2001/519/EG: Entscheidung der Kommission vom 13. Juni 2000 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.1673 — VEBA/VIAG) (Text von Bedeutung für den EWR.) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2000) 1597)

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Avis juridique important | 32001D0519 2001/519/EG: Entscheidung der Kommission vom 13. Juni 2000 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.1673 — VEBA/VIAG) (Text von Bedeutung für den EWR.) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2000) 1597) Amtsblatt Nr. L 188 vom 10/07/2001 S. 0001 - 0052 Entscheidung der Kommission vom 13. Juni 2000 zur Vereinbarkeit eines Zusammenschlusses mit dem Gemeinsamen Markt und mit dem EWR-Abkommen (Sache COMP/M.1673 - VEBA/VIAG) (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2000) 1597) (Nur der deutsche Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) (2001/519/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 im Hinblick auf die Entscheidung der Kommission vom 4. Februar 2000, das Verfahren in dieser Sache einzuleiten, nachdem den beteiligten Unternehmen Gelegenheit gegeben wurde, sich zu den Einwänden der Kommission zu äußern, nach Anhörung des Beratenden Ausschusses für die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen(3) in Erwägung nachstehender Gründe: (1) Am 14. Dezember 1999 ist die Anmeldung eines Zusammenschlussvorhabens gemäß Artikel 4 der Verordnung (EWG) Nr. 4064/89 bei der Kommission eingegangen, wonach die VEBA Aktiengesellschaft und die VIAG Aktiengesellschaft beabsichtigen, im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Buchstabe a) der Fusionskontrollverordnung zu fusionieren. (2) Die Kommission hat am 4. Februar 2000 gemäß Artikel 6 Absatz 1 Buchstabe c) der Fusionskontrollverordnung und Artikel 57 des Abkommens über den Europäischen Wirtschaftsraum (EWR-Abkommen) entschieden, in diesem Fall das Verfahren einzuleiten. (3) Der Beratende Ausschuss hat am 24. Mai 2000 den Entwurf der vorliegenden Entscheidung erörtert. I. DIE PARTEIEN UND DAS VORHABEN (4) VEBA ist ein diversifizierter Konzern mit Aktivitäten im Bereich Elektrizität, Erdgas, Mineralöl, Chemikalien, Telekommunikation, Wasser, Entsorgung, Stahlhandel, Logistik und Immobilienmanagement. Der Konzern ist auf allen Stufen der Elektrizitätswirtschaft über das Tochterunternehmen PreussenElektra AG (im Folgenden PreussenElektra) tätig. Die PreussenElektra ist eines der größten deutschen Stromverbundunternehmen, dessen angestammtes Versorgungsgebiet die nördlichen Bundesländer Schleswig-Holstein, Niedersachsen und weite Teile von Hessen umfasst. Darüber hinaus hatte die PreussenElektra mit der RWE und der zu VIAG gehörenden Bayernwerk AG im Zuge der deutschen Wiedervereinigung zusammen mit den anderen westdeutschen Verbundunternehmen die Vereinigte Energiewerke AG (VEAG) übernommen. Die PreussenElektra beherrscht die VEAG jedenfalls gemeinsam mit der RWE und der Bayernwerk AG. Weitere beherrschende Beteiligungen des VEBA-Konzerns außerhalb des Verbundgebietes bestehen u. a. an Regionalversorgungsunternehmen in den Neuen Bundesländern (e.dis sowie Avacon). (5) VIAG ist ein international tätiger Mischkonzern, der in den Bereichen Elektrizität, Erdgas, Chemikalien, Telekommunikation, Verpackungen, Wasser, Entsorgung, Aluminium, Stahlhandel und Logistik aktiv ist. Die Energieaktivitäten sind in dem Konzernunternehmen Bayernwerk AG (im folgenden Bayernwerk) konzentriert, das ebenfalls zu den großen deutschen Verbundunternehmen gehört. Auch das Bayernwerk ist auf allen Stufen der Elektrizitätswirtschaft tätig. Das angestammte Netz- und Versorgungsgebiet erstreckt sich auf den größten Teil des südlichen Bundeslandes Bayern. Neben der VEAG (siehe Randziffer 4) kontrolliert die Bayernwerk gemeinsam mit der zur amerikanischen Southern Company gehörenden Southern Energy Beteiligungsgesellschaft die Berliner Kraft- und Licht (BEWAG) AG. Der ostdeutsche Regionalversorger TEAG, der außerhalb des Verbundgebietes der Bayernwerk sein Versorgungsgebiet hat, gehört ebenfalls zum VIAG-Konzern. (6) Die Parteien beabsichtigen eine Verschmelzung von VIAG als übertragendem Rechtsträger auf VEBA als übernehmendem Rechtsträger gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 1 Umwandlungsgesetz. Es handelt sich daher um eine Fusion im rechtlichen Sinne. II. DER ZUSAMMENSCHLUSS (7) VEBA und VIAG sind zwei bisher voneinander unabhängige Unternehmen, die beabsichtigen zu fusionieren. Es handelt sich daher um einen Zusammenschluss im Sinne des Artikels 3 Absatz 1 Buchstabe a) der Fusionskontrollverordnung. III. GEMEINSCHAFTSWEITE BEDEUTUNG (8) Die Parteien erzielten einen weltweiten Gesamtumsatz von mehr als 5 Mrd. EUR im Geschäftsjahr 1998(4) (VEBA: 42,8 Mrd. EUR; VIAG: 25,1 Mrd. EUR). Der gemeinschaftsweite Umsatz der VEBA (33,5 Mrd. EUR) sowie der VIAG (18,2 Mrd. EUR) überschreitet jeweils 250 Mio. EUR. VEBA erzielte im Jahr 1998 zwei Drittel des gemeinschaftsweiten Gesamtumsatzes in Deutschland. Die VIAG erzielte nach eigenen Angaben in keinem Mitgliedstaat mehr als zwei Drittel ihres gemeinschaftsweiten Gesamtumsatzes. Der angemeldete Zusammenschluss hat daher gemeinschaftsweite Bedeutung. IV. BEURTEILUNG NACH ARTIKEL 2 DER FUSIONSKONTROLLVERORDNUNG (9) Beide Parteien sind in einer Vielzahl von Geschäftsbereichen tätig. Es ist davon auszugehen, dass der Zusammenschluss zur Entstehung einer marktbeherrschenden Stellung von VEBA/VIAG im Bereich der Elektrizität in Deutschland (A) und zur Verstärkung marktbeherrschender Stellungen im Bereich Chemie (B) führt. In anderen Bereichen ist die Entstehung oder Verstärkung einer marktbeherrschenden Stellung nicht zu erwarten. Dies gilt namentlich für die Sektoren Gas (C) und Stahlhandel (D). A. ELEKTRIZITÄT (10) Das Fusionsvorhaben führt zur Entstehung eines marktbeherrschenden Duopols von VEBA/VIAG und RWE auf dem bundesweit abzugrenzenden Markt für die Elektrizitätsabgabe von der Verbundebene. 1. Sachlich relevanter Markt (11) Die Kommission hat in vorhergehenden Entscheidungen(5) folgende sachlich relevante Märkte im Bereich der Elektrizitätswirtschaft unterschieden: die Erzeugung, d. h. die Erzeugung von Elektrizität in Kraftwerken; die Übertragung, d. h. den Transport von Elektrizität über Hochspannungskabel; die Verteilung, d. h. den Transport von Elektrizität über Mittel- und Niederspannungsleitungen; sowie die Versorgung, d. h. die Belieferung von Endabnehmern mit Elektrizität. In einer weiteren Entscheidung(6) wurde ein weiterer Produktmarkt im Bereich der Elektrizitätswirtschaft, der Handel mit Elektrizität, unterschieden, ohne den Markt jedoch abschließend zu definieren. (12) Die bisherigen Entscheidungen der Kommission beurteilten die Marktverhältnisse vorwiegend in der britischen sowie der französischen Elektrizitätswirtschaft. In neueren Entscheidungen, die Konzentrationen auf dem deutschen Markt betrafen, konnte die Marktabgrenzung weitestgehend offen gelassen werden. Für die Marktabgrenzung bedeutsam ist die Struktur der Elektrizitätswirtschaft, die Aufschluss darüber gibt, wie die Anbieter- und die Abnehmerseite zusammengesetzt ist. (13) Der deutsche Stromsektor ist durch die vertikale Gliederung in überregionale Verbundunternehmen, regionale Stromversorgungsunternehmen (Regionalversorger) und lokale Verteilerunternehmen (insbesondere Stadtwerke) geprägt. (14) Die von den Verbundunternehmen erzeugte Elektrizität ebenso wie die von Stromimporteuren eingeführte Elektrizität wird über Hoechst- und Hochspannungsnetze (380/220 kV), das so genannte Übertragungsnetz, an verschiedene Abnehmergruppen geliefert. Über das Übertragungsnetz werden neben Regionalversorgungsunternehmen größere Stadtwerke, Stromhändler sowie größere industrielle Sonderabnehmer beliefert, die direkt von dieser Spannungsebene abnehmen. (15) Die Verbundunternehmen sind darüber hinaus aufgrund ihrer vertikalen Integration über Konzernunternehmen auf allen nachgelagerten Märkten tätig (siehe hierzu die Randziffer 16 ff.). (16) Die Regionalversorgungsunternehmen beliefern über Niederspannungsleitungen (unter 20 kV) sowie teilweise über Mittelspannungsleitungen (20-110 kV) sowohl Stadtwerke als auch Endkunden. Größtenteils sind sie dabei als Verteiler der von den Verbundunternehmen erzeugten Elektrizität tätig. In geringem Umfang erzeugen sie auch selber Elektrizität, die sie jedoch über die Niederspannungs- und Mittelspannungsleitungen an ihre eigenen Kunden absetzen. (17) Auf der untersten Verteilerstufe versorgen Stadtwerke über Niederspannungsleitungen ausschließlich die Endabnehmer. Auch die Stadtwerke erzeugen zum Teil Elektrizität selber, die sie vor allem jedoch zur Deckung des eigenen Bedarfs einsetzen. Es handelt sich überwiegend um Strom aus Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. Inwiefern diese Marktstufe gegebenenfalls weiter nach der Art der Endabnehmer zu unterteilen ist, konnte in früheren Entscheidungen der Kommission offen gelassen werden(7). Anhaltspunkte bestehen jedenfalls dafür, dass für die Belieferung von Kleinkunden(8) (Haushalts-, Gewerbe- und landwirtschaftliche Kunden mit einer Anschlussleistung von weniger als 30 kW und einem Jahresstromverbrauch von unter 30 MWh) aus den Niederspannungsnetzen und für die Belieferung von industriellen Sondervertragskunden aus den Mittelspannungs- und darüber liegenden Netzebenen unterschiedliche Marktbedingungen bestehen und diese demnach verschiedenen sachlich relevanten Märkten zuzuordnen sind. (18) Beim Stromhandel handelt es sich um einen im Aufbau befindlichen Markt, der erst mit der freien Auswahlmöglichkeit der Abnehmer im Zuge der Liberalisierung entstehen konnte. Unter Stromhandel ist der Ankauf und Verkauf von Elektrizität auf eigenes Risiko und für eigene Rechnung zu verstehen. Stromhandel findet auf allen Spannungsebenen statt. Dementsprechend sind im Stromhandel neben den unabhängigen Händlern ohne eigene Erzeugungskapazitäten und ohne eigenes Netz auch Verbundunternehmen, andere Kraftwerksbetreiber und Stromimporteure auf der Anbieter-, sowie zum Teil auf der Abnehmerseite tätig. Agenturtätigkeiten, d. h. die Vermittlung von Strom durch Tankstellen sowie Handelsketten, die nicht das Absatzrisiko tragen (dieses liegt vielmehr beim Erzeuger), sind keine Handelstätigkeiten. (19) Die oben (Randziffer 14) beschriebene Stromabgabe von der Verbundebene bildet angesichts der Eigenschaften des Produkts (d. h. der betroffenen Spannungsebene) sowie der hieran interessierten spezifischen Abnehmergruppen einen eigenen Markt. Er umfasst (in Deutschland) die Erzeugung von Strom auf der Verbundebene sowie Stromimporte, die über Hoechst- und Hochspannungsleitungen an verschiedene Abnehmergruppen, wie die Regionalverteiler, größere Stadtwerke, Stromhändler und große industrielle Sonderabnehmer, geliefert werden. Dieser Markt ist im Folgenden zu untersuchen. Soweit die Parteien auf nachgelagerten Märkten tätig sind, werden die Auswirkungen der Fusion auf diesen Märkten im Rahmen der wettbewerblichen Beurteilung der Auswirkungen auf der Verbundebene berücksichtigt. 2. Räumlich relevanter Markt (20) Der räumliche Referenzmarkt besteht aus einem Gebiet, auf dem die betroffenen Unternehmen als Anbieter oder Nachfrager von Waren oder Dienstleistungen auftreten, in dem die Wettbewerbsbedingungen hinreichend homogen sind und das sich von den benachbarten Gebieten unterscheidet. (21) Die Parteien gehen in der Anmeldung des Zusammenschlussvorhabens davon aus, dass es sich bei dem Markt für die Elektrizitätsabgabe von der Verbundebene um einen EG-weiten Markt handelt. Sie begründen ihre Einschätzung unter anderem damit, dass mit der EG-Stromrichtlinie einheitliche Rahmenbedingungen für die Erzeugung geschaffen wurden. Auch die Tatsache, dass nach ihrer Ansicht Abnehmer in der Europäischen Union zunehmend zu europaweiten Ausschreibungen übergingen und dass über das UCTE-Netz(9) eine Verbindung zwischen den Übertragungsnetzen der wesentlichen kontinentalen EG-Mitgliedstaaten besteht, spreche für einen weiteren als nationalen Markt. 2.1. Der Markt ist nicht weiter als national (22) Die Ermittlungen der Kommission haben hingegen ergeben, dass der Markt für die Abgabe von Elektrizität von der Verbundebene nicht weiter als national ist. Das liegt überwiegend daran, dass die Kapazität der Interconnectoren, d. h. der Kuppelstellen mit dem benachbarten Ausland, begrenzt ist und dass daher Importe bereits aufgrund der technischen Vorgaben gering sind. So betrug nach den Angaben der Anmeldung der Importanteil an der deutschen Stromversorgung im Jahr 1998 38,5 TWh, was einem Anteil von rund 8 % entspricht. Berechnungen der "European Transmission Systems Operators" (ETSO)(10) zufolge betrug der Import nach Deutschland in dem Zeitraum vom 1. Oktober 1998 bis 30. September 1999 ca. 28 TWh. Bei einem Elektrizitätsverbrauch von 479,0 TWh läge die Importquote demnach bei knapp unter 6 %. Die wirkliche Importquote dürfte nach Einschätzung der Kommission noch niedriger sein, da ein Teil der nach Deutschland importierten elektrischen Energie dem deutschen Markt nicht zur Verfügung steht. Dabei handelt es sich vielmehr um Transitstrom, der Deutschland lediglich durchquert und in andere Zielländer geliefert wird. So liefert z. B. die französische EdF über das deutsche Verbundnetz und die Schweiz an die italienische ENEL. Dementsprechend sind die Märkte für die Abgabe von Elektrizität von der Verbundebene angesichts der hohen Importbarrieren allenfalls national. (23) Ausländische Erzeuger sind für Importe in den deutschen Markt auf verfügbare Kapazitäten an den Interconnectoren angewiesen. Die Kapazitäten sind jedoch nach Angaben von Marktteilnehmern ausgesprochen begrenzt. Die nachfolgende Übersicht zeigt die Nennkapazitäten der einzelnen Interconnectoren, die für Importe nach Deutschland zur Verfügung stehen. Tabelle: Kuppelkapazitäten Ausland (Quelle: UCPTE, 1998) >PLATZ FÜR EINE TABELLE> (24) Die arithmetische Addition der einzelnen Übertragungskapazitäten aller Interconnectoren Ausland/Deutschland liegt demnach bei ca. 46,0 GW. Nach Angeben der Parteien beinhaltet diese Nennkapazität noch nicht die Netzverbindungen zwischen Luxemburg und Deutschland. (25) Selbst die Parteien gehen jedoch nicht davon aus, dass diese arithmetische Übertragungskapazität die physikalische Wirklichkeit widerspiegelt und dass die so ermittelte Kapazität der Interconnectoren für Stromimporte nach Deutschland in vollem Umfang zur Verfügung steht. Vielmehr gehen sie davon aus, dass die hintergelagerten Netze ein maximales Importvolumen von rund 15 GW zu einem gegebenen Zeitpunkt erlauben. Als Grund für die deutlich niedrigere effektive Importkapazität verweisen die Parteien auf die mit andernorts simultan erfolgenden Übertragungen verbundenen Ringfluesse der Elektrizität ("loop flow"). (26) Unter Berücksichtigung des physikalischen Lastflusses wurde auf internationaler Ebene ein Konzept erarbeitet, das u. a. die Angabe freier Übertragungsquerschnitte zwischen Ländern vorsieht(11). Nach diesen Berechnungen, die auf deutscher Seite die RWE AG im Auftrag der Deutschen Verbundgesellschaft durchgeführt hat, ergibt sich als maximale Importübertragungskapazität 13,4 GW. (27) Die meisten der befragten Marktteilnehmer sahen jedoch auch die so ermittelte Maximalleistung noch als zu hoch an. Aufgrund von unvermeidlichen Ringfluessen, Spannungshaltungs- und Stabilitätsproblemen liegt die maximale Importkapazität nach Ansicht der meisten Marktteilnehmer zwischen 7 und 10 GW. Die befragten Marktteilnehmer wiesen ferner darauf hin, dass die Kapazität der Interconnectoren auch in erheblichem Maße über langlaufende Verträge für die Verbundunternehmen, die Eigentümer der Interconnectoren sind, reserviert sei. So ist insbesondere der Interconnector an der deutsch-dänischen Grenze, der auf deutscher Seite von der PreussenElektra betrieben wird, bereits zu 50 % durch langlaufende Verträge blockiert. Von der Kapazität, die nach den Angaben der Parteien 1200 MW beträgt, werden nur 500 MW in einem Auktionsverfahren vergeben. (28) Die Parteien tragen vor, dass die Interconnectoren durch zeitgleiche Stromim- und -exporte entlastet würden, so dass die Kapazität in Höhe des Saldos von Im- und Export wieder zur Verfügung stehe. Die von der UCPTE vorgenommene Messung der Leistung des Energieflusses zeigt jedoch deutlich, dass der Saldo der Leistung des Energieflusses an einem Interconnector jeweils deutlich in eine Richtung weist, so dass offensichtlich entweder ein deutlicher Export- oder Importüberschuss besteht. In Höhe und in Richtung dieses Saldos sind weitere Stromlieferungen jedenfalls ausgeschlossen, da die Kapazität des Interconnectors in dieser Höhe belegt ist. So werden aus Frankreich zur Zeit gewisse Mengen nach Deutschland ausgeführt, dagegen finden nur geringfügige Einfuhren von Deutschland nach Frankreich statt, da der für eine Liberalisierung erforderliche Rechtsrahmen noch nicht vollständig vorliegt. In den Niederlanden ist das Strompreisniveau derzeit höher als in Deutschland. Deswegen gibt es Lieferungen von Deutschland in die Niederlande, nicht aber umgekehrt. Auch über andere Interconnectoren finden weit überwiegend Exporte bzw. Importe statt, so dass eine Entlastung der Interconnectoren derzeit kaum stattfindet. (29) Es ist nicht auszuschließen, dass die Exporte und damit die Entlastung der Interconnectoren zugunsten von Stromimporten in Zukunft, insbesondere mit der zunehmenden Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte in den Nachbarstaaten Deutschlands, zunehmen. Eine solche Zunahme der Exporte hängt jedoch von vielen Faktoren ab. Derzeit ist es jedenfalls mangels konkreter Anhaltspunkte zur künftigen Entwicklung der Exporte verfrüht, eine solche noch ungewisse Entwicklung im Rahmen dieses Zusammenschlussverfahrens zu berücksichtigen. (30) Hinzu kommt, dass Importe insbesondere ausländischer Anbieter von Elektrizität weiter dadurch erschwert werden, dass für grenzüberschreitende Stromlieferungen in die Bundesrepublik ein Transportentgelt, die sogenannte T-Komponente, in Höhe von 0,125 Pf/kWh fällig wird, wenn die transportierte Strommenge nicht saldiert werden kann (dazu näher Punkt 2.4). (31) Demzufolge belegen nicht nur die niedrige Importquote, sondern auch die begrenzte Importkapazität der Interconnectoren und die weiteren Kosten (auch solche, die mit der Nutzung der Interconnectoren verbunden sind), dass der geografische Markt keinesfalls weiter als national ist. 2.2. Für die wettbewerbliche Beurteilung wird ein nationaler Markt zugrunde gelegt: Der Markt wird in absehbarer Zukunft nicht enger als national sein (32) Fraglich ist angesichts der Tatsache, dass viele Energieversorgungsunternehmen trotz der dazu bestehenden rechtlichen Möglichkeit noch keine Abnehmer in den ehemaligen geschützten Versorgungsgebieten von Wettbewerbern beliefern, ob auf der Verbundebene bereits ein Markt mit nationaler Ausdehnung besteht. Vor der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte war die Tätigkeit jedes Energieversorgungsunternehmens auf das eigene Versorgungsgebiet beschränkt. Entsprechend war der geografische Markt für die Elektrizitätsabgabe von der Verbundebene nicht weiter als der Abnehmerkreis, der über das Übertragungsnetz des Erzeugungsunternehmens erreichbar war. (33) In jüngeren Entscheidungen(12), die die Auswirkungen eines Zusammenschlusses auf bereits liberalisierten Strommärkten untersuchten, hat die Kommission Anzeichen dafür gefunden, dass die Erzeugung elektrischer Energie in Deutschland einen nationalen Markt darstellen könnte, die genaue Abgrenzung jedoch offen gelassen. Die Kommission ist der Auffassung, dass sich der Markt für die Elektrizitätsabgabe von der Verbundebene in naher Zukunft in Deutschland zu einem nationalen Markt entwickeln wird. Ausschlaggebend dafür sind die inzwischen geschaffenen Rahmenbedingungen für die Durchleitung von Elektrizität durch die Netze Dritter sowie weitere auf dem Markt vorhandene Faktoren (siehe unten Punkte 2.3 und 2.4). 2.3. Rahmenbedingungen für die Durchleitung (34) Das deutsche Gesetz zur Neuregelung des Energierechts(13) hat zu einer Liberalisierung und Deregulierung der Strommärkte geführt. Das Gesetz setzt die Richtlinie 96/92/EG (im Folgenden Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität) in nationales Recht um. Eine Beschränkung auf Kunden einer bestimmten Größenordnung, wie nach Artikel 19 dieser Richtlinie zulässig, findet in Deutschland nicht statt. Das Gesetz eröffnet vielmehr den Wettbewerb um alle Abnehmergruppen, darunter auch Letztverbraucher jeder Größenordnung. Das deutsche Recht hatte Gebietsabsprachen, die so genannten Demarkationen, und ausschließliche Wegerechte in so genannten Konzessionsverträgen mit den Gemeinden ursprünglich vom Verbot wettbewerbsbeschränkender Absprachen ausgenommen (§§ 103, 103a GWB a. F.). Diese Regelung ist durch das Energiewirtschaftsgesetzes n. F. (EnWG) mit Wirkung vom 29. April 1998 abgeschafft worden. (35) Die Belieferung von Dritten innerhalb der bisherigen geschlossenen Versorgungsgebiete wird auf zwei Wegen ermöglicht, entweder durch zusätzliche Leitungen und Kabel oder mittels Durchleitung. (36) Um eine diskriminierungsfreie Durchleitung zu gewährleisten, sieht die Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität eine organisatorische Trennung des Netzbetriebes sowie eine buchhalterische und bilanzielle Trennung des Netzbetriebes vor(14). Möglich ist eine Übertragung des Netzeigentums auf eine eigene Betreibergesellschaft, der Netzbetrieb durch eine unabhängige Gesellschaft oder eine Trennung von Netzbetrieb und Erzeugung sowie Vertrieb lediglich auf der Ebene der Organisation und der Rechnungslegung. Für letztere Variante hat sich der deutsche Gesetzgeber entschieden. (37) Der allgemeine Durchleitungsanspruch, gesetzlich verankert in § 6 des EnWG, beruht auf dem Konzept des verhandelten Netzzugangs. Gemäß § 6 Absatz 1 EnWG haben Betreiber von Energieversorgungsnetzen anderen Unternehmen das Versorgungsnetz zu Bedingungen zur Verfügung zu stellen, die nicht ungünstiger sind, als sie von ihnen in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen tatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden. Durchleitungsverweigerungen sind im Einzelfall nach dem Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts außer bei fehlenden Kapazitäten zum Schutz von Strom, der aus Braunkohle erzeugt wird (Braunkohle-Schutzklausel gem. Artikel 4 § 3 des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts), zum Schutz von Strom aus Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (§ 6 Absatz 3 EnWG) sowie ferner nach Maßgabe der Reziprozitätsklausel (Artikel 4 § 2 des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts) möglich. (38) § 6 Absatz 2 EnWG sieht vor, dass das Bundesministerium für Wirtschaft (BMWi) durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Gestaltung der Verträge nach § 6 Absatz 1 EnWG regeln und Kriterien zur Bestimmung von Durchleitungsentgelten festlegen kann. Von dieser Ermächtigung hat das BMWi jedoch keinen Gebrauch gemacht, weil es eine freiwillige Lösung der betroffenen Wirtschaftsverbände der staatlichen Regelung vorgezogen hat. Mit der Verbändevereinbarung I von Mai 1998 habe die Verbände BDI, VIK und VDEW die Verhandlungsbasis für frei auszuhandelnde Vereinbarungen zwischen Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft und Elektrizitätskunden geschaffen. Die Verbändevereinbarung I lief im Herbst 1999 aus. Seit Januar 2000 gilt die auf zwei Jahre befristete Verbändevereinbarung II. (39) Nach Auffassung der Kommission(15) erschweren einzelne Bestimmungen der Verbändevereinbarung II das bundesweite Tätigwerden von Marktteilnehmern wie z. B. unabhängigen Stromhändlern im Vergleich zu den großen Energieversorgungsunternehmen. Nach der Vereinbarung werden in Deutschland zwei Handelszonen eingerich