2005/407/EG: Entscheidung der Kommission vom 22. September 2004 über die staatliche Beihilfe des Vereinigten Königreichs zugunsten von British Energy plc (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2004) 3474) (Text von Bedeutung für den EWR)

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s die vorhandenen, die bereits im Bau befindlichen und die Kraftwerke verfügbar sein werden, für die Baugenehmigungen nach dem Electricity Act und dem Energy Act bereits erteilt wurden. (407) In der nachstehenden Tabelle werden die Vorausschätzungen der drei Szenarien zusammengefasst. Tabelle 10 2004 NGTransco-Kapazitätsspannenszenarien für England und Wales Szenario 2004/05 2005/06 2006/07 2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 SYS 22 21 23,1 26,8 24,5 25,6 22,5 Erteilte Baugenehmigungen 22 21,1 22,8 24,3 21,6 22,5 19,1 Vorhandene und im Bau befindliche Anlagen 22 21,1 18,7 17,1 14,5 12,8 9,5 Hinweis: Die Kapazitätsspanne entspricht der Spanne jenseits der ACS-Spitzennachfrage. Es wurde davon ausgegangen, dass die Verbindungen nach Frankreich und Schottland vollständig für die Einfuhr genutzt werden. (408) Die drei Szenarien unterscheiden sich im Wesentlichen in ihren Aussagen zu den letzten Jahren, was keine Überraschung ist, da die zugrunde liegenden Annahmen Unterschiede vor allem für die Zukunft ausmachen. Diese Jahre sind jedoch nicht ebenso maßgeblich für die Beurteilung des Vorhandenseins einer gegenwärtigen strukturellen Überkapazität auf dem Markt. (409) Für die nächsten drei Jahre sehen alle drei Szenarien eine Kapazitätsspanne zwischen 18,7 % und 23,1 % bei einem Durchschnitt von ca. 21,5 % vor. Dieser Wert liegt leicht über dem Bezugssatz von 20 %. Der Unterschied zwischen 21,5 % und 20 % bei der ACS-Spitzennachfrage beträgt 1,5 % von 57 000 MW (62), entsprechend 855 MW. Dieser Wert ist kleiner als die Kapazität eines der Kernkraftwerke von British Energy. Dieses Ergebnis eines statistischen Durchschnitts ist nach Ansicht der Kommission nicht aussagekräftig genug, um eine strukturelle Überkapazität nachzuweisen. (410) In den folgenden Jahren nehmen die Unterschiede zwischen den drei Szenarien zu, was es noch schwieriger macht, aussagekräftige Schlussfolgerungen zu ziehen. Der Durchschnitt schwankt in diesen Jahren zwischen den drei Szenarien zwischen 17,0 % und 22,7 %, wobei zwei Jahre bei ca. 20,2 % liegen. Dies lässt eine Tendenz erkennen, dass die Kapazitätsspanne bei 20 % bleibt, einschließlich einer gewissen Fehlerspanne. (411) Die Kommission schließt hieraus, dass es auf dem Strommarkt von England und Wales keine strukturelle Überkapazität gibt. Großbritannien insgesamt (412) Anders als in England und Wales gibt es in Schottland zwei Netzbetreiber: Scottish and Southern Electricity und Scottish Power. Diese beiden Betreiber veröffentlichen Vorausschätzungen für ihr jeweiliges Gebiet, die hinsichtlich der möglichen Szenarien für die Zukunft jedoch weniger detailliert sind als die von NGTransco. Die Kommission hat daher ihre Analyse für Schottland auf den aktuellen Stand konzentriert, wo der Bedarf an verschiedenen Szenarien geringer ist. (413) Da keiner der beiden schottischen Netzbetreiber der Kommission im Rahmen dieses Verfahrens Bemerkungen vorgelegt hat, stützt sich die Prüfung auf öffentlich zugängliche Unterlagen. Für Scottish and Southern Electricity hat die Kommission die Angaben des Siebenjahresberichts aus dem Jahr 2003 verwendet (63). Für Scottish Power hat die Kommission die Angaben des Weiterleitungs-Siebenjahresberichts vom April 2003 verwendet (64). (414) In der nachstehenden Tabelle werden die voraussichtliche Spitzennachfrage und die installierte Kapazität in den verschiedenen Versorgungsgebieten für 2004/2005 zusammengefasst. Tabelle 11 Kapazität und Nachfragevorausschätzungen für Großbritannien für 2004/2005 (in MW) An das Netz von Scottish Power angeschlossene Kapazität 7 127 An das Netz von Scottish and Southern Electricity angeschlossene Kapazität 2 844 An das Netz von NGTransco angeschlossene Kapazität ohne Verbindungsleitungen 63 998 Verbindungskapazität zwischen Irland und Schottland 500 Verbindungskapazität zwischen Frankreich und England 2 000 Verfügbare Kapazität in Großbritannien 76 469 Spitzennachfrage im Gebiet von Scottish Power 4 269 Spitzennachfrage im Gebiet von Scottish and Southern Electricity 1 684 ACS Spitzennachfrage im Gebiet von NGTransco 55 900 Spitzennachfrage insgesamt (65) 61 853 (415) Die Kapazitätsspanne für Großbritannien liegt somit bei 23,6 % (66). Dieser Wert ist höher als der in Erwägungsgrund 400 genannt Bezugssatz von 20 %, aber wie bereits ausgeführt, gilt der Satz von 20 % für ein flexibles Netz wie das in England und Wales und muss erhöht werden, um Engpässen im Netz Rechnung zu tragen. Außerdem wurden diese Zahlen auf der Annahme berechnet, dass die Verbindungsleitungen mit Nordirland und Frankreich vollständig für Einfuhren verfügbar sind, was nicht immer der Fall ist. Sollten diese Leitungen zur Zeit der ACS-Spitzennachfrage für die Ausfuhr verwendet werden, müsste ihre Kapazität von der verfügbaren Kapazität abgezogen und der Stromnachfrage hinzugerechnet werden, was die Kapazitätsspanne auf 15,5 % verringern würde. (416) Die Kommission kommt folglich zu dem Ergebnis, dass auf dem britischen Markt keine statistisch erhebliche strukturelle Überkapazität besteht. Schlussfolgerung (417) Auf dem relevanten Markt gibt es damit keine strukturelle Überkapazität. (418) Ausgleichsmaßnahmen in Form eines endgültigen Abbaus der Stromerzeugungskapazität sind somit nicht zwingend erforderlich. iii) Auswirkungen der Beihilfe auf den Wettbewerb in dem relevanten Markt (419) Da es auf dem relevanten Markt keine strukturelle Überkapazität gibt, muss die Kommission im Einzelfall prüfen, ob Ausgleichsmaßnahmen erforderlich sind und welche Form sie annehmen sollten. Diese Maßnahmen müssten den potenziellen wettbewerbsverfälschenden Auswirkungen der Beihilfe Rechnung tragen. (420) Die britischen Behörden vertreten die Auffassung, dass das Beihilfepaket keine Auswirkungen auf den Wettbewerb habe. Nach ihrer Ansicht wird die wirtschaftliche Fähigkeit von Kraftwerken, Strom zu erzeugen, innerhalb von NETA durch ihre kurzfristigen Grenzkosten (Short Run Marginal Costs — „SRMC“) bestimmt. Der Markt funktioniere so, als ob die Kraftwerke gemäß der niedrigsten bis zur höchsten SRMC-Rangfolge abgerufen würden, bis die kumulierte Kapazität die Nachfrage erreicht. Der Strompreis werde dann durch die kurzfristigen Grenzkosten des letzten abgerufenen Kraftwerks festgelegt, das auch als „Grenzkraftwerk“ bezeichnet wird. (421) Nach den britischen Behörden erfasst die Beihilfe ausschließlich Kernkraftwerke. Sie ändere die kurzfristigen Grenzkosten nicht in einem Maß, das den Rang in der SRMC-Rangfolge ändern würde. Außerdem seien die SRMC der Kernkraftwerke von BE so niedrig, dass sie immer unter denjenigen des Grenzkraftwerks lägen. Die Beihilfe hätte zu keinem Zeitpunkt einen Einfluss auf die Fähigkeit der Konkurrenten von BE, Strom zu erzeugen, und auch nicht auf den Preis, zu dem sie den erzeugten Strom verkaufen können. Es gäbe also keine Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE. (422) Die Argumente der britischen Behörden mögen auf einen perfekten Markt zutreffen, der auf einem einzigen völlig transparenten Auktionsprozess basiert. Wie in den Erwägungsgründen 389 und 390 erläutert, ist NETA jedoch kein solcher Markt. (423) Nach Auffassung der Kommission kann die Beihilfe in vielfacher Hinsicht Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE haben. Zwei davon könnten erhebliche Auswirkungen auf den Wettbewerb haben. (424) Erstens besitzt BE nicht nur Kernkraftwerke, sondern auch das Kohlekraftwerk Eggborough, das allein so groß ist wie die Gesamtkapazität einiger Wettbewerber von BE. (425) BE könnte die Beihilfe, die es für seine Kernkraftwerke erhält, zugunsten des Kraftwerks Eggborough einsetzen. (426) Beispielsweise könnte dieses Geld verwendet werden, um Eggborough mit Rauchgasentschwefelungsanlagen auszurüsten und es an neue Umweltvorschriften anzupassen, was die Laufzeit des Kraftwerks erheblich verlängern würde. (427) Außerdem könnte BE die Beihilfegelder auch dazu verwenden, mehr nichtnukleare Stromerzeugungskapazität zu erwerben. (428) BE benötigt eine flexible Stromerzeugungsquelle, um die mangelnde Flexibilität seiner Kernkraftwerke zu kompensieren. Wenn die Beihilfe BE die Möglichkeit gibt, seine nichtnukleare Kapazität zu erweitern, erreicht es mehr direkten Zugang zur flexiblen Stromerzeugung und erweitert sein Vermögen, seinen Kunden bessere Angebote zu machen, während gleichzeitig die Notwendigkeit zurückgeht, flexible Stromerzeugungskapazität von Wettbewerbern zu erwerben. (429) Zweitens ist NETA kein einheitlicher Markt. NETA umfasst ein Großhandelssegment, auf dem Erzeuger Strom an Lieferanten verkaufen, und den Direktverkauf an Unternehmen (Direct Sales to Business — „DSB“), bei dem Stromerzeuger direkt an Großkunden verkaufen. (430) Die Stromerzeuger verkaufen Strom auf dem DSB-Markt in der Regel mit einem Aufschlag gegenüber dem Großhandelsmarkt (67). Es ist daher günstiger für einen Erzeuger, Strom auf dem DSB-Markt zu verkaufen. (431) Bei der Prüfung der Auswirkungen der Beihilfe ist daher nicht nur die Gesamtmenge an Strom zu berücksichtigen, die von jedem Erzeuger verkauft wird, sondern auch die Verteilung der verkauften Menge auf den Großhandelsmarkt und den DSB-Markt. (432) Ein Teil des Umstrukturierungsplans dient der Erhöhung des Anteils von BE am DSB-Markt. Um dies zu erreichen, wird das Unternehmen versuchen müssen, von den DSB-Kunden einen vergleichsweise niedrigen Aufschlag gegenüber den Großhandelsstrompreisen zu verlangen. BE wird ein konkurrenzfähiges Angebot teilweise oder vollständig über die Senkung der kurzfristigen Grenzkosten seiner Kernkraftwerke finanzieren können. (433) Auch wenn die SRMC-Einstufung der Kraftwerke von BE gleich bleiben und keine Auswirkungen auf die Wettbewerber haben sollte, wird deren Neueinstufung BE die Möglichkeit geben, einen Teil seines Absatzes vom Großhandelsmarkt auf den DSB-Markt zu verlagern. Dies wird wiederum einen Teil der Produktion der Konkurrenten vom DSB-Markt auf den Großhandelsmarkt verlagern. Somit könnte die Beihilfe den Gewinn von BE erhöhen und den seiner Wettbewerber senken. (434) Die Kommission ist daher der Ansicht, dass die Beihilfe erhebliche Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE hat und dass Ausgleichsmaßnahmen erforderlich sind, um diese Auswirkungen zu mildern. iv) Durchzuführende Ausgleichsmaßnahmen (435) Bei den Ausgleichsmaßnahmen ist ein Gleichgewicht anzustreben zwischen der Notwendigkeit, die Auswirkungen der Beihilfe auf die Wettbewerber abzuschwächen, und dem Erfordernis, die Rentabilitätsaussichten des begünstigten Unternehmens zu wahren. (436) Die Kommission ist daher der Ansicht, dass die Ausgleichsmaßnahmen auf die Beihilfemechanismen abzielen sollten, die für die Wettbewerber von BE abträglich sein könnten. (437) Dies bedeutet, dass die Ausgleichsmaßnahmen verhindern sollten, dass BE die von der Regierung gewährte Beihilfe dafür verwendet, seine flexible Stromerzeugungskapazität übermäßig zu erhöhen oder seinen DSB-Marktanteil auszuweiten. (438) In diesem Sinne hat die Kommission drei Ausgleichsmaßnahmen verlangt. Die britischen Behörden haben auf der Grundlage der von den Wettbewerbern von BE in ihren Stellungnahmen angeregten Maßnahmen die folgenden Ausgleichsmaßnahmen vorgeschlagen. Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 (439) Wie in Erwägungsgrund 437 erläutert, könnte die Beihilfe potenziell größere Auswirkungen auf die Wettbewerber von BE haben, wenn sie nicht wie beabsichtigt für die Kernkraftwerke von BE, sondern zur Ausweitung der nichtnuklearen Stromerzeugungskapazität von BE verwendet würde. (440) Dies würde es BE erlauben, mit den Kraftwerken der Wettbewerber zu konkurrieren (68), und ihm einen besseren Zugang zur flexiblen Stromerzeugung als bisher verschaffen, wodurch BE weniger Flexibilität von außen erwerben müsste. (441) Um dies zu vermeiden, sollten die verschiedenen Geschäftsbereiche von BE in getrennte rechtliche Einheiten mit getrennter Buchführung aufgeteilt werden. (442) Hierzu sollte die Struktur von BE so geändert werden, dass die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken, die nichtnukleare Stromerzeugung, der Verkauf auf dem Großhandelsmarkt und der DSB-Verkauf in getrennte Tochterunternehmen aufgeteilt werden. Die Beihilfe sollte ausschließlich für die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gewährt werden. (443) Quersubventionen zwischen den verschiedenen Tochterunternehmen sind zu untersagen. (444) Dieses Verbot sollte so weit wie möglich über die Zulassungsregelung der Unternehmen umgesetzt und durch die britische Regulierungsbehörde OFGEM kontrolliert werden. Die Kommission erkennt an, dass die Lizenzen nicht nach Belieben von OFGEM geändert werden können, das verpflichtet ist, Dritte zu solchen Änderungen anzuhören und den eingegangenen Stellungnahmen Rechnung zu tragen. (445) Sollte es nicht möglich sein, dass OFGEM eine der Zulassungen von BE so ändert, dass Quersubventionen untersagt sind, hätte die britische Regierung der Kommission eine unbefristete Zusage gleicher Wirkung zu geben. Um zu gewährleisten, dass die Geschäfte zwischen den Tochterunternehmen keine Quersubventionen enthalten, hätten die britischen Behörden der Kommission einen Jahresbericht vorzulegen, aus dem hervorgeht, dass keine Quersubventionierung stattgefunden hat. Der Bericht sollte sich auf ein Gutachten unabhängiger Buchprüfer stützen. (446) Die britischen Behörden haben sich verpflichtet, diese Ausgleichsmaßnahme durchzuführen. Ausgleichsmaßnahme Nr. 2 (447) Die Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 sollte im Prinzip ausreichen, um zu gewährleisten, dass BE die Beihilfe, die es für seine Kernkraftwerke erhält, nicht verwendet, um seine nichtnuklearen Kraftwerke zu erneuern oder zu erweitern. (448) Angesichts der Komplexität der Stromversorgungswirtschaft und des sehr breiten Spektrums der durch NETA zulässigen Beziehungen zwischen den verschiedenen Wirtschaftsteilnehmern ist es nach Auffassung der Kommission nötig, andere, spezifischere Maßnahmen vorzuschreiben, um zu gewährleisten, dass BE die Beihilfen, die es für seine Kernkraftwerke erhält, nicht in anderen Geschäftsbereichen verwendet. (449) Die Kapazitätslage auf dem Markt lässt es zwar als wirtschaftlich nicht sinnvoll erscheinen, von BE einen Kapazitätsabbau zu verlangen, BE sollte nach Ansicht der Kommission jedoch dazu verpflichtet werden, den Umfang seiner Tätigkeit nicht auszuweiten. (450) Hierzu sollten BE eine Reihe von Verpflichtungen hinsichtlich einer möglichen Expansion in den Bereichen der Stromerzeugung auferlegt werden, in denen seine Wettbewerber aktiv sind. (451) Zu diesem Zweck sollte eine bestimmte Art von Kapazität bestimmt werden („beschränkte Kapazität“), die aus Folgendem zusammengesetzt ist: a) der operationellen Kapazität der mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerke im Europäischen Wirtschaftsraum und b) der operationellen Kapazität von Wasserkraftgroßanlagen (69) im Vereinigten Königreich. (452) BE sollte es für einen Zeitraum von sechs Jahren ab dem Datum dieser Entscheidung untersagt sein, beschränkte Kapazität von mehr als 2 020 MW zu besitzen oder zu kontrollieren, was der Kapazität seiner vorhandenen Kraftwerke Eggborough (1 970 MW) und District Energy (50 MW) entspricht. (453) Die Notwendigkeit, eine Erweiterung der mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerkskapazität von BE zu untersagen, wurde in Erwägungsgrund 437 erläutert. Die Kommission hält es für nötig, das Verbot auf große Wasserkraftwerke auszudehnen, um zu verhindern, dass BE vorhandene große Wasserkraftwerke insbesondere in Schottland erwirbt. (454) Das Verbot sollte sechs Jahre gelten, was mehr oder weniger der doppelten Bauzeit einer Kombizyklus-Gasturbinenanlage entspricht. (455) Das Ziel des Verbots besteht darin zu verhindern, dass BE mehr Flexibilität erwirbt, als es derzeit mit seinem Eggborough-Kraftwerk hat, was ausreichen sollte, um die Rentabilität zu gewährleisten. (456) Der Kommission ist bekannt, dass das Bankenkonsortium, das die Finanzierung für das Eggborough-Projekt bereitgestellt hat, die Option behält, Eggborough von BE zu erwerben. Falls die Banken beschließen sollten, diese Option auszuüben, würde BE seine einzige Flexibilitätsquelle verlieren, die nach Ansicht der Kommission für den Erfolg des Umstrukturierungsplans erforderlich ist. In diesem Fall sollte BE die Möglichkeit haben, einen Ersatz für Eggborough vorzubereiten, sobald es von der Absicht der Banken erfährt, ihre Option auszuüben. (457) Aus diesem Grund sollte eine Ausnahme von dem Verbot für den Fall vorgesehen werden, dass die Banken ihre Option wahrnehmen, um BE zu gestatten, eine Flexibilitätsquelle als Ersatz für Eggborough zu erwerben, und für den Fall, dass Eggborough aus einem von BE nicht zu verantwortenden Grund endgültig wegfallen sollte. Dies sollte jedoch nicht dazu führen, dass BE mehr Flexibilitätskapazität als bisher erwerben oder die Ersatzkapazität verwenden kann, um während einer möglichen Überschneidungszeit zwischen dem Bauende und der Veräußerung von Eggborough Gewinne zu erzielen. (458) BE sollte daher die Möglichkeit haben, während des Zeitraums zwischen dem Datum, an dem es die Mitteilung der Banken erhält, und dem Zeitpunkt, an dem die Kapazität von Eggborough ihm nicht mehr zu Verfügung steht, oder dem Ende des in Erwägungsgrund 452 genannten Sechsjahreszeitraums, wenn dieses Ende früher ist als der Zeitpunkt, an dem die Kapazität von Eggborough BE nicht mehr zur Verfügung steht, mehr als 2 020 MW beschränkter Kapazität zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es die 2 020 MW überschreitende beschränkte Kapazität nicht betreibt, oder sich jeglicher operationellen Kontrolle und Beteiligung an dieser zusätzlichen beschränkten Kapazität enthält. (459) Von dem Zeitpunkt, an dem Eggborough wegfällt, sei es wie in Erwägungsgrund 458 ausgeführt oder als Folge höherer Gewalt oder eines nicht reparierbaren Versagens, sollte BE die Möglichkeit haben, bis zu 2 222 MW beschränkter Kapazität zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es diese beschränkte Kapazität dem Netzbetreiber bis zum Ende des in Erwägungsgrund 452 genannten Sechsjahreszeitraums in Höhe von 2 020 MW meldet und nicht mehr als die angemeldete Kapazität betreibt. Durch diese Regelung wird BE mehr Flexibilität beim Ersatz von Eggborough eingeräumt, ohne das Verbot in der Praxis zu lockern. (460) Neben den Bestimmungen zur beschränkten Kapazität in Erwägungsgrund 451, und um der Forderung der Leitlinien zu entsprechen, dass die Begünstigten die Beihilfe nicht für die Ausweitung ihres Marktanteils verwenden dürfen, sollte es BE auch untersagt sein, ohne vorherige Genehmigung durch die Kommission für sechs Jahre nach dem Erlass dieser Entscheidung im Europäischen Wirtschaftsraum mehr nukleare Erzeugungsanlagen als bisher zu besitzen. (461) Die britischen Behörden haben sich verpflichtet, diese Ausgleichsmaßnahme umzusetzen. Ausgleichsmaßnahme Nr. 3 (462) Wie in Erwägungsgrund 437 ausgeführt, würde ein Missbrauch der Beihilfe auch dann vorliegen, wenn sie von BE verwendet würde, um seinen Anteil am gewinnträchtigeren DSB-Markt zu erhöhen, aber nicht zur Deckung seiner Aufwendungen für Kernkraftwerke. (463) Die Sensibilität eines potenziellen Missbrauchs wird durch die Bemerkungen erhellt, die der Kommission von einem Dritten, der anonym zu bleiben wünscht, geäußert wurden (70). Demnach könnte es, selbst wenn BE keine deutlich unter dem Marktniveau liegenden Preise anbieten sollte, allein der Glaube, dass es dank der Beihilfe dazu in der Lage wäre, für die Wettbewerber von BE nachteilig sein, da deren Kunden von falschen Annahmen ausgehen könnten. (464) Die Kommission hält es daher für nötig, die durch die Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 gebotene Gewähr durch eine zielgerichtetere Ausgleichsmaßnahme zu ergänzen, die auf das Verhalten von BE auf dem DSB-Markt abzielt. BE sollte dazu verpflichtet werden, sich auf diesem Markt nicht anders als seine Wettbewerber zu verhalten. (465) Um dies zu gewährleisten, sollte es BE verboten sein, auf dem DSB-Markt Preise unterhalb des vorherrschenden Großhandelsmarktpreises anzubieten. Die Dauer dieser Maßnahme sollte wie im Fall der Ausgleichsmaßnahme Nr. 2 sechs Jahre betragen. (466) Die Einhaltung des Verbots durch BE ist von einem unabhängigen Organ zu überwachen, das von den britischen Behörden im Rahmen eines transparenten Ausschreibungsverfahrens auszuwählen ist. Das unabhängige Organ hat der Kommission jährlich Bericht zu erstatten. (467) In der Vergangenheit haben die DSB-Marktpreise immer die Entwicklung der Großhandelsmarktpreise mit einem Aufschlag nachvollzogen. Dieses Verbot wird sicherstellen, dass sich BE nicht anders verhält als seine Wettbewerber. (468) NETA besteht erst seit drei Jahren. Es ist nicht auszuschließen, dass in den kommenden sechs Jahren sich das Verhältnis zwischen dem DSB-Markt und dem Großhandelsmarkt anders entwickelt als bisher. Man könnte sich beispielsweise vorstellen, dass der Großhandelsmarkt für einige Zeit illiquide wird, was zu ungewöhnlich hohen Preisen auf diesem Markt führen würde. Um ihre Kunden nicht zu verlieren, könnten die Stromerzeuger in einem solchen Fall auf dem DSB-Markt Preise anbieten, die geringfügig unter dem Großhandelsmarktpreis liegen. Wenn BE dann nicht in der Lage wäre, entsprechend zu reagieren, würde es wahrscheinlich seinen Kundenstamm auf dem DSB-Markt verlieren, was das Umstrukturierungsziel gefährden würde. (469) Es ist daher nötig, BE eine gewisse Flexibilität einzuräumen, um einem solchen Ausnahmefall Rechnung zu tragen. Der Spielraum sollte jedoch sehr begrenzt, nach objektiven Kriterien festgelegt sein und sorgfältig kontrolliert werden, um jeglichen Missbrauch zu vermeiden. Die Kriterien für die Nutzung der Flexibilität sollten zuvor getestet werden, um einen Missbrauch zu vermeiden. (470) Da über die Preise auf dem DSB-Markt wesentlich unzuverlässigere Angaben als über die Großhandelsmarktpreise bekannt werden, ist es sehr schwer, in einer DSB-Vertragsrunde zu wissen, ob die DSB-Marktpreise unter dem Großhandelsmarktpreis angeboten werden. Deshalb kann man sich bei den in Erwägungsgrund 469 genannten Kriterien nicht direkt auf die Überprüfung der Frage stützen, ob die Wettbewerber DSB-Preise unter den Großhandelspreisen anbieten. Vielmehr müsste sich diese Überprüfung auf indirekte Indikatoren stützen, die BE kurzfristig zugänglich sind und darauf hindeuten könnten, dass der Großhandelsmarkt illiquide geworden ist und dass die Festlegung der Preise für den DSB-Markt in Höhe des Großhandelsmarktpreises oder darüber wirtschaftlich nicht mehr vertretbar wäre. (471) Folgende Tests sind durchzuführen: a) In einem Zeitraum von […], (der nicht mehr als […] vor dem Datum endet, an dem sich BE auf außergewöhnliche Marktverhältnisse beruft) haben […] der vorhandenen nicht privaten Endabnehmer von BE, denen BE Lieferangebote zu Bedingungen unterbreitet hat, bei denen die Spanne des Energielieferelements ihres Vertrags den vorherrschenden Großhandelspreis um […] übersteigt, das Angebot von BE abgelehnt. b) Die auf dem Großhandelsstrommarkt während eines […] Zeitraums gehandelten Mengen sind auf weniger als […] des Durchschnitts der gehandelten Mengen in der gleichen Zeit der letzten […], für die Daten verfügbar sind, gefallen. c) BE bietet an, mindestens […] Strom auf dem Großhandelsmarkt zu liefern […], und diese Menge wurde nicht innerhalb von […] Stunden verkauft. (472) Das unabhängige Organ, das die Einhaltung des Verbots durch BE kontrolliert, hat ebenfalls zu prüfen, ob die Tests a, b und c erfüllt sind und ob dies BE bekannt ist. Wenn dies der Fall ist, sollte BE berechtigt sein, seine Preise auf dem DSB-Markt […] ab dem Bescheid des unabhängigen Organs unterhalb des Großhandelsmarktpreises festzusetzen. Diese Frist kann durch das unabhängige Organ verlängert werden, wenn außerordentliche Marktbedingungen fortbestehen. Während der […] sollte BE