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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cht nur von Kraftwerken in anderen Ländern, sondern bis zu einem gewissen Grad auch voneinander unterscheiden. Man kann sich daher nicht auf Erfahrungen in anderen Ländern oder im Vereinigten Königreich stützen, um die Genauigkeit der Kostenansätze für die Stilllegung der Reaktoren von BE zu verbessern. (354) Auch die noch nicht geregelten Verbindlichkeiten sind naturgemäß schwer zu bestimmen. Sie beziehen sich größtenteils auf die Endlagerung abgebrannter Brennelemente. Die Art und Weise, wie nukleare Brennelemente im Vereinigten Königreich endgültig entsorgt werden, ist noch ungeklärt, wie aus den Erfahrungen mit dem Nirex-Zwischenlager hervorgeht. Die Erfahrungen in anderen Ländern haben gezeigt, dass die Suche nach Orten für die Endlagerung bestimmter Abfallarten sowohl technisch als auch politisch hohe Anforderungen stellt. Es ist sehr schwer, die Kosten genau zu bestimmen, wenn so wenig darüber bekannt ist, wie die Entsorgung erfolgen soll. Aus den von den britischen Behörden vorgelegten Informationen geht hervor, dass die von Instituten aus anderen Mitgliedstaaten erstellten Schätzungen der Lagerkosten weit auseinander gehen. (355) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Höchstbeträge für Stilllegungsverbindlichkeiten und noch nicht geregelte Verbindlichkeiten nur mit einem großen Ungenauigkeitsfaktor ermittelt werden könnten. Es bestünde die große Gefahr, diesen Wert zu hoch anzusetzen. (356) Deshalb ist die Kommission der Ansicht, dass die Festlegung eines höchst ungewissen und wahrscheinlich zu hoch angesetzten Werts als Obergrenze für die Beihilfe der Forderung nach Beschränkung der Beihilfe auf ein Mindestmaß zuwider laufen würde, da ein Ungenauigkeitsfaktor, der sich nicht konkretisiert, Spielraum für die Gewährung unnötiger Beihilfen schafft. (357) Eine weit bessere Möglichkeit, den Grundsatz der auf ein Mindestmaß zu beschränkenden Beihilfe einzuhalten, besteht darin, keine Obergrenze für die Beihilfe zu berechnen, sondern einen Mechanismus einzuführen, der gewährleistet, dass die künftigen Ausgaben auf ein Mindestmaß beschränkt bleiben. (358) Die britischen Behörden haben sich bereit erklärt, eine Reihe entsprechender Mechanismen vorzusehen: a) Die Gruppen der Verbindlichkeiten, deren Kosten vom Staat übernommen werden können, werden genau festgelegt. b) Diese Kosten werden von den britischen Behörden über die Nuclear Decommissioning Agency (NDA) sowohl im Voraus als auch im Nachhinein kontrolliert. c) Die Einzelmaßnahmen der Stilllegung werden von der NDA ausgeschrieben, die gewährleistet, dass die Kosten dem Marktniveau entsprechen. d) Die Tätigkeiten der NDA werden vom britischen Department of Trade and Industry und dem National Audit Office kontrolliert. e) Für eine bessere Kontrolle der Ausgaben durch die Kommission wird die ursprüngliche Gesamtschätzung beider Verbindlichkeiten (d. h. 1 629 000 000 (53) GBP) als Schwellenwert verwendet. Sollten die kumulierten Ausgaben beider Verbindlichkeiten diese Schwelle überschreiten, erhält die Kommission zusätzliche Berichte sowohl über die Zahlungen, die zur Deckung von Verbindlichkeitskosten getätigt wurden, als auch über unternommene Schritte, um diese Kosten auf ein Mindestmaß zu beschränken. Dieser Bericht muss sich auf eine Studie unabhängiger Buchführungssachverständiger stützen. (359) Es könnte sein, dass einige begrenzte Zahlungen von BE an BNFL im Rahmen der Verbindlichkeiten für abgebrannte Brennelemente die ursprünglichen Ansätze überschreiten. Dies gilt insbesondere, wenn abgebrannte Brennelemente nicht der Spezifikation entsprechen und eine Sonderbehandlung erfordern. In einem solchen Fall lassen die bestehenden Verträge eine Erhöhung des normalen Preises für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente zu. Sollte dies eintreten, werden Beträge, die vom Staat gezahlt werden, um BE von diesen Verbindlichkeiten zu entlasten, und die den ursprünglichen Ansatz überschreiten, auf den unveränderten Schwellenwert von 1 629 000 000 GBP angerechnet. (360) Nach Ansicht der Kommission sollten bei der Berechnung der in den Erwägungsgründen 350 und 358 genannten Beträge die normalen Referenzzinssätze der Kommission angewandt werden. Angesichts der Länge des betreffenden Zeitraums sollte dieser Zinssatz alle fünf Jahre angepasst werden (54). (361) Die Begrenzung und der Schwellenwert in den Erwägungsgründen 350 und 358 gelten für alle Ausgaben zur Deckung von Verbindlichkeiten, unabhängig davon, ob sie vom NLF oder vom Staat getragen werden. Dabei wird mit dem Begrenzungs- und Schwellenwertmechanismus den im Fonds verfügbaren Geldern automatisch Rechnung getragen. (362) Schließlich enthält das Umstrukturierungspaket auch eine Steuerbefreiung für einen erhöhten Buchwert der Kraftwerke von BE, falls ein Teil der darauf lastenden Verbindlichkeiten vom britischen Staat getragen wird. Da diese Verbindlichkeiten in der Rechnungslegung von BE ausgewiesen wurden, erhöht deren teilweise und potenzielle Übernahme durch den britischen Staat ihren Wert entsprechend dem von der britischen Regierung zugesagten Höchstbetrag. (363) Nach den britischen Rechnungslegungs- und Finanzvorschriften wäre diese Wertsteigerung steuerpflichtig. Der Verzicht darauf wäre daher ein potenzieller Wettbewerbsvorteil für BE im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag. Eine Besteuerung würde jedoch die Fähigkeit von BE, die Verbindlichkeiten selbst zu finanzieren, einschränken, was wiederum die Verbindlichkeiten der britischen Regierung erhöhen würde. Das Beihilfeelement des Steuerverzichts könnte folglich vollständig oder teilweise durch die Erhöhung der abschließenden Finanzierung der Verbindlichkeiten durch den Staat ausgeglichen werden. Das tatsächliche Beihilfeelement entspricht nur dem Teil des Steuerverzichts, der nicht durch höhere Zahlungen ausgeglichen wird, die von der britischen Regierung im Rahmen ihrer Zusage, für die nuklearen Verbindlichkeiten aufzukommen, zu tätigen sind. (364) Dieser Anstieg des Kraftwerkwerts ist künstlich, da die Verbindlichkeiten bestehen bleiben, bis die Zusage der britischen Regierung eingefordert wird. Die Zusage wird in dem Maße, wie sie tatsächlich verfügbar ist, so weit wie möglich vom NLF, zu dem BE beiträgt, einzulösen sein. Hätte die Regierung die Ausfälle bei den Verbindlichkeiten in anderer Form oder zu einem anderen Zeitpunkt gedeckt, wie beispielsweise durch Ad-hoc-Zuschüsse bei der Entstehung der Verbindlichkeiten, wäre ein Steuerverzicht vielleicht nicht nötig gewesen. (365) Die Kommission ist daher der Ansicht, dass das Beihilfeelement des Steuerverzichts nicht über das hinausgeht, was notwendig ist, damit das Umstrukturierungsziel mit der Beihilfe verwirklicht werden kann. (366) Schließlich wird jegliche Erhöhung des Gewinns von BE, etwa im Fall eines Anstiegs der Strompreise, größtenteils zur Finanzierung des Beitrags von BE zum NLF verwendet. Eine solche Erhöhung des Beitrags von BE würde automatisch zu einer Senkung des Beihilfebetrags führen. (367) Nach Ansicht der Kommission wird dieser Mechanismus insgesamt gewährleisten, dass sich die in Maßnahme A enthaltene Beihilfe auf das erforderliche Mindestmaß beschränkt. c) Zur Vermeidung übermäßiger Wettbewerbsverfälschungen (368) Ziffer 35 der Leitlinien sieht vor, dass „Maßnahmen getroffen werden müssen, um nachteilige Auswirkungen der Beihilfe auf Konkurrenten nach Möglichkeit abzumildern“. (369) Abgesehen von Ausnahmefällen, in denen der relevante Markt auf Gemeinschaftsebene und auf Ebene des EWR gering oder der Anteil des Unternehmens am relevanten Markt unbedeutend ist, müssen diese Maßnahmen durchgeführt werden, damit das Beihilfeelement des Umstrukturierungsplans mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar ist. Sie müssen eine Beschränkung der Präsenz des Unternehmens auf dem Markt bewirken und in einem angemessenen Verhältnis zu den durch die Beihilfe verursachten Verfälschungen stehen. Eine Lockerung der geforderten Maßnahmen kann in Erwägung gezogen werden, wenn die Gefahr besteht, dass diese zu einer offenkundigen Verschlechterung der Marktstruktur führen. (370) Form und Umfang der erforderlichen Ausgleichsmaßnahmen hängen von der Kapazitätslage ab. Bestehen auf dem Markt strukturelle Überkapazitäten, müssen die Ausgleichsmaßnahmen die Form eines endgültigen Kapazitätsabbaus annehmen. Bestehen keine strukturellen Überkapazitäten, könnten Ausgleichsmaßnahmen dennoch erforderlich sein, können aber andere Formen als den endgültigen Kapazitätsabbau annehmen. i) Der relevante Markt (371) Nach Fußnote 20 der Leitlinien umfasst der räumlich relevante Markt grundsätzlich den EWR bzw. einen bedeutenden Teil davon, wenn sich die Wettbewerbsbedingungen in einem Gebiet von anderen Gebieten des EWR hinreichend unterscheiden. (372) Strom wird zwischen Mitgliedstaaten seit langem gehandelt, insbesondere seit dem Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt. (373) Der Stromhandel zwischen den Mitgliedstaaten ist jedoch wegen mangelnder Verbundkapazität materiell eingeschränkt. Diese Beschränkungen sind besonders ausgeprägt, wo geografische Hindernisse den Ausbau der Verbindungskapazität zusätzlich erschweren. (374) Im Rahmen der Politik zum Ausbau der transeuropäischen Netze hat die Kommission eine Liste von Engpässen im Strombinnenmarkt aufgestellt. Anhang 1 zur Entscheidung Nr. 1229/2003/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über eine Reihe von Leitlinien betreffend die transeuropäischen Netze im Energiebereich und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1254/96/EG (55) zeigt, dass das Vereinigte Königreich zu den Regionen zählt, die unzureichend mit dem Gesamtnetz verbunden sind, so dass der Binnenmarkt nicht als Einheit funktionieren kann. (375) Neben der Isolierung vom Gesamtnetz der Gemeinschaft ist der Strommarkt des Vereinigten Königreichs durch ein eigenes Handelssystem geprägt. Dieses „NETA“ genannte System (New Electricity Trading Arrangements) beruht im Gegensatz zu den klassischen Poolmärkten im Wesentlichen auf bilateralen Verträgen zwischen Erzeugern, Lieferanten und Kunden. Die Wettbewerbsbedingungen von NETA unterscheiden sich erheblich von denen eines Poolmarkts, was sich in der Tatsache niederschlägt, dass der Übergang von einer Poolstruktur zu NETA im Jahr 2001 zu einem starken Rückgang der Großhandelsstrompreise führte. (376) Derzeit besteht NETA nur in England und Wales. Der schottische Markt ist jedoch durch die Indexierung an die Strompreise in England und Wales eng mit NETA verbunden. Überdies soll NETA bald auf Schottland ausgeweitet werden. Daraus soll im Jahr 2005 ein britischer Markt entstehen. Schottland wird jedoch nur einen kleinen Teil dieses Markts ausmachen, da seine Stromerzeugungskapazität nur gut 10 % der Kapazität von England und Wales entspricht. (377) Der nordirische Strommarkt wird in absehbarer Zeit nicht an den britischen Markt angebunden. Die Stromverbindungen zwischen Großbritannien und Nordirland sind derzeit schwach (die nominale Leistung beträgt 0,5 GW, was weniger als 1 % der Stromerzeugungskapazität von Großbritannien entspricht). Die Wettbewerbsbedingungen in Nordirland werden sich daher auch in Zukunft von denen in Großbritannien sehr unterscheiden. (378) Da BE nur in Großbritannien tätig ist, geht die Kommission davon aus, dass der räumlich relevante Markt für diese Entscheidung der Markt von Großbritannien ist (56). (379) Nach den Angaben der britischen Behörden betrug die Stromerzeugungskapazität in den 15 Mitgliedstaaten zum Zeitpunkt der Anmeldung des Umstrukturierungsplans 565 GW. Die registrierte Stromerzeugungskapazität in Großbritannien macht etwa 10 % dieses Werts aus. Der Markt des Vereinigten Königreichs, von dem 95 % auf Großbritannien entfallen, ist einer der größten im EWR nach Deutschland und Frankreich. Dieser Markt kann daher auf Gemeinschafts- und EWR-Ebene nicht als unbedeutend angesehen werden. (380) Die Kapazität von BE entspricht ca. 14 % der Kapazität in England und Wales und ca. 24 % in Schottland. Folglich kann der Anteil von BE an dem relevanten Markt ebenfalls nicht als unbedeutend angesehen werden. (381) Schließlich gibt es neben BE viele andere Teilnehmer an dem relevanten Markt: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power und Powergen, um nur einige der größeren Erzeuger zu nennen. Sollte BE aus dem Markt gehen, würde der relevante Markt weder zu einem Monopol noch zu einem engen Oligopol werden. (382) Diese Ergebnisse bestätigen die erste Marktanalyse der Kommission im Beschluss zur Einleitung des Verfahrens. Von dritter Seite wurden diese ersten Ergebnisse nicht in Frage gestellt. ii) Kapazitätslage auf dem Markt Im Hinblick auf die Entwicklung der Strompreise (383) In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission deutlich gemacht, dass eine Würdigung der Kapazitätslage auf einem Strommarkt den materiellen Besonderheiten von Strom und der enormen Störung, die Stromausfälle sowohl für die Wirtschaft als auch für den Alltag der Bürger bewirken, Rechnung tragen sollte. Bei der Beurteilung einer strukturellen Überkapazität ist daher eine ausreichende Kapazitätsspanne vorzusehen, um die Nachfragespitzen unter vorhersehbaren Bedingungen decken zu können. (384) Die Kommission stellte fest, dass die Kapazitätsspanne auf dem relevanten Markt im internationalen Vergleich und im Vergleich zur Vergangenheit nicht besonders hoch war. Sie räumte jedoch ein, dass Spielraum für eine geringe Senkung der Kapazitätsspanne im Vergleich zu einigen Mitgliedstaaten oder zu den Werten im Vereinigten Königreich der Jahre 1995 und 1996 bestanden haben mag. (385) Die Bemerkungen Dritter zum Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität konzentrierten sich auf die Preisentwicklung und die Einschätzung der vorhandenen Kapazitätsspanne in Großbritannien. (386) Von dritter Seite wurde ein Zusammenhang zwischen der Entwicklung der Strompreise und dem Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität im Markt vermutet. Demnach spiele der Preis auf einem wettbewerbsintensiven Markt wie NETA die Rolle eines Signals für den Bedarf an zusätzlicher Kapazität. Wenn neue Kapazität zu einem Zeitpunkt in der Zukunft benötigt wird, würde der für diesen Zeitraum erwartete Mangel einen Anstieg der entsprechenden Terminpreise auslösen. Die Preise würden eine Höhe erreichen, die die Deckung der Kosten für den Bau neuer Kraftwerke ermöglicht, was einen Neueinstieg in den Markt bewirken würde. (387) Bisher seien die Preise zwar in jüngster Zeit gestiegen, hätten aber nach Meinung einiger Dritter noch nicht das Niveau erreicht, das erforderlich wäre, um einen Neuzugang auszulösen. Dies zeige, dass es Überkapazität auf dem Markt gibt. (388) Die Kommission räumt ein, dass es einen Zusammenhang zwischen den Preisen und der Kapazitätslage auf einem Markt gibt. Strommärkte wie NETA sind jedoch zu kompliziert, um allein aus Preisbeobachtungen auf das Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität schließen zu können. (389) Erstens unterscheidet sich NETA von den um einen Pool organisierten Märkten durch das Fehlen eines Abrechnungspreises. NETA beruht auf bilateralen Verträgen, die sehr unterschiedliche Formen annehmen können und nicht immer sehr transparente Preisfeststellungsmechanismen ergeben. Strombörsen wie UKPX sind transparenter, haben aber keinen ausreichenden Marktanteil, um endgültige Schlussfolgerungen zuzulassen. Außerdem konzentrieren sie sich auf kurzfristige Geschäfte und sind daher von begrenztem Nutzen für die Ermittlung zukünftiger Entwicklungen. Man muss sich daher auf Preisindizes von unabhängigen Quellen wie Heren oder Argus verlassen. Diese Preisindizes haben ebenfalls ihre Grenzen, da sie nur den Großhandelsmarkt widerspiegeln, der etwa zwei Drittel des gehandelten Stroms ausmacht, weshalb sie nur einen extremen Strommangel erfassen könnten. (390) Zweitens beruhten die Erwägungen in Erwägungsgrund 389 auf der Annahme, dass Terminpreise die zukünftige Marktlage getreu wiedergeben. Nach Ansicht der Kommission könnte dies nicht immer der Fall sein. Diese Preise entsprechen einer komplizierteren Situation und stützen sich vor allem darauf, wie die Käufer und Verkäufer ihre zukünftige Lage einschätzen. Dies bedeutet, dass sie auf Erwartungen für den zukünftigen Markt basieren, die weit von der Realität entfernt sein können, da sowohl Nachfrage als auch Angebot auf diesem Markt Schwankungen unterliegen. Mit anderen Worten, Terminpreise entsprechen weniger dem Gleichgewicht von Nachfrage und Angebot in der Zukunft, sondern vielmehr dem, was die aktuellen Marktteilnehmer als Gleichgewicht erwarten. Neben der Brennstoffpreisfluktuation ist dies einer der Gründe, warum Terminpreise selbst für eine bestimmte Zeitspanne in der Zukunft stark schwanken können. (391) Auch wenn man annimmt, dass die festgestellten Preise richtig seien und Angebot und Nachfrage getreu widerspiegeln, gibt es drittens eine logische Lücke zwischen der Schlussfolgerung, dass die Preise nicht die volle Deckung der Kosten von Marktneuzugängen ermöglichen, und der Schlussfolgerung, dass es nicht nur eine Überkapazität, sondern sogar eine strukturelle Überkapazität auf dem Markt gibt. (392) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Beobachtung der Preise allein kein hinreichend zuverlässiger Indikator ist, um zu ermitteln, ob es auf einem Strommarkt wie NETA eine strukturelle Überkapazität gibt. (393) Es ist jedoch festzustellen, dass die Winterterminpreise seit der Zeit, als BE in Schwierigkeiten geraten ist, stark gestiegen sind. Verschiedene Preisfeststellungsagenturen haben Werte von über 20 GBP/MWh Wintergrundlastpreis für die nächsten Jahre gemeldet, wobei auch Werte von 27 GBP/MWh (57) erreicht werden. Diese steigende Tendenz ist offenbar dauerhaft und nachhaltig. Die Kostenansätze für neue Marktteilnehmer schwanken zwischen 20 GBP/MWh und 25 GBP/MWh (58). Im Hinblick auf die Kapazitätsspanne (394) Nach Ansicht der Kommission ist das Vorhandensein einer Überkapazität leichter zu ermitteln, wenn man die physischen Werte der installierten Kapazität und der Spitzennachfrage zugrunde legt. Die Spanne, um die die installierte Kapazität die durchschnittliche Kältewellenspitzennachfrage (59) überschreitet, wird als die Kapazitätsspanne des Systems bezeichnet. Wenn man feststellen will, ob auf dem Markt eine strukturelle Überkapazität vorhanden ist, muss man deshalb ermitteln, ob die aktuelle und die voraussichtliche Kapazitätsspanne angemessen sind. (395) Offensichtlich ist es sehr schwierig, eine verbindliche quantitative Norm für eine angemessene Kapazitätsspanne festzulegen. Diese Norm müsste von einer Reihe von Parametern abhängen, die von Netz zu Netz unterschiedlich sind. Sie wäre auch stark von dem Maß an zu erreichender Versorgungssicherheit beeinflusst, was wiederum an weniger objektive Begriffe wie den psychologischen Auswirkungen einer bestimmten Zeit ohne Strom in einer Region geknüpft wäre. (396) Selbst wenn alle materiellen und psychologischen Faktoren unter Kontrolle sind, hängt die erforderliche Kapazitätsspanne außerdem sehr von der jeweiligen Marktstruktur ab. Während einige Sachverständige der Ansicht sind, dass liberalisiertere Märkte eine geringere Kapazitätsspanne benötigen als stark regulierte zentralisierte Märkte, räumen die meisten jedoch ein, dass es wegen mangelnder historischer Daten derzeit nicht möglich ist, diese Wirkung zahlenmäßig zu bestimmen. (397) In den Bemerkungen Dritter werden unterschiedliche Auffassungen vertreten, welche Kapazitätsspanne für Großbritannien angemessen sein sollte. In den meisten Bemerkungen werden Zahlen der Siebenjahresberichte des Netzbetreibers für England und Wales NGTransco zitiert, wonach eine Kapazitätsspanne von 20 % als nominaler Bezugssatz für Planungszwecke dienen sollte. NGTransco hält jedoch für die Echtzeitverwaltung des Systems eine geringere Kapazitätsspanne für möglich und nennt hierzu einen Wert von 10 %. (398) Drax und Greenpeace haben einen Wert von 10 % als Bezugssatz für eine angemessene Kapazitätsspanne zur Ermittlung des Vorhandenseins einer strukturellen Überkapazität vorgeschlagen. Andere Organisationen zogen es vor, bei einem Bezugssatz von 20 % zu bleiben, darunter auch Institute, bei denen Greenpeace Studien zu diesem Thema in Auftrag gegeben hat (60). (399) In seiner eigenen Stellungnahme hat NGTransco wie folgt deutlich gemacht, welcher der beiden Werte bei der Beurteilung des Vorhandenseins einer strukturellen Überkapazität verwendet werden sollte: „Als Systembetreiber für England und Wales sind wir der Ansicht, dass eine Kapazitätsspanne von unter 20 % nicht als Überkapazität auf dem Markt von England und Wales angesehen werden kann.“ (400) Die Kommission ist daher der Ansicht, dass ein Bezugssatz von 20 % für die Bewertung der Kapazitätslage auf dem Markt von England und Wales der geeignete Satz ist. Der schottische Markt wird zwar bald mit dem Markt von England und Wales vereint, ist aber physisch noch weitgehend getrennt. Die 2 200 MW-Verbindung zwischen beiden Regionen ist für einen flexiblen Einsatz zu klein, um einen Stromüberschuss oder -mangel zwischen den Regionen auszugleichen. In der Praxis wird sie fast immer für die Lieferung von Strom von Schottland nach England und Wales genutzt. Wegen dieser erheblichen Beschränkung sollte nach Auffassung der Kommission der Satz von 20 % bei der Bewertung der Gesamtzahlen für Großbritannien erhöht werden. England und Wales (401) Der Markt von England und Wales ist der bei weitem größte Teil des Markts von Großbritannien. Auf diesen Teil beziehen sich auch die meisten wirtschaftlichen Daten, und die Preise in Schottland werden entsprechend den Daten für England und Wales festgelegt. Der größte Teil der Bemerkungen von Dritten konzentriert sich auch auf England und Wales. Die Kommission hat daher ihre Untersuchung des Markts mit diesem Teil begonnen. (402) Bisher wurde die Verbindungsleitung zwischen beiden Marktteilen fast nur für den Export von Schottland nach England und Wales genutzt. NGTransco betrachtet die Kapazität dieser Verbindung als Stromquelle für England und Wales, während Scottish Power, der schottische Betreiber, der für den Teil von Schottland zuständig ist, der eine Grenze mit England hat, diese als Exportmöglichkeit ansieht. Entsprechend den Erfahrungen und den Aussagen der lokalen Betreiber wird die Kommission nunmehr davon ausgehen, dass die Kapazität dieser Verbindungsleitung England und Wales zuzurechnen ist. (403) NGTransco ist der einzige Netzbetreiber für England und Wales. Die Kommission hat ihre Untersuchung der Kapazitätslage dieses Markts auf die Vorausschätzungen von NGTransco gestützt, die im Siebenjahresbericht des Unternehmens regelmäßig veröffentlicht werden. (404) Seit der Einleitung des Verfahrens hat NGTransco seine Vorausschätzung für die Kapazitätsspanne auf dem Markt von England und Wales geändert. Eine neue Vorausschätzung wurde der Kommission mit der Stellungnahme von NGTransco vorgelegt, eine neuere Fassung von NGTransco in seinem Siebenjahresbericht von 2004 veröffentlicht (61). (405) Die Kommission hat diese neuere Fassung für ihre Untersuchung verwendet, die auf der gleichen Grundannahme, insbesondere der Datengrundlage wie die Vorausschätzung beruht, die von NGTransco in seiner Stellungnahme als maßgeblich bezeichnet worden war. Lediglich die Datengrundlage zur Marktentwicklung ist aktueller. (406) Die Vorausschätzung sieht drei Szenarien vor. Das optimistischste Szenario („SYS“) geht davon aus, dass die verfügbare Stromerzeugung den unterzeichneten Einspeisungsverträgen entsprechen wird. Das pessimistischste Szenario („vorhandene oder im Bau befindliche Anlagen“) geht davon aus, dass keine Kraftwerke außer den vorhandenen und derzeit im Bau befindlichen verfügbar sein werden. Das mittlere Szenario („erteilte Baugenehmigungen“) geht davon aus, das