischen Gründen scheinbar objektiv gerechtfertigt werden könnten (z. B. Kapazitätsbuchungen, Engpässe etc.) oder nicht rechtzeitig entdeckt würden. Hierzu ist festzustellen, dass die portugiesische Regulierungsbehörde (ERSE) in Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission bestätigt hat, dass sie – selbst wenn künftig Regelungen über den Netzzugang Dritter erlassen würden – "nicht gewährleisten kann, dass diskriminierende Praktiken rechtzeitig aufgedeckt werden, solange nicht die Eigentumsverhältnisse [der Erdgasinfrastrukturen] entflochten worden sind".

383. Darüber hinaus wird EDP nach der Fusion unter Umständen in der Lage sein, gewissen Einfluss auf das Management des Betreibers des Hochdruckfernleitungsnetzes auszuüben: (i) Binnen kurzer Frist wird EDP vorübergehend für eine Zeitspanne von bis zu [Ö]* Monaten die gemeinsame Kontrolle über Transgás (einschließlich des Erdgasnetzes) übernehmen. Während dieser Zeit kann EDP starken Einfluss auf die Strategie und das Management des Netzbetreibers ausüben. Zudem kann EDP dadurch einen tiefen Einblick in die Besonderheiten des Netzbetriebs gewinnen und später aus diesen Informationen Kapital schlagen. (ii) Auf lange Sicht wird REN aufgrund der Fusion das Hochdruckfernleitungsnetz betreiben. Neben der portugiesischen Regierung ist EDP mit einer Beteiligung von 30 % Hauptanteilseigner von REN. In Spanien wurden Beteiligungen am Gasnetzbetreiber in dieser Höhe verboten: Kein Unternehmen darf mehr als 5 % der Anteile halten. EDP hat öffentlich erklärt, es plane für die Zukunft die Verringerung seiner Beteiligung an REN. Der Kommission liegen allerdings keine Hinweise vor, dass EDP dies tatsächlich tun wird und dass die von EDP geplante Verringerung ausreicht, um seinen Einfluss auf REN einzudämmen.

Die internationale Pipeline von GDP

384. Der erste in Portugal vorhandene Einspeisepunkt ist die Pipeline von Algerien über Marokko und Spanien nach Portugal. Die Pipeline erreicht portugiesisches Gebiet bei Campo Maior/Badajoz, wird durch Portugal geleitet und verlässt das portugiesische Gebiet bei Braga nach Galizien. GDP (Transgás) und Enagás, der spanische Gasnetzbetreiber, teilen sich die Kapazitätsrechte für den Gastransport durch diese Pipeline, wobei Enagás diesen Abschnitt der Pipeline nutzt, um Galizien über portugiesisches Territorium mit Erdgas zu versorgen.

385. Ein Großteil der verfügbaren Einspeisekapazität ist bereits von Transgás reserviert. Tatsächlich sind von der verfügbaren Gesamtkapazität von [...]* bereits [Ö]* von Transgás reserviert. Zudem könnte vor der Verabschiedung von Vorschriften über den Netzzugang Dritter sogar eine größere Kapazität von diesem Unternehmen gebucht werden, [Ö]*). In

Terminals in El Ferrol), (iii) die Rohrleitung hat an dieser Stelle einen sehr geringen Durchsatz und (iv) das nächstgelegene LNG-Terminal, El Ferrol, ist noch nicht fertiggestellt. Des Weiteren hat Enagas in seiner Antwort auf den von der Kommission durchgeführten Markttest der von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen hervorgehoben, dass die Durchführbarkeit der wirtschaftlichen oder physischen Umkehrung der Fließrichtung von einer weiteren, bisher ausstehenden Vereinbarung zwischen dem portugiesischen und dem spanischen FNB abhängt.

283 Antwort von ERSE auf Frage 25 des Fragebogens der Kommission vom 28.07.2004.

384. Die Kommission muss auch Zwischenschritte bei der Entwicklung der Marktstruktur beurteilen, zumal eine bestimmte Situation, auch wenn sie vorübergehender Natur ist, gravierende nachteilige Auswirkungen auf den Wettbewerb haben und möglicherweise lang anhaltende Folgen zeitigen kann.

385. Vgl. EDP-Jahresbericht 2003.

386. In diesem Zusammenhang gilt als verfügbare Einspeisekapazität die technisch mögliche Gesamtkapazität der Pipeline abzüglich der Enagás für die Versorgung Galiziens über portugiesisches Territorium zugeteilten Kapazität.

387. Wie in der vorstehenden Fußnote erläutert wurde, erhält man diesen Wert durch die Subtraktion der reservierten Kapazität von Enagás ([Ö] mGas/Jahr) von der technisch möglichen Gesamtkapazität der Pipeline (3 679 m3/Jahr).

388. [...]

seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringt ENI vor, der Transport eines die reservierte Kapazität übersteigenden Gasvolumens sei auf außergewöhnliche Umstände zurückzuführen, namentlich die Notwendigkeit, Flüssigerdgas auf Grund der Nichtverfügbarkeit des Terminals in Sines über die spanische Pipeline einzuführen.

389. Es bleibt jedoch festzuhalten, dass die bereits umfangreiche von Transgás gebuchte Kapazität vor der Verabschiedung nationaler Vorschriften über den Netzzugang Dritter weiter erhöht werden könnte, so dass diese Vorschriften in der Praxis wirkungslos bleiben würden. [...]*

390. Selbst wenn der Netzzugang Dritter umgesetzt wird, liegt es in Anbetracht dieser Erkenntnisse auf der Hand, dass gegenwärtig die freien Kapazitäten für Dritte nicht ausreichen, um auf Dauer Erdgas einzuführen und dabei ein Mindestmaß an Sicherheit zu haben, welche Gasmenge eingeführt werden kann. Wie ein Energieunternehmen auf der iberischen Halbinsel erklärte: "Jedes Mal, wenn wir Kapazitäten in der algerischen Pipeline angefordert haben, wurde uns beschieden, es seien keine verfügbar. Dies mag auch der Grund dafür sein, dass GDF und andere Marktteilnehmer beschlossen haben, ein Projekt für den Bau einer zweiten Pipeline zwischen Spanien und Algerien in Angriff zu nehmen."

Das LNG-Terminal von GDP in Sines

391. Das LNG-Terminal in Sines ist das einzige Terminal dieser Art in Portugal. Es wurde zu Beginn des Jahres 2004 in Betrieb genommen, und GDP ist (über seine 100%-ige Tochter Transgás) Besitzer und Betreiber zugleich. Die maximale Einfuhrkapazität beträgt 5,3 Mrd. m3 p. a. Da der Erdgassektor noch nicht liberalisiert wurde, wurden bisher für das Terminal keine Vorschriften über den Zugang Dritter erlassen. Infolgedessen müssten sich Dritte, die an einem

289 [...]

290 [...]

291 In diesem Zusammenhang ist anzumerken, dass eine "Führungskraft von Enagás die Auffassung geäußert hat, dass der Gastransport durch Portugal wahrscheinlich auch nach der Inbetriebnahme des LNG-Terminals in Reganosa fortgesetzt werden wird, da Enagás für die Durchleitung des Erdgases durch Portugal zahlen muss" (vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit Enagás vom 26.08.2004) (Mit dem vorgenannten LNG-Terminal Reganosa ist das in der Nähe von El Ferrol in Galizien im Bau befindliche Terminal gemeint.).

292 Protokoll des Treffens mit [...] vom 14.09.2004.

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Zugang zum Terminal interessiert sind, mit GDP in Verbindung setzen und spezielle Bedingungen aushandeln.

392. Im Gegensatz zur Auffassung der Parteien ist die Kommission der Meinung, dass GDP/Transgás ungeachtet der von den nationalen Behörden zu verabschiedenden Vorschriften den Zugang Dritter zum Terminal wesentlich einschränken oder verhindern könnten.

393. Zunächst hegt die Kommission ernsthafte Zweifel daran, dass unabhängig davon, ob ENI und GDP bereit sind, derzeit betriebene oder potenzielle GuD-Anlagen in Portugal mit Erdgas zu beliefern, im LNG-Terminal in Sines ausreichende Import-Kapazitäten für Wettbewerber verfügbar sein werden. In der Tat weisen mehrere Faktoren darauf hin, dass wahrscheinlich die Kapazität des Terminals fast vollständig von GDP, [...]* oder von seinen Tochtergesellschaften gebucht werden könnte, wodurch dieser Einspeisepunkt für künftige Wettbewerber abgeschottet würde. Wie von einem auf der iberischen Halbinsel tätigen Befragten erklärt wurde: "Die Terminals sind extrem kapitalintensiv. Um diese Investition zu amortisieren, werden die Kapazitäten in der Regel bereits lange vor der Fertigstellung des Terminals gebucht." Die bereits gebuchte Kapazität steht daher für Dritte im Rahmen der Regelungen für den Zugang Dritter nicht zur Verfügung.

394. Wie oben dargestellt, hat Transgás den Angaben der Parteien zufolge von der verfügbaren Gesamtkapazität vom 5,256 Mrd. m³/Jahr bereits einen stetig wachsenden Anteil gebucht, der [Ö]* [Ö]* Mio. m³/Jahr ([60-70]* % der verfügbaren Gesamtkapazität) erreichen wird. Die bereits umfangreiche von Transgás gebuchte Kapazität könnte vor der Verabschiedung nationaler Vorschriften über den Zugang Dritter weiter erhöht werden, so dass diese Vorschriften in der Praxis wirkungslos blieben.

395. In diesem Zusammenhang ist festzuhalten, dass es sich hierbei keineswegs um eine abstrakte und abwegig erscheinende Hypothese, sondern um eine belegbare Möglichkeit handelt, da wie von ENI in seiner Antwort auf das Auskunftsersuchen der Kommission mitgeteilt wurde [...]* .

396. Zweitens hegt die Kommission ferner ernsthafte Bedenken, dass die Verabschiedung von Vorschriften über den Zugang Dritter nicht ausreichen würde, um eine Erschwerung des Zugangs Dritter zum Terminal durch EDP wirksam zu verhindern, selbst wenn letzten Endes erhebliche Kapazitäten für Wettbewerber bereitgestellt würden.

397. Konkret besteht die Wiederverdampfung in einem LNG-Terminal aus drei Hauptkomponenten, die sämtlich voneinander abhängen und gleichermaßen von Engpässen betroffen sein können: (i) LNG-Tanker müssen entladen werden. Es müssen Zeitfenster gebucht werden. Vor diesem Hintergrund ist die Arbitrage zwischen Tankern und Vorrangsregeln von zentraler Bedeutung. (ii) Flüssigerdgas wird in einer Speicheranlage gespeichert. Die Speicherkapazität könnte begrenzt werden, um die Entladung eines Tankers der Konkurrenz zu verhindern oder die umgehende Einspeisung des Erdgases in das Netz zu erzwingen. (iii) Das Flüssigerdgas muss vor der Einspeisung rückverflüssigt werden.

293 Protokoll des Treffens mit [...] vom 14.09.2004.

294 Hierzu heißt es in Artikel 21 der Zweiten Erdgasrichtlinie (EG/2003/55): "Erdgasunternehmen können den Netzzugang verweigern, wenn sie nicht über die nötige Kapazität verfügen."

395. Vgl. die von den Parteien am 13.09.2004 übermittelten Zahlen. Es ist jedoch anzumerken, dass ENI in einer sehr späten Phase des Verfahrens (Begründung vom 26.11.2004) mitgeteilt hat, dass der Nutzungsfaktor des Terminals von [Ö] bis [Ö] reiche und daher die für Dritte verfügbaren Kapazitäten niedriger anzusetzen seien. In Abhängigkeit von diesem Faktor würden statt [Ö] Mrd. m³ lediglich Kapazitäten in der Größenordnung von [Ö] Mrd. m³ bis [Ö] Mrd. m³ zur Verfügung stehen. Folglich würde GDP zwischen [Ö] Mio. m³ und [Ö] Mio. m³ buchen, was [70 %-80 %] der Gesamtkapazität des Terminals entspricht.

396. [...]

397. Wiederum ist die begrenzte Kapazität der Wiederverdampfungsanlage zu beachten, die im Voraus zu buchen ist.

398. Ein Erdgasunternehmen erläutert, wie der Betreiber eines LNG-Terminals dafür sorgen kann, dass sich Engpässe trotz bestehender Vorschriften über den Zugang Dritter zum Nachteil der Wettbewerber auswirken: "Es ist ganz leicht, die Nutzung eines LNG-Terminals für Wettbewerber zu erschweren. Man kann dies über drei Arbeitsprozesse bewerkstelligen, die bekanntermaßen Engpässe aufweisen: (i) verzögerte Entladung der LNG-Mengen, (ii) Speicherung des LNG; (iii) Wiederverdampfung. [...]* sich derzeit diesem Problem im Rahmen der US-amerikanischen technischen Vorschriften gegenüber sieht, könnte ebenfalls als Einschränkung des Marktes wirken. In einem LNG-Tankerterminal können jederzeit technische Beschränkungen auferlegt werden, die eine Entladung bestimmter LNG-Tanker verhindern. In einigen Terminals in Europa wird z. B. die Auflage gemacht, dass der LNG-Tanker nach einem Klassifizierungssystem eingestuft ist; auf diese Weise können aus Sicherheitsgründen technische Vorschriften – z. B. ein Zertifikat nach dem Conditions Assessment Programme – eingeführt werden. Davon ausgenommen sind einige algerische LNG-Tanker. Auch wenn zwei Ladungen gleichzeitig eintreffen, kann sich die Festlegung der Rangfolge in erheblicher Weise auf das Unternehmen auswirken, das die Verzögerung in Kauf nehmen muss (Zeit und Zusatzkosten); ist die Kapazität des LNG-Speichers ausgeschöpft (oder wird dies zumindest behauptet), kann allerdings der Betreiber des LNG-Terminals Marktteilnehmer, deren Tanker vor kurzem entladen wurden, auffordern, ihr Erdgas zuerst zu verbrauchen und sie damit zwingen, das im Verhältnis zum Kundenverbrauch überschüssige Erdgas in das Netz einzuspeisen. Es gibt vielfältige Möglichkeiten, diese drei Engpässe nach Belieben zu steuern: Z. B. können die im Winter auftretenden Engpässe bei der Durchleitung zugunsten eines Unternehmens gelöst werden etc."

399. Ein anderes Stromunternehmen betont ebenfalls, dass die einschlägigen Vorschriften nicht ausreichen, um den Zugang Dritter in zufriedenstellender Weise zu gewährleisten: "Nur selten wird durch die Vorschriften über den Zugang Dritter zum LNG-Terminal das gewünschte Ergebnis erzielt: Es gibt zu viele Faktoren, die nach Belieben manipuliert werden können, um die effiziente Nutzung durch Dritte zu verhindern. Die Mehrheit der LNG-Terminals wird vom Hauptnutzer betrieben. [Ö]* [der Befragte] hat keine Kenntnis darüber, wie die vermeintlichen freien Kapazitäten im LNG-Terminal von Sines zugeteilt werden sollen. Vielleicht sind zwar physisch freie Kapazitäten vorhanden, doch vertraglich kann das Terminal ausgebucht sein. Das Vorhandensein freier Kapazitäten bedeutet nicht, dass in der Praxis die Nutzung ohne jedes Risiko gewährleistet ist. Außerdem sind verschiedene Bedingungen noch nicht ausgehandelt, z. B. die Preismechanismen, die generelle Flexibilität und die Zuteilung (nach dem Windhundverfahren oder nach Priorität)." Infolgedessen haben die Regulierer neben den Vorschriften über den Zugang Dritter von Fall zu Fall spezielle Regeln festgelegt, um das Verfahren für die Nutzung von LNG-Terminals durch Wettbewerber zu verbessern. Es kann durchaus sein, dass diese Regeln Wettbewerber vom Einstieg in diesen im Grunde genommen recht kleinen Markt abhalten oder deren Einstieg verzögern.

400. [...]*

401. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte haben die Parteien Kritik an der Auffassung der Kommission geübt, dass die Verabschiedung von Vorschriften über den Zugang Dritter sowie die rechtliche Entflechtung des Terminals nicht ausreichen, um tatsächlich zu verhindern, dass EDP den Zugang Dritter zum Terminal erschweren kann.

297 Protokoll des Treffens mit [...] vom 27.08.2004.

298 Protokoll des Treffens mit [...] vom 14.09.2004.

299 Beispielsweise die Bezahlung der gebuchten Kapazität und/oder der Grundsatz "Use-it-or-lose-it".

404. In Anbetracht dessen ist es offenkundig, dass es für konkurrierende Stromerzeuger, die GuD-Anlagen betreiben, von zentraler Bedeutung ist, die von dieser Speichermöglichkeit gebotene Flexibilität in nichtdiskriminierender Weise nutzen zu können. Die Marktuntersuchung hat bestätigt, dass die vorbezeichneten Zugangsbedingungen nicht ausreichen, um zu gewährleisten, dass die Wettbewerber tatsächlich uneingeschränkt die Vorteile der Speicheranlage nutzen können, da EDP in der Lage sein wird, unter dem Vorwand technischer Probleme den Zugang zu beschränken. [...]* .

EDP wird über wesentliche Vorteile bei der Steuerung der Erdgasversorgung verfügen

405. Schließlich haben mehrere Marktteilnehmer betont, dass das zusammengeschlossene Unternehmen nach der Fusion in der Lage sein werde, die Steuerung der Gasversorgung von

300 Damit ist das Erdgasvolumen gemeint, das unabhängig von der tatsächlich abgenommenen Gasmenge zu bezahlen ist.

301 [...]

302 [...]

303 [...]

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EDP und seinen Wettbewerbern in einer Weise zu optimieren, die allein EDP zugute kommt. Zunächst wird EDP als erster Betreiber einer GuD-Anlage über etwaige Störfälle in der Gasversorgung Kenntnis erhalten. Infolgedessen kann EDP den Zeitpunkt absehen, an dem hohe Strafgebühren fällig werden und diese vermeiden, während die anderen Wettbewerber unter Umständen hohe Strafzahlungen leisten müssen, weil sie nicht in der Lage waren, die vereinbarte Strommenge zu erzeugen. Störfälle mit Auswirkungen auf die verfügbare Erdgasmenge ereignen sich regelmäßig und betreffen z. B. Verzögerungen bei der Entladung von LNG-Tankern, Störungen oder Ausfälle technischer Einrichtungen etc.

406. Insbesondere während der Nachfragespitzen in der Strom- oder Gasversorgung kommt es zudem vor, dass die unmittelbar verfügbare Erdgasmenge nicht für die Belieferung aller Kunden ausreicht. Nach der Fusion wird das zusammengeschlossene Unternehmen in der Lage sein und Interesse daran haben, dem Bedarf von EDP – vor allem mit Blick auf TER – zu Lasten der konkurrierenden GuD-Anlagen Vorrang einzuräumen. Diese werden daher nicht in der Lage sein, das ursprünglich geplante Stromvolumen zu erzeugen. Die Wettbewerber werden in diesen Fällen ihre Stromerzeugungsverpflichtungen nicht einhalten können, während EDP nicht nur zusätzlichen Umsatz erzielen wird, sondern auch den Strom zu einem höheren Preis absetzen kann. Es ist unwahrscheinlich, dass ein derartiges Verhalten aufgedeckt und geahndet wird, da das fusionierte Unternehmen auf Grund der komplexen Topologie und technischen Gegebenheiten des Erdgasnetzes behaupten kann, es sei technisch nicht machbar gewesen, seinen Wettbewerbern ausreichend Erdgas bereitzustellen.

407. Dies wurde tatsächlich von Marktteilnehmern bestätigt, wie aus dem folgenden Zitat hervorgeht: "Nach der Fusion wird EDP außerdem die Kontrolle über die Erdgasinfrastrukturen übernehmen (LNG-Terminal, Import-Pipeline, Speicheranlage in Carrião) und somit über starke Wettbewerbsvorteile verfügen: Wenn es zu einer technischen Störung im Erdgasnetz kommt, wird EDP als einziges Unternehmen im Voraus darüber unterrichtet sein und die geeigneten Strategien ergreifen können, um das Ausmaß der Folgen der Störung für seine Stromerzeugung so gering wie möglich zu halten. EDP wird auch die Fähigkeit besitzen, einen Schritt weiter zu gehen und die Wettbewerber in Bezug auf die Gasversorgung zu diskriminieren. Dies ist vor allem bei Engpässen infolge technischer Probleme, Verzögerungen bei den Einfuhren oder hoher Nachfrage möglich. Man kann ohne weiteres technische Argumente vorbringen, um zu erklären, warum einige Kraftwerke nicht vorrangig mit Erdgas beliefert wurden. Dagegen werden die übrigen Marktteilnehmer ihre Gebote abgeben müssen, ohne zu wissen, was EDP im Schilde führt, und könnten durch bestimmte Praktiken benachteiligt werden. Zwar können Beschwerden eingereicht werden, doch der Prozess ist langwierig, und es ist nicht ganz leicht, den Nachweis zu führen, dass ein beherrschendes Unternehmen seine Stellung auf diesen Märkten missbraucht hat. Darüber hinaus gibt es auf dem recht kleinen portugiesischen Markt zahlreiche Überkreuzbeteiligungen: Daher wird ein Unternehmen nicht zwangsläufig eine Beschwerde dieser Art einreichen." Den Angaben eines anderen Erdgasversorgers zufolge könnte das fusionierte Unternehmen auch die GuD-Anlagen der Wettbewerber von EDP diskriminieren, indem es sich auf höhere Gewalt beruft, um bei der Erdgaszuteilung von den vertraglichen Vereinbarungen abzuweichen. Dieses Vorgehen wäre zum gegenwärtigen Zeitpunkt ausgeschlossen. Für die Betreiber der konkurrierenden GuD-Anlagen wäre es extrem schwierig, den Nachweis zu führen, dass GDP diese Klausel zu Unrecht geltend gemacht hat, und wenn es ihnen doch gelänge, würde dies so viel Zeit in Anspruch nehmen, dass es ohnehin zu spät wäre.

408. Obwohl die Eigentumsverhältnisse am Hochdruckfernleitungsnetz in Portugal durch die Übertragung an REN entflochten werden sollen, könnte die Tatsache, dass EDP im Rahmen

304 Protokoll des Treffens mit [...] vom 27.08.2004.

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der aktuellen Struktur weiterhin die Erdgaseinspeisepunkte sowie die Speicheranlagen maßgeblich mitkontrollieren wird, dem Unternehmen alle notwendigen Mittel und Anreize verschaffen, um seinen Wettbewerbern den Zugang zum Erdgasnetz zu erschweren.

409. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Parteien nicht, dass EDP nach der Fusion über wesentliche Vorteile bei der Steuerung der Erdgasversorgung verfügen wird.

Schlussfolgerungen

410. Aus den vorgenannten Gründen ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass infolge des privilegierten und bevorzugten Zugangs von EDP zu den in Portugal verfügbaren Erdgasressourcen die beherrschende Stellung des Unternehmens auf dem Stromgroßhandelsmarkt durch den angemeldeten Zusammenschluss verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

3. Das fusionierte Unternehmen wird in der Lage sein und Interesse daran haben, die Kosten der Produktionsfaktoren seiner Wettbewerber anzuheben

411. Infolge der Fusion wird das zusammengeschlossene Unternehmen umgehend oder in naher Zukunft in der Lage sein und Interesse daran haben, seine Wettbewerber durch eine Anhebung der Preise für Erdgaslieferungen oder eine Verschlechterung der Lieferqualität vom Markt auszuschließen.

Das fusionierte Unternehmen wird in der Lage sein und Interesse daran haben, die Preise für den kurzfristigen Bedarf von Turbogás anzuheben

412. Als unmittelbare Folge des Zusammenschlussvorhabens wird Turbogás sein Erdgas von EDP, seinem Hauptwettbewerber auf dem Stromgroßhandelsmarkt, beziehen. Ein beträchtlicher Teil des Gasbedarfs von Turbogás wird im Rahmen langfristiger Lieferverträge mit festgelegten Preisformeln gedeckt. Daher ist es unwahrscheinlich, dass das fusionierte Unternehmen die Preise für die vertraglich vereinbarten Lieferungen anheben könnte.

413. Im Unterschied dazu deckt jedoch Turbogás seinen kurzfristigen Bedarf (also die zusätzlichen Volumina, die für kürzere Zeiträume benötigt werden) durch den Abschluss kurzfristiger Verträge zu Marktbedingungen. In diesem Kontext hat ENI bestätigt, dass "Transgás vorbehaltlich verfügbarer Kapazitäten und einer Einigung zwischen den Parteien über Preis und Lieferbedingungen auch kurzfristige Anfragen der Kraftwerke im SEP bedienen kann" . Da Turbogás diesen kurzfristigen Bedarf nicht bei unabhängigen Lieferanten decken kann, solange die Öffnung des Gasmarktes in Portugal nicht wirksam vollzogen wurde, wird das fusionierte Unternehmen demnach in der Lage sein und Interesse daran haben, die Kosten für die Produktionsfaktoren von Turbogás teilweise anzuheben. Darüber hinaus, wie nachfolgend erläutert wird [...]*.

414. Dieses Verhalten würde sich sowohl für EDP als auch für ENI auszahlen. In dieser Hinsicht, [...]*. Infolgedessen würde der Anstieg der Erdgaskosten von Turbogás EDP die Möglichkeit verschaffen, seine Preise zum Nachteil der Verbraucher anzuheben. ENI hätte gar keinen Grund, sich einer solchen Preispolitik zu widersetzen, da sich eine Steigerung der variablen Kosten von Turbogás nicht wesentlich auf die Inanspruchnahme dieses Unternehmens, also die Betriebsdauer der Anlagen und damit den Erdgasverbrauch von Turbogás, auswirken dürfte. Darüber hinaus werden Einnahmeverluste infolge eines marginalen Rückgangs der Verkäufe an Turbogás teilweise durch den höheren Erdgaspreis und teilweise durch die Zusatzzahlungen von EDP an GDP ausgeglichen, z. B. im Rahmen des Liefervertrags mit TER. Aus den

305 Antwort von ENI auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 15.09.2004.

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nachfolgend mit Blick auf den künftigen Bedarf neuer GuD-Anlagen geschilderten Gründen würde ein solches Verhalten außerdem nicht unbedingt eine Preisdiskriminierung darstellen (oder zumindest wäre diese weniger offensichtlich), sofern sich die technischen und/oder anderen externen Bedingungen, die maßgeblich für die in den kurzfristigen Verträgen von Turbogás vorgesehenen Bestimmungen sind, substanziell von denen unterscheiden, die den Bestimmungen in den EDP-Verträgen zugrunde liegen. Dies trifft umso mehr zu, als die Verträge von Turbogás wichtige Besonderheiten und abweichende Bestimmungen vorsehen. Auf alle Fälle ist es wahrscheinlich, dass es für Turbogás oder eine zuständige öffentliche Stelle angesichts der Geheimhaltungspflicht und der Komplexität derart spezifischer Klauseln unmöglich wäre, eine solche Preissetzungsstrategie rechtzeitig aufzudecken.

Das fusionierte Unternehmen wird aller Wahrscheinlichkeit nach künftige GuD-Anlagen, sofern diese überhaupt gebaut werden, beliefern

415. Wie bereits festgestellt wurde, hält die Kommission es entgegen der Auffassung der Parteien für unwahrscheinlich, dass in den nächsten Jahren (bis 2007/2008) von den Wettbewerbern drei neue GuD-Anlagen in Betrieb genommen werden. Doch selbst wenn die vorgenannten GuD-Anlagen in dieser Zeit in Betrieb gehen sollten, ist davon auszugehen, dass zumindest einige von ihnen von GDP beliefert werden. Ein Stromunternehmen hat in diesem Kontext betont, dass "EDP dank der Fusion zum wichtigsten Erdgaslieferanten für sämtliche potenzielle Wettbewerber avancieren würde, die einen Einstieg in den Stromgroßhandelsmarkt in Portugal beabsichtigen" .

416. Tatsächlich ist daran zu erinnern, dass Portugal nach Maßgabe der Zweiten Erdgasrichtlinie unter eine Ausnahmeregelung für den Zeitplan fällt, der durch diesen Gemeinschaftsrechtsakt festgelegt wird. Gemäß dieser Regelung muss die Definition der zugelassenen Kunden erst ab 2007 eine Marktöffnung bewirken, die sich auf mindestens 33 % des jährlichen Gesamterdgasverbrauchs auf dem innerstaatlichen Erdgasmarkt erstreckt. Alle Nicht-Haushalts-Kunden werden spätestens 2009, alle Haushalts-Kunden spätestens 2010 als zugelassene Kunden eingestuft.

417. Ungeachtet dieser Ausnahmeregelung nahm die portugiesische Regierung 2003, wie bereits erwähnt, zwei Entschließungen an, um die Öffnung des Erdgassektors vorzuziehen. Diese Entschließungen sahen insbesondere vor, dass die in Portugal präsenten Stromerzeuger ab dem 1. Juli 2004 als zugelassene Erdgasverbraucher eingestuft würden. Da jedoch die Verabschiedung der entsprechenden Rechtsvorschriften bisher nicht erfolgt ist, wurde die Marktöffnung verschoben und wird nunmehr für 2005 erwartet.

306 Vgl. Antwort von REN auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 01.09.2004. REN ist der Auffassung, dass [Turbogás] nur dann Gefahr läuft, unter die Take-or-Pay-Klausel zu fallen, wenn gleichzeitig a) Turbogás weniger als [Ö] Mrd. m verbraucht und b) der Absatz von Transgás unter seine eigene (mit Sonatrach vereinbarte) Take-or-Pay-Schwelle in Höhe von [Ö] Mrd. mfällt. [Demgegenüber] vertritt Transgás die Auffassung, dass die Take-or-Pay-Schwelle von Turbogás ungeachtet seiner Umsatzentwicklung im Laufe der 3 Jahre [Ö] Mrd. beträgt. Bisher hat Turbogás jedoch stets mindestens [Ö] Mrd. jährlich verbraucht. Dieser Konflikt könnte künftig erneut aufflammen, wenn GuD-Anlagen mit einem höheren Wirkungsgrad in Betrieb genommen werden und Turbogás weniger häufig in Anspruch genommen wird.

307 Antwort von [...] auf das Auskunftsersuchen der Kommission nach Artikel 11 vom 03.09.2004.

308 Vgl. Artikel 23 Absatz 1 und Artikel 28 Absatz 3 der Zweiten Erdgasrichtlinie.

309 Entschließungen des Ministerrats 63/2003 vom 3. März 2003 und 68/2003 vom 10. Mai 2003.

410. Bei einem Treffen mit der Kommission vom 24.09.2004 unterrichtete die portugiesische Regierung die Kommission darüber, dass der Entwurf des Gesetzesdekrets zur Öffnung der Erdgasmärkte für Stromerzeuger zurückgezogen worden sei. Die Regierung plant nun einen Gesetzesvorschlag, in dem die Öffnung der verschiedenen Kundengruppen nach einem vorgegebenen Zeitplan vorgesehen ist. Dieses Gesetz soll im Laufe des Jahres 2005 dem Parlament vorgelegt werden.

418. Neben diesen rechtlichen Unsicherheiten ist durch die Untersuchung der Kommission deutlich geworden, dass Erdgasverträge für den Betrieb von GuD-Anlagen aufgrund der technischen Beschränkungen – Buchung der Kapazitäten und der Gaseinfuhren – und der finanziellen Erfordernisse – Notwendigkeit eines tragfähigen Geschäftskonzepts für die Zwecke der Bankfinanzierung – in aller Regel zwei bis drei Jahre vor der tatsächlichen Inbetriebnahme des Kraftwerks ausgehandelt werden.

419. In Anbetracht dessen werden Stromerzeuger, die in absehbarer Zukunft den Betrieb einer GuD-Anlage in Portugal planen, voraussichtlich zur Sicherung einer effizienten Gasversorgung einen Vertrag mit GDP schließen, selbst wenn künftig ausreichende Kapazitäten für andere Erdgasunternehmen bereitgestellt werden. In diesem Kontext hat ein Stromerzeuger, der gegenwärtig den Bau und Betrieb einer neuen GuD-Anlage in Portugal in Erwägung zieht, bestätigt, dass er in der Tat aus den vorbezeichneten Gründen exklusiv mit GDP verhandelt hat. Iberdrola hat seinerseits mitgeteilt, dass es in Portugal nur dann eine GuD-Anlage parallel zu seinen anderen GuD-Anlagen in Spanien beliefern würde, "wenn die Bedingungen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme dafür geeignet sind" .

420. Sofern neuen Anbietern der Einstieg in den Markt gelingen sollte, ist es umso wahrscheinlicher, dass sie die Gaslieferverträge mit GDP abschließen müssten, da es ihnen aufgrund der für Dritte beschränkten Einfuhrkapazitäten nicht möglich sein wird, Erdgas von unabhängigen Lieferanten zu beziehen. In der Tat wurde oben gezeigt, dass die internationale Pipeline, die bei Campo Maior nach Portugal geleitet wird, gegenwärtig und auf absehbare Zeit keine freien Kapazitäten zu bieten hat. Was das LNG-Terminal in Sines angeht, hat sich GDP bereits [Ö]* Mio. m der Gesamtkapazität des LNG-Terminals in Höhe von 5,256 Mrd. m vertraglich gesichert. Die freie Kapazität wird von den Parteien mit [1,5-1,9]* Mrd. m beziffert. [...]*

421. Mithin ist es wahrscheinlich, dass nach dem Zusammenschluss das fusionierte Unternehmen – und somit EDP – Erdgas an die (Mehrheit der) Wettbewerber von EDP liefern würde, die in naher Zukunft einen Einstieg in den Stromgroßhandelsmarkt anstreben.

EDP wird in der Lage sein und Interesse daran haben, die Erdgaskosten konkurrierender GuD-Anlagen zu erhöhen

422. Nach dem Zusammenschluss wird EDP folglich in der Lage sein und Interesse daran haben, über das fusionierte Unternehmen die Höhe der Erdgaspreise für jene Unternehmen entscheidend zu beeinflussen, die durch den Betrieb neuer GuD-Anlagen potenziell in den Stromerzeugungsmarkt einsteigen könnten. Ein weiteres Stromunternehmen hat Folgendes bestätigt: "Es liegt auf der Hand, dass diese Fusion EDP und GDP in die Lage versetzen könnte, über die Kontrolle der Erdgasversorgung der anderen Erzeuger den Strompreis auf dem Großhandelsmarkt zu beeinflussen und damit den Wettbewerb auf dem Strom- und Gasmarkt zu beschränken."

423. Da EDP (auf Grund des Umfangs seines Kraftwerksparks) nicht fortwährend auf Erdgas als Rohstoff für seine Erzeugungsaktivitäten angewiesen ist und, was noch wichtiger ist, da es ohnehin den künftigen Bedarf seiner neuen GuD-Anlage bereits vertraglich abgesichert hat, wird das fusionierte Unternehmen tatsächlich in der Lage sein, die Preise für alle zusätzlich angeforderten Erdgasmengen anzuheben. Da es den langfristigen Bedarf seiner neuen GuD-Anlage bereits vertraglich gesichert hat, würde diese Strategie den eigenen Interessen von EDP als Stromerzeuger nicht zuwiderlaufen.

424. Im Gegensatz zu den Argumenten der Parteien wird dieses Verhalten nicht unbedingt als Preisdiskriminierung im Sinne von Artikel 82 EG-Vertrag eingestuft werden, sofern sich die Bestimmungen in dem Vertrag des Wettbewerbers (unter die Take-or-Pay-Klausel fallendes Erdgasvolumen, Vertragslaufzeit, Sonderbestimmungen) wesentlich von den entsprechenden Bestimmungen in den Verträgen von EDP unterscheiden oder zum Zeitpunkt der Unterzeichnung des Vertrags des Wettbewerbers andere externe Bedingungen (Zeitpunkt der Vertragsunterzeichnung, verfügbare Kapazitäten, internationale Gasbezugsverträge, politische Stabilität in den Erzeugerländern usw.) vorlagen als zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der EDP-Verträge.

425. Selbst wenn dieses Verhalten letztendlich als Missbrauch einer vorhandenen beherrschenden Stellung gewertet würde, ist es ungeachtet dessen in jedem Fall wahrscheinlich, dass die gegenwärtigen Marktbedingungen dem fusionierten Unternehmen starke Anreize für eine solche Strategie bieten würden. Denn wie bereits oben erläutert sind die in Erdgaslieferverträgen angewendeten Preisformeln nicht transparent, da diese Informationen für den wettbewerbsfähigen Betrieb einer GuD-Anlage entscheidend sind. Darüber hinaus zeichnen sich diese Verträge durch eine enorme technische Komplexität aus und enthalten daher spezielle Klauseln, die auf die kundenspezifischen Bedürfnisse zugeschnitten sind. Daher ist es höchst unwahrscheinlich, dass ein Unternehmen jemals in der Lage wäre, tatsächlich die eigenen Vertragsbedingungen mit denen der zwischen EDP und GDP geschlossenen Verträge zu vergleichen. Dies gilt insbesondere für Regulierungsbehörden oder sonstige öffentliche Stellen, da sie kaum in der Lage sein dürften, solche Unterschiede rechtzeitig festzustellen. Selbst wenn dieses Verhalten für sich genommen als rechtswidrig angesehen würde, wäre angesichts der Unwahrscheinlichkeit seiner Entdeckung durch Wettbewerber oder öffentliche Stellen nicht unbedingt davon auszugehen, dass der für EDP bestehende Anreiz, die Erdgaskosten für seine Konkurrenten durch eine für diese nachteilige Preissetzungspolitik anzuheben, aufgrund der potenziellen Rechtswidrigkeit des Verhaltens beseitigt würde.

426. Es ist ferner anzumerken, dass sich eine derartige Preissteigerungsstrategie für ENI auszahlen würde, da sich die Auswirkungen auf die Erdgasmengen, die ENI an die fraglichen Wettbewerber verkaufen würde, in Grenzen hielten. Denn diese Wettbewerber müssen in jedem Fall die in hohem Maße unelastische Stromnachfrage bedienen, und Kostensteigerungen werden wahrscheinlich über den Stromgroßhandelsmarkt an die Stromendverbraucher weitergegeben.

427. Darüber hinaus ist eine solche Situation, in der potenzielle Wettbewerber damit rechnen müssen, von ihrem Hauptkonkurrenten beliefert zu werden, wenn sie letzten Endes zu gegebener Zeit den Einstieg in den Markt bewerkstelligen wollen, ebenfalls geeignet, chancenreiche Wettbewerber in Portugal vom Markteintritt abzuhalten oder diesen weiter zu verzögern. Dies würde den Interessen von ENI mit Blick auf die Steigerung seines Erdgasabsatzes nicht zuwiderlaufen, da EDP das am besten aufgestellte Unternehmen wäre, um zusätzliche neue GuD-Anlagen zu bauen und zu betreiben. [...]*.

314 Antwort auf die Entscheidung der Kommission nach Artikel 6 Absatz 1) Buchstabe c).

315 Vgl. EuGeI 25. Oktober 2002, Tetra Laval BV/Kommission, Rechtssache T-5/02, Slg. 2002, II-4381, Randnummer 159.

316 Nach der Fusion wird ENI einen Anteil von 49 % an GDP halten. ENI ist ein führendes Unternehmen im Erdgassektor und auf allen Stufen der Erdgaskette aktiv.

Beteiligung hält. Somit wird ENI in Portugal zweifelsohne nicht den Marktzutritt eines neuen Erdgasunternehmens befördern.

428. Aus den genannten Feststellungen folgt, dass EDP nach der Fusion in der Lage sein und Interesse daran haben wird, seine Wettbewerber im Bereich der Stromerzeugung durch gasbefeuerte Kraftwerke vom Markt auszuschließen, indem es die Preise für Erdgaslieferungen anhebt und/oder die Lieferqualität verschlechtert. Dieser Faktor wird für sich genommen zu einer Verstärkung der beherrschenden Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt in Portugal beitragen und damit den wirksamen Wettbewerb auf diesem Markt erheblich behindern.

(c) Schlussfolgerungen

429. Aus den oben genannten Gründen, die sowohl jeder für sich als auch in ihrer Gesamtheit bewertet wurden, ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von EDP auf dem portugiesischen Stromgroßhandelsmarkt verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

2. Markt für Hilfsdienste

430. Wie in Randnummer 187 erläutert, wird unabhängig davon, ob in absehbarer Zukunft ein iberischer Strommarkt entsteht, der Markt für Hilfsdienste in seiner Ausdehnung auch weiterhin nicht über die Staatsgrenzen hinausgehen. Nur Stromerzeuger mit Sitz in Portugal werden für diesen Markt zugelassen sein. Einstweilen ist EDP das einzige Unternehmen in Portugal, das in der Lage ist, die Nachfrage auf diesem Markt zu bedienen. Die Untersuchung hat ergeben, dass EDP eindeutig eine beherrschende Stellung auf diesem Markt innehat.

431. Durch den fraglichen Zusammenschluss wird ein potenzieller neuer Anbieter auf dem Strommarkt und damit ein potenzieller Anbieter von Hilfsdiensten ausgeschaltet. Auf Grund aller im Zuge der Beurteilung des Großhandelsmarktes dargelegten Gründe und in Anbetracht der Tatsache, dass nur einige wenige Unternehmen solche Dienste erbringen können, hätte der Zugang von GDP zum Großhandelsmarkt die Stellung von EDP bei der Erbringung von Hilfsdiensten geschwächt. Der Zusammenschluss führt zu einer Ausschaltung dieses potenziellen Wettbewerbers auf dem Markt für die Erbringung von Hilfsdiensten.

432. Aus diesem Grund ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von EDP auf dem portugiesischen Markt für die Erbringung von Hilfsdiensten gestärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

3. Stromeinzelhandel

(a) EDP hat eine beherrschende Stellung auf den Stromeinzelhandelsmärkten in Portugal inne

433. Zahlreiche Faktoren weisen darauf hin, dass EDP eindeutig eine beherrschende Stellung auf den portugiesischen Stromeinzelhandelsmärkten, dem Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer mit Strom und dem Markt für die Belieferung von NS-Kunden mit Strom einnimmt. [Ö]*

434. Zunächst haben die beiden einzigen neben EDP auf den portugiesischen Stromeinzelhandelsmärkten tätigen Unternehmen im Jahr 2003 nur 1 324 GWh verkauft,

317 [...]

während der Gesamtverbrauch auf diesen Märkten bei 38 915 GWh lag. Damit hält EDP einen Anteil von mehr als [90-100]*% des Einzelhandelsmarktes.

435. Im Wesentlichen umfasste im Jahr 2003 der Markt für zugelassene Kunden lediglich die Versorgung industrieller Großabnehmer (45 % des Gesamtverbrauchs). Bei diesen zugelassenen industriellen Großabnehmern hatten die Wettbewerber gemessen am Verbrauch lediglich einen Marktanteil von [0-10]*%, während EDP die restlichen [90-100]*% lieferte.

436. Die beherrschende Stellung von EDP wird außerdem dadurch verstärkt, dass EDP als einziges Unternehmen das regulierte System beliefert, das 90 % des portugiesischen Gesamtverbrauchs ausmacht (gemessen an der Zahl der Kunden ist der Anteil sogar noch größer). An dieser Situation wird sich nichts ändern, da die geltenden portugiesischen Rechtsvorschriften vorsehen, dass EDP auch nach der Beendigung der Stromabnahmeverträge als regulierter Anbieter das gesamte regulierte System beliefern wird.

437. Ferner besitzt EDP das portugiesische Stromverteilernetz (insbesondere hält EDP sämtliche kommunalen Konzessionen für die Verteilung von Niederspannungsstrom). Auf Grund dieses Netzes hat EDP einen starken Vorteil, da das Unternehmen dadurch in direktem Kontakt zu den Kunden steht.

438. Als ehemaliger Monopolist verfügt EDP ferner Informationen über die Verbrauchsprofile aller Kunden (auch historische Daten über die Kunden, die kürzlich zu einem anderen Anbieter gewechselt haben), was bei der Erstellung eines Kundenangebots von entscheidender Bedeutung ist.

439. Folglich war EDP in der Lage, die große Mehrheit der zugelassenen industriellen Großabnehmer zu halten, die aus dem regulierten System (SEP) in das liberalisierte System gewechselt sind. Tatsächlich sind im Jahr 2003 [70-80]* % aller Kunden, die bis dahin vom SEP in das SENV gewechselt waren, bei EDP geblieben. Das entspricht [60-70]* % des Gesamtverbrauchs des Jahres 2003 im SENV. Der Anteil von EDP in diesem Marktsegment ist deswegen von Bedeutung, da er im Wesentlichen dem Marktanteil des Unternehmens im Jahr 2002 entspricht ([60-70]* % des Verbrauchs der gewechselten industriellen Großabnehmer im Jahr 2002). Daraus wird ersichtlich, dass die Wettbewerber EDP in diesem Segment keine Anteile abgenommen haben. Im Jahr 2003 machte dieses Segment [20-30]* % des Verbrauchs aller industriellen Großabnehmer aus. Damit wird deutlich, welche Vorteile EDP als führender Versorger im portugiesischen Markt hat, zum einen auf Grund seines De-facto-Monopols im regulierten System und zum anderen dank seiner Wettbewerbsvorteile im deregulierteren System.

440. Ferner ist anzumerken, dass die beiden anderen Anbieter in den Einzelhandelsmärkten gezwungen sind, Strom aus Spanien einzuführen. Sie haben somit höhere Lieferkosten und -risiken, vor allem infolge der zahlreichen unvorhersehbaren Engpässe, die sie zwingen, bei in Portugal ansässigen Unternehmen Strom zu hohen Preisen zu erwerben. Bisher konnte im Falle solcher Engpässe Strom bei REN bezogen werden. In Zukunft werden die Wettbewerber voraussichtlich direkt bei Stromerzeugern kaufen müssen und damit vermutlich von EDP abhängig sein.

319441. [...]*

320321442. [...]*

443. Allein dadurch wird bereits offensichtlich, dass EDP eine beherrschende Stellung auf dem portugiesischen Stromeinzelhandelsmarkt für industrielle Großabnehmer innehat. Dies gilt insbesondere für den Kleinkundenmarkt, der erst im Laufe des Jahres 2004 nach und nach geöffnet wurde. Die Erfahrungen anderer Mitgliedstaaten zeigen deutlich, dass diese Kunden in wesentlich geringerem Maße zu einem anderen Anbieter wechseln als industrielle Abnehmer. Die marktbeherrschende Stellung von EDP wird also nur langsam anzufechten sein.

Stellungnahmen der Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

444. In Ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte stellen die Parteien die Schlussfolgerung der Kommission, dass EDP im Stromeinzelhandelsmarkt für Kleinkunden (Niederspannungsstrom) eine beherrschende Stellung innehat, nicht in Frage.

445. Was die Belieferung von Großabnehmern (HS- und MS-Kunden) im Stromeinzelhandel betrifft, so bestreiten die Parteien nicht explizit die Ergebnisse der Kommission oder die Schlussfolgerung, dass EDP in diesem Markt eine beherrschende Stellung innehat. Vielmehr bringen sie Argumente vor, die zeigen sollen, dass die Stellung von EDP nicht ganz so übermächtig ist.

446. Zu diesem Zweck heben die Parteien ausschließlich auf die Entwicklung der Marktanteile im freien System (SENV) ab. Dieser Ansatz ist nicht mit der Tatsache in Einklang zu bringen, dass der relevante Markt alle Großabnehmer umfasst, unabhängig davon, ob sie ihren Bedarf im freien oder im regulierten System decken. Diese Definition des Produktmarktes, die von den Parteien in keiner Weise bestritten wurde, trägt den unterschiedlichen Wettbewerbsbedingungen Rechnung, die im regulierten System (insbesondere feste und regulierte Tarife) und im freien System (freie und möglicherweise stärker schwankende Preise) gelten. Die Situation im relevanten Markt unterscheidet sich erheblich von der Darstellung der Parteien, da die von den Wettbewerbern gewonnenen Kunden lediglich einen geringen Prozentsatz des von EDP beherrschten Gesamtmarktes ausmachen.

447. Selbst wenn nur das freie System in Betracht gezogen wird, stimmt die Kommission den Schlussfolgerungen der Parteien hinsichtlich der Verluste von EDP an Kunden und Anteilen nicht zu. Zunächst geht aus der von EDP in seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte übermittelten Tabelle hervor, dass EDP zwischen 2003 und 2004 keine Kunden verloren hat. Der Anstieg der Umsätze der Wettbewerber von EDP ist in erster Linie auf Kunden zurückzuführen, die aus dem regulierten System gewechselt haben. Diese Wechsel machen lediglich [0-5]* % des Umsatzes von EDP aus. Zweitens betonen die Parteien, "dass die Kommission bei der Bewertung der künftigen Stellung von EDP keinerlei Extrapolation vorangegangener Entwicklungen in Betracht zieht", verweisen jedoch ausschließlich auf den Trend zwischen 2003 und 2004, um eine rückläufige Entwicklung des Marktanteils von EDP zu belegen. Betrachtet man einen längeren Zeitraum, erhält man ein vollkommen anderes Bild: Zwischen 2001 und 2004 stieg der Marktanteil von EDP von [40-50]* bis auf [Ö]*, während sich das Volumen des freien Systems verachtfachte. Dies zeigt, dass die große Mehrheit der in den freien Markt gewechselten Kunden von EDP gewonnen wurde (ganz zu schweigen von der großen Mehrheit, die sich dafür entschied, im regulierten System bei EDP zu bleiben).

448. In Anbetracht der oben dargelegten Gründe ist die Kommission zu der Schlussfolgerung gelangt, dass EDP in den Stromeinzelhandelsmärkten für Großabnehmer (HS und MS) sowie für Kleinkunden (NS) eine beherrschende Stellung innehat.

449. Die eingehende Untersuchung der Kommission hat ergeben, dass das Vorhaben geeignet ist, die beherrschende Stellung von EDP auf den portugiesischen Stromeinzelhandelsmärkten zu stärken.

Durch die Fusion wird ein wichtiger potenzieller Wettbewerber auf beiden Märkten ausgeschaltet

450. Der vorgeschlagene Zusammenschluss wird die beherrschenden Marktstellungen von EDP stärken, da GDP als ein wichtiger potenzieller Wettbewerber ausgeschaltet wird. Tatsächlich haben die Befragten bei der Untersuchung der Kommission bestätigt, dass GDP auf Grund seines Kundenstamms, seiner überaus bekannten nationalen Marke und seiner Fähigkeit, duale Gas-/Stromverträge anzubieten, höchstwahrscheinlich der chancenreichste potenzielle neue Anbieter auf diesen Märkten wäre.

451. Ein Marktteilnehmer hat erklärt: "Ohne die Fusion wären EDP und GDP am besten aufgestellt, um erfolgreich in den Gas- und Strommarkt einzusteigen. Ein gutes Beispiel dafür bietet der Markt im Vereinigten Königreich. In Spanien stellen die etablierten Strom- und Gasunternehmen die wichtigste Wettbewerbsquelle dar. Wenn Stammkunden zwei unterschiedliche Produkte verkauft werden können, entsteht daraus ein Crossover-Vorteil. Die Risikoprofile in beiden Märkten sind vergleichbar. Große Kundenstämme, Fakturierungssysteme und Verbrauchsmesssysteme können in beiden Märkten herangezogen werden. Beide Unternehmen haben bereits Kundenstämme, die sich zum Teil überschneiden. Außerdem können die Kundendienstkosten gesenkt werden, indem beide Produkte gemeinsam angeboten werden. Die Erfahrung im Vereinigten Königreich hat gezeigt, dass Gasversorger in der Regel in die Stromerzeugung einsteigen. Die Kunden bleiben tendenziell bei ihrem angestammten Versorger. EDP oder GDP könnten einander auf Grund ihrer starken Marken und Marktpräsenz in Portugal Kunden abwerben. Es scheint jedoch sehr unwahrscheinlich, dass dies neuen ausländischen Anbietern in gleichem Maße gelingen wird. [Ö]* Die etablierten Unternehmen haben einen enormen Vorteil, da sie über den Kundenstamm sowie die relevanten Informationen über diese Abnehmer verfügen und in regelmäßigem Kontakt mit den Kunden stehen. Selbst nach der Liberalisierung werden die Verteilerunternehmen in der Regel weiterhin für die Behebung der technischen Probleme der Lieferanten zuständig sein und somit in direktem Kontakt mit den Kunden der Wettbewerber bleiben."

452. In ihrer Antwort auf die Entscheidung der Kommission nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) argumentieren die Parteien wie folgt:

"Der derzeitige Zeitplan für die Liberalisierung der Märkte wirkt per se wie ein rechtliches Verbot 'dualer' Gas-/Stromangebote und bietet somit neuen Anbietern eine Chance. Denn wie oben dargelegt wurde die vollständige Liberalisierung des Strommarktes per Gesetzesdekret auf den 1. Juli 2004 festgelegt, während die Öffnung des Gasmarktes für alle Kunden, mit Ausnahme der Stromerzeuger, erst im Juli 2007 erfolgen soll. Bis dahin können die derzeitigen und die potenziellen neuen Anbieter auf dem Stromeinzelhandelsmarkt ihren Kundenstamm ausgebaut und den Bekanntheitsgrad ihrer Marke gestärkt haben. Sie werden also genau das geschaffen haben, was die Kommission als Wettbewerbsvorteil für GDP festgestellt hat: eine bekannte nationale Marke."

453. Zunächst ist zu betonen, dass "duale Angebote" an sich nicht notwendigerweise wettbewerbswidrig sind. Tatsächlich geht es darum, dass GDP den Wettbewerbsdruck für EDP erhöhen kann, eben weil es in der Lage ist, "duale Angebote" einzuführen. Darüber hinaus ist

325 Genehmigtes Protokoll des Treffens mit International Power vom 14.09.2004.

der Kommission keine portugiesische Verordnung oder Rechtsvorschrift bekannt, die GDP daran hindert, ein Tochterunternehmen für die Stromversorgung von Endverbrauchern zu gründen. Auf Grund seiner starken Marke und der Informationen, die GDP über seine Kunden zur Verfügung stehen, hätte dieses Tochterunternehmen große Wachstumschancen und könnte einen starken Wettbewerbsdruck auf EDP ausüben. Dieses im Stromsektor tätige Tochterunternehmen wäre zwar wohl getrennt von den Tätigkeiten von GDP im regulierten Erdgasbereich zu führen, dennoch könnte den Kunden problemlos das Gefühl vermittelt werden, tatsächlich Strom und Gas bei derselben Unternehmensgruppe zu beziehen und sobald wie möglich von einem kombinierten "dualen Angebot" profitieren zu können.

454. Zweitens müssen die Gasmärkte in Portugal spätestens ab 2007 geöffnet werden. Nach Maßgabe der Verordnung und der Ausnahmeregelung für Portugal sollte die Liberalisierung der Märkte bis 2010 vollständig abgeschlossen sein. Die Untersuchung der Kommission hat jedoch ergeben, dass die örtlichen Wirtschaftsteilnehmer die Öffnung des Gasmarktes bereits zu einem wesentlich früheren Zeitpunkt erwarten. [Ö]* geben beispielsweise an, dass EDP von folgendem Zeitplan für die Liberalisierung des Gasmarktes ausgeht: [Ö] Demnach wird die Öffnung des Gasmarktes wesentlich früher stattfinden als von den Parteien angegeben.

455. Unter Berücksichtigung der Erfahrungen in Spanien hat die spanische Regulierungsbehörde CNE in der Tat bestätigt, dass GDP höchstwahrscheinlich der chancenreichste potenzielle neue Anbieter auf den Strommärkten wäre ["die Erfahrungen in Spanien haben gezeigt, dass die führenden Gas- und Stromunternehmen am besten für den Eintritt in den jeweils anderen Markt aufgestellt sind"], insbesondere auf Grund ihres Kundenstamms ["die führenden Gasunternehmen verfügen über einen Kundenstamm, der auch für den Ausbau des Stromgeschäfts herangezogen werden kann; außerdem stehen ihnen wichtige Informationen über die Verbraucher zur Verfügung, und sie stehen in regelmäßigem Kontakt mit den Kunden"] und ihrer Marke ["ihre weithin bekannte Marke kommt ihnen auch bei der Vermarktung von Strom zugute: Die Kunden betrachten das Unternehmen als Energiedienstleister, gleichgültig ob sie von diesem nur Gas oder nur Strom beziehen"].

456. Ein etablierter Gasversorger erklärte ferner, für den eigenen Einstieg in seine nationalen Strommärkte habe es vier Hauptgründe gegeben (wobei dieses Unternehmen im selben Gebiet bereits auf dem Gassektor führend war). "Zunächst konnte es auf seine Gaskunden zurückgreifen, um durch duale Gas-/Stromangebote einen neuen Geschäftszweig aufzubauen. Zweitens wollte es Stromkunden gewinnen, um den absehbaren Rückgang seiner Marktanteile im Gasbereich nach der Liberalisierung dieses Sektors zu kompensieren. Drittens konnte es seine GuD-Anlagen als 'virtuelle Gasspeicher' nutzen (etwaiges überschüssiges Gas konnte in den GuD-Anlagen verwertet werden). Viertens musste GN mit Blick auf den Einstieg in den Stromeinzelhandelsmarkt auch in der Stromerzeugung und im Großhandelsmarkt tätig werden, um das Risiko steigender Strompreise im Pool abzusichern: Bei einem starken Preisanstieg hätte das Unternehmen zwar Verluste im Einzelhandel hinnehmen müssen (wo die Preise durch die regulierten Tarife gebunden sind), jedoch größere Gewinne auf dem Großhandelsmarkt erzielen können." Ferner unterstrich das Unternehmen die Bedeutung der Marke in diesem Zusammenhang ["Unserer Erfahrung in Spanien nach spielt die Marke eines Versorgungsunternehmens eine entscheidende Rolle, um Kunden dazu zu bewegen, vom regulierten in den freien Markt zu wechseln und den Wechsel zu einem anderen Anbieter zu erleichtern"].

457. Das im Vereinigten Königreich führende Gasunternehmen (Centrica) bestätigte ebenfalls, dass GDP wahrscheinlich ohne die Fusion auf den Einzelhandelsmärkten Fuß gefasst hätte. Dabei unterstrich Centrica, dass ein führendes Gasunternehmen auf seinem vorhandenen Kundenstamm aufbauen und diesen erweitern könne, indem es beispielsweise duale Gas-/Stromverträge anbiete: "Fast 80 % der Stromabnehmer [von Centrica] sind sowohl Strom- als auch Gaskunden."

458. Die Möglichkeit der Entwicklung dualer Gas-/Stromangebote wurde auch von anderen Befragten als ein wichtiger Faktor genannt, um zu begründen, warum GDP als der am besten aufgestellte Aspirant für einen Einstieg in den Einzelhandelsmarkt gelten sollte: "Der Hauptgrund, aus dem GDP im Marktsegment KMU/Haushalte [der am besten aufgestellte Aspirant für einen Einstieg in den Stromeinzelhandel ist] liegt darin, dass seine Marke in Portugal bekannt ist und das Unternehmen Zugang zu Gas hat, was für das Angebot dualer Gas-/Stromangebote in diesen Segmenten entscheidend ist." Von den Wettbewerbern wurden weitere wichtige Faktoren wie eine lokale Marke, ein lokales Netz ["wir halten GDP für den am besten aufgestellten potenziellen Neuanbieter im portugiesischen [Strom-]Markt, weil es über eine starke Marke und ein weitläufiges Gasverteilernetz verfügt"] sowie eine lokale Vertriebsorganisation ["mit einer starken lokalen Absatzorganisation und fundierten Kenntnissen über den portugiesischen Markt"] hervorgehoben. Anders als die derzeitigen Wettbewerber von EDP hätte GDP langfristig auch auf den in seiner geplanten GuD-Anlage in Sines erzeugten Strom zurückgreifen können, um Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen zu beziehen, ohne von Dritten oder unvorhersehbaren Engpässen abhängig zu sein.

459. Die Bedeutung dieser Faktoren wurde auch von portugiesischen Stromkunden unterstrichen. In Beantwortung der Fragen der Kommission nannten 39 % der Befragten die lokale Präsenz (Vertriebsorganisation/technischer Support) als das wichtigste Kriterium für die Wahl eines Stromversorgers. An zweiter und dritter Stelle folgen "bestehende Geschäftsbeziehungen" und "ein großer Kundenstamm in Portugal". Diese Untersuchung zeigt auch, dass die Stromkunden GDP als den zuverlässigsten Stromversorger betrachten.

460. Eine eindeutige Mehrheit der Befragten auf der Nachfrageseite bestätigte, dass ein Gasunternehmen wie GDP die für einen erfolgreichen Zugang zu den Strommärkten am besten aufgestellt ist. GDP (oder eines seiner Tochterunternehmen) wird von 35 % der Befragten als der zuverlässigsten Stromversorger eingestuft. Im Vergleich dazu rangieren Iberdrola und Endesa bei nur 25 % bzw. 20 % der Befragten an erster Stelle. Als wichtigste Kriterien für die Wahl eines Stromversorgers nannten die Stromkunden zuallererst die lokale Präsenz (Vertriebsorganisation/technischer Support) (39 % der Befragten), gefolgt von bereits bestehenden Beziehungen zwischen Versorger und Kunden sowie einem großen Kundenstamm in Portugal.

Was einen möglichen Unterschied zwischen den Chancen von GDP auf einen Zugang zum Stromeinzelhandelsmarkt für industrielle Großabnehmer einerseits und zum Einzelhandelsmarkt für NS-Kunden andererseits betrifft, so wurde das Argument vorgebracht, dass industrielle Großabnehmer an dualen Gas-/Stromangeboten weniger interessiert seien. Es trifft zu, dass die Erfahrungen anderer Mitgliedstaaten einen solchen Schluss zulassen könnten.

Andererseits haben jedoch viele industrielle Groflabnehmer in Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission erklärt, sie seien durchaus an dualen Gas-/Stromangeboten interessiert (50 %). Außerdem haben industrielle Groflabnehmer bei der Bewertung des Firmenprofils eines Stromversorgers Kriterien wie "Unternehmen, mit dem wir bereits zusammen gearbeitet haben" und "Multi-Utility-Unternehmen" höher eingeschätzt als "in Spanien etablierter Stromversorger" oder "großes internationales Stromunternehmen". Darüber hinaus ist daran zu erinnern, dass 58 % der befragten industriellen Groflabnehmer in Portugal erklärten, dass das Erdgasunternehmen für einen Zugang zu den Groß- und Einzelhandelsmärkten für Strom hervorragend aufgestellt sei. Es ist zwar durchaus möglich, dass duale Gas-/Stromangebote bei NS-Kunden eine noch größere Rolle spielen, das bedeutet jedoch nicht, dass ein solches Angebot für industrielle Groflabnehmer uninteressant ist, wobei dieses natürlich mit der Erwartung eines volumenabhängigen Preisnachlasses verknüpft sein muss.

462. Eine ähnliche Feststellung kann bezüglich der Bedeutung der Marke getroffen werden. Es wird allgemein davon ausgegangen, dass die "Energiemarke" bei kleinen NS-Kunden eine größere Rolle spielt. Rückt man jedoch bei diesem Begriff andere Aspekte im Zusammenhang mit der Reputation eines Unternehmens in den Vordergrund, wie beispielsweise "etablierter, allgemein bekannter und zuverlässiger Versorger", kann diese Unterscheidung nicht mehr so eindeutig getroffen werden. Das Kriterium "lokale Vertriebsorganisation und technischer Support vor Ort" ist sowohl für die befragten NS-Kunden (die das obere Marktsegment der NS-Kunden ausmachen), als auch für die MS- und HS-Kunden entscheidend (namentlich industrielle Groflabnehmer). Mit einigem Abstand folgt an zweiter Stelle das Kriterium "bestehende Geschäftsbeziehungen". Bei der Frage nach dem zuverlässigsten Stromversorger genießt GALP/GDP sowohl bei den befragten NS-Kunden als auch bei den HS- und MS-Kunden einen klaren Vorteil gegenüber seinen Wettbewerbern (vor allem Iberdrola und Endesa). Bei den HS- und MS-Kunden ist dieses Ergebnis umso aussagekräftiger, als Endesa und Iberdrola, wie oben dargelegt wurde, bereits in diesem Markt präsent sind, während GALP/GDP derzeit noch lediglich ein potenzieller Wettbewerber ist.

463. Der Untersuchung der Kommission zufolge wurde GDP auch von EDP selbst als der chancenreichste potenzielle Wettbewerber für einen Einstieg in die Einzelhandelsmärkte eingestuft. Was die positiven und negativen Aspekte des vorgeschlagenen Zusammenschlusses betrifft, so wurden die Risiken, die den Tätigkeiten von EDP im Strombereich durch lokale Verteilerunternehmen entstehen, explizit mit den folgenden Worten dargestellt: [Ö]*. Diese Schlussfolgerung wurde insbesondere aus den Erfahrungen im VK gezogen: In [Ö]* , wird erwähnt, dass ein etabliertes Stromunternehmen in einem bestimmten Gebiet durchschnittlich nur 17 % seines Kundenstamms verloren hat, wobei der größte Teil (10 % von 17 %) zu dem etablierten Gasunternehmen abwanderte. Außerdem wird festgestellt, dass der Zusammenschluss [Ö]* . In demselben Dokument heißt es im Zusammenhang mit der Bewertung der für ENI mit dem Zusammenschluss verbundenen Möglichkeiten, dass das geplante Vorhaben [...]*wird.

464. Durch all diese Faktoren wird also bestätigt, dass den Erfahrungen anderer Mitgliedstaaten zufolge vor der Fusion für GDP starke Anreize für einen Zugang zu beiden Stromeinzelhandelsmärkten, sowohl zum Markt für industrielle Groflabnehmer als auch zum Markt für NS-Kunden, bestanden haben und das Unternehmen auf Grund verschiedener Vorteile als führender Gasversorger Portugals gute Chancen hatte, sich zu einer wettbewerbsfähigen Kraft zu entwickeln.

465. Darüber hinaus haben andere potenzielle Neuanbieter im Unterschied zu GDP mit erheblichen Marktzutrittsschranken zu kämpfen. So erklärte ein Stromunternehmen: "Um auf dem portugiesischen Einzelhandelsmarkt erfolgreich zu sein, muss ein Unternehmen folgende Voraussetzungen erfüllen: (i) Zugang zu auf dem Großhandelsmarkt gehandeltem Strom aus Kraftwerken in Portugal, um Rohstoffpreisrisiken abzusichern; (ii) eine kritische Kundenmasse, um eine hinreichende Verteilung der fixen Betriebskosten sicherzustellen und damit die Wettbewerbsfähigkeit auf dem Einzelhandelsmarkt zu wahren; (iii) wirtschaftlich tragfähiger Kundenstamm und lokale Vertriebsorganisation."

466. Außerdem wird EDP nach dem Erwerb der Kontrolle über seinen stärksten potenziellen Wettbewerber in Portugal als einziges Unternehmen in der Lage sein, portugiesischen Kunden relativ kurzfristig duale Gas-/Stromangebote zu unterbreiten. Ohne die Fusion wären dagegen beide Unternehmen in der Lage gewesen, solche Angebote zu erstellen, was den Verbrauchern zugute gekommen wäre. Um erfolgreich zu sein, müssten potenzielle Neuanbieter auf dem Einzelhandelsmarkt also sowohl im Gas- als auch im Stromeinzelhandel tätig sein.

467. Es könnte durchaus eine bestimmte Kundengruppe geben, insbesondere bei den NS-Kunden, die aus Gründen der Bequemlichkeit dualen Gas-/Stromangeboten den Vorzug gibt (Serviceleistungen, Verbrauchsmessung und Rechnung aus einer Hand). Um diese Kunden mit einem attraktiven Angebot zu erreichen, müssten Neuanbieter ein besseres Angebot machen als ein Unternehmen, das in den Märkten für beide Produkte die Vorteile eines etablierten Anbieters ausspielen kann. Dies wäre ganz offensichtlich wesentlich schwieriger als nur das duale Gas-/Stromangebot von zwei unterschiedlichen Unternehmen zu "schlagen", von denen jedes in nur einem Markt etabliert wäre und zu Beginn keinen oder (wie im Falle von Portg·s) nur einen kleinen Kundenstamm für beide Produkte hätte, wie dies erwartungsgemäß ohne die Fusion der Fall gewesen wäre. Dazu erklärte Centrica: "Je enger die Kundenbeziehung ist (d. h. je mehr Produkte ein Kunde bei einem bestimmten Energieunternehmen kauft), desto geringer ist die Wahrscheinlichkeit, dass er zu einem anderen Anbieter wechselt." Durch die Fusion werden hier also Marktzutrittsschranken errichtet, da damit der Eindruck erweckt wird, dass die Stellung des zusammengeschlossenen Unternehmens unantastbar ist.

468. Duale Gas-/Stromangebote werden es dem zusammengeschlossenen Unternehmen demnach erleichtern, seine Kunden zu halten. In diesem Zusammenhang [Ö] .

469. Es ist sehr unwahrscheinlich, dass irgendein anderes Unternehmen in der Lage sein wird, relativ kurzfristig die dualen Gas-/Stromangebote von EDP zu übertreffen. In der Tat wäre dies selbst ohne die Fusion für jedes andere Unternehmen eine große Herausforderung. Iberdrola und Endesa müssten fast aus dem Nichts ein Gasgeschäft aufbauen: Iberdrola würde von einer denkbar schwachen Ausgangsposition starten, wenn der vorgeschlagene Verkauf der beiden kleinen lokalen Verteilerunternehmen tatsächlich stattfindet; Endesa hält zwar eine Minderheitsbeteiligung an Portg·s, es ist jedoch sehr unwahrscheinlich, dass das Unternehmen infolge der zunehmenden Präsenz von EDP auf dieser Basis ein eigenes Gasgeschäft in Portugal aufbauen kann. Beide Unternehmen könnten dabei nicht das derzeit im spanischen Gasnetz verfügbare Erdgas nutzen, da EDP die entsprechenden Transportrechte in der Pipeline zwischen Spanien und Portugal kontrollieren würde. Wie nachfolgend aufgezeigt wird, hätten beide Unternehmen nach der Fusion geringere Chancen, GuD-Anlagen oder lokale Verteilerunternehmen zu beliefern, da dieser Markt abgeschottet ist. Zum anderen hätten sie auf Grund der gestärkten beherrschenden Stellung von GDP größere Probleme, industrielle Groflabnehmer und NS-Kunden zu gewinnen. Noch schwieriger wäre es für sie, Endabnehmern in Portugal attraktive duale Gas-/Stromangebote zu unterbreiten. Ähnliches würde auch für Gas Natural gelten, das bisher nicht im portugiesischen Markt präsent ist.

Stellungnahmen der Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte

470. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte stellen die Parteien die oben dargestellten Schlussfolgerungen der Kommission nicht in Frage. Sie stellen lediglich fest, dass auch andere Wirtschaftsteilnehmer künftig mögliche Alternativen zu EDP darstellen könnten. Die Parteien äußern sich nicht zu der Tatsache, dass sowohl Wettbewerber als auch Kunden GDP als den am besten aufgestellten Wettbewerber von EDP auf den Strommärkten eingestuft haben.

471. Die Parteien bestreiten ferner nicht die Bedeutung der Marke oder der Tatsache, dass GDP durch keine Rechtsvorschrift daran gehindert wird, trotz seiner Tätigkeiten im Gassektor auch Strom zu verkaufen. Bezüglich der Frage, ob die Kunden duale Angebote bevorzugen, gehen die Parteien nicht auf die von Wettbewerbern und Kunden geäußerten Stellungnahmen ein (die sämtlich auf eine strategische Bedeutung dualer Angebote hindeuten) und verweisen lediglich auf die Antwort von Natural Gas, um abschließend festzustellen, dass "die Wettbewerber offensichtlich die Auffassung der Parteien teilen" .

472. Die Parteien beharren darauf, dass GDP ebenfalls in den Stromgroßhandelsmarkt eintreten müsste und dies eine zusätzliche Marktzutrittsschranke darstellen würde. Wie jedoch oben bereits eingehend dargestellt wurde, hat die Kommission festgestellt, dass GDP [Ö]*. Dies wird von den Parteien und insbesondere von ENI in den Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten.

Schlussfolgerungen

473. Aus den oben dargelegten Gründen ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von EDP auf den portugiesischen Stromeinzelhandelsmärkten verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

B. Erdgasmärkte

1. GDP hat eine beherrschende Stellung auf den Erdgasmärkten in Portugal inne

474. Wie bereits erwähnt ist der portugiesische Gassektor dadurch gekennzeichnet, dass die Regierung verschiedenen Unternehmen der GDP-Gruppe Exklusivrechte für nahezu sämtliche Tätigkeiten im portugiesischen Erdgashandel erteilt hat.

475. Über sein hundertprozentiges Tochterunternehmen Transgás hat GDP ein Exklusivrecht auf die Einfuhr, Wiederverdampfung, Speicherung und den Transport (über sein Hochdruckfernleitungsnetz oder über andere Transportmöglichkeiten auf dem Land- oder Seeweg) von Erdgas sowie auf die Lieferung von Erdgas an lokale Verteilerunternehmen oder Direktkunden (Stromerzeuger und industrielle Kunden einschließlich KWK-Betreibern mit einem Jahresverbrauch von mehr als 2 Mio. m³).

476. Im nachgelagerten Netz kontrolliert GDP derzeit fünf der sechs lokalen Verteilerunternehmen (Lisboagás, Lusitaniagás, Setgás, Beiragás und Tagusgás), von denen jedes ein Exklusivrecht auf die Verteilung von Erdgas in seinem Konzessionsgebiet hat, d. h. auf den Transport von Erdgas in diesen Gebieten über das Mittel- und Niederdruckleitungsnetz sowie den Verkauf des Erdgases an Gewerbe- und Geschäftskunden mit einem Jahresverbrauch von weniger als 2 Mio. m³ und an Haushalte. Das einzige lokale Verteilerunternehmen, das derzeit nicht von GDP kontrolliert wird, ist Portgás (tätig im Gebiet von Porto). An diesem Unternehmen hat EDP vor der Fusion eine Kontrollbeteiligung mit einer Option auf den verbleibenden Anteil von GDP übernommen. Über die von ihm kontrollierten Unternehmen Dianagás, Duriense, Medigás und Paxgás hat GDP außerdem ein Exklusivrecht auf die Lieferung von Erdgas in vier autonome Gebiete, die nicht an das Fernleitungsnetz angeschlossen sind (UAD).

477. Als Inhaber eines gesetzlichen Monopols bis zur Liberalisierung hat GDP derzeit eine beherrschende Stellung auf allen Gasmärkten (insbesondere auf den Märkten für die Belieferung von GuD-Anlagen, lokalen Verteilerunternehmen, industriellen Groflabnehmern und Kleinkunden mit Erdgas). Die einzige Ausnahme bildet der Markt für die Belieferung von Kleinkunden im Gebiet von Porto.

478. Wie oben erläutert wird jedoch die Liberalisierung des Kleinkundensegments dazu führen, dass für die Belieferung von Kunden, die in das freie System gewechselt sind, aus den derzeitigen lokalen Verteilerunternehmen neue Lieferanten hervorgehen und möglicherweise auch neue Anbieter in den Markt eintreten. Diese neuen nicht regulierten Anbieter – von denen (mindestens) eines aus von GDP kontrollierten lokalen Verteilerunternehmen und eines aus Portgás hervorgehen wird – werden wahrscheinlich auf nationaler Ebene tätig werden, da die landesweite Versorgung einer unter Umständen begrenzten Zahl wechselwilliger Kunden wesentlich kostengünstiger erfolgen kann als eine Versorgung auf regionaler Ebene. Außerdem werden Tarifsystem und Lieferbedingungen im regulierten Markt landesweit einheitlich sein. Daher ist es sehr wahrscheinlich, dass der Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas in seiner Ausdehnung ein nationaler Markt sein wird.

479. Auf diesem Markt werden bis auf die Kunden des von EDP kontrollierten Unternehmens Portgás sämtliche Kunden von GDP beliefert werden. Der Kundenstamm von GDP wird demnach [80-90]* % der Kleinkunden im portugiesischen Gasmarkt umfassen und damit [70-80]* % des Gasverbrauchs in diesem Markt ausmachen. Der Vollständigkeit halber sei erwähnt, dass im Zusammenhang mit dem vorgeschlagenen Vorhaben der Verkauf von zwei lokalen Verteilerunternehmen an Iberdrola geplant ist. Diese lokalen Verteilerunternehmen machen jedoch nur [0-10]* % des Gesamtverbrauchs aus und decken ländliche Regionen mit geringer Handels- und Industriedichte ab, in denen der Aufbau des Netzes zeitaufwändig und kapitalintensiv ist. Iberdrola erklärte, die lokalen Verteilerunternehmen seien nicht in der Lage, die beherrschende Position von GDP im Kleinkundenmarkt anzutasten. Auf der Grundlage dieser Ergebnisse, die von den Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten wurden, kann daher die Schlussfolgerung gezogen werden, dass GDP nach der Öffnung des Marktes für die Belieferung von Kleinkunden (derzeit Kunden der lokalen Verteilerunternehmen) auch in diesem Markt weiterhin eine beherrschende Stellung einnehmen wird.

480. Darüber hinaus ist zu betonen, dass aus den unten genannten Gründen – im Unterschied zu der Auffassung der Parteien – kurzfristig wahrscheinlich nicht damit zu rechnen ist, dass die beherrschende Stellung von GDP in nennenswertem Umfang von spanischen Energieunternehmen gefährdet wird.

Die Vorteile von GDP als führendem Unternehmen

481. Als federführend am Projekt für die Einführung und Weiterentwicklung der Nutzung von Erdgas in Portugal beteiligtes Unternehmen sowie als Inhaber eines gesetzlichen Monopols sind GDP als führendes Unternehmen erhebliche Vorteile gegenüber potenziellen Neuanbietern erwachsen (wobei dieser Prozess keineswegs zum Stillstand gekommen ist). Insbesondere (i) verfügt es auf allen Ebenen über große Erfahrung und fundiertes Know-how im Bereich der portugiesischen Gasmärkte, (ii) hat es in Portugal einen großen Kundenstamm aufgebaut und erzielt ein beträchtliches Umsatzvolumen, (iii) verfügt es über sehr bekannte Marken sowohl auf nationaler als auch auf lokaler Ebene, (iv) stehen ihm einzigartige Informationen über die Kundenprofile (über Verbrauch, Zahlungsfähigkeit und Kreditbedingungen) und spezifische Bedürfnisse (wie den Bedarf an Zusatzleistungen oder besonderer Kundenpflege) zur Verfügung, (v) kontrolliert es die Verteilernetzbetreiber über die von ihm kontrollierten lokalen Verteilerunternehmen.

482. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien das Argument vor, dies seien nur scheinbar Vorteile. Zumindest seien sie nicht geeignet, die Chancen der spanischen Energieunternehmen auf eine erfolgreiche Tätigkeit auf den relevanten Gasmärkten in Portugal nennenswert zu schmälern.

483. Was den Unterpunkt (i) betrifft, so bringen sie insbesondere vor, dass die Gasmärkte weltweit mehr oder weniger gleich funktionierten und möglicherweise zusätzliche notwendige Kenntnisse über die lokalen Marktbedingungen in jedem Fall einfach durch die Abwerbung geeigneter Mitarbeiter von dem vor Ort etablierten Unternehmen beschafft werden könnten. Es ist jedoch nach wie vor richtig, dass der portugiesische Marktführer (und ehemalige Monopolist) einzigartige Kenntnisse über die spezifischen Merkmale und die konkreten Abläufe des nationalen Gasmarktes hat. Außerdem zeigt die Tatsache, dass Neuanbieter unter Umständen Mitarbeiter vom lokal etablierten Unternehmen abwerben müssen, um spezifische und zusätzliche Informationen über die örtlichen Marktbedingungen zu erhalten, dass das führende Unternehmen als solches eindeutig Vorteile gegenüber ausländischen Wettbewerbern hat.

484. Zu Unterpunkt (ii) bringen die Parteien vor, dass beispielsweise die spanischen Unternehmen keine kritische Kundenmasse benötigten, da sie die für die Belieferung des portugiesischen Marktes erforderlichen Gasmengen bereits in ihrem Portfolio hätten. Die Marktuntersuchung der Kommission zeigt jedoch, dass ein bestimmtes Umsatzvolumen erforderlich ist, um den Eintritt in den Markt gewinnbringend zu bewerkstelligen. Ein international tätiges Gasunternehmen stellte fest, für einen gewinnbringenden Eintritt in die portugiesischen Märkte "wäre mindestens ein bestimmtes Gesamt[umsatz]volumen erforderlich, um regelmäßige LNG-Ladungen, beispielsweise eine Ladung monatlich, zu gewährleisten und damit über die Lieferkette tragfähige Größenvorteile zu erzielen". Ein anderes großes Gasunternehmen betonte, "eine kritische Masse innerhalb Portugals ist wichtig für die Belieferung kleiner Haushalts- und Nicht-Haushalts-Kunden mit Gas und setzt die Entwicklung lokaler Vertriebs- und Marketingstrukturen voraus". Die Notwendigkeit eines kritischen Umsatzvolumens wurde auch von führenden spanischen Gasunternehmen wie Gas Natural und Endesa bestätigt.

485. Zu Unterpunkt (iii) bringen die Parteien vor, dass Marken internationaler oder spanischer Gasunternehmen sehr bekannt seien und die möglicherweise verbleibenden Vorteile der GDP-Marken für Großhandelskunden immer unwichtiger würden. Dennoch ist es richtig, dass die etablierten nationalen und lokalen GDP-Marken, insbesondere die Marken seiner lokalen Verteilerunternehmen, diesem Unternehmen einen zusätzlichen Vorteil bei der Belieferung von Kleinkunden mit Gas verschaffen.

486. Zu den Unterpunkten (iv) und (v) stellen die Parteien fest, dass die Zweite Erdgasrichtlinie die rechtliche Entflechtung der lokalen Verteilerunternehmen vorschreibt und in Artikel 14 bestimmt, dass die von den entflochtenen lokalen Verteilerunternehmen gewonnenen Informationen vertraulich zu behandeln sind, nicht in diskriminierender Weise offen gelegt werden dürfen und beim Verkauf oder Erwerb von Erdgas durch verbundene Unternehmen nicht missbraucht werden dürfen.

487. In diesem Zusammenhang ist zunächst festzustellen, dass Artikel 14 der Zweiten Erdgasrichtlinie lediglich auf die Informationen abhebt, von denen der Verteilernetzbetreiber bei der Ausübung seiner Geschäftstätigkeit Kenntnis erlangt, und nicht auf die Informationen über Kundenprofile und spezifische wirtschaftliche Bedürfnisse (vgl. Punkt iv). Diese wirtschaftlichen Informationen können (und werden höchstwahrscheinlich) von den aus den lokalen Verteilerunternehmen hervorgegangenen Lieferanten zurückgehalten werden, die die zugelassenen Kunden im freien System beliefern sollen. Die aus solchen Informationen erwachsenden Wettbewerbsvorteile wurden von den Parteien nicht bestritten.

488. Zweitens hat die Untersuchung der Kommission hinsichtlich der Kontrolle der Verteilernetzbetreiber ergeben, dass die Anbieter, die zur selben Gruppe eines solchen Betreibers gehören, unabhängig von den Vorschriften der Zweiten Erdgasrichtlinie erhebliche Vorteile gegenüber ihren Wettbewerbern haben. CNE (die für die Durchsetzung der in der Richtlinie festgelegten Vorschriften verantwortliche spanische Regulierungsbehörde) betont in diesem Zusammenhang: "Ein Verteilerunternehmen hat nicht nur Zugang zu allen wichtigen Informationen über die Kunden (Adressen, Verbrauch etc.), sondern steht auch in regelmäßigem Kontakt mit ihnen. Damit ist das Verteilerunternehmen in einer besseren Position, wenn der Kunde seinen Anbieter frei wählen darf und sich entscheidet, entweder im regulierten Markt bei dem Verteilerunternehmen zu bleiben oder zur Vertriebsgesellschaft der Unternehmensgruppe zu wechseln, wobei diese dem Kunden sehr frühzeitig einen Preisnachlass anbieten kann. Im Gassektor hat das Verteilerunternehmen insbesondere durch die technischen Wartungsarbeiten an neuen Anlagen (d. h. für neue Kunden) und anschließend während der gesamten Lebensdauer der Anlage regelmäßigen Kontakt zu den Kunden. (Ö) Im Gassektor erfolgt die erste Wartung durch das Verteilerunternehmen. Die folgenden Wartungen können entweder durch das Verteilerunternehmen oder den neuen Anbieter durchgeführt werden. Die Bereitstellung dieser Dienstleistung ist jedoch sehr personalintensiv und wird häufig an das etablierte Verteilerunternehmen (dem das erforderliche Personal bereits zur Verfügung steht) weiter vergeben. Daraus folgt, dass das Verteilerunternehmen in Kontakt mit dem Kunden bleibt. Weitere Schranken können durch den Kundendienst und die Kosten für Notfalldienste entstehen. Das Verteilerunternehmen und der neue Anbieter müssen den Preis für solche weiter vergebenen Dienstleistungen aushandeln. Dies könnte eine zusätzliche Marktzutrittsschranke für Neuanbieter darstellen, und mehrere Neuanbieter haben bereits beanstandet, dass das etablierte Unternehmen sehr hohe Preise für diese Dienstleistungen verlangt und damit die Gesamtkosten für die Gewinnung neuer Kunden in die Höhe treibt.

Niedrige Wechselrate der Kunden des führenden Gasunternehmens

489. In anderen Mitgliedstaaten, in denen die Öffnung der Märkte bereits abgeschlossen ist, wurde festgestellt, dass nur wenige Kunden vom führenden Gasunternehmen zu neuen Marktteilnehmern wechseln. Dies gilt insbesondere, wenn diese neuen Anbieter vorher im betreffenden Gebiet noch nicht als Energieunternehmen etabliert waren. Die von der spanischen Regulierungsbehörde CNE erhobenen Informationen zeigen, dass 96 % der Kunden des führenden Gasunternehmens, die bis Dezember 2003 gewechselt hatten, diesen Wechsel innerhalb derselben Unternehmensgruppe, also zu dem nicht regulierten Lieferanten des Erdgaskonzerns vollzogen haben. Insgesamt verblieben 91 % der Kunden, die den Anbieter gewechselt haben, innerhalb des Konzerns. Das bedeutet, dass lediglich 9 % dieser Kunden veranlasst werden konnten, von ihrem vorherigen lokalen Verteilerunternehmen zu

356 Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit CNE vom 07.09.2004. In diesem Zusammenhang ist zu betonen, dass die befragten portugiesischen Kunden den Faktor "lokale Absatzorganisation und technischer Support" als weitaus wichtigstes Kriterium für die Entscheidung für einen Gasversorger genannt haben (vgl. die Antworten auf den Fragebogen der Kommission für gewerbliche Großabnehmer und Kleinkunden im Gasmarkt vom 22.09.2004).

357. einem anderen Konzern zu wechseln. Diese geringe Wechselbereitschaft ist insbesondere bei Kleinkunden zu beobachten.

490. Bei den industriellen Großabnehmern würde ein möglicher Wechsel durch die bestehenden Verträge mit Transgás eingeschränkt und verzögert. Die Parteien haben erklärt, diese Verträge hätten in der Regel eine Laufzeit von [...]* Jahren und würden gewöhnlich um denselben Zeitraum verlängert. Eine durchschnittliche Vertragslaufzeit von [Ö]* Jahren würde bedeuten, dass jährlich durchschnittlich nur 20 % der Kunden für einen Wechsel in Frage käme. Damit werden unvermeidlich jeder Möglichkeit einer raschen Rückführung der Marktmacht des führenden Unternehmens enge Grenzen gesetzt. Industrielle Großabnehmer haben außerdem betont, dass sie sehr großen Wert auf die Versorgungssicherheit und die bewährte Zuverlässigkeit ihrer Energieversorger legen. Dadurch wird der Wechsel ebenfalls zwingend verzögert, wenn industrielle Großabnehmer noch nicht in vertraglichen Beziehungen zum Energieversorger stehen.

491. In jedem Fall hätten neue Marktteilnehmer angesichts der sehr starken Ausgangsposition von GDP voraussichtlich nur sehr geringe Chancen, GDP seine beherrschende Stellung kurzfristig streitig zu machen, selbst wenn sich die Kundenbindung in Portugal als weniger ausgeprägt erweisen würde als in anderen Mitgliedstaaten (was recht unwahrscheinlich sein dürfte).

492. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bestreiten die Parteien nicht die geringe Wechselrate der Kleinkunden des führenden Gasunternehmens. Sie bringen jedoch vor, die Antworten auf den Fragebogen der Kommission zeigten, dass die Mehrheit der industriellen Großabnehmer bereit sei, für einen Preisnachlass von 5 % oder weniger den Anbieter zu wechseln. Ferner erkennen sie zwar an, dass die große Mehrheit der industriellen Großabnehmer bei der Wahl ihrer Energielieferanten der Versorgungssicherheit und Zuverlässigkeit Priorität einräume, erklären aber dennoch, es gebe keinen Hinweis darauf, dass dadurch die Bereitschaft dieser Unternehmen, zu einem Anbieter zu wechseln, zu dem sie vorher keine Beziehungen unterhalten hätten, in jedem Fall beeinträchtigt werde.

493. Zu diesem Punkt vertritt die Kommission der Auffassung, dass zwar die hohe Priorität, die industrielle Großabnehmer der Sicherheit und Zuverlässigkeit einräumen, nicht immer zwingend ihre Bereitschaft zu einem Anbieterwechsel beeinträchtigen wird, jedoch nichtsdestotrotz ein wichtiges Kriterium darstellt, das die Wechselrate dieser Kundengruppe sicherlich negativ beeinflussen wird. Außerdem verfügt ein marktbeherrschendes Unternehmen über die Mittel, um den Marktzutritt neuer Unternehmen zu verteuern, indem es ausschließlich den Zielkundengruppen der Neuanbieter vorsorglich vorübergehende Preissenkungen anbietet. Damit könnten die Wechselraten erheblich verringert werden.

Bestehende Marktzutrittsschranken

494. Die Chancen, die beherrschende Stellung von GDP anzugreifen, werden auch durch verschiedene Marktzutrittsschranken geschmälert, die insbesondere dadurch entstehen, dass (i) GDP sämtliche Gaseinspeisepunkte in Portugal sowie die einzige Speicheranlage des Landes kontrolliert und (ii) Neuanbieter eine kritische Größe erreichen müssen.

495. Bezüglich des ersten Aspekts ist darauf hinzuweisen, dass GDP/Transgás die Einspeisekapazität über die internationale Pipeline aus Algerien (bei Campo Maior/Badajoz) vollständig kontrolliert und außerdem Besitzer und Betreiber des LNG-Terminals Sines sowie der Speicheranlage bei Carrião ist. Aus den oben genannten Gründen kann GDP/Transgás also den Zugang Dritter zum portugiesischen Netz erheblich erschweren, selbst wenn durch nationale Rechtsvorschriften letztendlich Vorgaben für den Zugang Dritter zu den Erdgasinfrastrukturen festgesetzt werden.

496. Außerdem kann allein die Tatsache, dass der Marktführer Besitzer aller Einspeisepunkte sowie der einzigen Speicheranlage des Landes ist und diese kontrolliert, Neuanbieter auch weiterhin vom Markteintritt abhalten oder ihren Einstieg verzögern, da diese wissen, dass der Weg zum portugiesischen Markt nur über ihren stärksten Wettbewerber führt. Die Erfahrung im spanischen Markt hat gezeigt, dass Neuanbieter in der Tat befürchten könnten, zu weniger günstigen Bedingungen Zugang zu den Erdgasinfrastrukturen zu erhalten als das etablierte Unternehmen. In diesem Zusammenhang spielt es eine wichtige Rolle, dass Gas Natural (das führende Unternehmen in Spanien, das zum Zeitpunkt der Öffnung der Gasmärkte über Enagás ebenfalls die wichtigsten Einspeisepunkte kontrollierte) erklärt hat, dass "EDP/GDP, wenn sie das LNG-Terminal Sines kontrollieren, die Gasmärkte auch ganz legal abschotten können (insbesondere zu Beginn des Liberalisierungsprozesses und vor der Verabschiedung spezifischer Vorschriften für etwaige auftretende Probleme). Nach der Liberalisierung der Gasmärkte in Spanien hat sich die Lage sehr schnell verändert, nachdem Gas Natural die Kontrolle über Enagás aufgegeben hatte. Beispielsweise erlaubt und fördert Enagás nun die gemeinsame Nutzung der LNG-Tanker durch mehrere Gasunternehmen, um die Terminals optimal auszulasten: Dies fördert eindeutig den Markteintritt von Gasunternehmen, die nur wenige Kunden haben.

497. Diese Sorge von Neuanbietern könnte durch die Tatsache gerechtfertigt sein, dass dem führenden Netzbetreiber, der die wichtigsten Einspeiseanlagen kontrolliert, zahlreiche technische Möglichkeiten zur Verfügung stehen, um seine eigenen Einfuhren zu begünstigen,

360 In diesem Kontext ist die verfügbare Einspeisekapazität die gesamte technische Kapazität der Pipeline abzüglich der Kapazität, die Enagás für die Belieferung von Galizien über portugiesisches Gebiet zur Verfügung gestellt wird. Hier ist zu betonen, dass (i) es Enagás durch vertragliche Bestimmungen untersagt ist, Gas nach Portugal zu liefern und (ii) nicht davon auszugehen ist, dass Enagás in Zukunft nach Fertigstellung des LNG-Terminals in Galizien durch Reganosa diese Kapazität nicht mehr für die Belieferung Galiziens in Anspruch nehmen wird. Was die künftigen Pläne von Enagás betrifft, so ist es angesichts der Tatsache, dass Enagás für die Fernleitung des Gases durch Portugal bezahlen muss, wahrscheinlich, dass dieses Gas auch nach der Inbetriebnahme des LNG-Terminals durch Reganosa durch Portugal nach Galizien transportiert werden wird. (Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit Enagás vom 26.08.2004).

361 Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens vom 27.08.2004 zwischen Vertretern von Gas Natural und einigen Mitarbeitern der Kommission.

112

ohne dass dies von den zuständigen Behörden bemerkt und geahndet wird. Hierzu ist festzustellen, dass die portugiesische Regulierungsbehörde (ERSE) in Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission betätigt hat, dass sie, selbst wenn künftig möglichst effektive Vorschriften erlassen werden, "nicht gewährleisten kann, dass diskriminierende Praktiken rechtzeitig aufgedeckt werden, solange nicht die Eigentumsverhältnisse [der Erdgasinfrastrukturen] entflochten worden sind" .

498. Selbst wenn die Importinfrastrukturen von Dritten effizient genutzt werden können, wird zweitens eine weitere erhebliche Markteintrittsschranke darin bestehen, eine kritische Zahl an Gasverträgen zu erreichen. Um Gas zu wettbewerbsfähigen Bedingungen anbieten zu können, muss ein Vertrag über die Lieferung eines erheblichen Volumens (und in der Regel über eine beträchtliche Laufzeit) unterzeichnet werden. So stellte Enagás fest: "Unter diesen Bedingungen ist der Liefervertrag der wichtigste Aktivposten für den Markteintritt."Die Mehrheit der Energieunternehmen, die auf die Auskunftsersuchen der Kommission geantwortet haben, hat erklärt, dass im vorgelagerten Markt Gas erst ab einer Mindestabnahmemenge von 500 bis 1000 Mio. m³/Jahr zu wettbewerbsfähigen Preisen gekauft werden könne. Von einigen Befragten wurde die kritische Größe für einen Markteintritt auf 500 bis 2000 Mio. m³/Jahr geschätzt. Außerdem ist auch bei der Zahl der Kunden eine kritische Masse von entscheidender Bedeutung. Auf der Nachfrageseite hat der neue Marktteilnehmer keinerlei Gewähr, wie schnell sich das Geschäft entwickeln kann. Dies stellt ein hohes Risiko dar: Bei unsicheren Marktbedingungen und wenn die weitere Entwicklung durch ein starkes etabliertes Unternehmen behindert werden kann, nehmen unter Umständen einige Unternehmen von diesem Risiko Abstand und treten nicht in den Markt ein. Ein solches Risiko dürfte in einem kleineren, wenn auch wichtigen Markt wie dem portugiesischen höher sein, da die Neuanbieter einen großen Marktanteil benötigen, um eine solche kritische Masse zu erreichen. Die Absenkung des mit dem Markteintritt und dem Einkaufsvolumen verbundenen Risikos ist einer der Gründe dafür, dass sich die Gasmärkte in anderen Mitgliedstaaten wie dem VK rasch entwickelt haben, nachdem Gas-Release-Programme in die Wege geleitet wurden.

Wachstumsdynamik der portugiesischen Gasmärkte nach ihrer Öffnung für den Wettbewerb

499. In ihrer Antwort auf die Entscheidung der Kommission über die Einleitung einer eingehenden Untersuchung haben die Parteien betont, dass Portugal noch immer ein entstehender Markt sei und hohe Wachstumsraten aufweise, die Markteintritte begünstigten. Zu diesem Punkt muss jedoch betont werden, dass die hohen gegenwärtig auf dem portugiesischen Markt verzeichneten Wachstumsraten voraussichtlich nicht mehr erreicht werden können, wenn der Marktöffnungsprozess seine Hauptwirkung entfaltet.

500. In Beantwortung eines spezifischen Auskunftsersuchens hat ENI insbesondere klargestellt, dass:

[Ö] * Schlussfolgerungen

501. In Anbetracht der vorstehenden Überlegungen hat GDP also offensichtlich auf allen portugiesischen Gasmärkten eine beherrschende Stellung inne (mit Ausnahme des Marktes für den Verkauf von Gas an Kleinkunden im Gebiet Porto bis zur Öffnung dieses Marktes für den Wettbewerb).

362 Vgl. Antwort von ERSE auf Frage Nr. 25 des Fragebogens der Kommission vom 28.07.2004.

363 Genehmigtes Protokoll des Treffens mit Enagás vom 26.08.2004.

364 Vgl. insbesondere die Antworten von Gas Natural, Cepsa und Shell auf die Fragebogen der Kommission vom 17.09.2004 sowie die Antwort von Centrica vom 16.09.2004 im Anschluss an ein Treffen vom 02.09.2004 (Frage 22).

365 Vgl. die Antworten von Cepsa und Shell auf Frage Nr. 40 des Fragebogens der Kommission vom 17.09.2004.

113

2. Die beherrschende Stellung von GDP auf den portugiesischen Gasmärkten wird durch die Fusion gestärkt

502. Angesichts der bereits bestehenden beherrschenden Stellung von GDP auf den verschiedenen Gasmärkten muss die Kommission prüfen, ob diese Position durch den angemeldeten Zusammenschluss gestärkt wird.

503. Diese Untersuchung muss vor dem Hintergrund der bevorstehenden Öffnung des Gasmarktes in Portugal erfolgen. Insbesondere muss die Kommission in Betracht ziehen, dass die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas bereits in naher Zukunft (im Laufe des Jahres 2005) für den Wettbewerb geöffnet wird und gemäß der Zweiten Erdgasrichtlinie alle Nicht-Haushalts-Kunden spätestens 2009 und alle Haushalts-Kunden spätestens 2010 zugelassen werden müssen. Selbst wenn derzeit noch nicht alle Gasmärkte geöffnet wurden, betont die Kommission, dass die Richtlinie bezüglich der künftigen Öffnung dieser Märkte keinerlei Unsicherheiten zulässt und ganz klar verbindliche Fristen für die nächsten Schritte im Liberalisierungsprozess festlegt, die nicht weiter aufgeschoben werden dürfen (die portugiesischen Behörden dürfen die Öffnung dieser Märkte lediglich vorziehen, wie sie dies grundsätzlich bereits angekündigt haben).

504. In dieser Situation wird die Kommission prüfen, ob GDP infolge des angemeldeten Zusammenschlusses in der Lage sein wird, die Einführung eines wirksamen Wettbewerbs auf den verschiedenen Gasmärkten weiterhin zu behindern (oder ob dies dem Unternehmen erleichtert wird), und ob das Unternehmen anschließend die Macht haben wird, sein Marktverhalten noch unabhängiger von seinen Wettbewerbern, seinen Kunden und letztendlich von seinen Verbrauchern zu gestalten.

(a) Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas

505. Der Markt für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas wird als erster portugiesischer Markt für den Wettbewerb geöffnet. Wie unten erläutert wird, könnte der mögliche Markteintritt neuer Gasunternehmen durch den angemeldeten Zusammenschluss verhindert werden, da dieser sehr wahrscheinlich die gesamte wettbewerbsrelevante Nachfrage der bestehenden gasbefeuerten Stromkraftwerke abschotten wird. Im Gegensatz zu der Auffassung der Parteien kann unmöglich vorhergesehen werden, dass diese starke wettbewerbsbeschränkende Wirkung kurz- oder mittelfristig durch die Ausweitung der Nachfrage infolge der Errichtung neuer GuD-Anlagen in Portugal gemindert wird.

Abschottung der bestehenden Nachfrage

506. Die Nutzung von Erdgas für die Stromerzeugung (insbesondere in den GuD-Kraftwerken) war der ausschlaggebende Faktor für die Einführung der Nutzung von Erdgas in Portugal im Jahr 1997. Wie in oben stehender Tabelle dargestellt macht die Nachfrage der Stromerzeuger nahezu die Hälfte des gesamten Erdgasverbrauchs in Portugal aus. Dieser Anteil wird nach der vollständigen Inbetriebnahme des GuD-Kraftwerks TER zunehmen.

507. In diesem Markt sind derzeit nur zwei Kunden präsent: Turbogás, das eine GuD-Anlage in Tapada do Outeiro betreibt, und EDP, das eine GuD-Anlage (TER) sowie ein bivalentes Kraftwerk in Carregado betreibt.

366 Vgl. Artikel 2 Absatz 31 und Artikel 28 Absatz 3 der Zweiten Erdgasrichtlinie.

367 Wie oben dargestellt war die Öffnung dieses Marktes bereits für 2004 angekündigt und sollte nun im Laufe des Jahres 2005 erfolgen.

114

3368508. Der durchschnittliche Jahresverbrauch von Turbogás beläuft sich auf etwa [Ö] Mio. m³ Erdgas, während sein maximaler technischer Verbrauch [Ö] Mio. m³ pro Jahr beträgt. Dieses Gas wird von Transgás im Rahmen einer 1994 für einen Zeitraum von [Ö]* Jahren unterzeichneten Liefervereinbarung ab der kommerziellen Inbetriebnahme des ersten Blocks der GuD-Anlage (März 1999) geliefert. [Ö]*

509. TER, die GuD-Anlage von EDP, wurde noch nicht vollständig in Betrieb genommen. Sie besteht aus drei Blöcken, von denen der erste im Februar 2004 und der zweite im November 2004 in Betrieb genommen wurde. Der dritte Block wird voraussichtlich im [...]* 2006 ans Netz gehen. Nach seiner vollständigen Inbetriebnahme wird dieses Kraftwerk einen maximalen technischen Verbrauch von jährlich [1 500-1 900]* Mio. m³ haben. Für die Belieferung dieser Anlage mit Erdgas unterzeichnete EDP im Dezember 2003 mit Transgás einen Vertrag mit einer Laufzeit von [Ö]* Jahren bis [Ö]*. Im Rahmen dieses Vertrags hat EDP das Recht, jährlich [Ö]* Mio. m³ Erdgas für jeden Block zu kaufen. Davon unterliegen [Ö]* einer unbedingten Zahlungsverpflichtung. Auch in diesem Fall wird der Preis durch Addition eines fixen Betrags (der in jedem Fall für die gesamte Jahresvertragsmenge zu zahlen ist) und eines variablen Betrags ermittelt.

510. Der derzeitige Verbrauch des bivalenten Kraftwerks von EDP beläuft sich auf etwa [100-150]* Mio. m³ jährlich. Dieses Kraftwerk ist ebenso wie Turbogás Teil des SEP und wird ebenfalls auf der Basis einer Dreiecksbeziehung mit Transgás und REN betrieben.

511. In Anbetracht der bereits laufenden langfristigen Lieferverträge für die drei bestehenden Stromkraftwerke und der damit verbundenen unbedingten Zahlungsverpflichtungen wird nach der Öffnung dieses Marktes nur wenig Raum für einen Wettbewerb bestehen. Auf der Nachfrageseite wird ein Wettbewerb tatsächlich nur um den kurzfristigen Gasbedarf der drei Kraftwerke stattfinden, der theoretisch von der mit einer unbedingten Zahlungsvereinbarung verbundenen Menge (die in der Regel erheblich unter der Jahresvertragsmenge liegt) bis zum maximalen technischen Verbrauch reichen kann (obwohl es unter anderem auf Grund der technischen Wartung unwahrscheinlich ist, dass der effektive Verbrauch tatsächlich das Niveau des maximalen technischen Verbrauchs erreicht). Die Verpflichtung, in jedem Fall den fixen Betrag für die gesamte Jahresvertragsmenge zu bezahlen, könnte ein Anreiz sein, diese Menge vollständig bei Transgás zu beziehen, es sei denn, andere Anbieter können Gas zu einem Preis anbieten, der unter dem variablen Betrag liegt.

512. Die Parteien räumen ein, dass die Gasunternehmen nach der Öffnung des Marktes unter Umständen bei der Bedienung des kurzfristigen Bedarfs dieser drei Kraftwerke in Wettbewerb treten. In ihrer Anmeldung haben sie eindeutig festgestellt, dass "jeder neue Marktteilnehmer im Bereich der Belieferung von portugiesischen Stromerzeugern mit Erdgas in der Lage sein wird, mit GDP um die Bedienung des kurzfristigen Erdgasbedarfs der bestehenden GuD-Anlagen sowie des bivalenten Kraftwerks von EDP in Carregado zu konkurrieren. In diesem Zusammenhang bezieht sich der kurzfristige Bedarf auf die Differenz zwischen der unter die Take-or-Pay-Klausel fallenden Menge und dem tatsächlichen Jahresverbrauch [Ö]* .

513. In ihrer Antwort auf die Entscheidung der Kommission über die Einleitung einer eingehenden Untersuchung brachten die Parteien ferner vor, dass der kurzfristige Bedarf dieser drei gasbefeuerten Stromkraftwerke nicht unterschätzt werden sollte. In trockenen Jahren, in denen Wasserkraft nur in begrenztem Maße verfügbar ist, könnten diese drei Kraftwerke mit Volllast betrieben werden und damit den maximalen technischen Verbrauch erreichen. In

368 Der durchschnittliche Verbrauch für die Stromerzeugung im SEP belief sich im Zeitraum 1999-2003 auf [...] Mio. m³. Davon wurden etwa [...] Mio. m³ im bivalenten Kraftwerk von EDP verbraucht.

369 Formblatt CO, S. 125.

115

Beantwortung eines Auskunftsersuchens der Kommission unterstrichen die Parteien 370insbesondere, dass in [Ö]*

514. Der Wettbewerb um die Bedienung dieses kurzfristigen Bedarfs würde jedoch wahrscheinlich durch die Abschottung der Kunden infolge des angemeldeten Zusammenschlusses verhindert oder zumindest eingeschränkt. Nach dem Zusammenschluss werden die Unternehmen, die die drei gasbefeuerten Stromkraftwerke kontrollieren, aus den folgenden Gründen voraussichtlich keinen wirtschaftlichen Anreiz oder keine rechtliche Möglichkeit haben, Gas bei den neuen Anbietern zu kaufen.

515. Erstens wird EDP nach dem Erwerb der gemeinsamen Kontrolle über GDP einen starken Anreiz haben, den kurzfristigen Erdgasbedarf für seine beiden Kraftwerke bei GDP/Transgás zu decken und damit seine Gewinne im vorgelagerten Markt zu erhöhen und den Markteintritt der Wettbewerber von GDP zu verhindern.

516. Im Unterschied zur Auffassung der Parteien wird die Tatsache, dass die Gewinne von GDP auf den Märkten für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas zwischen EDP und ENI aufgeteilt werden, EDP offenbar nicht davon abhalten, Erdgas bei dem von ihm mitkontrollierten Unternehmen zu beziehen. Vielmehr liegt es auf der Hand, dass unter gleich bleibenden Bedingungen für EDP ein Anreiz besteht, Gas bei GDP zu beziehen, um seinen 51%-igen Anteil am Gewinn von GDP zu erhöhen. Dieser Anreiz könnte nur durch den sehr unwahrscheinlichen Fall zunichte gemacht werden, dass ein unabhängiger Gasversorger Gas zu einem wesentlich niedrigeren Preis anbietet als GDP, so dass die Einsparungen von EDP seinen möglichen erhöhten Anteil am Gewinn von GDP übersteigen.

517. [Ö]*

518. [Ö]*

519. [Ö]*

520. Was die Stellung von Turbogás betrifft, so ist daran zu erinnern, dass EDP eine 20%-ige Beteiligung an diesem Unternehmen hält und damit alle Entscheidungen blockieren kann, für die im Verwaltungsrat ein Quorum von mindestens 80 % des Gesellschaftskapitals erforderlich ist. [Ö]* Wenn dies zutrifft, liegt es auf der Hand, dass EDP nach dem angemeldeten Zusammenschluss ein großes Interesse daran haben wird, seine Minderheitsrechte auszuüben, um jeden Liefervertrag mit anderen Gasunternehmen als GDP/Transgás zu verhindern. Diese Auffassung wurde von International Power, das kürzlich 75 % des Gesellschaftskapitals von Turbogás erworben hat und damit neuer Hauptanteilseigner des Unternehmens ist, bestätigt:

"Turbogas bezieht sein Erdgas zwar im Rahmen eines langfristigen Vertrags, könnte aber seinen kurzfristigen Bedarf auch bei anderen Unternehmen decken, wenn es GuD-Anlagen ab einem bestimmten Zeitpunkt freisteht, Gas bei anderen Unternehmen als Transgás zu kaufen. [Ö]* Es dürfte jedoch schwierig sein, solche Entscheidungen ohne die Zustimmung von EDP zu treffen. Bei IP geht man davon aus, dass diese Entscheidungen eine Mehrheit von 85 % erfordern würden."

521. In Anbetracht der vorstehenden Erwägungen ist anzunehmen, dass der angemeldete Zusammenschluss wahrscheinlich die gesamte wettbewerbsrelevante Nachfrage der Stromerzeuger abschotten und damit die beherrschende Stellung von GDP im fraglichen Markt stärken wird.

522. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte räumen die Parteien die Abschottung der kurzfristigen Nachfrage von Turbogás ein, bestreiten jedoch die Abschottung

370 Vgl. die Antworten von ENI auf Frage Nr. 22 des Fragebogens der Kommission vom 19.08.2004.

371 Genehmigtes Protokoll des Treffens mit International Power vom 14.09.2004.

116

der Gasnachfrage von TER sowie des kurzfristigen Bedarfs der bivalenten Kraftwerke von EDP. Zu diesem Punkt bringen sie vor, die Kommission habe nicht berücksichtigt, dass nach dem Zusammenschluss EDP Gas bei dem Anbieter kaufen werde, der den besten Preis biete, um seine Produktionskosten zu senken und Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen verkaufen zu können.

523. Ein solches Szenario erscheint jedoch sehr unwahrscheinlich. Tatsächlich lassen die Parteien in ihrer Argumentation außer Acht, dass Turbogás auch nach dem Zusammenschluss seinen kurzfristigen Gasbedarf weiterhin bei GDP decken muss. In diesem Zusammenhang ist daran zu erinnern, dass Turbogás neben EDP der einzige Wettbewerber ist, der derzeit Strom in einem gasbefeuerten Kraftwerk in Portugal erzeugen kann, und dass es eine ähnliche, aber weniger effiziente Technologie nutzt als TER. Folglich ist Turbogás in der Merit Order direkt nach TER (tatsächlich zwischen TER und dem von EDP betriebenen gasbefeuerten bivalenten Kraftwerk in Carregado) anzusiedeln und kann damit hinsichtlich der Nutzung der gasbefeuerten Kraftwerke den größten Druck auf EDP ausüben. Daraus ergibt sich, dass EDP durch den Bezug von Gas bei GDP seine Gewinne im vorgelagerten Markt erhöht, ohne dabei Abstriche bei der Wettbewerbsfähigkeit auf dem Stromgroßhandelsmarkt befürchten zu müssen.

Ausweitung der Nachfrage

524. Wie oben erläutert machen die Parteien geltend, dass die wettbewerbswidrige Wirkung der Abschottung des Marktes kurz- bis mittelfristig durch die Ausweitung der Nachfrage nach Erdgas durch Stromerzeuger infolge der Errichtung neuer GuD-Anlagen in Portugal gemindert werden wird. Zu diesem Punkt stellen sie insbesondere fest, bereits vor der Fusion seien drei Projekte für neue GuD-Anlagen geplant gewesen, nämlich von Tejo Energia in Pego, von Iberdrola in Figueira da Foz und von Gas Natural in Sines. Die Parteien bringen ferner vor, die Kommission habe die Möglichkeit übersehen, dass Stromerzeuger beschließen könnten, die bestehenden ölbefeuerten Kraftwerke zu bivalenten Kraftwerken umzurüsten oder durch neue GuD-Anlagen zu ersetzen.

525. Wie bereits erläutert ist es jedoch nach wie vor sehr zweifelhaft, ob die drei vermeintlichen neuen GuD-Anlagen tatsächlich gebaut werden. Außerdem bestehen erhebliche Unsicherheiten bezüglich des Zeitplans für ihre mögliche Inbetriebnahme. Darüber hinaus haben öffentliche Stellen wie die Netzbetreiber (REN und REE) sowie die portugiesische Generaldirektion für Geologie und Energie (DGGE) Studien durchgeführt, denen zufolge sie nicht davon ausgehen, dass für die Deckung der Nachfrage neben den drei Blöcken von TER weitere neue GuD-Anlagen benötigt werden. Wahrscheinlich werden also in absehbarer Zukunft keine neuen GuD-Anlagen gebaut, oder ihre Errichtung wird sich zumindest bis nach 2010 verzögern.

526. Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass EDP Maßnahmen ergreifen könnte, um diese Projekte auf unterschiedliche Weise zu verzögern, [Ö]*, z. B. indem es versucht, seinen Wettbewerbern durch die Beschleunigung eines neuen Projekts für den Bau seiner zweiten GuD-Anlage zuvorzukommen. In einem solchen Falle würde der Abschottungseffekt des angemeldeten Zusammenschlusses auch auf die neue GuD-Anlage von EDP ausgeweitet.

527. Was schließlich die mögliche Umrüstung bestehender ölbefeuerter Stromkraftwerke in bivalente Kraftwerke oder ihre mögliche Ersetzung durch neue GuD-Anlagen betrifft, so stellt die Kommission fest, dass EDP in Portugal der einzige Stromerzeuger ist, der ölbefeuerte Kraftwerke besitzt. Wenn dieses Unternehmen seine ölbefeuerten Anlagen zu bivalenten Kraftwerken umrüsten oder durch neue GuD-Anlagen ersetzen sollte, würde das Abschottungsproblem, wie oben erläutert, verstärkt und keinesfalls gemindert.

372 REN/REE: "Previsión conjunta de la cobertura", Dezember 2003.

373 [...]

117

Schlussfolgerungen

528. Auf Grund der vorstehenden Überlegungen ist die Kommission zu der Auffassung gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDP auf dem portugiesischen Markt für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

(b) Belieferung lokaler Verteilerunternehmen mit Erdgas

529. Wie in den Abschnitten zur Marktdefinition erläutert, wird infolge der Liberalisierung des Marktes für die Belieferung lokaler Verteilerunternehmen mit Gas wahrscheinlich ein eigenständiger Produktmarkt entstehen. In diesem Markt wird die Nachfrageseite von den sechs bestehenden lokalen Verteilerunternehmen und/oder den Lieferanten ausgehen, die aus der Entflechtung dieser lokalen Verteilerunternehmen hervorgehen werden, (und möglichen nicht integrierten neuen Marktteilnehmern) gebildet.

530. Diese lokalen Verteilerunternehmen haben zwar derzeit langfristige Verträge mit Transgás, die Parteien haben jedoch betont, dass "nach der Liberalisierung der Marktsegmente der lokalen Verteilerunternehmen und industriellen Großabnehmer (...) die von GDP/Transgás und den lokalen Verteilerunternehmen geschlossenen Verträge (...) – gemäß Klausel 13 dieser Verträge – auslaufen könnten, wenn die Konzession einer der Parteien ausläuft, oder zumindest vor dem Hintergrund des neuen gesetzlichen Rahmens eingehend geprüft werden könnten. Dies wird sich auf die bestehenden langfristigen Lieferverpflichtungen zwischen den lokalen Verteilerunternehmen und GDP/Transgás und die Möglichkeit der erstgenannten Unternehmen auswirken, ihr Gas bei anderen Anbietern zu beziehen."

531. Angesichts der Tatsache, dass fünf der sechs bestehenden lokalen Verteilerunternehmen von GDP kontrolliert werden, besteht kein Zweifel daran, dass ohne den angemeldeten Zusammenschluss die unabhängigen Gasunternehmen versuchen könnten, Gas ausschließlich an Portgás zu liefern, das als einziges lokales Verteilerunternehmen nicht vom Marktführer kontrolliert wird. GDP ist zwar ein wichtiger Minderheitsaktionär dieses Unternehmens, ohne den Zusammenschluss könnte EDP jedoch seine Vorkaufsrechte nutzen, um eine mögliche Sperrminorität von GDP zu verhindern.

532. Diese den Wettbewerbskräften unterliegende Nachfrage wird durch die angemeldete Fusion abgeschottet, da – entsprechend oben stehenden Erläuterungen – EDP nach dem Zusammenschluss ein starkes Interesse daran haben wird, Portgás zu veranlassen, weiterhin Erdgas bei GDP/Transgás zu beziehen. Außerdem ist festzustellen, dass der logische Schluss, Portgás werde nach dem Zusammenschluss Kunde von GDP/Transgás bleiben [Ö]*

533. Die Gasnachfrage potenzieller neuer Marktteilnehmer, die versuchen, Gas an Kleinkunden zu liefern, wird vom Volumen ihrer Verkäufe an ihre nachgelagerten Abnehmer abhängen. Es steht jedoch eindeutig fest, dass diese Verkäufe für einen erheblichen Zeitraum (auf Grund der niedrigen Wechselraten von Kleinkunden), wenn überhaupt, nur in sehr geringem Umfang stattfinden werden. Demzufolge wird kein Anbieter in der Lage sein, bei den Lieferungen von Erdgas an lokale Verteilerunternehmen (oder neue Gaseinzelhändler) in Portugal eine kritische Masse zu erreichen oder durch die Belieferung portugiesischer Kunden auf anderen Märkten erheblich zum Erreichen der kritischen Masse beizutragen. Folglich wäre es sehr wahrscheinlich, dass GDP die Belieferung eines solchen Unternehmens übernehmen würde.

534. Dasselbe gilt für die lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola sowie die aus ihnen hervorgehenden Lieferanten (wenn deren Verkauf an Iberdrola tatsächlich zum Abschluss gebracht wird). Wie oben dargelegt erreichen diese lokalen Verteilerunternehmen nach Meinung von Iberdrola nicht die kritische Größe, da ihre Nachfrage im Jahr 2003 insgesamt gerade einmal [0-10]* % der Gesamtnachfrage aller lokalen Verteilerunternehmen ausmachte. Die Parteien haben geltend gemacht, diese Nachfrage werde erheblich zunehmen, doch auch für 2007 wird eine geringe Nachfrage dieser lokalen Verteilerunternehmen prognostiziert ([0-10]* % der Gesamtnachfrage aller lokalen Verteilerunternehmen bzw. [Ö] Mio. m³; im Vergleich dazu wird für Portgas mit [Ö]* Mio. m³ mein Anteil von [20-30]* % an der Gesamtnachfrage aller lokalen Verteilerunternehmen prognostiziert).

535. Es gilt zu beachten, dass im vorgelagerten Markt ein tragfähiger Vertrag erst ab einem Mindestvolumen von schätzungsweise 500-1000 Mio. m³ abgeschlossen werden kann. Dieses Volumen könnte ein Lieferant von Portgás erreichen, wenn er einige industrielle Kunden, wie beispielsweise Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, gewinnen kann. Für ein Unternehmen jedoch, das die lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola beliefert, oder für mögliche nicht integrierte Neuanbieter für Kleinkunden wäre dieses Volumen jedoch unrealistisch.

536. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte stellen die Parteien die Abschottung der Nachfrage von Portgás, die ohne den Zusammenschluss von anderen Gasversorgern hätte bedient werden können, nicht in Frage. Sie bringen jedoch vor, dass (i) die Größe der lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola stärker als auf die für 2007 prognostizierten [0-10]* % zunehmen könnte, (ii) die erforderliche kritische Masse erreicht werden könnte, wenn zum Verbrauch der lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola und neuer Gaseinzelhändler auch der Verbrauch anderer Kundengruppen, wie beispielsweise der industriellen Großabnehmer und neuen GuD-Anlagen, hinzugerechnet würde, und (iii) die erforderliche kritische Masse nur solche Unternehmen am Markteintritt hindern könnte, die neue Gaslieferverträge abschließen müssen, um die portugiesischen Märkte zu beliefern, nicht aber Unternehmen wie Iberdrola und Gas Natural, die durchaus beschließen könnten, in den portugiesischen Markt einzusteigen und dafür die im Rahmen bereits bestehender Verträge bezogenen Gasmengen zu nutzen.

537. Es ist jedoch festzuhalten, dass der Zusammenschluss einen Großteil der Gasnachfrage abschotten wird, die von Gasunternehmen hätte bedient werden können. Wie oben ausgeführt entstünde nach der Öffnung dieses Marktes für den Wettbewerb die für wettbewerbsrelevante Nachfrage unmittelbar durch den Verbrauch von Portgás ([...]* Mio. m³/Jahr) und der lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola ([...]* Mio. m³/Jahr). Die Abschottung der Nachfrage von Portgás wird demnach etwa [80-90]* % der wettbewerbsrelevanten Nachfrage ausmachen. Es steht daher fest, dass selbst für den unwahrscheinlichen Fall, dass nach einer gewissen Zeit der Verbrauch der lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola erheblich zunimmt und neue Gaseinzelhändler in den Markt eintreten, die durch den Zusammenschluss verursachte Abschottung der Nachfrage nach wie vor erheblich wäre.

538. Folglich vertritt die Kommission die Auffassung, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDP auf dem portugiesischen Markt für die Belieferung von lokalen Verteilerunternehmen mit Erdgas verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

(c) Belieferung industrieller Großabnehmer mit Erdgas

539. Wie in oben stehender Tabelle dargestellt, macht die Nachfrage industrieller Großabnehmer mit einem Jahresverbrauch von mehr als 2 Mio. m³ derzeit rund die Hälfte der gesamten Gasnachfrage in Portugal aus (wobei dieser Anteil nach der Inbetriebnahme von TER weiter abnehmen wird).

540. Gemäß der Zweiten Erdgasrichtlinie werden diese Kunden, die derzeit noch von Transgás beliefert werden, spätestens 2009 zugelassen (wobei diese Zulassung den Erklärungen der portugiesischen Regierung zufolge sogar bereits 2006 stattfinden könnte).

541. Angesichts der außerordentlichen Geschäftsmöglichkeiten, die diese großen Gaskunden bieten, ist es sehr wahrscheinlich, dass EDP ohne den Zusammenschluss ein wichtiger Wettbewerber für GDP geworden wäre.

542. In der Tat ist EDP aufgrund des Bedarfs seiner GuD-Anlagen und seines bivalenten Kraftwerks in Portugal ein wichtiger (und demnächst der größte) Gaskunde. Daher bestünde für EDP ein starker Anreiz, Gas in größerem Umfang zu erwerben und den Teil, der seinen Bedarf übersteigt, weiter zu verkaufen. Außerdem ermöglicht der Betrieb einer GuD-Anlage den Gasunternehmen eine große Flexibilität, da diese in Abhängigkeit von den Strom- und Gaspreisen beschließen können, ihr Gas für die Stromerzeugung zu nutzen oder es zu verkaufen. Zu diesem Punkt erklärt ein Gasunternehmen:

"EDP ist das für einen Zugang zu den Gasmärkten in Portugal am besten aufgestellte Unternehmen. Wenn man eine GuD-Anlage kontrolliert, kann man ganz einfach das verbleibende Gas an Gaskunden verkaufen. Ein solcher Verkauf ist wirtschaftlich sehr sinnvoll. Er ermöglicht nicht nur die Verteilung der Risiken auf verschiedene Märkte, sondern auch die Erzielung von Größenvorteilen (beispielsweise durch die Bündelung von Kapazitäten) sowie eines Arbitragegewinns, indem man das Gas je nach den jeweiligen Preisen verkauft oder verbrennt. Er macht das Unternehmen sowohl als Gas- als auch als Stromversorger flexibler."

543. Die Entwicklung eines starken Großabnehmers zu einem Akteur, der selbst Gas verkauft, wird von vielen Marktteilnehmern als logischer Schritt empfunden, selbst von ENI, das im Zuge der Erörterung der künftigen Erdgasnachfrage im portugiesischen Großhandelsmarkt davon ausgeht, dass die Kategorie von Wiederverkäufern an Endkunden "auch jene Stromerzeuger umfasst, die sich für den Verkauf der Erdgasmengen entscheiden, die ihren eigenen Bedarf übersteigen" . Unter Verweis auf diesen inhärenten Zusammenhang zwischen dem Gaseinzelhandel und dem Betrieb von GuD-Anlagen hat Gas Natural GuD-Anlagen als "virtuelle Gasspeicher" bezeichnet. Ferner wurde die Meinung geäußert, dass für Unternehmen, die GuD-Anlagen betreiben, ein starker Anreiz besteht, andere Gasmärkte zu erschließen, weil die ausschließliche Nutzung der Gaslieferungen in einer GuD-Anlage mit einem übermäßigen Risiko behaftet ist.

544. Berücksichtigt man ferner, dass EDP – wie unten erläutert – der bei weitem chancenreichste potenzielle Neuanbieter auf dem Einzelhandelsmarkt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas ist, bestünde für das Unternehmen ein starker Anreiz, auch in den Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer einzusteigen, um Größen- und Verbundvorteile zu erzielen.

545. Ohne die Fusion hätte außerdem der Markteintritt von EDP das Unternehmen in die Lage versetzt, duale Angebote zu unterbreiten, um Großabnehmer sowohl als Gas- als auch als Stromkunden zu gewinnen. Selbst wenn es zutrifft, dass solche Angebote für Großabnehmer weniger interessant sind als für kleinere Endkunden, hat doch die Marktuntersuchung der Kommission gezeigt, dass diese Großabnehmer ebenfalls an dualen Angeboten interessiert sein könnten, um Gas und Strom zu einem günstigeren Preis zu beziehen. Die Strategie von EDP, seinen industriellen Großabnehmern duale Angebote mit Volumenrabatt anzubieten, hätte also recht gute Erfolgschancen gehabt.

546. Schließlich haben die industriellen Großabnehmer im Zuge der Marktuntersuchung der Kommission auf die Frage nach einer Einstufung der Unternehmen und Konzerne, die sie als bevorzugte Alternative zu den Erdgaslieferanten von GDP betrachten würden, zwei Unternehmen vor allen anderen Priorität eingeräumt: Gas Natural und EDP. Große Ölunternehmen wurden niedriger eingestuft. Endesa und Iberdrola belegten einen noch schlechteren Platz in diesem Ranking.

547. In Anbetracht dieser Tatsachen ist die Kommission der Auffassung, dass EDP ohne die Fusion große, wenn nicht gar die größten Chancen als potenzieller Neuanbieter auf dem Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer gehabt hätte. Das Vorhaben würde also zur Ausschaltung eines der wichtigsten potenziellen Wettbewerber führen und damit die beherrschende Stellung von GDP im Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer in Portugal stärken.

548. In ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte bringen die Parteien vor, die Kommission unterschätze die Wahrscheinlichkeit eines Eintritts von Gas Natural in den Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer, und andere Unternehmen, die in Portugal eine GuD-Anlage betreiben oder den Bau einer solchen Anlage planen (Iberdrola und Tejo Energia) hätten unter Umständen ebenfalls eine gute Ausgangsposition für einen Markteintritt.

549. Die Kommission unterschätzt die Wahrscheinlichkeit anderer möglicher Eintritte in diesen Markt nicht, ist jedoch nichtsdestotrotz der Auffassung, dass EDP ohne die Fusion einer der chancenreichsten potenziellen Wettbewerber von GDP wäre. Angesichts der starken beherrschenden Stellung von GDP hätte die Ausschaltung eines derart wichtigen potenziellen Wettbewerbers wahrscheinlich eine erhebliche Stärkung der Marktmacht dieses Unternehmens zur Folge.

550. Auf Grund der vorstehenden Überlegungen ist die Kommission zu der Feststellung gelangt, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDP auf dem portugiesischen Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer mit Erdgas verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

(d) Alternative Marktdefinition: weiter gefasster Großhandelsmarkt (Belieferung von Stromerzeugern, lokalen Verteilerunternehmen und industriellen Großabnehmern)

551. Wie oben erwähnt machen die Parteien in ihrer Antwort auf die Entscheidung der Kommission über die Einleitung einer eingehenden Untersuchung geltend, dass die Kommission die Auswirkungen der Fusion auf der Grundlage eines weiter gefassten Großhandelsmarktes prüfen sollte, der die Belieferung von Stromerzeugern, lokalen Verteilerunternehmen und industriellen Großabnehmern umfasst.

552. Die Kommission ist mit dieser vorgeschlagenen Marktdefinition nicht einverstanden. Auf Grund der unterschiedlichen Zeitrahmen für die Öffnung der Gasmärkte ist in jedem Fall eine spezifische Bewertung der Folgen des angemeldeten Zusammenschlusses für den Markt für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas erforderlich.

553. Dennoch hat die Kommission der Vollständigkeit halber auch die wahrscheinlichen Auswirkungen des angemeldeten Zusammenschlusses auf den von den Parteien vorgeschlagenen weiter gefassten Erdgasgroßhandelsmarkt geprüft. Insbesondere hat die Kommission die Auswirkungen des von dem Zusammenschluss verursachten Abschottungseffekts auf diesen weiter gefassten Markt bewertet. Zu diesem Zweck hat die Kommission zunächst festgestellt, dass ohne den Zusammenschluss unabhängige Marktteilnehmer die wettbewerbsrelevante Nachfrage hätten bedienen können, und anschließend geprüft, welcher Teil dieser Nachfrage wahrscheinlich durch den angemeldeten Zusammenschluss abgeschottet würde.

554. Insbesondere hat die Kommission vorausgesetzt, dass die wettbewerbsrelevante Gesamtnachfrage in diesem angenommenen weiter gefassten Markt aus folgenden Komponenten bestünde: (i) kurzfristiger Bedarf von Turbogás und TER, (ii) Verbrauch von Portgás (dem einzigen lokalen Verteilerunternehmen, das nicht von GDP kontrolliert wird), und (iii) Verbrauch industrieller Großabnehmer ohne die von GDP kontrollierten (oder mitkontrollierten) KWK-Betreiber. Die Kommission hat diese Berechnung für das Jahr 2007 vorgenommen.

555. Der kurzfristige Bedarf von Turbogás, dem bivalenten Kraftwerk von EDP, sowie von TER wurde so angesetzt, wie er von den Parteien angegeben wurde. Wie oben dargelegt werden keine weiteren GuD-Anlagen in Betrieb sein. Die Nachfrage der lokalen Verteilerunternehmen und insbesondere von Portgás wurde angesetzt wie von den Parteien angegeben. Die Nachfrage der potenziellen lokalen Verteilerunternehmen von Iberdrola wurde der wettbewerbsrelevanten Nachfrage zugerechnet. Der Verbrauch der industriellen Großabnehmer wurde so angesetzt, wie er in einem der Kommission von den Parteien bei mehreren Treffen vorgelegten Dokument angegeben wurde, die wettbewerbsrelevante Nachfrage industrieller Großabnehmer wurde entsprechend berechnet. Der Verbrauch eines von EDP kontrollierten KWK-Betreibers wurde dieser Nachfrage zugerechnet. Das abgeschottete Marktvolumen wurde als die Summe aus den zusätzlichen Mengen von TER, den zusätzlichen Mengen der bivalenten Kraftwerke von Turbogás und EDP sowie dem Verbrauch des KWK-Betreibers von EDP berechnet. Ausgedrückt wurde dieses Volumen als Prozentsatz der wettbewerbsrelevanten Nachfrage im Jahr 2007.

556. Dabei stellte die Kommission fest, dass [60-70]* % der wettbewerbsrelevanten Nachfrage abgeschottet werden. Außerdem ist zu berücksichtigen, dass die wettbewerbsrelevante Nachfrage der industriellen Großabnehmer unter der unrealistischen und die Parteien begünstigenden Annahme in die Berechnung einbezogen wurde, dass diese Industrieunternehmen vom jetzigen Zeitpunkt bis zur tatsächlichen Marktöffnung keine weiteren Verträge mehr mit GDP abschließen werden und ihre Nachfrage 2007 vollständig dem Wettbewerb unterliegen wird. Unter Berücksichtigung dieses Faktors sowie der Tatsache,

380 Antwort von ENI auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 30. August 2004, Frage 22. Bei TER wurde vom Betrieb von drei Blöcken ausgegangen.

381 Beispielsweise beim Treffen vom 01.10.2004.

382 Die wettbewerbsrelevante Nachfrage der industriellen Großabnehmer wurde berechnet aus dem geschätzten Jahresverbrauch abzüglich der Kunden, deren laufende Verträge mit GDP weiter bestehen bleiben werden, sowie abzüglich des Verbrauchs zweier "kaptiver" KWK-Betreiber, an denen GDP beteiligt ist (bei denen von einem Auslaufen der Verträge ausgegangen wurde).

383 Nach Ausschluss aller Unsicherheiten durch die Verträge der KWK-Betreiber und unter Einbeziehung aller dieser Verträge in die 2007 laufenden Verträge mit Transgás, ermittelte die Kommission einen etwas niedrigeren, aber immer noch sehr hohen Wert von [50-60] % für die abgeschottete wettbewerbsrelevante Gesamtnachfrage aller industriellen Großabnehmer.

122

dass es den am Zusammenschluss beteiligten Parteien gelingen könnte, bis 2007 nur 50 % der gesamten im Jahr 2007 wettbewerbsrelevanten Nachfrage für sich zu gewinnen, könnte kein potenzieller Neuanbieter mehr die oben erläuterte kritische Masse erreichen.

557. Diese Einschätzungen werden von den Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten.

558. Daher kann der Schluss gezogen werden, dass selbst in diesem (angenommenen) alternativen Großhandelsmarkt durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDP verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

(e) Gaslieferungen an Kleinkunden (kleine Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte)

559. Wie oben erläutert werden gemäß der Zweiten Erdgasrichtlinie in Portugal alle Nicht-Haushalts-Kunden spätestens 2009 und alle Haushaltskunden spätestens 2010 zugelassen. Die portugiesische Regierung hat jedoch angekündigt, dass die Liberalisierung im Gassektor vorgezogen werden soll. Insbesondere hat die Regierung angekündigt, dass sie im Juni 2005 über den Zeitplan für die nächsten Schritte der Liberalisierung entscheiden werde. Berichten zufolge wurde dieses Thema auch beim letzten Gipfeltreffen der Ministerpräsidenten Spaniens und Portugals in Santiago de Compostela angesprochen. Für die vollständige Liberalisierung der portugiesischen Gasmärkte wurde zwar das Jahr 2008 genannt. Dieses Datum wurde jedoch bisher nicht bestätigt.[Ö]*

560. Wenn der portugiesische Markt für Gaslieferungen gemäß der Zweiten Erdgasrichtlinie liberalisiert wird, stellt sich die Frage, ob der Zusammenschluss zur Folge hat, dass die beherrschende Stellung von GDP dadurch gestärkt wird, dass EDP als ein wichtiger potenzieller Wettbewerber ausgeschaltet und damit die tatsächliche Öffnung des Marktes für den Wettbewerb verhindert wird.

561. Mehrere von der Kommission im Zuge der eingehenden Untersuchung gewonnene Erkenntnisse zeigen, dass ohne die Fusion EDP der wichtigste potenzielle Wettbewerber auf dem Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas gewesen wäre.

384 Ein etwas zurückhaltender Bericht von Reuters: "Fuentes diplomáticas dijeron a Reuters que, durante el encuentro, España pidió a Portugal avanzar también hacia un mercado común del gas natural, aunque no se negociaron potenciales fechas para su concreción debido a que Lisboa aún trabaja en un calendario para liberalizar ese sector." (http://www.reuters.com/locales/c_newsArticle.jsp?type=businessNews&localeKey=es_ES&storyID=6392937; 01.10.2004). Ein von Publico veröffentlichter Artikel ging weiter: "Ein wichtiges Thema des Gipfels in Santiago war auch die Ankündigung des Zeitplans für die Liberalisierung des portugiesischen Gassektors durch den portugiesischen Minister Antonio Barreto [zuständig für Wirtschaft und Arbeit] gegenüber seinem spanischen Kollegen Jose Montilla [Minister für Industrie, Tourismus und Handel]. Gemäß dem überarbeiteten Zeitplan wird die Liberalisierung um sechs Monate vorgezogen. Im Ergebnis wird bereits ab 2005 Gas an Kombikraftwerke verkauft. Der Verkauf an gewerbliche Kunden soll ein Jahr später beginnen. Für den Verbraucher wird der Markt für Gasdienstleistungen erst 2008 geöffnet. Beide Länder sagten ferner zu, die nationalen Rechtsvorschriften über Gasdienstleistungen zu harmonisieren und auf eine Harmonisierung der Märkte hinzuarbeiten." (http://worldnews.xignite.com/xWorldNews.aspx?articleid=EUP20041002000069; ursprünglich veröffentlicht am 02.10.2004 durch Publico (Internet-Version) in portugiesischer Sprache.

385 [Ö]

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Belieferung industrieller Großabnehmer (kleine Gewerbe- und Geschäftskunden sowie Haushalte)

Als führendes Stromunternehmen hat EDP große Vorteile beim Zutritt in den Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas. Weitere Vorteile entstehen dem Unternehmen als Besitzer eines lokalen Verteilerunternehmens, was seine Chancen auf einen erfolgreichen Markteintritt bzw. eine Expansion untermauert.

562. Die Erfahrungen der anderen Mitgliedstaaten zeigen, dass führende Stromunternehmen für einen erfolgreichen Eintritt in die Gaseinzelhandelsmärkte hervorragend aufgestellt sind. So haben im VK und in Italien die führenden Stromunternehmen Powergen und ENEL den Zutritt zu den Gasmärkten erfolgreich bewerkstelligt und sich zu den wichtigsten Wettbewerbern des führenden Gasunternehmens (British Gas bzw. ENI) entwickelt. Auch viele regional etablierte Stromunternehmen haben auf den britischen Erdgasliefermärkten Fuß gefasst. Auf Grund seiner geografischen Nähe und seiner Verflechtungen mit dem portugiesischen Markt bietet auch der spanische Markt ein sachdienliches Beispiel: Hier haben alle großen Stromunternehmen (Endesa, Iberdrola, Hidrocantábrico und Unión Fenosa) ihre Tätigkeiten im Gasmarkt erheblich ausgebaut. Bewerkstelligt wurde dies entweder durch einen erfolgreichen Markteintritt (Iberdrola) oder durch starke Expansion, die zum Teil ausgehend von ehemals relativ kleinen lokalen Verteilerunternehmen (Endesa, Hidrocantábrico und Unión Fenosa) durch Übernahmen erfolgte. Alle diese Unternehmen stellen nun ernsthafte Wettbewerber für das etablierte Gasunternehmen dar. Die spanische Regulierungsbehörde erläutert den erfolgreichen Marktzutritt und die Expansion der Stromunternehmen in den spanischen Gasmärkten mit folgenden Worten:

"Die Erfahrungen in Spanien haben gezeigt, dass die führenden Gas- und Stromunternehmen am besten für den Zugang zum jeweils anderen Markt aufgestellt sind.

(Ö) Heute sind die Stromunternehmen (Endesa, Hidrocantábrico, Iberdrola und Unión Fenosa) die schärfsten Wettbewerber des Marktführers. Das hat folgende Gründe: 1) Stromerzeuger benötigen Gas für die GuD-Anlagen, die sie im zunehmenden Maße für die Stromerzeugung nutzen. Da sie als Abnehmer großer Gasmengen in die Gasmärkte eintreten, können sie ohne weiteres als Anbieter in den Einzelhandelsmärkten Fuß fassen. Außerdem sind sie nun in der Lage, Arbitragegewinne zu erzielen, indem sie das Gas in Abhängigkeit der Gas- und Strompreise entweder zur Stromerzeugung nutzen oder an Endkunden verkaufen. Dies verschafft ihnen einen erheblichen Vorteil gegenüber den Marktteilnehmern, die nur auf einem Markt tätig sind, eine größere Flexibilität bei der Einhaltung ihrer Verpflichtungen im Rahmen der Take-or-Pay-Klauseln sowie die Möglichkeit zur Gewinnoptimierung; 2) sie verfügen über einen Kundenstamm, auf den sie sich auch beim Aufbau ihres Gasgeschäftes stützen können; 3) sie verfügen über eine weithin bekannte Marke."

563. Wie unten erläutert wurden diese Faktoren auch von Energieunternehmen im Zuge der eingehenden Untersuchung unterstrichen.

564. Die Vorteile von EDP können in drei Hauptkategorien zusammengefasst werden: (a) Vorteile bei der Beschaffung auf Grund der Stellung von EDP als Betreiber gasbefeuerter Stromkraftwerke in Portugal; (b) Vorteile auf Grund der Stellung von EDP als führendes Unternehmen im Stromeinzelhandelsmarkt sowie als Verteilernetzbetreiber; (c) Vorteile auf Grund seiner Stellung auf dem portugiesischen Gaseinzelhandelsmarkt und der diesbezüglichen Informationen (Portgás und Informationsaustausch betreffend Lisboagás).

Vorteile bei der Beschaffung als Betreiber von GuD-Anlagen

565. Zunächst ist EDP auf Grund des Bedarfs seiner GuD-Anlage und seines bivalenten Kraftwerks der wichtigste Gasabnehmer in Portugal. Damit besteht für das Unternehmen ein starker Anreiz, Gas in größeren Mengen zu erwerben und teilweise über den Einzelhandelsmarkt weiterzuverkaufen, um seine Gewinne zu optimieren und mögliche Größenvorteile zu erzielen.

566. Der Gasverbrauch der GuD-Anlagen unterliegt relativ großen Schwankungen. Dennoch muss in Terminals und Rohrleitungsnetzen eine bestimmte Kapazität gebucht und bezahlt werden. Daher ist es wirtschaftlich sehr sinnvoll, auf der Grundlage derselben Gaslieferverträge im Gaseinzelhandel tätig zu werden: Gas kann einfach und mit geringen Zusatzkosten an Kunden weiterverkauft werden. Durch die Bündelung der Kapazitäten können außerdem erhebliche Größenvorteile erzielt werden, die einen weiteren Anreiz für einen Einstieg in den Gaseinzelhandel bieten.

567. Iberdrola, das erfolgreich auf den spanischen Gasmärkten Fuß gefasst hat, bestätigt diese Strategie wie folgt: "Entscheidend für die Entwicklung einer dualen Strom-/Gas-Strategie ist Folgendes: (i) Nutzung von Größenvorteilen durch den hohen Verbrauch der GuD-Anlagen von Iberdrola, insbesondere bei der Aushandlung von Gasverträgen und der Bündelung des Gastransports im Fernleitungsnetz, (ii) Optimierung der Gas- und Strombewirtschaftung: mögliche Arbitragegewinne, indem das Gas je nach den jeweiligen Preisen für die Stromerzeugung genutzt oder verkauft wird, (iii) vertikale Teilintegration: Kauf beim Erdgasproduzenten."

568. EDP stellt außerdem fest, dass "der Betrieb einer GuD-Anlage den Zugang zu den Gaseinzelhandelsmärkten erleichtert. (Ö) Dies eröffnet nicht nur eindeutigen Preisvorteile durch die Einräumung von Nachlässen, sondern ermöglicht auch eine Preissicherung durch Bündelungsmechanismen (Ö) sowie den Bilanzausgleich und Arbitragegewinne."

Vorteile als führendes Verteiler- und Versorgungsunternehmen im Stromeinzelhandelsmarkt

569. Zweitens hätte EDP als führendes Unternehmen im portugiesischen Stromeinzelhandel offensichtlich große Vorteile beim Einstieg in den portugiesischen Gaseinzelhandelsmarkt für Kleinkunden und ein starkes Interesse daran, dort Fuß zu fassen. Diese Vorteile haben drei Hauptgründe:

Kontakte und Beziehungen zu Kunden

570. EDP kann sich auf seinen beispiellosen Kundenstamm im Stromsektor stützen, um im Gaseinzelhandel Fuß zu fassen. Tatsächlich hat EDP privilegierten Zugang zu derzeitigen und potenziellen Gaskunden (da alle Gaskunden auch Stromkunden sind) sowie zum Kundenstamm von Portgás. Ferner hat es die Möglichkeit, für den Verkauf von Strom und Gas dieselben Vertriebsstrukturen zu nutzen. Energieunternehmen haben betont, dass die Möglichkeit, sich auf einen sehr großen Kundenstamm zu stützen und eine gemeinsame Vertriebsorganisation zu nutzen, eine erhebliche Senkung der betriebswirtschaftlichen Kosten pro Endkunde ermöglicht. Iberdrola äußert sich dazu wie folgt: "[Ö]* Gas- und Stromlieferungen haben vieles gemeinsam: Die Vertriebswege sind gleich oder sehr ähnlich, der Kundenstamm deckt sich weitgehend. Die Marke spielt für den Kunden, insbesondere für kleinere Kunden, ebenfalls eine sehr große Rolle. Gas- und Strommarken werden eindeutig mit Marken von Energielieferanten assoziiert. Hat ein Unternehmen eine starke Marke in einem Sektor (z. B. Strom), erwachsen ihm daraus erhebliche Vorteile im anderen Sektor (z. B. Gas) und umgekehrt. Kunden bevorzugen duale Gas-/Stromangebote, weil (i) es in ihren Augen einen starken Zusammenhang zwischen diesen beiden Produkten gibt (Energiedienste) und (ii) dadurch die Zahl der Ansprechpartner reduziert wird: ein Lieferant, ein Call-Center etc."

571. BP betont seinerseits, dass "das führende Stromversorgungsunternehmen Wettbewerbsvorteile genießt, die unter anderem beispielsweise auf seinen Kundenstamm (Kundenzugang und Größenvorteile) und seine Kundennähe (Möglichkeit der Erarbeitung stärker fokussierter, kundenorientierter Angebote) zurückzuführen sind" .

572. Der Vorteil, der sich aus dem Betrieb eines Stromnetzes ergibt, wird auch von International Power betont, das bereits in gewissem Maße im portugiesischen Markt tätig geworden ist: "Die unterschiedlichen Zeitpläne für die Liberalisierung der Gas- und Strommärkte können für EDP auch von Vorteil sein, da es als führendes Stromversorgungsunternehmen die obligatorischen technischen Wartungsarbeiten durchführt und damit bereits Kontakt zu den Kunden hat."

Duale Gas-/Stromangebote

573. EDP würde ferner dadurch ein erheblicher Vorteil erwachsen, dass es als Multi-Utility-Unternehmen duale Angebote für Strom und Gas erstellen könnte, um neue Gaskunden zu akquirieren. Die Erfahrungen im VK und in Spanien zeigen, dass Stromunternehmen mit dualen Gas-/Stromangeboten erfolgreich im Gasversorgungsmarkt Fuß fassen konnten. "Nach Auffassung von Iberdrola ist das duale Gas-/Stromangebot die treibende Kraft der Marktentwicklung. Dies hat sich in Spanien gezeigt und wird sich sehr wahrscheinlich in Portugal in ähnlicher Weise wiederholen. Derzeit sind [Ö]* der von Iberdrola abgeschlossenen Verträge duale Gas-/Stromverträge. Bei den von Iberdrola gewonnenen Neukunden ist dieser Anteil wesentlich höher."

574. Die Untersuchung der Kommission bestätigt tatsächlich, dass Gas- und Stromkunden bei der Wahl eines Energieanbieters großen Wert auf duale Angebote legen. Ein Gasunternehmen erklärte: "Außerdem ziehen es die Kunden eindeutig vor, sowohl Gas als auch Strom von demselben Energieanbieter zu beziehen (duales Gas-/Stromangebot). EDP kann ohne weiteres auf seinen beispiellosen Kundenstamm in Portugal (Stromkunden) zurückgreifen, auf dieser Grundlage ein effektives Gasgeschäft entwickeln und den Marktzugang anderer Wettbewerber verteuern und in die Länge ziehen: Infolgedessen sind Wettbewerber in Portugal gezwungen, sowohl im Gas- als auch im Stromsektor tätig zu werden."

Markenstärke

575. Schließlich verfügt EDP im Unterschied zu anderen potenziellen Neuanbietern aus dem Ausland sowohl auf nationaler als auch auf lokaler Ebene über eine weithin bekannte nationale Energiemarke. Alle portugiesischen Stromkunden (die zugleich potenzielle Gaskunden sind) können daher EDP mit einem etablierten und zuverlässigen nationalen Energieunternehmen assoziieren. Der Vorteil entsteht hier also nicht nur aus der Marke selbst, sondern auch aus dem guten Ruf dieses jedermann bekannten Energieunternehmens und seiner bewährten technischen Kompetenz, die für den Kunden ein wichtiges Kriterium darstellt. Die Untersuchung der Kommission hat bestätigt, dass dies für die Kunden ein sehr wichtiges Kriterium bei der Wahl eines Gas- oder Stromanbieters ist.

Antwort von BP auf den Fragebogen der Kommission vom 17.09.2004.

Genehmigtes Protokoll des Treffens mit International Power vom 14.09.2004.

Vgl. "Study on electricity and gas markets in Portugal" (Studie über die Strom- und Gasmärkte in Portugal), Abschlussbericht, Cambridge Economic Policy Associates Ltd, für die Autoridade da Concorrência, April 2004, S. 42. Dieser Wettbewerbsvorteil gilt nicht für Lieferungen an die lokalen Verteilerunternehmen.

E-Mail von Centrica vom 30.09.2004.

Genehmigtes Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

Genehmigtes Protokoll des Treffens mit [Ö] vom 27.08.2004.

Als weitaus wichtigstes Kriterium nannten die im Zuge der Marktuntersuchung der Kommission befragten Gaskunden lokaler Verteilerunternehmen (vor allem Kleinunternehmen) die lokale Vertriebsorganisation und den

Vorteile auf Grund der Stellung von EDP auf dem portugiesischen Gaseinzelhandelsmarkt und der Informationen, die ihm über diesen Markt zur Verfügung stehen

576. Die Chancen von EDP, auf den Gaseinzelhandelsmärkten Fuß zu fassen, werden durch zwei weitere Faktoren verdeutlicht: Zum einen durch seine Erfahrung in Spanien, wo das Unternehmen 2003 in Spanien über seine Tochtergesellschaft Hidrocantábrico bereits das zweite spanische Gasunternehmen, Naturcorp, übernommen hat, zum anderen durch die Tatsache, dass es kürzlich eine Kontrollbeteiligung an dem wichtigen lokalen Verteilerunternehmen Portgás erworben hat.

577. Zu diesem Punkt ist anzumerken, dass Portgás ohne die Fusion der einzige bereits in Portugal etablierte Gasversorger gewesen wäre, der nicht von GDP kontrolliert wird. Zum Zeitpunkt der Marktöffnung wäre Portgás daher das einzige Unternehmen gewesen, das unverzüglich als effektiver Wettbewerber für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas hätte auftreten können. Diese Wettbewerbsquelle wird durch die Fusion ausgeschaltet.

578. Außerdem verschafft die Tatsache, dass EDP vor kurzem eine Kontrollbeteiligung an Portgás erworben hat und etwa [60-70]* % [Ö] der Anteile erreichen könnte, dem Unternehmen weitere Vorteile. Zunächst stellt allein seine Stellung als führendes regionales Unternehmen in einem für den Wettbewerb geöffneten Markt einen enormen Vorteil dar. Tatsächlich hätte EDP als führender lokaler Anbieter und angesichts der niedrigen Wechselrate der Einzelhandelskunden seine Tätigkeiten im Gasmarkt auf der Grundlage des beträchtlichen Kundenstamms von Portgás im Gebiet von Porto ausbauen können. Derzeit beliefert dieses lokale Verteilerunternehmen [10-20]* % der Kunden und hat damit einen Anteil von [20-30]* % am nationalen Gesamtabsatz. Ein solcher Kundenstamm hätte es EDP bereits ermöglicht, gewinnbringend im Markt tätig zu werden und nach der Öffnung im nationalen Markt Fuß zu fassen.

579. Über Portgás und sein Erdgasgeschäft in Spanien hätte EDP auch seine Kompetenz und seinen Ruf als zuverlässiger Anbieter im Erdgashandel ausbauen können. Das führende spanische Unternehmen Gas Natural hat den Wettbewerbsvorteil unterstrichen, der einem Gasversorger und Betreiber eines Gasverteilernetzes beim Zugang zum Gaseinzelhandelsmarkt erwächst: "Der Erwerb eines Verteilerunternehmens ist sehr wichtig für ein Unternehmen, das seine Tätigkeiten im Gasgeschäft erweitern möchte, weil es sich dadurch Zugang zum nötigen Know-how verschafft. In diesem Kontext ist darauf hinzuweisen, dass drei der vier Stromunternehmen, die den Eintritt in die spanischen Gasmärkte bewerkstelligt haben (die einzige Ausnahme bildet Iberdrola), einen oder mehrere lokale Verteilerunternehmen kontrollieren."

580. Zusätzlich zu den erheblichen Vorteilen, die EDP ohnehin als das führende nationale Stromunternehmen genossen hat, wäre Portgás ohne die Fusion eine wichtige Ausgangsbasis für die erfolgreiche Entwicklung der Tätigkeiten von EDP in den portugiesischen Gasmärkten gewesen.

581. Dies wurde kürzlich von der portugiesischen Wettbewerbsbehörde im Zusammenhang mit der Bewertung des Erwerbs der Kontrollbeteiligung an Portgás durch EDP unterstrichen:

"Wenn die Liberalisierung der Erdgasmärkte vollzogen wird, könnte der Einstieg von EDP in die Belieferung des nördlichen Küstengebiets um Porto über das Niederdruckleitungsnetz außerdem – unter Berücksichtigung des gesamten Hoheitsgebietes – gleichbedeutend mit dem Einstieg eines potenziellen Wettbewerbers von GDP in diesen Bereich sein, vorausgesetzt dass EDP und GDP weiterhin unabhängig voneinander agieren."

582. Ein wichtiger Faktor in diesem Zusammenhang ist, dass nach der Öffnung der Märkte eine Entflechtung der Verteiler- und Liefertätigkeiten von Portgás hätte vollzogen werden müssen. Dies hätte für EDP einen weiteren Anreiz bedeutet, seine Gasprodukte und sein duales Gas-/Stromangebot in ganz Portugal zu vermarkten. Dabei hätte EDP eine weitaus bessere Ausgangsposition gehabt als jeder andere angenommene potenzielle Wettbewerber.

583. Denn infolge einer solchen Entflechtung hätten EDP/Portgás auf der einen Seite Kunden über den aus der Entflechtung hervorgegangenen Anbieter beliefert und auf der anderen Seite die regionale Kontrolle über das Verteilernetz von Portgás behalten. Die Kontrolle über ein solches Verteilernetz wäre für EDP aus den folgenden Gründen von entscheidender Bedeutung gewesen, um Kunden zu halten und neue Kunden zu gewinnen.

584. So erklärte die spanische Regierungsbehörde CNE: "Kann sich ein Marktteilnehmer auf ein etabliertes Verteilerunternehmen stützen, bringt dies für ihn einen erheblichen wirtschaftlichen Vorteil sowohl im Strom- als auch im Gasgeschäft mit sich." Zu diesem Punkt unterstrich CNE:

"Ein Verteilerunternehmen hat nicht nur Zugang zu allen wichtigen Informationen über die Kunden (Adressen, Verbrauch etc.), sondern steht auch in regelmäßigem Kontakt mit ihnen. Damit ist das Verteilerunternehmen in einer besseren Position, wenn der Kunde seinen Anbieter frei wählen darf und sich entscheidet, entweder im regulierten Markt bei dem Verteilerunternehmen zu bleiben oder zur Vertriebsgesellschaft der Unternehmensgruppe zu wechseln, wobei diese dem Kunden sehr frühzeitig einen Preisnachlass anbieten kann. Im Gassektor hat das Unternehmen insbesondere durch die technischen Wartungsarbeiten an neuen Anlagen (d. h. für neue Kunden) und anschließend während der gesamten Lebensdauer der Anlage regelmäßigen Kontakt zu den Kunden. Im Strommarkt dürfen nur Verteilerunternehmen diese Wartungen durchführen, selbst wenn die Kunden den Wechsel zu einem Wettbewerber in den liberalisierten Markt vollzogen haben (hier sind jedoch anders als im Gasbereich keine regelmäßigen Wartungen vorgeschrieben). Im Gassektor erfolgt die erste Wartung durch das Verteilerunternehmen. Die folgenden Wartungen können entweder durch das Verteilerunternehmen oder den neuen Anbieter durchgeführt werden. Die Bereitstellung dieser Dienstleistung ist jedoch sehr personalintensiv und wird häufig an das etablierte Verteilerunternehmen (dem das erforderliche Personal bereits zur Verfügung steht) weiter vergeben. Daraus folgt, dass das Verteilerunternehmen in Kontakt mit dem Kunden bleibt. Weitere Schranken können durch den Kundendienst und die Kosten für Notfalldienste entstehen. Das Verteilerunternehmen und der neue Anbieter müssen den Preis für solche weiter vergebenen Dienstleistungen aushandeln. Dies könnte eine zusätzliche Marktzutrittsschranke für Neuanbieter darstellen, und mehrere Neuanbieter haben bereits beanstandet, dass das etablierte Unternehmen sehr hohe Preise für diese Dienstleistungen verlangt und damit die Gesamtkosten für die Gewinnung neuer Kunden in die Höhe treibt."

Decisão do Conselho da Autoridade da concorrência, 24 september 2004 ["92 Acresce que, aquando da liberalização do mercado do gás natural, e considerando todo o território nacional, a entrada da EDP na actividade de distribuição de gás natural a baixa pressão na região litoral norte, poderia significar a entrada de um potencial concorrente da GDP nesta actividade, assumindo uma continuada separação entre a EDP e a GDP."]

Wie bereits erwähnt, sieht Artikel 13 der Zweiten Erdgasrichtlinie die rechtliche Entflechtung von Verteilernetzbetreibern vor.

585. Die strategische Bedeutung des Verteilernetzes wird von [Ö]* bestätigt.

586. Zusätzlich zu seinen erheblichen Vorteilen als führendes Stromunternehmen hätte EDP auch auf den besonderen Beziehungen von Portgás zu seinen Gaskunden aufbauen können, um sich binnen kürzester Zeit zum effektivsten und wichtigsten Wettbewerber von GDP zu entwickeln.

587. Neben all diesen Faktoren, die EDP per se zum am besten aufgestellten Wettbewerber von GDP werden lassen, ist zu betonen, dass die Fähigkeit und die Motivation von EDP, im Gaseinzelhandelsmarkt Fuß zu fassen, dadurch untermauert werden, dass das Unternehmen bereits vor dem Zusammenschluss mit der Verbrauchsmessung und Fakturierung sowohl für den Strom- als auch für den Gasverbrauch im Gebiet von Lissabon, dem größten Erdgas-Verteilergebiet (Lisboagás), betraut war.

588. Auf Grund der Größe dieses Verteilergebietes hätte dies EDP eindeutig einen zusätzlichen wichtigen Vorteil gegenüber anderen potenziellen Neuanbietern verschafft, da das Unternehmen sowohl direkte Kundenkontakte pflegt als auch über spezifische Informationen über die Kundenprofile (Verbrauchsprofil, Zahlungsfähigkeit, Kreditbedingungen, Preisgestaltung etc.) verfügt.

Auf Grund der starken Anreize wäre davon auszugehen gewesen, dass EDP im Markt Fuß fasst bzw. seine Tätigkeiten in diesem Markt ausweitet.

589. Wie oben dargestellt hätte EDP eine sehr starke Ausgangsposition für den Zugang zum Gasmarkt und die Ausweitung seiner Tätigkeiten auf diesem Markt gehabt. Neben seinen Vorteilen gegenüber den anderen Wettbewerbern wäre ein starkes Interesse an der Umsetzung dieser Strategie vorhanden gewesen.

[...]

590. Dies überrascht nicht, da angesichts der substanziellen Synergien zwischen der Lieferung von Gas und Strom starke wirtschaftliche Anreize für eine solche Vorgehensweise bestanden hätten. Diese Anreize sind unter anderem auf Kosteneinsparungen bei den Kundenkontakten (wie beispielsweise Call-Center), der Verbrauchsmessung und Fakturierung sowie beim Branding zurückzuführen.

592. Weitere starke wirtschaftliche Anreize für den Einstieg in das Gasgeschäft wurden oben genannt. Der Betreiber einer GuD-Anlage kann Kosteneinsparungen und andere Vorteile für den Betrieb seiner Anlage erzielen, indem er seine Flexibilität beim Management seiner Gaslieferverträge verbessert.

593. Durch Portgás wären für EDP weitere wirtschaftliche Anreize entstanden: Je größer das Erdgasgeschäft des nicht regulierten Lieferanten, wie er beispielsweise aus Portgás hervorgegangen wäre, desto niedriger wären natürlich seine Kosten je Kunde und je Verkaufseinheit. Die Entwicklung einer rein lokalen Marke wäre für einen nicht regulierten Lieferanten wirtschaftlich nicht sinnvoll.

594. Schließlich hätte es noch den strategischen Anreiz gegeben, den anderen Unternehmen zuvorzukommen, die am ehesten in der Lage gewesen wären, duale Strom-/Gasangebote zu unterbreiten, nämlich GDP und anderen möglichen Neuanbietern auf dem Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Erdgas.

Genehmigtes Protokoll des Treffens mit CNE vom 07.09.2004.

[...]

Vgl. die Antwort auf Frage Nr. 2 des Auskunftsersuchens der Kommission nach Artikel 11 vom 19.08.2004.

[...]

595. Die Stellung von EDP gegenüber GDP wurde von den meisten Befragten bestätigt: Die Kommission hat Gas- und Stromunternehmen gebeten anzugeben, welches Unternehmen die größten Chancen hätte, auf dem portugiesischen Gaseinzelhandel Fuß zu fassen. EDP wurde häufiger als alle anderen Unternehmen an erster Stelle genannt. Viele Unternehmen haben auf die starken wirtschaftlichen und strategischen Beweggründe für ein Unternehmen wie EDP hingewiesen, in den Einzelhandelsmarkt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas einzusteigen.

Die Ausschaltung von EDP als unmittelbarem und potenziellem Wettbewerber würde die beherrschende Stellung von GDP stärken und weitere Marktzutrittsschranken errichten.

596. Auf dem Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Strom und Gas sind in Portugal (ebenso wie in allen anderen europäischen Ländern) mögliche Wettbewerbsquellen nur beschränkt vorhanden. Angesichts der dargestellten Tatsachen liegt es auf der Hand, dass EDP der chancenreichste potenzielle Wettbewerber (und über Portgás der einzige unmittelbare Konkurrent) von GDP wäre. Die Ausschaltung eines solchen Wettbewerbers hätte schwerwiegende Folgen für den Wettbewerb auf dem portugiesischen Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Erdgas und würde für die Kunden zu einer drastischen Verschlechterung des Preis-Leistungsverhältnisses führen.

597. Entgegen der Auffassung der Parteien wird die Ausschaltung von EDP als wichtigem potenziellen Wettbewerber nicht dadurch ausgeglichen, dass GDP beabsichtigt, seinen Anteil an den beiden kleinen lokalen Verteilerunternehmen Beiragás und Tagusgás an Iberdrola zu verkaufen, das im Gegenzug seine Kapitalbeteiligung an GALP abstößt. Selbst nach dieser Transaktion wäre Iberdrola ohne die Fusion nicht in der Lage, sich zu einem mit EDP vergleichbaren Wettbewerber zu entwickeln, da die beiden kleinen lokalen Verteilerunternehmen gemeinsam nicht einmal [Ö]* der Kundenzahl von Portgás (sie beliefern etwa [0-10]* % der Kunden) und nur ein Zehntel des Absatzvolumens von Portgás (etwa [0-10]* % des Gesamtabsatzes in Portugal) erreichen. Insbesondere erklärte Iberdrola, das Unternehmen "hätte im Gegenzug für seine Anteile an GALP gerne größere lokale Verteilerunternehmen erhalten, da Tagusgás und Beiragás nur etwa [0-10]* % des Verteilungsmarktes in Portugal ausmachen und es Iberdrola nicht ermöglichen, auf den Gaseinzelhandelsmärkten die erforderliche kritische Masse zu erreichen. Insbesondere scheint es recht schwierig zu sein, auf dieser Basis eine effiziente Ausweitung der Geschäftstätigkeit in anderen Gebieten Portugals zu bewerkstelligen. In diesen ländlichen Gebieten ist der Ausbau des Netzes schwierig und mit höheren Kosten verbunden: Allein der Ausbau des Netzes in diese Gebieten setzt hohe Investitionen voraus.

598. Schließlich ist die Kommission der Ansicht, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss nicht nur EDP als der effektivste und chancenreichste Wettbewerber ausgeschaltet wird, sondern auch weitere Wettbewerber vom Einstieg in den portugiesischen Einzelhandelsmarkt abgehalten werden. Wie bereits im Zusammenhang mit der Bewertung der Auswirkungen des Zusammenschlusses auf den Stromeinzelhandelsmärkte erläutert wurde, wäre EDP/GDP als einziges Unternehmen noch in der Lage, portugiesischen Kunden relativ kurzfristig duale Gas-/Stromangebote zu unterbreiten. Ohne die Fusion wären dagegen beide Unternehmen in der Lage gewesen, solche Angebote zu erstellen, was den Verbrauchern zugute gekommen wäre. Dieser überragende Vorteil, der dem fusionierten Unternehmen durch den Zusammenschluss erwächst, wird ferner durch [...]* bestätigt.

Zweites allgemeines Auskunftsersuchen der Kommission gemäß Artikel 11, September 2004.

Derzeit ist Iberdrola zu 5 % am Kapital von GALP beteiligt.

Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit Iberdrola vom 08.09.2004.

599. Die Kommission stellt fest, dass selbst wenn der räumliche Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas länger als erwartet ein lokaler Markt bliebe, dies nichts an der Analyse und der Feststellung der Stärkung einer beherrschenden Stellung ändern würde. Tatsächlich würde in diesem Fall die beherrschende Stellung von GDP in den fünf von seinen Tochterunternehmen kontrollierten Verteilergebieten durch die Ausschaltung von EDP weiter gestärkt: Wie bereits oben festgestellt, wäre EDP ohne die Fusion der wichtigste potenzielle Wettbewerber für GDP gewesen. Die von GDP kontrollierten lokalen Verteilerunternehmen bedienen etwa [70-80]* % der Nachfrage und decken insbesondere große städtische Ballungs- und Industriegebiete ab (Lissabon, Coimbra, Aveiro, Leira, Setubal). Durch die Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP in diesen Gebieten würde folglich der wirksame Wettbewerb in einem wesentlichen Teil des Gemeinsamen Marktes erheblich eingeschränkt. Wird der relevante Markt als lokal begrenzt definiert, würde umgekehrt die beherrschende Stellung von EDP/Portgás im Bereich Porto ebenfalls gestärkt, und zwar durch die Ausschaltung von GDP, das als führendes etabliertes Unternehmen auf allen anderen Gasmärkten ohne die Fusion zum chancenreichsten und wichtigsten potenziellen Wettbewerber in diesem Gebiet avancieren würde.

Schlussfolgerungen

600. Auf der Grundlage der oben genannten Faktoren gelangt die Kommission zu der Auffassung, dass der Zusammenschluss den wichtigsten potenziellen Wettbewerber von GDP ausschalten und weitere Marktzutrittsschranken im Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Gas errichten wird.

601. In seiner Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte stellt ENI ausdrücklich fest, dass die Parteien die oben (Randnummer 559-599) ausgeführten Bedenken der Kommission anerkennen.

602. Es kann also der Schluss gezogen werden, dass durch den angemeldeten Zusammenschluss die beherrschende Stellung von GDP auf dem Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Erdgas verstärkt und damit der wirksame Wettbewerb im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert wird.

C. Andere von den Parteien vorgebrachte Argumente

603. Wie oben erläutert, ist der in Rede stehende Zusammenschluss Teil eines größeren Vorhabens, bei dem die Tätigkeiten von GALP in den Bereichen Öl (Petrogal) und Gas (GDP) getrennt werden sollen und das Hochdruckfernleitungsnetz abgespalten und an REN übertragen werden soll. Bei Planung des Vorhabens war davon auszugehen, dass die portugiesische Regierung im selben Zeitrahmen, also früher als erwartet, den Markt für die Belieferung von Stromerzeugern (GuD-Anlagen und bivalente Kraftwerke) öffnen würde. Die Parteien bringen vor, dass diese Maßnahmen den Wettbewerb befördern werden und bei der Bewertung der gesamten Auswirkungen des Vorhabens auf den Wettbewerb berücksichtigt werden sollten.

604. Was die Trennung der Tätigkeiten in den Bereichen Erdgas und Öl betrifft, so machen die Parteien geltend, diese beiden Energieformen stünden miteinander in Wettbewerb, da sie in zahlreichen Anwendungsbereichen wechselseitig substituierbar seien. Entsprechend bringen die Parteien vor, dass "nach der Abwicklung des Vorhabens für ENI und EDP stärkere Anreize bestehen werden als derzeit für GALP, sich auf die Entwicklung des Erdgasgeschäfts zu konzentrieren und dabei uneingeschränkt mit Ölunternehmen zu konkurrieren" . Die Kommission teilt jedoch nicht die Auffassung, dass die Entwicklung des Gassektors in Portugal per se als wettbewerbsfördernd zu betrachten ist, da auf der anderen Seite, wie die im Zusammenhang mit dem Vorhaben geäußerten Bedenken deutlich zeigen, durch die vorgeschlagene Fusion die ohnehin schon bestehende beherrschende Stellung von GDP in den verschiedenen portugiesischen Gasmärkten gestärkt wird, was sich nachteilig auf den Wettbewerb und damit auch auf die Verbraucher auswirkt.

605. Was die Entflechtung der Eigentumsverhältnisse an dem Gasfernleitungsnetz betrifft, das an REN übertragen werden soll, so bringen die Parteien vor, die Erdgasrichtlinien schrieben eine solche vollständige Entflechtung nicht vor. Tatsächlich verlangt die Zweite Erdgasrichtlinie nur die rechtliche Entflechtung des Hochdruckfernleitungsnetzes von den Tätigkeiten im Bereich der kommerziellen Gasversorgung sowie einen nichtdiskriminierenden und transparent geregelten Netzzugang Dritter. Die Parteien stellen fest, dass "die Entflechtung der Eigentumsverhältnisse am Netz bereits an sich wettbewerbsfördernd ist" und "letztendlich eine Garantie für jeden möglichen Neuanbieter in den liberalisierten Segmenten darstellt". Die Kommission stellt zunächst fest, dass dem Wortlaut der verbindlichen Vereinbarungen zufolge eine solche Entflechtung der Eigentumsverhältnisse erst im Laufe von mehr als [Ö]* stattfinden wird. Zweitens stellt sie fest, dass Umfang und Wirksamkeit dieser Entflechtung im vorliegenden Fall fragwürdig sind. Insbesondere ist daran zu erinnern, dass die Mehrheit der strategischen Anlagen, die für die Einfuhr von Gas nach Portugal (das LNG-Terminal in Sines und die internationale Pipeline aus Algerien) oder die Speicherung von Gas (beispielsweise die der Untertagespeicher in Carrião) erforderlich sind, weiterhin im Eigentum von GDP bleibt und von diesem kontrolliert wird. Außerdem ist zu unterstreichen, dass EDP beabsichtigt, einen erheblichen Anteil an REN (30 %) zu behalten, der es dem Unternehmen unter bestimmten Umständen erlauben könnte, gewissen Einfluss auf die Unternehmenspolitik und das Netzmanagement zu nehmen. Hierzu stellt die Kommission fest, dass in anderen Mitgliedstaaten Energieunternehmen genau aus diesem Grund nicht berechtigt sind, Minderheitsbeteiligungen von über 5 % zu behalten, weil verhindert werden soll, dass starke strukturelle Beziehungen mit dem Netzbetreiber erhalten bleiben.

606. Was die erklärte Absicht der portugiesischen Regierung betrifft, die Öffnung des Erdgasmarktes vorzuziehen, so vertritt die Kommission die Auffassung, dass die damit verbundene wettbewerbsfördernde Wirkung angesichts der besonderen Verhältnisse in diesem Fall zu bezweifeln ist. Tatsächlich droht die Wirkung der Öffnung des Marktes für den Wettbewerb, auch wenn sie formal vorgezogen wird, zum Nachteil der Verbraucher zu verpuffen, da infolge der Fusion die beherrschende Stellung von GDP auf verschiedenen portugiesischen Erdgasmärkten gestärkt wird.

607. In Anbetracht dieser Faktoren sowie der von der Kommission festgestellten schwerwiegenden Bedenken können die von den Parteien vorgebrachten Argumente nicht die vorläufige Schlussfolgerung entkräften, dass das Vorhaben im Sinne von Artikel 2 der Fusionskontrollverordnung nicht mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar ist.

608. Die oben genannten Ergebnisse (Randnummer 603-607) wurden von den Parteien in ihren Antworten auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte nicht bestritten.

D. Schlussfolgerungen zu der wettbewerbsrechtlichen Würdigung des angemeldeten Vorhabens

609. Aus den genannten Gründen ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass der angemeldete Zusammenschluss (i) die beherrschende Stellung von EDP auf dem portugiesischen Stromgroßhandelsmarkt, dem Stromeinzelhandelsmarkt für Großabnehmer, dem Stromeinzelhandelsmarkt für Niederspannungskunden sowie dem Markt für Hilfsdienste und (ii) die beherrschende Stellung von GDP auf den portugiesischen Märkten für die Belieferung von GuD-Anlagen, lokalen Verteilerunternehmen, industriellen Großabnehmern und auch von Kleinkunden mit Erdgas stärken wird. Infolgedessen wird der wirksame Wettbewerb im Gemeinsamen Markt und im EWR im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Fusionskontrollverordnung erheblich behindert.

VI. DARSTELLUNG DER VON DEN PARTEIEN AM 28. OKTOBER 2004 VORGESCHLAGENEN ABHILFEMASSNAHMEN

610. Am 28. Oktober 2004 haben die Parteien die folgenden Abhilfemaßnahmen vorgeschlagen.

A. Verkauf des LNG-Wiederverdampfungsterminals in Sines an REN

611. Die Parteien verpflichten sich, das LNG-Wiederverdampfungsterminal in Sines (nachstehend: das "Terminal"), das derzeit im Besitz von Transgás Atlantico ist und von diesem gewinnbringend betrieben wird, einschließlich der entsprechenden Belegschaft und der dazugehörigen Infrastrukturen an REN (Rede Eléctrica Nacional, S.A. – "REN") zu veräußern oder REN diese Veräußerung anzubieten. Der Verkauf ist gemäß den Bestimmungen von Klausel 11 und Anhang III der von EDP, ENI und REN geschlossenen Vereinbarung durchzuführen und erfolgt entweder durch den Verkauf von 100 % der derzeitigen Beteiligung von Transgás SGPS an Transgás Atlantico oder in einer anderen Form, so dass die steuerlich günstigste Lösung gefunden wird. Der Verkauf erfolgt ferner gemäß den Bestimmungen über die Übertragung von Vermögenswerten, für die EU-Fördermittel gewährt wurden. Der Verkauf findet innerhalb von neun Monaten statt, nachdem die portugiesische Regierung sämtliche Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften für den Betrieb und die Vergütung der regulierten Tätigkeiten im Bereich der Wiederverdampfung verabschiedet hat, sofern alle erforderlichen Genehmigungen erteilt wurden.

612. Die Parteien verpflichten sich ferner zu gewährleisten, dass Transgás S.A. für den Zeitraum zwischen dem Inkrafttreten der portugiesischen Rechtsvorschriften zur Umsetzung der EG-Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und dem Verkauf des Terminals eine vorläufige Regelung für den Bereich der Wiederverdampfung schaffen wird, in der geeignete Sicherheiten für den Zugang Dritter zu den verfügbaren Kapazitäten auf der Grundlage transparenter und nichtdiskriminierender Kriterien festgelegt werden (d. h. die technische Gesamtkapazität abzüglich der von Transgás S.A. benötigten Kapazität für die Entnahme von LNG im Rahmen seiner bereits bestehenden Liefervereinbarungen).

613. Die Parteien verpflichten sich außerdem, das von Transgás S.A. und Transgás Atlantico geschlossene Tolling-Agreement, gemäß dem [Ö]*, zum Zeitpunkt des Verkaufs des Terminals an REN zu beenden oder für seine Beendigung Sorge zu tragen. Zugleich schließen Transgás S.A. und Transgás Atlantico bzw. das das Terminal betreibende Tochterunternehmen von REN einen neuen Vertrag, gemäß dem Transgás S.A. das Recht eingeräumt wird, das Terminal für die Entladung, Speicherung und Wiederverdampfung ausschließlich der LNG-Mengen zu nutzen, die es für die Erfüllung seiner bereits bestehenden LNG-Lieferverträge benötigt (dies wurde der Kommission bereits während des Verfahrens ausführlich erläutert), und zwar für die gesamte Laufzeit dieser Verträge (einschließlich möglicher Verlängerungen). Im Rahmen dieses Vertrages werden Transgás S.A. für die Belieferung des portugiesischen Marktes auch Ausgleichsleistungen eingeräumt, die von den Parteien als umsichtige Gasunternehmen zu vereinbaren sind. Die Bedingungen dieses Vertrages müssen den einschlägigen Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften entsprechen.

614. Für den Fall, dass die Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften über die Durchführung regulierter Tätigkeiten im Bereich der Wiederverdampfung diese Möglichkeit vorsehen, behält GDP sich das Recht auf eine direkte oder indirekte nichtkontrollierende Minderheitsbeteiligung an Transgás Atlantico oder an dem das Terminal betreibenden Tochterunternehmen von REN vor, jedoch nur in dem Rahmen und zu den Bedingungen, die in den einschlägigen Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften vorgeschrieben werden.

B. VERKAUF DES UNTERTAGESPEICHERS IN CARRIÃO AN REN

615. Die Parteien verpflichten sich, die unterirdische Erdgas-Speicheranlage in Carrião (nachstehend: "Carrião-Anlage"), die derzeit im Besitz von Transgás S.A. ist und von diesem gewinnbringend betrieben wird, einschließlich der beiden bereits geplanten und noch im Bau befindlichen Kavernenspeicher, der entsprechenden Belegschaft und dazugehörigen Infrastrukturen an REN zu veräußern oder REN diese Veräußerung anzubieten. Der Verkauf ist gemäß den Bestimmungen von Klausel 11 und Anhang III der REN-Vereinbarung und in einer Form durchzuführen, die steuerlich möglichst günstig ist und den Bestimmungen über die Übertragung von Vermögenswerten, für die EU-Fördermittel gewährt wurden, entspricht. Der Verkauf erfolgt innerhalb von neun Monaten, nachdem die portugiesische Regierung sämtliche Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften über die strategischen Mindestreservepflichten im portugiesischen Erdgasnetz und über den Zugang Dritter zu strategischen und operativen Speicherkapazitäten verabschiedet hat, sofern alle erforderlichen Genehmigungen erteilt wurden.

616. Transgás S.A. behält das Recht auf die Nutzung eines bestimmten Teils der strategischen Kapazitäten des Untertagespeichers, damit es seinen diesbezüglichen Verpflichtungen im Sinne der von der portugiesischen Regierung zu verabschiedenden Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften nachkommen kann. Entsprechend seinem Anteil an der strategischen Speicherkapazität hat Transgás auch das Recht auf die Nutzung eines Teils der verfügbaren operativen Speicherkapazität, der in einem proportionalen Verhältnis zu seiner Verpflichtung hinsichtlich der strategischen Speicherkapazität steht.

617. Die oben genannten Nutzungsrechte werden Transgás S.A. im Wege eines langfristigen Servicevertrages über die Bereitstellung von Speicherkapazitäten gewährt, der mit REN zum Zeitpunkt des Verkaufs der Carrião-Anlage an REN abgeschlossen werden soll. Soweit diese Speicherleistungen Gegenstand der Regelungen über den Zugang Dritter sein werden, sind die Vertragsbestimmungen entsprechend den einschlägigen Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften zu gestalten. Sollten jedoch die Speicherleistungen zum Teil nicht den Regelungen über den Zugang Dritter unterliegen (beispielsweise die operativen Speicherleistungen, die dem Zugang auf Vertragsbasis unterliegen), sind die Bedingungen zwischen Transgás S.A und REN zu Marktbedingungen auf nichtdiskriminierender Basis auszuhandeln.

C. Garantien für den Netzzugang bis zur Verabschiedung der einschlägigen Regelungen über den Netzzugang Dritter

618. Die Parteien verpflichten sich zu gewährleisten, dass Transgás S.A. für den Zeitraum zwischen dem Inkrafttreten der portugiesischen Rechtsvorschriften zur Umsetzung der EG-Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und dem Verkauf des Netzes (wie in der REN-Vereinbarung definiert) an REN eine vorläufige Netzregelung schaffen wird, in der geeignete Sicherheiten für den Zugang Dritter auf der Grundlage transparenter und nichtdiskriminierender Kriterien festgelegt werden.

D. Freigabe der derzeit von Transgás gebuchten und ungenutzten Kapazität am Einspeisepunkt Campo Maior zugunsten von REN

135

619. Die Parteien sagen zu, dass Transgás S.A. zum Zeitpunkt des Verkaufs des Netzes an REN die derzeit von Transgás S.A. gebuchte und ungenutzte Kapazität am Einspeisepunkt Campo Maior in Höhe von [Ö]* cm/h bzw. [300-350]* Mio. cm/Jahr zugunsten von REN freigeben wird. Nach dem Verkauf des Netzes an REN wird REN Eigentümer und Betreiber des Einspeisepunktes Campo Maior. Dies ist dadurch zu begründen, dass das Netz unter anderem die Pipeline Campo Maior-Leiria-Braga sowie die Beteiligung von Transgás S.A. an der Gesellschaft Gasoduto Campo Maior-Leiria-Braga, der alleinigen Inhaberin der Transportrechte über diese Pipeline, einschließt. Folglich hat die Freigabe der Kapazität durch die Reduzierung der von Transgás S.A. im Rahmen der bestehenden Transportverträge mit der Gesellschaft Gasoduto Campo Maior-Leiria-Braga gebuchten Kapazität zu erfolgen.

E. Verpflichtungszusage, keine weiteren Kapazitäten am Einspeisepunkt Campo Maior zu buchen

620. Die Parteien sagen zu, dass weder Transgás S.A. noch ein anderes von GDP oder einer der anderen Parteien kontrolliertes Unternehmen ab dem Zeitpunkt der Genehmigung des Vorhabens durch die Kommission weitere Transportkapazitäten am Einspeisepunkt Campo Maior buchen oder nutzen werden, und zwar entweder für einen Zeitraum von 36 Monaten nach der Verabschiedung der Regelungen über den Zugang Dritter zu den portugiesischen Fernleitungsinfrastrukturen, oder bis in Portugal neue Einspeisekapazitäten – zugunsten anderer Gasversorger mit Ausnahme von Transgás S.A. (sowie anderer von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierter Unternehmen) – über Rohrleitungen geschaffen werden, wobei jeweils der frühere Zeitpunkt maßgeblich ist. Eingeschlossen ist hier die derzeit von Enagás gebuchte Kapazität (von [300-400]* Mio. cm/Jahr), die nach der Inbetriebnahme des LNG-Terminals in El-Ferrol freigegeben werden könnte.

621. Transgás S.A. sowie jedes andere von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierte Unternehmen haben jedoch weiterhin das Recht, bei REN – gemäß den für die Nutzung solcher Infrastrukturen durch Dritte festgelegten Regelungen – die kurzfristige Buchung und Nutzung verfügbarer Transportkapazitäten am Einspeisepunkt Campo Maior zu beantragen, wenn dies für eine Belieferung des portugiesischen Marktes erforderlich sein sollte.

F. Verpflichtungszusage, keine weiteren Kapazitäten in der Extremadura-Pipeline zu buchen

622. Die Transgás S.A. derzeit – im Rahmen des langfristigen Transportvertrags mit Ship-or-Pay-Klausel zwischen Transgás S.A. und Gasoducto Extremadura, der Fernleitungsgesellschaft mit dem alleinigen Transportrecht für diese Pipeline – in der Extremadura-Pipeline zur Verfügung stehenden Kapazitäten benötigt Transgás S.A. zwingend für die Erfüllung seines derzeit bereits bestehenden langfristigen Gasliefervertrags mit Sonatrach, der mit einer Take-or-Pay-Klausel verbunden ist.

623. Jeder Dritte, der Transportkapazitäten in der Pipeline buchen oder nutzen möchte, wird sich entsprechend den spanischen Regelungen für den Netzzugang Dritter an Enagás, den spanischen Fernleitungsnetzbetreiber, wenden. Um der Anfrage zu entsprechen, könnte Enagás je nach Verfügbarkeit entweder die von ihm im Rahmen seines bestehenden langfristigen Ship-or-Pay-Vertrages bei der Fernleitungsgesellschaft gebuchten Kapazitäten oder gegebenenfalls die verfügbaren überschüssigen Kapazitäten nutzen, also diejenigen

417 Gemeint sind alle Unternehmen, die ausschließlich von EDP oder ENI kontrolliert werden.

418 Gemeint sind alle Unternehmen, die ausschließlich von EDP oder ENI kontrolliert werden.

419 Gemeint sind alle Unternehmen, die ausschließlich von EDP oder ENI kontrolliert werden.

624. Wenn Enagás beabsichtigt, langfristig die verfügbaren überschüssigen Kapazitäten ganz oder teilweise zu buchen, so hat das Unternehmen in seiner Eigenschaft als Anteilseigner an der Fernleitungsgesellschaft eine entsprechende Anfrage an diese zu richten. In einem solchen Fall ist die Fernleitungsgesellschaft jedoch verpflichtet, den anderen Anteilseigner Transgás S.A. zu konsultieren, ob Transgás S.A. ebenfalls die verfügbaren überschüssigen Kapazitäten ganz oder teilweise buchen möchte. Ist dies der Fall und übersteigt die Summe der jeweiligen Anfragen die verfügbaren überschüssigen Kapazitäten, so werden diese anteilig auf Enagás und Transgás S.A. verteilt (d. h. [40-50]* % an Enagás und [50-60]* % an Transgás S.A.).

625. Im Hinblick auf die oben stehenden Ausführungen sagen die Parteien zu, dass weder Transgás S.A. noch ein anderes von GDP oder einer der anderen Parteien kontrolliertes Unternehmen ab dem Zeitpunkt der Genehmigung des Vorhabens durch die Kommission die bestehenden überschüssigen Kapazitäten in der Extremadura-Pipeline ganz oder teilweise buchen oder nutzen werden, und zwar entweder bis nach Ablauf von 36 Monaten nach der Verabschiedung der Regelungen über den Zugang Dritter zu den portugiesischen Fernleitungsinfrastrukturen, oder bis in dieser Pipeline neue Kapazitäten für andere Gasversorger mit Ausnahme Transgás S.A. (und anderer von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierter Unternehmen) geschaffen werden (oder neue Pipelines für die Einfuhr von Erdgas nach Portugal gebaut werden), wobei jeweils der frühere Zeitpunkt maßgeblich ist. Folglich werden überschüssige Kapazitäten gegebenenfalls in vollem Umfang Enagás zur Verfügung stehen.

626. Transgás S.A. sowie jedes andere von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierte Unternehmen haben jedoch weiterhin das Recht, bei der Fernleitungsgesellschaft die kurzfristige Buchung und Nutzung von gegebenenfalls verfügbaren überschüssigen Transportkapazitäten in der Extremadura-Pipeline zu beantragen, wenn dies für eine Belieferung des portugiesischen Marktes erforderlich sein sollte.

G. Ausschluss des Erstablehnungsrechts von GDP, um das beste Angebot unterbieten zu können, [Ö]*

627. Die Parteien verpflichten sich, vor dem Abschluss des Vorhabens die Aktionärsvereinbarung dahingehend zu ändern, dass [...]*

H. Maßnahmen zur Ausräumung von Bedenken hinsichtlich eines möglichen privilegierten Zugangs zu Preisinformationen

628. EDP gewährleistet, dass Mitarbeiter, die für das operative Management der Stromerzeugung sowie des Groß- und Einzelhandels im Strombereich zuständig sind, nicht an der Geschäftsleitung des Groß- oder Einzelhandels im Erdgasbereich beteiligt sein werden. Außerdem verpflichten sich die Parteien, dafür Sorge zu tragen, dass Mitarbeiter, die für das operative Management der Stromerzeugung sowie des Groß- und Einzelhandels im Strombereich zuständig sind, weder von GDP noch von einem seiner Tochterunternehmen Informationen über die anderen portugiesischen Stromerzeugern als EDP gewährten Erdgaspreise erhalten werden.

I. Maßnahmen zur Sicherung eines ausreichenden Spielraums für die effektive Liberalisierung der Nachfrage industrieller Großabnehmer

629. Die Parteien sagen zu, dass Transgás S.A. denjenigen industriellen Großabnehmern, deren Gaslieferverträge im Zeitraum zwischen der Genehmigung des Vorhabens und der Verabschiedung der Rechtsvorschriften über die Liberalisierung der Belieferung industrieller Großabnehmer mit Erdgas auslaufen werden, die Möglichkeit einräumen wird, ihre Gaslieferverträge um jeweils ein Jahr zu verlängern.

J. Verpflichtungszusage, einen oder mehrere von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierte Lieferanten an einen wirtschaftlich rentablen Käufer zu veräußern

630. Wie oben festgestellt gehen die Parteien davon aus, dass die portugiesische Regierung bereit ist, sich gegenüber der Kommission zu einer Liberalisierung des Marktes für die Belieferung kleiner Gewerbe-, Geschäfts- und Haushaltskunden (nachstehend: "Erdgaseinzelhandel") bis 2008 zu verpflichten.

631. Vor diesem Hintergrund verpflichten sich die Parteien, die in der Erdgasrichtlinie vorgesehene rechtliche Entflechtung jedes von GDP oder einer der Parteien kontrollierten lokalen Verteilerunternehmens drei Monate vor dem Inkrafttreten der Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften über die tatsächliche Liberalisierung des Erdgaseinzelhandels (nachstehend: "effektives Datum") durchzuführen oder für deren Durchführung Sorge zu tragen.

632. Für den Fall, dass 24 Monate nach dem effektiven Datum (nachstehend: "Referenzdatum") der gesamte Marktanteil Dritter bezogen auf die Kundenzahl (nachstehend: "Gesamtmarktanteil") niedriger ist als der derzeitige Marktanteil von Portgás, verpflichten sich die Parteien, einen oder mehrere der von GDP oder einer der anderen Parteien kontrollierten Lieferanten, die aus der rechtlichen Entflechtung der lokalen Verteilerunternehmen hervorgegangen sind, zu verkaufen oder für einen solchen Verkauf Sorge zu tragen, um es Dritten zu ermöglichen, unverzüglich die oben genannte Marktposition zu erreichen. Der Verkauf an einen wirtschaftlich rentablen Käufer erfolgt binnen zwölf Monaten ab dem Referenzdatum.

633. Die Berechnung des Gesamtmarktanteils ist von einem von der Kommission genehmigten, unabhängigen Beratungsunternehmen durchzuführen.

K. Verpflichtung zum Verzicht auf duale Gas-/Stromangebote an industrielle Großabnehmer und Einzelhandelskunden in Portugal bis zur Liberalisierung des Marktes für die Belieferung dieser Kundengruppen mit Erdgas

634. EDP, sowohl als Stromversorger als auch als kontrollierender Anteilseigner von GDP, und ENI als kontrollierender Anteilseigner von GDP verpflichten sich, industriellen Großabnehmern in Portugal keine dualen Gas-/Stromangebote zu unterbreiten, bis der Markt für die Belieferung dieser Kunden mit Erdgas liberalisiert ist.

635. Ebenso verpflichten sich EDP, sowohl als Stromversorger als auch als kontrollierender Anteilseigner von GDP, und ENI als kontrollierender Anteilseigner von GDP, Einzelhandelskunden in Portugal keine dualen Gas-/Stromangebote zu unterbreiten, bis der Markt für die Belieferung dieser Kunden mit Erdgas liberalisiert ist.

L. Reduzierung der Beteiligung von EDP an REN von 30 % auf etwa 5 %

EDP verpflichtet sich, seine Beteiligung an REN im Rahmen des von der Regierung für 2005 angekündigten Börsengangs von REN von 30 % auf etwa 5 %, bewertet zum Fair Value, zu reduzieren.

Ferner verpflichtet sich EDP, keine Mitglieder in den REN-Verwaltungsrat zu entsenden und sich bei der Aktionärsversammlung von REN der Stimme zu enthalten, bis die Rückführung seiner Beteiligung an REN abgeschlossen ist.

138

M. Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen

EDP akzeptiert ein Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen in Portugal (zusätzlich zum dritten Block von TER), um einen Anreiz für den Zugang neuer Marktteilnehmer zum portugiesischen Strommarkt zu geben und somit auch Nachfrage nach Gas für die Stromerzeugung zu schaffen, und zwar entweder bis Januar 2008 oder bis ein Jahr nach der Genehmigung (licença de estabelecimento) von zwei zusätzlichen Blöcken, die nicht von EDP kontrolliert werden, durch die Generaldirektion für Geologie und Energie (Direcção Geral de Geologia e Energia – DGGE), wobei der jeweils frühere Zeitpunkt maßgeblich ist.

N. Verpflichtung zur Durchführung der Verleasung von TER

EDP verpflichtet sich, Stromerzeugungskapazitäten an Dritte zu verleasen, die auch die Option haben werden, Energie zu nominieren, um so den Zugang weiterer unabhängiger Marktteilnehmer zum portugiesischen Strommarkt zu fördern.

EDP wird im Rahmen von Verhandlungen versuchen, einen wirtschaftlich rentablen Leasingnehmer zu finden. Ist drei Monate nach der Entscheidung der Kommission über die Vereinbarkeit des Vorhabens mit dem Gemeinsamen Markt noch kein rentabler Leasingnehmer gefunden, erfolgt die Verleasung im Wege einer beschränkten Ausschreibung. Diese wird von einem Treuhänder durchzuführen sein, der von der Kommission aus drei von EDP vorgeschlagenen Unternehmen ausgewählt wird.

Die zu verleasende Stromerzeugungskapazität entspricht der Kapazität eines TER-Blocks (392 MW). Die Drittpartei, die den Leasingvertrag mit EDP abschließt, wird eine Kapazitätsgebühr bezahlen, die die Gesamtfixkosten einer durchschnittlichen GuD-Anlage in Portugal (einschließlich fixer Betriebs- und Wartungskosten sowie Investitionskosten) und die durchschnittlichen variablen Kosten ausschließlich Gas (beispielsweise variable Betriebs- und Wartungskosten, CO ) umfasst.

Der Gasbedarf wird Gegenstand eines Gasliefervertrags zwischen EDP und dem Käufer sein, der in Form eines Parallelvertrags auf der Grundlage des derzeitigen Gasliefervertrags zwischen EDP und dem Betreiber der GuD-Anlage ausgestaltet wird. Mit diesem Vertrag wird der Leasingnehmer die Jahresvertragsmenge, die einer unbedingten Zahlungsverpflichtung unterliegende Menge sowie zusätzliche Mengen übernehmen, wie sie im vorgenannten Vertrag vorgesehen sind, wobei ihm auch die entsprechende Flexibilität eingeräumt wird.

Der Leasingvertrag über die Stromerzeugungskapazität wird drei Monate nach dem Auslaufen der Stromabnahmeverträge oder spätestens sechs Monate nach der Mitteilung der Entscheidung der Kommission über die Genehmigung des Vorhabens, wobei der jeweils frühere Zeitpunkt maßgeblich ist, in Kraft treten und im Juni 2008 auslaufen. Bis Januar 2008 kann EDP ein begründetes Ersuchen um Beendigung dieser Verpflichtung an die Kommission richten. In diesem Fall wird die Kommission prüfen, ob bereits eine der unten stehenden Wettbewerbsbedingungen erfüllt ist: i) zwei zusätzliche Blöcke, die nicht von EDP kontrolliert werden, sind fertiggestellt oder befinden sich im Bau, oder ii) die Differenz zwischen den in Portugal und Spanien geltenden durchschnittlichen Zonenpreisen im Großhandel beträgt im Jahr 2007 unter 10 %, oder iii) der MIBEL wurde eingerichtet und der portugiesischen Stromregulierungsbehörde ERSE zufolge ist im Stromgroßhandelsmarkt ausreichend Liquidität vorhanden.

Ist keine der in vorstehender Randnummer genannten Wettbewerbsbedingungen erfüllt, wird ein neuer Leasingvertrag über Kapazitäten von TER zu den oben genannten Bedingungen abgeschlossen, der jedoch spätestens im Juni 2010 auslaufen wird.

O. Verpflichtung zum Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia

EDP verpflichtet sich, seine Beteiligung finanzneutral an Tejo Energia an einen wirtschaftlich rentablen Käufer zu veräußern, und zwar zu einem Preis, der entsprechend dem Fair Value der Beteiligung von EDP an Tejo Energia festgelegt wird.

Der oben genannte Fair Value umfasst den Wert der Ausgleichsregelungen (CMEC) und aller in der Aktionärsvereinbarung mit Tejo Energia vorgesehenen Rechte (nämlich [Ö]*), den Wert der mit Neuinvestitionen verbundenen Lizenzen oder Projekte sowie die mit der Veräußerung verbundenen Transaktionskosten.

Der Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia wird einen Monat nach der Genehmigung des Vorhabens durch die Kommission eingeleitet. Sein Abschluss ist ausschließlich von der Beendigung der Verhandlungen zwischen der portugiesischen Regierung und Tejo Energia über die Ausgleichsregelungen (CMEC) abhängig, die nicht von EDP beeinflusst werden können.

P. Verpflichtung zur Aussetzung der Stimmrechte und Berufung unabhängiger Mitglieder in den Verwaltungsrat von Turbogás

EDP ist bereit, nach der Genehmigung des Vorhabens durch die Kommission unverzüglich seine Stimmrechte bei Turbogás in zwei bestimmten Bereichen für einen Zeitraum von drei Jahren ruhen zu lassen: (a) Erwerbe von Erdgas und (b) Entscheidungen über Neuinvestitionen.

EDP verpflichtet sich, für den oben genannten Zeitraum die Vertreter von EDP im Verwaltungsrat von Turbogás durch unabhängige Personen von anerkanntem Ruf zu ersetzen, die mit der Wahrung der finanziellen Interessen von EDP bei Turbogás beauftragt sind.

VII. WÜRDIGUNG DER VON DEN PARTEIEN AM 28. OKTOBER 2004 VORGESCHLAGENEN ABHILFEMASSNAHMEN

A. Strommärkte

1. Stromgroßhandelsmarkt

(a) Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP infolge horizontaler Auswirkungen

Im Hinblick auf die horizontalen Auswirkungen des Vorhabens ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass durch die Fusion GDP als wichtiger potenzieller Wettbewerber ausgeschaltet wird, der sehr große Chancen hätte, erfolgreich auf dem portugiesischen Stromgroßhandelsmarkt Fuß zu fassen (beispielsweise durch den Bau einer GuD-Anlage) und mit EDP zu konkurrieren.

Um die horizontalen Auswirkungen des Vorhabens auf den portugiesischen Stromgroßhandelsmarkt zu beseitigen, haben die Parteien Verpflichtungszusagen vorgeschlagen, die es anderen Unternehmen ermöglichen sollen, auf dem Großhandelsmarkt tätig zu werden (Verpflichtungszusagen M, N, O und P).

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Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen und Verleasung von TER-Kapazitäten (Verpflichtungszusagen M und N)

Der Vorschlag der Parteien umfasst ein Maßnahmenpaket, das den Marktzugang von Wettbewerbern gewährleisten und zugleich die Veräußertung von Stromerzeugungsanlagen verhindern soll.

Beim Markttest der Kommission bewerteten die Befragten diese Vorschläge im Hinblick auf Umfang, Tragweite und Dauer als eindeutig unzureichend, um den erheblichen Verlust infolge der Ausschaltung von GDP als potenziellem Wettbewerber auszugleichen und tatsächlich den zügigen Markteintritt anderer möglicher Wettbewerber zu gewährleisten.

Hinsichtlich des Vorschlags, Stromerzeugungskapazitäten von TER zu verleasen, stellten einige Marktteilnehmer fest, dass eine solche Maßnahme grundsätzlich nicht zu akzeptieren sei und stattdessen eine Veräußerung von Stromerzeugungsanlagen in Betracht gezogen werden sollte. Zu diesem Punkt brachten die Befragten vor, eine Verleasung könne keinen wirksamen Wettbewerb auf dem Markt gewährleisten, da es sich hierbei um eine reine Übergangsmaßnahme handle, die keinerlei Bedrohung für die beherrschende Stellung von EDP darstelle und nicht die Entwicklung eines wirklichen Wettbewerbers ermögliche. Insbesondere wäre EDP zu jedem Zeitpunkt darüber informiert, in welchem Umfang und zu welchen Preisen der Leasingnehmer Strom am Markt anbieten würde. Ferner wurde unterstrichen, dass eine Verleasung mit erheblichen Gaspreisrisiken für den Leasingnehmer verbunden wäre, der von den Lieferverträgen von EDP abhängig wäre.

Andere Befragte erklärten sich grundsätzlich mit einer Verleasung in Verbindung mit anderen Maßnahmen einverstanden, jedoch nur unter der Voraussetzung, dass an der vorgeschlagenen Verpflichtungszusage erhebliche Verbesserungen vorgenommen würden. So haben die Befragten im Zuge des Markttests der Kommission hervorgehoben, dass die vorgeschlagene Leasing-Maßnahme in mehrerlei Hinsicht unzureichend sei.

Zunächst erklärten die Marktteilnehmer im Hinblick auf Umfang und Tragweite, dass die verleaste Erzeugungskapazität (392 MW) kaum nennenswert sei. Viele Befragte wiesen darauf hin, dass diese lediglich einen Anteil von 4-5 % der gesamten Stromerzeugungskapazität in Portugal ausmache. In diesem Zusammenhang wurde vorgebracht, dass mindestens 1 200 MW verleast werden müssten, was der gesamten Kapazität von TER entspreche. Andere Befragte nannten höhere Zahlen (nämlich 25 bis 40 % der derzeitigen Stromerzeugungskapazität in Portugal).

Zweitens erklärten die Marktteilnehmer bezüglich der Laufzeit, die vorgeschlagene Maßnahme schaffe eine außerordentliche Unsicherheit für den Leasingnehmer, da der Leasingvertrag keine genau festgelegte Laufzeit habe. Außerdem sind die Befragten der Auffassung, dass der Zeitraum von drei Jahren, für den der Leasingvertrag voraussichtlich gelten sollte (bis Juni 2008) viel zu kurz sei.

Schließlich wurde auch unterstrichen, dass eine Verleasung nur dann akzeptabel sei, wenn der Leasingnehmer ein starker Player im portugiesischen Markt ist und sowohl in der Lage als auch daran interessiert ist, seine Tätigkeiten langfristig auszubauen.

Bezglich des vorgeschlagenen Moratoriums (Verpflichtungszusage M) brachten die Befragten die folgenden Argumente vor. Zunächst wurde nachdrücklich darauf hingewiesen, dass die Laufzeit des Moratoriums mit maximal drei Jahren zu knapp bemessen sei. Die Befragten unterstrichen ferner, dass das Moratorium den Markteintritt von Wettbewerbern nicht wirklich gewährleiste, da es nicht erst mit dem tatsächlichen "Bau" einer GuD-Anlage enden würde, sondern bereits nach der Erteilung einer Lizenz. Einige Befragte gaben an, das Moratorium solle in jedem Fall mindestens bis 2010 laufen. Die meisten Befragten waren der Auffassung, dass das Moratorium entweder eine bestimmte Laufzeit haben müsse oder erst dann enden dürfe, wenn neue GuD-Anlagen tatsächlich den Betrieb auf dem Markt.

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aufgenommen hätten. Zweitens wurde das vorgeschlagene Moratorium im Hinblick auf Umfang und Tragweite als weitgehend unzureichend bewertet.

Die Kommission teilt die von Dritten geäußerten Bedenken. Es ist umso wichtiger, dass Umfang, Dauer und Tragweite des vorgeschlagenen Moratoriums sowie der Verleasung in ausreichender Weise bemessen werden, als Verpflichtungen struktureller Art grundsätzlich vorzuziehen sind und darüber hinaus keine mittel- und langfristige Überwachung erfordern. Da außerdem übermäßig viele Einzelheiten, wie beispielsweise die Preisfestsetzung für das Leasing, bereits im Vorfeld festgelegt werden, ist es relativ unwahrscheinlich, dass ein Leasingnehmer gefunden wird, der tatsächlich einen Wettbewerbsdruck ausüben kann.

Neben den oben genannten Bedenken ist die Kommission der Ansicht, dass die vorgeschlagenen Verpflichtungen auch aus den folgenden Gründen unzureichend sind.

Was das von den Parteien vorgeschlagene "Leasinggeschäft" betrifft, so muss festgestellt werden, dass es dabei nicht wirklich um ein Verleasen eines TER-Blocks an einen Dritten geht, bei dem letzterer die Anlage selbständig betreiben könnte und es ihm insbesondere freistünde, seinen Gasbedarf aus den bestehenden Verträgen oder anderen Quellen zu decken. Der Vorschlag sieht lediglich vor, dass einem Dritten gestattet wird, bei EDP Strom zum Erzeugerpreis von TER und bis zu der in einem Block von TER erzeugten Menge zu kaufen. Im Ergebnis macht nicht nur die vorgeschlagene Strommenge lediglich 4 % der installierten Gesamtkapazität in Portugal aus, sondern der Leasingnehmer wäre darüber hinaus nicht in der Lage, diese (begrenzte) Erzeugungskapazität selbständig zu nutzen. Insbesondere wird der Leasingnehmer nicht in der Lage sein, Gaslieferungen zu wettbewerbsfähigeren Preisen von anderen Anbietern als dem fusionierten Unternehmen zu beziehen. Außerdem ist ein solches Leasinggeschäft geeignet, Probleme im Bereich der Informationsflüsse zu schaffen, da EDP umfassende Kenntnisse darüber erhalten würde, wie der Leasingnehmer sein Drittel der Anlage (Mengen und zugrunde liegende Kosten) in Anspruch zu nehmen beabsichtigt, und damit einen erheblichen Informationsvorsprung hätte. Da EDP weiterhin die gesamte Anlage betreibt, wird der Leasingnehmer in hohem Maße abhängig von EDP bleiben und nicht in der Lage sein, den Markt entscheidend zu beeinflussen.

Darüber hinaus wäre die Laufzeit des Leasingvertrags nicht nur sehr unsicher, wie oben erläutert, sondern würde auch eine umfassende Überwachung von Seiten der Kommission erfordern. Tatsächlich sieht der Vorschlag vor, dass die Parteien bis Januar 2008 die Kommission ersuchen könnten, die Verpflichtung auf Grund der Erfüllung einiger alternativer Bedingungen zu beenden. Dem Vorschlag zufolge müsste die Kommission beispielsweise prüfen, ob die Differenz zwischen den durchschnittlichen Großhandelspreisen in Portugal und Spanien im Jahr 2007 unter 10 % liegt, ob der MIBEL eingerichtet worden ist oder ob der portugiesischen Regulierungsbehörde ERSE zufolge "auf dem Stromgroßhandelsmarkt ausreichend Liquidität vorhanden" ist. Wenn eine dieser Voraussetzungen erfüllt wäre, sollte die Verpflichtung beendet werden. Außerdem müssten diese Voraussetzungen eingehend von der Kommission geprüft werden und würden auf Grund ihrer vagen Formulierung und der unzureichenden Klarheit der festgelegten Kriterien eindeutig die Rechtssicherheit gefährden. In dieser Hinsicht bleiben die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen ebenfalls weit hinter den Vorteilen einer eindeutigen Abhilfemaßnahme struktureller Art zurück.

Ferner ist darauf hinzuweisen, dass die von den Parteien vorgeschlagenen Voraussetzungen für eine Beendigung des Leasinggeschäfts (wobei die Erfüllung einer dieser Voraussetzungen genügen würde) implizit auf die Schaffung eines iberischen Marktes abheben, die den Parteien

zufolge eine Beendigung der entsprechenden Abhilfemaßnahmen rechtfertigen könnte. Durch keine der oben genannten Voraussetzungen wird jedoch gewährleistet, dass der Markt über die nationalen Grenzen hinausgehen wird: (i) Wie im Rahmen der Definition des räumlichen Marktes ausführlich erläutert, wird durch die Schaffung des MIBEL an sich nicht sichergestellt, dass der Stromgroßhandelsmarkt in seiner Ausdehnung wirklich ein iberischer Markt sein wird (auf Grund häufiger Engpässe, mangelnder Harmonisierung des Rechtsrahmens für die Strommärkte und unterschiedlicher Vorschriften (verlorene Kosten und nationale Zuteilungspläne (NAP) für den CO2-Austoß). (ii) Die Liquidität des Großhandelsmarktes ist ein vages Kriterium, das nur sehr indirekt mit den Einfuhren aus Spanien im Zusammenhang steht. (iii) Ein Unterschied zwischen den Durchschnittspreisen in Spanien und Portugal von weniger als 10 % sagt nur wenig über die Integration der Märkte aus. Tatsächlich sind die zugrunde liegenden Kosten (wie Heizöl, Gas, Kohle) tendenziell in den Ländern im Durchschnitt ähnlich, so dass sich gewiss Länder finden lassen, in denen die Durchschnittspreise in einem bestimmten Jahr in etwa den portugiesischen Preisen entsprachen. So haben die Parteien beispielsweise niemals die Feststellung der Kommission in Frage gestellt, dass der Stromgroßhandelsmarkt derzeit auf Portugal begrenzt ist. Im Jahr 2003 betrug jedoch die Differenz zwischen den Durchschnittspreisen in Portugal und in Spanien weniger als 10 %, obwohl diese Preise eine schwache Korrelation aufwiesen und sehr unterschiedlichen Schwankungen unterworfen waren, wobei sie teilweise Abweichungen zwischen 20 % und über 40 % aufwiesen. Unter diesen Bedingungen wäre das Leasinggeschäft entsprechend dem Vorschlag der Parteien beendet worden, obwohl der Markt noch immer auf portugiesisches Gebiet begrenzt ist und kein neuer Wettbewerber in den Markt eingetreten ist.

Im Hinblick auf das vorgeschlagene Moratorium ist die Kommission der Auffassung, dass dieses nicht den zügigen Eintritt effektiver Wettbewerber von EDP in den Großhandelsmarkt sicherstellen würde. Tatsächlich nimmt das Moratorium lediglich auf "zwei zusätzliche Einheiten" (zwei Blöcke) Bezug. Da GuD-Anlagen in der Regel aus mindestens zwei Einheiten bestehen, würde also eine neue GuD-Anlage ausreichen, um das Moratorium zu beenden. Wie oben erläutert fällt das Moratorium außerdem entweder im Januar 2008 oder ein Jahr nach Erteilung einer "Lizenz" und nicht nach der Inbetriebnahme einer neuen GuD-Anlage. Folglich wird durch die vorgeschlagene Verpflichtung nicht sichergestellt, dass zum Zeitpunkt des Auslaufens des Moratoriums tatsächlich Wettbewerber den Markteintritt bewirken, da nach der Erteilung einer Lizenz der Bau einer GuD-Anlage unter Umständen gar nicht erfolgt oder in jedem Fall mehrere Jahre in Anspruch nimmt.

Das auslösende Ereignis für die Beendigung des Moratoriums ist zwar klar (Erteilung einer Lizenz für zwei Blöcke), die sich aus dem Moratorium ergebenden Verpflichtungen bleiben jedoch vage: Die Parteien erwähnen lediglich, dass sie "ein Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen in Portugal akzeptieren". Es ist unklar, ob dies wirklich bedeutet, dass EDP keine neuen GuD-Anlagen baut, solange das Moratorium in Kraft ist. EDP könnte diese Verpflichtung einfach dahingehend auslegen, dass keine neuen GuD-Anlagen in Betrieb genommen werden dürfen. Das würde bedeuten, dass EDP während der Laufzeit des Moratoriums doch mit dem Bau neuer GuD-Anlagen beginnen könnte. Dies würde den Markteintritt neuer Unternehmen stark behindern, da (i) das Moratorium nicht wirklich einen erheblichen Vorteil für Wettbewerber darstellen würde und (ii) bereits der Bau einer neuen GuD-Anlage Wettbewerber abschrecken könnte, ähnliche Projekte in Angriff zu nehmen oder zumindest konkurrierende Projekte entscheidend verzögern könnte.

Verpflichtung zum Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia (Verpflichtungszusage O)

Neben dem oben genannten Moratorium und Leasinggeschäft schlagen die Parteien vor, die 10%-ige Beteiligung von EDP an Tejo Energia zu veräußern.

Die Kommission ist der Auffassung, dass der Verkauf der 10%-igen Beteiligung von EDP an Tejo Energia grundsätzlich ein positiver Schritt wäre, da dadurch die Verflechtungen zwischen EDP und einem seiner Wettbewerber aufgelöst würden und [...]*.

Diese Verpflichtung als solche stellt jedoch nicht sicher, dass Tejo Energia in naher Zukunft tatsächlich eine GuD-Anlage bauen wird. [Ö]* auf Grund widersprüchlicher Auffassungen der anderen Anteilseigner und ungeklärter Finanzierungsfragen ist festzuhalten, dass das Projekt für den Bau einer neuen GuD-Anlage nach wie vor auf Eis liegt.Von Bedeutung ist auch, dass die beiden größten Anteilseigner, International Power und Endesa, jeweils andere Verträge mit EDP über die Stromerzeugung in Portugal haben (vgl. dazu Randnummer 287 und 324), wodurch diese beide Unternehmen unter Umständen nicht unabhängig von EDP handeln können.

Außerdem macht der Wortlaut der vorgeschlagenen Abhilfemaßnahme diesen Verkauf sehr unsicher. Zunächst wird die Veräußelung von einem Mindestpreis abhängig gemacht, der gemäß dem Fair Value der Beteiligung von EDP unter Einbeziehung zahlreicher Aspekte berechnet wird. Zweitens – dies wurde von einem der befragten Marktteilnehmer unterstrichen – ist die Frist für den tatsächlichen Abschluss des Verkaufs der Minderheitsbeteiligung von EDP sehr lang und unsicher, da sie vom Abschluss der Verhandlungen mit der portugiesischen Regierung über die Leistung von Ausgleichszahlungen abhängt. Selbst im Hinblick auf den Verkauf dieser Minderheitsbeteiligung gibt es demnach keine effektive Verpflichtung von EDP für einen kurzfristigen Abschluss der Transaktion.

Verpflichtung zur Aussetzung der Stimmrechte und Berufung unabhängiger Mitglieder in den Verwaltungsrat von Turbogás (Verpflichtungszusage P)

Die Parteien haben ferner vorgeschlagen, die Stimmrechte von EDP bei Turbogás in zwei bestimmten Bereichen für einen Zeitraum von drei Jahren ruhen zu lassen: (i) bei Erwerben von Erdgas und (ii) bei Entscheidungen über Neuinvestitionen

Diese Abhilfemaßnahme sorgt nicht für eine langfristige Auflösung der Verflechtungen zwischen EDP und Turbogás, da sie in Umfang und Dauer begrenzt ist.

Außerdem wurde zu keinem Zeitpunkt behauptet oder festgestellt, dass Turbogás tatsächlich kurzfristig den Bau einer neuen GuD-Anlage in Betracht ziehen und damit einen zusätzlichen Wettbewerbsdruck auf EDP ausüben würde.

Daraus folgt, dass selbst wenn Turbogás nicht länger daran gehindert würde, ein neues gasbefeuertes Stromkraftwerk zu bauen, durch die vorgeschlagene Abhilfemaßnahme nicht sichergestellt wird, dass dies tatsächlich in naher Zukunft auch geschehen wird.

Aus den oben genannten Gründen (Randnummer 650-674) sind die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen also weder geeignet noch ausreichend, um die mit der Transaktion

Vgl. genehmigtes Protokoll des Treffens mit International Power vom 19.09.2004. Darin heißt es: "Es werden weiterhin mit [Ö] Gespräche geführt, um auszuloten, wie das Projekt gestaltet werden kann und welche Unternehmen bereit sind, das Marktrisiko zu tragen. [Ö] offenbar bereit, das wirtschaftliche Risiko zu übernehmen (d. h. die Nutzung dieser GuD-Anlage zur direkten Belieferung des Stromgroßhandelsmarktes), jedoch nicht [Ö], den Betrieb der GuD-Anlage im Rahmen eines Tolling-Agreement (Lohnverstromungsvertrag) anstrebt, um auf diese Weise das wirtschaftliche Risiko möglicher Investitionen zu umgehen. [Ö] möchte, dass diese GuD-Anlage wie [Ö] betrieben wird und eine garantierte Investitionsrendite abwirft. Im Gegensatz zu [Ö] und [Ö] hat [Ö] bisher noch kein wirkliches Interesse an der Erweiterung der Erzeugungskapazitäten von [...] gezeigt. Es besteht ein allgemeiner Konsens zwischen [...] darüber, dass das Projekt Wettbewerbsvorteile gegenüber alternativen möglichen Neuentwicklungen hat, jedoch weitere Informationen über den künftigen liberalisierten Markt benötigt werden (Markteinfürung), bevor über das Projekt entschieden werden kann. Im Augenblick gibt es noch zu viele Unsicherheiten.

verbundenen horizontalen Auswirkungen und die daraus folgende Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt zu beseitigen.

(b) Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP infolge nicht-horizontaler Auswirkungen

Was die nicht-horizontalen Auswirkungen des Vorhabens betrifft, so ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass durch die angemeldete Fusion die beherrschende Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt aus jedem einzelnen der im Folgenden genannten Gründe gestärkt wird. Nach dem angemeldeten Zusammenschluss wird das fusionierte Unternehmen

(i) privilegierten und vorrangigen Zugang zu den portugiesischen Gasinfrastrukturen haben (LNG-Terminal Sines, Import-Pipeline und Untertagespeicher in Carrião);

(ii) in der Lage sein und Interesse daran haben, die Gaspreise zu kontrollieren, die Kosten für seine Wettbewerber in die Höhe zu treiben und dadurch seine derzeitigen und potenziellen Wettbewerber vom Markt auszuschließen und ihren Marktzugang zu verhindern;

(iii) in der Lage sein, im Falle von Engpässen die Belieferung von GuD-Anlagen mit Erdgas zum Nachteil der konkurrierenden Betreiber von GuD-Anlagen zu steuern;

(iv) Zugang zu geschützten Informationen über die Kosten seiner Wettbewerber haben, wodurch dem Unternehmen ein erheblicher Vorteil erwächst;

(v) Zugang zu den täglichen Erdgasnominierungen seiner wichtigsten Wettbewerber haben, wodurch ihm ein erheblicher Vorteil erwächst.

Der privilegierte und vorrangige Zugang von EDP zu den portugiesischen Gasinfrastrukturen (Verpflichtungszusagen A-F, L)

LNG-Terminal Sines und Netzzugang (Verpflichtungszusage A)

Die Stellungnahmen von Wettbewerbern, Regulierungsbehörden und Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreibern zum vorgeschlagenen Verkauf des LNG-Terminals Sines waren insgesamt positiv. Die Befragten äußerten die Auffassung, dass die Maßnahme in Verbindung mit ordnungsgemäß funktionierenden Regelungen für den Netzzugang Dritter geeignet sei, Einfuhren durch Dritte zu fördern.

Sie betonten jedoch auch, dass die Verpflichtungszusage eine Reihe von Schwachstellen aufweise, die ein erhebliches Risiko für die Wirksamkeit der Verpflichtung darstellen oder diese Wirksamkeit zumindest erheblich verringern oder in unzulässiger Weise verzögern könnten. Es wurden die folgenden Bedenken geäußert:

(i) Hinsichtlich des Zeitplans für die Veräußelung wurde betont, dass das geplante Datum zu unsicher sei und zu weit in der Zukunft liege, denn dem Vorschlag der Parteien zufolge soll der Verkauf erst "innerhalb von neun Monaten erfolgen, nachdem die portugiesische Regierung sämtliche Rechts- und/oder Verwaltungsvorschriften für den Betrieb und die Vergütung der regulierten Tätigkeiten im Bereich der Wiederverdampfung verabschiedet hat, sofern alle erforderlichen Genehmigungen erteilt wurden". Ein solcher Vorschlag erlaubt es künftigen neuen Marktteilnehmern nicht, sich auf einen festen Zeitplan einzustellen. Außerdem bleibt er weit hinter der in der Mitteilung der Kommission festgelegten Anforderung zurück, dass die "Veräußelungsfrist [Ö]

Mitteilung der Kommission über im Rahmen der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates und der Verordnung (EG) Nr. 447/98 der Kommission zulässige Abhilfemaßnahmen, Artikel 48.

am Tag des Erlasses der Entscheidung der Kommission beginnen sollte", da der Termin ausschließlich von der Verabschiedung (recht unspezifischer) Maßnahmen durch die portugiesische Regierung abhängig gemacht wird. Die Veräußelung sollte demzufolge also innerhalb eines bestimmten Zeitraums nach dem Erlass der Entscheidung der Kommission erfolgen. Es besteht jedenfalls kein Grund, die Übertragung des Terminals von der Verabschiedung gesetzlicher Regelungen über den Zugang Dritter abhängig zu machen, da (a) die Buchung im Voraus zu erfolgen hat und (b) der Zugang ausgehandelt werden kann, sobald das Terminal von einem neutralen Betreiber geführt wird.

(ii) Im Hinblick auf die vorgeschlagene vorläufige Regelung für die Wiederverdampfung (und die vorläufige Regelung für das Netz) sprachen sich die Befragten nachdrücklich dafür aus, dass diese durch die portugiesische Regulierungsbehörde ERSE genehmigt werden müsse, um jede Diskriminierung auszuschließen. ERSE sollte außerdem in der Lage sein, die Anwendung dieser Regelungen zu überwachen. Aus den bereits unter (i) dargestellten Gründen erachten es die Befragten für notwendig, dass solche vorläufigen Regelungen nach der Entscheidung der Kommission so bald wie möglich in Kraft treten, da potenzielle neue Marktteilnehmer ihre Gaslieferungen bereits einige Zeit vor dem tatsächlichen Markteintritt planen müssen.

(iii) Zu dem Vorschlag, dass die Parteien mit REN Ausgleichsleistungen für GDP vereinbaren sollten, wurde vorgebracht, eine solche Sondervereinbarung drohe den nichtdiskriminierenden Charakter der Regelungen über den Zugang zum LNG-Terminal zu unterminieren. Es müsste sichergestellt werden, dass Dritte ebenfalls zu den gleichen Bedingungen Ausgleichsleistungen in Anspruch nehmen können.

(iv) Hinsichtlich der weiterhin bestehenden Minderheitsbeteiligung von GDP an Transgás Atlantico oder anderen Betreibern des LNG-Terminals äußerten die Befragten weniger Bedenken hinsichtlich der Höhe der Beteiligung als bezüglich der damit verbundenen Rechte. Nach Auffassung der Befragten sollten die Parteien über keine Sonderstimmrechte verfügen, keine Vertreter in den Verwaltungsrat entsenden und insbesondere im Bereich der laufenden Geschäftsführung keine besonderen Vetorechte haben.

(v) Die Befragten sprachen sich ferner dafür aus, neben den eigentlichen Regelungen über den Netzzugang Dritter zusätzliche Regelungen wie das "Use-it-or-lose-it"-Prinzip einzuführen, um sicherzustellen, dass das führende Unternehmen nicht die Möglichkeit hat, über seinen tatsächlichen Bedarf hinausgehende Kapazitäten zu buchen. Eine solche Regelung könnte als zusätzliche Sicherheit mit einer Strafzahlung für ungenutzte Kapazitäten verbunden werden.

(vi) Diese Verpflichtungszusage betrifft nicht die gemeinsam kontrollierten Tochterunternehmen von ENI (União Fenosa Gas) und EDP (Naturcorp). Diese könnten die Kapazitäten nutzen, die voraussichtlich unabhängigen Dritten zur Verfügung gestellt werden.

(vii) Die Verpflichtungszusage über die Übertragung des LNG-Terminals ist mit zahlreichen Bedingungen und Auflagen verbunden: Einholung aller erforderlichen Genehmigungen, Durchführung des Verkaufs in Übereinstimmung mit gewissen Bestimmungen der REN-Vereinbarung sowie mit den geltenden Vorschriften für die Übertragung von Vermögenswerten, für die EU-Fördermittel gewährt wurden. Die Wirksamkeit der

[...] [...]

Verpflichtungen wird durch all diese Elemente untergraben, da sie zusätzliche Unsicherheiten schaffen und ihre erfolgreiche und rechtzeitige Umsetzung durch die Parteien zunehmend unwahrscheinlich machen. Ferner erfordern sie eine umfassende Überwachung von Seiten der Kommission.

Vor dem Hintergrund dieser Stellungnahmen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass diese Verpflichtungszusage A aus den von dritten Beteiligten geäußerten Gründen positive Auswirkungen auf den Zugang zu den portugiesischen Gasmärkten und Stromgroßhandelsmärkten haben könnte, wenn die dargestellten Schwachstellen behoben werden. Durch die derzeit in den vorgeschlagenen Verpflichtungszusagen enthaltenen detaillierten Bestimmungen kann die Wirksamkeit der Abhilfemaßnahmen jedoch aufgehoben, erheblich reduziert oder verzögert werden. Angesichts dieses beträchtlichen Risikos werden also die potenziell positiven Auswirkungen der Abhilfemaßnahme drastisch geschmälert.

Untertagespeicher in Carrião (Verpflichtungszusage B)

Die Stellungnahmen von Wettbewerbern, Regulierungsbehörden und Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreibern auf den vorgeschlagenen Verkauf des LNG-Terminals Sines waren insgesamt positiv. Die Befragten äußerten jedoch ernsthafte Bedenken hinsichtlich der Frage, wie viel Betriebskapazität im Untertagespeicher in Carrião tatsächlich für Dritte zur Verfügung gestellt und wie nützlich die Speicherung infolgedessen tatsächlich für neue Marktteilnehmer sein wird. Da der Untertagespeicher in Carrião jedoch eine der sehr wenigen Einrichtungen in Portugal ist, die es ermöglichen, flexibel zu sein und das Angebot anzupassen, wurde seine große potenzielle Bedeutung allgemein anerkannt. Die Befragten äußerten die Auffassung, dass die Maßnahme in Verbindung mit ordnungsgemäß funktionierenden, nichtdiskriminierenden Regelungen für den Netzzugang Dritter geeignet sei, den Markteintritt Dritter zu fördern.

Sie betonten jedoch auch, dass die Verpflichtungszusage eine Reihe von Schwachstellen aufweise, die ein erhebliches Risiko für die Wirksamkeit der Verpflichtung darstellen oder diese Wirksamkeit zumindest erheblich verringern oder verzögern könnten. Es wurden ähnliche Bedenken geäußert wie im Hinblick auf das LNG-Terminal:

(i) Was den Zeitplan für die Veräußelung betrifft, entsprechen die geäußerten Bedenken den oben im Zusammenhang mit dem LNG-Terminal Sines dargelegten Vorbehalten: Der Zeitplan ist unsicher und viel zu langfristig angelegt, da keine bestimmte Frist ab dem Erlass der Entscheidung der Kommission festgelegt wurde.

(ii) Anders als beim LNG-Terminal wurde von den Parteien für den Untertagespeicher keine vorläufige Regelung vorgeschlagen.

(iii) Im Hinblick auf die Regelung, dass die Parteien mit REN eine Vereinbarung über einen Teil der verfügbaren operativen Kapazität schließen sollen, befürchten die Befragten, dass dadurch letztendlich den Parteien ein Vorteil gegenüber ihren Wettbewerbern erwachse, der dem Grundsatz des nichtdiskriminierenden Zugangs zu gleichen Bedingungen zuwiderlaufe.

(iv) Das "Use-it-or-lose-it"-Prinzip sollte eingeführt werden, um einen effektiven Zugang Dritter zur Infrastruktur sicherzustellen. Dieses könnte als zusätzliche Sicherheit mit einer Strafzahlung für ungenutzte Kapazitäten verbunden werden.

(v) Die mit den Verpflichtungszusagen verbundenen Bedingungen und Auflagen, die externe Verpflichtungen für die Parteien darstellen, sollten gestrichen werden, da sie zusätzliche Unsicherheiten schaffen.

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682. Vor dem Hintergrund dieser Stellungnahmen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass diese Verpflichtungszusage aus den von dritten Beteiligten geäußerten Gründen positive Auswirkungen auf den Zugang zu den portugiesischen Gasmärkten und Stromgroßhandelsmärkten haben könnte, wenn die dargestellten Schwachstellen behoben werden. Durch die derzeit in den vorgeschlagenen Verpflichtungszusagen enthaltenen detaillierten Bestimmungen kann die Wirksamkeit der Abhilfemaßnahmen jedoch aufgehoben, erheblich reduziert oder verzögert werden. Angesichts dieses beträchtlichen Risikos werden die potenziell positiven Auswirkungen der Abhilfemaßnahme ebenfalls drastisch geschmälert.

Untertagespeicher in Carrião (Verpflichtungszusage B)

680. Die Stellungnahmen von Wettbewerbern, Regulierungsbehörden und Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreibern auf den vorgeschlagenen Verkauf des LNG-Terminals Sines waren insgesamt positiv. Die Befragten äußerten jedoch ernsthafte Bedenken hinsichtlich der Frage, wie viel Betriebskapazität im Untertagespeicher in Carrião tatsächlich für Dritte zur Verfügung gestellt und wie nützlich die Speicherung infolgedessen tatsächlich für neue Marktteilnehmer sein wird. Da der Untertagespeicher in Carrião jedoch eine der sehr wenigen Einrichtungen in Portugal ist, die es ermöglichen, flexibel zu sein und das Angebot anzupassen, wurde seine große potenzielle Bedeutung allgemein anerkannt. Die Befragten äußerten die Auffassung, dass die Maßnahme in Verbindung mit ordnungsgemäß funktionierenden, nichtdiskriminierenden Regelungen für den Netzzugang Dritter geeignet sei, den Markteintritt Dritter zu fördern.

Sie betonten jedoch auch, dass die Verpflichtungszusage eine Reihe von Schwachstellen aufweise, die ein erhebliches Risiko für die Wirksamkeit der Verpflichtung darstellen oder diese Wirksamkeit zumindest erheblich verringern oder verzögern könnten. Es wurden ähnliche Bedenken geäußert wie im Hinblick auf das LNG-Terminal:

(i) Was den Zeitplan für die Veräußelung betrifft, entsprechen die geäußerten Bedenken den oben im Zusammenhang mit dem LNG-Terminal Sines dargelegten Vorbehalten: Der Zeitplan ist unsicher und viel zu langfristig angelegt, da keine bestimmte Frist ab dem Erlass der Entscheidung der Kommission festgelegt wurde.

Mitteilung der Kommission über im Rahmen der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates und der Verordnung (EG) Nr. 447/98 der Kommission zulässige Abhilfemaßnahmen, Artikel 48.

am Tag des Erlasses der Entscheidung der Kommission beginnen sollte", da der Termin ausschließlich von der Verabschiedung (recht unspezifischer) Maßnahmen durch die portugiesische Regierung abhängig gemacht wird. Die Veräußelung sollte demzufolge also innerhalb eines bestimmten Zeitraums nach dem Erlass der Entscheidung der Kommission erfolgen. Es besteht jedenfalls kein Grund, die Übertragung des Terminals von der Verabschiedung gesetzlicher Regelungen über den Zugang Dritter abhängig zu machen, da (a) die Buchung im Voraus zu erfolgen hat und (b) der Zugang ausgehandelt werden kann, sobald das Terminal von einem neutralen Betreiber geführt wird.

(ii) Im Hinblick auf die vorgeschlagene vorläufige Regelung für die Wiederverdampfung (und die vorläufige Regelung für das Netz) sprachen sich die Befragten nachdrücklich dafür aus, dass diese durch die portugiesische Regulierungsbehörde ERSE genehmigt werden müsse, um jede Diskriminierung auszuschließen. ERSE sollte außerdem in der Lage sein, die Anwendung dieser Regelungen zu überwachen. Aus den bereits unter (i) dargestellten Gründen erachten es die Befragten für notwendig, dass solche vorläufigen Regelungen nach der Entscheidung der Kommission so bald wie möglich in Kraft treten, da potenzielle neue Marktteilnehmer ihre Gaslieferungen bereits einige Zeit vor dem tatsächlichen Markteintritt planen müssen.

(iii) Zu dem Vorschlag, dass die Parteien mit REN Ausgleichsleistungen für GDP vereinbaren sollten, wurde vorgebracht, eine solche Sondervereinbarung drohe den nichtdiskriminierenden Charakter der Regelungen über den Zugang zum LNG-Terminal zu unterminieren. Es müsste sichergestellt werden, dass Dritte ebenfalls zu den gleichen Bedingungen Ausgleichsleistungen in Anspruch nehmen können.

(iv) Hinsichtlich der weiterhin bestehenden Minderheitsbeteiligung von GDP an Transgás Atlantico oder anderen Betreibern des LNG-Terminals äußerten die Befragten weniger Bedenken hinsichtlich der Höhe der Beteiligung als bezüglich der damit verbundenen Rechte. Nach Auffassung der Befragten sollten die Parteien über keine Sonderstimmrechte verfügen, keine Vertreter in den Verwaltungsrat entsenden und insbesondere im Bereich der laufenden Geschäftsführung keine besonderen Vetorechte haben.

(v) Die Befragten sprachen sich ferner dafür aus, neben den eigentlichen Regelungen über den Netzzugang Dritter zusätzliche Regelungen wie das "Use-it-or-lose-it"-Prinzip einzuführen, um sicherzustellen, dass das führende Unternehmen nicht die Möglichkeit hat, über seinen tatsächlichen Bedarf hinausgehende Kapazitäten zu buchen. Eine solche Regelung könnte als zusätzliche Sicherheit mit einer Strafzahlung für ungenutzte Kapazitäten verbunden werden.

(vi) Diese Verpflichtungszusage betrifft nicht die gemeinsam kontrollierten Tochterunternehmen von ENI (União Fenosa Gas) und EDP (Naturcorp). Diese könnten die Kapazitäten nutzen, die voraussichtlich unabhängigen Dritten zur Verfügung gestellt werden.

(vii) Die Verpflichtungszusage über die Übertragung des LNG-Terminals ist mit zahlreichen Bedingungen und Auflagen verbunden: Einholung aller erforderlichen Genehmigungen, Durchführung des Verkaufs in Übereinstimmung mit gewissen Bestimmungen der REN-Vereinbarung sowie mit den geltenden Vorschriften für die Übertragung von Vermögenswerten, für die EU-Fördermittel gewährt wurden. Die Wirksamkeit der

[...] [...]

Verpflichtungen wird durch all diese Elemente untergraben, da sie zusätzliche Unsicherheiten schaffen und ihre erfolgreiche und rechtzeitige Umsetzung durch die Parteien zunehmend unwahrscheinlich machen. Ferner erfordern sie eine umfassende Überwachung von Seiten der Kommission.

Vor dem Hintergrund dieser Stellungnahmen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass diese Verpflichtungszusage A aus den von dritten Beteiligten geäußerten Gründen positive Auswirkungen auf den Zugang zu den portugiesischen Gasmärkten und Stromgroßhandelsmärkten haben könnte, wenn die dargestellten Schwachstellen behoben werden. Durch die derzeit in den vorgeschlagenen Verpflichtungszusagen enthaltenen detaillierten Bestimmungen kann die Wirksamkeit der Abhilfemaßnahmen jedoch aufgehoben, erheblich reduziert oder verzögert werden. Angesichts dieses beträchtlichen Risikos werden die potenziell positiven Auswirkungen der Abhilfemaßnahme drastisch geschmälert.

Campo Maior / Extremadura-Pipeline (Verpflichtungszusagen D, E, F)

686. Die Kapazität, die Dritten in Campo Maior zur Verfügung gestellt werden soll, macht [10-20]* % der gesamten Fernleitungskapazität aus und wurde von einem Großteil der im Rahmen des Markttests der Kommission Befragten als zu gering bewertet. Die Befragten unterstrichen, eine solche Kapazität reiche nicht aus, um einen einzigen 400-MW-Block einer GuD-Anlage zu betreiben.

687. Außerdem haben sich die Parteien nicht verpflichtet, Kapazitäten in der vorgelagerten Pipeline (Extremadura) in Spanien freizugeben, durch die Gas bis nach Campo Maior an der portugiesischen Grenze transportiert werden kann. Vielmehr hat GDP seine Beteiligungen und Transportrechte bei dem Betreiberunternehmen der vorgelagerten Pipeline (Gasoducto Extremadura) in vollem Umfang behalten. Es gibt also keine Gewähr dafür, dass Dritten Kapazitäten zur Verfügung stehen werden, um Gas zur portugiesischen Grenze zu transportieren und so von der an diesem Punkt bereitgestellten Kapazität zu profitieren. Der spanische Regulierer und Fernleitungsnetzbetreiber betonte, dies sei umso wahrscheinlicher, als die spanischen Vorschriften nationalen Lieferungen Priorität vor dem internationalen Transit einräumen, wenn es zu Engpässen kommt. Die Einschränkungen im Zusammenhang mit dem internationalen Transit betreffen jedoch nicht den von Transgás auf der Grundlage seines Vertrages mit Sonatrach über die Maghreb-Pipeline durchgeführten Transit, da diese Rechte Vorrang vor der einschlägigen spanischen Vorschrift haben. Dies verschafft GDP einen

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Vorteil gegenüber anderen Anbietern, die Lieferungen aus Spanien oder über spanisches Territorium nach Portugal durchleiten.

688. Die Verträge, die den Erdgastransport in den einzelnen relevanten Abschnitten der internationalen Pipeline regeln, enthalten spezifische Klauseln für die einzelnen Länder und die für den Gastransport in Anspruch genommenen Kapazitätsrechte. [Ö]*. Selbst wenn die Vereinbarkeit solcher Verträge mit Artikel 81 EG-Vertrag fraglich sein könnte, wird durch diese Klausel eine ebenso große Unsicherheit geschaffen wie hinsichtlich der Möglichkeit, die Kapazitäten von Enagás für die Belieferung des portugiesischen Marktes zu nutzen. Es ist daher zumindest zweifelhaft, ob Dritte berechtigt wären, die Transportrechte von Enagás zu nutzen, um Gas in Portugal zu verkaufen.

689. Ferner wurden an der Wirksamkeit der Verpflichtungen, keine weiteren Kapazitäten in Campo Maior oder der Extremadura-Pipeline zu buchen, eindeutige Zweifel geäußert. Zunächst ist es nicht sicher, ob neben der von GDP gebuchten Kapazität weitere freie Kapazitäten verfügbar wären. Insbesondere hat Enagás entgegen den Andeutungen der Parteien bestätigt, dass auch für die Zeit nach der Inbetriebnahme des Terminals in El Ferrol keine Freigabe der derzeit für die Belieferung von Galicien über Portugal genutzten Kapazitäten geplant sei. Zweitens betrifft diese Verpflichtungszusage nicht die gemeinsam kontrollierten Tochterunternehmen von ENI (União Fenosa Gas) und EDP (Naturcorp). Diese könnten die Kapazitäten nutzen, die voraussichtlich unabhängigen Dritten zur Verfügung gestellt werden. Drittens behält sich Transgás weiterhin das Recht vor, kurzfristig weitere Kapazitäten zu buchen. Diese Möglichkeit ist weit gefasst und ermöglicht den Parteien eine weitere Reduzierung der Kapazitäten, die eigentlich von Dritten genutzt werden könnten. Viertens endet diese Verpflichtung bereits nach einigen Jahren (drei Jahre nach der Verabschiedung der Regelungen für den Netzzugang Dritter). Dieser Zeitraum ist im Zusammenhang mit Gasverträgen sehr kurz. Damit wird es Gasanbietern unmöglich, auf der Grundlage dieser Kapazitäten längerfristige Tätigkeiten im Gasbereich zu planen. Schließlich soll diese Verpflichtung entfallen, sobald "in Portugal neue Einspeisekapazitäten [Ö]* über

429 Rohrleitungen geschaffen werden". Den Parteien ist jedoch bekannt, dass Enagás bereits eine Ausweitung der Kapazitäten in der Extremadura-Pipeline für seinen eigenen Bedarf in Spanien beantragt hat. Daher wird diese Verpflichtung nahezu unverzüglich wegfallen, wobei keineswegs gesichert ist, dass ein nennenswerter Teil dieser zusätzlichen Kapazität Dritten zur Verfügung gestellt wird.

690. Angesichts der geringen verfügbaren Kapazität und der zahlreichen Hürden für deren Nutzung haben einige Befragte betont, in Portugal sei ein umfassendes Gas-Release-Programm erforderlich. Dieses solle als wirksamere und möglicherweise ergänzende Maßnahme nach dem Muster des spanischen Gas-Release-Programms ausgearbeitet werden, das zum Zeitpunkt der Öffnung des spanischen Marktes für den Wettbewerb umgesetzt wurde. Im Zuge des Gas-Release-Programms wurden in Spanien 25 % des algerischen Gasvertrags des führenden Gasunternehmens neu zugewiesen, wobei für die einzelnen Bieter ein maximaler Anteil festgelegt wurde.

427 [Ö]

428 Es ist zu bezweifeln, dass sich Enagás oder andere Gasunternehmen auf einen zeitraubenden und kostenintensiven Rechtsstreit zur Aufhebung dieser Klausel einlassen würden.

429 Der Antrag von Enagás wurde dem Verwaltungsrat von Gasoducto Extremadura vorgelegt, dessen anderer wichtigster Anteilseigner GDP/Transgás ist.

430 Spanien hat ein Gas-Release-Programm für 25 % der Gaslieferungen durchgeführt, die Spanien zwischen 2001 und 2004 über die Maghreb-Pipeline aus Algerien erhalten hat. Die Teilnehmer der Ausschreibung mussten Pläne vorlegen, wie die Gasversorgung nach dem Auslaufen des Gas-Release-Programms in anderer Weise sichergestellt werden kann. 14 zugelassene Gasanbieter gaben Gebote ab, sechs von ihnen wurden Gasmengen zugeteilt (BP,

149

695. In Anbetracht der vorstehenden Überlegungen zu den Verpflichtungszusagen A bis F und L ist die Kommission daher zu dem Schluss gelangt, dass der Transfer dieser Infrastrukturen und einiger Transportrechte an REN zwar eine positive Verpflichtung darstellt, nach wie vor jedoch zahlreiche Faktoren die tatsächliche Wirksamkeit dieser Verpflichtungen und die zügige Einspeisung ausreichender Gasmengen durch Wettbewerber in Frage stellen.

Die Fähigkeit und das Interesse von EDP, die Gaspreise zu kontrollieren, die Kosten für seine Wettbewerber in die Höhe zu treiben und dadurch seine derzeitigen und potenziellen Wettbewerber vom Markt auszuschließen und ihren Marktzugang zu verhindern

696. Wie oben erläutert, ergeben sich aus Verpflichtungszusagen (A-F, L) der Parteien im Zusammenhang mit der Übertragung von Infrastrukturen und Transportrechten an REN verschiedene Bedenken und Unsicherheiten. Werden außerdem die Unsicherheiten im Zusammenhang mit dem Zeitplan für die vorgezogene Liberalisierung des Marktes für die Belieferung von GuD-Anlagen mit Erdgas (siehe oben) berücksichtigt, wird der Schluss nahe gelegt, dass diese Verpflichtungen nicht mit hinreichender Sicherheit gewährleisten, dass die Betreiber bestehender und gegebenenfalls künftiger GuD-Anlagen in der Lage sein werden, von anderen Gasunternehmen Erdgas zu wettbewerbsfähigen Bedingungen zu beziehen. Die Befragten hoben ferner hervor, dass die bisher vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen diese

Iberdrola, Unión Fenosa, Endesa, Hidrocantábrico und Shell). Der von den Bietern bezahlte Durchschnittspreis entsprach den Einkaufskosten des führenden Unternehmens zuzüglich einer fixen Verwaltungsgebühr.

150

Bedenken nicht ausgeräumt haben. So erklärte die spanische Regulierungsbehörde: "Es besteht

431

eindeutig das Risiko, dass dies trotz der vorgeschlagenen Maßnahmen geschehen kann."

697. Daher wird EDP nach der Fusion trotz der vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen in der Lage sein und Interesse daran haben, die Gaspreise zu kontrollieren, die Kosten für seine Wettbewerber in die Höhe zu treiben und dadurch seine derzeitigen und potenziellen Wettbewerber vom Markt auszuschließen und ihren Marktzugang zu verhindern. Dadurch wird die beherrschende Stellung von EDP auf dem Stromgroßhandelsmarkt weiter gestärkt.

Die Fähigkeit von EDP, im Falle von Engpässen die Belieferung von GuD-Anlagen mit Erdgas zum Nachteil der konkurrierenden Betreiber von GuD-Anlagen zu steuern

698. Hier ähneln die Antworten auf den Markttest und die Schlussfolgerungen der Kommission den im vorstehenden Abschnitt dargestellten Überlegungen: Auf Grund der hohen Unsicherheiten bezüglich der Wirksamkeit der Übertragung von Infrastrukturen und Transportrechten auf REN ist es fraglich, ob der Gasbedarf der derzeitigen und potenziellen Wettbewerber von einem anderen Anbieter als dem fusionierten Unternehmen gedeckt und bedient werden kann.

699. Außerdem wäre EDP selbst nach der vorgeschlagenen Übertragung an REN noch immer für die Deckung eines Großteils des Gasbedarfs von Turbogás zuständig (langfristiger Gasvertrag). Die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen verringern also nicht die Fähigkeit von EDP, die Gasversorgung zum Nachteil seines wichtigsten Wettbewerbers in Portugal zu steuern.

700. Aus den in Randnummer 698-699 genannten Gründen wird die beherrschende Stellung von EDP im Stromgroßhandelsmarkt also trotz der vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen gestärkt.

Zugang von EDP zu geschützten Informationen über die Kosten seiner Wettbewerber, wodurch dem Unternehmen ein erheblicher Vorteil erwächst

701. Um dieses Problem zu lösen, haben die Parteien vorgeschlagen, zu bestimmten Themen Informationsbarrieren (Chinese Walls) zwischen gewissen Teilen von EDP und GDP zu errichten (Verpflichtungszusage H). Die Befragten des Markttests äußerten starke Vorbehalte hinsichtlich der Wirksamkeit solcher Maßnahmen. So stellte beispielsweise die spanische Regulierungsbehörde fest: "Es fällt schwer zu glauben, dass "Chinese Walls" ordnungsgemäß funktionieren können, wenn es nur einige wenige Verträge gibt, deren Bedingungen problemlos auf informellem Wege weitergegeben werden können." Tatsächlich werden die Gaspreise in Verträgen mittels einer Formel berechnet, durch die sie an einen Korb öffentlich zugänglicher Indizes (Ölprodukte) gekoppelt werden. Erhält ein Unternehmen nur einmal Kenntnis von den Parametern der Formel, kann es den vom Betreiber der GuD-Anlage bezahlten Preis für mehrere Jahre berechnen, und zwar für jeden einzelnen Tag.

702. Auf Grund der langfristigen Auswirkungen eines einmaligen Zugangs zu dieser Information können Chinese Walls offensichtlich nicht mit einem ausreichenden Maß an Sicherheit gewährleisten, dass EDP keine Kenntnis über die Kosten seiner Mitbewerber erhält. Die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen wirken daher nicht in zufriedenstellender Weise der Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP im Stromgroßhandelsmarkt entgegen, die sich aus der Möglichkeit von EDP ergibt, Zugang zu geschützten Informationen über die Kosten seiner Wettbewerber zu erhalten.

431 Antwort von CNE vom 05.11.2004.

432 Antwort von CNE vom 05.11.2004.

Der Zugang von EDP zu den täglichen Gasnominierungen seiner wichtigsten Wettbewerber haben, wodurch ihm ein erheblicher Vorteil erwächst

703. Wie von den Befragten betont wurde, erstrecken sich die von den Parteien vorgeschlagenen Chinese Walls nicht auf die täglichen Erdgasnominierungen der Wettbewerber von EDP und wirken daher nicht der Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP im Stromgroßhandelsmarkt entgegen, die sich aus der Möglichkeit von EDP ergibt, Zugang zu geschützten Informationen über die Kosten seiner Wettbewerber zu erhalten.

2. Markt für Hilfsdienste

704. Die Verpflichtungszusagen N (Verleasen eines Teils von TER), M (Moratorium), O (Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia) und P (Aussetzung der Stimmrechte von EDP bei Turbogás) betreffen die Stromerzeugung. Die Kommission hat daher geprüft, in welchem Maße diese Abhilfemaßnahmen die auf dem Markt für Hilfsdienste festgestellten Wettbewerbsbedenken ausräumen, d. h. den Verlust infolge der Ausschaltung von GDP als potenziellem Wettbewerber ausgleichen könnten.

705. Wie in Randnummer 650 ff. erläutert, wird durch diese Verpflichtungen jedoch nicht in ausreichendem Maße sichergestellt, dass Wettbewerber in naher Zukunft neue Stromerzeugungskapazitäten schaffen werden.

706. Außerdem haben die Befragten unterstrichen, dass die von den Parteien vorgeschlagene Verleasung von TER dem Leasingnehmer nicht erlaubt, auf dem Markt für Hilfsdienste tätig zu werden. Denn dieser Markt verlangt nahezu eine Echtzeitanpassung der Anlagenleistung, um den Bilanzausgleich im Stromnetz sicherzustellen. Dies setzt den Betrieb der Anlage voraus und ist nicht mit der in den vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen vorgesehenen Energienominierung im Voraus (unter Umständen tägliche Nominierung) vereinbar. Dessen ungeachtet könnte die Verleasung von TER auslaufen, bevor in Portugal neue Stromerzeugungskapazitäten geschaffen werden, wodurch EDP auf dem Markt für Hilfsdienste keinen Wettbewerber hätte.

707. Diese Abhilfemaßnahme stellt also nicht den Zugang neuer Wettbewerber zum Markt für Hilfsdienste sicher und kann damit auch nicht den durch die Ausschaltung von GDP begründeten Verlust ausgleichen. Sie wirkt also der Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP im Markt für Hilfsdienste nicht entgegen.

3. Stromeinzelhandel

708. In Bezug auf den Stromeinzelhandel hat die Kommission darauf hingewiesen, dass die Fusion (i) GDP als starken Wettbewerber ausschalten und (ii) weitere Marktzutrittsschranken errichten würde, da neue Marktteilnehmer sowohl im Gas- als auch im Stromeinzelhandel tätig werden müssten.

709. Viele Befragte haben im Rahmen des Markttests unterstrichen, dass die Abhilfemaßnahmen weit davon entfernt sind, die im Zusammenhang mit dem Stromeinzelhandelsmarkt geäußerten Bedenken auszuräumen. Tatsächlich stellt die Verpflichtungszusage K die einzige Abhilfemaßnahme dar, die unmittelbar auf den Stromeinzelhandel abstellt: "Verpflichtung zum Verzicht auf duale Gas-/Stromangebote an Einzelhandelskunden bis zur Liberalisierung des Marktes für die Belieferung dieser Kundengruppen mit Erdgas". Zunächst ist die Bedeutung dieser Abhilfemaßnahme unklar, da das fusionierte Unternehmen nach dem Zusammenschluss Kunden sowohl mit Gas als auch mit Strom beliefern wird. Zweitens wäre die Verpflichtung der Parteien nur für einen begrenzten Zeitraum bindend, da sie mit der gesetzlichen Öffnung des Gasmarktes beendet würde.

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710. Die Befragten betonten, dass die Abhilfemaßnahmen den durch die Ausschaltung von GDP als künftigem Wettbewerber entstehenden Verlust nicht ausgleichen. Die einzige Abhilfemaßnahme, die sich direkt auf den Stromeinzelhandel bezieht (Verpflichtungszusage K oben), kann nicht per se gewährleisten oder erheblich dazu beitragen, dass potenzielle neue Wettbewerber eine ebenso gute Ausgangsposition haben wie GDP, um im Stromeinzelhandel erfolgreich Fuß zu fassen.

711. Dennoch hat die Kommission geprüft, ob andere Abhilfemaßnahmen indirekt positive Auswirkungen auf den Stromeinzelhandelsmarkt haben könnten.

712. Zunächst wurde untersucht, ob die Veräußelung von Gaseinzelhandelslieferanten dem Käufer eine gute Ausgangsposition für den Einstieg in den Stromeinzelhandel bieten könnte. Der geplante Zeitpunkt für diese mögliche Veräußelung (zwischen 2011 und 2013, wenn sie überhaupt stattfindet), ist jedoch viel zu spät angesetzt, um den Verlust wertvoller Zeit gutzumachen, zumal auch die Erschließung des Strommarkts noch einige Zeit in Anspruch nehmen würde. Außerdem hätten die Erdgaslieferanten, sofern sie veräußert werden, einen Anteil von weniger als [10-20]* % an den derzeitigen Gaskunden in Portugal. Dieser Kundenstamm ist wesentlich kleiner als der, auf dem GDP ohne die Fusion bei seinem Eintritt in den Strommarkt hätte aufbauen können.

713. Zweitens wurde ferner in Erwägung gezogen, dass neue Stromeinzelhändler aus neuen Marktteilnehmern in der Stromerzeugung (Großhandelsmarkt) hervorgehen könnten. Die von der Kommission durchgeführte Untersuchung hat jedoch ergeben, dass die Inbetriebnahme neuer GuD-Anlagen in Portugal in absehbarer Zukunft (d. h. vor 2010) sehr unwahrscheinlich ist. Wie oben erläutert stellen die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen nicht in ausreichendem Maße sicher, dass in diesem Zeitraum neue GuD-Anlagen gebaut werden. Die Verleasung von TER ist zeitlich stark begrenzt und kann daher nicht als Basis für einen erfolgreichen Einstieg in das Einzelhandelsgeschäft dienen.

714. Daher stellen die Abhilfemaßnahmen nicht sicher, dass neue Wettbewerber zügig und erfolgreich auf dem portugiesischen Stromeinzelhandelsmarkt tätig werden, um den durch die Ausschaltung von GDP als künftigem Wettbewerber entstehenden Verlust auszugleichen. Folglich wirken die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen der Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP im Stromeinzelhandel nicht entgegen.

B. Erdgasmärkte

1. Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas

715. Hinsichtlich des Marktes für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas wurde in den Antworten auf den Fragebogen der Kommission insgesamt unterstrichen, dass die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen (Verpflichtungszusagen G, M, O und P) nicht ausreichten, um den Abschottungseffekt des Zusammenschlusses zu verhindern oder zu kompensieren. Die Befragten waren der Auffassung, dass zu diesem Zweck effektivere und weiter reichende Maßnahmen erforderlich seien.

716. Die Kommission teilt diese Ansicht.

717. Was zunächst den kurzfristigen Bedarf von TER und des bivalenten Kraftwerks von EDP betrifft, so stellt die Kommission fest, dass der Ausschluss des Erstablehnungsrechts (Verpflichtungszusage G) von GDP nichts daran ändert, dass EDP nach dem Zusammenschluss ein Interesse daran haben wird, Gas eher bei GDP als bei unabhängigen Anbietern zu kaufen. Die wettbewerbsbeschränkende Wirkung des Zusammenschlusses wird dadurch also nicht behoben.

153

718. Was zweitens den kurzfristigen Bedarf von Turbogás betrifft, so genügt die Verpflichtung von EDP, seine Stimmrechte bei Turbogas ruhen zu lassen und unabhängige Mitglieder in den Verwaltungsrat zu berufen (Verpflichtungszusage P), offensichtlich nicht, um den Abschottungseffekt zu beseitigen.

719. Tatsächlich wird EDP, wie von mehreren Befragten in ihren Antworten auf den Fragebogen der Kommission unterstrichen wurde, wahrscheinlich weiterhin erheblichen Einfluss auf die Entscheidungen bei Turbogás haben, weil (i) die "Unabhängigkeit" der von EDP berufenen Verwaltungsratsmitglieder in keinster Weise gewährleistet wäre, (ii) EDP seine Stimmrechte lediglich bei Entscheidungen über den Kauf von Erdgas und über Neuinvestitionen ruhen lassen würde, jedoch weiterhin bei anderen wichtigen Entscheidungen mitstimmen und damit nach wie vor einen gewissen Einfluss auf die Wahl des Gasversorgers hätte, und (iii) die Aussetzung der Stimmrechte auf einen Zeitraum von nur drei Jahren begrenzt wäre. Darüber hinaus wäre es in der Praxis extrem schwierig, die Umsetzung dieser rein verhaltensorientierten Abhilfemaßnahme ohne die kontinuierliche und sorgfältige Mitwirkung der anderen Anteilseigner von Turbogás zu überwachen.

720. Vor dem Hintergrund dieser Überlegungen kann also der Schluss gezogen werden, dass die Abschottung der bestehenden Gasnachfrage infolge der Fusion durch die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen nicht verhindert wird.

721. Wie oben erläutert ist es sehr unwahrscheinlich, dass diese starke wettbewerbsbeschränkende Wirkung kurz- oder mittelfristig durch die Ausweitung der Nachfrage infolge der Errichtung neuer GuD-Anlagen in Portugal gemindert wird. Es ist also nicht davon auszugehen, dass die oben genannte Aussetzung der Stimmrechte von EDP bei Entscheidungen über Neuinvestitionen von Turbogás (Verpflichtungszusage P), der vorgeschlagene Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia (Verpflichtungszusage O) und das vorgeschlagene Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen (Verpflichtungszusage M) ausreichen werden, um eine spürbare Änderung der Situation herbeizuführen.

722. Was die Aussetzung der Stimmrechte von EDP bei Turbogás betrifft, so ist neben den bereits im Hinblick auf die Wirksamkeit dieser Abhilfemaßnahme festgestellten Problemen zu unterstreichen, dass es keine Hinweise darauf gibt (oder von den Parteien angeführt wurden), dass dieses Unternehmen eine neue GuD-Anlage in Portugal bauen könnte.

723. Bezüglich des Verkaufs der Beteiligung von EDP an Tejo Energia räumt die Kommission ein, dass dadurch ein bedeutendes Hindernis für die Planung einer neuen GuD-Anlage durch dieses Unternehmen ausgeräumt würde. Wie jedoch bereits erläutert wurde, ist dieser Verkauf sehr ungewiss, da er nur unter der Voraussetzung stattfinden soll, dass ein entsprechend dem Fair Value der Beteiligung von EDP festgesetzter Mindestpreis erzielt wird und die Verhandlungen zwischen der portugiesischen Regierung und Tejo Energia über die Ausgleichsregelungen (CMEC) abgeschlossen werden. In jedem Fall ist wie oben erläutert festzustellen, dass ungeachtet der mit den Interessen von EDP verbundenen Probleme zwischen den anderen Anteilseignern von Tejo Energia kein Konsens über den Bau einer neuen GuD-Anlage erzielt wurde und in dieser Hinsicht noch immer zahlreiche Unsicherheiten bestehen.

724. Was schließlich das Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen betrifft, so wurde bereits dargestellt, dass diese Maßnahme, wie sie von den Parteien vorgeschlagen wurde, die Entwicklung neuer Projekte nicht effektiv und in nennenswertem Ausmaß fördern würde.

725. Auf die Unwirksamkeit der Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Gasinfrastruktur (Verpflichtungszusagen A-F und L) wurde bereits oben hingewiesen. Selbst wenn solche Abhilfemaßnahmen in vollem Umfang wirksam würden, ist festzustellen, dass sie das fragliche Wettbewerbsproblem nur sehr indirekt beeinflussen würden, da sie nicht per se neue Nachfrage schaffen. Die Bewertung der Abhilfemaßnahmen ändert also nichts an der Tatsache, dass das von den Parteien vorgeschlagene Maßnahmenpaket unzureichend ist, um die Stärkung

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einer beherrschenden Stellung auf dem Markt für die Belieferung von Stromerzeugern mit Erdgas zu verhindern.

2. Belieferung lokaler Verteilerunternehmen mit Erdgas

726. Die im Zuge des Markttests der Kommission Befragten lehnten mit Nachdruck die wichtigste vorgeschlagene Maßnahme (Verkauf eines oder mehrerer Lieferanten, Verpflichtungszusage J) als unzureichend und verspätet ab. Die Kritik basierte auf einer Reihe von Argumenten:

(i) Die Marktteilnehmer brachten vor, der Umfang der Veräußelung sollte mindestens dem Marktanteil von Portgás am Gasvolumen entsprechen, während die von den Parteien vorgeschlagene Veräußelung an bestimmte Voraussetzungen geknüpft ist und im Falle der Umsetzung lediglich dem wesentlich niedrigeren Marktanteil von Portgás an den Kunden entsprechen würde. Selbst wenn die Veräußelung schließlich stattfinden würde, wäre sie also weit davon entfernt, die Wettbewerbsbedenken hinsichtlich der Abschottung des Kundenmarktes in ausreichendem Maße auszuräumen.

(ii) Die mögliche Veräußelung sollte nicht nur den bzw. die Lieferanten betreffen, sondern auch das bzw. die Verteilerunternehmen. Selbst nach ihrer rechtlichen Entflechtung von den Verteilerunternehmen gemäß der Zweiten Erdgasrichtlinie hätten die Lieferanten der Parteien in der Tat hinsichtlich Kundenvertrauen und Kundenbeziehungen einen erheblichen Vorteil gegenüber den verkauften Lieferanten. Damit bestünde ein erhebliches Risiko für die wirtschaftliche Lebensfähigkeit der verkauften Lieferanten und würde letztendlich zu einer Aushöhlung ihrer Marktposition (und damit auch zu einer Verringerung ihres Verbrauchs) führen. Einige Marktteilnehmer schlugen ferner vor, nicht nur die Lieferanten zu veräußern, sondern auch die entsprechenden Lieferverträge für diese lokalen Verteilerunternehmen.

(iii) Es wurde nachdrücklich darauf hingewiesen, dass die Veräußelung nicht an Bedingungen geknüpft sein dürfe und zeitgleich mit der Fusion erfolgen müsse. Würde der Verkauf wie vorgeschlagen erst bis zu 33 Monate nach der Liberalisierung des Marktes für die Belieferung der Kunden lokaler Verteilerunternehmen mit Erdgas erfolgen, könnte er keinesfalls den Abschottungseffekt mildern, der dann wesentlich früher einsetzen würde.

727. Nach Auffassung der Kommission ist die von diesen Marktteilnehmern geäußerte Kritik gerechtfertigt. Die vorgeschlagene Abhilfemaßnahme wirkt dem Wettbewerbsproblem der Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP auf dem Markt für die Belieferung lokaler Verteilerunternehmen mit Erdgas demnach nicht in adäquater Weise entgegen. Zum Zeitplan der vorgeschlagenen Veräußelung hebt die Kommission ferner hervor, dass dieser weit hinter der in der Mitteilung der Kommission über Abhilfemaßnahmen festgelegten Anforderung zurückbleibt, nach der "die Veräußernungsfrist [Ö] am Tag des Erlasses der Entscheidung der Kommission beginnen" sollte.

728. Diese Bewertung wird durch die Berücksichtigung der oben erörterten vorgeschlagenen Verpflichtungen bezüglich der Infrastruktur nicht geändert. Neben den oben stehenden Bemerkungen zur Unwirksamkeit dieser Verpflichtungszusagen ist darauf hinzuweisen, dass sie zwar grundsätzlich den Markteintritt erleichtern könnten, jedoch die Abschottung der Nachfrage lokaler Verteilerunternehmen weder verhindern noch ausgleichen. Außerdem können sie den Zugang zu diesem Markt nicht wirklich spürbar verbessern, weil dieser – weitgehend – vom Wettbewerb abgeschottet sein und weil auf Grund der begrenzten Wechselraten bei den Kunden lokaler Verteilerunternehmen nur wenig neue Nachfrage entstehen wird und wenige Neuanbieter in den Markt einsteigen werden.

155

3. Belieferung industrieller Großabnehmer mit Erdgas

729. Die im Zuge des Markttests der Kommission befragten Marktteilnehmer, Regulierungsbehörden und Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber äußerten sich insgesamt eher skeptisch zu den vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen (vgl. insbesondere die Verpflichtungszusagen I zur Möglichkeit einer jährlichen Verlängerung der auslaufenden Verträge industrieller Großabnehmer, K zu dualen Strom-/Gasangeboten sowie die Verpflichtungszusagen A-F und L zur Gasinfrastruktur). Eine erhebliche Zahl von Marktteilnehmern brachte vor, dass die Abhilfemaßnahmen das sich aus dem vorgeschlagenen Vorhaben ergebende Wettbewerbsproblem nicht in vollem Umfang beheben. Im Einzelnen:

(i) Das Verbot dualer Angebote für diese Kundengruppe bis zu deren Zulassung zu beiden Märkten wurde als offenkundig notwendig, aber unzureichend betrachtet.

(ii) Viele Marktteilnehmer haben die Infrastrukturmaßnahmen, soweit sie als (potenziell) wirksam eingestuft wurden, als unzureichend bewertet.

(iii) Die Verpflichtung, denjenigen industriellen Großabnehmern, deren Gasverträge zwischen der Genehmigung des vorgeschlagenen Zusammenschlusses und der Liberalisierung auslaufen, (lediglich) die "Möglichkeit" zu geben, ihre Erdgaslieferverträge zu verlängern, wurde ebenfalls als unzureichend bewertet.

731. Nach Auffassung der Kommission werden die von den Parteien vorgeschlagenen Maßnahmen grundsätzlich gewisse positive Auswirkungen auf den möglichen Eintritt neuer Marktteilnehmer in den Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer in Portugal haben. Es bestehen jedoch erhebliche Zweifel und Unsicherheiten dahingehend, ob die gemeinsame Wirkung solcher Maßnahmen den Verlust von EDP als wichtigen potenziellen Wettbewerber in ausreichendem Maße ausgleichen wird. So wurde im Zuge des Markttests festgestellt, dass die Zahl potenzieller neuer Anbieter auf dem Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer in Portugal nicht besonders hoch ist und daher die Ausschaltung eines der am besten aufgestellten potenziellen neuen Marktteilnehmer eine erhebliche Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP darstellt. Insgesamt stellt die Kommission daher fest, dass die von den Parteien vorgeschlagenen Maßnahmen die sich aus der Fusion ergebende Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP auf dem Markt für die Belieferung industrieller Großabnehmer mit Erdgas nicht verhindern.

4. Alternative Marktdefinition: weiter gefasster Großhandelsmarkt

732. Im Rahmen der wettbewerbsrechtlichen Würdigung hat die Kommission gezeigt, dass der angemeldete Zusammenschluss auch dann einen sehr großen Teil der wettbewerbsrelevanten Erdgasnachfrage abschotten würde, wenn ein weiter gefasster Großhandelsmarkt (der auch die Belieferung von Stromerzeugern, lokalen Verteilerunternehmen und industriellen Großabnehmern umfasst) zugrunde gelegt würde. Insbesondere wurde belegt, dass die

433 Zu diesem Punkt ist anzumerken, dass der Umfang der Verpflichtung nicht ganz klar ist.

434 In diesem Kontext ist darauf hinzuweisen, dass in der Mitteilung der Kommission über Abhilfemaßnahmen klar festgelegt wird: "Den Beweis, dass durch die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen eine beherrschende Stellung, wie sie von der Kommission festgestellt wurde, weder begründet noch verstärkt wird, müssen jedoch die Parteien erbringen." (Artikel 6).

156. Abschottung den kurzfristigen Bedarf von Turbogás und der gasbefeuerten Stromkraftwerke von EDP sowie den Gasverbrauch der KWK-Anlage von EDP beträfe.

733. Hierzu ist zu betonen, dass wie bereits erläutert (vgl. Randnummer 717-719) die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen nicht ausreichen, um die Abschottung der Nachfrage von Turbogas und der gasbefeuerten Stromkraftwerke von EDP zu verhindern. Sie reichen auch nicht aus, um die Abschottung der Nachfrage lokaler Verteilerunternehmen zu beseitigen. Schließlich sind sie ebenfalls nicht geeignet, um die Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP auf dem Markt für die Belieferung lokaler Verteilerunternehmen mit Erdgas zu mindern. Außerdem wurde keine Abhilfemaßnahme zur Beseitigung der Abschottung der KWK-Anlage von EDP vorgeschlagen.

734. Die vorgeschlagenen Verpflichtungen reichen daher nicht aus, um der Stärkung einer beherrschenden Stellung auf einem angenommenen weiter gefassten 'Großhandelsmarkt' für Erdgas in Portugal entgegenzuwirken.

5. Belieferung von Kleinkunden mit Gas

735. Die von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen (vgl. insbesondere die Verpflichtungszusagen J zum möglichen Verkauf eines oder mehrerer von GDP kontrollierten Gaslieferanten, K zu dualen Angeboten sowie die Verpflichtungszusagen A-F und L zu den Infrastrukturen) wurden von den im Zuge des Markttests der Kommission befragten Marktteilnehmern als eindeutig unzureichend bewertet. Der Auffassung der Marktteilnehmer zufolge können die Abhilfemaßnahmen keinen Ausgleich für den ganz erheblichen Verlust von GDP als potenziellen Wettbewerber schaffen. Hierfür wurden die folgenden Gründe genannt:

(i) Die (mögliche) Verringerung des Marktanteils durch den möglichen Verkauf (sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind) eines aus der Entflechtung eines lokalen Verteilerunternehmens hervorgegangenen Lieferanten ist nicht nur sehr unsicher, sondern auch viel zu spät angesetzt und kann nicht einmal den Verlust von Portgás als Wettbewerber vollständig aufwiegen. Außerdem gleicht es nicht den zusätzlichen potenziellen Wettbewerb aus, der selbst ohne den Erwerb einer Kontrollbeteiligung an Portgás von EDP ausgegangen wäre.

(ii) Die Verpflichtung, auf duale Strom-/Gasangebote für Kunden zu verzichten, die noch nicht zugelassen sind, wurde zwar als offenkundig notwendig, jedoch als vollkommen unzureichend bewertet.

(iii) Auch die Abhilfemaßnahmen im Bereich der Infrastrukturen wurden als nicht ausreichend bewertet, um den Eintritt in den Markt für die Belieferung von Kleinkunden mit Erdgas in Portugal zu fördern.

736. Die Marktteilnehmer wiesen darauf hin, dass die Veräußelung von aus der Entflechtung lokaler Verteilerunternehmen hervorgegangenen Lieferanten über die im Zusammenhang mit Portgás vorgeschlagene Veräußelung hinausgehen oder ein Gas-Release-Programm durchgeführt werden müsste, um den Marktzugang zu befördern und zu erleichtern. Ein solches Programm könnte nach dem Muster des in Spanien zum Zeitpunkt der Öffnung des dortigen Marktes für den Wettbewerb umgesetzten Programms ausgearbeitet werden.

737. Die Kommission teilt die oben stehenden Bedenken der Befragten und möchte die folgenden Überlegungen hinzufügen.

(i) Das Ergebnis des Markttests hat erneut verdeutlicht, dass EDP einer der sehr wenigen potenziellen neuen Marktteilnehmer ist und in der Tat am besten aufgestellt ist, um auf diesem Markt (oder, unter Zugrundelegung einer regionalen Marktdefinition, auf diesen Märkten) Fuß zu fassen. Dies verdeutlicht die Notwendigkeit wirkungsvoller Abhilfemaßnahmen, um die portugiesischen Kunden vor den negativen Auswirkungen des vorgeschlagenen Zusammenschlusses zu schützen.

(ii) Die von den Parteien vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen sind vollkommen ungeeignet, um den notwendigen Ausgleich für den Verlust des Wettbewerbsdrucks von Portgás sowie für die Ausschaltung von EDP als potenziellem Wettbewerber zu schaffen. Insbesondere vernachlässigen sie die Bedeutung von Portgás und sämtliche Umstände, die EDP (selbst wenn man die Kontrollbeteiligung von EDP an Portgás außer Acht lässt) zu einem hervorragend aufgestellten potenziellen neuen Marktteilnehmer machen, vor allem den Zugang von EDP zu einem großen Kundenstamm und seine Markenstärke bei den portugiesischen Kunden.

(iii) Die im Zusammenhang mit den Infrastrukturen vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen könnten zwar positive Auswirkungen auf den Markteintritt haben, wenn sie uneingeschränkt durchgeführt würden (was nicht der Fall ist, wie oben gezeigt wurde), diese wären jedoch zu schwach, um die Beseitigung des potenziellen Wettbewerbsdrucks auszugleichen.

738. Die vorgeschlagenen Abhilfemaßnahmen sind daher ungeeignet und unzureichend, um die Wettbewerbsbedenken hinsichtlich der Stärkung der beherrschenden Stellung von GDP auf dem nationalen Markt für die Belieferung von Kleinkunden (bzw. auf fünf der sechs regionalen Märkte für die Belieferung von Kleinkunden mit Erdgas) auszuräumen.

VIII. DARSTELLUNG DES VON DEN PARTEIEN AM 17. NOVEMBER 2004 VORGESCHLAGENEN ZWEITEN PAKETS VON ABHILFEMASSNAHMEN

739. Am 17.11.2004 übermittelten die Parteien ein geändertes Paket von Abhilfemaßnahmen.

740. Die von EDP und ENI separat übermittelten Abhilfemaßnahmen werden im Folgenden zusammengefasst. Die Nummerierung entspricht den von den Parteien vorgelegten Vorschlägen:

EDP.1: Reduzierung der Beteiligung von EDP an REN von 30 % auf 5 %

EDP.2: Verkauf der Beteiligung von EDP an Tejo Energia

EDP.3: Moratorium über den Bau neuer GuD-Anlagen unter Einbeziehung einer Überprüfungsklausel

EDP.4: Verleasung von TER-Stromerzeugungskapazitäten in Höhe der Kapazität eines Blocks unter Einbeziehung einer Überprüfungsklausel

EDP.5: Teilweise Aussetzung der Stimmrechte von EDP bei Turbogás und Berufung unabhängiger Mitglieder in den Verwaltungsrat von Turbogás

ENI.II: Verkauf des LNG-Terminals Sines an REN

ENI.III: Verkauf des Untertagespeichers in Carrião an REN

ENI.IV: Vorgezogener Verkauf des Hochdruckfernleitungsnetzes an REN

ENI.V: Garantien für den Netzzugang bis zum Verkauf des Netzes an REN

ENI.VI: Freigabe der derzeit von Transgás gebuchten und ungenutzten Kapazität am Einspeisepunkt Campo Maior zugunsten von REN

ENI.VII: Verpflichtungszusage, keine weiteren Kapazitäten am Einspeisepunkt Campo Maior zu buchen

ENI.VIII: Verpflichtungszusage, keine weiteren Kapazitäten in der Extremadura-Pipeline zu buchen

ENI.IX: Verpflichtungszusage, in der Extremadura-Pipeline und/oder am Einspeisepunkt Campo Maior unter bestimmten Voraussetzungen Kapazitäten zur Verfügung zu stellen

ENI.X: Ausschluss des Erstablehnungsrechts von GDP, um das beste Angebot unterbieten zu können

ENI.XI: Maßnahmen zur Ausräumung von Bedenken hinsichtlich eines möglichen privilegierten Zugangs zu Preisinformationen

ENI.XII: Maßnahmen zur Sicherung eines ausreichenden Spielraums für die effektive Liberalisierung der Nachfrage industrieller Großabnehmer

ENI.XIII: Verpflichtung zum Verzicht auf duale Gas-/Stromangebote an industrielle Großabnehmer und Einzelhandelskunden in Portugal bis zur Liberalisierung des Marktes für die Belieferung dieser Kundengruppen mit Erdgas

ENI.XIV: Verkauf des lokalen Verteilerunternehmens Setgás

IX. WÜRDIUNG DES VON DEN PARTEIEN AM 17. NOVEMBER 2004 VORGESCHLAGENEN ZWEITEN PAKETS VON ABHILFEMASSNAHMEN

1. Stromgroßhandelsmarkt

(a) Stärkung der beherrschenden Stellung von EDP infolge horizontaler Auswirkungen

741. Die am 17. November 2004 übermittelten neuen Vorschläge zur Behebung der horizontalen Auswirkungen des Zusammenschlusses auf den Großhandelsmarkt in Portugal unterscheiden sich nur unwesentlich von den bereits am 28. Oktober 2004 vorgelegten Vorschlägen.