2003/668/EG: Entscheidung der Kommission vom 17. Dezember 2002 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.2822 — EnBW/ENI/GVS) (Text von Bedeutung für den EWR) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2002) 5080)

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Avis juridique important | 32003D0668 2003/668/EG: Entscheidung der Kommission vom 17. Dezember 2002 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.2822 — EnBW/ENI/GVS) (Text von Bedeutung für den EWR) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2002) 5080) Amtsblatt Nr. L 248 vom 30/09/2003 S. 0051 - 0061 Entscheidung der Kommission vom 17. Dezember 2002 zur Erklärung der Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.2822 - EnBW/ENI/GVS) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2002) 5080) (Nur der englische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) (2003/668/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 Absatz 2 Buchstabe a), 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 und Artikel 22 Absatz 3, gestützt auf die Entscheidung der Kommission vom 16. September 2002, das Verfahren in dieser Sache einzuleiten, nach Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(3), gestützt auf den Abschlussbericht des Anhörungsbeauftragten in dieser Sache(4) - in Erwägung nachstehender Gründe: (1) Am 14. August 2002 erhielt die Kommission die Anmeldung eines Zusammenschlussvorhabens gemäß Artikel 4 der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 des Rates ("Fusionskontrollverordnung"), mit dem die Unternehmen Energie Baden-Württemberg AG ("EnBW"), Deutschland, und ENI SpA ("ENI"), Italien, im Wege des Erwerbs von Anteilsrechten die gemeinsame Kontrolle über das deutsche Unternehmen Gasversorgung Süddeutschland GmbH ("GVS") erwerben. (2) Die Kommission gelangte nach Prüfung der Anmeldung zu der Auffassung, dass das angemeldete Vorhaben in den Anwendungsbereich der Fusionskontrollverordnung fällt und Anlass zu ernsthaften Bedenken hinsichtlich seiner Vereinbarkeit mit dem Gemeinsamen Markt gibt. Deshalb entschied die Kommission am 16. September 2002, in dieser Sache ein Verfahren nach Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung und Artikel 57 des EWR-Abkommens einzuleiten. (3) Der Beratende Ausschuss erörterte am 6. Dezember 2002 den Entwurf der vorliegenden Entscheidung. I. DIE PARTEIEN UND DAS VORHABEN (4) Der Energiekonzern EnBW ist in allen Sparten (Erzeugung, Übertragung, Verteilung, Versorgung und Handel) der Strom- und der Gaswirtschaft sowie in der Versorgung mit Fernwärme tätig. Zu den weiteren Geschäftstätigkeiten gehören Telekommunikation und Abfallrecycling. Vor der Liberalisierung des deutschen Elektrizitätsmarktes konzentrierten sich die Wirtschaftstätigkeiten der EnBW auf Südwestdeutschland (vorwiegend auf das Land Baden-Württemberg). Nach der Liberalisierung dehnte die EnBW jedoch einige ihrer Stromversorgungstätigkeiten auf das gesamte Bundesgebiet aus (so z. B. "Yello-Strom", der hauptsächlich privaten Haushalten angeboten wird). Im Geschäftsbereich der Gasversorgung betreibt die EnBW über Tochtergesellschaften die Erdgasverteilung an Endverbraucher und an lokale Versorgungsbetriebe. (5) Die EnBW wird von der Electricité de France ("EDF") und dem Zweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke ("OEW") gemeinsam kontrolliert(5). Die EDF ist ein vollständig in staatlichem Besitz befindliches französisches Unternehmen, das in Frankreich in allen Bereichen der Bereitstellung und der Übertragung von Elektrizität tätig ist. Die EDF ist Betreiberin des französischen Übertragungsnetzes, betätigt sich aber nicht in den Sparten der Erdgaserzeugung und -versorgung. Über eine Holdinggesellschaft hält die EDF indirekt 34,5 % der Anteile an der EnBW. Der OEW ist ein Zusammenschluss von neun im Südwesten Deutschlands gelegenen Landkreisen. Hauptzweck dieses Zusammenschlusses ist die Anteilseignerschaft an Unternehmen, die in der Energiewirtschaft tätig sind. Über das hundertprozentige Tochterunternehmen OEW Beteiligungsgesellschaft mbH hält der OEW 34,5 % der Anteile an der EnBW. (6) Die ENI ist weltweit in der Exploration und Produktion von Erdöl und Erdgas tätig. Die ENI erzeugt Erdgas in Italien, der Nordsee, Ägypten, Nigeria, Kasachstan und Libyen. Außerdem kauft die ENI Fördermengen von Sonatrach, Gasunie, Gazprom/Gazexport, Nigeria LNG und einigen norwegischen Erdgasproduzenten auf. Die ENI ist auch in den Bereichen Erdgasversorgung, -übertragung, -lagerung, -verteilung und -handel tätig. Die ENI hält Anteile an Unternehmen mit Energietransportkapazitäten, welche die transnationalen Erdgaspipelines in Deutschland, Österreich, der Schweiz, Tunesien und die Meerespipelines im Mittelmeer von Tunesien nach Italien, im Schwarzen Meer von Russland in die Türkei und in der Nordsee vom Vereinigten Königreich nach Belgien betreiben. (7) Über eine Kontrollbeteiligung von 30,33 % am Geschäftskapital der ENI wird das Unternehmen derzeit vom italienischen Finanzministerium kontrolliert. Die übrigen Kapitalanteile der ENI werden frei an der Börse gehandelt. (8) Die Geschäftstätigkeiten der GVS bestehen aus der regionalen Gasversorgung und -übertragung im Wege des Betreibens eines Gastransportverbundsystems (Pipelinenetzes) in Baden-Württemberg. Als Regionalversorger beliefert die GVS hauptsächlich lokale Verteilerunternehmen mit Gas. Außerdem beliefert die GVS zwei Industrieanlagen, nämlich die Rodia Rhone-Poulenc AG in Freiburg und die Badische Stahlwerke AG in Kehl. Letztgenannte Geschäftstätigkeit macht etwa 1 % des Umsatzes der GVS aus. (9) Derzeit werden 26,25 % der Anteilsrechte an der GVS von der MVV RHE AG ("MVV") gehalten, 25 % vom Land Baden-Württemberg, 15,35 % von einzelnen lokalen Gebietskörperschaften und Zweckverbänden und 33,4 % von der Neckarwerke Stuttgart AG ("NWS"), die von der EnBW kontrolliert wird. Die MVV, das Land Baden-Württemberg, die NWS und einige der lokalen Gebietskörperschaften und Zweckverbände, die zusammengenommen 95,62 % der Anteile an der GVS ausmachen, haben beschlossen, ihre Anteilsrechte zu verkaufen. Zwei lokale Gebietskörperschaften bleiben Anteilseigner an der GVS und stellen zusammen 4,38 % der Anteile an der GVS. Die EnBW und die ENI (letztere durch ihre hundertprozentige Tochtergesellschaft Società Nazionale Metanodotti ("SNAM")) beabsichtigen, 95,62 % der Anteilsrechte an der GVS zu erwerben. Nach Abschluss der Transaktion beabsichtigen die anmeldenden Parteien, die GVS als Hauptabsatz- und Hauptvertriebskanal für Erdgas innerhalb und außerhalb der Landesgrenzen Baden-Württembergs einzusetzen. II. DER ZUSAMMENSCHLUSS (10) Durch den angemeldeten Zusammenschluss wird die GVS künftig ein von EnBW und ENI gemeinsam kontrolliert. Über NewCo, ein gemeinsam kontrolliertes Gemeinschaftsunternehmen (Beteiligungsverhältnis: 50/50), beabsichtigen EnBW und ENI (letztere durch ihre hundertprozentige Tochtergesellschaft SNAM), alle Anteilsrechte an der GVS zu erwerben und dadurch die Kontrolle über die GVS zu erlangen. Da NewCo eine reine Holdinggesellschaft für die Anteile der Parteien an der GVS darstellt, bewirkt die Transaktion indirekt die gemeinsame Beherrschung der GVS durch die Parteien. Alle größeren strategischen Entscheidungen der NewCo und der GVS bedürfen der Genehmigung der EnBW und der SNAM. Beide Muttergesellschaften sind bei der Einsetzung der geschäftsführenden Organe des Gemeinschaftsunternehmens gleichberechtigt. Somit kontrollieren die EnBW und die SNAM die GVS im Rahmen der NewCo gemeinsam. (11) Das angemeldete Vorhaben stellt somit einen Zusammenschluss im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Buchstabe b) der Fusionskontrollverordnung dar. III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG (12) Die EDF (einschließlich der EnBW), die ENI und die GVS haben gemeinsam einen weltweiten Gesamtumsatz von mehr als 5 Mrd. EUR (EDF 40,7 Mrd. EUR, ENI 48,9 Mrd. EUR und GVS 1,734 Mrd. EUR, jeweils im Jahr 2001). Der gemeinschaftsweite Gesamtumsatz der EDF, ENI und GVS übersteigt 250 Mio. EUR (EDF 36,6 Mrd. EUR, ENI 36,2 Mrd. EUR und GVS 1,704 Mrd. EUR, jeweils im Jahr 2001). Die EDF (einschließlich der EnBW) erzielte mehr als zwei Drittel ihres gemeinschaftsweiten Umsatzes in Frankreich, die GVS in Deutschland und die ENI in Italien. Aufgrund dieser Sachlage hat das angemeldete Vorhaben gemeinschaftsweite Bedeutung im Sinne des Artikels 1 Absatz 2 der Fusionskontrollverordnung. IV. RELEVANTE MÄRKTE A. Sachlich relevante Märkte (13) In Deutschland gibt es aufgrund der historischen Entwicklungen zwei unterschiedliche Marktstufen für Ferngasgesellschaften: überregionale Ferngasunternehmen, die Fördermengen von Erdgasproduzenten innerhalb und außerhalb der Gemeinschaft aufkaufen und diese im Langstreckentransport durch Hochdruckpipelines übertragen, und regionale Gasversorgungsunternehmen der nachgelagerten Marktstufe, die für den Kurzstreckentransport enge Mittel- und Niedrigdruckpipelines einsetzen. In den Sachen Exxon/Mobile(6) und Veba/Viag(7) gelangte die Kommission für Deutschland zu der Auffassung, dass die überregionalen Langstrecken-Ferngasübertragungsgesellschaften und die regionalen Kurzstrecken-Ferngasverteiler und -Ferngasversorger auf unterschiedlichen Marktstufen tätig sind. Die Regionalversorgung mit Ferngas ist der sachlich relevante Markt (14) Die Geschäftstätigkeiten der GVS liegen in der regionalen Weiterverteilung und Übertragung von Ferngas im Wege des Betreibens eines Gastransportverbundsystems (Pipelinenetzes) in Baden-Württemberg. Als Regionalversorger beliefert die GVS hauptsächlich lokale Verteilerunternehmen mit Gas. Somit ist die Marktstufe der regionalen Ferngasversorgung der relevante Produktmarkt, auf dem die GVS tätig ist. (15) Wie weiter unten dargelegt (s. Erwägungsgrund 20), haben die Nachforschungen der Kommission ergeben, dass gewerbliche Großkunden und kommunale Versorgungsbetriebe ("Stadtwerke") dazu neigen, Bezugsverträge mit Regionalversorgern zu schließen, die in dem jeweiligen regionalen Versorgungsgebiet tätig sind. Dies bedeutet, dass die Regionalversorgung (in früheren Entscheidungen(8) als Kurzstreckenübertragung bezeichnet)(9) nach wie vor als eigenständiger Produktmarkt anzusehen ist. Die folgende Würdigung konzentriert sich auf diese Definition der Marktabgrenzung. B. Räumlich relevante Märkte (16) In der Sache Exxon/Mobile(10) wie auch in der Sache Veba/Viag(11) ließ die Kommission offen, ob die Ferngasversorgung in Deutschland immer noch auf die regionalen, ehemals demarkierten Versorgungsgebiete beschränkt ist oder ob sie schon landesweite Dimension hat. 1. Nach den Angaben der anmeldenden Parteien ist die Ferngasversorgung ein bundesweiter Markt. (17) Die anmeldenden Parteien vertreten die Auffassung, dass die Märkte der Ferngasübertragung national sind, da die Organisation der Weiterverteilung durch bundesweite oder regionale Ferngasgesellschaften traditionell in erster Linie auf nationaler Basis erfolgte. Diese Einschätzung wird gestützt durch die auf nationaler Grundlage festgelegte Möglichkeit des Netzzugangs Dritter, durch die andere Regionalversorger im Wege des Durchleitungswettbewerbs auch Gaskunden in Gebieten beliefern können, in denen das jeweilige regionale Gasversorgungsunternehmen selbst kein Eigentum am Versorgungsnetz hat. (18) In Bezug auf die Würdigung der Kommission in den Fusionskontrollsachen Exxon/Mobile und Veba/Viag vertreten die anmeldenden Parteien die Auffassung, dass die in diesen Entscheidungen festgestellte regionale Reichweite der Gasmärkte auf die damals geltenden ordnungspolitischen Rahmenbedingungen zurückzuführen ist, die auf der "Verbändevereinbarung Erdgas I" ("VV I")(12) beruhten und es Neuanbietern nicht in ausreichendem Maße ermöglichten, in einen leistungsstarken Wettbewerb zu den in den verschiedenen Regionen angestammten und eingesessenen Versorgungsunternehmen zu treten. Inzwischen wurde jedoch am 3. Mai 2002 die "Verbändevereinbarung Erdgas II" ("VV II") von den einschlägigen Wirtschaftsverbänden unterzeichnet. Sie trat am 1. Oktober 2002 in Kraft und gilt bis zum 30. September 2003. (19) Die Parteien weisen darauf hin, dass im Rahmen der VV II ein einheitliches Nutzungstarifsystem für die regionale und die überregionale Ferngasdurchleitung besteht. Der Durchleitungstarif wird anhand der Anzahl und der Leistungsmerkmale der benutzten Übertragungsstrecken berechnet. Daher sind die Parteien der Auffassung, dass die Gasmärkte angesichts der wettbewerbsförderlichen Wirkungen der VV II ihrer Ausdehnung nach als national einzustufen sind. 2. Die Nachforschungen der Kommission ergaben, dass der räumliche Markt für die regionale Gasversorgung noch immer regional begrenzt ist und dies in Zukunft auch so bleiben dürfte 2.1. Derzeit werden die meisten Kunden nach wie vor durch die Gasversorgungsunternehmen beliefert, die traditionell in den ehemaligen demarkierten Versorgungsgebieten - den Bundesländern - tätig sind (20) Die Ergebnisse der Marktuntersuchung der Kommission bestätigten nicht die Behauptung der anmeldenden Parteien, bei der Gasversorgung handle es sich um einen nationalen Markt. Sie ergaben vielmehr, dass die gewerblichen Großkunden und die kommunalen Versorgungsbetriebe (Stadtwerke) weitgehend Bezugsverträge mit den Regionalversorgern geschlossen haben, die in ihrem jeweiligen regionalen Versorgungsgebiet tätig sind, also auf der Ebene des jeweiligen Bundeslandes, wie beispielsweise Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Rheinland-Pfalz und Nordrhein-Westfalen. Diese entsprechen den ehemaligen Demarkationsgebieten für die Gasmärkte; die ursprünglichen Demarkationsverträge sind infolge der Liberalisierung des Gassektors allerdings weggefallen. (21) Ferner betrachten nur sehr wenige Kunden die Inanspruchnahme von kurzzeitigen Spotlieferungen als tragfähige und rentable alternative Versorgungsquelle. In ihren Augen sind Einkäufe auf Spotmärkten wegen der dafür typischen kurzfristigen Lieferverträge und geringen verfügbaren Liefermengen für umfangreiche Bezugsmengen ungeeignet. Außerdem haben viele Stadtwerke anscheinend keine Erfahrungen damit, wie die Wiederaufnahme von Spotkäufen und Nachlieferungen so kontinuierlich zu steuern ist, dass sie die ständige Versorgung mit Ferngas damit sicherstellen können. Daher stellen Spotmarktlieferungen derzeit keine gebräuchliche Methode für die Erdgasbeschaffung von außerhalb der Region dar. 2.2. Nach der Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt(13) begann Deutschland mit der Liberalisierung der Gaswirtschaft, und zwar im Rahmen von Vereinbarungen: Verbändevereinbarung Erdgas I (VV I), die anschließend durch die Verbändevereinbarung Erdgas II (VV II) modifiziert wurde (22) Bei der VV I und der VV II handelt es sich um Vereinbarungen, die von vier deutschen Wirtschaftsverbänden(14) getroffen wurden, um die Grundsätze der Richtlinie 98/30/EG(15) in die Praxis umzusetzen. Tatsächlich beruht die derzeitige Versorgungssituation immer noch auf den in der VV I festgelegten Rahmenbedingungen, da die VV II erst am 1. Oktober 2002 in Kraft trat. Jedoch unterscheiden sich die Rahmenbedingungen der VV II nicht wesentlich von denen der VV I. Insbesondere modifiziert die VV II nicht das bereits mit der VV I eingeführte Konzept, nach dem die Durchleitungstarife von den Entfernungsstrecken abhängen. Die wesentlichen Unterschiede zwischen der VV I und der VV II bestehen vor allem in folgenden beiden Punkten: einem neuen Modell für den Netzzugang ("Punkt-Zahlen-Modell") und seine Anwendung auf die Marktstufe der Regionalversorgung. (23) In Bezug auf den Netzzugang war nämlich mit der VV I ein Tarifmodell für den Zugang zu den regionalen Versorgungsnetzen eingeführt worden, das auf Briefmarkentarifen(16) beruhte. Diese Briefmarkentarife wurden vom jeweils beteiligten Netzbetreiber für genau spezifizierte Gebiete festgelegt. (24) Mit der VV II wurde ein neues Tarifmodell für den Zugang zu den regionalen Versorgungsnetzen und den überregionalen Übertragungsnetzen eingeführt. Dieses Konzept läuft unter der Bezeichnung "Punktzahlen-Modell", wobei der Durchleitungstarif auf den Bemessungsgrundlagen der Entfernungsstrecken und der Durchmesser oder der Drucksysteme der Pipelines errechnet wird. Dieses Modell findet auch auf den Langstreckentransport Anwendung. Aufgrund der VV II ist somit ein einheitliches Kalkulationsmodell für die Langstreckenübertragung und die Regionalversorgung vorgesehen. Das Tarifmodell für die lokalen Verteilernetze (Stadtwerke) entspricht nach wie vor dem der VV I: Briefmarkentarife für die lokale Verteilung durch die kommunalen Versorgungsbetriebe ("Endverteilerbriefmarke"). (25) Die Netzbetreiber hatten bis 1. Oktober 2002 öffentlich zu erklären, ob sie das "Punktzahlen-Modell" oder die "Endverteilerbriefmarke" auf ihre Netze anwenden. Wählten sie das "Punktzahlen-Modell", so mussten sie bis 30. Juni 2002 ihre spezifischen Preise in Bezug auf die Entfernungsstrecken und die Durchmesser/Drucksysteme der Pipelines veröffentlichen. Anschließend hatten sie bis 1. Oktober 2002 auch die "Punktzahlen" selbst zu veröffentlichen. Diese "Punktzahlen" müssen auf der Grundlage der spezifischen Preise ermittelt sein, wodurch es möglich wird, den Gesamttarif zu berechnen, der aufgrund der Entfernungsstrecken, der Durchmesser etc. zu zahlen ist. 2.3. Die Kernprobleme, die zu bewältigen sind, um den Erdgasmarkt für neue Anbieter vollständig zu öffnen, wurden durch die VV I und die VV II noch nicht in Angriff genommen (26) Allem Anschein nach ist es potenziellen Mitbewerbern immer noch nicht möglich, auf der Grundlage der VV II einen transparenten Gesamttarif zu errechnen, da der Betreiber des zu nutzenden Pipelinenetzes als einziger über den Weg Bescheid weiß und/oder entscheidet, den das Erdgas in seinem Netz nehmen wird, und somit auch über die Parameter (Entfernungsstrecken, Durchmesser der verschiedenen Pipelineabschnitte), auf denen der Tarif beruht. Die an einer Durchleitung interessierten Erdgasanbieter haben keine Kontrollmöglichkeiten darüber, ob die von ihnen bezahlten Wege mit den tatsächlichen Übertragungsstrecken übereinstimmen. (27) Dieses Tarifmodell ist nach wie vor an den Entfernungsstrecken ausgerichtet und macht spezifische Vertragsvereinbarungen über den Netzzugang Dritter (Drittparteienvereinbarungen) mit jedem Netzbetreiber erforderlich, der an einer spezifischen Erdgasübertragung beteiligt ist. In den meisten Fällen bedeutet dies: Je größer die Entfernungsstrecke der Transaktion, desto mehr Netze müssen durchlaufen und Netzzugangsvereinbarungen mit den jeweiligen Netzbetreibern ausgehandelt werden, was entsprechend höhere Zusatzkosten und -belastungen verursacht. Denn Drittparteienvereinbarungen sind nachhaltig kostenintensiv und kompliziert; sie halten zudem neue Anbieter davon ab, Erdgas auf Langstrecken zu übertragen, wenn diese kein eigenes Netz zur Verfügung haben. (28) Bemerkenswert ist, dass das deutsche Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie eine unabhängige Untersuchung(17) in Auftrag gegeben hat, bei der eine wettbewerbsrechtliche Bewertung der Rahmenbedingungen der VV I für den Netzzugang erfolgte und zu folgenden Ergebnissen führte: "Die Bestimmungen der Wirtschaftsverbände, die für den Netzzugang und die Durchleitungstarife derzeit gelten, sind für die Entwicklung liquider Erdgasmärkte und für Massenübertragungen noch ungeeignet, da wesentliche Probleme bisher nicht in Angriff genommen wurden (...) - Preisverhandlungen von Fall zu Fall anstatt verbindlicher Standardbedingungen - Netzzugang und Durchleitungstarife (...) Der Netzzugang und der Durchleitungstarif hängen von der jeweiligen Übertragung ab, was bedeutet, dass jeder Tarif direkt oder indirekt auf der Grundlage der durchzuführenden spezifischen Transaktion unter kommerziellen Gesichtspunkten festgelegt wird. Dieses System behindert den Wettbewerb durch hohe Übertragungskosten wie auch durch das Risiko der Diskriminierung Dritter beim Netzzugang. Die Durchleitungstarife sollten daher in der Tat unabhängig von der jeweils spezifischen Übertragung festgelegt sein (Briefmarkentarif)." (29) Diese Argumente sind immer noch gültig, da die einschlägigen Probleme im Rahmen der VV II nicht in Angriff genommen wurden. Tatsächlich stellt die VV II nur einen Zwischenschritt bei der Liberalisierung der Erdgasmärkte dar, und so wurden viele kritische Fragen, wie beispielsweise nach verbindlichen Standardbedingungen, offen gelassen, die im Rahmen einer weiteren Vereinbarung bis zum 30. September 2003 beantwortet werden müssen. Dazu enthält die VV II eine Aufstellung der Verbesserungen, welche die betreffenden Wirtschaftsverbände im Rahmen der neuen VV III vornehmen müssen. Dabei haben sie "ein verbessertes Konzept zur Erreichung folgender Ziele auszuarbeiten: Mehr Wettbewerb und Transparenz als bisher, einfachere Bedienung und Nutzung, Börsenfreiheit, Nichtdiskriminierung, Eignung für Massengeschäft/Transaktionsunabhängigkeit (Durchleitungstarife, die nicht an den Entfernungsstrecken ausgerichtet sind/Briefmarkentarif), Bilanzkreisfähigkeit und Bildung einer Saldierungsgruppe, Kostenzurechnung und -umlegung nach dem Verursacherprinzip. Das verbesserte Konzept wird rechtzeitig vor Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2003/2004 in Kraft gesetzt. Die betreffenden Wirtschaftsverbände sind sich darin einig, dass ein stetiger Meinungs- und Erfahrungsaustausch zu diesem Thema den einfacheren, transparenteren und wettbewerbsfähigeren Netzzugang begleiten und fördern soll."(18) 2.4. Da die Kommission nicht mit hinreichender Sicherheit annehmen kann, dass sich diese typische Beschaffenheit der Erdgasmärkte kurzfristig ändert, muss sie sich auf die aktuell vorhandenen Merkmale der betreffenden Märkte stützen, die ihrer Reichweite nach regional sind (30) Die VV II bestimmt im Hinblick auf die künftige VV III, dass diese für das Gaswirtschaftsjahr 2003/2004 fertig zu stellen ist. Bisher liegen jedoch noch keine Anhaltspunkte dafür vor, wie die beteiligten Wirtschaftsverbände die in Erwägungsgrund 24 dargestellten Probleme in Angriff nehmen wollen. Bei der vorliegenden Bewertung kann die Kommission die Auswirkungen der künftigen VV III auf die Entwicklung der Gasmärkte in Deutschland daher nicht berücksichtigen. (31) Aus vorstehenden Erwägungen lässt sich folgern, dass der relevante Gasversorgungsmarkt in seiner Ausdehnung derzeit regional ist und dass sich die Marktbedingungen für Wettbewerber mit Sitz außerhalb Baden-Württembergs in diesem Bundesland im Laufe der nächsten Jahre nur nach und nach verbessern werden. Die Geschäftstätigkeiten der GVS liegen in der regionalen Gasversorgung und -übertragung im Wege des Betreibens eines Gastransportverbundsystems (Pipelinenetzes) in Baden-Württemberg. Somit ist im vorliegenden Fall das Land Baden-Württemberg als räumlich relevanter Bereich anzusehen. 2.5. Baden-Württemberg ist ein wesentlicher Teil des Gemeinsamen Marktes (32) Die im Land Baden-Württemberg ausgelieferten Gasmengen entsprechen ungefähr denen, die beispielsweise in Österreich oder in Dänemark zum Endverbrauch bereitgestellt werden. Somit stellt Baden-Württemberg einen wesentlichen Teil des Gemeinsamen Marktes dar. V. VEREINBARKEIT MIT DEM GEMEINSAMEN MARKT A. Beherrschende Stellung der GVS 1. Die GVS hält einen hohen Anteil am Markt der regionalen Gasversorgung und ist Hauptgaslieferant in Baden-Württemberg (33) Die GVS ist Eigentümerin und Betreiberin eines Gastransportverbundsystems in Baden-Württemberg mit einer Gesamtstrecke von ungefähr 1881 km, wozu auch zwei Zwischenverdichterstationen und zwei kleinere Erdgaslagerstätten gehören. Die Hauptdurchgasungsrichtung ist von Norden nach Süden, mit Lampertheim, Amerdingen, Zoltingen, Michelb