Entscheidung der Kommission

vom 29. September 1999

zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen

(Sache Nr. IV/M.1383 - Exxon/Mobil)

(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(1999) 3093)

(Nur der englische Text ist verbindlich)

(Text von Bedeutung für den EWR)

(2004/284/EG)

DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN -

gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft,

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

gestützt auf die Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates vom 21. Dezember 1989 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(1), zuletzt geändert durch die Verordnung (EG) Nr. 1310/97(2), insbesondere auf Artikel 8 Absatz 2,

im Hinblick auf den Beschluss der Kommission vom 9. Juni 1999 über die Einleitung eines Verfahrens in dieser Sache,

nachdem den beteiligten Unternehmen die Möglichkeit einer Stellungnahme zu den Beschwerdepunkten der Kommission eingeräumt wurde,

gestützt auf die Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für Unternehmenszusammenschlüsse(3),

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Am 3. Mai 1999 wurde bei der Kommission ein Zusammenschlussvorhaben angemeldet, dem zufolge die US-amerikanischen Unternehmen Exxon Corporation und Mobil Corporation ihre Aktivitäten weltweit zusammenlegen wollen.

(2) Am 2. Juni 1999 teilte das Vereinigte Königreich der Kommission gemäß Artikel 9 Absatz 2 Buchstabe b) der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 (nachstehend "Fusionskontrollverordnung") mit, dass der Zusammenschluss nach Ansicht der britischen Regierung den Wettbewerb im Kraftstoffeinzelhandel in Nordwestschottland beeinträchtigt. Am 26. Juli 1999 erging eine Mitteilung von Beschwerdepunkten, in der die Kommission u.a. Bedenken im Hinblick auf den Wettbewerb im Kraftstoffeinzelhandel im gesamten Königreich äußerte. Am 10. August 1999 ließ die Kommission das Vereinigte Königreich wissen, dass unter den gegebenen Umständen und gemäß Artikel 9 Absatz 4 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung kein Anlass zur Verweisung des Falles an die britischen Wettbewerbsbehörden besteht.

(3) Mit Beschluss vom 9. Juni 1999 stellte die Kommission fest, dass der gemeldete Zusammenschluss ernsthafte Zweifel hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt aufwirft, und leitete ein Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung in dieser Sache ein.

I. DIE PARTEIEN UND DER GEPLANTE ZUSAMMENSCHLUSS

(4) Exxon Corporation ("Exxon") ist ein Mischkonzern, der weltweit auf den folgenden Gebieten tätig ist: Exploration, Erschließung, Förderung und Vermarktung von Rohöl und Erdgas; Verarbeitung und Vermarktung von Erdölfertigprodukten, Entwicklung, Herstellung und Vertrieb verschiedener chemischer Erzeugnisse; Förderung und Vermarktung von Kohle und Mineralien sowie Energieerzeugung. Mobil Corporation ("Mobil") ist ein Mischkonzern, der weltweit auf den folgenden Gebieten tätig ist: Exploration, Erschließung, Förderung und Vermarktung von Rohöl und Erdgas; Verarbeitung und Vermarktung von Erdölfertigprodukten sowie Entwicklung, Herstellung und Vertrieb verschiedener chemischer Erzeugnisse; Mobil und British Petroleum ("BP") haben ihre gesamten Verarbeitungs- und Vertriebsaktivitäten in Europa in dem gemeinsam kontrollierten Gemeinschaftsunternehmen BP/Mobil zusammengelegt(4).

(5) Diese Anmeldung betrifft einen vollständigen Zusammenschluss im Sinne von Artikel 3 Absatz 1 Buchstabe a der Fusionskontrollverordnung. Exxon und Mobil haben am 1. Dezember 1998 ein "Agreement and Plan of Merger" (Vereinbarung und Plan eines Zusammenschlusses) unterzeichnet. Nach diesem Abkommen fusioniert Mobil mit einer 100%igen Tochtergesellschaft von Exxon, wobei Mobil die übernehmende Gesellschaft ist. Im Ergebnis dessen wird Exxon 100 % der ausgegebenen und umlaufenden stimmberechtigten Wertpapiere von Mobil halten. Inhaber von Mobil-Stammaktien erhalten 1,32015 Anteile der Exxon-Stammaktien, die sie zum Zeitpunkt des Geschäftsabschlusses halten. Den Anteilseignern von Exxon werden ungefähr 70 % des fusionierten Exxon-Mobil-Unternehmens gehören, den Anteilseignern von Mobil ca. 30 %.

II. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG

(6) Da der gemeinsame weltweite Gesamtumsatz(5) der Parteien 5 Mrd. Euro (Exxon: 121 Milliarden; Mobil: 47 Milliarden) übersteigt, der gemeinschaftsweite Umsatz sowohl von Exxon als auch von Mobil über 250 Mio. Euro (Exxon: [...]*(6) Milliarden; Mobil: [...]* Milliarden) liegt und weder Exxon noch Mobil mehr als zwei Drittel ihres gemeinschaftsweiten Gesamtumsatzes in ein und demselben Mitgliedstaat erzielen, hat dieser Zusammenschluss gemäß Artikel 1 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung gemeinschaftsweite Bedeutung. Da der Umsatz von Exxon und Mobil im EFTA-Gebiet jeweils 250 Mio. Euro (Exxon: [...]* Milliarden; Mobil: [...]* Milliarden) überschreitet, handelt es sich für die EFTA um den Kooperationstatbestand.

III. WETTBEWERBSRECHTLICHE WÜRDIGUNG

(7) Im Allgemeinen wird die Mineralölindustrie in den vorgelagerten Öl- und Gassektor (d. h. Exploration und Erschließung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten sowie Förderung von Rohöl und Erdgas), den nachgelagerten Sektor (d. h. Raffination und Vermarktung von Brennstoffen, Vertrieb von Erdgas, Herstellung von Schmierstoffen) und diverse petrochemische Aktivitäten unterteilt.

(8) Der Zusammenschluss gibt keinen Anlass zu wettbewerbsrechtlichen Bedenken in den Märkten Exploration, Erschließung und Förderung von Erdöl und Erdgas sowie bei diversen petrochemischen Aktivitäten, wo es zu Überlappungen in der Tätigkeit der Parteien kommt. Beide Parteien sind auf dem Gebiet der Exploration, Erschließung und Förderung von Erdöl und Erdgas tätig, und die Kommission hat in ihrer Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c ernsthafte Zweifel hinsichtlich dieser Märkte geäußert. In der gleichen Entscheidung hat die Kommission ferner ernsthafte Zweifel in bezug auf den Markt "Gasverfluessigung" zum Ausdruck gebracht. Dennoch gibt es aus den in den nachfolgenden Abschnitten A und B benannten Gründen keinen Anlas zu wettbewerbsrechtlichen Bedenken in den genannten Märkten.

(9) Aus den nachfolgend genannten Gründen würde der Zusammenschluss zur Schaffung oder Festigung einer marktbeherrschenden Stellung auf den folgenden Märkten führen:

- Erdgasfernversorgung in den Niederlanden (Abschnitt C)

- Überregionale Erdgasfernversorgung in Deutschland (Abschnitt C)

- Untertagespeicheranlagen für Erdgas in Süddeutschland (Abschnitt C)

- Grundöle der Gruppe I im EWR (Abschnitt D)

- Kraftstoffeinzelhandel in Österreich, Deutschland, Luxemburg, den Niederlanden und im Vereinigten Königreich (Abschnitt E)

- Kraftstoffeinzelhandel an den gebührenpflichtigen Autobahnen in Frankreich (Abschnitt E)

- Flugschmierstoffe weltweit (Abschnitt F)

- Flugkraftstoffe auf dem Flughafen Gatwick (Abschnitt G) A.

A. EXPLORATION, ERSCHLIESSUNG UND FÖRDERUNG

(10) Im vorgelagerten Bereich lassen sich drei Typen von Geschäftstätigkeiten unterscheiden: Suche nach neuen Vorkommen, Erschließung und kommerzielle Ausbeutung der Vorkommen. Die Suche nach neuen Lagerstätten wird im allgemeinen als "Exploration" bezeichnet. Die Erschließung betrifft die Errichtung einer angemessenen Infrastruktur für die künftige Produktion (Ölplattformen, Leitungen (Pipelines), Terminals usw.). Die Ausbeutung von Vorkommen wird "Förderung und Absatz" genannt. Bisher stellte die Kommission in ihren Entscheidungen über angemeldete Zusammenschlüsse(7) hauptsächlich auf deren Auswirkungen auf den Bereich Förderung und Absatz ab.

(11) Exploration und Erschließung von Lagerstätten sind zeit- und kapitalintensiv und umfassen verschiedene Stufen. Als erstes vergeben Länder, die annehmen, dass auf ihrem Staatsgebiet Kohlenwasserstoffvorkommen entdeckt werden könnten (im folgenden "Aufnahmeländer" genannt) Explorationslizenzen. Die Vergabe kann sehr unterschiedliche Formen annehmen - von öffentlichen Versteigerungen wie in den USA bis hin zu Fällen, in denen der Kreis der Bieter vom Aufnahmeland im voraus bestimmt wird. Diese Vorauswahl kann in unterschiedlichem Maße durch Faktoren wie technische Kapazität, Finanzkraft und andere (Lobbytätigkeit, kulturelle Affinitäten usw.) bedingt sein.

(12) Häufig geben Unternehmen gemeinsame Angebote ab, um das Risiko zu streuen oder komplementäre Fähigkeiten zusammenzubringen. Unter Umständen kann das Aufnahmeland verlangen, dass sich bestimmte Anbieter zusammenschließen, um das Explorationsrecht zu erhalten. Das Aufnahmeland kann auch verlangen, dass seine nationale(n) Ölgesellschaft(en) einen Anteil an jeder Entdeckung erhält (erhalten), die in dem Block, für den das Explorationsrecht vergeben wird (Konzessionsgebiet), gemacht wird. Bei gemeinschaftlicher Übertragung des Explorationsrechts auf mehrere Unternehmen wird ein Betreiber für das Konzessionsgebiet benannt. Dessen Aufgabe ist es, die technischen und finanziellen Aspekte der Explorationsarbeiten und möglichst auch der Erschließungs- und Förderstufen des Vorhabens abzuwickeln. Die meisten wichtigen Entscheidungen setzen Einstimmigkeit aller an dem Vorhaben beteiligten Unternehmen voraus.

(13) Zwischen der Vergabe eines Explorationsrechts und der tatsächlichen Förderung liegen in der Regel zwischen 5 und 15 Jahre. Bei Vorhaben in "Grenzfeldern" ("frontier areas") können die Explorations- und Erschließungskosten an die Größenordnung von 7 Mrd. EUR heranreichen. Die Gesamtkosten dieser Phase entfallen in der Regel zu etwa 15 % auf die Exploration und zu 85 % auf die Erschließung.

(14) Zu erwähnen ist auch, dass bei Beginn der Förderung in einem neuen Feld die Infrastruktur ausgebaut werden muss. Diese umfasst insbesondere Ölplattformen, Pipelines und Terminals. Kleinere Felder, deren Erschließung als solche allein nicht wirtschaftlich wäre, können danach durch Inanspruchnahme der für ein großes Feld geschaffenen Infrastruktur ausgebeutet werden. Derartige kleinere Felder werden zuweilen "Satellitenfelder" genannt. Die Exploration in der Nordsee ging in der Regel nach diesem Prinzip vor sich.

SACHLICH RELEVANTE MÄRKTE

(15) Häufig wird vorgebracht, Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz seien zu eng miteinander verknüpft, als dass mehr als ein einziger Produktmarkt (sachlich relevanter Markt) abgegrenzt werden könnte. Jedoch finden sich Argumente dafür, dass die Exploration einen getrennten Produktmarkt darstellt. So kann darauf verwiesen werden, dass ein explorierendes Unternehmen zwei Arten von Kunden hat: das Aufnahmeland, demgegenüber es sich im allgemeinen verpflichtet hat, im Falle des Fündigwerdens eine zukünftige Einnahmenquelle zu liefern; und andere, Öl und Gas fördernde und absetzende Unternehmen, die das erste Unternehmen aufkaufen oder sich an der Erschließung und Förderung beteiligen können. Die Übertragung von Rechten an Konzessionsgebieten ist eine in der Branche weit verbreitete Praxis.

(16) Da zu Beginn der Exploration nicht bekannt ist, welche Vorkommen unter der Erde liegen, hält es die Kommission nicht für gerechtfertigt, zwischen Öl- und Erdgasexploration zu unterscheiden. Da Erdgas und Rohöl unterschiedlich genutzt werden und auch die Preisbestimmungen und Kostenzwänge unterschiedlich sind, hielt es die Kommission zum Zeitpunkt ihrer Entscheidung zur Einleitung des Verfahrens für angemessen, einen relevanten Produktmarkt für Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und einen entsprechenden Produktmarkt für Erdgas zu unterscheiden.

(17) Die Parteien bestreiten, dass es einen Explorationsmarkt gebe, da dieser hierfür viel zu eng mit den folgenden Stufen des Förderprozesses verknüpft sei. Wie im Abschnitt über die Wettbewerbsfolgen des Fusionsvorhabens noch ausgeführt wird, ist es zur Beurteilung der wettbewerbsrechtlichen Folgen des angemeldeten Zusammenschlusses nicht erforderlich, die relevanten Produktmärkte gemäß den verschiedenen Stadien von Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz sowohl von Rohöl als auch von Erdgas genau abzugrenzen.

RÄUMLICH RELEVANTE MÄRKTE

(18) Die Kommission gelangte zu der Schlussfolgerung, dass der Explorationsmarkt einen globalen Charakter hat. Ferner stimmt sie mit den Parteien dahingehend überein, dass aus europäischer Nachfragesicht der räumlich relevante Markt für die Erschließung, Förderung und den Absatz von Rohöl der Weltmarkt ist und bei Erdgas wahrscheinlich den EWR, Algerien und Russland umfasst.

(19) Die Kommission untersuchte, ob kleinere räumliche Gebiete relevante Märkte darstellen könnten. Einige Gasabnehmer differenzieren aus Gründen der Versorgungssicherheit bei ihrer Bezugspolitik entsprechend den zu erwartenden politischen Risiken und deren Einfluss auf eine zuverlässige Versorgung bei den russischen und algerischen Lieferungen nach der Herkunft des Gases (etwa 17 % des Erdgases, mit dem Westeuropa versorgt wird, stammte aus Russland, etwa 12 % aus Algerien). Anschaulichstes Beispiel hierfür ist die spanische Rechtsvorschrift, nach der höchstens 60 % der Erdgasnachfrage durch ein und dasselbe Land gedeckt werden dürfen. Allerdings ist es unwahrscheinlich, dass eine Preiserhöhung für im EWR gefördertes Erdgas nicht durch eine leichte Erhöhung des Anteils des aus Russland und Algerien bezogenen Gases vereitelt würde. Auf jeden Fall kann die genaue Abgrenzung des räumlich relevanten Marktes unterbleiben, da das Ergebnis der wettbewerbsrechtlichen Würdigung hiervon nicht abhängt.

MARKTAKTEURE

(20) Die Unternehmen, deren Geschäftstätigkeit in Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Erdöl und Erdgas besteht, werden traditionell in drei Kategorien eingeteilt, die sich nach Profil, strategischen Zielen und zukünftigen Explorations- und Erschließungsfähigkeiten unterscheiden: i) in Staatsbesitz befindliche Unternehmen (hauptsächlich OPEC-Unternehmen, daneben einige Unternehmen von OECD-Ländern wie Statoil); ii) die "Majors", also vertikale Ölkonzerne mit internationaler Geschäftstätigkeit; und iii) eine Vielzahl von erheblich kleineren Ölgesellschaften, bei denen es sich zumeist um auf der Explorations- oder Förderungsstufe tätige nicht integrierte Unternehmen handelt.

(21) Die von der Kommission erhobenen wettbewerbsrechtlichen Bedenken bezogen sich hauptsächlich darauf, dass der angemeldete Zusammenschluss wie auch die von BP Amoco und Arco bekannt gegebenen Absichten zum Entstehen einer von allen anderen Unternehmen der Branche abgehobenen (vierten) Kategorie von Akteuren in den Bereichen Exploration und Erschließung führen könnte. In dieser Gruppe der "Super-Majors" wären Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco und Shell vertreten.

MARKTPOSITION DER PARTEIEN

Exploration

(22) Einen allgemein verfügbaren oder akzeptierten Indikator für Marktmacht auf der Explorationsstufe gibt es nicht. Marktmacht könnte sich anhand verschiedener Faktoren messen lassen, wie zum Beispiel der Anzahl der Blocks (Konzessionsgebiete), für die Explorationsrechte gewährt wurden, Anzahl von Blocks, deren Betreiber ein bestimmtes Unternehmen ist, anteilsmäßige Ausdehnung des Blocks, Gesamtausdehnung des Blocks, für die ein bestimmtes Unternehmen die Betreiberfunktion innehat, Investitionsausgaben für die Exploration usw. Näherungswerte, die auf der Anzahl der Blocks oder der Ausdehnung der Konzessionsgebiete basieren, werden allgemein nicht als zuverlässig angesehen, da sie stark unterschiedliche Situationen kennzeichnen können.

(23) Geht man von den Aufwendungen für Investitionen aus, so würden auf Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco und Shell insgesamt - bei im großen und ganzen gleich großen Anteilen - zwischen 30 und 40 % der für 1999 veranschlagten Ausgaben für die Stufen Exploration, Erschließung und Förderung entfallen. Der nächstgrößere Akteur wäre nur ein Drittel so groß, wie es die drei Hauptakteure im Durchschnitt wären.

(24) Die Parteien bestreiten die Tauglichkeit dieser Meßmethode für die Marktmacht und verweisen auf folgendes: Erstens seien die Investitionsausgaben je nach explorierten Lagerstätten unterschiedlich hoch. Damit werde der Marktanteil nationaler Ölgesellschaften in OPEC-Gebieten mit niedrigen Kosten zu gering angesetzt. Zweitens entsprächen die Aufwendungen für Investitionen häufig nicht dem Besitzanteil an den Explorationsrechten oder an der Fördermenge. Dies liege daran, dass Staatsunternehmen häufig nur einen Anteil bezahlen, der gegenüber ihrer Beteiligung an den Rechten oder dem ihnen zukommenden Anteil am geförderten Rohöl unterproportional ist. Drittens umfassten die Investitionskosten häufig Ausgaben für Investitionen wie Gasverfluessigung und Infrastruktur und nicht nur Aufwendungen für Exploration.

(25) Eine andere Möglichkeit zur Messung von Marktmacht besteht darin, den Anteil dieser Unternehmen an der zu erwartenden Gesamtförderung zu berechnen (da das, was zur Zeit an Exploration und Erwerb von Rechten Dritter geschieht, sich in zukünftige Förderung umsetzen wird). Aufgrund entsprechender Marktuntersuchungen lässt sich der Gesamtmarktanteil der drei "Super-Majors" an der Ölförderung außerhalb der OPEC für die Zeit in etwa 10 Jahren wiederum auf etwa 30 bis 40 % veranschlagen.

Förderung und Absatz

(26) Auf Exxon und Mobil würden 1998 zusammen [0-10]* % der Weltrohölförderung und [10-20]* % der europäischen Erdgasförderung entfallen. Für das fusionierte Unternehmen BP Amoco - Arco wären dies 3,7 % bzw. 8,4 % und für Shell 3,3 % bzw. 13,9 %. Die entsprechenden Werte haben sich im Laufe der Jahre nicht substantiell geändert. Von den im EWR insgesamt geförderten Erdgas entfallen auf die drei "Super-Majors" [30-40]* %. Bei dem im EWR verbrauchten Erdgas liegt der Anteil der drei "Super-Majors" unter [20-30]* %.

(27) Die Branche verweist häufig auf nachgewiesene Vorkommen als Hilfsgröße zur Messung der Marktmacht. Auf die Parteien würden danach etwa [0-10]* % der weltweit nachgewiesenen Ölvorkommen und [10-20]* % der in Europa nachgewiesenen Erdgasvorkommen entfallen. Die Parteien bringen jedoch vor, nachgewiesene Vorkommen seien kein relevanter Indikator für die zukünftige Förderung. Die nachgewiesenen Vorkommen haben, so wie sie von den Ölgesellschaften beziffert werden, lediglich eine Vorratsfunktion, und private Ölgesellschaften trachten wie jedes andere Privatunternehmen danach, ihre Vorräte so niedrig wie möglich zu halten. Mit den nachgewiesenen Vorkommen zeigt ein Unternehmen an, dass es in der Lage ist (oder eben nicht in der Lage ist), die absehbare Erschöpfung vorhandener Ölfelder aufzufangen und sich auf dem Markt zu behaupten. Allerdings müssen die nationalen Gesellschaften weitere Ausgaben für Exploration und Erschließung gegenüber ihren Aktionären nicht rechtfertigen, da diese von den nationalen Vorkommen profitieren, die in der Regel bei weitem über ihren Bedarf hinausreichen. Dieser Indikator verzerrt somit das Bild nach oben zugunsten der nationalen Gesellschaften.

(28) Zur Zeit und für die absehbare Zukunft besitzen die OPEC-Unternehmen zusammen eine erhebliche Marktmacht bei der Rohölförderung. Sie kontrollieren einen beachtlichen Teil an der Förderung und der nachgewiesenen Vorkommen (ca. 40 % bzw. 75 %, wobei die saudischen Vorkommen mehr als ein Drittel der gesamten OPEC-Vorkommen ausmachen). Die OPEC ist in der Vergangenheit in verschiedenen Fällen in der Lage gewesen, den Rohölpreis bis zu einem bestimmten Grad zu beeinflussen(8).

(29) Auf Gazprom (17 %) und Sonatrach (11 %), die russische bzw. algerische nationale Ölgesellschaft, entfallen ca. 30 % des im EWR verkauften Erdgases, und ihre Vorkommen machen 88 % (Gazprom 81,5 %) der gesamten nachgewiesenen Vorkommen aus, die im EWR abgesetzt werden können.

AUSWIRKUNGEN DES GEPLANTEN ZUSAMMENSCHLUSSES AUF DEN WETTBEWERB

(30) In bezug auf die Auswirkungen auf den Wettbewerb auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas erhob die Kommission folgende ernsthafte Bedenken: Zusammen mit der Fusion von BP Amoco und Arco könnte die angemeldete Unternehmensübernahme zum Entstehen einer vierten Kategorie von Wettbewerbern in der Branche führen, der Exxon-Mobil, BP Amoco-Arco und Shell angehören würden. Von welchem Parameter auch immer ausgegangen wird (Börsenwert, Öl- und Gasförderung, nachgewiesene Vorkommen usw.), zwischen diesen drei "Super-Majors" und den noch verbleibenden kleineren "Majors" bestuende dann ein beträchtlicher Abstand.

(31) Es wurden Überlegungen darüber angestellt, ob sich die drei "Super-Majors" in Zukunft möglicherweise gegenüber anderen Marktakteuren in einer privilegierten Lage befinden, um neue wichtige Vorkommen zu finden und zu erschließen. Dies könnte durch ihre größere Finanzkraft bewirkt werden, durch die sie größere Risiken eingehen können. Die anderen Konkurrenten dagegen hätten bei der Wahl der Gebiete, in denen sie tätig werden wollen, sehr vorsichtig vorzugehen. Da sie keinen genau so guten Zugang zu Finanzierungsquellen besitzen und Risiken nicht in demselben Maße streuen können, müssten kleinere Unternehmen, die weiter große Vorkommen erschließen möchten, zu kleineren Partnern der Super-Majors werden, um deren Ressourcen in Anspruch nehmen zu können. Die einzige Alternative bestuende darin, Nischenakteur zu werden, der sich auf die Exploration konzentriert. Dies kann dazu führen, dass die Super-Majors den Zugang anderer Explorationsunternehmen zu den neuen "Grenzfeldern" auf zweierlei Weise kontrollieren, einmal zum Zeitpunkt der Gewährung der ersten Explorationsrechte, ein anderes Mal im Hinblick auf weitere, in der Nähe gelegene Konzessionsgebiete, da die Super-Majors inzwischen die notwendige Infrastruktur errichtet haben.

(32) Da zwischen den ersten Explorationsstufen und dem Förderbeginn meist 5 bis 15 Jahre liegen, könnte dies im Rahmen des beschriebenen Szenarios bedeuten, dass in zehn Jahren neue Vorkommen und Förderstätten außerhalb des OPEC-Einflusses in erheblichem Maße von den "Super-Majors" beherrscht würden.

(33) Dies könnte die Förder- und Absatzmärkte auf folgende Weise beeinträchtigen. Der Wettbewerbsdruck, durch den die Fähigkeit der OPEC, als Kartell aufzutreten, eingeschränkt wird, würde nachlassen. Die drei Unternehmen hätten die gleiche Interessenlage wie die OPEC und würden ihre Entscheidungen wahrscheinlich nach den OPEC-Entscheidungen ausrichten, indem sie die Fördermenge auf ein bestimmtes Niveau begrenzen, ohne befürchten zu müssen, dass andere Unternehmen dies ausnutzen. Dadurch würde sich die beherrschende Stellung der OPEC auf dem Rohölmarkt weiter stärken, da eine Oligopolstruktur aus OPEC und den drei "Super-Majors" entstuende, die Anreize zur Ausrichtung an der kommerziellen Strategie der OPEC bietet. Die OPEC wäre dann in der Lage, die Preise bis zu der Schwelle, ab der neue Explorationsprojekte lohnend würden, zu erhöhen und auf diesem Niveau zu halten.

(34) Auf der Grundlage dieser Überlegungen gelangte die Kommission zu dem Schluss, dass erhebliche Zweifel an der Vereinbarkeit des geplanten Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und der Funktionsweise des EWR-Abkommens bestuenden und dass daher weitere, vertiefte Untersuchungen notwendig seien.

(35) Die Parteien bestritten, dass die ernsthaften Bedenken der Kommission gerechtfertigt seien und stützen sich dabei vorwiegend auf zwei Gründe. Erstens stuenden die "Super-Majors" nach wie vor im Wettbewerb mit kleineren Ölgesellschaften. Zweitens kontrollierten die Aufnahmeländer die Öl- und Gasförderung und seien keinesfalls an einer Begrenzung der Förderung durch die Ölgesellschaften interessiert.

(36) Wie Nachforschungen auf dem Markt ergaben, sind kleinere Explorationsunternehmen offenbar nicht der Ansicht, dass das Entstehen einer neuen Kategorie von Super-Majors ihre Position bedrohen würde. Wegen ihrer Unternehmensgröße würden sie nicht um dieselbe Art von Explorationsrechten konkurrieren und beim Absatz ihres Öles nicht von den größeren Explorationsunternehmen abhängen. Auch würden Majors wie Chevron, Texaco, Elf oder Total nichts von ihrer Fähigkeit einbüßen, weltweit Felder zu explorieren und zu erschließen. Die Parteien lieferten zahlreiche Beispiele dafür, dass diese Majors in den verschiedensten Teilen der Welt derzeit an Vorhaben beteiligt sind.

(37) Zweitens bestätigten die Untersuchungen, dass die Konzessionsverträge zwischen Staaten und Explorations- und Fördergesellschaften diesen eine Begrenzung ihrer Fördermengen in der Regel untersagen (und eine solche Entscheidung dem Ermessen der Regierung überlassen).

(38) Im Hinblick auf Erdgas ist es unwahrscheinlich, dass die Parteien zusammen mit den anderen Super-Majors die EWR-Förderung kontrollieren und damit den Wettbewerb beeinträchtigen könnten. Selbst wenn ein solcher Markt bestuende (in Anbetracht der politischen Risiken, die in bezug auf die Gasförderung in Russland und Algerien gesehen werden mögen), lässt sich keine kollektiv marktbeherrschende Stellung der "Super-Majors" behaupten, denn das norwegische Gas besitzt eine sehr starke Stellung. Hinzu kommt, dass die Erdgasproduzenten einer sehr konzentrierten Nachfrage gegenüberstehen, die von großen nationalen Ferngasgesellschaften wie SNAM (Italien) oder Transgas (Portugal) ausgeht.

(39) Daher gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass der geplante Zusammenschluss nicht zum Entstehen oder zur Stärkung einer beherrschenden Stellung auf den Märkten für Exploration, Erschließung, Förderung und Absatz von Rohöl und Erdgas führen wird.

B. TECHNOLOGIE DER GASVERFLÜSSIGUNG

(40) In ihrer Entscheidung nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) brachte die Kommission ihre ernsthaften Bedenken darüber zum Ausdruck, dass der angemeldete Firmenzusammenschluss zu einer beherrschenden Position auf dem Gebiet der Technologie der Gasverfluessigung führt.

(41) Die Technologie der Gasverfluessigung ("GTL") ist ein Verfahren zur Umwandlung von Erdgas in Kraftstoff-/Brennstoff-Fertigprodukte. Das GTL-Verfahren ermöglicht die Umwandlung von Erdgas in eine fluessige Form am Explorations- und Förderort und erleichtert somit die kommerzielle Erschließung von Gasvorkommen wie auch den Transport von Erdgas aus entfernteren Regionen, die mit Pipelines nicht erreichbar sind. Ferner entstehen bei dem Verfahren Produkte mit einem hohen Reinheitsgrad.

(42) Gegenwärtig lassen sich mit dem GTL-Verfahren keine wirtschaftlichen Substitutionsprodukte für herkömmliche Raffinationserzeugnisse herstellen. Aufgrund des hohen Reinheitsgrades und der Molekülanordnung der beim GTL-Verfahren erzeugten Stoffe ist mit einer Nachfrage vorrangig aus der Schmierstoff- und petrochemischen Industrie zu rechnen. Später könnten auch die Hersteller anderer Erdölprodukte Bedarf an den Produkten des Verfahrens anmelden.

(43) Gegenwärtig werden zwei GTL-Verfahren angewandt, das Fischer-Tropsch-Verfahren ("F-T") und das Methanol-Verfahren, auch unter der Bezeichnung "MTG-Prozess" bekannt, die von Exxon bzw. Mobil entwickelt wurden. Untersuchungen auf dem Markt haben ergeben, dass Exxon die Mehrheit der Patente für das F-T-Verfahren entwickelt hat und in Besitz ausländischer und US-amerikanischer Patente ist, die im wesentlichen alle entscheidenden Schritte des Verfahrens betreffen. Aus Branchenquellen geht hervor, dass [...]*.

(44) Andere Öl- und Gasgesellschaften besitzen in begrenztem Umfang Patente für eines der beiden Verfahren, manche auch für beide. Jedoch befindet sich keine dieser Gesellschaften in einer Position, dass sie Patente für alle wichtigen Schritte eines der beiden Verfahren besitzt.

(45) Die Position von Exxon und Mobil bei den Patenten hat gegenwärtig alternativen, jedoch keinen Substitutionscharakter. Nach dem erfolgten Zusammenschluss würde die starke patentrechtliche Position der Parteien potenzielle Neueinsteiger entmutigen. Schließlich würden die erheblichen finanziellen Ausgaben, die mit der Schaffung einer konkurrenzfähigen Position im Bereich des GTL-Verfahrens verbunden sind (gegenwärtig belaufen sich zum Beispiel die Kosten für die Errichtung einer F-T-Anlage auf [zwischen 1 und 3]* Mrd. USD), sowohl eine Expansion durch die etablierten Unternehmen als auch einen Zugang potentieller Konkurrenten verhindern.

(46) Auf die von der Kommission zum Ausdruck gebrachten ernsthaften Zweifel entgegneten die Parteien, dass das GTL-Verfahren keinen eigenständigen Markt darstellt und die Menge an Erdölprodukten, die mit Hilfe dieser Technologie in den nächsten zehn Jahren hergestellt werden könnte, im Vergleich zu den Mengen, die durch das herkömmliche Raffinationsverfahren entstehen, äußerst gering ist. Ferner betonten sie, dass andere Unternehmen in Besitz von Patenten sind, die ihnen eine Weiterentwicklung der Technologie ermöglichen.

(47) Die Kommission stimmt mit den Parteien überein, dass der angemeldete Zusammenschluss angesichts seiner unwesentlichen Auswirkungen auf die Märkte der Erdölprodukte nicht zur Schaffung einer beherrschenden Stellung führt, selbst unter der Annahme, dass die Parteien einen beträchtlichen Teil der GTL-Patente besitzen.

C. ERDGAS

EINLEITUNG

Beschreibung der "Gassäule"

(48) Das aus der Bohrung austretende Erdgas enthält Elemente, die entfernt werden müssen, bevor es Pipelinequalität erreicht. Dabei besteht es fast vollständig aus Methan und Ethan und kann in dieser Zusammensetzung in die Hochdruckpipelines eingepresst werden. Dieses Gas wird an die Ferngasgesellschaften verkauft, deren Abnehmer wiederum die Endverbraucher sind.

(49) Die Ferngasgesellschaften unterteilen sich in zwei Gruppen, die sogenannten überregionalen Ferngasgesellschaften und die sogenannten regionalen Ferngasgesellschaften. Die überregionalen Ferngasgesellschaften kaufen das Erdgas von den Gasproduzenten und transportieren es in Hochdruckpipelines über große Entfernungen. Sie verkaufen das Gas dann entweder an andere auf lokaler Ebene tätige Gasgesellschaften, d. h. die regionalen Ferngasgesellschaften, oder direkt an die Endverbraucher oder sie bieten in anderen Ländern ansässigen überregionalen Ferngasgesellschaften Transitleistungen für deren internationale Gasferntransporte an.

(50) Neben der Lieferung von Erdgas werden den Endverbrauchern auch die folgenden Leistungen angeboten:

- Der sogenannte "Swing": Von besonderer Bedeutung für die lokalen Verteilerunternehmen ist der Umstand, dass der Gasverbrauch nicht gleichmäßig über das Jahr verteilt ist, benötigen die von ihnen über Niederdruckleitungsnetze versorgten Haushalte für Heizzwecke im Winter doch sehr viel und im Sommer weit weniger Gas. Ein Schlüsselelement für die Ermöglichung des "Swing" ist der Zugang zu Lagermöglichkeiten, meist in Form von Untertagespeichern.

- Weitere Leistungen wie Qualitätskontrolle (Gewährleistung, dass das gelieferte Erdgas den vereinbarten Spezifikationen entspricht), Anpassung (Gewährleistung, dass das in die Pipelines eingespeiste Gas der benötigten Entnahme entspricht), Stützlieferungen (Abkommen mit anderen Großhändlern und/oder Produzenten, die mit dem eigenen Leitungsnetz verbunden sind, indem sie Lieferungen garantieren, falls eigene Lieferungen ausfallen) sowie Messleistungen.

(51) Die Endverbraucher können in drei Kategorien unterteilt werden: Energieerzeugungsunternehmen, (feste oder diskontinuierliche) Kunden aus der Industrie sowie lokale Verteilerunternehmen. Diese Kunden unterscheiden sich voneinander wie folgt:

(52) Die Preise, die von den verschiedenen Kategorien von Kunden gezahlt werden müssen, unterscheiden sich ganz erheblich voneinander, selbst dann, wenn sie den gleichen Gasbedarf haben. Dies ist so, weil die Preise traditionell auf dem Wert der Energiequelle beruhen, die für den Kunden als Alternative zur Verfügung steht ("Anlegbarkeitsprinzip"). Es handelt sich also um die alternative Energiequelle, auf die ein Kunde zurückgreifen könnte: Heizöl im Falle der Haushalte, Schweröl bei den industriellen Verbrauchern und bis zu einem gewissen Grade Atomenergie oder Kohle für Energieerzeugungsunternehmen.

(53) Bei der Versorgung der verschiedenen Kategorien von Kunden bestehen auch qualitative Unterschiede. So sei auf die Notwendigkeit des "Swing" im Falle von Lieferungen an lokale Verteilerunternehmen und den Unterschied zwischen Festabnehmern (ihre Gasversorgung kann nicht unterbrochen werden) und diskontinuierlichen industriellen Verbrauchern verwiesen. Diese Aspekte wirken sich auch auf den Preis aus.

(54) Den letzten Unterschied bildet der rechtliche Rahmen, der sich aus der Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt(9) (nachstehend: Erdgasbinnenmarktrichtlinie) und den nationalen Durchführungsbestimmungen (Liberalisierung) ergibt. Nach dieser Richtlinien müssen die Mitgliedstaaten ihre Märkte vor dem 10. August 2000 öffnen, so dass die Betreiber gasbefeuerter Stromerzeugungsanlagen unabhängig von ihrem Jahresverbrauch sowie Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von mehr als 25 Millionen Kubikmeter ("Mio. m3") je Verbrauchsstätte bis zu diesem Zeitpunkt in freier Entscheidung Verträge für die Lieferung von Erdgas abschließen können (sogenannte "zugelassene Kunden"). Die Gesamtöffnung des Marktes muss zunächst mindestens 20 % betragen, bis zum Jahre 2005 auf 28 % und bis 2010 auf 33 % ansteigen. Im Jahre 2005 wird der Schwellwert für zugelassene Kunden auf 15 Mio. m3 reduziert und im Jahre 2010 auf 5 Mio. m3.

(55) Im Hinblick auf die Organisation des Zugangs zu diesem System können die Mitgliedstaaten zwischen zwei Verfahren wählen, die nach objektiven, transparenten und nicht diskriminierenden Kriterien eingesetzt werden müssen. Das erste Verfahren betrifft den "Netzzugang auf Vertragsbasis", bei dem Erdgasgesellschaften und zugelassene Kunden freiwillige kommerzielle Vereinbarungen aushandeln. Im Rahmen dieses Verfahrens haben die entsprechenden Gasunternehmen die Nutzungsbedingungen ihres Systems vor dem 10.8.2001 zu veröffentlichen und nach diesem Termin einmal pro Jahr. Das zweite Verfahren betrifft den "geregelten Netzzugang". Hierbei müssen die Erdgasgesellschaften den Netzzugang auf der Grundlage veröffentlichter Tarife, die von einer zuständigen Behörde des Mitgliedstaates festgesetzt werden, gewähren.

(56) Die Richtlinie lässt eine wichtige bedingte Ausnahmeregelung zu: Die Kommission kann nämlich unter bestimmten Bedingungen akzeptieren, dass Erdgasunternehmen, denen wegen ihrer im Rahmen eines oder mehrerer Erdgaslieferverträge eingegangenen unbedingten Zahlungsverpflichtungen ernsthafte wirtschaftliche und finanzielle Schwierigkeiten entstehen, den Netzzugang verweigern können.

(57) In den Niederlanden geht der vor kurzem eingebrachte Vorschlag für ein neues Gasgesetz erheblich über die Mindestanforderungen der Erdgasbinnenmarktrichtlinie hinaus. Verbrauchern mit einem Jahresverbrauch von 10 Mio. m3 (entspricht 44 % des Jahresgesamtverbrauchs der Niederlande) steht schon heute frei, Erdgas zu kaufen. Ab dem 1. Januar 2002 wird Verbrauchern mit einem Jahresverbrauch zwischen 170000 m3 und 10 Mio. m3 dieses Recht eingeräumt. Des weiteren können alle Verbraucher (einschließlich Haushalte) ab Januar 2007 ihre Gasbezugsquelle frei wählen. Für Stromerzeugungsunternehmen ist keine spezielles Regime vorgeschrieben. Die Niederlande haben sich für den "Netzzugang auf Vertragsbasis" entschieden, und die Veröffentlichung der Tarife für den Netzzugang Dritter erfolgte durch Gasunie im August 1998.

(58) In Deutschland haben die Ferngasgesellschaften seit jeher in der jeweiligen Region eine Monopolstellung inne. Es wurden lediglich Vereinbarungen zur regionalen Abgrenzung abgeschlossen, d. h. Vereinbarungen darüber, im Gebiet des jeweils anderen Unternehmens nicht tätig zu werden. Seit dem 29. April 1998, dem Datum des Inkrafttretens des Energiewirtschaftsgesetzes, sind diese Praktiken verboten. Das Gesetz sieht vor, dass der deutsche Markt zu 100 % offen ist, d. h. alle Kunden sind "zugelassene Kunden". Des weiteren ist darin festgelegt, dass Gemeinden ihre öffentlichen Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen zur Verfügung zu stellen haben. Das neue Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen bestimmt zudem, dass die Netzbetreiber Dritten den Zugang zu ihren Netzen nicht ohne triftige, objektive Gründe verweigern dürfen. Im Falle der Verweigerung kann die Angelegenheit der Kartellbehörde vorgelegt oder direkt vor das Verwaltungsgericht gebracht werden. Seit Februar 1999 befinden sich die Industrieverbände in Verhandlungen über die sogenannte "Verbändevereinbarung Gas", in der die Kriterien, nach denen Dritte Zugang (auf Vertragsbasis) erhalten, festgelegt und indikative Preise angegeben werden sollen.

Vertraglicher Rahmen

(59) Die europäische Gasindustrie operiert auf der Grundlage von langfristigen vertraglichen Vereinbarungen zwischen Käufern und Verkäufern. Die Parteien haben darauf hingewiesen, dass die Gasproduzenten Langzeitverträge mit ihren Käufern abschließen mussten, um die finanziellen Mittel zu erwirtschaften, die für die Investitionen in die Förder- und Verteilungsinfrastruktur benötigt werden. In einem Erdgasfeld würde die Förderung erst aufgenommen, wenn ein Käufer (normalerweise eine oder mehrere nationale Ferngasgesellschaften) gefunden worden ist.

(60) Auf der Grundlage dieser Vereinbarungen würden auch Investitionen in die erforderliche Verteilungsinfrastruktur (Terminals und Pipelines) erfolgen. Die Verträge werden so rechtzeitig vor dem eigentlichen Förderbeginn abgeschlossen, dass die benötigte Infrastruktur gebaut werden kann. Im Gegenzug schließen die Ferngasgesellschaften Verträge mit ihren Kunden, wobei sie versuchen, über langfristige Verträge ein ausgeglichenes Gesamtkaufvolumen zu erreichen. In der Tat ist es den Ferngasgesellschaften in der Vergangenheit stets gelungen ist, Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen.

(61) Typische Merkmale dieser langfristigen Verträge sind die daran geknüpften unbedingten Zahlungsverpflichtungen für bestimmte Mengen. Charakteristisch ist, dass der Vertragspreis auf jeder Ebene als Nettopreis abzüglich einer vereinbarten Marge für den Kunden festgelegt wird. Ferner wird in einem solchen Vertrag auch eine Drei-Jahres-Preisöffnungsklausel vorgesehen, die eine Überprüfung des Preises ermöglicht, wenn auf dem Markt des Käufers eine wesentliche Änderung eingetreten ist (Wettbewerb zwischen lokalen Verteilerunternehmen, Änderung bei der Verfügbarkeit alternativ einsetzbarer Energien usw.). Darüber hinaus enthalten die Verträge eine Klausel zum Parallelverkauf, derzufolge der Käufer berechtigt ist, seine Übernahmeverpflichtungen um die Menge zu verringern, die der Verkäufer direkt im Territorium des Käufers verkauft. Die Gasunternehmen [d. h. die Käufer]* argumentieren, dass dies notwendig sei, um zu verhindern, dass die Produzenten ihr Gas zweimal verkaufen (einmal an die Ferngasgesellschaft und ein zweites Mal direkt an den Kunden der Ferngasgesellschaft). Andererseits stellen diese Vereinbarungen aber ein wichtiges Stabilitätselement in der Gasverteilungskette dar, da es eine gewisse Hierarchie zwischen Produzent - Ferngasgesellschaft - Endverbraucher aufrechterhält.

(62) Die Methode der Preisbildung mittels alternativer Energien, auf die die Kunden des Käufers zurückgreifen könnten, der sogenannte Marktwertgrundsatz, ist nach Ansicht der europäischen Gasunternehmen das Schlüsselelement, mit dem Aufbau und Erweiterung einer europäischen Gasinfrastruktur erklärt werden können, und gestattet den Verbrauchern zugleich, in den Vorzug wettbewerbsfähiger Preise zu gelangen. Die Erträge aus den Erdgasverkäufen auf diese Weise zu maximieren und die Akzeptanz des genannten Grundsatzes bei allen Akteuren des Erdgassektors zu wahren, ist folglich ein Schlüsselanliegen für die am Markt tätigen Gasbetreibergesellschaften.

(63) [...]*

Kurzer Überblick über die Gassäule in den Niederlanden und Deutschland

(64) Die Niederlande sind eines der größten Erdgasförderländer im EWR. Am Markt treten sie als Nettoexporteur von Erdgas auf. Die größten Förderunternehmen in den Niederlanden sind NAM, ein Gemeinschaftsunternehmen zwischen Exxon und Shell, und EBN, das Öl- und Gasunternehmen des niederländischen Staates. Exxon und Shell sowie dem niederländischen Staat (über EBN und direkt) gehört Gasunie, eine Ferngasgesellschaft, an die fast das gesamte niederländische Erdgas verkauft wird. Ca. [80-90]* % des in den Niederlanden verbrauchten Erdgases stammt von diesem Unternehmen, dem auch die gesamte niederländische Infrastruktur für die Erdgasversorgung (mit Ausnahme einer Pipeline) gehört. Gasunie hat mit allen regionalen Verteilergesellschaften für Kunden mit einem Jahresbedarf (unter einer bestimmten Menge) langfristige Exklusivverträge für die Gaslieferung abgeschlossen.

(65) Auch in Deutschland wird Erdgas gefördert, mit dem ungefähr 20 % des deutschen Bedarfs gedeckt werden. Die Haupterzeuger sind BEB, das Gemeinschaftsunternehmen zwischen Exxon und Shell für die Förderung und die Verteilung von Erdgas in Deutschland, sowie Mobil. Ca. 80 % des Gasverbrauchs werden durch Importe aus Norwegen, Russland und den Niederlanden gedeckt. Die bedeutendste Import- und Ferngasgesellschaft in Deutschland ist Ruhrgas. Exxon, Shell, Mobil und BP sind zusammen mit den deutschen Kohle- und Stahlerzeugern die Inhaber von Ruhrgas. Weitere Importeure sind BEB, Thyssengas (Exxon und Shell halten je 25 % der Anteile und RWE-DEA 50 %, und gemeinsam kontrollieren diese Unternehmen Thyssengas) und VNG (die ostdeutsche Ferngasgesellschaft, deren Anteilseigner BEB und Ruhrgas sind). Mobil und EWE, ein Unternehmen, an dem die Parteien nicht beteiligt sind, importieren ebenfalls Erdgas nach Deutschland. Bei diesen Unternehmen handelt es sich ausnahmslos um seit längerem bestehende überregionale Ferngasgesellschaften, deren Stellung nun durch Wingas, ein Gemeinschaftsunternehmen zwischen BASF und Gazprom (dem russischen Erdgasunternehmen), angegriffen wird.

(66) Wingas hatte hierzu ein neues Erdgasleitungsnetz gebaut. Das Erdgas wird von den deutschen Erdgasproduzenten und den im Importbereich tätigen (und als "überregionale Ferngasgesellschaften" bezeichneten) Großhandelsgesellschaften an eine Reihe regionaler Großhandelsgesellschaften (die als "regionale Ferngasgesellschaften" bezeichnet werden) verkauft. Die etwa 19 überregionalen und regionalen Ferngasgesellschaften verkaufen das Erdgas weiter an etwa 700 lokale Verteilerunternehmen, die dann die Haushalte beliefern.

FERNGASTRANSPORTMÄRKTE

Sachlich relevanter Mark

(67) Die Parteien vertreten die Auffassung, dass Marketing und Vertrieb von Erdgas in die Segmente Ferngastransport und lokale Verteilung unterteilt werden können. Die Ferngasgesellschaften beziehen Gas von den Produzenten und verkaufen es dann an auf einer zweiten Ebene an verschiedene Großhandelsunternehmen (im konkreten Fall an die regionalen Ferngasgesellschaften in Deutschland), an lokale Verteiler sowie große Endverbraucher. Zum Transport des Erdgases an die entsprechenden Orte in den von den Kunden benötigten Mengen nutzen die Ferngasgesellschaften Hochdruckpipelinenetze und Speicheranlagen. Die lokalen Verteilerunternehmen verkaufen das Gas dann an die Endverbraucher (z. B. Haushalte) weiter.

(68) Die Parteien sind der Meinung, dass auf der Großhandels- und der lokalen Verteilungsebene nicht dieselben Lieferanten agieren. Die Parteien sind im lokalen Verteilungssegment nicht direkt präsent.

(69) Neben Verteilung und Vermarktung von Erdgas geben die Parteien in der Anmeldung an, dass "der Transport von Erdgas - Pipelines und Transport von verfluessigtem Erdgas" und die "Speicherung von Erdgas" separate Märkte bilden. Die Kommission stimmt mit den Parteien überein, dass der Transport von Erdgas und die Speicherung von Erdgas gesonderte sachlich relevante Märkte darstellen.

a) Ferngastransportmarkt und lokaler Verteilungsmarkt im Vergleich

(70) Überregionale und regionale Ferngasgesellschaften transportieren Erdgas über Hochdruckpipelines und verkaufen es an Abnehmer in der Industrie, an Stromerzeugungsunternehmen und lokale Verteilerunternehmen. Die lokalen Verteilerunternehmen verkaufen das Erdgas dann weiter an die Endverbraucher, wie z. B. Haushalte und Kleinverbraucher. Diese Versorgung erfolgt (straßenweise) über das ausgedehnte Niederdruckrohrleitungsnetz dieser Unternehmen. Die lokalen Verteilerunternehmen kaufen von den Großhandelsunternehmen den Swing und andere damit in Verbindung stehende Leistungen. Aus diesem Grunde stimmt die Kommission den Parteien dahingehend zu, dass die lokale Verteilung einen gesonderten sachlich relevanten Markt bildet. Da die Parteien auf diesem Markt nicht direkt tätig sind, wird dieser Produktmarkt im Rahmen des vorliegenden Verfahrens nicht weiter bewertet.

b) Markt für überregionalen Gasferntransport und Markt für regionalen Gasferntransport im Vergleich: Der überregionale Gasferntransport bildet einen gesonderten sachlich relevanten Markt, bei dem der Markteintritt vom Wohlwollen der etablierten Unternehmen abhängt oder mit sehr hohen Investitionskosten in der Vergangenheit verbunden ist

(71) Wie bereits dargelegt, ist in Deutschland der Großhandel im Erdgasbereich durch eine zweistufige Struktur gekennzeichnet: Überregionale Ferngasgesellschaften verkaufen das Erdgas, das sie direkt von ausländischen Produzenten importiert haben und über Ferngaspipelines weiterleiten, an die auf regionaler Ebene tätigen Unternehmen. An dieser Stelle muss beurteilt werden, ob diese Leistung von den regional tätigen Unternehmen problemlos übernommen werden könnte, wenn sie im Falle einer hypothetischen Preissteigerung höhere Preise zu zahlen hätten. Wie sich zeigt, könnten die regionalen Unternehmen einer Preissteigerung nur durch Direktbezug von Erdgas von den Produzenten begegnen, d. h. durch Aufwärtsintegration in der vertikalen Verteilungskette. Um dazu in der Lage zu sein, müssten die regionalen Unternehmen (oder möglicherweise die Endverbraucher) von den Erdgasproduzenten ähnliche Preisbedingungen eingeräumt bekommen wie die überregionalen Ferngasgesellschaften. Ferner müssten sie auch über Möglichkeiten verfügen, das Erdgas über große Entfernungen zu transportieren. Auf der Grundlage ihrer Marktuntersuchung gelangt die Kommission zu der Schlussfolgerung, dass die regionalen Ferngasgesellschaften selbst im Falle einer Preisanhebung keine Anreize hätten, die überregionalen Ferngasgesellschaften auszuschalten.

(72) [...]*

i) Meinung der Parteien: Jeder kann Erdgas importieren

(73) Die Parteien vertreten die Auffassung, dass der relevante Markt aus dem Verkauf von deutschem Erdgas und Importerdgas durch die etwa 19 überregionalen und regionalen Ferngasgesellschaften an Kunden aus der Industrie, an Stromerzeugungsunternehmen und lokale Verteilungsgesellschaften besteht. Die Parteien meinen, dass die konkreten Aktivitäten der überregionalen Ferngasgesellschaften nichts als eine technische Komplikation darstellen, da jeder in der Lage ist, Erdgas bis an die deutsche Grenze zu transportieren.

(74) Erstens, die Parteien weisen darauf hin, dass Importe kleiner Mengen möglich sind. Sie verweisen auf mehrere Importverträgen über kleine Mengen, wie z. B. Verträge von [...]*.

(75) Zweitens, die Parteien vertreten die Meinung, dass es für eine langfristig kapitalintensive Branche nur natürlich ist, dass der Einstieg mit investiven Ausgaben für den Bau von Sammeleinrichtungen, Pipelines und Speicheranlagen verbunden ist, und dass dies keine Markteintrittsschranke darstellt. Insbesondere wird auf die von Wingas vorgenommenen Investitionen verwiesen, um zu verdeutlichen, dass sich in Deutschland Investitionen im Bereich Erdgasinfrastruktur weiterhin lohnen. Die beteiligten Unternehmen weisen ferner darauf hin, dass zur Einfuhr von Erdgas [...]* keinerlei Investitionen erforderlich sind.

(76) Drittens verweisen die Parteien auf die Bestimmungen des neuen deutschen Energiewirtschaftsgesetzes und die rechtliche Verpflichtung der Betreiber von Erdgasleitungen, Dritten freie Kapazität anzubieten. Aus den genannten Gründen seien Verkäufe an Endverbraucher in Deutschland durchaus realistisch. Darüber hinaus wird auf die Entscheidung mehrerer lokaler Verteilerunternehmen hingewiesen, direkt von den Produzenten zu kaufen, sowie auf die Tatsache, dass der Kauf bei Industriekonzernen zentral erfolgt.

ii) Keine Bestätigung durch die Marktuntersuchung der Kommission

(77) Die Nachforschungen auf dem Markt haben die Auffassung der Parteien, dass der Import von Erdgas lediglich eine "technische Komplikation" darstellt, nicht bestätigt. Die folgenden Erklärungen wurden von einigen der 11 deutschen regionalen Ferngasgesellschaften abgegeben:

- "Um mittels eines Importvertrages interessante Preise zu erzielen, muss man zur Zeit sehr große Mengen beziehen und gleichzeitig Kaufverpflichtungen eingehen. Daneben muss man u. a. selbst Investitionen tätigen oder sich finanziell an Projekten oder Unternehmen beteiligen. Eine derartige Aktivität ist folglich typisch für Unternehmen, die einen großen Bedarf bündeln und die über beträchtliche finanzielle Mittel verfügen, um das mit dem Import verbundene Kostenrisiko tragen zu können. Wenn man importiert, spielt die Versorgungssicherheit über eine Diversifikation der Lieferquellen eine wichtige Rolle."

- "Um zu importieren, wäre ein paralleles Pipelinenetz zu den Produzenten (oder zu den Übergabepunkten an der Grenze) oder Zugang Dritter erforderlich. Der regionalen Ferngasgesellschaft wäre es nicht möglich, die anfallenden Kosten und den erforderlichen Zeitaufwand abzuschätzen."

- "Es ist schwierig, zusätzlich importierte Mengen an Kunden in Deutschland zu verkaufen, da diese Mengen nur an regionale Verteilerunternehmen gehen können. Der Verkauf von Erdgas direkt an die Endverbraucher ist nur mit erheblichen Mühen möglich und erweist sich zur Zeit als unrealistisch."

(78) In ihrer Antwort auf die Mitteilung der Beschwerdepunkte ("die Antwort") haben die Parteien erneut unterstrichen, dass der Kauf kleiner Mengen möglich ist, die Importkosten bekannt sind (auf dem Wege eigener Nachforschungen oder durch Zusammenarbeit mit Beraterfirmen), die Kosten für die Importinfrastruktur im allgemeinen unter [0-5]* % liegen und Zugang zu Lieferungen und Kunden besteht (die Nachfrage wächst und die bestehenden Verträge laufen aus). Der Kommission ist bekannt, dass die Importkosten berechnet werden können. Auf die anderen Punkte wird an anderer Stelle eingegangen.

(79) Es kann festgestellt werden, dass das Bundeskartellamt in einem kürzlich durchgeführten Verfahren(10) entschieden hat, dass der Markt für den überregionalen Ferngastransport einen gesonderten sachlich relevanten Markt darstellt.

iii) Das deutsche Gas kann keine Preissteigerung für Importgas bewirken

(80) Das in Deutschland geförderte Gas wird vollständig in Deutschland verkauft, wo es mit dem Importgas konkurriert. Die Förderung von Erdgas in Deutschland deckt gegenwärtig etwa 20 % des Gesamtverbrauchs ab und dürfte bis zum Jahre 2010 auf [weniger als 15]* % zurückgehen. Somit gewinnt der Zugang zu importiertem Erdgas für die Ferngasgesellschaften, die ihren Bedarf decken müssen, verstärkt an Bedeutung, d. h. sie müssen zunehmend die Leistungen der überregionalen Ferngasgesellschaften in Anspruch nehmen.

(81) Ferner wird das in Deutschland geförderte Gas zu einem großen Teil auf vertraglicher Basis an die überregionalen Ferngasgesellschaften geliefert, so dass anderen Unternehmen zu wenig Gas zur Verfügung steht, als dass dieses eine Preissteigerung für Importgas bewirken könnte. An der deutschen Erdgasförderung und den Erdgasreserven haben die überregionalen Ferngasgesellschaften einen Anteil von etwa [70-80]* %: BEB ([40-50]* %) und Mobil ([20-30]* %). Die restlichen [20-30]* % des deutschen Gases (bei Berücksichtigung einer Schwankung im Bedarf Deutschlands von [0-10]* %) werden von RWE-DEA (ca. 7,5 %), Wintershall und Preussag (jeweils ca. 5,5 %) und Erdöl-Erdgas Gommern (ca. 4,5 %) gefördert. RWE-DEA ist verpflichtet, 60 % seiner Jahresproduktion an die Ruhrgas zu verkaufen, und Preussag hat 45 % seiner Jahresproduktion an die Ruhrgas zu verkaufen. Der größte Teil der von Erdöl-Erdgas Gommern geförderten Gasmenge wird über VNG, eine weitere überregionale Ferngasgesellschaft, vertrieben.

iv) Es gibt keinen Zugang zu Erdgas aus dem Ausland zu Wettbewerbsbedingungen, und auch nach erfolgtem Zusammenschluss wird es einen solchen nicht geben: Potenzielle neue Teilnehmer am überregionalen Ferngastransportmarkt hängen von den Leistungen der etablierten Unternehmen ab

(82) Alle regionalen Ferngasgesellschaften hängen in der operativen Tätigkeit wesentlich davon ab, welche Leistungen ihnen in bezug auf das Leitungsnetz, die Speicheranlagen und sonstige Einrichtungen von den überregionalen Ferngasgesellschaften geboten werden. Eine Verstimmung dieser wichtigen Lieferanten dadurch heraufzubeschwören, dass ein Teil ihrer Leistungen durch eigenen Kapazitäten abgefangen wird, wäre angesichts möglicher Vergeltungsmaßnahmen seitens der überregionalen Ferngasliefergesellschaften eine riskante Entscheidung.

(83) Es gibt jedoch eine regionale Ferngasgesellschaft, die nicht von den Transportleistungen der überregionalen Ferngasgesellschaften abhängig ist. Dies ist die Erdgas Münster (EGM), ein Unternehmen, das das von seinen Aktionären geförderte deutsche Gas vertreibt. Bei den Aktionären handelt es sich um die wichtigsten deutschen Gasproduzenten: BEB ([20-30]* %), Mobil ([20-30]* %), Wintershall ([20-30]* %), Preussag ([10-20]* %) und RWE DEA ([0-10]* %). Sie sind verpflichtet, ihre gesamte Gasförderung über EGM in einer festgelegten Region in Nordwestdeutschland zu verkaufen ([weniger als 10 %] des gesamten Gasverbrauchs Deutschlands). Auf diese Art und Weise sind die Gaslieferungen für das Unternehmen [...]* gesichert.

(84) [...]*, würden BEB und Mobil nach dem Zusammenschluss die strategischen Entscheidungen der EGM bestimmen. Zu diesen Beschlüssen gehört auch die Position der EGM auf einem künftigen liberalisierten Markt (siehe Ausführungen im folgenden). Die Parteien behaupten jedoch, dass sie keine Kontrolle über die EGM ausüben würden, da [...]*. Diese Begründung kann nicht akzeptiert werden. Exxon übt eine gemeinsame Kontrolle im Sinne der Fusionskontrollverordnung über die BEB aus, und ferner wäre es für Shell wirtschaftlich sinnvoll, einer [...]* zuzustimmen, da Shell dann auch von den Vorteilen der Ausübung einer Kontrolle über die EGM profitieren würde.

(85) Obgleich sowohl Mobil als auch BEB überregionale Ferngasgesellschaften sind, verfügt Mobil auf dem Markt über eine deutlich weniger bedeutsame Position als BEB. Somit wäre Mobil vor dem Zusammenschluss an der Sicherung der Möglichkeit, die EGM auf einem künftigen liberalisierten Markt als Instrument einzusetzen, interessiert. Somit kann nicht zwangsläufig von übereinstimmenden Interessen zwischen BEB und Mobil ausgegangen werden. Diese Fähigkeit, als potentieller Konkurrent aufzutreten, würde nach dem Zusammenschluss durch die Einführung der formellen Kontrolle über EGM unterdrückt.

(86) Die Parteien haben auch auf direkte Ausschreibungen verwiesen, in denen einige relativ unbedeutende lokale Verteilerunternehmen Lieferanten im Ausland um Angebote ersucht haben. In der Ausschreibung geht es um Lieferungen bis zur deutschen Grenze, wobei die Verteilerunternehmen - allesamt Abnehmer von Wingas - darauf hinweisen, dass sie den Transport innerhalb Deutschlands selbst organisieren würden. Ein weiteres von den Parteien angeführtes Beispiel sind die Entscheidungen der Stadtwerke ("SW") Viernheim zum direkten Erwerb. Allerdings hat sich in der Untersuchung ergeben, dass diese Ausschreibungen erfolglos verliefen.

(87) Die Tatsache, dass sporadisch Ausschreibungen erfolgen, bedeutet also nicht, dass die lokalen Verteilerunternehmen der Meinung sind, das Erdgas innerhalb Deutschlands selbst transportieren zu können. Es bedeutet folglich auch nicht, dass sie glauben, im Wettbewerb mit den etablierten Unternehmen zu handeln.

(88) Produzenten, die den Zugang zum Markt wünschen, gehen nicht nur davon aus, dass ihr Erdgas von deutschen Unternehmen in Deutschland verkauft wird, sondern nehmen auch an, dass sie im Hinblick auf die Durchleitung von Erdgas auf dem Weg zu anderen Exportmärkten in unterschiedlichem Maße mit den etablierten Unternehmen zusammenarbeiten. Beispielsweise wird Erdgas aus den Niederlanden durch Erdgasleitungen der etablierten deutschen Unternehmen in die Schweiz und nach Italien (und möglicherweise sogar nach Polen) geleitet, norwegisches Erdgas wird durch Deutschland in die Schweiz transportiert, und russisches Erdgas gelangt auf dem Transitweg durch Deutschland nach Frankreich.

Es ist unwahrscheinlich, dass kleinere Unternehmen interessante Preise oder Mengen erzielen können oder dass die traditionellen Lieferanten die etablierten Unternehmen umgehen

(89) Bestehende Langzeit-Lieferverträge (10, 20 oder 30 Jahre) mit unbedingter Zahlungsverpflichtung, im Rahmen derer die Abnahmeverpflichtung der Ferngasgesellschaft um die Menge reduziert wird, die der Produzent direkt (oder über andere Unternehmen) im Gebiet der Ferngastransportgesellschaft verkauft (auch als "Vereinbarungen über Parallelabsatz" bezeichnet), machen es für andere Unternehmen schwieriger, Lieferungen zu beziehen.

(90) Darüber hinaus haben die bisherigen Lieferanten kein Interesse daran, ihre traditionellen Kunden nicht mehr zu beliefern, wenn dies zu einem Wettbewerb zwischen den lokalen Verteilerunternehmen ("GTGC") und damit zu einer Senkung der am Markt realisierbaren Preise führen würde. Ist der Lieferant nicht bereit, niedrigere Preise anzubieten, hat der Kunde keinen Grund, den Lieferanten zu wechseln. Somit ist die Wahrscheinlichkeit, dass es zu einem Wettbewerb zwischen lokalen Verteilerunternehmen und zu Preissenkungen kommt, sehr hoch. Da der Produzent Nettopreise erhält, würde sich eine derartige Preissenkung auf den gesamten Gasumsatz auswirken. Der Verkauf an Neueinsteiger setzt somit die Produzenten dem Risiko eines möglicherweise schädlichen Preiswettbewerbs aus. [...]*

(91) Gemäß Angaben von [...]* führen Vereinbarungen über Parallelabsatz dazu, dass sich das Ferngasunternehmen und der Lieferant um den gleichen Endabnehmer bemühen, so dass sie eine wettbewerbsfördernde Wirkung haben. Zu diesem Wettbewerb kommt es jedoch nur dann, wenn der vom Lieferanten beim Direktverkauf erzielte Gewinn die kurzfristigen Verluste beim Nettopreis für die Gesamtheit des verbleibenden vertraglich gebundenen Liefervolumens an die Ferngasgesellschaft und die langfristigen Verluste durch das Risiko des Verlusts von Absatzmengen an die Ferngasgesellschaft bei Auslauf der vorhandenen Verträge mehr als ausgleicht. Dies ist jedoch unwahrscheinlich, so dass die Klauseln zum Parallelverkauf auch den Marktzutritt behindern.

(92) Des weiteren stellt die Kommission fest, dass drei der wichtigsten deutschen überregionalen Ferngasgesellschaften einen wesentlichen Teil ihres aus dem Ausland bezogenen heizwertreichen Erdgases gemeinsam bei norwegischen, dänischen und russischen Produzenten erwerben (Ruhrgas [...]* %, BEB [...]* % und Thyssengas [...]* %). Durch Bündelung ihres Bedarfs dürften es den Konsortien gelingen, im Rahmen langfristiger Verträge bessere Preise zu erzielen als jedes andere Unternehmen, das einen Vertrag für sich allein aushandelt. Die Parteien teilen diese Ansicht nicht. Sie sind der Meinung, dass der Einkaufspreis nicht vom Volumen abhängt, sondern vielmehr von den Preisen für alternative Energiequellen bestimmt wird. Die Kommission kann sich dieser Meinung nicht anschließen. Würde man diesen Standpunkt rein logisch bis zur letzten Konsequenz verfolgen, würde dies bedeuten, dass innerhalb der europäischen Gasindustrie kein Wettbewerb möglich ist, da alle Unternehmen mit dem gleichen Preis arbeiten, nämlich dem Preis alternativ zur Verfügung stehender Energiequellen. Das ist zweifelsohne nicht richtig, da die Parteien bei der Bestimmung der Parameter des Gaspreises über einen weiten Spielraum verfügen, sich auch an die Indizes für alternative Energiequellen anlehnen können.

(93) Ferner wird festgestellt, dass sich durch den gemeinsamen Ankauf der Anreiz für den Produzenten verringert, die Ferngasgesellschaften zu umgehen und direkt oder indirekt an andere Unternehmen in deren Gebiet zu verkaufen, denn im Falle des gemeinsamen Kaufs von Erdgas durch mehrere Unternehmen geht der Produzent natürlich das Risiko ein, alle seine Kunden zu verlieren, selbst wenn er nur einen von ihnen umgeht.

(94) Auch wenn die Parteien anführen, dass andere etablierte Unternehmen wie VNG und Mobil Erdgas direkt und einzeln zu ähnlichen Preisen kaufen, so bedeutet das nicht notwendigerweise, dass gleiches auch für Neueinsteiger möglich ist. Die etablierten Unternehmen werden sich bemühen, ihre Stellung und ihren Einfluss gegenüber den Produzenten geltend zu machen, damit diese keine Lieferung an Konkurrenten aufnehmen. So gab Wingas an, dass es vor mehreren Jahren einen Liefervertrag für norwegisches Erdgas abgeschlossen hat, die GFU (die norwegische Erdgasverteilungsorganisation) sich jedoch der Lieferung widersetzte. Darüber hinaus hat [...]* zum Ausdruck gebracht, dass "[...]* weiterhin versuchen wird, [...]* am Kauf [...]* Erdgases zu hindern."

(95) Selbst wenn Verträge über neue Liefermengen abgeschlossen würden, so bestehen zwischen den überregionalen Ferngasgesellschaften und ihren wichtigsten Abnehmern (regionale Ferngasgesellschaften, lokale Verteilerunternehmen und so weiter) doch langfristige Lieferverträge (mit unbedingter Zahlungsverpflichtung), so dass es schwierig sein dürfte, diese Mengen abzusetzen. Diese langfristigen Lieferverträge erweisen sich also als eine weitere Schranke für den Eintritt in den Ferngasmarkt. Die Kommission ist sich der Tatsache bewusst, dass alle diese Verträge einmal auslaufen und der Gasbedarf jährlich um 2 bis 3 % wächst. Folglich stellen diese Verträge zwar keine unüberwindbare Markteintrittsschranke dar, zweifelsohne ist der Eintritt unter diesen Bedingungen jedoch schwieriger als in einem Umfeld, in dem es keine langfristigen Absprachen zwischen Käufer und Verkäufer gibt.

(96) Und schließlich haben die überregionalen Ferngasgesellschaften in Deutschland in den zurückliegenden Jahren durch die Kapitalbeteiligung an regionalen Ferngasgesellschaften und lokalen Verteilerunternehmen einen hohen finanziellen Aufwand für die vertikale Integration im nachgelagerten Sektor getrieben und werden dies wahrscheinlich auch weiterhin tun. [Die Kommission ist der Auffassung]*, dass das Ziel darin besteht, die derzeitige Lieferstruktur zu wahren. Damit werden die Schranken für den Eintritt in diesen Markt weiter verstärkt.

v) Zugang zur Infrastruktur oder Dopplung kommen nicht in Frage

Dopplung der Infrastruktur würde ein Übermaß an Istkosten der Vergangenheit bedeuten

(97) Die erheblichen Investitionsaufwendungen der etablierten Unternehmen im Zusammenhang mit Sammeleinrichtungen, Fernleitungen, Speicheranlagen sowie zur Qualitätsanpassung können nicht für andere Zwecke genutzt werden, wenngleich einige Erdgasleitungen bei Aufwendung erheblicher Kosten zu Ölleitungen umgerüstet werden könnten. Aus diesem Grunde kann davon ausgegangen werden, dass diese Investitionen zu einem sehr erheblichen Teil Istkosten der Vergangenheit bedeuten.

(98) Die Parteien führen an, dass die Kosten für den Eintritt in den Gasmarkt vernünftigerweise nicht als Markteintrittsschranke gewertet werden können, da die Kosten für die Importinfrastruktur normalerweise weniger als [...]* des Wertes des gekauften Gases betragen. Jedoch ist zu betonen, dass nicht nur die Importinfrastruktur erforderlich ist (die wichtigste Anlage dürfte wohl das überregionale Pipeline-Netz sein), so dass der Schluss zu ziehen ist, dass es sich bei den wesentlichen Investitionen zu einem sehr erheblichen Teil um Istkosten der Vergangenheit handelt.

(99) Des weiteren können die etablierten Unternehmen ihre Pipelinetransportkapazität durch zusätzliche Verdichter immer kostengünstiger und schneller erweitern, als Neueinsteiger eine neue Pipeline bauen können.

(100) Aus den genannten Gründen ist nicht zu erwarten, dass ein Neuling am Markt den Bau eines neuen, großen Hochdruckleitungsnetzes in Deutschland in Angriff nimmt. Anders gesagt, es ist nicht wahrscheinlich, dass sich der "Wingas-Fall" wiederholt. Wingas ist eine Art "glückliches Zusammentreffen" zwischen einem sehr großen (wahrscheinlich sogar dem größten) deutschen Erdgasverbraucher aus der Industrie, der mit den geltenden Preisen nicht zufrieden war, und einem sehr großen russischen Produzenten, der in einem Interessenkonflikt mit den etablierten Unternehmen stand. Dieser Interessenkonflikt wird in dem Teil, der sich mit der Einschätzung der Wettbewerbssituation beschäftigt, erläutert.

(101) Des weiteres ist der Nettopreis, den der Lieferant als Ergebnis der Vertragsverlängerung mit der ursprünglichen Ferngasgesellschaft erwarten kann, höher als der zu erwartende Nettopreis bei einem Neueinsteiger, der neue Investitionen tätigen muss (und folglich eine größere Marge erzielen muss). Ferner müsste ein solcher Neueinsteiger um den Absatz seiner Liefermengen "kämpfen", was wiederum für alle Marktakteure zu Preissenkungen führen würde, die sich auch in einem geringen Nettopreis für den Produzenten widerspiegeln.

Der von der Industrie angebotene Netzzugang für Dritte wird sich nur begrenzt auf die Möglichkeit der Kunden, Erdgas im Wettbewerb mit den überregionalen Ferngasgesellschaften direkt zu importieren, auswirken

(102) Für den Zweck der Entscheidung ist die Kommission nicht davon überzeugt, dass der mögliche Abschluss der Verbändevereinbarung Gas (VV Gas) zu einem Markteintritt über den Netzzugang führen wird. Diese Schlussfolgerung basiert auf dem momentanen Stand der Dinge, nämlich dem Vorschlag der deutschen Erdgasbranche im Rahmen der VV-Gas-Verhandlungen.

(103) Die Verbändevereinbarung Gas ist eine Initiative von vier Handelsverbänden: a) BGW (Bundesverband der deutsche Erdgas- und Wasserindustrie e. V.); b) VKU (Verband kommunaler Unternehmen e. V.); c) BDI (Bundesverband der Deutschen Industrie, d. h. Verbraucher aus der Industrie) und VIK (Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V.) Im Rahmen der Erdgasbinnenmarktrichtlinie hat Deutschland sich für einen "Netzzugang auf Vertragsbasis" entschieden, und mittels der VV Gas sollen nun die Leitlinien für solch einen Netzzugang festgelegt werden. Das Bundeskartellamt und/oder die Kommission werden die VV Gas bewerten müssen, sobald sie beschlossen ist. Wie aus einem gemeinsamen Schreiben der vier Verbände an den Bundeswirtschaftsminister hervorgeht, ist es Ziel der VV Gas, "ein Signal für das politische Umfeld zu setzen, dass keine weitere Regulierung für Erdgas notwendig ist. Die VV Gas muss die Kriterien marktorientiert, wettbewerbsfähig, fair, transparent und einfach erfuellen und auf diesem Wege zur Entwicklung einer Erdgasbörse beitragen. In der VV Gas sind die Grundprinzipien und Regeln für den Netzzugang sowie eine einfache Berechnung der Tarife zu verankern. Sie ist noch vor Ende 1999 abzuschließen."

(104) Trotz dieser gemeinsamen Erklärung scheint es auf der Grundlage des von der Erdgasindustrie entwickelten "Referenzfalls" unmöglich zu schlussfolgern, dass diese Art von Netzzugang den Import von Erdgas im Wettbewerb mit den etablierten Unternehmen zulassen wird.

(105) Das erste Element besteht darin, dass der Referenzfall davon ausgeht, dass ein Netzzugang nur möglich ist, wenn Pipelinekapazität vorhanden ist und langfristige Lieferverträge mit unbedingter Zahlungsverpflichtung in Betracht gezogen werden. Die Nachforschungen auf dem Markt haben gezeigt, dass die Feststellung, ob freie Kapazität vorhanden ist und die etablierten Unternehmen bis zu 100 % ihres Bedarf in langfristigen Verträgen mit unbedingter Zahlungsverpflichtung gesichert haben, schwierig ist. Aus diesem Grunde wird die VV Gas die Situation der etablierten Unternehmen nicht grundlegend gefährden.

(106) Das zweite Element besteht darin, dass der Referenzfall davon ausgeht, dass das Erdgas Dritter mit der Erdgasspezifikation im relevanten Leitungsnetz des Betreibers von Erdgasleitungen kompatibel sein muss. Die Definition hierfür lautet, dass "die Spezifikation des Erdgases so sein muss, dass es ohne Anpassung seitens der Transportgesellschaft in die Pipeline eingespeist werden kann; der Druck muss so beschaffen sein, dass es möglich ist, das Erdgas ohne Anpassung seitens der Transportgesellschaft zu übernehmen, und die Spezifikation muss es gestatten, dieses Erdgas zusammen mit anderem Erdgas im Netz zu verwenden." Angesichts der unterschiedlichen Spezifikationen des derzeit in Deutschland gehandelten Erdgases (siehe nachstehend aufgeführte Diskussion über heizwertarmes/heizwertreiches Erdgas und die Tatsache, dass sowohl heizwertarmes als auch heizwertreiches Erdgas zur Zeit in Deutschland im Rahmen mehrerer unterschiedlicher Spezifikationen verkauft wird) sind das sicherlich keine leicht zu erfuellenden Kriterien. Folglich ist Erdgas kein absolut homogenes Produkt, und Wesen und praktische Aspekte des Netzzugangs im Elektrizitäts- und Telekommunikationsbereich sind deutlich anders als der Netzzugang beim Erdgas. Anders gesagt, und so geht es aus einem von den Parteien vorgelegten Dokument hervor, "ein Hauptunterschied zur VV Elektrizität besteht darin, dass für Erdgas ein gesonderter Vertrag mit jedem Betreiber einer Erdgasleitung erforderlich ist und dass die unterschiedlichen Erdgasspezifikationen und die Druckunterschiede am Ausgangs- und Endpunkt die konkrete Organisation komplizieren."

(107) Ein drittes Element besteht darin, dass die Laufzeit eines Transportvertrags mindestens ein Jahr betragen muss, wobei für jedes Jahr zwei Anfangstermine festgelegt sind (1. Oktober und 1. April). Dabei fällt auf, dass die Verträge über den Netzzugang stets die Spitzenauslastung im Winter enthalten, so dass die Wahrscheinlichkeit noch größer ist, dass die Fernleitungen mit voller Kapazität betrieben werden. Darüber hinaus ist es ausdrückliches Ziel dieser Bedingung, die Entstehung eines Spot-Marktes zu verhindern, da dieser das traditionelle System aus dem Gleichgewicht brächte. Insbesondere die Rolle der Ferngasgesellschaften wäre gefährdet, da es auf dem Spot-Markt zum direkten Kontakt zwischen Endverbrauchern und Produzenten kommt, was für den Erdgasgroßhandel geringere Margen zur Folge hätte. [...]* Nichts davon ist in der VV Gas vorgesehen.

(108) Ein viertes Element besteht darin, dass [...]*.

(109) Schließlich sieht die VV Gas keinen Zugang zu Speichermöglichkeiten, keinen Zugang zu Qualitätsanpassungsleistungen (Umwandlung heizwertarmes/heizwertreiches Erdgas) und keinerlei Vorratshaltung vor.

(110) In ihrer Antwort verweisen die Parteien darauf, dass für die letztendliche Verabschiedung der VV Gas die Unterstützung der Endabnehmer, des Bundeskartellamts und der Bundesregierung erforderlich ist. Bei der Vielzahl der an diesem Prozess Beteiligten ist den Parteien die Vermutung der Kommission entgangen, dass das letztendliche Ergebnis weder den Netzzugang noch den Wettbewerb fördern wird. Die Kommission nimmt ihre Würdigung ausgehend von den ihr zur Verfügung stehenden Informationen vor. Diese Informationen stellen den Referenzfall der Gasindustrie dar. Folglich wäre ein Würdigung ausgehend von einer anderen Voraussetzung reine Spekulation.

Ergebnis

(111) Die Kommission gelangt zu dem Schluss, dass der deutsche überregionale Ferngastransportmarkt einen gesonderten sachlich relevanten Markt darstellt.

Heizwertarmes und heizwertreiches Erdgas

(112) Im Verlaufe der Untersuchung haben mehrere Dritte die Auffassung vertreten, dass bei der Bewertung der Auswirkungen des Vorgangs auf die europäischen Erdgasmärkte eine Unterscheidung zwischen dem sogenannten heizwertarmen und dem heizwertreichen Erdgas getroffen werden sollte. Die Kommission stimmt mit den Parteien dahingehend überein, dass heizwertarmes und heizwertreiches Erdgas Teil eines Gesamtmarktes für Erdgas sind. Die Kommission ist zu dieser Schlussfolgerung auf der Grundlage der Möglichkeit gekommen, dass auf der Nachfrageseite ein Produkt durch das andere ersetzt werden kann. Mit anderen Worten, ein relativer Preisanstieg für heizwertarmes Erdgas von 5-10 % würde sich angesichts der Tatsache, dass die Verbraucher in dem entsprechenden Gebiet in Deutschland(11) auf heizwertreiches Erdgas ausweichen könnten, nicht lohnen.

(113) Die Unterscheidung zwischen heizwertarmem und heizwertreichem Erdgas hat ihren Ursprung in der Entdeckung (1959) und dem Aufschluss (1963) des massiven Gasfeldes mit heizwertarmem Erdgas bei Groningen in den Niederlanden, dem größten Erdgasfeld in Europa und einem der größten überhaupt. Dieses Feld markierte den Beginn der Erdgasindustrie in Europa. Seither dienen die Spezifikationen des Erdgases aus dem Groninger Feld als Orientierung für die Bestimmung der Qualität von Erdgas. Jedoch umfasst die Klassifikation von heizwertarmem Erdgas ein breiteres Spektrum als den Heizwert unter dem oder bis zum Heizwert des Erdgases von Groningen. Auf der Grundlage der Definition für heizwertarmes Erdgas, wie sie in Deutschland zur Anwendung kommt (DVGW-Ausführungsbestimmungen G 260/I - Erdgasqualität), gilt für heizwertarmes Erdgas eine Wobbe-Zahl von bis zu 13 kWh/m3.

(114) Die Spezifikationen des Erdgases (von Groningen oder von heizwertarmem Erdgas) haben Einfluss auf die gesamte nachgelagerte "Gassäule". Hochdruckleitungen (für den Erdgastransport über große Entfernungen), Untertagespeicheranlagen, Niederdruckleitungen (für die Bereitstellung des Erdgases mit dem entsprechenden niedrigen Druck für die in Haushalten eingesetzten Brenner) und die Anlagen, in denen das Erdgas beim Endverbraucher verbrannt wird, sind so ausgelegt worden, dass sie entweder mit heizwertarmem oder heizwertreichem Erdgas betrieben werden können.

(115) Später entdecktes Erdgas wies aufgrund des geringen Gehalts an inertem Stickstoff eine andere Qualität und einen höheren Heizwert auf. Weiteres heizwertarmes Erdgas wurde nur in anderen Onshore-Feldern in den Niederlanden und Nordwestdeutschland gefunden. Spezifische heizwertarme Erdgassäulen bestehen weiterhin in den Niederlanden, in Nordwestdeutschland, einem Teil Belgiens (in den Provinzen Antwerpen und Limburg) sowie in einem Teil Frankreichs (Nord - Pas de Calais).

Substituierbarkeit auf der Nachfrageseite: Umstellung der Erdgassäule von heizwertarmem auf heizwertreiches Erdgas

a) Ein relativ permanenter Preisanstieg für heizwertarmes Gas wird den Umstellungsprozess beschleunigen

(116) Von den Parteien wurden Übersichten vorgelegt, aus denen auf der Grundlage von Branchenstatistiken zum absoluten und relativen Verbrauchsvolumen der verschiedenen Gassorten (heizwertreiches Gas, heizwertarmes Gas, Kokereigas, sonstiges Gas) die fortgesetzte Substitution von heizwertarmen Erdgas durch heizwertreiches Erdgas in Deutschland seit 1975 hervorgeht

(117) Ausgehend von diesem Hintergrund soll untersucht werden, wie eine Ferngasgesellschaft auf eine Preissteigerung seitens der Produzenten von heizwertarmem Erdgas reagieren würde. Die Reaktion hängt von der Möglichkeit der Ferngasgesellschaft ab, auf einen Produzenten von heizwertreichem Erdgas umzusteigen, sowie von den Anreizen, die sich aus der Möglichkeit für ihre Kunden ergeben, die Lieferungen von einer anderen Ferngasgesellschaft, die preiswerteres heizwertreiches Erdgas anbieten, zu beziehen.

(118) Unter technischen Gesichtspunkten ist es einfach, ein ganzes Leitungsnetz von heizwertarmem auf heizwertreiches Erdgas umzustellen, jedoch ergeben sich für eine Ferngasgesellschaft im Rahmen der Infrastrukturveränderungen die größten Schwierigkeit bei der Untertagespeicherung. Hier besteht das Problem darin, dass das heizwertarme Erdgas im Speicher durch heizwertreiches Erdgas ersetzt werden muss. Nach Auffassung der Parteien ist diese Umstellung einfach und unproblematisch, nach Meinung von Wingas allerdings zeitaufwendig (normalerweise drei Speicherzyklen und somit zwei Jahre für die erforderlichen Anlagen) und kostspielig (aufgrund des veränderlichen Heizwertes des entnommenen Gases, wenn heizwertreiches Gas in eine Anlage für heizwertarmes Gas eingespeist wird).

(119) Bereits vor Beendigung des dritten Speicherzyklus kann das entnommene Erdgas jedoch die Qualität von heizwertreichem Erdgas aufweisen. Im übrigen beherrschen alle Ferngasgesellschaften das Know-how des "Gasmischens", mit dem die gewünschte Spezifikation erzielt werden kann (heizwertarmem Erdgas wird heizwertreiches Erdgas zugegeben, um ein heizwertreiches Erdgas zu gewinnen, das zwar einen niedrigeren Heizwert hat als das Ausgangsgas, der aber dennoch innerhalb des Bereichs für heizwertreiches Erdgas liegt oder umgekehrt). Aus diesem Grunde dürfte es für die Ferngasgesellschaften relativ einfach sein, das aus ihren Speicheranlagen entnommene Erdgas während der Umstellungsperiode anzupassen, indem sie es einfach vermischen. Die Spezifikation für heizwertarmes bzw. heizwertreiches Erdgas ließe sich auf diese Weise problemlos einhalten. Es ist vorstellbar, dass die Gesellschaften anfänglich heizwertarmes Erdgas zusetzen, damit das entnommene Erdgas der Spezifikation für dieses Erdgas entspricht. Danach würde allmählich heizwertreicheres Erdgas zugesetzt, so dass das Gas der Spezifikation für heizwertreiches Erdgas entspricht. Damit ließe sich wahrscheinlich eine erhebliche Absenkung der Umstellungskosten bewirken.

(120) Auf der Grundlage dieser Informationen gelangt die Kommission zu der Schlussfolgerung, dass angesichts eines permanenten relativen Preisanstiegs für heizwertarmes Erdgas im Vergleich zu heizwertreichem Erdgas die technischen Einschränkungen, mit denen sich die deutschen Betreiber von Untertagespeichern für heizwertarmes Erdgas konfrontiert sehen, nicht derart sind, dass sie dadurch von einer Umstellung abgehalten würden. Aus diesem Grunde trägt die relative Preissteigerung zu einer Beschleunigung der Umstellung bei, die früher oder später ohnehin erfolgen muss.

b) Die Kunden von heizwertarmes Erdgas liefernden Ferngasgesellschaften haben Alternativen im relevanten Gebiet Deutschlands, auf Lieferungen von heizwertreichem Erdgas durch Wingas umzustellen

Umstellung der Industriekunden und der Stromerzeugungsunternehmen

(121) Die Nachforschungen auf dem Markt haben bestätigt, dass der Anteil der Kosten, den die meisten Industrieabnehmer und die Stromerzeugungsunternehmen für die Anpassung der Brenner aufbringen müssten, auf die jeweilige Jahresgasrechnung bezogen gering sind. Für einen größeren Verbraucher aus der Industrie oder ein Stromerzeugungsunternehmen könnte es daher wirtschaftlich durchaus sinnvoll sein, eine neue zweckgebundene Gasleitung bauen zu lassen, durch die dieser Verbraucher an eine nahegelegene (bis zu maximal 50 km entfernte) Hochdruckleitung für heizwertreiches Erdgas angeschlossen wird. Die Frage lautet folglich, ob es in der Nähe Fernleitungen für heizwertreiches Erdgas gibt, die anderen Gesellschaften gehören als denjenigen, die ein Interesse an der Verteilung von heizwertarmem Erdgas haben. Sollte dies der Fall sein, wird das Risiko, solche Kunden an eine andere Ferngasgesellschaft zu verlieren, die "derzeitige", heizwertarmes Erdgas liefernde Ferngasgesellschaft eher dazu bringen, die Umstellung selbst vorzunehmen (falls der Preis durch den Produzenten erhöht wird). Eine Erhöhung des Preises würde sich für die Ferngasgesellschaft damit nicht lohnen.

(122) Im Hinblick auf den Erdgasbedarf der Industrie muss eine Unterscheidung zwischen Nordrhein-Westfalen (NRW) und Niedersachsen gemacht werden. In NRW liegen die Erdgasverkäufe pro km2 ungefähr dreimal höher als in Niedersachsen und die Zahl der Industrieabnehmer pro km2 übertrifft die Anzahl in Niedersachsen um den Faktor 2,5. In NRW dürften die Fernleitungen "Wedal" und "Midal" von Wingas daher in der Reichweite einer ausreichend großen Zahl von Verbrauchern liegen, so dass eine Umstellung möglich wäre. Darüber hinaus befindet sich ein Untertagespeicher von Wingas in Rehden an der Grenze zwischen NRW und Niedersachsen, wodurch das Unternehmen in der Lage wäre, die erforderliche Umstellung für seine Kunden in diesen beiden Bundesländern vorzunehmen. In Niedersachsen verfügt Wingas ebenfalls über ein Hochdruckleitungsnetz für heizwertreiches Erdgas. Daraus resultiert, dass das einzige wichtige Gebiet, das außerhalb der Reichweite dieses Netzes liegt, der Raum von Hannover ist. Jedoch reicht der verfügbare Umfang wahrscheinlich aus, um eine Preissteigerung als nicht lohnenswert erscheinen zu lassen.

(123) Es müsste jedoch eine spezielle Pipeline von der Wingas gehörenden Hochdruckleitung für heizwertreiches Erdgas zu dem entsprechenden Verbraucher in der Industrie gebaut werden, was Zeit und finanzielle Aufwendungen erfordert. In der Praxis ist diese Verfahrensweise nur gewinnbringend, wenn der Kunde einem Exklusivliefervertrag mit einer Laufzeit von 5-10 Jahren zustimmt. Der derzeitige Lieferant von heizwertarmem Erdgas kann daher seinen Preis über den vorherrschenden Preis für heizwertreiches Erdgas hinaus erhöhen und zwar mit einer Marge bis zu den Grenzkosten der neuen Infrastruktur. Vereinbarungen dieser Art sind in der Branche jedoch nicht ungewöhnlich, so dass die Kosten der zusätzlichen Gasleitung gewinnbringend verrechnet werden können, wie die Erfahrung von Wingas in anderen Regionen bewiesen hat.

(124) Wingas führt an, dass sich in Niedersachsen nur wenige Kunden mit einem größeren Bedarf in einer angemessenen Entfernung zur von diesem Unternehmen betriebenen Hochdruck-Pipeline für heizwertreiches Gas befinden, so dass die Erfahrungen des Unternehmens in anderen Regionen nicht auf den von Wingas als gesonderten räumlich relevant betrachteten Markt, nämlich das norddeutsche Gebiet für heizwertarmes Gas, zutreffen.

(125) Die Kommission erkennt an, dass die Umstellungskosten für die Kunden aus der Industrie nicht immer gering sind. [Ein Unternehmen]* hat angegeben, dass Kunden aus der Industrie, die Erdgas als Einsatzmaterial für einen chemischen Prozess verwenden, mit Kosten von mehr als 20 Mio. Euro konfrontiert werden können. Jedoch sind der Kommission derartige Kunden in dem einschlägigen deutschen Gebiet nicht bekannt.

(126) Aus diesem Grunde gelangt die Kommission insgesamt zu dem Schluss, dass eine ausreichende Zahl deutscher Industrieabnehmer von heizwertarmem Erdgas und Stromerzeugungsunternehmen die Möglichkeit haben, ihren Bedarf auf Wingas zu verlagern, wenn sie mit einer permanenten Preiserhöhung für heizwertarmes Erdgas konfrontiert werden, und somit dazu beitragen, dass eine solche Preissteigerung sich wirtschaftlich nicht auszahlt.

Umstellung der lokalen Verteilerunternehmen

(127) Die lokalen Verteilerunternehmen versorgen die Haushalte und sonstige Kleinverbraucher. Aus diesem Grunde sind sie auf Lieferanten angewiesen, die ihnen einen hohen Swing anbieten. Eine Umstellung würden sie nur in Erwägung ziehen, wenn der neue Lieferant in der Lage ist, ihnen heizwertreiches Erdgas mit einem hohen Swing anzubieten. Wingas betreibt einen Untertagespeicher in dem Gebiet (in Rehden) und ist daher in der Lage, den Swing bereitzustellen.

(128) Schließlich kommen auf Energieversorger und/oder Lieferant noch die Kosten für die Umstellung der Haushalte zu. Nach Schätzungen auf der Grundlage einer detaillierten, über die Parteien übermitteln Kostenabschätzung eines "in der Umstellung von Haushalten" erfahrenen Unternehmens liegen diese Kosten bei ungefähr 60 EUR pro Haushalt. Bei einem typischen Verbrauch eines Haushaltes von 80 Mio. BTU, einem Preis des lokalen Verteilerunternehmens von 3,4 EUR/Mio. BTU und einem typischen Erdgaspreis für Haushalte von 8 EUR/Mio. BTU verringert ein um 5 % erhöhter Preis für heizwertarmes Erdgas, das von der Ferngasgesellschaft für heizwertarmes Erdgas geliefert wird, die Gewinnspanne des lokalen Verteilerunternehmens um 13,5 EUR, ein um 10 % erhöhter Preis um 27 EUR. Demzufolge wären die Kosten, die dem lokalen Verteilerunternehmen durch die Umstellung entstehen, innerhalb von zwei bis vier Jahren amortisiert. Da die typische Laufzeit eines Liefervertrages zwischen einer Ferngasgesellschaft und einem lokalen Verteilerunternehmen zwischen 10 und 20 Jahren liegt, würde eine Erhöhung des Preises um 5-10 % den Wechsel des lokalen Verteilerunternehmens zu einem alternativen Lieferanten von heizwertreichem Erdgas nicht als gewinnbringend erscheinen lassen. Des weiteren ist zu berücksichtigen, dass nach Umstellung eines Haushaltes auf heizwertreiches Erdgas die Heizungsanlagen auch weiterhin sicher mit heizwertarmem Erdgas betrieben werden können, bis heizwertreiches Erdgas im lokalen Verteilungsnetz anliegt. Einzige Folge ist ein zeitweiliger marginaler Effektivitätsverlust. Erfolgt die Umstellung in den Sommermonaten, wird dieser Effektivitätsverlust sogar noch vermindert.

(129) Es wurde geltend gemacht, dass selbst dann, wenn eine Umstellung von heizwertarmem auf heizwertreiches Erdgas möglich wäre, ein lokales Verteilerunternehmen diese Umstellung nicht vornehmen würde, wenn es dadurch zu einer "Insel mit heizwertreichem Erdgas" in einem Gebiet mit heizwertarmem Erdgas würde. Das hätte erhebliche Konsequenzen für die Versorgungssicherheit, und es könnte sein, dass der Kunde nicht bereit ist, ein solches Risiko einzugehen. Nach Meinung von Wingas ist das der Hauptgrund, warum trotz Rabattangeboten von 5 - 8 % (Information von den Parteien) im Vergleich zum derzeitigen Preisniveau weniger als fünf lokale Verteilerunternehmen (Stadtwerke) in Deutschland von der Umstellung von heizwertarmem auf heizwertreiches Erdgas überzeugt werden konnten.

(130) Dieses Argument kann in der gegenwärtigen Situation eines permanenten relativen Preisanstiegs nicht akzeptiert werden. In einer solchen Situation wäre der Anreiz zur Umstellung für alle Kunden gleich, so dass letzten Endes keine Inselsituation mehr bestuende.

c) Die Alternativen, die sich den Kunden der etablierten Ferngasgesellschaften bieten, werden zunehmend zum Ansporn für diese Unternehmen, die Umstellung vorzunehmen.

(131) Es ist nur normal und verständlich, wenn eine Ferngasgesellschaft, die angesichts einer Steigerung des Preises für heizwertarmes Erdgas im Vergleich zu heizwertreichem Erdgas zu der Schlussfolgerung gelangt, dass ein wesentlicher Teil ihrer Kunden die Möglichkeit hat, zu einem Konkurrenzunternehmen zu wechseln, ihre Stellung verteidigt. Die Gesellschaft wird daher darauf achten, dass sie selbst gleichfalls in der Lage ist, das billigere heizwertreiche Erdgas anzubieten. Folglich wird die "etablierte" Ferngasgesellschaft die Umstellung selbst vorantreiben.

Schlussfolgerung im Hinblick auf die Substituierbarkeit auf der Nachfrageseite

(132) In diesem Verfahren gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass eine permanente relative Preissteigerung von heizwertarmem Erdgas sich aus den folgenden Gründen nicht lohnen würde, a) Die Erdgaskette für heizwertarmes Erdgas muss früher oder später ohnehin auf heizwertreiches Erdgas umgestellt werden, b) eine Erhöhung dieses Preises wird die Umstellung beschleunigen, c) in dem relevanten deutschen Gebiet sind Alternativen in Form von Lieferungen von heizwertreichem Erdgas durch Wingas gegeben, d) die Einsicht in diese Gegebenheiten wird die heizwertarmes Erdgas liefernden Ferngasgesellschaften verstärkt zur Umstellung im eigenen Versorgungsgebiet veranlassen.

(133) Richtig ist jedoch, dass die Umstellungskosten einen Wettbewerbsvorteil für die Transportgesellschaft bedeuten, die in der Lage ist, die gültige Spezifikation anzubieten, da damit die Schwelle zum Wechsel zu einem anderen Lieferanten höher gesetzt wird.

Räumlich relevanter Markt

(134) Die Parteien sind der Meinung, dass es sich bei den Ferngasmärkten generell um nationale Märkte handelt. Hierzu verweisen sie darauf, dass die Verteilung seit jeher überwiegend auf nationaler Basis durch nationale oder regionale Betreiber organisiert wird. Jedoch vertreten die Parteien die Auffassung, dass der Trend zu grenzüberschreitenden Käufen nach Annahme der Erdgasbinnenmarktrichtlinie nicht ignoriert werden kann. Ferner sind die Parteien der Meinung, dass Versuche zur Erhöhung der Preise in den einzelnen Mitgliedstaaten nach dem Zusammenschluss nicht nur durch den Wettbewerb auf nationaler Ebene vereitelt würden, sondern auch durch zunehmende grenzüberschreitende Käufe seitens der Ferngasgesellschaften, lokalen Verteilerunternehmen, Stromerzeugungsunternehmen und industriellen Großverbraucher.

(135) Da die Besitzverhältnisse an der Infrastruktur nach wie vor weitgehend auf nationaler Ebene organisiert sind und die Bedingungen für den Netzzugang im wesentlichen auf nationaler Basis bestehen bleiben, vertritt die Kommission die Auffassung, dass die Märkte auf absehbare Zeit zum größten Teil nationale Märkte bleiben.

a) Niederlande

(136) Aus den im vorstehenden Punkt genannten Gründen stimmt die Kommission den Parteien zu, dass der niederländische Ferngastransportmarkt ein nationaler Markt ist.

b) Überregionale(r) Ferngastransportmarkt(-märkte) in Deutschland

(137) Was Deutschland betrifft, gibt es Anzeichen, dass die Märkte zum gegenwärtigen Zeitpunkt noch regionale Märkte sind. Die Regionen werden definiert durch a) vormals bestehende (nunmehr jedoch gesetzwidrige) Abgrenzungsvereinbarungen, wie sie beispielsweise Ruhrgas mit BEB und Thyssengas abgeschlossen hat und b) durch die Besitzverhältnisse an den überregionalen Ferngashochdruckleitungen. Ungeachtet der Tatsache, dass die Abgrenzungsvereinbarungen seit April 1998 rechtswidrig sind, wurden nur zwei Vereinbarungen mit einem deutschen Kunden außerhalb des eigenen regionalen Territoriums der Ferngasversorgungsgesellschaft abgeschlossen, beide von Ruhrgas über Jahreslieferungen von je [...]* Mio. m3 sowie über den Bau einer neuen Leitung. [...]*

Die alten Gebietsabgrenzungen gelten angesichts der Angst vor Vergeltungsmaßnahmen weiter

(138) Interne Dokumente von [...]*, [...]* und [...]* bestätigen, dass angesichts der Angst vor Vergeltungsmaßnahmen die alten Gebietsabgrenzungen nach wie vor relevant sind.

(139) [...]*

(140) [...]*(12)

(141) [...]*

(142) [...]*

(143) [...]*

(144) [...]*(13)

(145) [...]*

(146) [...]*

Definition der Regionen

(147) Folglich würden sich die Regionen wie folgt zusammensetzen: 'Thyssengas'-Region (westlicher Teil von Nordrhein-Westfalen entlang der belgisch-niederländischen Grenze), 'BEB'-Region (Hamburg, Schleswig-Holstein sowie Teile von Bremen und Niedersachsen), 'VNG'-Region (Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Teile von Sachsen und Sachsen-Anhalt - eine Region, in der Ruhrgas kein eigenes Leitungsnetz unterhält) und das 'Ruhrgas'-Territorium (die übrigen alten Bundesländer sowie die Teile von Sachsen und Sachsen-Anhalt, die von einer regionalen Ferngasgesellschaft versorgt werden, die Ruhrgas und VNG gemeinsam gehört).

Stellung einiger anderer überregionaler Ferngasgesellschaften

(148) Mobil hatte nie eine "eigene Region" und verfügte auch zu keiner Zeit über Hochdruckleitungen. Dennoch konnte das Unternehmen seine Kunden über Netzzugangs- Vereinbarungen mit [...]* beliefern.

(149) Wingas verfügt über ein eigenes Leitungsnetz und tritt in jedem dieser Gebiete als Wettbewerber auf. Die meisten regionalen Ferngasgesellschaften befinden sich in Reichweite des Leitungsnetzes von Wingas (Korridor von maximal 50 km). Daraus kann jedoch nicht geschlussfolgert werden, dass die Wettbewerbsbedingungen im ganzen Land identisch sind. [...]* geht hervor, dass die jeweiligen überregionalen und regionalen Ferngasgesellschaften ihre Preise in Abhängigkeit davon, ob der Kunde eine Alternative in Form von Lieferungen durch Wingas hat oder nicht, unterschiedlich gestalten.

Die von der Branche in Deutschland vorgeschlagene Regelung des Netzzugangs (Referenzfall VV Gas) wird den räumlichen Rahmen der Wettbewerbsbedingungen nicht beeinflussen

(150) Aufgrund der Darlegungen zur VV Gas im Abschnitt "Sachlich relevanter Markt" ist die Kommission nicht der Meinung, dass es die VV Gas möglich machen wird, Erdgas im Wettbewerb mit den etablierten Unternehmen zu importieren.

(151) Die Kommission ist der Meinung, dass die VV Gas aus vorausschauend-analytischer Sicht nicht ausreicht, um den Markt als landesweit bezeichnen zu können. Hierfür sei auf die Begründung im oben genannten Abschnitt zu den im VV-Gas-Konzept enthaltenen Einschränkungen sowie den Referenzfall der Gasbranche im Hinblick auf die folgenden Umstände verwiesen: a) die Einschätzung, ob freie Kapazität vorhanden ist, erweist sich allgemein als schwierig, b) bei einer Mindestlaufzeit von einem Jahr dient für die Bestimmung freier Leitungskapazität stets die Spitzenauslastung im Winter als Bezugspunkt, c) Schwierigkeiten, die sich aus den Erdgasspezifikationen ergeben (Heizwert, Druck usw.) und d) der begrenzte Umfang der angebotenen Leistungen. Darüber hinaus berücksichtigt die Kommission, dass im Streitfalle zwischen einer Partei, die den Netzzugang wünscht, und einer anderen Partei, die den Netzzugang verweigert, die entsprechenden Verfahren vor den Wettbewerbsbehörden bzw. den Gerichten mehrere Jahre dauern könnten, bevor ein "Präzedenzfall" geschaffen wird.

Ergebnis

(152) Auf der Grundlage der bislang gemachten Ausführungen ist die Kommission der Meinung, dass die Ferngastransportmärkte in Deutschland noch regional unterteilt sein könnten, d. h. weiterhin den vormaligen Gebietsabgrenzungen folgen. In dieser Entscheidung ist es möglicherweise nicht erforderlich, den überregionalen Ferngastransportmarkt innerhalb von Deutschland geographisch zu bestimmen, da der Zusammenschluss auch zur Stärkung einer (kollektiven) marktbeherrschenden Stellung auf dem überregionalen Ferngastransportmarkt Deutschlands führt.

(153) In ihrer Antwort haben die Parteien angeführt, dass der Markt nationalen und nicht regionalen Charakter trägt. Ihren Angaben zufolge werden die Gaspreise durch den konkurrierenden Brennstoff bestimmt, und nicht von der geographischen Lage. Dies ist jedoch ein Widerspruch zu der Erkenntnis, zu der die Kommission bei den Nachforschungen auf dem Markt gelangt ist, dass die Preise nämlich auch davon abhängig sind, ob der Abnehmer einen alternativen Lieferanten hat (Wettbewerb zwischen den lokalen Verteilerunternehmen) oder nicht. Ferner führen die Parteien an, dass eine vorausschauende Analyse auch die erst kürzlich erfolgte Abschaffung der Gebietsabgrenzungen und die unmittelbar bevorstehende Branchenvereinbarung über den ausgehandelten Netzzugang berücksichtigen muss. Dennoch verbleiben noch zu viele Unsicherheitsfaktoren, als dass geschlussfolgert werden könnte, dass die letztendliche Vereinbarung zum Entstehen eines nationalen Marktes führt, der von den gleichen Wettbewerbsbedingungen geprägt ist.

Position der Marktakteure

a) Der Ferngasmarkt der Niederlande

1. Beziehung zwischen den niederländischen Gasproduzenten und Gasunie

(154) 1947 gründeten Exxon und Shell mit einer Beteiligung von jeweils 50 % ein Gemeinschaftsunternehmen, das Nederlandse Aardolie Maatschappij ("NAM"). Aufgabe dieses Unternehmens sind die Exploration von Kohlenwasserstofflagerstätten in den Niederlanden und die Rohstoffförderung. Nach der Entdeckung des großen Groninger Gasfeldes durch NAM im Jahre 1959 nahm die niederländische Regierung eine Strukturierung der Gasindustrie der Niederlande entsprechend der strategischen Bedeutung des Groninger Gasfeldes für die niederländische Wirtschaft vor. Zu diesem Zweck schloss die niederländische Regierung 1963 mit Exxon, Shell und NAM eine Vereinbarung ab, die NAM die Verantwortung für die Erarbeitung und Beantragung der Groninger Konzession im Auftrag der Groninger Gesellschaft übertrug, an der NAM einen Anteil von 60 % und die Regierung der Niederlande über EBN einen Anteil von 40 % hatte. Ferner gründeten Exxon, Shell und die niederländische Regierung ein Unternehmen namens Gasunie, dem die Vermarktung des im Gebiet von Groningen geförderten Gases übertragen wurde. Während die niederländische Regierung 50 % der Aktien (10 % direkt und 40 % über EBN) besitzt, haben Exxon und Shell einen Anteil von jeweils 25 %. Schließlich hat die Regierung der Niederlande eine zivilrechtliche Vereinbarung mit Gasunie abgeschlossen, wonach bestimmte kommerzielle Entscheidungen von Gasunie der Zustimmung der Regierung bedürfen.

(155) Seit 1959 hat NAM die Förderlizenzen für weitere On- und Offshore-Gasfelder der Niederlande erworben, und gegenwärtig stammen etwa 50 % der Fördermenge aus diesen (verglichen mit dem Groninger Gasfeld) sogenannten kleinen Feldern. Angaben der Beteiligten zufolge kommt die Mehrzahl dieser Konzessionen auch den Gesellschaften zugute, an denen EBN im allgemeinen einen Anteil von 40 bis 50 % hat. Das aus diesen Feldern geförderte Gas wird an Gasunie verkauft. Wegen [...(14)]* müssen außerdem künftig alle neu erschlossenen Vorkommen an Gasunie verkauft werden. Insgesamt produziert NAM 75-80 % des in den Niederlanden geförderten Gases (bei Berücksichtigung der Beteiligung von EBN an der Produktion von NAM entfallen auf NAM ca. 45 % der Produktion auf Nettokapitalbasis). Ferner hat EBN seine Kapitalbeteiligung kontinuierlich über Gasunie vermarktet. [...]*.

(156) Bis 1994 waren die niederländischen Produzenten gezwungen, das gesamte für den Binnenmarkt bestimmte Gas an Gasunie zu verkaufen. Sie durften selbst auf dem Exportmarkt verkaufen, obgleich die Preise staatlich festgelegt wurden und noch werden. Ferner ist Gasunie verpflichtet, Gas von den kleinen Feldern zu finanziellen Bedingungen zu kaufen, die anfangs noch vor Beginn der Förderung festgelegt wurden, als der Produzent sich entschieden hat, das Gas der Gasunie anzubieten. [...]*

(157) So würde die niederländische Regierung sicherlich einem im Rahmen einer Exportvereinbarung für niederländisches Gas vereinbarten Preis nicht zustimmen, wenn dieser unter dem Nettopreis von Gasunie, der als "Norm Inkoop Prijs" (NIP oder Normativer Kaufpreis) bezeichnet wird, liegt. Auf diese Weise sichert sich die Regierung ihren Anteil am "Erdgaskuchen".

(158) [...]*(15)

(159) NAM besitzt zwei der drei niederländischen Untertagespeicheranlagen (erschöpfte Gasfelder), die es zu 100 % an Gasunie verpachtet hat. Auch die dritte, von BP Amoco betriebene Anlage ist vollständig an Gasunie verpachtet, so dass in den Niederlanden ausschließlich Gasunie Untertagespeicheranlagen anbieten kann. Zwar gibt es im Lande mehrere erschöpfte Gasfelder, die durchaus zu Untertagespeichern für den Binnenmarkt ausgebaut werden können, jedoch ist angesichts der damit verbundenen Risiken nicht anzunehmen, dass diese von anderen Unternehmen ausgebaut werden. Die Risiken beziehen sich auf die erforderlichen Investitionsaufwendungen, die sich als unrentabel erweisen können, sobald Gasunie seine Tarife senkt. Ferner wird festgehalten, dass [...]*.

2. Unternehmensführungsstruktur von Gasunie

(160) Gasunie befindet sich zu 50 % in Besitz des niederländischen Staates, der Anteil von Exxon und Shell beläuft sich auf je 25 %. Entscheidungen werden durch Mehrheitsbeschluss [...]* gefällt. Spezielle Aktionärsvereinbarungen wurden nicht abgeschlossen, so dass Exxon de jure keine Kontrolle über Gasunie im Sinne der Fusionskontrollverordnung ausüben kann.

(161) Was die De-facto-Kontrolle anbetrifft, so vertreten die Parteien den Standpunkt, dass es zwischen Exxon und Shell keine gemeinsamen Interessen gibt. [...]*. Aus den nachfolgend genannten Gründen erübrigt sich jedoch die Entscheidung, ob Exxon nun eine De-facto-Kontrolle über Gasunie im Sinne der Fusionskontrollverordnung ausübt oder nicht.

3. Die Position von Gasunie auf dem niederländischen Gasmarkt

(162) Mit einem Anteil von etwa [...]* % ist Gasunie das marktbeherrschende Ferngasunternehmen in den Niederlan