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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ewerbsfähige Angebote darstellten, die von Kunden als mögliche Bezugsalternativen wahrgenommen wurden. Der Großteil der ausländischen Angebote stammte von EnBW. Für die übrigen deutschen Anbieter bestätigen die Angaben der Parteien die gemachten Ausführungen. (24) Quelle: UCTE, Statistisches Jahrbuch 2001. Die Zahlenangabe der Anmelder liegt höher als 25 %, weil diese ausschließlich auf die thermische Übertragungskapazität der Kuppelstellen Bezug nehmen. Laut E-Control ist jedoch in der Praxis nur der NTC-(net transfer capacity)-Wert von Relevanz, weil bei der Berechnung das gesamte Netz betrachtet und aufgrund der Schwachstellen im Netz hochgerechnet wird, d. h., welche Kapazitäten auf den Kuppelstellen praktisch zur Verfügung stehen, um im Fall des Ausfalls einer Leitung oder eines Transformators trotzdem einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten zu können. (25) Die europäische Vereinigung der Übertragungsnetzbetreiber ETSO befindet sich zurzeit in der Schlussphase der Diskussion zur kompletten Abschaffung der Transfergebühr ab 2004 und der Suche nach anderen Wegen der Preisfestlegung für grenzüberschreitenden Stromtransfer. (26) Bekanntmachung über die Definition des relevanten Marktes (Fußnote 10), Erwägungsgrund 32. Zur vorgeschlagenen Abänderung der Binnenmarktlinie siehe Erwägungsgrund 103. (27) Siehe Fußnote 10, Erwägungsgrund 17. (28) "Da sich der Markt für serviceorientierte Kunden in einer Übergangsphase befindet, aus der historische Preise für das letzte Jahr (2002) wenig Aufschluss über die in diesem und den Folgejahren zu erwartenden Preise geben, gehen wir von einem hypothetischen Ansatz für die Ermittlung des Wettbewerbspreises aus." (Frontier Economics: Gutachten zur Frage der Marktabgrenzung, S. 61). (29) Im Einzelnen siehe hierzu Erwägungsgrund 89. (30) Im Gegenzug erhöhen diese Kosten, die ja mit Ausnahme der CBT-Gebühr auch für den Käufer anfallen, allfällige Arbitrage-Kosten eines Neueintretenden, der Handelsstrom in Österreich an Endkunden verkaufen will. (31) So legte die Frontier Economics Studie für die Profitabilitätsabschätzung von Neueintretenden in der kurzen Frist bei einjähriger Kundenretention hinsichtlich Kunden mit einem Jahresverbrauch von über 100 GWh die Annahme eines prozentuellen Akquisitionsrabatts von [< 1]* % zugrunde sowie bei Kunden mit einem Jahresverbrauch von 4-20 GWh und 20-100 GWh einen Rabatt von [< 5]* %. In der Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission vom 2. Mai 2003 erweiterten die Parteien die Annahme eines Akquisitionsrabatts von [< 5]* % auch auf die Großkundengruppe mit einem Jahrsverbrauch von 0,1-4 GWh. Im Gegensatz dazu erbrachte die Marktuntersuchung der Kommission bei Unternehmen, die sich hinsichtlich der Regelzone "Ost" in einer Neueintretenden vergleichbaren Wettbewerbssituation befinden, durchschnittliche Werte, die im oberen Rahmen um 300 %, 63 %, 100 % und 183 % (für die Kundengruppen > 100 GWh, 20-100 GWh, 4-20 GWh und 0,1-4 GWh) über den Annahmen der Frontier Economics Studie liegen. Selbst im unteren Rahmen liegt nur ein Wert im Bereich der Annahme der Studie (Kundengruppe 20-100 GWh), während die drei übrigen Werte zum Teil deutlich darüber liegen (um 50 %, 25 % bzw. 133 % für Kundengruppen >100 GWh, 4-20 GWh und 0,1-4 GWh). Insofern kann keinesfalls davon ausgegangen werden, dass die Annahmen der Studie in diesem zentralen Punkt den realen Marktverhältnissen entsprechen. In Beantwortung des Auskunftsersuchens der Kommission vom 2. Mai 2003 legten die Parteien eine Sensitivitätsanalyse der Ergebnisse der Studie im Hinblick auf höhere Akquisitionskosten vor. Diese Analyse endet jedoch bei um 50 % höheren als den ursprünglich angenommenen Akquisitionskosten. Wie gezeigt, liegt dies zum Teil deutlich unter den Ergebnissen der Marktuntersuchung. Selbst bei diesen Annahmen ergab sich jedoch für die Kundengruppen von 4-20 GWh und von 20-100 GWh Jahresverbrauch bereits eine Gewinnschwelle von über 5 % erforderlichem Preisanstieg. Für die Großkundengruppe von 0,1-4 GWh liegt selbst ohne jegliche Erhöhung der angenommenen Akquisitionskosten im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse (eine diesbezügliche Analyse wurde von den Parteien nicht vorgenommen) die Gewinnschwelle von Neueintretenden bei einer Preiserhöhung von über 5 %. (NB: Für diese Kundengruppe liegen die Akquisitionskosten laut Marktuntersuchung um 133-188 % über dem von den Parteien zugrunde gelegten Wert. Dies legt die Annahme der Erfordernis einer deutlich über 10 % liegenden Preiserhöhung zur Erreichung der Profitabilitätsschwelle in dieser Kundengruppe nahe.) Daraus folgt, dass eine kritische Betrachtung der Annahmen der Frontier Economics Studie zum Schluss führt, dass Preiserhöhungen von weit mehr als 5 % nötig wären, um im Modell von Frontier Economics Markteintritt in kurzer Frist profitabel zu machen. Anmerkung zur Marktuntersuchung: Die Kommission befragte hierzu sieben Unternehmen, die mit der Marktsituation in Österreich hinreichend vertraut sind und sich außerdem in einer Marktsituation hinsichtlich der Regelzone "Ost" befinden, die jener von Markteintretenden vergleichbar ist. Dies waren die deutschen Unternehmen E.On und EnBW sowie das Schweizer Unternehmen Atel, weiter die westösterreichischen Anbieter TIWAG und VKW sowie die nur im untersten Großkundensegment tätigen Unternehmen MyElectric und Ökostrom. Die Kommission erhielt Antworten von sechs dieser sieben Unternehmen, die teilweise einen oberen und unteren Rahmen von Rabatten für einjährige Kundenakquisition von Neueintretenden angaben. Die entsprechende Frage lautete: "Welches ist Ihrer Erfahrung nach der erstjährige Akquisitionsrabatt der für das gleiche Stromprodukt von einem Anbieter wie ihrer Firma derzeit zu gewähren ist, um einen Kunden in der APG Zone zum Wechsel des bisherigen Lieferanten zu bewegen? Bitte geben Sie diesen Rabatt in % des reinen Strompreises (ohne Durchleitungskosten und Aufschläge) an." (32) Präsentation "Österreichische Stromlösung", Januar 2002, S. 9. Preise für Verbrauch von 24 GWh/a. Quelle: Eurostat, Internationale Regulatoren. (33) Zum Ausgleich erhöhter Kosten unrentabler Kraftwerksanlagen, die im Vertrauen auf das Fortbestehen der Monopolrechte sowie aufgrund auferlegter Verpflichtungen und erteilter Betriebsgarantien durchgeführt wurden ("Stranded Costs"), sieht die Binnenmarktrichtlinie Elektrizität für einen bestimmten Zeitraum die Möglichkeit der Gewährung von Beihilfen vor. Die grundsätzliche Genehmigung solcher Beihilfen in Höhe von bis zu 560 Mio. EUR für eine Reihe von Laufkraftwerken und ein thermisches Kraftwerk des Verbundes erteilte die Kommission mit Entscheidung vom 25. Juli 2001 in der Sache Staatliche Beihilfe N 34/99 - Österreich, Ersatz von "Stranded Costs". Die Parteien weisen hierzu darauf hin, dass die Inkraftsetzung dieser Entscheidung in Österreich unwahrscheinlich ist. Jedoch ist bereits eine teilweise Begrenzung des Erzeugungskostenrisikos ein vorteilhafter Kostenfaktor. (34) Es ist dabei von untergeordneter Bedeutung, ob diese Strompools von Kleinkunden bereits dem unteren Segment des Großkundenmarkts zuzurechnen sind oder weiterhin dem Kleinkundenmarkt. In den internen Papieren der Parteien finden sich Hinweise, dass diese bestrebt sind, die Bindung dieser Kunden an den Kleinkundenmarkt beizubehalten. (35) Siehe Gemeinsamer Standpunkt (EG) Nr. 5/2003 vom 3. Februar 2003, vom Rat festgelegt gemäß dem Verfahren des Artikels 251 des Vertrags zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft im Hinblick auf den Erlass der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (ABl. C 50 E vom 4.3.2003, S. 15) sowie zuletzt: Legislative Entschließung des Europäischen Parlaments zu dem Gemeinsamen Standpunkt des Rates im Hinblick auf den Erlass der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (15528/2/202 - C5-0034/2003 - 2001/0077(COD)) vom 4. Juni 2003 (P5_TA-PROV (2003)0242). Gemeinsamer Standpunkt (EG) Nr. 4/2003 vom 3. Februar 2003, vom Rat festgelegt gemäß dem Verfahren des Artikels 251 des Vertrags zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft im Hinblick auf den Erlass der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel (Text von Bedeutung für den EWR) (ABl. C 50 E vom 4.3.2003, S. 1) sowie zuletzt: Legislative Entschließung des Europäischen Parlaments zu dem Gemeinsamen Standpunkt des Rates im Hinblick auf den Erlass der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel (15527/2/2002 - C5-0036/2003 - 2001/0078(COD)) vom 4. Juni 2003 (P5_TA-PROV (2003)0244). (36) Urteil vom 13. Februar 1979 in der Rs. 85/76 - Hoffmann-La Roche/Kommission, Slg. 1979, S. 461 (Randnummer 39); siehe auch das Urteil des Gerichts erster Instanz vom 25. März 1999 in der Rs. T-102/96 - Gencor/Kommission, Slg. 1999, S. II-753 (Randnummern 201 und 202). (37) Urteil Hoffmann-La Roche (Fußnote 32), Randnummer 39. (38) Zu Marktanteilen des Jahres 2002 siehe Erwägungsgrund 122. (39) Der Marktanteil von TIWAG sinkt auf unter 15 %, wenn die Belieferung der Innsbrucker Kommunalbetriebe, eines mit TIWAG verbundenen Unternehmens, ausgenommen wird. Gleichzeitig steigt der gemeinsame Marktanteil der Parteien um einige Prozent. (40) Antwort der Salzburg AG vom 27. Februar 2003 auf ein Auskunftsverlangen der Kommission. (41) Vgl. Fußnote 32. (42) Vgl. oben, Erwägungsgrund 82. (43) Dies folgt auch aus der statistischen Tatsache, dass innerhalb des Großkundenmarkts das Ausgleichsenergierisiko - und damit das Ausgleichsenergiekostenrisiko - mit der Größe der Bilanzgruppe abnimmt. Auch das Argument der Parteien, dass sehr kleine Bilanzgruppen geringere Ausgleichsenergiekosten hätten, da sie die Schwelle jener Energieabweichung, die Minutenreserve-Abruf auslöst, nicht erreichen, ist, jedenfalls was den Großkundenmarkt betrifft, nicht überzeugend. Dies ergibt sich daraus, dass im Großkundenbereich auch wenige Kunden bereits erhebliche Energiemengen abnehmen können. (44) Wert nach bezogener Menge, davon Haushalte 0,8 %, sonstige Tarifabnehmer 3 %. E-Control, Jahresbericht 2002, S. 70. (45) Anlage 10 zur Antwort der EnergieAllianz auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 28. Februar 2003. Angaben zur WienEnergie sind nicht berücksichtigt, weil die Antwort insoweit unvollständig ist. (46) Verbund - Austrian Power Vertriebs GmbH (HGB) Gesellschafterausschuss, 7. Sitzung, 28. November 2002, Agenda, Punkt 3. (47) Anlage 10 zur Antwort der EnergieAllianz auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 28. Februar 2003. Angaben zu WienEnergie sind nicht berücksichtigt, weil die Antwort diesbezüglich unvollständig ist. Wechselzahlen, die die EnergieAllianz bei der Anhörung vorlegte, zeigen, dass auch in den neun Monaten von Juli 2002 bis März 2003 es Verbund selbst war, der nach MyElectric und Unsere Wasserkraft die meisten EnergieAllianz Wechselkunden im Kleinkundenbereich (Netzebene 7) erwarb. Der entsprechende Prozentanteil an den gesamten Wechselkunden der EnergieAllianz ist allerdings in diesem Zeitraum, [auf < 15 %]* % zurückgegangen, was allerdings angesichts des geplanten Zusammenschlusses nicht weiter überraschend ist. (48) Eine geplante Zusammenarbeit der Ruhrgas AG mit der Salzburg AG, die im Bereich der "Multi Utility" die Versorgung von Endkunden als Ziel gehabt hätte, hat sich bisher nicht verwirklicht. Die Ruhrgas AG wäre im Fall eines Zustandekommens einer solchen Kooperation letztlich als Wettbewerber des mit E.On verbundenen EnergieAllianz-Unternehmens EVN aufgetreten. (49) Vgl. Tabelle 1 in Erwägungsgrund 20. (50) Es kann darüber hinaus angenommen werden, dass die Wirkung der in Erwägungsgrund 103 diskutierten gesetzgeberischen Maßnahmen die Belieferung österreichischer Regionalversorger aus dem Ausland weiter erleichtert. (51) Diese Befristung ist im Zusammenhang mit den in Erwägungsgrund 103 besprochenen gesetzgeberischen Maßnahmen zu sehen. (52) Siehe Fußnote 50. (53) Siehe Fußnote 50. (54) Siehe hierzu Erwägungsgrund 103. (55) Vgl. Mitteilung über Abhilfemaßnahmen, Erwägungsgrund 30. (56) Mitteilung über Abhilfemaßnahmen, Erwägungsgrund 12. (57) Siehe Fußnote 8. ANHANG Der Originaltext der Bedingungen und Auflagen gemäß den Artikeln 2 und 3 kann auf folgender Webseite der Kommission eingesehen werden: http://europa.eu.int/comm/ competition/index_en.html