2004/271/EG: Entscheidung der Kommission vom 11. Juni 2003 über die Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.2947 — Verbund/EnergieAllianz) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2003) 1814) (Text von Bedeutung für den EWR)

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Bereich der Stromwirtschaft, insbesondere der kurz vor ihrer Beschlussfassung stehenden Binnenmarktrichtlinie Elektrizität(26). Die angestrebten Wirkungen dieser Maßnahmen in Richtung auf eine Öffnung der zuvor voneinander abgeschotteten nationalen Märkte sind nämlich nach dem Ergebnis der Ermittlungen der Kommission nicht hinreichend gewiss und unmittelbar, um die Schlussfolgerung des Bestehens eines größeren räumlich relevanten Marktes zu rechtfertigen. Gleiches gilt im Hinblick auf die bevorstehende Erweiterung der Europäischen Union, weil die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen für eine Integration der Strommärkte Österreichs und der benachbarten Kandidatenländer Tschechische Republik, Slowakei, Ungarn und Slowenien noch deutlich weniger vorliegen als jene für eine Integration mit den Strommärkten Deutschlands. (70) Ein Eintritt in den österreichischen Markt für die langfristige Belieferung von Weiterverteilern und Großkunden rechnet sich aufgrund der anfallenden Vertriebskosten nur, wenn eine Mindestanzahl von Kunden gewonnen wird. Von Bedeutung ist in diesem Zusammenhang - neben der Abdeckung der für jeden Markteintritt erforderlichen Kosten für den Aufbau eines Vertriebsapparats - der Umstand, dass ein neu in den Markt eintretender Anbieter eine hinreichend große Bilanzgruppe errichten muss, wenn das Risiko der Zahlung für Ausgleichsenergie in vertretbaren Grenzen gehalten werden soll. Der Ausgleich zwischen unerwarteten Verbrauchsüberschüssen bzw. -defiziten innerhalb einer großen Bilanzgruppe ist leichter möglich, als dies für die zwangsweise kleine Bilanzgruppe eines neu eintretenden Wettbewerbers der Fall ist: Ein solcher Wettbewerber hat zwangsläufig einen höheren prozentualen Bedarf an kostenkalkulatorisch risikoreicher Ausgleichsenergie, den er mangels eigener Erzeugungskapazitäten innerhalb der Regelzone nicht selber anbieten kann. (71) Dass die Kosten für Ausgleichsenergie und insbesondere das damit verbundene Kostenrisiko eine deutlich spürbare Markteintrittsschwelle darstellen, wurde im Rahmen der Marktuntersuchung der Kommission von der weit überwiegenden Zahl von Marktteilnehmern angegeben. (72) Als weiterer Kostenfaktor in Österreich ist die Kleinteiligkeit der Netzbetreiber zu nennen. Auf lokaler Ebene wird das österreichische Bundesgebiet von mehr als 100 Netzbetreibern mit jeweils unterschiedlichen Durchleitungskosten abgedeckt. Dies erschwert den Marktzutritt für Anbieter, die nicht über die erforderliche detaillierte Marktkenntnis verfügen. Auch wenn größere Industriebetriebe häufig auf höheren Netzebenen Strom beziehen und deshalb von der Zersplitterung der unteren Netzebene weniger betroffen sind, wirkt sich diese Kleinteiligkeit in den unteren Segmenten des Großkundenmarktes sehr wohl als Markteintrittsschwelle aus. (73) Ferner ist es aus Marketingzwecken notwendig, für die Belieferung von Kleinkunden über einen erheblichen Anteil von Wasserkraft im Strommix zu verfügen. In der österreichischen Stromerzeugung spielt Wasserkraft mit mehr als 67 % der Gesamterzeugung eine überragende Rolle. Dies wirkt sich vor allem im Bereich der Stromversorgung von Kleinkunden als zusätzliche Eintrittsschranke aus. Ein erheblicher Teil der österreichischen Kleinkunden legt großen Wert auf Belieferung mit "sauberem" Strom, d. h. Strom, der aus heimischer Wasserkraft und nicht aus fossiler Energie oder Kernenergie gewonnen wird. Österreichische EVU, die überwiegend über Wasserkraftkapazitäten verfügen, haben deshalb vor allem im Kleinkundenbereich zusätzliche Vorteile gegenüber ausländischen Anbietern, die sowohl ihre Wasserkraftversorgung sicherstellen als auch für ihren Kleinkundenvertrieb ein entsprechendes Markenimage aufbauen müssen. (74) Hinsichtlich der bei einem Markteintritt anfallenden Vertriebs- und Kundenakquisitionskosten argumentiert eine von den Parteien in Auftrag gegebene Studie des Unternehmens Frontier Economics damit, dass diese Kosten bei Großkunden schon bei einer nur verhältnismäßig geringen Strompreiserhöhung bei österreichischen Großkunden von etwa [0-5]* % eine kurz- bis mittelfristig rentable Investition darstellen würden. Eine Anwendung des so genannten SSNIP-Tests würde deshalb ergeben, dass der relevante Markt weiter als Österreich ist. Hierzu ist Folgendes zu bemerken: (75) In der Studie von Frontier Economics wird, anders als dies der so genannte SSNIP-Test vorsieht, nicht ausreichend dargelegt, wie sich eine Preiserhöhung des Incumbent (gedacht als hypothetischer Monopolist) mit anschließender Abwanderung von Kunden zu einem oder mehreren Neueintretenden auf dessen Profitabilität auswirken würde. Selbst wenn ein Markteintritt bei einer kleinen, dauerhaften Preiserhöhung des hypothetischen Monopolisten im Bereich von etwa 5-10 % erfolgte und dieser demzufolge Marktanteile verlieren würde, beweist dies noch nicht, dass die Preiserhöhung für ihn aufgrund deutlich gestiegener Gewinnmargen nicht dennoch profitabel wäre(27). (76) Eine entscheidende Schwäche des Modells von Frontier Economics ist ferner, dass es nicht hinreichend auf reale Wettbewerbspreise Bezug nimmt, sondern fiktive Wettbewerbspreise annimmt(28). Diese fiktiven Preise liegen aus zwei Gründen über den realen Preisen. Zum Ersten setzt die Studie irrtümlich die so genannten Opportunitätskosten (die als Basis für die hypothetische Ermittlung des Wettbewerbspreises im Großkundenmarkt dienen) mit den (Groß-)Handelspreisen gleich und berücksichtigt dabei nicht, dass für den Verkäufer auf dem (Groß-) Handelsmarkt (Opportunitäts-)Kosten entstehen, die über die Erzeugungskosten (bzw. Gestehungskosten) des Verkäufers und die von ihm erzielbaren Gewinnmargen hinausgehen(29). Berücksichtigt man diese, wird deutlich, dass dies den Verkauf von Strom auf dem (Groß-)Handelsmarkt für österreichische Erzeuger im Vergleich zum direkten Absatz bei Endkunden unattraktiver macht und deshalb den Wettbewerbspreis für Großkunden in Österreich zu hoch einschätzt(30). Zum Zweiten ergab sich auch aus der Marktuntersuchung der Kommission, dass Endkundenpreise im österreichischen Großkundenmarkt vielfach unter den (Groß-)Handelspreisen liegen. Folglich überschätzt die Studie die tatsächlichen Wettbewerbspreise in Österreich und damit die Gewinnmöglichkeit eines Neueintretenden nach einer weiteren Preiserhöhung. (77) Aufgrund von Angaben von Marktteilnehmern erscheint auch die von den Parteien getroffene Annahme hinsichtlich des von Neueintretenden zu gewährenden Akquisitionsrabatts nicht hinreichend abgesichert. Es erscheint aufgrund von Aussagen von Marktteilnehmern als höchst wahrscheinlich, dass dieser Rabatt in Wirklichkeit höher ist als von den Parteien angenommen und deshalb selbst nach dem - auf hypothetischen Annahmen basierenden - Modell der Parteien einen Eintritt erst bei Preiserhöhungen von weit mehr als 5 % kurzfristig rentabel machen würde.(31) (78) Zusammenfassend kann deshalb gesagt werden, dass erhebliche Zweifel an der Praxisrelevanz und somit an der Gültigkeit des von den Parteien vorgelegten Szenarios der Frontier Economics Studie bestehen. Unter Berücksichtigung zusätzlicher realer Fakten erscheint im Gegenteil der Schluss naheliegend, dass Preiserhöhungen von zum Teil weit über 5 % für einen hypothetischen Monopolisten im Markt zur Versorgung österreichischer Großkunden und kleiner Weiterverteiler durchaus profitabel wären. e) Das Preisniveau beim Endpreis ist in Österreich niedriger als in den benachbarten Mitgliedstaaten (79) Zu all diesen Zutrittsschranken tritt entscheidend der Umstand hinzu, dass das Preisniveau in Österreich im Großkundenmarkt erheblich unter dem deutschen Preisniveau liegt. So betrug der Preisabstand im Industriekundenbereich im Jahre 2001 nach Angaben der Parteien etwa 20 %, und bei Haushalten wird er als etwa doppelt so groß angegeben(32). (80) Von den Parteien wurde in der Stellungnahme zur Mitteilung der Beschwerdepunkte und bei der Anhörung vorgetragen, dass die Endkundenpreise in Deutschland und Österreich sich schon weitgehend angeglichen hätten. Jedoch haben die Parteien für diese Annahme, die sich im Widerspruch zu Aussagen anderer Markteilnehmer befindet, keine konkreten Beweise vorgelegt. Die Kommission hat die Angaben von Großkunden und kleinen Weiterverteilern zu den von ihnen bezahlten reinen Energiepreisen in den Jahren 2000 bis 2003 ausgewertet. Aus der statistischen Auswertung dieser Angaben ergibt sich, dass das Preisniveau in Österreich seit Ende des Jahres 2001 bei den befragten Marktteilnehmern insgesamt auf einem ähnlichen Niveau geblieben zu sein scheint. Im Durchschnitt sank das Preisniveau im Jahr 2001 erheblich, nämlich bei Großkunden um ca. 15 % und bei kleinen Weiterverteilern um ca. 20 %. Im Jahr 2002 sank es noch einmal leicht (bei Großkunden um ca. 0-5 % und bei kleinen Weiterverteilern um ca. 5-10 %). Im Jahr 2003 stieg es dann bei Großkunden und bei kleinen Weiterverteilern im Durchschnitt um ca. 2-5 % wieder leicht an. Dies bedeutet zusammen mit den oben zitierten Angaben der Parteien zum österreichischen Preisniveau im Jahr 2001, dass das Preisniveau in Österreich nach wie vor erheblich unter jenem in Deutschland liegen muss, zumal die Parteien nicht von einem Preisrückgang in Deutschland ausgehen. (81) Ein wesentlicher Grund für dieses unterschiedliche Preisniveau liegt in den niedrigeren durchschnittlichen Erzeugungskosten österreichischer Wasserkraftwerke. Zwar bestreiten die Parteien dies mit dem Argument, Wasserkraftwerke hätten nicht zwangsläufig Kostenvorteile in der Produktion, weil sie im Vergleich zu anderen Kraftwerken hohe Kapitalkosten aufwiesen. Dieses Argument ist jedoch aus den folgenden Gründen nicht stichhaltig. (82) Ein großer Teil der österreichischen Stromerzeugung beruht auf Wasserkraft. Dies gilt in besonderem Maß für den Verbund, bei dem der Wasserkraftanteil an der Gesamtstromerzeugung [ca 90]* % beträgt. [Mehr als zwei Drittel]* der Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken des Verbundes entfallen dabei auf Laufkraftwerke, [weniger als ein Drittel]* wird in Speicherkraftwerken erzeugt. Aus von den Parteien vorgelegten Angaben zur Kostenstruktur von Wasserkraftwerken geht hervor, dass Laufkraftwerke über einen Zeitraum von [...]* Jahren abgeschrieben werden. Da [ein deutlich überwiegender Teil]* des von Laufkraftwerken des Verbundes erzeugten Stroms in Kraftwerken erzeugt wird, die älter als [...]* sind, ist der Großteil der Wasserkraftproduktion des Verbundes äußerst kostengünstig. Weitere [...]* % der Laufkraftwerkskapazität des Verbundes werden bis zum Jahr [...]* vollständig abgeschrieben sein. Aus Angaben des Verbundes geht weiter hervor, dass Speicherkraftwerke einen Abschreibungszeitraum von [...]* Jahren aufweisen. [...]* der Speicherkraftproduktion des Verbundes erfolgt in Speicherkraftwerken, die älter als [...]* Jahre sind. Zudem werden weitere [...]* der Speicherkraftwerkskapazität des Verbundes bis [...]* die volle Abschreibungsgrenze erreicht haben. Weniger als [10-30 %]* der Speicherkraftwerksproduktion des Verbundes stammt hingegen aus Kraftwerken, die in den vergangenen [...]* Jahren fertig gestellt wurden. (83) Als zusätzlicher potenziell vorteilhafter Kostenfaktor bei neueren Laufkraftwerken (sowie bei einem thermischen Kraftwerk) besteht für den Verbund darüber hinaus die Möglichkeit, den Ersatz so genannter "Stranded Costs" zu beanspruchen(33). (84) Aus diesen Gründen ist davon auszugehen, dass der Verbund als wesentlichster österreichischer Stromerzeuger über eine günstige Produktionskostenbasis verfügt. Diese Feststellung ist auf die österreichische Stromproduktion insgesamt übertragbar. (85) Die anmeldenden Parteien tragen allerdings weiter vor, dass seit der Liberalisierung eine Annäherung der Großhandelspreise in Österreich an das deutsche Niveau stattgefunden habe. Gemäß der von Platts ermittelten Großhandelspreise haben sich die Preisunterschiede im Jahr 2002 weiter verringert und an die deutschen Preise nahezu angenähert. Die Parteien ziehen daraus die Schlussfolgerung, dass deshalb das Preisniveau in Österreich keine Marktzutrittsschranke darstelle. (86) Bei der Untersuchung der räumlichen Abgrenzung kann jedoch nicht von dem Beschaffungspreis, d. h. dem Großhandelspreis, ausgegangen werden. Viele der Stromkunden haben zwar eine Preisgleitklausel in ihren Stromlieferverträgen mit ihren Lieferanten vereinbart, die sich auf das Großhandelspreisniveau bezieht. Jedoch ist der Endpreis nicht identisch mit dem Großhandelspreis. (87) Wie aufgezeigt, liegen die Endkundenpreise seit der Liberalisierung deutlich unter den Preisen in den benachbarten Mitgliedstaaten. Was die Kleinkundenpreise betrifft, wird dies auch von den Parteien nicht bestritten. Vor allem im Großkundenbereich waren zu Beginn der Liberalisierung die Endpreise deutlich gesunken. Mit den in den letzten Jahren ansteigenden Großhandelspreisen in Österreich haben sich die Endpreise jedoch nicht im gleichen Ausmaß mit bewegt. Die Endpreise liegen im Vergleich zu den benachbarten Mitgliedstaaten nach wie vor unter deren Preisniveau. (88) Die Parteien des Zusammenschlusses argumentieren, dass diese Situation durch den unmittelbar nach der Liberalisierung einsetzenden Verdrängungswettbewerb erklärt wird und nur transitorischen Charakter haben kann, da es andernfalls wirtschaftlich für österreichische Stromproduzenten sogar kurzfristig vorteilhafter sein müsste, Strom auf übernationalen Handelsmärkten abzusetzen, statt zu möglicherweise geringeren Preisen österreichische Endkunden zu beliefern (Arbitrage). (89) Einleitend ist dazu zu bemerken, dass im Fall einer bereits stattgefundenen Integration der Märkte dieser Erklärungsansatz der Parteien auch auf Deutschland zutreffen müsste und das Preisniveau auf den Endkundenmärkten in Deutschland also ebenfalls für eine Übergangszeit unter den Handelspreis fallen müsste. Dies ist jedoch nicht der Fall und wird von den Parteien auch nicht behauptet. Hinsichtlich in naher Zukunft zu erwartender Entwicklungen ist diese Argumentation der Parteien aus folgenden Gründen nicht stichhaltig. (90) Zum einen verursacht auch der Absatz von Energie auf Handelsmärkten nicht unbeträchtliche Kosten und Risiken. Österreichische EVU müssen beim Export von Energie auf der Handelsebene mit dem Anfall von Transportkosten rechnen, die sich aus Durchleitungsgebühren, Netzkosten und der bei der Ausfuhr aus Österreich anfallenden CBT-Gebühr in der Höhe von derzeit 0,5 EUR/MWh zusammen setzen. Der Absatz von Energie auf dem Handelsmarkt etwa in Deutschland verursacht darüber hinaus Verwaltungs- und sonstige Transaktionskosten (z. B. Handelsgebühren an Börsen). Hinzu kommt, dass Nachfrage und Preise auf den Handelsmärkten wesentlich volatiler sind als die Nachfrage und Preise im Endkundengeschäft und dass das Zahlungsrisiko, wie das Beispiel des Falls Enron beweist, auf dem Handelsmarkt wesentlich höher liegt. Hiervon gehen offensichtlich auch die anmeldenden Parteien aus. Diese haben in der Anhörung als ein wesentliches Motiv der EnergieAllianz für den vorliegenden Zusammenschluss deren Bestreben genannt, ihre Abhängigkeit von den "volatilen internationalen Handelsmärkten" zu verringern. (91) Zum andern besteht nach den Erkenntnissen der Kommission bei österreichischen Unternehmen eine starke Tendenz, die Kunden in ihrem angestammten Versorgungsgebiet zu halten. Dies erklärt sich dadurch, dass österreichische Landesversorger mehrheitlich von regionalen Gebietskörperschaften kontrolliert werden. Diese Strategie findet auch eine wirtschaftliche Rechtfertigung in der Tatsache, dass die Kundendichte in einem bestimmten Gebiet ein relevanter Faktor bei der Berechnung von Vertriebskosten ist. Diese grundsätzliche Unternehmensstrategie österreichischer EVUs, die in eingeschränktem Ausmaß auch für Verbund hinsichtlich "seiner" österreichischen Kunden gilt, wird auch nach dem Zusammenschluss weiterbestehen und einen Anreiz schaffen, österreichische Kunden auch zu sehr günstigen Preisen zu halten. Es wurde gegenüber der Kommission sogar vorgebracht, allein diese Tatsache und die dadurch bewirkte erhöhte Kundenbindung errichte eine zusätzliche Marktzutrittsschranke. (92) Schließlich ist auf das erhebliche Ausmaß an kostengünstiger Eigenerzeugung in Österreich zu verweisen, die keine eindeutige Korrelation der Gestehungskosten österreichischer EVU mit den Handelsmarktpreisen zulässt. (93) Aus den genannten Gründen ist somit nicht anzunehmen, dass die Entwicklung der Endkundenpreise und der Preise für die Belieferung kleiner Weiterverteiler in Österreich und Deutschland in absehbarer Zeit von hinreichend homogenen Faktoren bestimmt wird, selbst wenn der Kostenfaktor der Handelspreise sich ähnlich verhalten sollte. Dem steht nicht entgegen, dass österreichische EVU einschließlich der Zusammenschlussparteien aufgrund kommerzieller Überlegungen bestrebt sind, ihre Gewinnmargen durch möglichst weitgehende Bindung ihrer Endkundenpreise an die Entwicklung der in den vergangenen zwei Jahren deutlich gestiegenen Handelspreise zu erhöhen. (94) Insgesamt wirkt sich das niedrigere Preisniveau in Österreich aus den vorstehenden Gründen somit als Marktzutrittsschranke aus. Dies wurde auch von einer beträchtlichen Anzahl von aktuellen und potenziellen Wettbewerbern der Parteien im Rahmen der Marktuntersuchung bestätigt. f) Besondere Gesichtspunkte bei der räumlichen Marktabgrenzung bei Kleinkunden (95) Hinsichtlich des relevanten räumlichen Marktes bei der Belieferung von Kleinkunden haben die anmeldenden Parteien vorgebracht, dass dieser Markt in Österreich noch starke lokale und regionale Merkmale aufweise. In der Tat ist dieser Bereich erst seit Oktober 2001 liberalisiert, und die Wechselraten von Kleinkunden sind noch gering, so dass die überwiegende Zahl österreichischer Kleinkunden nach wie vor bei ihren angestammten lokalen und regionalen Verteilern Strom beziehen. Die Parteien leiten daraus ab, dass derzeit noch das traditionelle Versorgungsgebiet jedes österreichischen Weiterverteilers einen getrennten räumlich relevanten Markt für die Belieferung von Kleinkunden darstelle. (96) Jedoch beweisen Angaben der Parteien zum Wechselverhalten ihrer eigenen Kunden, dass Wechsel von Kunden zu anderen österreichischen Regionalversorgern sowie insbesondere zu neuen Anbietern wie Switch (einer Tochtergesellschaft der EnergieAllianz), MyElectric und Unsere Wasserkraft oder auch Unternehmen im Ökostromsegment, welche österreichweit oder im Bereich der Regelzone "Ost" anbieten, stattfinden. Hinzu kommt, dass Kleinkunden sich auch zu überregionalen Einkaufspools zusammenschließen und ihren Strombezug überregional, jedoch innerhalb Österreichs organisieren(34). Dies zeigt, dass durchaus eine Tendenz zur Integration der Kleinkundenmärkte innerhalb Österreichs festzustellen ist, ohne dass dies zu einer Marktöffnung über die österreichischen Landesgrenzen hinaus führen würde. g) Schlussfolgerung (97) Aus diesen Gründen ist davon auszugehen, dass die Märkte für die Belieferung von Großkunden, kleinen Weiterverteilern und Kleinkunden in räumlicher Hinsicht nicht größer als Österreich sind. 2. Der Markt für die Belieferung österreichischer Regionalverteiler könnte größer als Österreich sein (98) Nach Auffassung der Parteien geht der Markt für die Belieferung der großen regionalen Weiterverteiler in räumlicher Hinsicht über Österreich hinaus. Für die Zwecke der vorliegenden Entscheidung braucht diese Frage jedoch nicht entschieden zu werden. (99) Zwar spricht für eine auf Österreich beschränkte räumliche Marktabgrenzung, dass die österreichischen Landesversorger ihren nicht durch Eigenerzeugung gedeckten Bedarf an Strom traditionell im Wesentlichen bei Verbund decken und dass daneben ein nicht unerheblichem Umfang Lieferungen der Landesgesellschaften untereinander stattfinden. Erst seit der Liberalisierung kommen als Bezugsquellen ausländische Anbieter und Stromhändler hinzu. Einzelne Landesversorger haben geltend gemacht, aus Gründen der benötigten Strommengen, des niedrigeren Preisniveaus in Österreich und der Erforderlichkeit eines hohen Wasserkraftanteils für die Versorgung von Kleinkunden weiterhin in erheblichem Ausmaß auf Lieferungen des Verbund angewiesen zu sein. (100) Dem stehen Anhaltspunkte für einen über Österreich hinausgehenden räumlichen Markt gegenüber. Die Parteien haben vorgebracht, dass im Jahr 2002 die Belieferung der in der EnergieAllianz zusammengeschlossenen Regionalversorger zu [ > 60]* % durch nicht österreichische Lieferanten erfolgte. Nur etwa [< 30]* % des Zukaufsbedarfes der EnergieAllianz stammte von Verbund, und [< 15]* % stammte von anderen österreichischen Lieferanten. Da die EnergieAllianz nur verhältnismäßig geringe Verkäufe auf dem Handelsmarkt aufweist, kann davon ausgegangen werden, dass ein Hauptteil des von dieser nicht selbst erzeugten Stroms zur Versorgung ihrer Abnehmer von ausländischen Lieferanten stammt. Auch andere österreichische Regionalverteiler beziehen einen nicht unerheblichen Anteil ihrer Stromlieferungen von nicht österreichischen Lieferanten. Dies gilt insbesondere für TIWAG und VKW, deren Versorgungsgebiete technisch dem deutschen Regelblock angehören und die traditionell erhebliche Mengen Strom aus Deutschland beziehen. (101) Die Frage der räumlichen Marktabgrenzung bei der Belieferung der Regionalverteiler kann jedoch offen gelassen werden, denn auch wenn dieser Markt auf Österreich beschränkt sein sollte, würde der vorliegende Zusammenschluss auf diesem Markt keine beherrschende Stellung begründen oder verstärken. 3. Ein denkbarer Markt für die Bereitstellung von Ausgleichsenergie wäre in räumlicher Hinsicht auf die Regelzone "Ost" beschränkt (102) Sollte die Bereitstellung von Ausgleichsenergie einen eigenen sachlich relevanten Markt darstellen, so ist die geografische Ausdehnung dieses Marktes auf die Regelzone beschränkt. Gemäß den Regeln für europäische Transportnetze kann in Österreich Ausgleichsenergie nur innerhalb einer Regelzone bereitgestellt werden. Ein Transport der kostenmäßig entscheidenden Minutenenergiekomponente von Ausgleichsenergie über Regelzonengrenzen hinweg ist derzeit nicht möglich. Auch unter Berücksichtigung der derzeit laufenden Verhandlungen über eine Öffnung der Regelzone "Ost" nach Deutschland ist nicht zu erwarten, dass sich diese Situation kurzfristig ändert. Im vorliegenden Fall würde daher die Regelzone "Ost", für die Verbund als Regelzonenführer verantwortlich ist, den geografisch relevanten Markt bilden. 4. Auswirkungen von Liberalisierungsmaßnahmen (103) Mit dem Inkrafttreten einer neuen Elektrizitätsrichtlinie sowie einer Verordnung zum grenzüberschreitenden Energieaustausch ist mit hoher Wahrscheinlichkeit in naher Zukunft zu rechnen(35). Vorgesehen ist ein Wirksamwerden von Kernpunkten dieses Gesetzgebungspakets zum 1. Juli 2004 sowie von weiteren Bestimmungen bis zum 1. Juli 2007. Das Gesetzgebungspaket enthält eine Reihe von Bestimmungen, von denen anzunehmen ist, dass sie geeignet sind, Markteintritte von ausländischen Anbietern mittelfristig spürbar zu erleichtern. Es sind dies vor allem Regelungen bezüglich des Netzzugangs, verstärkte Unbundling-Maßnahmen sowie harmonisierte Regelungen zur grenzüberschreitenden Übertragung von Elektrizität. Auf diesen Gesichtspunkt wird im Rahmen der Würdigung der Zusagen in Abschnitt VIII Bezug genommen. D. Auswirkung des Zusammenschlusses 1. Der Zusammenschluss führt zur Entstehung einer marktbeherrschenden Stellung bei der Belieferung von Großkunden und kleinen Weiterverteilern (104) Der vorliegende Zusammenschluss führt zur Entstehung einer beherrschenden Stellung der beteiligten Unternehmen auf dem Markt oder den Märkten der Belieferung von Großkunden und kleinenWeiterverteilern mit Strom in Österreich. (105) Der Gerichtshof der Europäischen Gemeinschaften hat eine beherrschende Stellung als die wirtschaftliche Machtstellung eines Unternehmens definiert, die dieses in die Lage versetzt, die Au