3 Kart 81/16 (V)

Leitsatz: §§ 17-28a, 31 Abs. 1 S. 1 und 2 EnWG Die von der Beteiligten entschädigungslos vorgenommenen Kapazitätsbe-schränkungen auf der Verbindungsleitung A. zwischen Deutschland und Schweden verstoßen nicht gegen die energierechtlichen Bestimmungen der §§ 17-28a EnWG oder die auf Grundlage dieser Bestimmungen erlassenen Rechtsverordnungen, § 31 Abs. 1 S. 1 und 2 EnWG. Die Beschwerde der Beschwerdeführerin gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.05.2016, BK6-14-130, wird zurückgewiesen. Die Beschwerdeführerin trägt die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Rechtsverfolgung entstandenen außergerichtlichen Aufwendungen der Bundesnetzagentur sowie der weiteren Beteiligten. Der Beschwerdewert wird auf … Euro festgesetzt. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen. A. Die Beschwerdeführerin ist ein … gegründetes, in … ansässiges Unternehmen von B., C. und D.. Seit Dezember 2010 hält die E. 100 % der Anteile der Beschwerdeführerin, die über die F. und die G. zu 100 % im norwegischen Staatseigentum steht. Einziger Unternehmensgegenstand der Beschwerdeführerin ist die Errichtung und der Betrieb des A., einer zwischen Deutschland und Schweden verlaufenden Verbindungsleitung, über die Strom zwischen den beiden Ländern transportiert wird und die als Übertragungsnetz zu qualifizieren ist (BGH, Beschluss v. 21.03.2017, EnVR 21/16). Das A. besteht im Wesentlichen aus einem über … km langen, zu … % unterhalb des Meeresbodens verlaufenden HGÜ-Kabel. Es ist in … parallel sowohl an das Höchstspannungsnetz der Beteiligten als auch an den 380/110-kV-Transformator und damit an das 110-kV-Netz der H. und in Schweden an das Höchstspannungsnetz der I. angeschlossen. Da die durch das A. geschaffene grenzüberschreitende Kapazität zwischen Schweden und Deutschland („Transitkapazität) derzeit nicht ausreicht, um durchgängig eine vollständige Angleichung der Marktpreise in Deutschland und Schweden zu erreichen, besteht zwischen diesen beiden Ländern ein Kapazitätsengpass mit der Folge, dass die Märkte in beiden Ländern in der Regel ein unterschiedliches Preisniveau aufweisen und die begrenzte Transitkapazität zwischen Deutschland und Schweden einen ökonomischen Wert besitzt. Diesen Saldo zwischen dem deutschen und dem schwedischen Strompreis erhält die Beschwerdeführerin als sog. Engpasserlös von den Börsen vergütet. Neben den Engpasserlösen werden durch den Austausch von Strom zwischen zwei Ländern weitere Wohlfahrtsgewinne herbeigeführt: Die Produzentenrente (im exportierenden Markt: die Betreiber der Erzeugungs- und Speicheranlagen können durch die Nutzung von Transitkapazität ihre Anlagen besser ausnutzen) und die Konsumentenrente (im importierenden Markt: die Stromverbraucher profitieren von den günstigeren Stromerzeugungsanlagen im jeweils anderen Land). Zur Erzielung der Engpasserlöse schließt die Beschwerdeführerin keine eigenen Handelsgeschäfte ab, sondern vermarktet ausschließlich ihre Transitkapazität. Diese Vermarktung stellt die einzige Einnahmequelle der Beschwerdeführerin da. Wegen der wirtschaftlichen Ergebnisse der Beschwerdeführerin wird auf die Jahresberichte für die Jahre 2015 und 2016, Anlagen BF 39 und BF 40, Bezug genommen. Weil sie nicht über angeschlossene Netznutzer verfügt, kann die Beschwerdeführerin ihre Kosten nicht auf Netznutzer umlegen. Ein am 12.06.1995 zwischen der D., der Rechtsvorgängerin der Beteiligten, und der Beschwerdeführerin geschlossenes … Agreement regelt den Anschluss des A. an das 380-kV-Netz der Beteiligten in … mit einer Leistung von ca. … MW. In Ziffer 1 heißt es hierzu: “D grants A. the right to connect the Facility to the main grid with a total power of approximately MW. The connection shall be implemented according to the terms of this agreement.“ In Ziffer 4 des Agreements ist Folgendes geregelt: „Power Transmission to and from the Facility may be limited if, in D’s judgement, this is required to avoid interruptions of power supplies in Germany or operating conditions that entail unacceptable risks for such interruptions. The limiting of power transmission shall as far as possible be determined in consultation with A., as that other possible measures for limiting disturbance can be considered and coordinated.” Ferner besteht ein zwischen der Rechtsvorgängerin der Beteiligten und der Beschwerdeführerin am 30.09.2003 geschlossener Bilanzkreisvertrag und ein diesen ergänzendes „Agreement …“, das neben der Bilanzkreisabwicklung zusätzliche Regelungen zum Informationsaustausch während des Normalbetriebs und während Störungen vorsieht. Dieser wurde ersetzt durch den von der Bundesnetzagentur vorgegebenen einheitlichen Bilanzkreisvertrag vom 25.07./23.08.2011 und das diesen ergänzende „Additional agreement …“. Am 01.08./23.08.2011 vereinbarten die Parteien durch eine Briefvereinbarung ergänzende Regelungen zum Bilanzkreisvertrag vom 25.07./23.08.2011, unter anderem den weiteren Einsatz von EPC-Maßnahmen. Bei dem EPC (Emergency Power Control) handelt es sich um ein Schutzgerät, das am Netzanschlusspunkt zum A. in der Stromrichterstation in … installiert ist. Das Gerät wird von der Beteiligten und der H. betrieben und ruft automatische Kontrollmechanismen hervor. Ferner besteht zwischen der J. einerseits und der K., der L. sowie der M. andererseits ein … Agreement vom 13.01.2004, das die Einigung über den Erwerb der Anteile von der L.an A. durch J. sowie eine Garantie der K. dafür regelt, dass dem A. ab dem 01.01.2005 vorläufig eine Kapazität von … MW in beide Richtungen oder … MW in die Süd- und … MW in die Nordrichtung garantiert wird. Klarstellend wurde in Ziffer 4 aufgenommen, dass die Angabe ca. … MW als exakt … MW verstanden werden soll. Die Beschwerdeführerin vermarktet ihre Transitkapazität, wie von der Bundesnetzagentur ausdrücklich vorgeschrieben (BNetzA, Beschluss v. 18.07.2016, BK6-15-202, S. 5 ff.), im Wege des Market Coupling. Hier wird die Vergabe der zur Energieübertragung erforderlichen Verbindungskapazitäten in den börslichen Stromhandel, nämlich in die Berechnung der marktübergreifenden börslichen Merit Order (Einsatzreihenfolge der Kraftwerke entsprechend ihrer Angebotspreise) integriert und im Rahmen eines Optimierungsalgorithmus berücksichtigt. Die Vermarktung der Transitkapazität erfolgt Day-Ahead. Die praktische Umsetzung des Market-Coupling erfolgt auf Grundlage eines zwischen der M. in ihrer Eigenschaft als Strombörsenbetreiberin, anderen Strombörsen sowie Übertragungsnetzbetreibern bestehenden Day-Ahead Betriebsvertrages zur Kopplung der beteiligten Märkte mittels impliziter Auktionen, der die Anwendung des oben erläuterten Algorithmus regelt. Durch einen weiteren Marktkopplungs- und Betriebsdienstleistungsvertrag zwischen M. und der Beschwerdeführerin wird der Beschwerdeführerin die Teilnahme an dem Kopplungsmechanismus über die M. ermöglicht. M. gibt für die Beschwerdeführerin die Kauf- bzw. Verkaufsgebote an den beiden Strombörsen in Deutschland und Schweden ab, bis entweder eine vollständige Angleichung der Marktpreise erfolgt oder die zur Verfügung stehende Transitkapazität aufgebraucht ist. Die Beteiligte nimmt Day-Ahead und auch Intraday Kapazitätsbeschränkungen des A. vor. Die Beteiligte stimmt sich zunächst Day-Ahead mit I. ab, indem jede Partei unabhängig für sich eine Kapazität von Deutschland nach Schweden bzw. von Schweden nach Deutschland unter Beachtung des eigenen Netzbereichs ermittelt. Die Beteiligte bestimmt hierzu auf Grundlage der Situation im eigenen 220-kV-Netz und auf der von der H. an die Beteiligte übermittelten prognostizierten Auslastung der 110-kV-Leitungen die Leistungswerte, die am Folgetag über das A. transportiert werden können. Das Minimum der Kapazitätswerte je Richtung wird weiterverwendet und die M. bis 9:00 Uhr (D-1) über die verfügbare Transitkapazität im Wege einer Urgent Market Message (nachfolgend: UMM) in Kenntnis gesetzt, die die Informationen auf ihrer Website ( www.... ) veröffentlicht. Die entsprechende UMM enthält das Datum und den genauen Zeitraum des Eingriffs, Angaben zur Höhe der Kapazitätsbeschränkung sowie die jeweilige Richtung der Beschränkung (Nord- und/oder Süd Richtung) und eine knappe Begründung. Nach dem Handelsschluss des Day-Ahead-Handels am Mittag des Vortags bleiben bis zum Erfüllungszeitpunkt 12 bis 36 Stunden. In dieser Zeit nimmt die Beteiligte teilweise manuell weitere Kapazitätsbeschränkungen vor (sog. Intraday-Einschränkungen), indem sie eine UMM veröffentlicht und die Beschwerdeführerin telefonisch informiert. Der Referenzwert des Controllers zur Regulierung des Lastflusses des A. wird immer entsprechend der normierten Strommenge durch die Beteiligte eingestellt, die hierbei als Dienstleister für die Beschwerdeführerin tätig wird. Intraday-Einschränkungen werden auch durch automatische Kontrollmechanismen des EPC-Gerätes hervorgerufen. Das EPC prüft automatisch jeweils die IST-Werte in den 110-kV-Leitungen und der 220-kV-Leitung in ... und reduziert als Notfallmechanismus den Leistungsfluss über das A. bei einer kritischen Betriebsmittelbelastung einer der Leitungen direkt und automatisch. Die technischen Parameter werden von der Beteiligten und der H. vorgegeben und eingestellt (vgl. das Handbuch „…“, Anlage BF 8). Die Beschwerdeführerin führt daraufhin das Market Coupling nur mit einer der Beschränkung entsprechenden reduzierten Transitkapazität durch. Da die Beschwerdeführerin im Rahmen des Market Coupling jedoch zuvor Abnahme- und Lieferverpflichtungen eingegangen ist und entsprechende Fahrplanmeldungen abgegeben hat, führen die Intraday-Einschränkungen dazu, dass der schwedische Bilanzkreis der Beschwerdeführerin überspeist (unterspeist) und der Deutsche Bilanzkreis der Beschwerdeführerin unterspeist (überspeist) ist. Dies hat zur Folge, dass die Beschwerdeführerin im Intraday-Handel auf eigene Kosten Gegengeschäfte vornehmen oder, bei kurzfristigen Kapazitätseinschränkungen, bei denen Verkäufe auf der einen bzw. Zukäufe auf der anderen Seite nicht mehr möglich sind, Regelleistung in Anspruch nehmen muss. Hierdurch entstehen ihr erhebliche Ausgleichsenergiekosten, die nicht entschädigt werden. Die Beschwerdeführerin hat mit Schriftsatz vom 28.08.2014 bei der Bundesnetzagentur die Eröffnung eines besonderen Missbrauchsverfahrens nach § 31 EnWG wegen missbräuchlicher und diskriminierender Bewirtschaftung von Engpässen in der Regelzone der Beteiligten zu ihren Lasten beantragt. Nach mündlicher Verhandlung im Verwaltungsverfahren am 15.06.2015 hat sie im Laufe des Verwaltungsverfahrens am 09.03.2016 eine Untätigkeitsbeschwerde erhoben, die beim Senat bis zu ihrer Erledigung unter dem Az. VI-3 Kart 20/16 anhängig war. Mit Beschluss vom 30.05.2016 hat die Bundesnetzagentur den Antrag der Beschwerdeführerin abgelehnt. Hiergegen richtet sich die Beschwerde der Beschwerdeführerin. Die schwedische Regulierungsbehörde hat mit Beschluss vom 09.06.2016 (Az.: 2014-101661, 2015-102694) die Sicherung eines Teils der Engpasserlöse angeordnet, da aus ihrer Sicht die europarechtskonforme Verwendung durch die Beschwerdeführerin nicht belegt werden könne. Gegen diesen Beschluss hat die Beschwerdeführerin vor dem Verwaltungsgericht in Linköping (Az.: 4728-16) Beschwerde eingelegt. Das Verwaltungsgericht Linköping hat mit Beschluss vom 05.07.2018 das Verfahren ausgesetzt und dem EuGH zur Vorabentscheidung vorgelegt. Die Vorlagefragen betreffen im Wesentlichen die Anwendbarkeit von Art. 16 Abs. 6 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (sog. StromhandelZVO). Die Beschwerdeführerin trägt vor, der angegriffene Beschluss sei rechtswidrig. Die Bundesnetzagentur verkenne, dass sich die Beteiligte missbräuchlich verhalte, indem sie systematisch Engpässe in ihrem Netz oder in Netzen anderer deutscher Netzbetreiber an die Grenze zum A. verschiebe und hierdurch den Stromtransit zwischen Deutschland und Schweden unzulässig einschränke, wodurch die Beschwerdeführerin sowie die deutschen Stromverbraucher in erheblichem Ausmaß benachteiligt würden. Zudem gehe mit dem Beschluss eine vom europäischen Gesetzgeber nicht gewollte Abschottung des Deutschen Strommarktes vom restlichen Strommarkt in Europa einher. Der angegriffene Beschluss sei bereits formell rechtswidrig und aufzuheben, da die Bundesnetzagentur hinsichtlich des Antrags zu 1 gegen ihre Amtsermittlungspflicht verstoßen habe. Sie habe nicht aufgeklärt, in welchem Umfang im Netz der Beteiligten Engpässe aufträten. Insbesondere sei nicht ersichtlich, wie die Bundesnetzagentur anhand der Netzentwicklungspläne für die Jahre 2023 und 2024 bzw. 2013 und 2014 erkennen könne, ob in einzelnen Situationen in der Vergangenheit eine zu lange und eine zu restriktive Kapazitätsbeschränkung vorgenommen worden sei. Die Beschwerdeführerin habe soweit möglich bereits im Verwaltungsverfahren anhand zahlreicher Indizien und Fakten dargelegt, dass die Beteiligte regelmäßig rechtswidrig die Transitkapazität des A. beschränke. Die Vorgehensweise der Beteiligten sei ihr, der Beschwerdeführerin, nicht bekannt. Der Hinweis der Bundesnetzagentur, die Beschwerdeführerin hätte gemäß §§12 f. EnWG Netzmodelle anfordern können, laufe dem Amtsermittlungsgrundsatz zuwider. Die nach §§ 12f. EnWG zur Verfügung gestellten Informationen seien zudem nicht ausreichend. Die veröffentlichten UMMs enthielten keine Informationen über die betroffenen Betriebsmittel, so dass die von der Beteiligten berechneten Transitkapazitäten für das A. nicht nachvollzogen werden könnten. Auch wisse sie nicht, ob der Netzbetreiber über Schaltmaßnahmen (Sammelschienenkupplungen, Stufungen von schräg- und quergeregelten Transformatoren, Kompensationselementen) den Lastfluss im Netz beeinflusse und sich hierdurch die Transitkapazität für das A. ändere. Schließlich könne die thermische Dauerstrombelastbarkeit von Netzbetriebsmitteln (insbesondere Freileitungen) von Wettereinflüssen abhängen. Zu berücksichtigen sei zudem, dass Netzbetreiber nach § 17 Abs. 2 EnWG und § 20 Abs. 2 EnWG die Beweislast dafür trügen, dass eine Beschränkung hinsichtlich des „Ob“ und hinsichtlich des Umfangs notwendig sei. Der angegriffene Beschluss sei auch materiell rechtswidrig. Er verstoße gegen Art. 16 der StromhandelZVO, der zum Prüfungsumfang eines besonderen Missbrauchsverfahren gehöre, da das EnWG stets im Lichte der Richtlinie 2009/72/EG (sog. ElektrizitätsbinnenmarktRL) und der StromhandelZVO ausgelegt werden müsse . Die Beteiligte sei Adressatin von Art. 16 StromhandelZVO. Der Anwendungsbereich der Norm sei entgegen der Auffassung der Bundesnetzagentur nicht auf das die grenzüberschreitenden Kapazitäten vermarktende Unternehmen beschränkt, sondern erfasse auch diejenigen Übertragungsnetzbetreiber, deren Netze an die grenzüberschreitende Verbindungsleitung anknüpften und die von dem Netzengpass betroffen seien sowie Einfluss auf ihn nehmen könnten. Dies ergebe sich unmittelbar aus der Begriffsbestimmung in Art. 2 Abs. 1 StromhandelZVO i.V.m. Art. 2 Nr. 4 ElektrizitätsbinnenmarktRL. Auch der Wortlaut des Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO, dessen sachlicher Anwendungsbereich sich auf Netzengpässe auf der Verbindungsleitung sowie in den angrenzenden Übertragungsnetzen erstrecke, spreche hierfür. Letztgenannten könnten indes nur die Übertragungsnetzbetreiber selbst begegnen. Auch Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO bestätige dies. Die dort geregelte Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber, in Notfällen Transaktionen einschränken zu können, müsse unabhängig davon bestehen, ob der Übertragungsnetzbetreiber oder der Betreiber der Verbindungsleitung die Vermarktung der grenzüberschreitenden Kapazitäten vornehme. Art. 16 StromhandelZVO sei auch sachlich anwendbar, da ein Netzengpass im Sinne dieser Vorschrift vorliege. Der Begriff des Netzengpasses in Art. 16 StromhandelZVO entspreche demjenigen des Engpasses in Art. 2 Abs. 2 S. 1 Buchst. c) StromhandelZVO. Aus der Formulierung „unzureichender Kapazität der Verbindungsleitungen und/oder der betreffenden nationalen Übertragungsnetze“ ergebe sich, dass die Definition nicht nur Engpässe auf der Verbindungsleitung, sondern auch Engpässe in den angrenzenden Übertragungsnetzen erfasse, soweit gerade diese Engpässe in den angrenzenden Übertragungsnetzen der Grund dafür seien, dass die Nachfrage nach den grenzüberschreitenden Stromtransiten nicht vollständig gedeckt werden könne. Die Beteiligte verstoße zunächst gegen das Gebot der nichtdiskriminierenden marktorientierten Lösung aus Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO. Ein Management der Engpässe durch die Beteiligte in diesem Sinne finde derzeit nicht statt, da ihre Lösung allein darin bestehe, den eigenen Kapazitätsmangel auf die Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin zu verlagern. So entziehe sie sich ihrer Verantwortung. Ferner verstoße die Beteiligte gegen das Gebot der Maximalkapazität aus Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO. Dem Wortlaut der Norm lasse sich nicht entnehmen, ob mit dem Begriff der maximalen Kapazität die Nennkapazität oder die lastflussbasierte Kapazität gemeint sei. Der Verweis auf die Beachtung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb nehme keine Beschränkung auf die lastflussbasierte Kapazität vor, denn die Sicherheitsstandards könnten unabhängig davon eingehalten werden, ob auf die Nennkapazität oder die lastflussbasierte Maximalkapazität abgestellt werde. Um sicherzustellen, dass die maximale Lastflusskapazität nicht überschritten werde, könne die Beteiligte entweder die Transitkapazität des A. beschränken (so bisher geschehen) oder die aufgrund des Market Coupling hervorgerufene Überschussproduktion in Schweden sowie die Defizitproduktion in Deutschland durch Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch oder des Countertrading reduzieren. Solche Maßnahmen führten dazu, dass dem Markt die volle Nennkapazität zur Verfügung gestellt werde und die Transitkapazität zwischen Schweden und Deutschland grundsätzlich durchgängig … MW betragen könne. Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO könne nur so ausgelegt werden, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Nennkapazität und nicht nur die lastflussbasierte Maximalkapazität der für den Stromtransit zur Verfügung stehenden Infrastruktur bereitstellen müssten. Denn Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO gebe vor, dass Transaktionen nur in Notfällen eingeschränkt werden dürften, nämlich wenn der Übertragungsnetzbetreiber schnell handeln müsse und ein Redispatching oder Countertrading nicht möglich sei. Hierin komme der Wille des europäischen Normgebers zum Ausdruck, dem Markt mehr Kapazität zur Verfügung zu stellen, als dies physikalisch im Einzelfall möglich sei. Die gleiche Wertung ergebe sich auch aus § 13 Abs. 1 und 2 EnWG. Auch die sich aus der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sowie der StromhandelZVO ergebende Zielsetzung des Europäischen Normgebers, einen europäischen Strombinnenmarkt zu schaffen, spreche für diese Auslegung. Denn zur Verwirklichung eines europäischen Strombinnenmarktes sei es zwingend erforderlich, grenzüberschreitende Kapazitäten auszubauen und derzeit vorhandene Transitkapazitäten bestmöglich zu nutzen. Es sei daher verboten, Engpässe an die nationalen Grenzen zu verschieben. Das Verständnis des Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO, wonach stets die maximale Nennkapazität zur Verfügung zu stellen sei, werde durch die EU-Kommission bestätigt (vgl. u.a. EU-Kommission, Mitteilung zur Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes und zur optimalen Nutzung staatlicher Interventionen vom 05.11.2013, Az. C(2013) 7243 final sowie Entscheidung vom 14.04.2010, Sache 39351 – Swedish Interconnectors) und entspreche den jüngsten Bestrebungen von ACER (ACER Annual Report, September 2015, S. 22, 24, 25, Anlage BF 17 und September 2016, S. 5 f, Anlage BF 18, vgl. auch ACER-Empfehlung Anlage BF 31 S. 5). Ein wirtschaftliches Signal werde gesetzt, wenn Übertragungsnetzbetreiber auf eigene Kosten Maßnahmen des Countertrading und des Redispatch durchführen müssten, bevor sie die maximale Nennkapazität beschränken könnten. Die Kosten könne der Übertragungsnetzbetreiber denjenigen Kosten gegenüberstellen, die bei einer Netzverstärkung anfielen und sich für die kostengünstigere Variante entscheiden. Bei einer beliebigen Beschränkung der Nennkapazität hätten Übertragungsnetzbetreiber demgegenüber keinen wirtschaftlichen Anreiz, lastflussbasierte Engpässe zu verhindern. Die Ansicht der Beteiligten, es obliege nicht ihr, sondern der Beschwerdeführerin in ihrer Rolle als Übertragungsnetzbetreiberin, Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und Countertrading in Abstimmung mit der Beteiligten auszuführen, verkenne, dass die Netzengpässe nicht auf dem A., sondern in der Regelzone der Beteiligten aufträten. Auch aus Ziffer 4 S. 2 des … Agreement lasse sich entnehmen, dass die Initiative zur Durchführung alternativer Maßnahmen – vor Vornahme einer Kapazitätsbeschränkung – ausschließlich von der Beteiligten und eben nicht von der Beschwerdeführerin auszugehen hätten, und die Beteiligte vor einer Kapazitätsbeschränkung die Beschwerdeführerin konsultieren müsse. Aus den Ausführungen der Bundesnetzagentur zu Ziffer 6 der Redispatch-Festlegung (BK6-11-098), dort Seite 49, lasse sich entnehmen, dass immer die Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber für die Kommunikation gegenüber den Kraftwerksbetreibern zuständig seien, deren Kraftwerke angepasst werden sollen. Da an das A. keine Kraftwerke angeschlossen seien, sei sie, die Beschwerdeführerin, nicht befugt, die Kraftwerke direkt anzuweisen. Die Beteiligte verstoße auch deshalb gegen das Gebot der Maximalkapazität aus Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO, weil sie die Kapazitätsbeschränkungen insgesamt zu hoch und zu lange ansetze und für die Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin systematisch eine zu hohe Day-Ahead-Einschränkung ermittele. Die Beteiligte verwende entgegen den anerkannten Regeln der Technik kein einheitliches Netzmodell, sondern die H. und die Beteiligte ermittelten jede für sich individuell die Netzauslastungen, ohne die dabei auftretenden Wechselwirkungen zu berücksichtigen. Die von der Beteiligten beschriebene Heranziehung eines Ersatznetzes reiche nicht aus, da sie der Beteiligten keine Bestimmung von kritisch belasteten Netzelementen im Netz der H. erlaube, weil diese Elemente lediglich das Übertragungsverhalten des Netzes der H. aus Sicht der Beteiligten nachbildeten. Etwaige Netzengpässe im 110-kV-Netz könnten im Ergebnis jedoch nur durch die H. selber bestimmt werden. Die Beteiligte räume ein, dass das Ersatznetz keine dynamischen, d.h. tagesaktuellen Daten beinhalte und aus diesem Grund bei der Berechnung der Anschlusskapazität Sicherheitszuschläge für die Auslastung des relevanten Teils zur Anwendung kämen. Hieraus folge, dass der Beschwerdeführerin vermutlich das Minimum der jeweils von der Beteiligten und H. errechneten Kapazitätsart zugewiesen werde. Um ein belastbar eindeutiges Ergebnis erzielen zu können, sei es erforderlich, im Rahmen einer Lastflusssimulation in schrittweiser Annäherung den Leitungsfluss auf der Verbindungsleitung so lange zu erhöhen, bis eine Überlastung auf einem Netzelement in den benachbarten Netzen auftrete. Die Beteiligte sei nach §§ 12, 14 EnWG auch zur umfassenden Zusammenarbeit mit der H. als Verteilernetzbetreiberin verpflichtet. Zudem nehme die Beteiligte zu starke Simplifizierungen vor. Sie, die Beschwerdeführerin, habe die von der Beteiligten ermittelten Kapazitätsrestriktionen anhand eines linearisierten Netzmodells plausibilisiert und untersuchen lassen, inwieweit sich Änderungen in Last/Einspeisung oder Flussänderungen des A. auf die Belastungssituation im unmittelbaren Netzanschlussgebiet auswirkten. Das Modell erfasse die engpassbehafteten Zweige, das 220-kV-Kabel … und die Freileitung … sowie die nicht engpassbehaftete 380-kV-Freileitung vom A. nach …. Da die Einspeiseleistung aus Windenergie-Anlagen und Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) in erheblichem Maße schwanke, sei nicht nachvollziehbar, wieso die von der Beteiligten ermittelte Importkapazität des A. im Zeitraum vom 4. bis zum 17. April 2014, sowie die Exportkapazität vom 28. bis 30. Januar 2016 trotz der großen Schwankungen in den Einspeiseprognosen konstant geblieben seien. Hieraus lasse sich nur die Schlussfolgerung ziehen, dass die Transitkapazitäten offensichtlich nicht stundengenau ermittelt würden und in einem größeren Umfang beschränkt würden, als dies aus Sicherheitsgründen erforderlich sei. Auf die Ausführungen zu den Beispielen der langfristigen Import- und Exportrestriktionen Bl. 169 ff GA (Beschwerdebegründung S. 36 ff) sowie das Beispiel Bl. 476 – 478 GA betreffend den Zeitraum vom 1. bis zum 2. Dezember (Replik S. 22-24 und Anlage BF 32), die nach Auffassung der Beschwerdeführerin keinen Einzelfall darstellten (vgl. die Streudiagramme für die Import- und Exportrestriktionen 2013 – 2016, S. 43, 44 der Beschwerdebegründung, Bl. 176, 177 GA), wird Bezug genommen. Zudem verwende die Beteiligte – anders als I. – in ihrem Kapazitätsberechnungsverfahren offensichtlich eine sehr grobe, unpräzise Schrittweise für die Simulation der Leistungsflüsse über das A. und entziehe aufgrund der Berechnungsungenauigkeit – sie berechne die Kapazität offensichtlich in .. MW-Schritten – Kapazität (vgl. die Abbildungen S. 45-48 der Beschwerdebegründung, Bl. 178-181 GA). Weiterhin lege die Beteiligte die Transitkapazitätswerte mit einem zu hohen Sicherheitspuffer fest. Um die Transitkapazitäten nicht unnötig einzuschränken, sei es aus volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoller, Day-Ahead geringere Kapazitätsbeschränkungen festzulegen, um eventuellen Engpässen zum Erfüllungszeitpunkt Intraday mit Maßnahmen des grenzüberschreitenden Redispatch und Countertrading zu begegnen. Der Beschluss der Bundesnetzagentur verstoße auch gegen § 17 Abs. 1 EnWG, § 20 Abs. 1 EnWG, § 20 Abs. 2 i.V.m. § 13 EnWG und § 15 StromNZV. Die Beschwerdeführerin habe gemäß § 17 Abs. 1 EnWG Anspruch auf Bereitstellung und dauerhafte Nutzung der kontrahierten Netzanschlusskapazität, hier bestehend aus einer Verbindungsleitung mit einer Nennkapazität von … MW. Auch der deutsche Gesetzgeber erlaube Kapazitätsbeschränkungen nur in Notsituationen. Vorrangig sei eine Engpassbewirtschaftung vorzunehmen, bei welcher Kapazitätsbeschränkungen möglichst vermieden würden. Sie könne sich als Übertragungsnetzbetreiberin auch auf den Netzzugangsanspruch nach § 20 EnWG berufen. Sie sei „jedermann“ im Sinne dieser Vorschrift. Die Differenzierung zwischen Netzbetreibern auf der einen Seite und Dritten auf der anderen sei nicht logisch und rechtlich nicht nachvollziehbar. Schon nach seiner gewöhnlichen Bedeutung sei das Wort „jedermann“ gleichbedeutend mit „jeder“. Es gebe auch keinen Grundsatz, dass derjenige, der in einem Fall Anspruchsverpflichteter sei, nicht in einem anderen Fall Anspruchsberechtigter sein könne. Netzbetreiber müssten sicherstellen, dass über die Netzgrenzen hinweg ein größtmöglicher Stromaustausch stattfinden könne. Der Netzzugangsanspruch müsse daher auch ihnen offenstehen. Die Voraussetzungen für eine Verweigerung des Netzzugangs bzw. Netzanschlusses gemäß §§ 17 Abs. 2 bzw. 20 Abs. 2 EnWG lägen nicht vor. Das Übertragungsnetz der Beteiligten weise lediglich vorübergehende Kapazitätsmängel auf, die nicht dazu führten, dass der Beteiligten die dauerhafte Bereitstellung der Netzanschlusskapazität unmöglich sei. Die Gewährung der Netzanschlusskapazität von … MW sei der Beteiligten auch nicht unzumutbar. Ein Verweigerungsrecht bestehe nur dann, wenn die Interessen des Netzbetreibers gegenüber denjenigen des Anschlussnehmers vorrangig seien, wobei der Netzbetreiber die tatsächlichen Voraussetzungen zu beweisen habe. Es sei der Beteiligten zuzumuten, der Beschwerdeführerin die volle Anschlusskapazität zur Verfügung zu stellen und die in ihrem Übertragungsnetz auftretenden Engpässe durch andere Maßnahmen – insbesondere grenzüberschreitendes Countertrading bzw. Redispatch – zu beseitigen. Die Bundesnetzagentur vertrete rechtsirrig die Ansicht, dass die Beteiligte bei der Beschränkung des Zugangsanspruchs gemäß §§ 17 Abs. 1, 20 Abs. 1 EnWG die in § 13 EnWG vorgegebene Reihenfolge der Maßnahmen eingehalten habe, indem sie die Kapazitätsbeschränkungen gegenüber der Beschwerdeführerin rechtsfehlerhaft als netzbezogene, hilfsweise als marktbezogene Maßnahme einordne. Netzbezogene Maßnahmen im Sinne von § 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG beträfen lediglich den technischen Netzbetrieb im eigenen Netz, ohne Kosten und Beeinträchtigungen von Netznutzern zu verursachen, wie beispielsweise die Beeinflussung der Lastflüsse im Netz durch Schaltungen. Die Kapazitätseinschränkungen erforderten indes stets eine Anweisung an die Beschwerdeführerin und beträfen Netznutzer und damit Dritte, da diese weniger Strom transportieren könnten. Selbst wenn man die Beschwerdeführerin nicht als Netznutzerin betrachten wollte, wäre jedenfalls M. in ihren Geschäftsaktivitäten beeinträchtigt. Die Kapazitätsbeschränkungen stellten auch keine marktbezogenen Maßnahmen im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG dar. Sie enthielten keine marktprägenden Elemente – solche erforderten eine Orientierung an Wirtschaftlichkeit und Wettbewerb, mithin die Beachtung der Präferenz der Marktteilnehmer – und es fehle an einer den Maßnahmen zugrundeliegenden vertraglichen Vereinbarung. Stelle man auf diejenigen Marktteilnehmer ab, deren deutsch-schwedische Transaktionen über das A. durch die Kapazitätseinschränkungen betroffen seien, fehle es bereits an einer vertraglichen Vereinbarung. Stelle man unmittelbar auf die Beschwerdeführerin ab, fehle es an dem erforderlichen Marktbezug. Auch aus § 15 StromNZV ließe sich entnehmen, dass eine Kapazitätsbeschränkung gerade keine netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahme darstelle. Anderenfalls wäre § 15 Abs. 2 StromNZV überflüssig. Die Kapazitätsbeschränkungen stellten damit einen klassischen Fall des § 13 Abs. 2 EnWG dar und seien nur zulässig, wenn keine anderweitigen netz- oder marktbezogenen Maßnahmen getroffen werden könnten. Die in § 13 Abs. 2 EnWG festgelegte Reihenfolge der Maßnahmen sei Ausdruck des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes. Da grenzüberschreitendes Redispatch und Countertrading mildere Maßnahmen seien, die denselben Erfolg mit gleicher Sicherheit erzielten, gegenüber der Beschwerdeführerin aber den weniger intensiven Eingriff darstellten, seien sie vorrangig vorzunehmen. Sie würden auch nicht dadurch ausgeschlossen, dass das A. eine Gleichstromleitung und damit eine entsprechende Einstellung des Controllers an der Verbindungsleitung erforderlich sei. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG setze insofern nicht voraus, dass die dort genannten marktbezogenen Maßnahmen unmittelbar – ohne Mitwirkungshandlung eines Dritten – elektrisch wirksam würden. Die Möglichkeit der gezielten Steuerung des Lastflusses bei Gleichstromleitungen, die bei Wechselstromleitungen nicht bestehe, dürfe den Betreibern nicht zu regulativen Nachteilen gereichen. Eine solche Ungleichbehandlung wäre nicht zu rechtfertigen und käme deshalb einer willkürlichen Diskriminierung der Beschwerdeführerin gleich. Die Bundesnetzagentur könne ihre rechtsfehlerhaften Ausführungen auch nicht auf das … Agreement stützen. Es bestehe bereits nicht das von der Beteiligten behauptete, die regulatorischen Vorgaben verdrängende Sonderregime. Ziffer 4 des Connection Agreement stelle keine vertragliche Vereinbarung zur Durchführung marktbezogener Maßnahmen dar, was ein Vergleich mit den Regelbeispielen des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG zeige, mit denen die Unterbrechungsregelung nicht vergleichbar sei. Da eine vertragliche Vereinbarung nicht allein ausreichend sei, um einen Marktbezug herzustellen, sei die Zahlung einer Vergütung als Ausgleich für die Maßnahme ein notwendiges Element marktbezogener Maßnahmen. Selbst unterstellt, die Kapazitätsbegrenzung auf Grundlage des … Agreement stelle eine marktbezogene Maßnahme dar, fehle es an der gemäß Agreement erforderlichen Abstimmung zwischen der Beschwerdeführerin und der Beteiligten. Das … Agreement enthalte zudem eine Rangfolge von Maßnahmen, die dem Verhältnis zwischen § 13 Abs. 1 und Abs. 2 EnWG entspreche. Die nach Ziffer 4 Satz 2 des … Agreement gebotene Prüfung anderer Maßnahmen wäre unnötig, wenn diese nicht Vorrang vor Kapazitätseinschränkungen hätten. Ziffer 4 des … Agreement sei daher nichts anderes als eine vertragliche Ausgestaltung des regulatorisch in § 13 Abs. 2 EnWG bzw. europarechtlich in Art. 16 Abs. 2 UAbs. 1 S. 1 StromhandelZVO statuierten Notfallrechts des Netzbetreibers, welches durch das EPC-Schutzgerät abgesichert werde. Allein die Einführung des Notfallmechanismus, nicht auch die Möglichkeit zur Vornahme manueller Day-Ahead-Einschränkungen sowie Intraday-Einschränkungen sei zur Bedingung für den Anschluss des A. an das Netz der früheren D. gemacht worden. Würde man die Regelung in Ziffer 4 anders auslegen, stünde diese in Widerspruch zu § 13 EnWG oder Art. 16 StromhandelZVO und wäre nach § 134 BGB nichtig. Schließlich verletze die Beteiligte ihre Pflicht zum Engpassmanagement aus § 15 StromNZV . Auch nach § 15 StromNZV sei die Beteiligte verpflichtet, vorrangig andere Maßnahmen vorzunehmen, bevor sie zu Kapazitätseinschränkungen gegenüber der Beschwerdeführerin greife. Der Engpassbegriff der StromhandelZVO müsse auch für § 15 StromNZV gelten. Die Beteiligte sei als die für den Engpass verantwortliche Übertragungsnetzbetreiberin auch Adressatin der Pflicht zum Engpassmanagement, was aus dem individuellen Verursacherprinzip folge. Die Beteiligte verstoße gegen das ihr obliegende Gebot der Engpassverhinderung Denn da vorliegend marktbezogene Maßnahmen ergriffen werden könnten, bräuchten keine Kapazitätsbeschränkungen gemäß § 15 Abs. 2 StromNZV vorgenommen zu werden. Die Beteiligte verhalte sich auch marktmissbräuchlich im Sinne des Art. 102 AEUV, indem sie ihre marktbeherrschende Stellung ausnutze, um inländische Stromflüsse gegenüber grenzüberschreitenden Stromflüssen zu bevorzugen. Die Bundesnetzagentur verkenne, dass die Beteiligte als Übertragungsnetzbetreiberin ein natürliches Monopol besitze und daher eine marktbeherrschende Stellung innehabe. Das Verhalten sei auch nicht objektiv gerechtfertigt. Auf die Entscheidung der Europäischen Kommission vom 14.04.2010, Sache 39351, werde Bezug genommen. Die volle Kapazitätsgewährung sei der Beteiligten auch nicht deshalb unzumutbar, weil sie dadurch zu kostenträchtigen Abhilfemaßnahmen verpflichtet wäre, die bisher die Beschwerdeführerin durchführen müsse. Die Durchführung der Maßnahmen des Cross-Border Redispatch und des Countertrading belasteten zwar den deutschen Netznutzer. Diese Kostentragungspflicht setze jedoch Anreize für die Beteiligte, die Netze frühzeitig angemessen auszubauen, und werde seitens ACER in Kauf genommen. Die mögliche Belastung ihrer Netznutzer sei auch aufgrund des Gleichbehandlungsgrundsatzes in Art. 3 Abs. 1 GG nicht geeignet, die Abwälzung der Verpflichtung der Beteiligten auf die Beschwerdeführerin zu begründen. Die Beschwerdeführerin sei eine Übertragungsnetzbetreiberin und müsse von der Beteiligten so behandelt werden wie jeder andere Übertragungsnetzbetreiber auch. Würde die Beteiligte ihre Verpflichtungen zu Ausgleichsmaßnahmen auf einen anderen Übertragungsnetzbetreiber abwälzen, wie sie es gegenüber der Beschwerdeführerin tue, wäre dies rechtswidrig. Die Beschwerdeführerin sei auch nicht verpflichtet, in unbegrenzter Höhe für Kapazitätsmängel im Netz der Beteiligten einzustehen, nur weil ihr im Rahmen ihres Geschäftsbetriebs Engpasserlöse zufließen. Die Verwendung der Engpasserlöse und die Aufteilung der Kosten für Cross-Border-Redispatch / Countertrading müssten in dem vorliegenden Verfahren außer Betracht bleiben, da es allein um die Frage gehe, ob die Beteiligte die Kapazitäten zum A. rechtswidrig beschränke. Im Übrigen stehe ihr Geschäftsmodell im Einklang mit den regulatorischen Vorgaben und sie sei auch berechtigt, sämtliche Erlöse aus dem Engpassmanagement für sich zu beanspruchen, wie der gemeinsame Befund der Übertragungsnetzbetreiber im ENTSO-E-Verbund (ENTSO-E-Vorschlag) und auch die Empfehlungen der ACER bestätigten (Anlagen BF 30 und BF 31). Durch die Beschränkungen der Transitkapazität erleide die Beschwerdeführerin Verluste in … Höhe. Die exakte Bestimmung der ergangenen Erlöse sei technisch möglich, aber praktisch nur sehr schwer umzusetzen. Sie setze nämlich die europaweite und stundengenaue Kenntnis der Angebots- und Nachfragekurven aller am Price Coupling of Regions teilnehmenden Börsen sowie der aktuell zur Verfügung stehenden Übertragungskapazitäten aller Verbindungsleitungen voraus. Als Faustformel lasse sich annehmen, dass eine Reduzierung der Transitkapazität um … MW zu einer Verringerung der Preisdifferenz um … Euro/MWh führe, wobei sie konservativ zu ihren Ungunsten mit … Euro/MWh rechne. Auf das Schaubild zu den Verlusten der Beschwerdeführerin aufgrund von Day-Ahead Beschränkungen, S. 51 Beschwerdebegründung, Bl. 184 GA, werde Bezug genommen. Zusätzlich beliefen sich ihre Verluste durch Intraday-Einschränkungen auf … Euro (vgl. das Schaubild S. 53 Beschwerdebegründung, Bl. 186 GA). Zuletzt seien auch die Begründungen der Kapazitätsbeschränkungen unzureichend. Diese müssten die Beschwerdeführerin in die Lage versetzen, die vorgenommenen Kapazitätsbeschränkungen überprüfen zu können. Die Beteiligte veröffentliche in der Regel nur vage und teils widersprüchliche Begründungen. Die Bundesnetzagentur habe auch das von ihr als Antrag zu 2) ausgelegte Begehren fehlerhaft beschieden. Es sei der Beschwerdeführerin nicht darum gegangen, mit dem Antrag zu 2) einen Schadensersatz- oder Entschädigungsanspruch geltend zu machen. Sie wolle lediglich durch die Bundesnetzagentur feststellen lassen, dass Kapazitätsbeschränkungen eine Kompensationspflicht nach sich zögen und sich die Beteiligte rechtswidrig verhalte, wenn sie einer derartigen Kompensationspflicht nicht nachkomme. Dieser Antrag sei zulässig, da ihr Begehren aus Art. 16 Abs. 2 UAbs.2 StromhandelZVO folge, der im Missbrauchsverfahren zu berücksichtigen sei. Der Antrag sei auch begründet, weil ihr, wenn das Erfordernis von Kapazitätsbeschränkungen nicht durch Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und des Countertrading verhindert werden könne, zumindest eine Entschädigung zu zahlen sei, vgl. Art. 16 Abs. 2 UAbs. 2 StromhandelZVO. Die Beteiligte habe der Beschwerdeführerin im Rahmen des … Agreement und des … Agreement eine Anschlusskapazität von … MW zugewiesen. Sollte der Senat diese Kapazitätszuweisung nicht als ausreichend erachten, entstehe die Entschädigungspflicht jedenfalls für alle Intraday-Einschränkungen, welche die Day-Ahead zugewiesenen Kapazitäten weiter einschränkten. Die Beteiligte informiere die Beschwerdeführerin Day-Ahead über die verfügbare Transitkapazität. Jedenfalls diese Information stelle eine Kapazitätszuweisung im Sinne des Art. 16 Abs. 2 UAbs. 2 StromhandelZVO dar. Art. 16 Abs. 6 StromhandelZVO stehe dieser Verpflichtung nicht entgegen. Die Beschwerdeführerin beantragt, den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.05.2016 (BK6-14-130) aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden. Für den Fall, dass der Senat die Auffassung vertritt, dass die Beteiligte berechtigt ist, Kapazitätsbeschränkungen anzuordnen, ohne vorrangig Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und des Countertrading durchzuführen, regt die Beschwerdeführerin an, dem Europäischen Gerichtshof gemäß Art. 267 Abs. 3 AEUV die folgende Vorlagefrage vorzulegen: „Steht es mit Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO und Art. 102 AEUV im Einklang, dass Übertragungsnetzbetreiber die Transitkapazität zu europäischen Nachbarländern beschränken, um nationale Netzengpässe innerhalb der eigenen Regelzone, d.h. solchen Netzengpässen, die nicht auf der grenzüberschreitenden Verbindungsleitung auftreten, zu vermeiden oder müssen vorrangig anderweitige Maßnahmen (wie z.B. Cross-Border-Redispatch oder Countertrading) durchgeführt werden, um nationalen Netzengpässen zu begegnen.“ Die Bundesnetzagentur beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Die Bundesnetzagentur verweist auf die Ausführungen in dem angegriffenen Beschluss und trägt ergänzend vor, der Beschluss sei formell rechtmäßig ergangen, insbesondere sei sie ihrer Amtsermittlungspflicht nachgekommen. Der Vorwurf, die Beteiligte bilde das unterlagerte Netz der H. nicht hinreichend ab, sei zurückzuweisen. Die von der Beschwerdeführerin geforderte detaillierte Nachbildung des unterlagerten Hochspannungsnetzes der H. in die Kapazitätsberechnungen der Beteiligten entspreche weder der üblichen Praxis der Übertragungsnetzbetreiber bei der Durchführung von Netzsimulationsberechnungen noch verspräche ein derartiges Vorgehen einen Genauigkeitsgewinn bei der Ermittlung der zur Verfügung stehenden Übertragungskapazität. Stand der Technik bei der Berücksichtigung unterlagerter 110-kV-Netze bei Simulationsberechnungen im Übertragungsnetz sei deren Nachbildung im Wege von Ersatznetzen. Dabei würden die elektrotechnischen Parameter des unterlagerten 110-kV-Netzes mittels am Netzverknüpfungspunkt anzusetzender Ersatzwerte beschrieben. Aufgrund des in der Regel geringen Vermaschungsgrades der 110-kV-Netze untereinander beschreibe diese Herangehensweise die Auswirkungen der Stromflüsse der 110-kV-Netze auf die Stromflüsse des Übertragungsnetzes ausreichend genau. So werde auch in den von der Bundesnetzagentur durchgeführten Berechnungen zu den Netzentwicklungsplänen das unterlagerte 110-kV-Netz grundsätzlich im Wege der Ersatznetzbildung modelliert. Maßgeblich für die Höhe der Kapazitätsbeschränkung sei vielmehr die Genauigkeit der Einspeisung der dargebotsabhängigen und daher volatilen Windenergie. Aufgrund der mit der Prognose einhergehenden Abweichung der tatsächlichen von der am Vortag für den Folgetag prognostizierten Einspeisung aus Windenergieanlagen sei eine gestufte Kapazitätsbeschränkung in Schritten von … MW nicht zu beanstanden. Bundesweit liege die Prognoseungenauigkeit derzeit im Mittel bei ca. 2 bis 3 %. In kleinräumigen Bereichen wie der Region ... lägen Prognosefehler deutlich höher. Der im Beschwerdeverfahren neu eingeführte Vortrag zur angeblich fehlenden Berechnungsgenauigkeit der Beteiligten weise erhebliche methodische Schwächen auf. Sowohl die Verwendung eines linearisierten Netzmodells als auch die Annahme einer pauschalen Sensitivität von 20 % stellten unzulässige, stark verfälschende Vereinfachungen dar. Auch die Abbildungen auf Seite 37 und Seite 40 der Beschwerdebegründung, welche die Prognosewerte der Einspeisungen aus Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen darstellen sollten, seien ungenau. Denn dargestellt sei jeweils die gesamtdeutsche Einspeiseprognose, skaliert entsprechend des Anteils der installierten Wind- und Photovoltaik-Leistung in ... an der in Gesamtdeutschland installierten Leistung. Dies sei eine zu starke Simplifizierung, die nicht auf die teils erheblichen regionalen Witterungsunterschiede eingehe. Die Bundesnetzagentur habe im Verwaltungsverfahren eine Analyse der Lastflüsse im Übertragungsnetz der Beteiligten sowie dem Netz der H. unter Heranziehung der Bestätigung der Netzentwicklungspläne für Strom 2013 und 2014 erstellt. Darauf aufbauend habe sie Lastflussberechnungen zur Bestimmung der Auswirkung von Leistungsanpassungen der Kraftwerke 1, 2 und 3 auf die Netzsituation in ... vorgenommen und dabei auch die Auswirkungen des A. auf die Netzstruktur untersucht. Im Ergebnis habe sie keinen Anlass gehabt, an einer Überlastung der Netze der Beteiligten bzw. der H. zu zweifeln oder die Erforderlichkeit der Kapazitätseinschränkung des A. zur Systemstabilität in Frage zu stellen. Der Vortrag zu den konkreten Zeiten der Kapazitätsbeschränkungen sei erstmals im Beschwerdeverfahren erfolgt. Der Schriftsatz vom 13.07.2015 enthalte keinen Vortrag zu unberechtigten Importrestriktionen. Damit habe die Beschwerdeführerin gegen § 26 VwVfG verstoßen und habe die Konsequenzen für einen aus ihrer Sicht nicht vollständig ermittelten Sachverhalt zu tragen. Der angegriffene Beschluss sei auch materiell rechtmäßig. Die Beteiligte habe sich nicht missbräuchlich verhalten. Unabhängig davon, dass die Beschwerdeführerin selbst Adressatin der europarechtlichen Vorgaben sei, liege auch kein Verstoß gegen Art. 16 StromhandelZVO vor. Fehlerhaft gehe die Beschwerdeführerin davon aus, Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO ließe sich ein „Prinzip der Maximalkapazität“ entnehmen, das die volle Nennkapazität (im Fall des A. … MW) und nicht nur den maximal möglichen Lastfluss erfasse. Der Wortlaut der Norm sehe ausdrücklich vor, dass die maximale Kapazität der Verbindungsleitung nur unter Beachtung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb eingeräumt werde. Er gehe danach von der heute üblichen Praxis aus, dass die zur Verfügung gestellte maximale Kapazität geringer sein könne als die Nennkapazität, wenn die Systemsicherheit dies erfordere. N-1-Sicherheitsberechnungen europäischer Übertragungsnetzbetreiber führten in der Regel dazu, dass die dem Handel zur Verfügung gestellte Kapazität unterhalb der physikalisch möglichen Übertragungskapazität von grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen liege. Die Auffassung der Beschwerdeführerin, aus Gründen der Gesamtwohlfahrt sollten dem Handel am Vortag geringere Kapazitätseinschränkungen vorgegeben und eventuellen Engpässen zum Erfüllungszeitpunkt am Folgetag mit kurativen Maßnahmen begegnet werden, überzeuge nicht und werde auch nicht durch das vorgelegte Gutachten der … (Anlage BF 11) gestützt. Denn der Untersuchung liege ein nicht vergleichbarer Sachverhalt zugrunde – größerer Umfang der Kapazitätsmengen und Wechselstrom anstelle von Gleichstrom – und die Untersuchung erfolge, unabhängig davon, dass sich die Validität der dem Gutachten zugrunde gelegten Daten nicht feststellen lasse, ohne Berücksichtigung der Systemsicherheitsstandards. Auch die von der Beschwerdeführerin zitierten Erwägungsgründe der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie sowie der Mitteilungen der Europäischen Kommission zur Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes benennten ausdrücklich die Versorgungssicherheit und stünden damit der Annahme einer unbeschränkten Kapazität entgegen. Auch Art. 15 Abs. 3 StromhandelZVO spreche gegen das „Prinzip der Maximalkapazität“. Die dort vorgegebene Abschätzung der verfügbaren Übertragungskapazität durch den Übertragungsnetzbetreiber wäre entbehrlich, würde die Kapazität immer der Nennkapazität entsprechen. Das Verständnis der Beschwerdeführerin sei zudem unvereinbar mit dem gemäß Art. 20 Abs. 1 der Verordnung (EU) 2015/1222 (CACM-VO) bevorzugt zu verwendenden Verfahren zur Kapazitätsberechnung, der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung, das eine Begrenzung der Nennkapazität explizit vorsehe (Art. 2 Nr. 9 und Erwägungsgrund 4 der CACM-VO). Die Nennkapazität der in einem Modell berücksichtigten Netzelemente (inklusive Leitungen und Verbindungsleitungen) werde auf die unter Berücksichtigung der Systemsicherheit verfügbare Kapazität begrenzt. Diese lastflussbasierte Kapazitätsberechnung werde bereits bei der Marktkopplung des belgischen, niederländischen, französischen und deutschen Strommarktes angewendet. Richtig sei, dass über das Prinzip der Maximalkapazität auf europäischer Ebene derzeit eine Diskussion geführt werde, in der sich auch die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) mit einer Stellungnahme positioniert habe. Die von ACER herausgegebene Empfehlung zur Kapazitätsberechnung stelle in Übereinstimmung mit Art. 288 Abs. 5 AEUV lediglich eine Meinungsäußerung dar und habe keine rechtliche Bindungswirkung für dieses Verfahren. Sie stehe im Übrigen auch in Widerspruch zu dem in der CACM-VO festgesetzten Zielmodell. Nach nationalem Recht gebe es zudem keinen Anspruch auf unbeschränkten Netzzugang, wie bereits § 20 Abs. 2 EnWG zeige. Auf das … Agreement könne sich die Beschwerdeführerin zur Stützung des Prinzips der Maximalkapazität bereits deshalb nicht berufen, weil die in Ziffer 1 genannte Zusage zugleich die Einschränkung enthalte, dass das A. nur nach den übrigen vertraglichen Bedingungen betrieben werden könne und diese gerade die Möglichkeit einer entschädigungslosen Einschränkung der Transportkapazität durch die Beteiligte vorsähen. Die Beteiligte verstoße mit Vornahme der Kapazitätsbeschränkungen auch nicht gegen Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO. Der sachliche Anwendungsbereich sei bereits nicht gegeben, da nur Einschränkungen von „Transaktionen“ geregelt seien. Der Begriff der Transaktionen sei zwar weder in der StromhandelZVO noch in der Richtlinie 2009/72 EG definiert. Art. 2 Abs. 2 lit. e) und d) StromhandelZVO lasse sich indes entnehmen, dass bei einem „deklarierten Transit“ eine „deklarierte Ausfuhr“ von Strom über einen Transaktionspfad stattfinde, wobei eine „deklarierte Ausfuhr“ eine Einspeisung von Strom in einem Mitgliedstaat auf der Grundlage einer vertraglichen Vereinbarung bei gleichzeitiger entsprechender Entnahme („deklarierte Einfuhr“) in einem anderen Mitgliedstaat oder einem Drittland bezeichne. Der Begriff der Transaktion beziehe sich damit auf den Stromhandel eines Marktteilnehmers. Der Transport durch einen Übertragungsnetzbetreiber falle nicht hierunter. Diese Auslegung werde durch Art. 16 Abs. 1 S. 2 StromhandelZVO bestätigt, der „nicht transaktionsbezogene Methoden“ als solche definiere, die keinen Unterschied zwischen den Verträgen einzelner Marktteilnehmer machten. Transaktionsbezogene Methoden beträfen danach Verträge einzelner Marktteilnehmer. Die Beschwerdeführerin sei weder Marktteilnehmerin, noch handele es sich bei dem … Agreement um den Vertrag eines Marktteilnehmers. Die Kapazitätsbeschränkung des A. sei damit keine Einschränkung von Transaktionen im Sinne des Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO. Entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin seien der Beteiligten im Rahmen des Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO auch nicht Maßnahmen des Redispatch oder Countertrading zur Bewältigung des Engpasses möglich gewesen. Nicht die Beteiligte, sondern die Beschwerdeführerin sei als Übertragungsnetzbetreiberin und die den Engpass bewirtschaftende Person die Adressatin des Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO und damit für die Bewirtschaftung des grenzüberschreitenden Engpasses verantwortlich. Sie habe sich zudem im Rahmen des … Agreement gegenüber der Beteiligten vertraglich gebunden und die Verantwortung für den Ausgleich der Bilanzungleichgewichte übernommen. Die Forderung, die Beteiligte möge grenzüberschreitenden Redispatch und/oder Handelsgeschäfte vornehmen, stelle den Versuch dar, bilanzielle Risiken der Engpassbewirtschaftung auf die Beteiligte zu verlagern. Diese Absicht sei angesichts der Rolle der Beschwerdeführerin als Übertragungsnetzbetreiberin nicht rechtskonform. Sie habe zudem in dem angegriffenen Beschluss festgestellt, dass die Gefährdung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungsnetzes im Bereich … nur durch eine Kapazitätsbeschränkung des A. und nicht durch grenzüberschreitenden Redispatch und/oder Countertrading behoben werden könne. Für einen veränderten Lastfluss auf dem A. müsse dieser aktiv angepasst werden durch eine Änderung der Einstellung des Controllers. Allein durch Redispatch und Countertrading ließen sich die Lastflüsse auf dem A. nicht verändern. Wenn die Beschwerdeführerin fälschlicherweise von Redispatch oder Countertrading spreche, meine sie eigentlich einen bilanziellen Ausgleich, der aufgrund der Kapazitätsbeschränkung erforderlich werde, um bereits getätigte Handelsergebnisse einzuhalten. Der bilanzielle Ausgleich beseitige aber nicht die Kapazitätsbeschränkung, sondern regele die aus der Kapazitätsbeschränkung möglicherweise entstehenden Folgefragen, für die die Beschwerdeführerin selbst als Bewirtschafterin des Engpasses zuständig sei. Denn allein die Beschwerdeführerin sei die Übertragungsnetzbetreiberin, welche die Handelskapazität zwischen Deutschland und Schweden vermarkte und sämtliche Engpasserlöse vereinnahme. Damit treffe alleine sie die kaufmännische Entscheidung, wie viel Kapazität sie vermarkten und ob sie das Risiko eingehen wolle, gegebenenfalls im Intraday-Markt Korrekturmaßnahmen hinsichtlich der Day-Ahead vermarkteten Kapazität eingehen zu müssen. Schließlich entfalte auch der gezielte Einsatz von Kraftwerken keine ausreichende engpassentlastende Wirkung. Die Beteiligte habe mit Vornahme der Kapazitätsbeschränkungen auch nicht gegen § 20 Abs. 2 und § 13 Abs. 1 EnWG sowie § 15 StromNZV verstoßen. Bei den Kapazitätsbeschränkungen handele es sich um netzbezogene Maßnahmen, da sie im Verhältnis zweier Übertragungsnetzbetreiber untereinander erfolgten, den technischen Netzbetrieb beträfen und kein weiterer Netznutzer beteiligt sei. Die Beschwerdeführerin lege den Begriff der netzbezogenen Maßnahmen zu eng aus, wenn sie ihn ausschließlich auf interne Maßnahmen eines Netzbetreibers beschränken wolle. Weder Wortlaut noch Sinn und Zweck der Vorschrift stützten diese Auslegung. Vielmehr sei es interessengerecht, dass Maßnahmen, die Netzbetreiber im Rahmen ihrer Zusammenarbeit durchführen könnten, vorrangig vor marktbezogenen Maßnahmen seien. Darüber hinaus seien die Kapazitätsbeschränkungen gegenüber der Beschwerdeführerin auch als marktbezogene Maßnahmen im Sinne des § 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 EnWG zu qualifizieren. Das … Agreement als vertragliche Vereinbarung zwischen der Beschwerdeführerin und der Beteiligten sehe ausdrücklich die Möglichkeit der Beteiligten vor, die Energieübertragung von und zu dem A. einzuschränken, wenn dies erforderlich sei, um den Ausfall der Stromversorgung zu verhindern. Zur Feststellung der Marktbezogenheit einer Maßnahme bedürfe es keiner wettbewerblichen Situation. Auch die Vereinbarung einer Vergütung sei keine konstitutive Voraussetzung für das Vorliegen einer marktbezogenen Maßnahme. Die Bedingungen, unter denen ein marktbezogener Eingriff erfolgen könne, könnten vertraglich ausgestaltet werden. Es liege im Rahmen der Vertragsfreiheit und sei folglich keine unverhältnismäßige Einschränkung der Berufsfreiheit, wenn eine finanzielle Vergütung vertraglich ausgeschlossen werde. Da es sich um die Vereinbarung zwischen zwei Privatrechtssubjekten handele, liege kein staatlicher Eingriff vor mit der Folge, dass der Rückgriff auf die Terminologie des Art. 12 GG fehl gehe. Es stehe der Beschwerdeführerin frei, die Vereinbarung zu kündigen. Sie habe auch nicht feststellen können, dass die Beteiligte schuldhaft einen ausreichenden Netzausbau versäumt habe. Eine Begründung für die Kapazitätsbeschränkung sei nach § 20 Abs. 2 EnWG nicht konstitutiv für die Beschränkung des Netzzugangs, so dass der Missbrauchsvorwurf nicht mit Erfolg auf eine fehlende bzw. nicht hinreichende Begründung gestützt werden könne. Im Grundsatz gehe es der Beschwerdeführerin nur um Ausgleichansprüche gegen die Beteiligte. Dies zeige sich auch darin, dass sie den Transmission Code 2007 heranziehe, um ein Verursacherprinzip zu begründen. Dieser sage jedoch nur aus, dass der jeweilige Netzbetreiber die Verantwortung für die Versorgungssicherheit in seinem Netz habe. Das Verursacherprinzip sei dagegen ein Instrument zur Bestimmung der Kostenverteilung. Für die Feststellung von Ausgleichsansprüchen sei das besondere Missbrauchsverfahren jedoch das falsche Instrument. Der Beschwerdeführerin stehe auch kein Entschädigungsanspruch bei Kapazitätseinschränkungen aus Art. 16 Abs. 2 S. 3 StromhandelZVO zu. Neben dem sachlichen Anwendungsbereich sei auch der persönliche Anwendungsbereich nicht eröffnet. Da die Norm nur Marktteilnehmer als Anspruchsinhaber adressiere, liege es auf der Hand, dass damit nur solche Kapazitätszuweisungen gemeint sein könnten, die im Rahmen von expliziten oder impliziten Auktionen zugewiesen worden seien. Die Vereinbarung im Connection Agreement falle nicht hierunter. Schließlich seien im Connection Agreement auch Entschädigungszahlungen für Kapazitätseinschränkungen ausgeschlossen worden. Eine mögliche Beeinträchtigung geschäftlicher Aktivitäten der M. sei unerheblich, da die Beschwerdeführerin nicht mit Erfolg Rechte Dritter geltend machen könne. Im Kern gehe es der Beschwerdeführerin allein darum, die nach § 20 Abs. 2 EnWG berechtigt erfolgte Beschränkung des Netzzugangsanspruchs spiegelbildlich in einen gleichlaufenden Engpassbewirtschaftungsanspruch umzuwandeln. Eine solche Anspruchsumwandlung widerspreche den Wertungsentscheidungen des Gesetzgebers. Unabhängig davon wiesen sowohl die Stromhandelsverordnung als auch das … Agreement die wirtschaftlichen Folgen der Beschwerdeführerin zu. Nach Art. 16 Abs. 6 S. 1 StromhandelZVO habe jeder Übertragungsnetzbetreiber die Einnahmen aus seiner Kapazitätsvergabe für die Gewährleistung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazität zu verwenden. Die Beschwerdeführerin bewirtschafte den Engpass allein und vereinnahme unreguliert 100 % der Engpasserlöse. Damit habe sie diese aber auch für die Aufrechterhaltung der von ihr vergebenen Kapazität einzusetzen. Soweit das … Agreement also vertragliche Ansprüche der Beschwerdeführerin ausschließe, entspreche dies der vom Gesetzgeber zwischen Übertragungsnetzbetreibern vorgegebenen Risikoverteilung. Auch die Beteiligte beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Die Beteiligte rügt die Zuständigkeit des OLG Düsseldorf für die Beantwortung der Frage, ob die Beteiligte die zur Verfügung zu stellenden Kapazitäten zu pauschal und zu restriktiv berechnet habe. Hierzu trägt sie vor, auch hinsichtlich der Kapazitätsberechnung sei die Bundesnetzagentur nicht zur weiteren Sachverhaltsaufklärung verpflichtet gewesen. Zutreffend habe sie die Kapazitätsfreigabe durch die Beteiligte auf Rechtsgrundlage des … Agreement als eine marktbezogene Maßnahme im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG eingeordnet. Sämtliche Rechtsfragen, die infolge der Auslegung bzw. Anwendung des … Agreement entstünden, seien rein zivilrechtlicher Natur, wie in Ziffer 8 des Agreements vereinbart, und im Streitfall vor dem sachlich zuständigen Gericht in … zu klären. Die Beteiligte meint, die Bundesnetzagentur habe nicht gegen ihre Amtsermittlungspflicht verstoßen. Sie habe die Beschwerdeführerin als Übertragungsnetzbetreiberin eingestuft mit der Folge, dass diese sich bereits nicht auf § 16 StromhandelZVO oder § 20 EnWG berufen könne. Der Beschluss sei auch materiell rechtmäßig. Bereits der persönliche Anwendungsbereich sei nicht eröffnet, da sich Art. 16 StromhandelZVO dem Wortlaut nach lediglich an denjenigen Übertragungsnetzbetreiber richte, der eine von einem Engpass betroffene Verbindungsleitung bewirtschafte. Dies sei die Beschwerdeführerin selbst. Die Beteiligte sei unstreitig nicht Betreiberin der Verbindungsleitung und damit nicht adressiert. Entgegen der Darstellung der Beschwerdeführerin berechne sie keine Engpasskapazität im Sinne der StromhandelZVO, sondern lediglich die Kapazität des A., die aufgrund der Anschlusssituation und ohne Gefährdung des sicheren Netzbetriebes durch die Beschwerdeführerin vermarktet werden könne. Eine Erweiterung des persönlichen Anwendungsbereichs über den Betreiber der Verbindungsleitung hinaus sei dem Wortlaut nicht zu entnehmen und auch nicht zur Gewährleistung der Netzsicherheit erforderlich. Im Anwendungsbereich des EnWG sei ein Übertragungsnetzbetreiber stets zum Erhalt der Netzsicherheit verpflichtet. § 31 EnWG sehe auch nicht die Überprüfung von Ansprüchen aus Art. 16 StromhandelZVO in einem Missbrauchsverfahren vor. Die Einhaltung des Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO unterliege zudem einem eigenen Prüfungsregime. Den Regulierungsbehörden obliege gemäß Art. 19 StromhandelZVO die Sicherstellung der Einhaltung der Vorgaben. Dieses besondere Verfahren gehe einer Überprüfung in einem Missbrauchsverfahren vor. Auch der sachliche Anwendungsbereich des Art. 16 StromhandelZVO sei nicht eröffnet. Zwar sei der Begriff des „Netzengpasses“ nicht legaldefiniert. Aus der Systematik der Norm folge indes, dass es sich um einen Engpass auf einer Verbindungsleitung handeln müsse. Hierfür spreche, dass Netzengpässen gemäß Art. 16 StromhandelZVO vorrangig mit nichttransaktionsbezogenen Methoden zu begegnen sei und sich auch die Engpasserlöse, deren Einnahme und Verteilung in Art. 16 Abs. 6 StromhandelZVO geregelt sei, auf Erlöse aus der Vermarktung der Kapazitäten einer Verbindungsleitung bezögen. Zudem setze die Anwendung des Art. 16 StromhandelZVO gemäß Art. 37 Abs. 6 lit. c RL 2009/72/EG voraus, dass die Bundesnetzagentur und die Beteiligte überhaupt einen Engpass im Sinne der StromhandelZVO ausgewiesen hätten, was vorliegend für das Anschlussgebiet des A. nicht erfolgt sei. Hieran scheitere ein Verstoß gegen Art. 16 StromhandelZVO und das europäische Engpassmanagement. Es liege auch kein Verstoß gegen die inhaltlichen Vorgaben des Art. 16 StromhandelZVO vor. Das Prinzip der Maximalkapazität gemäß Art. 16 StromhandelZVO werde nicht verletzt. Allein die Beschwerdeführerin könne als Betreiberin der Verbindungsleitung zur Bereitstellung einer maximalen Kapazität auf dieser Verbindungsleitung verpflichtet sein. Im Übrigen erfülle die Beteiligte die Voraussetzungen des Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO. Entgegen der Darstellung der Beschwerdeführerin schränke sie nicht die Kapazitäten des A. mutwillig ein. Sie handele allein aufgrund zwingender netztechnischer Rahmenbedingungen, auf die sie keinen Einfluss habe. Die Bereitstellung von Strom aus erneuerbaren Energien sei seit Mitte der neunziger Jahre um mehr als das Siebenfache von 25,3 TWh (1995) auf 187,4 TWh (2015) angestiegen (BMWi. Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2015, Anlage BT 3). Der Umstand, dass die Anzahl der Eingriffe und Anpassungen der Lastflüsse über das A. im Laufe der Jahre gestiegen sei, lasse sich zu weiten Teilen mit der dargestellten Erhöhung der Einspeisung im Anschlussgebiet des A. erklären. Alternative netztechnische Maßnahmen zur Überwindung der Engpässe existierten im Netz der Beteiligten nicht. Die Wirkung der einspeisenden Kraftwerke 1 und 2 sowie der Offshore-Windparks wiesen nur eine geringe Sensitivität von 2%, 13% bzw. 2% auf den 220 kV Netzknoten in … auf. Dagegen liege die Wirksamkeit des A. selbst auf den Engpass im Anschlussgebiet bei ca. 48 %. Die Nordsee-Offshore-Windparks hätten zwar eine höhere physikalische Wirksamkeit auf die Engpässe im Anschlussgebiet des A., könnten allerdings aufgrund rechtlich gesicherten Einspeisevorrangs nicht frühzeitig abgesenkt und damit nur für die Beseitigung eines Netzengpasses genutzt werden, wenn es keine weiteren marktbezogenen Maßnahmen mehr gebe. Wie die Tabelle S. 16 ihres Schriftsatzes vom 21.03.2017 zeige, erfordere ein Engpass von … MW eine Einschränkung des A. um … MW. Selbst wenn sie das Kernkraftwerk 1 und das Kraftwerk 2 vollständig einschränken würde, könnte dies nur eine Wirkung von … MW auf den Engpass entfalten, was die Beschwerdeführerin nicht bestreitet. Das von der Beteiligten herangezogene Netzmodell ermögliche eine ausreichende Betrachtung des Netzes der H.. Sie ermittelte ihre eigene Netzauslastung und die maximale Fahrplanleistung, die im Anschlussgebiet aufgenommen werden könne, unter Berücksichtigung der Wechselwirkungen zwischen ihrem Netz und dem der H. auf Basis von statischen Netzdaten. In den Vorschaudatensätzen der Beteiligten, die die zukünftige Auslastung ihres Netzes darstellten, sei das 110-kV-Netz der H. als Ersatznetz abgebildet, was bedeute, dass für die Lastflussberechnung die Netzknoten (Verbindung mit dem 110-kV-Netz) mit den entsprechenden Impedanzen [(Schein-)Ersatzwiderständen] belastet und berücksichtigt würden. Dies entspreche den allgemeinen mathematischen Berechnungsmethoden in der Elektrotechnik. Da das Ersatznetz keine dynamischen, also tagesaktuellen Daten beinhalte, kämen bei der Berechnung der Anschlusskapazität Sicherheitszuschläge für die Auslastung des relevanten Teils des 110-kV-Netzes zur Anwendung. Mithilfe der Vorschaudatensätze und des Ersatznetzes ließen sich die Kapazitäten für die 220-kV-Netzbereiche der Beteiligten mit einer hohen Genauigkeit bestimmen. Diese basierten auf der aktuellen Abschaltplanung und der Verwendung der aktuellsten verfügbaren Wind- und Solarprognosen jeweils im Höchstspannungsnetz. Auch der Vorwurf der Berechnungsungenauigkeit sei unzutreffend. Sie verwende immer die aktuellsten Prognose- und Vorschaudaten ihres Netzes, um die Eingriffe in die Leitungskapazität so gering und so kurz wie möglich zu halten. Sie bewerte die erforderlichen Einschränkungen gemäß einer von ihr auf Basis von Lastflussrechnungen und Netzsimulationen erstellten Wertetabelle, anhand derer die auf Basis der Wind- und Lastsituation mögliche Leistung ermittelt werde. Anschließend gleiche sie den ermittelten Wert mit der Tabelle ab, die sie mit der Beschwerdeführerin vereinbart habe. Auf das … Anlage BT 4 sowie Anlage BT 7 in aktualisierter Fassung werde Bezug genommen. Bei der Berechnung für den Folgetag gehe der aus der beschriebenen Tabelle ermittelte Wert sozusagen als Startwert ein. Wenn keines der Netzelemente außer Betrieb sei, sei der Startwert … MW und werde ansonsten entsprechend der Tabelle reduziert. In diese täglich für den Folgetag durchgeführten Lastflussrechnungen und Netzsimulationen gingen die erwarteten Ein- und Ausspeisesituationen als Eingangsgrößen ein. Einschränkungen, die sich aus der Sphäre des Netzes der Beteiligten ergäben, würden in einer Stufe von … MW berechnet. Dabei würden die Einflüsse der kritischen Netzelemente, die durch allgemeine Netzbelastung oder Einspeisung vorbelastet seien, nach Maßgabe der Formel gemäß Schriftsatz vom 15.05.2018, dort Seite 4, Bl. 638 GA, berechnet. Seit der Inbetriebnahme der 380-kV-Mittelachse führe die prognostizierte Einspeisesituation kaum noch zu Einschränkungen. Die heute noch bestehenden Einschränkungen des A. seien auf Ausfälle/Abschaltungen gemäß der … zurückzuführen bzw. hätten außerhalb des Einflussbereichs der Beteiligten liegende Ursachen. Einschränkungen, die sich aus der Sphäre der H. ergeben, würden zwar ebenfalls täglich durch die Beteiligte ermittelt, allerdings auf Grundlage der hierzu von der H. getätigten Vorgaben. Aus praktikablen Gründen seien stufige Einschränkungen vorgesehen, die dem Umstand Rechnung trügen, dass Prognoseunsicherheiten und schwankende Einspeisesituationen nicht zu ständigem Nachjustieren führten. Im Falle hoher und stark schwankender Windeinspeisungen könnten Einschränkungen daher auch über einen längeren Zeitraum auf einen niedrigen Wert erfolgen, wenn die Windeinspeisung entsprechende Schwellenwerte dauerhaft überschreite. Eine tagesaktuelle, kontinuierliche Datenlieferung der H. an die Beteiligte sei rechtlich nicht verpflichtend und entsprechend nicht implementiert. Eine Verpflichtung der Netzbetreiber zur Zusammenarbeit bestehe gemäß §§ 12, 14 EnWG nur, soweit sie zur Gewährleistung einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung erforderlich sei. Dies könne die Beschwerdeführerin vorliegend allein zwecks Umsetzung ihres Geschäftsmodells nicht geltend machen. Bei der H. handele es sich zudem nicht um eine Übertragungsnetzbetreiberin, sondern um eine Verteilernetzbetreiberin. Intraday werde nur in den Zeitbereichen manuell eingeschränkt, in denen die Kapazität des A. ohnehin schon durch EPC beschränkt werde. Dies erfolge allein zu dem Zweck, schon vorbeugend auf Systemungleichgewichte zu reagieren, die durch den Einsatz des EPC ausgelöst werden. Die von der Beschwerdeführerin vorgenommene Untersuchung gehe von falschen Voraussetzungen aus und sei daher nicht verwertbar. Denn die Beschwerdeführerin lege ihrer Untersuchung den engpassbehafteten 110-kV-Netzabschnitt … zugrunde. Der Engpass der Beteiligten liege jedoch im 220-kV-Netzanschluss des A.. Da sich der Leistungstransport …/… zwischen der Beteiligten und der H. aufteile, habe das Netz der Beteiligten ohnehin nur einen … %igen Einfluss. Im vorliegenden Verfahren könne es nur um das Verhalten der Beteiligten gehen, also um eine Betrachtung der von ihr beeinflussbaren Netzelemente. Sie dürfe als vorgelagerte Netzbetreiberin nicht in die Netzführung der H. eingreifen. Die von der Beschwerdeführerin eingeführten Streudiagramme, die angeblich zu lange Kapazitätseinschränkungen belegen sollten, seien ohne jeden Aussagewert. Sie stellten lediglich einen Zusammenhang zwischen der Schwankung der Windenergie/PV-Erzeugung und der Dauer der Kapazitätseinschränkung her. Sämtliche weiteren Einflussfaktoren für eine Kapazitätseinschränkung (Abschaltplanung, Netzstörungen, Temperatureinflüsse) blieben unberücksichtigt. Sie verhalte sich nicht diskriminierend, weil das A. das einzig technisch wirksame Betriebsmittel zur Behebung des Engpasses im 220 kV/110 kV Netz sei. Die Beteiligte handele marktorientiert, weil sie mit dem … Agreement eine marktbezogene Maßnahme nach § 13 Abs. 1 EnWG durchführe. Entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin habe die Beteiligte nicht in ihrem Netz stets die maximale Nennkapazität des A. von … MW zur Verfügung zu stellen. Vielmehr stehe die Nutzung des A. grundsätzlich unter dem Vorbehalt verfügbarer Kapazitäten, die die Beteiligte, wie ausgeführt, zutreffend ermittele. Es bestünden auch keine Alternativen zur Freigabe anteiliger Kapazitäten des A.. Die von der Beschwerdeführerin angeführten Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch oder des Countertrading kämen zwar weiterhin in Betracht und seien physikalisch auch gleich wirksam wie eine Ex-ante-Einschränkung der Anschlusskapazität des A.. Es obläge allerdings nicht ihr, sondern der Beschwerdeführerin in ihrer Rolle als Übertragungsnetzbetreibern, diese Maßnahmen in Abstimmung mit der schwedischen Übertragungsnetzbetreibern I. und der Beteiligten auszuführen. Hierzu sei die Beteiligte ohne die Beschwerdeführerin vertraglich nicht in der Lage. Im Ergebnis würde die Beteiligte mit diesen Maßnahmen das Geschäftsmodell der Beschwerdeführerin auf Kosten der Netznutzer, vor allem in Deutschland, aber auch in Schweden subventionieren. Aufgrund der sehr hohen zu erwartenden Kosten würde dies sogar zu Wohlfahrtsverlusten führen. Demgegenüber erlaube es das zwischen ihr und der Beschwerdeführerin geschlossene … Agreement, die Anschlusskapazität des A. unentgeltlich zu beschränken und damit die gleiche physikalische Wirkung ohne finanzielle Belastung der Netznutzer zu erreichen. Zudem würde ein Cross-Border-Countertrading zu einem erhöhten Aufwand und Risiko in der operativen Netzführung der Beteiligten führen, da Handelsgeschäfte in Deutschland und in Schweden zu tätigen seien und die Liquidität des Intraday-Marktes voraussetzten. Auch der Cross-Border-Redispatch wäre mit einem hohen Umsetzungsaufwand und entsprechenden Kosten und Risiken verbunden. Demgegenüber hätte die Beschwerdeführerin die Möglichkeit, durch Countertrading in Deutschland und Schweden Handelsgeschäfte vorzunehmen, um dem Markt eine Übertragungskapazität von … MW day-ahead zur Verfügung zu stellen und die Kosten für diese Maßnahmen durch die Engpasserlöse (und nicht durch die Netznutzer in Deutschland und Schweden) zu finanzieren. Ihrer Verpflichtung zum Netzausbau sei sie nachgekommen. Insoweit werde auf den Schriftsatz im Verwaltungsverfahren vom 28.11.2015, Rz. 15 ff verwiesen. Die Beschwerdeführerin könne sich auch nicht mit Erfolg auf eine Verletzung des Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO berufen, da eine ihrer Rechtsvorgängerinnen und die Beschwerdeführerin sich bei Anschluss des A. auf ein Netzanschluss-Sonderregime auf Grundlage des … Agreement verständigt hätten, um den Besonderheiten des A. durch den Abtransport über das 220-kV-Netz und das 110-kV-Netz Rechnung zu tragen. Die Nutzung des A. habe von vornherein nach dem ausdrücklichen Willen aller Parteien unter dem Vorbehalt verfügbarer Kapazitäten gestanden. Ziffer 4 sehe ausdrücklich vor, dass die Beteiligte die Übertragung von Elektrizität begrenzen dürfe, wenn dies nach ihrer Einschätzung erforderlich sei, um Unterbrechungen in der Stromversorgung in Deutschland zu verhindern. Dass der Netzausbau mit der Entwicklung der EEG-bedingten Einspeisung im letzten Jahrzehnt nicht habe Schritt halten können, mag bei Abschluss des … Agreement nicht vorhersehbar gewesen sein, ändere jedoch nichts daran, dass das … Agreement weiterhin rechtliche Grundlage des Netzanschlusses des A. sei. Eine Anpassung habe die Beschwerdeführerin nie verlangt. Aus Wortlaut und Sinn und Zweck des § 115 Abs. 1 S. 2 EnWG ergebe sich, dass das … Agreement als Sonderregime die regulatorischen Vorgaben verdränge, so lange es nicht angepasst werde. Die Beschwerdeführerin verstoße gegen das Verbot des venire contra factum proprium, indem sie einerseits an den Regelungen des … Agreement festhalte und andererseits behaupte, die Beteiligte verhalte sich wegen Verstoßes gegen regulatorische Vorgaben pflichtwidrig. Im Jahr 2003 habe die Rechtsvorgängerin der Beteiligten, der Beschwerdeführerin den Abschluss eines standardmäßigen Netznutzungsvertrages angeboten, den die Beschwerdeführerin abgelehnt habe. Es liege auch kein Verstoß gegen § 20 Abs. 1 EnWG vor. Die Beschwerdeführerin sei als Netzbetreiberin und daher nicht als „jedermann“ im Sinne dieser Vorschrift einzuordnen und habe daher bereits keinen Anspruch auf Gewährung von Zugang zum Netz der Beteiligten. Ein Recht auf Netznutzung habe nur derjenige, der Energie kaufe oder verkaufe. Den Netzbetreibern sei es aufgrund der Entflechtungsvorschriften untersagt, auf vor- oder nachgelagerten Stufen der Wertschöpfungskette tätig zu werden, so dass sie keinen Anspruch auf Netzzugang nach § 20 Abs. 1 EnWG benötigten. Dem stehe auch § 14 Abs.2 S. 2 EnWG nicht entgegen, der für die Zwecke der Kostenwälzung eine Gleichstellung der Betreiber der nachgelagerten Netz- und Umspannebene mit den „echten“ Netznutzern vorsehe. Hiervon zu trennen seien die Fälle, in denen zwei Netzbetreiber Netze auf derselben Ebene betreiben würden, da hier eine wechselseitige Netznutzung nicht stattfinde, was die ausdrückliche Sonderregelung des § 14 Abs. 2 S.3 EnWG für „Pancaking-Situationen“ zeige. Die Beschwerdeführerin leite ihr Netzzugangsrecht letzten Endes aus ihrem kommerziellen Interesse (Sonderstatus) ab. Netzbetreiber hätten jedoch keine kommerziellen Netznutzungsinteressen. Sie dürften sie insbesondere dann nicht haben, wenn sie Engpässe bewirtschaften. Dies verbiete Art. 16 StromhandelZVO. Selbst unterstellt, die Beschwerdeführerin könne sich auf § 20 Abs. 1 EnWG berufen, seien die Einschränkungen jedenfalls nach § 20 Abs. 2 EnWG gerechtfertigt, weil sie die Voraussetzungen des § 13 EnWG erfüllten. Die Beschwerdeführerin gehe rechtsirrig von der Annahme eines Verursacherprinzips aus. § 13 EnWG begründe nicht eine Verantwortung für das eigene Elektrizitätsversorgungnetz, sondern eine Gesamtverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber für das gesamte Elektrizitätsversorgungsnetz. Dem stehe die Annahme eines netzbetreiberscharfen Verursachungsprinzips entgegen. Im Übrigen habe sie, wie in § 13 EnWG vorgesehen, vorrangig netzbezogene Maßnahmen vorgenommen. Netzbezogene Maßnahmen beschränkten sich nicht auf rein interne Maßnahmen ohne Auswirkungen auf Dritte. Sie könnten vielmehr auch in Kooperation mit anderen Netzbetreibern erfolgen. Eine solche Kooperation liege vorliegend in der durch das … Agreement vereinbarten Zusammenarbeit, die die Beteiligte ermächtige, die für die Beschwerdeführerin vorgehaltenen Kapazitäten einzuschränken. Die Beschränkung der Kapazität am Netzkuppelpunkt zum Netz der Beschwerdeführerin sei eine netzbezogene Maßnahme. Es handele sich um eine netzübergreifende Optimierungsmaßnahme, um Erzeugungsanlagen und Letztverbraucher möglichst gering zu beeinträchtigen. Auch bei M. handele es sich nicht um einen Netznutzer, sondern um einen der Beschwerdeführerin zuzurechnenden Dienstleister. Bei der Reduzierung des Lastflusses auf dem A. handele es sich schließlich auch um eine marktbezogene Maßnahme, unter die auch vertragliche Vereinbarungen zwischen den Betreibern und den Netznutzern oder sonstigen Dritten zu subsumieren seien. Ziffer 4 des … Agreement sehe ausdrücklich die Reduzierung des Lastflusses durch die Beteiligte vor. Da die Aufzählung der Regelbeispiele in § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG nicht abschließend sei („insbesondere“, könne auch eine Beschränkung der Kapazität auf Grundlage der Ziffer 4 des … Agreement eine marktbezogene Maßnahme darstellen. Entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin könne das … Agreement aufgrund seiner Historie auch nicht als Standardvertrag bezeichnet werden, so dass die auf dieser Behauptung beruhenden Ausführungen unzutreffend seien. Auch die Auffassung der Beschwerdeführerin, es sei erforderlich, dass eine vertragliche Vereinbarung für eine marktbezogene Maßnahme stets eine monetäre Gegenleistung für die Reduktion der Kapazität vorsehe, sei unzutreffend. Es komme allein darauf an, ob die Maßnahme – anders als die Notfallmaßnahme in Abs. 2 – auf einer freiwilligen Vereinbarung zwischen den Parteien beruhe. Die Kapazitätsanpassung könne daher auch nicht als Notfallmaßnahme im Sinne des § 13 Abs. 2 EnWG eingeordnet werden. Schließlich sei die Kapazitätsbeschränkung auch deshalb fehlerfrei, weil die Auswahl zwischen verschiedenen Maßnahmen des Engpassmanagements unter dem Parameter der Effizienz stehe. Nur die Reduzierung des Lastflusses beim A. beseitige die Störung und Gefährdung am wirkungsvollsten und verursache dabei die geringsten Kosten, wie die Ausführungen zuvor zeigten. Countertrading und Redispatch stünden als ebenfalls marktbezogene Maßnahmen neben der Kapazitätsbeschränkung auf Grundlage des … Agreement, seien aber weniger effektiv. Eine Beauftragung von Händlern in Schweden und Deutschland, Energie zu kaufen/verkaufen, führe nicht die gewünschten Effekte herbei, denn das A. unterliege im Intraday-Bereich keinem freien Handel. Die Beschwerdeführerin könne daher nur selbst in der Rolle des Übertragungsnetzbetreibers ein Countertrading in Schweden durchführen. Ein Verstoß gegen § 17 EnWG scheide bereits deshalb aus, weil die Beteiligte das A. an ihr Netz angeschlossen habe. Das … Agreement begründe ein Sonder-Netzanschlussregime und lasse weitreichende Einschränkungen des Anschlusses zu. Selbst wenn man nicht von einem Sonder-Netzanschlussregime ausgehen wolle, liege eine rechtswidrige Verweigerung des Netzanschlusses bereits deswegen nicht vor, weil es hier nicht um die gänzliche Verweigerung des physischen Anschlusses, sondern lediglich um die temporäre Einschränkung des Netzanschlusses gehe, für die § 13 EnWG die allein einschlägigen Regelungen enthalte. Es liege auch kein Verstoß gegen § 15 StromNZV vor. Die Bundesnetzagentur sei zu Recht davon ausgegangen, dass die Beteiligte Netzengpässe mithilfe von netz- und marktbezogenen Maßnahmen verhindere. Es könne insoweit auf die Ausführungen zu den netz- und marktbezogenen Maßnahmen Bezug genommen werden. Im Bereich des A. liege auch kein „struktureller Engpass“ gemäß § 15 Abs. 2 StromNZV vor. Auch der Vorwurf des unzureichenden Reporting sei nicht haltbar. Für Day-Ahead Anpassungen veröffentliche sie UMMs nach einem von der M. vorgegebenen Nachrichtenformat. Diese seien für jedermann zugänglich und enthielten zwangsläufig keine schützenswerten Informationen. Für Intraday-Anpassungen übermittle sie der Beschwerdeführerin monatlich eine Zusammenfassung der für A. relevanten Teile des internen Tagesberichts. Den Antrag zu 2) habe die Bundesnetzagentur zu Recht als unzulässig abgewiesen. Seine Prüfung scheide bereits dem Grunde nach im Rahmen eines Missbrauchsverfahrens, in dem das Verhalten von Netzbetreibern überprüft werde, aus. Er sei aber auch unbegründet. Ein Übertragungsnetzbetreiber könne aus Art. 16 StromhandelZVO keine Ansprüche geltend machen. Im Übrigen habe sich die Beschwerdeführerin vertraglich im … Agreement verpflichtet, Kapazitätsbeschränkungen entschädigungslos hinzunehmen. Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und die Protokolle der Senatssitzungen Bezug genommen. B. Die zulässige Beschwerde hat aus den mit den Beteiligten in der Senatssitzung im Einzelnen erörterten Gründen keinen Erfolg. I. Da die Beschwerdeführerin die Verpflichtung der Bundesnetzagentur begehrt, unter Aufhebung des den Missbrauchsantrag zurückweisenden Beschlusses sowie unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden, ist die Beschwerde als Verpflichtungsbeschwerde in Form der Bescheidungsbeschwerde statthaft. II. Die Beschwerde ist jedoch unbegründet. Die Bundesnetzagentur hat den zulässigen Antrag der Beschwerdeführerin, der Beteiligten zu untersagen, systematisch Beschränkungen der Kapazität am Netzverknüpfungspunkt zum A. vorzunehmen, um hierdurch Engpässe in der eigenen Regelzone zu beseitigen, nach § 31 EnWG zu Recht abgelehnt. 1. Nach § 31 Abs. 1 S. 1 EnWG können Personen und Personenvereinigungen, deren Interessen durch das Verhalten eines Betreibers von Energieversorgungsnetzen erheblich berührt werden, der Regulierungsbehörde einen Antrag auf Überprüfung dieses Verhaltens stellen. Für das Kriterium der Interessenberührung wird als ausreichend erachtet, dass durch das Verhalten des Netzbetreibers wirtschaftliche Interessen berührt sind, eine Berührung rechtlicher Interessen ist nicht gefordert (BGH, Beschluss v. 11.11.2008, EnVR 1/08 – citiworks, Rn. 17; OLG Düsseldorf, Beschluss v. 07.04.2006, VI-3 Kart 161/06). Wann die Schwelle zur Erheblichkeit überschritten ist, muss im jeweiligen Einzelfall beurteilt werden. Im Lichte der unionsrechtlichen Vorgaben, die ein Beschwerderecht verlangen, ist eine zu enge und einschränkende Auslegung des Merkmals der „Erheblichkeit“ nicht geboten (Wahlhäuser, in: Kment, Energiewirtschaftsgesetz, 2. Auflage, § 31 Rn. 12, beck-online). Die Interessenberührung muss auch gegenwärtig sein, mithin andauern oder unmittelbar bevorstehen. Diese Voraussetzungen sind vorliegend erfüllt, wobei offen bleiben kann, ob das Geschäftsmodell der Beschwerdeführerin (unions-)rechtlich zulässig, insbesondere mit Art. 16 Abs. 6 StromhandelZVO und den Unbundlingregelungen vereinbar ist. Die Beschwerdeführerin ist nach ihrem Vortrag in ihren wirtschaftlichen Interessen betroffen. Sie macht geltend, die durch eine Vermarktung von günstig eingekauften Strommengen im höherpreisigen Markt und eine Lieferung über die Verbindungsleitung erzielbaren Engpasserlöse stellten ihre einzige Einnahmequelle dar. Sie sei daher darauf angewiesen, diese Kapazitäten auch vermarkten zu können. Jede Kapazitätsbeschränkung am Netzverknüpfungspunkt zum A. habe Auswirkungen auf die nutzbaren Kapazitäten und damit auch auf ihr Geschäftsmodell. Durch das Verhalten der Beteiligten erleide sie jährliche Umsatzverluste von .... Euro. Da die Kapazitätsbeschränkungen andauern, ist das wirtschaftliche Interesse der Beschwerdeführerin auch gegenwärtig berührt. 2. Der angefochtene Beschluss der Bundesnetzagentur ist formell rechtmäßig. Es ist nicht festzustellen, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen des verwaltungsrechtlichen Missbrauchsverfahrens ihre Amtsermittlungspflicht verletzt hat. Die Bundesnetzagentur hat den Sachverhalt unter Wahrung des Amtsermittlungsgrundsatzes und Beachtung der Sachaufklärungspflicht ordnungsgemäß ermittelt. Die von der Beschwerdeführerin dagegen erhobenen Einwendungen greifen nicht durch. Die Bundesnetzagentur ist verpflichtet, den Sachverhalt von Amts wegen zu ermitteln. Trotz des Wortlauts des § 68 EnWG, der der Behörde ein Ermittlungsermessen einzuräumen scheint, besteht aufgrund des subsidiär anzuwendenden § 24 VwVfG eine Sachaufklärungspflicht der Regulierungsbehörde (Wende, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, § 78 EnWG, Rn. 3). Dies gilt auch im besonderen Missbrauchsverfahren nach § 31 EnWG (Senat, Beschluss v. 05.11.2014, VI-3 Kart 63/13 (V), BeckRS 2015, 00234 Rn. 69). Das von § 68 Abs. 1 EnWG gewährte Ermessen („kann") bezieht sich nur auf die Auswahl der einzelnen Ermittlungsmaßnahmen (Senat, Beschluss v. 15.03.2017, VI-3 Kart 181/15 (V), Rn. 101, juris). Der Rahmen wird abgesteckt durch die rechtliche Beurteilung, die die Behörde dem Fall zugrunde legt (BVerwG NVwZ 1999, 535; OVG Koblenz NVwZ 1997, 1140). In diesem Rahmen steht der Behörde für die Ermittlung des Sachverhalts im Einzelnen ein Aufklärungsermessen zu (BVerwG, NVwZ 1999, 535 m.w.N.). Die Grenzen der Ermessensausübung bestimmen sich aus dem materiellen Recht (Senat, Beschluss v. 05.11.2014, Az.: VI-3 Kart 63/13 (V), Rn. 74, juris). Der Ermittlungsbedarf ist daher normbezogen zu bestimmen. Für die Feststellung, ob die Kapazitätsbeschränkungen von und zum A. missbräuchlich sind, kommt es daher maßgeblich darauf an, ob der Beteiligten die Gewährung des Netzzugangs aus betriebsbedingten oder sonstigen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 EnWG nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Diesem Ermittlungs- und Prüfungsauftrag ist die Bundesnetzagentur hinreichend nachgekommen. Sie hat im Verwaltungsverfahren eine Analyse der Lastflüsse im Übertragungsnetz der Beteiligten sowie im unterlagerten Verteilernetz der H. unter Heranziehung der bestätigten Netzentwicklungspläne Strom für die Jahre 2013 und 2014 erstellt. Aufbauend hierauf hat sie Lastflussberechnungen zur Netzsituation vorgenommen und die Auswirkung des A. sowie auch der Kraftwerke 1, 2 und 3 auf die Netzsituation ermittelt. Hierbei kam sie zum Ergebnis, dass eine Überlastung des Übertragungsnetzes der Beteiligten sowie auch des unterlagerten Verteilernetzes der H. temporär vorliegt und allein eine Beschränkung des Strombezugs über das A. die Systemsicherheit der Netze gewährleisten kann. Die Beschwerdeführerin stellt auch nicht in Abrede, dass strukturelle Netzengpässe im Netz der Beteiligten auftreten. Sie ist allein der Auffassung, dass diese Netzengpässe vorrangig durch Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und des Countertrading und eben nicht durch Kapazitätsbeschränkungen gegenüber dem A. beseitigt werden müssen. Da die Bundesnetzagentur die Beschwerdeführerin indes als Übertragungsnetzbetreiberin eingestuft und die Kapazitätsbeschränkungen als netzbezogene Maßnahmen, hilfsweise als marktbezogene Maßnahmen eingeordnet hat, war sie nach Feststellung der temporären Netzüberlastung zu keiner weiteren Aufklärung verpflichtet. Etwas anderes folgt auch nicht aus der Rüge der Beschwerdeführerin, Art und Umfang der Kapazitätsbeschränkungen seien zu hoch und zu lange angesetzt. Die Beschwerdeführerin hat hierzu im Verwaltungsverfahren keine konkreten Angaben gemacht. Substantiierter Vortrag zu Art und Umfang der nach Ansicht der Beschwerdeführerin zu langen und zu hohen Kapazitätsbeschränkungen ist nicht, entgegen der Behauptung der Beschwerdeführerin auch nicht im Schriftsatz vom 13.07.2015 erfolgt. Ohne genauere Angaben war die Bundesnetzagentur indes nicht verpflichtet, jede einzelne Kapazitätsbeschränkung auf Länge und Umfang zu überprüfen, sondern durfte ihre Prüfung darauf beschränken, zu ermitteln, ob die grundsätzliche Berechnung der Lastflüsse zutreffend erfolgt ist. Dies hat sie mit ihrer eigenen Lastflussberechnung getan und ist dabei zur Auffassung gelangt, es bestehe weder Anlass zu Zweifeln, dass die Reduzierung des Lastflusses gegenüber der Beschwerdeführerin nur im Fall von netzkritischen Situationen im 220-kV und/oder im nachgelagerten 110-kV Netz stattfinde, noch dass die Beteiligte mit ihrer Netzführung, insbesondere ihrer Netzkapazitätsberechnung, gegen anerkannte Regeln der Technik verstoße. Mit dieser Feststellung hat sie ihrer Amtsermittlungspflicht Genüge getan. Der Einwand der Beschwerdeführerin, ihr sei eine Überprüfung der von der Beteiligten vorgenommenen Kapazitätsbeschränkungen und ein entsprechender Vortrag hierzu im Verwaltungsverfahren nicht möglich, weil sie über keine entsprechende Kenntnis verfüge, überzeugt bereits deshalb nicht, weil sie im Gerichtsverfahren genaue Angaben zu Tag und Ort der ihrer Ansicht nach zu langen und zu hohen Kapazitätsbeschränkungen gemacht hat. 3. Die Ablehnung der Missbrauchsanordnung ist auch materiell rechtmäßig erfolgt. Der Antrag auf Untersagung der Kapazitätsbeschränkungen am Netzverknüpfungspunkt zum A. ist nicht begründet. Das beanstandete Verhalten der Beteiligten ist nicht missbräuchlich. Die Bundesnetzagentur ist gemäß § 31 EnWG befugt, ein Missbrauchsverfahren durchzuführen, und muss dann prüfen, inwieweit das Verhalten des Betreibers von Energieversorgungsnetzen mit den energierechtlichen Bestimmungen der §§ 17-28a EnWG oder der auf Grundlage dieser Bestimmungen erlassenen Rechtsverordnungen sowie den nach § 29 Abs. 1 EnWG festgelegten oder genehmigten Bedingungen oder Methoden übereinstimmt (§ 31 Abs. 1 S. 1 und 2 EnWG). Im Ergebnis zu Recht ist die Bundesnetzagentur davon ausgegangen, dass die gerügten, entschädigungslosen Kapazitätsbeschränkungen mit diesen Vorgaben übereinstimmen. a) Die angegriffenen Kapazitätsbeschränkungen von und zum A. verstoßen nicht gegen § 20 EnWG. Gemäß § 20 EnWG haben Betreiber von Energieversorgungsnetzen jedermann nach sachlich gerechtfertigten Kriterien diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren. aa) § 20 EnWG soll die Nutzung der Energieversorgungsnetze durch andere Personen als den jeweiligen Netzeigentümer sicherstellen (sog. Drittzugang) und den Wechsel des Energieversorgungsunternehmens bzw. des Messstellenbetreibers ohne Diskriminierung und Erschwerung ermöglichen. Da der Bau mehrerer Parallelleitungen oder Netze volkswirtschaftlich nicht sinnvoll wäre, werden die Netzeigentümer verpflichtet, allen Netznutzungspetenten Zugang zu ihrer Infrastruktur zum Zwecke der Mitbenutzung zu gewähren (Säcker, in: Säcker, Berliner Kommentar zum EnWG, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 20 Rn. 1). § 20 Abs. 1 Satz EnWG ist als gesetzlicher Anspruch auf Netzzugang ausgestaltet, der allerdings zwingend einer vertraglichen Umsetzung durch Abschluss eines zivilrechtlichen Netznutzungsvertrages bedarf. Es besteht kein Anspruch auf Netzzugang ohne vorherige vertragliche Umsetzung (Säcker, in: Säcker, Berliner Kommentar zum EnWG, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 20 Rn. 12). Anspruchsberechtigt ist nach Umsetzung der Gesetzesnovelle 2005 „jedermann“. Hierunter fallen sowohl natürliche als auch juristische Personen. Als Netzzugangsberechtigte kommen zunächst Strom- und Gaslieferanten gemäß § 3 Nr. 19 lit. b in Betracht, Großhändler gemäß § 3 Nr. 21 EnWG sowie auch Netznutzer gemäß § 3 Nr. 28 EnWG. Zu den Netzbenutzern zählen alle natürlichen und juristischen Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen. Netzbetreiber werden ausdrücklich von dieser Begriffsdefinition ausgenommen. Der Ansicht der Beschwerdeführerin, der Begriff „jedermann“ sei im Sinne von „alle“ zu verstehen mit der Folge, dass sich auch Netzbetreiber auf den Anspruch aus § 20 EnWG berufen könnten, ist nicht zuzustimmen. Netzbetreiber sind gemäß § 20 Abs. 1 S. 1 EnWG nicht anspruchsberechtigt, sondern nur anspruchsverpflichtet. § 20 EnWG soll die Nutzung der Energieversorgungsnetze durch andere Personen als den jeweiligen Netzeigentümer sicherstellen. Nach § 3 Nr. 28 EnWG sind Netznutzer natürliche oder juristische Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen. Der Begriff „jedermann“ ist daher nicht im Sinne von „alle“ zu verstehen, sondern als „jeder Netznutzer“. Für diese Auslegung sprechen auch systematische Erwägungen. Gemäß § 20 Abs. 1 S. 4 EnWG haben die Netzbetreiber den jeweiligen Netznutzern die für einen Netzzugang erforderlichen Informationen zur Verfügung zu stellen. Hieraus ergibt sich, dass Anspruchsberechtigte des Netzzugangsanspruchs Netznutzer sind. Sinn und Zweck der Regelung sprechen ebenfalls für diese Auslegung des Worts „jedermann“. Anders als bei § 17 EnWG gibt es bei § 20 EnWG kein Bedürfnis dafür, Netzbetreiber auch als Anspruchsberechtigte anzuerkennen. Während die wechselseitige Berechtigung zum Netzanschluss gemäß § 17 Abs. 1 EnWG der Interkonnektion der Netze zur Herstellung eines möglichst versorgungssicheren Verbundnetzes dient, existiert im Anwendungsbereich von § 20 EnWG kein vergleichbares Interesse (siehe zur Unterscheidung zwischen „Netzanschluss“ und „Netzzugang“ auch EuGH, Urt. v. 9.10.2008, C-239/07, Slg. 2008, I-7523 Rn. 40 f. – Sabatauskas). Ein Recht auf Netznutzung benötigt nur, wer Energie kauft und/oder verkauft und deshalb auf eine Transportmöglichkeit angewiesen ist. Durch die Entflechtungsvorschriften der §§ 6 ff. EnWG ist es den Netzbetreibern jedoch regelmäßig untersagt, auf den dem Netz vor- und nachgelagerten Stufen der Wertschöpfungskette tätig zu werden. Netzbetreiber sind also selbst nicht berechtigt, das Netz kommerziell zu nutzen. Sie benötigen daher auch keinen Netzzugangsanspruch (Säcker, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, Halbband 1, § 20 Rn. 19). Die Entscheidung des Bundesgerichtshofs vom 03.06.2014, EnVR 10/13, insbesondere Rn. 41, juris, steht dieser Ansicht nicht entgegen. In der Entscheidung ging es um die Frage, ob der nach § 46 Abs. 2 Satz 2 EnWG a.F. bisher Nutzungsberechtigte verpflichtet ist, seine für den Betrieb der Netze der allgemeinen Versorgung im Gemeindegebiet notwendigen Verteilungsanlagen dem neuen Energieversorgungsunternehmen gegen Zahlung einer wirtschaftlich angemessenen Vergütung zu übereignen. In diesem Zusammenhang hat der Bundesgerichtshof ausgeführt, allein der Umstand, dass auch die Betroffene die streitgegenständlichen Mittelspannungsleitungen weiterhin zur Durchleitung nutzen müsse, stehe dem nicht entgegen, weil ihre Interessen durch den Anspruch auf Durchleitung nach § 20 EnWG hinreichend geschützt seien. Zunächst hat der Bundesgerichtshof nicht den hier streitgegenständlichen Fall geregelt, ob ein Netzbetreiber einen Anspruch aus § 20 EnWG geltend machen kann. Im Übrigen berührt der Anspruch auf Nutzung eines Netzes nicht den Netzbetreiber des angeschlossenen Netzes, sondern den Energieversorger/Lieferanten bzw. den Kunden. Der Anspruch des Netzbetreibers ist vielmehr dadurch erfüllt, dass sein Netz an das vor- bzw. nachgelagerte Netz angeschlossen ist, wodurch automatisch die Durchleitung des Stroms ermöglicht wird. Der Bundesgerichtshof hat in seiner Entscheidung vom 07.03.2017 festgestellt, dass die Beschwerdeführerin Betreiberin eines Übertragungsnetzes gemäß § 3 Nr. 10 EnWG ist (EnVR 21/16, Rn. 57 ff (juris)). Eine Anspruchsberechtigung der Beschwerdeführerin scheidet daher bereits deshalb aus, weil sie als Übertragungsnetzbetreiberin rechtlich nicht berechtigt ist, sich auf den in § 20 EnWG geregelten Netzzugangsanspruch zu berufen. bb) Etwas anderes folgt auch nicht aus dem Geschäftsmodell der Beschwerdeführerin, das sich nach ihren Vorstellungen wesentlich und existenziell von dem eines Übertragungsnetzbetreibers unterscheide. Zwar sind an das A. keine Netznutzer angeschlossen mit der Folge, dass die Beschwerdeführerin keine Netzentgelte vereinnahmt. Sie erhält aber Erlöse aus der Vergabe von Kapazitäten, sog. Engpasserlöse, in der Höhe des Preisunterschieds zwischen dem schwedischen und dem deutschen Strompreis. Engpasserlöse sind gemäß § 16 Abs. 6 StromhandelZVO zu verwenden für die Gewährleistung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazitäten sowie für die Erhaltung und den Ausbau von Verbindungsleitungen. Auch § 15 Abs. 3 StromNZV sieht vor, dass Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzielen, unverzüglich für Maßnahmen zur Beseitigung der Engpässe zu verwenden, hierfür zurückzustellen oder entgeltmindernd in den Netzentgelten zu berücksichtigen sind. Auch das Geschäftsmodell der Beschwerdeführerin – Engpassbewirtschaftung – könnte dafür sprechen, dass die Beschwerdeführerin mindestens einen Teil ihrer Erlöse aufbringen muss, um durch Cross-Border-Redispatch- und Countertrading Geschäfte im deutschen und schwedischen Markt die gewünschte maximale Nennkapazität ihrer Leitung nutzen zu können. Das kann aber offen bleiben, ebenso wie die Frage, ob das Geschäftsmodell der Beschwerdeführerin (unions-)rechtlich überhaupt zulässig ist. cc) Aber auch unterstellt, die Vermarktung der Transitkapazität zwischen Deutschland und Schweden und die Vereinnahmung der Engpasserlöse als Differenz zwischen dem deutschen und dem schwedischen Strompreis begründe als „besonderes Geschäftsmodell“ eine Anspruchsberechtigung der Beschwerdeführerin aus § 20 EnWG, wären die von der Beschwerdeführerin angegriffenen Kapazitätsbeschränkungen gemäß § 20 Abs. 2 EnWG gerechtfertigt. Nach dieser Vorschrift können die Netzbetreiber den Netzzugang verweigern, wenn die Gewährung des Netzzugangs aus betriebsbedingten oder sonstigen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 EnWG nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Aus § 20 Abs. 2 S. 3 EnWG ergibt sich, dass der Gesetzgeber das Fehlen der erforderlichen Netzkapazität (Kapazitätsmangel) als zulässigen Zugangsverweigerungsgrund angesehen hat (Säcker, in: Säcker, Berliner Kommentar, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 20 Rn. 195). Die Gewährung des Netzzugangs ist daher auch dann unmöglich, falls keine ausreichenden Netzkapazitäten zur Verfügung stehen. Zu unterscheiden ist hierbei zwischen physischen und vertraglichen Engpässen. Physische Engpässe treten insbesondere auf den Verbindungsleitungen zwischen den nationalen Übertragungsnetzen und aufgrund verstärkter Transitflüsse im Gasfernleitungsnetz auf. Weiterhin sind physische Engpässe denkbar bei Netzstörungen. Reduziert sich z. B. aufgrund solcher Störungen aus technischen Gründen die verfügbare Kapazität, sind die bestehenden Kapazitätsrechte anteilig zu reduzieren (vgl. auch § 18 Abs. 1 GasNZV). Gleiches gilt im Fall unvorhersehbarer Engpässe, z. B. aufgrund unerwartet hohen Aufkommens von vorrangig einzuspeisender Windenergie (Britz/Hertzmann/Arndt in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, EnWG, 3. Auflage 2015, § 20, Rn. 202 beck-online). Der Netzbetreiber darf daher aus Gründen der Sicherheit und Zuverlässigkeit den Netzzugangsanspruch beschränken, wenn anderenfalls unter Berücksichtigung des (n-1)-Kriteriums ein Betriebsmittel die technisch zulässigen Grenzwerte überschreitet (Säcker, in: Säcker, Berliner Kommentar, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 20 Rn. 195). Diese Beschränkung erfolgt im Rahmen von Maßnahmen des so genannten Engpassmanagements. Dabei handelt es sich um eine Ausprägung des Netzsicherheitsmanagements, bei dem die Netzbetreiber bestimmte, in erster Linie technische Maßnahmen ergreifen, um die Belastung der Netze angesichts drohender Kapazitätsengpässe zu reduzieren. Das Netzengpassmanagement richtet sich nach den Vorschriften der §§ 13, 14 Abs. 1 S. 1 EnWG. Für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen normiert § 15 Abs. 1 (i.V. m. Abs. 5) StromNZV die Pflicht, Engpässe im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren durch netzbezogene und marktbezogene Maßnahmen (vgl. § 13 Abs. 1 Nrn. 1 und 2 EnWG) zu verhindern. Daraus folgt, dass Netzbetreiber verpflichtet sind, allein diejenige maximale Kapazität des Netzes zur Verfügung zu stellen, die mit einem sicheren Netzbetrieb vereinbar ist. Für Verbindungsleitungen normiert Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO dies ausdrücklich (Britz/Hertzmann/Arndt, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2015, § 20, Rn. 205, beck-online). Diese Voraussetzungen sind vorliegend erfüllt. (1) Die Bundesnetzagentur ist zutreffend davon ausgegangen, dass die Beteiligte der Beschwerdeführerin die maximale, mit einem sicheren Netzbetrieb vereinbare Netzkapazität zur Verfügung stellt. Die Beschwerdeführerin kann sich in diesem Zusammenhang insbesondere nicht darauf berufen, eine Einschränkung der Übertragungskapazität von und zum A. sei überhaupt nicht, auch nicht zur Gewährleistung der Systemsicherheit zulässig, weil ihr die Übertragung einer Maximalkapazität von … MW vertraglich zugesichert worden sei. Diese Auffassung steht in Widerspruch zu den Regelungen im … Agreement. Zwar wird der Beschwerdeführerin in Ziffer 1 S. 1 des … Agreements ein Übertragungsrecht von „etwa … MW“ garantiert. Satz 2 stellt dieses Anschlussrecht jedoch unter die Bedingungen dieses Vertrages. In Ziffer 4 des Vertrages haben die Parteien vereinbart, dass eine Begrenzung der Übertragungsleistung zu und vom A. erfolgen kann, wenn dies nach Ansicht der Beteiligten bzw. ihrer Rechtsvorgängerin erforderlich ist, um den Ausfall der Stromversorgung in Deutschland oder Betriebsbedingungen zu verhindern, die unzumutbare Risiken bei Stromausfällen in sich bergen. Der Anschluss des A. an das Netz der Beteiligten mit einer Übertragungskapazität von … MW stand daher von Anfang an unter der Bedingung der Systemsicherheit. Etwas anderes folgt auch nicht aus dem zwischen der J. einerseits und der K., der L .sowie der M. andererseits geschlossenen … Agreement vom 13.01.2004, in dessen Ziffer 4 aufgenommen worden ist, dass die Angabe „etwa … MW“ im … Agreement als „exakt … MW“ zu verstehen sei. Der Vertrag regelt ausschließlich den Erwerb der Anteile von der L. an A. durch J., betrifft indes nicht das hier maßgebliche Verhältnis zur Beteiligten. (2) Im Übrigen hat die Beteiligte bei den Kapazitätsbeschränkungen auch die Vorgaben des § 13 EnWG eingehalten. (a) Die Durchführung von Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1, 1a und 2 EnWG setzt voraus, dass die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems gefährdet oder gestört ist. Gemäß Abs. 4 liegt eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann. Zu besorgen sind Netzengpässe, wenn nach allgemeiner Lebenserfahrung oder den Erkenntnissen der fachkundigen Stellen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ein kritischer Netzzustand eintreten wird, falls die Netzbetreiber keine Gegenmaßnahmen einleiten (König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, S. 421, 422). Der Transmission Code 2007 der deutschen Netzbetreiber definiert Netzengpässe mithilfe des (n -1)-Kriteriums. Ein Engpass besteht danach, wenn das (n -1)-Kriterium nicht eingehalten wird, oder wenn der zuständige Netzbetreiber die begründete Erwartung hat, dass bei Akzeptanz aller bereits bekannten und prognostizierten Fahrplananmeldungen ohne durch ihn veranlasste Sondermaßnahmen dass (n-1)-Kriterium nicht eingehalten werden kann. Die genannten Ereignisse müssen noch nicht tatsächlich eingetreten sein, sondern es genügt, wenn aus Sicht der systemverantwortlichen Netzbetreiber davon auszugehen ist, dass eine Gefährdung oder Störung einträte, wenn nicht Maßnahmen gemäß Abs. 1 und Abs. 2 ergriffen würden (vgl. König, in: Säcker, Berliner Kommentar zum EnWG, 4. Auflage, Band 1, Halbband 1, § 13 Rn. 110 ff). Dieser Zustand muss im Einzelfall anhand der gegebenen Umstände durch den verantwortlichen Netzbetreiber ermittelt werden. (b) Unter Berücksichtigung dieser Vorgaben ist die Annahme der Bundesnetzagentur nicht zu beanstanden, die Kapazitätsbeschränkungen seien zur Wahrung der Systemsicherheit erfolgt. Im Netz der Beteiligten sowie auch im 110-kV-Netz der H. kommt es in bestimmten Situationen zu temporären Überlastungen von Netzbetriebsmitteln, die die (n-1)-Sicherheit gefährden. Die Bereitstellung von Strom aus erneuerbaren Energien ist seit Mitte der 1990er Jahre um mehr als das Siebenfache von 25,3 TWh (1995) auf 187,4 TWh (2015) angestiegen (vgl. BMWi, Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2015, Grafiken und Diagramme, Stand Dezember 2016, Anlage BT 3). In der Region …, in der das 110-kV-Netz der H. liegt, wird durch den Nordsee-Offshore-Windpark Strom in das Netz eingespeist. Gerade bei Starkwindphasen kommt es dabei zu temporären Netzüberlastungen. Die Bundesnetzagentur hat darüber hinaus, wie ausgeführt, eigene Lastflussberechnungen vorgenommen und ist dabei zu dem Ergebnis gelangt, das Netz der Beteiligten sowie der H. sei jedenfalls temporär überlastet. (c) In diesem Zusammenhang ist auch nicht zu erkennen, dass die Beteiligte die Kapazitätsbegrenzungen zu hoch oder zu lang vorgenommen hat. Die Frage, ob eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der Regelzone vorliegt, muss im Einzelfall anhand der gegebenen Umstände durch den verantwortlichen Netzbetreiber ermittelt werden. Der Netzbetreiber muss also auf Grundlage der in seiner Schaltwarte zusammenlaufenden Daten eine Prognose erstellen. Er hat insbesondere den Sachverhalt zutreffend zu ermitteln und davon ausgehend schlüssige Annahmen zu treffen. Um den Netzbetreibern keine Anreize für willkürliches Verhalten zu setzen, muss die Basis der Prognoseentscheidung grundsätzlich durch Regulierungsbehörden und Gerichte überprüfbar sein. Allerdings ist davon auszugehen, dass bei der Überprüfung die Ex-ante-Sicht des handelnden Netzbetreibers und nicht die Ex-post-Sicht der überprüfenden Stelle maßgeblich ist. Die Netzbetreiber dürfen nicht mit Anforderungen belastet werden, welche die Beseitigung von Gefährdungs- und Störungssituationen ernsthaft infrage stellen könnten. Es muss verhindert werden, dass die Netzbetreiber notwendige Maßnahmen nicht ergreifen, weil sie ein rechtliches Risiko fürchten. Bei der Beurteilung, ob Netzengpässe drohen, muss den Netzbetreibern deshalb ein gewisser Spielraum zugestanden werden (König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, S. 421 f.). Unter Annahme dieses Beurteilungsspielraums ist eine Rechtswidrigkeit der Kapazitätsbeschränkungen nicht festzustellen. Die Beteiligte hat dargelegt, dass sie die maximale Fahrplanleistung, die über das A. aufgenommen werden kann, nicht nur in Bezug auf das eigene Netz ermittelt, sondern auch das unterlagerte 110-kV Netz der H. als Ersatznetz abbildet. Ersatznetz bedeutet hierbei, dass für die Lastflussberechnung die Netzknoten (Verbindungen mit dem 110-kV-Netz der H.) mit den entsprechenden Impedanzen [(Schein-)Ersatzwiderständen] belastet und berücksichtigt werden. Da das Ersatznetz keine tagesaktuellen Daten des Verteilernetzes beinhaltet, kommen bei der Berechnung der Anschlusskapazität Sicherheitszuschläge für die Auslastung des relevanten Teils des 110-kV-Netzes zur Anwendung. Das Ersatznetz berücksichtigt den Anschlussbereich des A. auf Basis der aktuellen Netztopologie der H.. Auf dieser Grundlage erstellt die Beteiligte eine Vorschau über die Auslastung des Netzes und des A. nach den gängigen Forecast-Methoden. Mithilfe der Vorschaudatensätze und des Ersatznetzes lassen sich die Kapazitäten für die 220-kV Netzbereiche der Beteiligten mit einer hohen Genauigkeit bestimmen. Diese basieren auf der aktuellen Abschaltung (inklusive Ausfällen) und der Verwendung der aktuellsten verfügbaren Wind- und Solarprognosen jeweils im Höchstspannungsnetz. Die Beschwerdeführerin bestreitet diese Berechnungen nicht. Sie führt auch nicht aus, aus welchem Grund diese Berechnungen nicht dem Stand der Technik entsprechen sollen, wie dies von der Beteiligten und der Bundesnetzagentur im Einzelnen vorgetragen worden ist. Soweit die Beschwerdeführerin einwendet, die Beteiligte und die H. müssten im Rahmen der Lastflussberechnung enger zusammenarbeiten, verkennt sie, dass die H. selbst keine Übertragungsnetzbetreiberin ist. Eine direkte Anwendung der Regelungen in § 12 EnWG kommt für sie deshalb nicht in Betracht. § 12 Abs. 1 EnWG verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber zudem zur Zusammenarbeit im nationalen und internationalen Verbund, um zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Die in § 14 Abs. 1 S. 1 EnWG angeordnete entsprechende Anwendung von § 12 EnWG für die Betreiber von Verteilernetzen dient ebenso der Schaffung von Sicherheit und Zuverlässigkeit in ihrem Netz. Die von der Beschwerdeführerin reklamierte rechtliche Verpflichtung der Beteiligten zur Zusammenarbeit mit der H., verbunden mit einer tagesaktuellen, kontinuierlichen Datenlieferung an die Beteiligte, ergibt sich aus diesen Vorschriften nicht. Auch der Vorwurf der Berechnungsungenauigkeit trägt nicht. Hierbei ist wiederum zu berücksichtigen, dass der Beschwerdeführerin ein erheblicher Spielraum im Rahmen der Prognoseentscheidung zukommt und diese Entscheidung auch nach automatisierten Vorkehrungen erfolgen darf. Gewisse Simplifizierungen und die Anwendung von Sicherheitsmargen bei der Transitkapazitätsberechnung sind daher nicht zu beanstanden. Auf die Einzelheiten der Berechnungen kommt es im vorliegenden Verfahren aber letztlich nicht an. Rechtsgrundlage für die Kapazitätseinschränkung ist das zwischen den Parteien bzw. ihren Rechtsvorgängern geschlossene … Agreement, das in Ziffer 4 die grundsätzliche Möglichkeit einer Kapazitätsbeschränkung zur Sicherung der Netzstabilität und zur Vermeidung von Sicherheitsrisiken vorsieht. In Ziffer 8 des … Agreements haben die Parteien eine Gerichtsstandsvereinbarung getroffen und das Landgericht … als sachlich und örtlich zuständiges Gericht für Streitigkeiten aus dem Vertrag bestimmt. Sämtliche Fragen, die die Anwendung bzw. die Auslegung des Connection Agreements, insbesondere der Regelung in Ziffer 4 betreffen, sind daher grundsätzlich vor dem zuständigen Landgericht … zu klären. Hierunter fallen auch die von der Beschwerdeführerin gerügten und angeblich zu langen und zu hohen Kapazitätsbeschränkungen einschließlich der Methodik der Kapazitätsberechnung. Für die Streitigkeiten aus dem … Agreement ist die erstinstanzliche Zuständigkeit des OLG Düsseldorf nicht gegeben. (d) Die Beteiligte hat bei Durchführung des Netzengpassmanagements die Vorgaben des § 13 EnWG eingehalten. Nach dieser Vorschrift sind die Betreiber der Übertragungsnetze, sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung durch netzbezogene Maßnahmen (Abs. 1 Nr. 1), marktbezogene Maßnahmen (Abs. 1 Nr. 2), die Inanspruchnahme zusätzlicher Reserve (Abs. 1 Nr. 3) oder Notfallmaßnahmen (Abs. 2) zu beseitigen. Diese Maßnahmen stehen zueinander in einem Stufenverhältnis. Notfallmaßnahmen sind nach dem Wortlaut des Gesetzes ausdrücklich nachrangig gegenüber netz- und marktbezogenen Maßnahmen sowie der Inanspruchnahme zusätzlicher Reserven. Damit soll sichergestellt werden, dass die systemverantwortlichen Netzbetreiber einvernehmliche Lösungen mit den Netznutzern anstreben und nur hilfsweise auf die weitreichenden gesetzlichen Eingriffsrechte gemäß Abs. 2 zurückgreifen (König, in: Säcker, Berliner Kommentar, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 13 Rn. 17). Zudem sind nach wohl herrschender Meinung marktbezogene Maßnahmen nachrangig gegenüber netzbezogenen Maßnahmen durchzuführen, auch wenn sich dies dem Gesetzeswortlaut nicht ausdrücklich entnehmen lässt (Hartmann/Weise, in: Danner/Theobald, Energierecht, 98 EL Juni 2018, § 13 EnWG Rn. 16; Sötebier, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, EnWG, 3. Auflage 2015, § 13, Rn. 21, beck-online). Das Rangverhältnis ergibt sich jedoch aus dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Zunächst sind intern wirkende Maßnahmen zu wählen, bevor durch weitergehende Maßnahmen Rechte und Pflichten von Dritten beeinträchtigt werden und zusätzliche Kosten anfallen (Stappert/Vallone, in: Stuhlmacher/Stappert/Schoon/Jansen, Grundriss zum Energierecht, 2. Aufl. 2015, Kapitel 3. B Rn. 62; Sötebier, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2015, § 13 Rn. 30, beck-online). Für diese zutreffende Ansicht spricht die Gesetzesbegründung, nach der es dem Übertragungsnetzbetreiber obliegt, „durch ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite möglichen Störungen vorzubeugen und im Störungsfall durch Anpassungsmaßnahmen zur Begrenzung des Ausfallschadens beizutragen“ und „in einer ersten Stufe berechtigt vorrangig netzbezogene Maßnahmen und sodann marktbezogene Maßnahmeneinzusetzen“ (BT-Drs. 15/3917, S. 57). (aa) Zu Recht hat die Bundesnetzagentur die Kapazitätsbeschränkungen zum A. als netzbezogene Maßnahme qualifiziert. Netzbezogene Maßnahmen betreffen lediglich den technischen Netzbetrieb und erfordern keine Beteiligung der Netznutzer. Es handelt sich bei ihnen um interne Maßnahmen der Netzbetreiber oder Maßnahmen, die unter Inanspruchnahme der Zusammenarbeitspflichten gemäß §§ 12 Abs. 1, 14 Abs. 1 EnWG mit anderen Netzbetreibern durchgeführt werden können (Senat, Beschluss v. 28.4.2015, VI-3 Kart 331/12 (V), BeckRS 2015, 11708 Rn. 85). Abs. 1 Nr. 1 nennt als Regelbeispiel netzbezogener Maßnahmen Netzschaltungen, der Transmission Code 2007 spricht insoweit von Topologiemaßnahmen (vgl. VDN, Transmission Code). Mit Netzschaltungen greifen die Netzbetreiber in die elektronische Struktur des Netzes ein, um den Lastfluss im Netz umzulenken und dadurch eine Entlastung gefährdeter oder gestörter Netzelemente zu erreichen, zum Beispiel durch das Abschalten von Transformatoren, das Kuppeln und Trennen von Sammelschienenpaaren (König, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, Halbband 1, § 13 Rn. 18). Der Bundesgerichtshof hat mit Beschluss vom 07.03.2017 entschieden, dass die Beschwerdeführerin Betreiberin eines Übertragungsnetzes ist (EnVR 21/16). Zu Recht hat die Bundesnetzagentur sie daher in dem angegriffenen Beschluss als Netzbetreiberin eingeordnet. Weiter zutreffend ist die Bundesnetzagentur auch davon ausgegangen, dass netzbezogene Maßnahmen auch dann vorliegen, wenn sie netzübergreifend vorgenommen werden, und nicht voraussetzen, dass sie im eigenen Netz ausgeführt werden. Der Wortlaut „netzbezogen“, die gesetzessystematische Abstufung zwischen netzbezogenen, marktbezogenen und zwangsweisen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nrn. 1 und 2 sowie Abs. 2 sowie der Sinn und Zweck der Rangfolge machen deutlich, dass sich eine netzbezogene Maßnahme ausschließlich auf das Netz bezieht, ohne in die Rechte der Netzkunden einzugreifen (Sötebier in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2015, § 13 Rn. 25, beck-online). Werden Netzschaltungen durchgeführt, um Stromeinspeisungen, Stromabnahmen oder Transite anzupassen, handelt es sich um marktbezogene Maßnahmen oder Notmaßnahmen (Sötebier, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2015, § 13 Rn. 25, beck-online; Senat, Beschluss v. 28.04.2015, Az.: VI-3 Kart 331/12, Rn. 88). Mit den Kapazitätsbeschränkungen wird lediglich der Lastfluss von und zum A. beschränkt und dies wirkt sich nicht direkt auf Netznutzer aus. Dass möglicherweise die M. betroffen ist, die nun lediglich grenzüberschreitende Stromgeschäfte in geringerem Umfang tätigen kann, schließt das Vorliegen einer netzbezogenen Maßnahme nicht aus. Denn die M. wird nach dem Vortrag der Beschwerdeführerin für sie als Dienstleisterin tätig, ist mithin der Beschwerdeführerin zuzurechnen und stellt keine Netznutzerin dar. (bb) Aber auch wenn man die Auffassung der Beschwerdeführerin als zutreffend unterstellte, hat die Beteiligte nicht gegen § 13 EnWG verstoßen. Denn wenn die Beschwerdeführerin aufgrund der Besonderheiten ihres Geschäftsmodells jedenfalls auch als Marktteilnehmerin und Netznutzerin einzuordnen sein sollte, so wären die Kapazitätsbeschränkungen als marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 Nr. 1 EnWG gerechtfertigt. Marktbezogene Maßnahmen sind solche, die auf vertraglichen Regelungen der Netzbetreiber mit Netznutzern oder Dritten beruhen (Hartmann/Weise, in: Danner/Theobald, Energierecht, 98 EL Juni 2018, § 13 EnWG Rn. 16; König, in: Säcker, Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, Halbband, § 13 EnWG Rn. 24). Sie beruhen überwiegend auf Eingriffen der Netzbetreiber in Last und Erzeugung, die durch Stromeinspeisungen oder Stromausspeisungen gesteuert werden. Im Gegensatz zu den Notfallmaßnahmen werden marktbezogene Maßnahmen mit den Betroffenen vertraglich vereinbart, beruhen daher in der Regel (Ausnahme § 13a EnWG) auf Freiwilligkeit und werden üblicherweise vergütet (Senat, Beschluss v. 28.4.2015, VI-3 Kart 331/12 (V), BeckRS 2015, 11708 Rn. 85). Als Regelbeispiele werden in § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG der Einsatz von Regelenergie, vertraglich abschaltbare und zuschaltbare Lasten, die Information über Engpässe und das Management von Engpässen genannt. Die Aufzählung in Nr. 2 ist nicht abschließend. Im Transmission Code der deutschen Netzbetreiber werden als marktbezogene Maßnahmen insbesondere noch der sog. Redispatch und das Countertrading genannt. Das Recht zur Anwendung marktbezogener Maßnahmen wird in der Praxis in Netzanschluss- und Netznutzungsverträgen mit geeigneten Netznutzern vereinbart (Senat, Beschluss v. 28.4.2015, VI-3 Kart 331/12 (V), BeckRS 2015, 11708 Rn. 85). Diese Voraussetzungen sind vorliegend erfüllt. Das zwischen den Parteien bzw. ihren Rechtsvorgängern geschlossene … Agreement stellt in Ziffer 4 eine vertragliche Vereinbarung im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG dar. Mit ihm wird seit 1994 der Anschluss des A. über einen 380/110-kV-Transformator an das zum Anschlusszeitpunkt schon vorhandene Übertragungsnetz (220-kv-Ebene) sowie das 110-kV-Netz der H. in … geregelt. Die Anschlusskapazität wurde von … MW im Jahre 1994 auf … MW im Jahre 2004 erhöht. Der Netzanschluss des A. an das 220-kV-Netz der Beteiligten stellte bereits zum Anschlusszeitpunkt und stellt auch heute noch zwischen den Umspannwerken …, … über … nach … einen nicht mit dem übrigen Netz vermaschten Stichanschluss dar. Diese Besonderheiten waren beiden Parteien bekannt, ihnen trägt das zwischen ihnen im Juni 1995 abgeschlossene … Agreement Rechnung. So ist in Ziffer 4 vereinbart, dass die Energieübertragung von und zum A. beschränkt werden kann, wenn dies nach Auffassung der Rechtsvorgängerin der Beteiligten erforderlich ist, um einen Stromausfall in Deutschland oder solche Betriebsbedingungen zu verhindern, die unzumutbare Risiken bei einem Stromausfall in sich bergen. Das Angebot der Beteiligten im Jahr 2003, einen standardmäßigen Netzanschlussvertrag zuschließen, nahm die Beschwerdeführerin nicht an. Auch machte sie nie von der in § 115 EnWG vorgesehenen Möglichkeit Gebrauch, eine Anpassung des bestehenden … Agreement über den Netzanschluss an und den Netzzugang zu den Energieversorgungsnetzen an die regulativen gesetzlichen Vorgaben der energieverwaltungsrechtlichen Vorschriften zu verlangen. Dies bestätigt ihren Willen, an den Regelungen des … Agreement festhalten zu wollen. Am 01.10.2011 regelten die Parteien sodann noch in einer … die Verantwortlichkeiten, Maßnahmen und Vorgehensweisen beim Betrieb des A. und die Anwendung des EPC (Ziffer 6.1, Anlage BF 8). Die von der Beschwerdeführerin nicht bestrittenen Besonderheiten der Anschlusssituation, die zunächst nur in geringem Umfang bestehende Energietransportmöglichkeit über das A. sowie auch das … Agreement belegen die von der Bundesnetzagentur beschriebene Sondersituation des streitgegenständlichen Anschlusses. Von vornherein standen der Anschluss und die Nutzung des A. unter dem Vorbehalt einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung in Deutschland, was auch in die vertragliche Vereinbarung aufgenommen wurde. Das Vorliegen einer marktbezogenen Maßnahme scheitert entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin auch nicht an der fehlenden vertraglichen Vergütung. Marktbezogene Maßnahmen werden zwar in der Regel vergütet, die Vergütung ist indes nicht das entscheidende Element einer marktbezogenen Maßnahme. Eine marktbezogene Maßnahme liegt vielmehr in Abgrenzung zu einer Notfallmaßnahme gemäß § 13 Abs. 2 EnWG bereits dann vor, wenn die Maßnahme auf einer freiwilligen Übereinkunft zwischen dem Netzbetreiber und dem Netznutzer und nicht, wie die Notfallmaßnahme, auf einem gesetzlichen Eingriffsrecht gemäß § 13 Abs. 2 EnWG beruht (Hartmann/Weise, in: Danner/Theobald, Energierecht, 98 EL Juni 2018, § 13 EnWG Rn. 16;König, in: Säcker, Berliner Kommentar, 4. Auflage, Band 1, Halbband 1, § 13 EnWG Rn. 23). Dies ist vorliegend, wie bereits ausgeführt, der Fall. Die Parteien bzw. ihre Rechtsvorgänger haben in dem nach wie vor gültigen Connection Agreement eine Einschränkungsmöglichkeit der Kapazität vertraglich und damit freiwillig vereinbart. Eine Entschädigungsleistung für den Fall der Kapazitätsbeschränkung wurde nicht vorgesehen und entspricht der Regelung in Ziffer 5, wonach A. als Netznutzer auch keine Gebühren für den Netzanschluss zu zahlen hat. Dass die Parteien vorliegend keine Vergütung für eine Kapazitätsbeschränkung vereinbart haben, verdeutlicht daher erneut den Willen der Parteien, den Strombezug und die Stromausfuhr über das A. wegen der besonderen Anschlusssituation von vornherein nur in dem Umfang durchführen zu wollen, wie es eine sichere Stromversorgung in Deutschland zulässt. Ein Stromfluss von durchgehend … MW, der im Fall der Nichtbedienung zu Kompensationsleistungen führen könnte, war, anders als die die Beschwerdeführerin meint, zu keinem Zeitpunkt vertraglich zwischen den Parteien vereinbart. (cc) Auch die Entscheidung der Beteiligten, das A. zur Reduzierung der Einspeiseleistung heranzuziehen, ist fehlerfrei erfolgt. Andere vorrangige netzbezogene oder marktbezogene Maßnahmen, mit denen die Gefährdung der Sicherheit ebenso gut beseitigt werden könnte, stehen nicht zur Verfügung. Wenn Erzeugungsanlagen gedrosselt werden müssen, ist zunächst die konventionelle Einspeisung bis zur Grenze des netztechnisch erforderlichen Minimums zurückzufahren, bevor die bevorrechtigte Einspeisung aus Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen abgeregelt werden kann (Sötebier, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, EnWG § 13 Rn. 22, beck-online). Soweit den systemverantwortlichen Netzbetreibern mehrere, nach dem gesetzlichen Stufensystem gleichrangige Maßnahmen zur Verfügung stehen, müssen sie ihre Auswahl an dem Kriterium der Maßnahmeneffizienz ausrichten. Hierzu müssen die Netzbetreiber mithilfe von Lastflussberechnungen ermitteln, mit welchen Erzeugungsanlagen die konkrete Gefährdungs- oder Störungssituation am wirkungsvollsten beseitigt werden kann, weil sie z.B. aufgrund ihres Standortes den größten Einfluss auf die jeweilige Überlastungssituation haben. Bei der Beurteilung spielt die zu zahlende Vergütung ebenfalls eine Rolle, da Ziel des § 1 Abs. 1 EnWG und des § 21 Abs. 2 EnWG auch eine preisgünstige und kosteneffiziente Leistungsversorgung ist (König, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, Halbband 1, § 13 Rn. 100 ff). Diese Vorgabe hat die Beteiligte vorliegend eingehalten. Andere netzbezogene Maßnahmen, mit denen die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung im Netz der Beteiligten sowie im Netz der H. beseitigt werden könnten, sind nicht ersichtlich und werden von der Beschwerdeführerin auch nicht angeführt. Vom Anschlusspunkt des A. in … bis zum Netzknoten in … besteht das 220-kV-Netz der Beteiligten lediglich aus einer Stichleitung, die über keine andere Verbindung mit dem Übertragungsnetz der Beteiligten verbunden ist. Netzschaltungen oder andere netzinterne Maßnahmen, mit denen der Lastfluss durch auf dem sicherheitsgefährdeten Stück reduziert werden könnte, sind daher nicht möglich. Auch netzbezogene Maßnahmen in Bezug auf die 110-kV-Leitung der H. führen nicht zum Erfolg. Bereits heute wird die 110-kV-Leitung von … nach … nach dem von der Beschwerdeführerin nicht bestrittenen Vortrag der Bundesnetzagentur und auch der Beteiligten teilweise zu … % mitgenutzt, um eine Übertragungskapazität des A. von … MW zu ermöglichen. Dies bestätigen auch die Lastflussberechnungen der Bundesnetzagentur auf Basis des für die Berechnungen zum Netzentwicklungsplan 2024 verwendeten integrierten Netzdatensatzes. Eine darüberhinausgehende Mitnutzung des Verteilernetzes im Wege von netzbezogenen Maßnahmen ist ausweislich der Untersuchungen nicht mehr möglich. Andere neben der Kapazitätsbeschränkung des A. mögliche marktbezogene Maßnahmen wären nicht gleich effizient. Die Beteiligte hat überzeugend dargelegt, dass ein regionaler Redispatch physikalisch weit weniger wirksam wäre als eine Kapazitätsbegrenzung des A.. An das Netz der Beteiligten sind in … lediglich das Kernkraftwerk 1 und das Gemeinschaftskraftwerk 2 angeschlossen. Ein Redispatch des Kernkraftwerks 1 oder des Kraftwerks 2 sowie auch Einschränkungen der 380-kV-Netzanschlüsse der Nordsee Offshore Windparks wirken sich nur minimal auf die Anschlusssituation des A. aus und sind daher nicht gleich effektiv. Nach den von ihr durchgeführten Lastflussberechnungen beträgt die Sensitivität des Kernkraftwerks 1 auf den 220-kV-Netzknoten in … ca. … %, d.h. eine Leistungsänderung von … MW im Kernkraftwerk 1 hätte nur eine maximale Wirkung von … MW auf den Engpass im Anschlussgebiet des A.. Für das Kraftwerk 2 ergibt die Berechnung eine Sensitivität von ca. … %, die der Offshore-Windparks liegt bei … %. Zu berücksichtigen ist zudem, dass der Strom der Nordsee Offshore-Windparks wegen des rechtlich gesicherten Einspeisevorrangs des EEG-Stroms gemäߧ 11 Abs. 1 EEG von den Netzbetreibern vorrangig abgenommen werden muss. Demgegenüber liegt die Sensitivität des A. in Bezug auf den Engpass im Anschlussgebiet bei … %. Diese vorgenommenen Berechnungen stimmen ungefähr mit den Berechnungen der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan 2024 überein (Bl. 27, 28 des angegriffenen Beschlusses) und zeigen, dass selbst bei einer vollständigen Einschränkung der Kraftwerke 1 und 2 unter Berücksichtigung der physikalisch maximalen Erzeugungsleistung der Kraftwerke sowie einer vollen Netztopologie sich nur eine Wirkung von … MW auf den Engpass einstellte. Besonders in Starkwindphasen kommt hinzu, dass die regionale Redispatch-Leistung der Kraftwerke gar nicht mehr angepasst werden kann. Andere an das Übertragungsnetz angeschlossene Kraftwerke oder in das Verteilernetz einspeisende konventionelle Erzeuger oder abschaltbare Verbraucher sind in der Region … nicht vorhanden. Diesen schlüssigen und nachvollziehbaren Ausführungen ist die Beschwerdeführerin nicht entgegengetreten. Soweit die Beschwerdeführerin auf Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und des Cross-Border-Countertrading verweist, kann dahinstehen, ob diese Maßnahmen gleich effizient wären wie die Kapazitätsbeschränkung des A.. Selbst bei gleicher physikalischer Wirksamkeit wäre die Entscheidung der Beteiligten, den Lastfluss von und zum A. zu begrenzen, unter dem Gesichtspunkt der Kosteneffizienz fehlerfrei erfolgt. Die Begrenzung des A. kann aufgrund der vertraglichen Vereinbarung im Connection Agreement unentgeltlich erfolgen, wohingegen die Maßnahmen des Cross-Border-Redispatch und des Cross-Border-Countertrading Kosten verursachen, die auf die Netznutzer umzulegen wären. Insgesamt kommt die Beteiligte daher zu dem fehlerfreien Ergebnis, die Kapazität des A. als einzig verbleibende Maßnahme zu beschränken. (dd) Unerheblich ist in diesem Zusammenhang der Einwand, die Beteiligte habe den Netzausbau versäumt. Selbst wenn man dies unterstellte, würde dies der Durchführung von Maßnahmen gemäß § 13 EnWG nicht entgegenstehen, da Maßnahmen des Netzausbaus nur langfristig bewirkt werden können, bei der Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit der Netze indessen kurzfristig gehandelt werden muss. Im Übrigen kann der Beteiligten nicht vorgeworfen werden, dass sie einen bedarfsgerechten Netzausbau versäumt habe. Gemäß § 11 EnWG sind Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Dass die Beteiligte dieser Verpflichtung nicht nachgekommen ist, vermag der Senat nicht zu erkennen. Die Beteiligte hat im Verwaltungsverfahren in ihrem Schriftsatz vom 28.11.2014, dort S. 15 ff dargelegt, dass sie in einer ersten Phase mit Wirkung ab … die Netzanschlusskapazität für das A. durch den bereits existierenden 380/110-kV-Transformator in … mit … MVA, einem zusätzlichen 380/110-kV-Transformator im Umspannwerk … mit … MVA, einem … MVA-Kondensator im Umspannwerk … und der 380-kV-Leitung … auf max. … NW in Richtung von Deutschland nach Schweden bzw. max. … MW in Richtung von Schweden nach Deutschland erhöht hat. Im Zeitraum von …-…(Jahre) scheiterte ein Versuch, die volle Übertragungskapazität durch eine 380-kV-Verbindung von … nach … sicherzustellen, unter anderem daran, dass ein Ausbau aufgrund des auf der Seite des Landes … liegenden Naturschutzgebietes nicht genehmigungsfähig erschien. In einer dritten Phase bis Ende …(Jahr) verbesserte die Beteiligte den Netzanschluss des A. durch den Bau eines 220-kV-Kabels zwischen … und …, den Aufbau eines 380/220-kV-Transformators in … und die Errichtung einer statischen Kompensationsanlage in …, die dann das A. mit einer erforderlichen Anschlusskapazität in Höhe von … MW in Nord- und Südrichtung nutzbar gemacht haben. Den durch zunehmende Einspeisung auftretenden Einschränkungen begegnete die Beteiligte dadurch, dass sie die Übertragungsfähigkeit des 220-kV-Kabels …-… durch die Anwendung von Kabelmonitoring zweimal erhöhte, zunächst auf … A und sondern auf … A. Danach traten Netzengpässe zunächst nur noch im 110-kV-Netz auf. Seit … (Jahr) plant die Beteiligte den Ausbau des sog. …, der drei Maßnahmen enthält, die als Projekt … auch Eingang in den Netzentwicklungsplan gefunden haben. Im Rahmen dieser Maßnahmen sind insbesondere der Bau einer neuen 380-kV-Leitung zwischen dem Raum … und dem Raum … (Maßnahme …), die Verstärkung der Verbindung zwischen … und dem Raum … durch den Neubau einer 380-kV-Leitung (Maßnahme …) sowie der Bau einer neuen 380-kV-Leitung in der Trasse der bestehenden 220-kV-Leitung zwischen dem Raum … und dem Kreis … (Maßnahme …) geplant. Anhaltspunkte dafür, dass die Beteiligte ihrer Netzausbaupflicht nicht nachgekommen ist, bestehen nach alledem nicht. Beide Parteien gehen übereinstimmend davon aus, dass mit der Fertigstellung der Projekte im Jahr … gerechnet wird. Der pauschale Einwand der Beschwerdeführerin, die Beteiligte hätte ihrer Netzausbaupflicht zeitlich früher nachkommen müssen, überzeugt bereits deshalb nicht, weil die Beschwerdeführerin durchgehend bemüht war, ihr Netz an den Stromzuwachs durch Erneuerbare Energien anzupassen. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass sich die Entwicklung der Strombereitstellung durch Erneuerbare Energien langfristig verändert hat und nicht von vornherein absehbar war. Hinzu kommt, dass der Netzausbau auch von anderen Entscheidungsträgern (Bundesnetzagentur, kommunalen Behörden) abhängt und nicht allein im Entscheidungsbereich der Beschwerdeführerin liegt. dd) Der Missbrauchsantrag ist auch nicht deshalb begründet, weil die Beteiligte die Kapazitätsbeschränkung zu hoch und zu lange ansetzt. Für die Streitigkeiten aus dem … Agreement ist die erstinstanzliche Zuständigkeit des OLG Düsseldorf nicht gegeben. Rechtsgrundlage für die Kapazitätseinschränkung ist das zwischen den Parteien bzw. ihren Rechtsvorgängern geschlossene … Agreement, das in Ziffer 4 die grundsätzliche Möglichkeit einer Kapazitätsbeschränkung zur Sicherung der Netzstabilität und zur Vermeidung von Sicherheitsrisiken vorsieht. In Ziffer 8 des … Agreements haben die Parteien eine Gerichtsstandsvereinbarung getroffen und das Landgericht … als sachlich und örtlich zuständiges Gericht für Streitigkeiten aus dem Vertrag bestimmt. Sämtliche Fragen, welche die Anwendung bzw. die Auslegung des … Agreement, insbesondere der Regelung in Ziffer 4 betreffen, sind daher grundsätzlich vor dem zuständigen Landgericht … zu klären. Hierunter fallen auch die von der Beschwerdeführerin gerügten zu langen und zu hohen Kapazitätsbeschränkungen. Aber auch wenn unterstellt wird, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen ihrer Prüfung, ob die Kapazitätsbeschränkungen nach § 20 Abs. 2 bzw. § 17 Abs. 2 EnWG gerechtfertigt sind, den sachgerechten Umfang der Beschränkungen zu prüfen hätte, wäre der Missbrauchsantrag nicht begründet. Insofern kann auf die obige Begründung verwiesen werden. b) Das Verhalten der Beteiligten ist auch mit § 17 EnWG vereinbar. § 17 EnWG normiert die umfassende Verpflichtung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen, Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Erzeugungs- und Speicheranlagen sowie Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen an ihr Netz anzuschließen, die angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sind als sie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet werden. Der Begriff des Netzanschlusses bezieht sich auf die Herstellung und Aufrechterhaltung der physischen Verbindung einschließlich aller zum Betrieb der Übertragung bzw. Verteilernetze erforderlichen Anlagen zwischen Stromerzeugungsanlagen, dem Netz und Letztverbrauchern (EuGH, Urt. v. 9.10.2008, C-239/07, Slg. 2008, I-7523 Rn. 41 f. – Sabatauskas). aa) Der Anspruch der Beschwerdeführerin ist erfüllt. Sie begehrt eine Netzanschlusskapazität in der Größenordnung, die das A. als maximale Nennkapazität in der Lage ist zu transportieren. Die Verbindungsleitung ist seit 1994 am Netzanschlusspunkt … mit dem Übertragungsnetz der Beteiligten verbunden, zunächst nur mit eingeschränktem Betrieb von … MW von Deutschland nach Schweden und von maximal … MW von Schweden nach Deutschland. Die Anschlusskapazität wurde bis 2004 schrittweise auf … MW und damit auf die volle Nennkapazität erhöht. Der Netzanschluss ist damit in der gewünschten Kapazitätshöhe bereitgestellt. Die Entscheidung des Senats vom 15.03.2017, Az.: VI-3 Kart 181/15 (V), insbesondere Rn. 109 ff steht diesem Ergebnis nicht entgegen. Der Senat hatte dort unter Verweis auf die Gesetzesbegründung (BT-Drs. 15/3917, S. 58), nach der sich der Anspruch aus § 17 Abs. 1 EnWG auf alle Sachverhalte des Netzanschlusses erstrecken soll, ausgeführt, die Vorschrift des § 17 Abs. 1 EnWG regele nicht nur den Anspruch auf originäre Herstellung einer physikalischen Verknüpfung zum Energieversorgungsnetz, sondern auch den in der Entscheidung streitgegenständlichen Anspruch auf Bereitstellung der gewünschten – höheren – Netzanschlusskapazität, da der Anspruch auf Netznutzung nicht nur die physische Verbindung, sondern auch die Gewährleistung einer bestimmten Kapazität durch den Netzbetreiber umfasse. Der Netzanschluss umfasse neben dem Netzanschlussverhältnis aber gerade auch das Anschlussnutzungsverhältnis, wie sich jeweils aus den §§ 2, 3 NAV und NDAV ergebe (Bourwieg, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2016, § 17 Rn. 24, beck-online). Schließlich habe die Bundesnetzagentur zutreffend darauf verwiesen, dass der Anspruch aus § 17 Abs. 1 EnWG entwertet wäre, wenn nicht auch ein Anspruch auf Netzanschlusskapazität vermittelt würde. Auch unter Berücksichtigung dieser Ausführungen liegt vorliegend kein Verstoß gegen § 17 EnWG vor. Denn der hier zu entscheidende Sachverhalt ist nicht mit dem der Entscheidung des Senats vom 15.03.2017 zugrundeliegenden vergleichbar. In dem der Entscheidung vom 15.03.2017 zugrundeliegenden Fall begehrte die Antragstellerin den Anschluss an das Netz der Antragsgegnerin mit einer höheren Netzanschlusskapazität. Es ging mithin um die erstmalige Bereitstellung des Anschlusses zu einer bestimmten, von der Antragstellerin gewünschten Nennkapazität. So liegt der Fall hier nicht. Vorliegend ist der Anschluss mit der gewünschten Kapazität von … MW bereits im Jahre 2004 realisiert worden. Die Parteien streiten damit – anders als im Rahmen der Entscheidung des Senats vom 15.03.2017 – nicht um den grundsätzlichen erstmaligen Anschluss des A. an das Netz der Beteiligten zu einer bestimmten physischen Nennkapazität, der unstreitig erfüllt ist, sondern allein um die temporäre Einschränkung der grundsätzlich vorhandenen Kapazität. bb) Im Übrigen liegen auch die Voraussetzungen des § 17 Abs. 2 EnWG vor mit der Folge, dass die von der Beschwerdeführerin angegriffenen Kapazitätsbeschränkungen gerechtfertigt sind. Nach dieser Vorschriftkönnen die Betreiber von Energieversorgungsnetzen den Netzanschluss nach Abs. 1 verweigern, wenn die Gewährung des Netzzugangs aus betriebsbedingten oder sonstigen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 EnWG nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Regelung ist vom Wortlaut her identisch mit der Regelung in § 20 Abs. 2 EnWG. Kann demnach der Netzzugang wegen eines Kapazitätsmangels im Netz als unzumutbar nach § 20 Abs. 2 Satz 1 verweigert werden, muss dies hiernach erst recht für die Verweigerung des Anschlusses nach § 17 Abs. 2 Satz 1 gelten. Auch die Gesetzesbegründung zu § 17 EnWG weist ausdrücklich darauf hin, dass der Netzanschluss tatsächliche und rechtliche Voraussetzung für einen Netzzugang ist (BT-Drs. 15/3917 S. 58). Die Anbindung einer Kundenanlage an das Netz ist deshalb nur sinnvoll, wenn zugleich die Entnahme oder Einspeisung von Energie in oder aus dem Netz möglich ist, der Netzbetreiber also neben dem Netzanschluss auch den Netzzugang gewährt (so auch Senat, Beschluss v. 15.3.2017, VI-3 Kart 181/15 (V), Rn. 116, juris). Schon der nur drohende und nicht schon bestehende Kapazitätsmangel unterfällt der Regelung des § 17 Abs. 2 EnWG. Denn die Vorschrift dient gerade dazu, Kapazitätsmängel zu vermeiden, bezieht sich mithin (auch) auf zukünftige Mängel. Der weit gefasste Wortlaut des § 17 Abs. 2 EnWG steht einem solchen Verständnis nicht entgegen (Senat, Beschluss vom 15.3.2017, VI-3 Kart 181/15 (V), Rn. 112, juris). Dass im Netz der Beteiligten eine Gefährdung der Sicherheit droht, wenn das A. nicht beschränkt wird, steht – wie bereits ausgeführt– fest. Bei dem mithin drohenden Kapazitätsmangel im Übertragungsnetz und im Netz der H. handelt es sich um einen Kapazitätsmangel, der im Rahmen des § 17 Abs. 2 EnWG zur Verweigerung des Netzanschlusses herangezogen werden kann. Insofern kann auf die Ausführungen zu § 20 Abs. 2 EnWG verwiesen werden. c) Die Kapazitätsbeschränkungen an der Netzkuppelstelle zum A. sind auch mit § 15 StromNZV vereinbar. Der Wortlaut des § 15 StromNZV, der nicht zwischen kurzfristigen und langfristigen Engpässen unterscheidet, sondern schlicht von „Engpässen“ spricht, ist unpräzise. Eine methodengerechte Auslegung ergibt, dass mit dem Begriff des Engpasses in § 15 StromNZV nur langfristige, strukturelle Netzengpässe gemeint sind. Dies folgt unter anderem daraus, dass die Bundesregierung bei der Schaffung der Vorschrift die Anwendungspraxis der europäischen Stromhandelsverordnung und damit die strukturellen Netzengpässe an den europäischen Grenzkuppelstellen im Blick hatte. aa) Das beanstandete Verhalten der Beteiligten verstößt nicht gegen § 15 Abs. 1 StromNZV. Nach dieser Vorschrift haben Betreiber von Übertragungsnetzen im Rahmen des wirtschaftlich zumutbaren das Entstehen von Engpässen in ihren Netzen und an den Kuppelstellen zu benachbarten Netzen mithilfe von netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahme zu verhindern, die auch die Zusammenarbeit der Betreiber von Übertragungsnetzen einschließen kann. § 15 Abs. 1 StromNZV verpflichtet die Netzbetreiber trotz seines irreführenden Wortlauts zur Durchführung eines kurzfristigen Engpassmanagements, da er ihnen den Einsatz netzbezogener und marktbezogenen Maßnahmen auferlegt (König, Engpassmanagement, S. 378, 379). Die nach § 15 Abs. 1 StromNZV anzuwendenden netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen sind auch Gegenstand der Vorschrift des in der Normenhierarchie vorgehenden§ 13 Abs. 1 EnWG. Die in § 13 Abs. 1 EnWG genannten netz- und marktbezogenen Maßnahmen dienen der Abwehr kurzfristiger Netzengpässe und sind damit Instrumente des kurzfristigen Engpassmanagements. Aus der systematischen und sprachlichen Nähe von § 15 Abs. 1 Strom NZV und § 13 Abs. 1 EnWG ergibt sich deshalb, dass es auch in § 15 Abs. 1 StromNZV um das kurzfristige Engpassmanagement geht. Im Ergebnis sollen langfristige, strukturelle Engpässe möglichst durch ein effizientes Management kurzfristiger Engpässe vermieden werden. Die Bundesnetzagentur ist in dem angegriffenen Beschluss zutreffend davon ausgegangen, dass die Beteiligte Netzengpässe mithilfe von netz- und marktbezogenen Maßnahmen verhindert. Insoweit kann auf die Ausführungen zu § 13 EnWG Bezug genommen werden, da die Regelung im Wesentlichen den Vorgaben des § 13 Abs. 1 EnWG entspricht. bb) Die streitgegenständlichen Kapazitätsbeschränkungen begründen auch keinen Verstoß gegen § 15 Abs. 2 StromNZV. Lässt sich die Entstehung eines Engpasses mithilfe von Maßnahmen nach Abs. 1 nicht vermeiden, so sind Betreiber von Übertragungsnetzen nach § 15 Abs. 2 StromNZV verpflichtet, die verfügbaren Leitungskapazitäten nach marktorientierten und transparenten Verfahren diskriminierungsfrei zu bewirtschaften. Voraussetzung für die Anwendbarkeit des § 15 Abs. 2 StromNZV ist mithin ein struktureller langfristiger Netzengpass. Die Netzbetreiber sollen so lange wie möglich ein kurzfristiges Engpassmanagement mit netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen durchführen. Erst wenn bestimmte Netzelemente mit einer derartigen Regelmäßigkeit überlastet sind, dass Netzengpässe nicht mehr nur gelegentlich, sondern dauerhaft auftreten und netzbezogene und marktbezogenen Maßnahme nicht mehr erfolgversprechend durchgeführt werden können, müssen die Netzbetreiber gemäß § 15 Abs. 2 StromNZV zu einer langfristigen Bewirtschaftung der verfügbaren Übertragungskapazitäten übergehen. Soweit Maßnahmen nach § 15 Abs. 1 StromNZV zur Bewältigung eines regelmäßig auftretenden Netzengpasses nicht mehr ausreichen, verpflichtet § 15 Abs. 2 StromNZV die Netzbetreiber zur Durchführung eines langfristigen Engpassmanagements. Vorliegend liegt im Übertragungsnetz der Beteiligten bereits kein struktureller, langfristiger Engpass vor. Dieser bezeichnet einen Engpass im Übertragungsnetz, der eindeutig festgestellt werden kann, vorhersehbar ist, geographisch über längere Zeit stabil bleibt und unter normalen Bedingungen des elektrischen Energiesystems häufig wiederholt auftritt, vgl. die verallgemeinerungsfähige Definition in Art. 2 Nr. 19 VO (EU) 2015/1222). Diese Voraussetzungen sind nicht erfüllt. Die Netzengpässe im Anschlussgebiet des A. sind nur temporärer Natur, da die angeschlossenen … MW überwiegend von und zum A. transportiert werden können. Im Übrigen hat die Beteiligte unwidersprochen vorgetragen, dass in der Anschlussregion des A. ein Netzausbau geplant und bis zum Jahr 2021 fertiggestellt werden soll. d) Nicht begründet ist auch die Ansicht der Beschwerdeführerin, der Beschluss der Beschwerdegegnerin verstoße gegen die Vorgaben des Art. 16 Abs. 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (StromhandelZVO). Nach Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO wird Netzengpässen mit nichtdiskriminierenden marktorientierten Lösungen begegnet, von denen wirksame wirtschaftliche Signale an die Marktteilnehmer und beteiligten Übertragungsnetzbetreiber ausgehen. Netzengpässe werden vorzugsweise durch nichttransaktionsbezogene Methoden bewältigt, d.h. durch Methoden, die keinen Unterschied zwischen den Verträgen einzelner Marktteilnehmer machen. aa) Grundsätzlich hat die StromhandelZVO als Verordnung der Europäischen Union gem. Art. 288 Abs. 2 AEUV allgemeine Geltung und ist in allen Mitgliedstaaten der EU verbindliches und unmittelbar geltendes Recht. In zeitlicher Hinsicht trat die StromhandelZVO am 03.09.2009 in Kraft und gilt gem. Art. 26 StromhandelZVO seit dem 03.03.2011. Als EU-Verordnung genießt sie grundsätzlich Vorrang vor den Bestimmungen des nationalen Rechts, sowohl in Bezug auf die Anwendung als auch auf ihre Auslegung (vgl. zum Vorrang des Unionsrechts EuGH, Urt. v. 15.7.1964, Rs. 6/64, Slg. 1964, 1141 – Costa/ENEL). Gemäß Art. 19 S. 1 und Art. 22 Abs. 1 der StromhandelZVO haben die nationalen Regulierungsbehörden für die Einhaltung dieser Verordnung zu sorgen. In Deutschland ist gemäß § 56 EnWG die Beschwerdegegnerin, also die BNetzA zuständig. Allerdings wird von einem Teil des Schrifttums die Frage, ob eine Berücksichtigung der StromhandelZVO im besonderen Missbrauchsverfahren des § 31 EnWG zwingend vorgegeben und damit durchsetzbar ist, unter Hinweis auf die Besonderheit des Verfahrens gegenüber dem Verfahren nach § 30 EnWG verneint (Weyer, in: Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 30 EnWG Rn. 56). Zur Begründung wird angeführt, die Durchsetzung der StromhandelZVO durch ein besonders Missbrauchsverfahren sei unionsrechtlich nicht zwingend. Demgemäß habe der deutsche Gesetzgeber den Anwendungsbereich von § 31 EnWG offenbar bewusst beschränkt (Weyer, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, § 31 EnWG Rn. 18). Die Gegenansicht verweist auf einen vermeintlichen Gleichlauf des Prüfungsumfangs mit dem behördlichen Missbrauchsverfahren gemäß § 30 EnWG. Dieser Prüfungsumfang solle auch für § 31 EnWG gelten, da dessen Missbrauchstatbestand sich in materieller Hinsicht mit demjenigen des § 30 Abs. 2 EnWG decke (Wahlhäuser, in: Kment, EnWG, 2. Auflage, § 30 EnWG Rn. 18). Diese Sichtweise ist zweifelhaft, denn hinter der Frage, ob die Behörde von sich aus ein Verhalten rügt, für dessen Kontrolle sie auch nach § 56 EnWG zuständig ist, oder ob ein Privater die Behörde über § 31 EnWG zu einem entsprechenden Vorgehen zwingen kann, steht ein maßgeblicher Unterschied in den jeweiligen Verfahren. Dieser Unterschied verliert allerdings dann seine Bedeutung, wenn die Regulierungsbehörde einem Antrag auf ein besonderes Missbrauchsverfahren gemäß § 31 EnWG nachgeht. Dann handelt die Regulierungsbehörde unabhängig von der Frage, auf wessen Initiative sie das Verfahren eingeleitet hat. Sie muss dann auch möglichen Verstößen gegen die StromhandelZVO nachgehen und die Auslegungsmaßstäbe der StromhandelZVO für das nationale Rechts entnehmen, soweit sich hieraus Verhaltensmaßstäbe für die Beteiligten ergeben. Diese Frage kann aber letztlich offenbleiben, weil sich aus Art. 16 StromhandelZVO nicht die von der Beschwerdeführerin begehrte Verpflichtung der Beteiligten gegenüber der Beschwerdeführerin herleiten lässt. bb) Für die Anwendung von Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO ist zunächst das Vorliegen eines Engpasses relevant. Einen solchen Engpass hat die Beschwerdegegnerin auf der Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin zu Recht angenommen. Bei einem Engpass handelt es sich gemäß Art. 2 Abs. 2 lit. c StromhandelZVO um eine Situation, in der eine Verbindungsleitung zwischen nationalen Übertragungsnetzen wegen unzureichender Kapazität der Verbindungsleitungen und/oder der betreffenden nationalen Übertragungsnetze nicht alle Stromflüsse im Rahmen des von den Marktteilnehmern gewünschten internationalen Handels bewältigen kann. Eine Verbindungsleitung iSd. Art. 2 Abs. 1 StromhandelZVO bezeichnet eine Übertragungsleitung, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten überquert oder überspannt und die nationalen Übertragungsnetze der Mitgliedstaaten verbindet. Es werden durch die Regelung daher nur grenzüberschreitende Sachverhalte erfasst. Bei der Leitung des A. handelt sich um eine Verbindungsleitung iSd. StromhandelZVO. Das A. ist in … parallel sowohl an das Höchstspannungsnetz der Beteiligten als auch an den 380/110-kV-Transformator und damit an das 110-kV-Netz der H. und in Schweden an das Höchstspannungsnetz der I. angeschlossen und ermöglicht so den grenzüberschreitenden Austausch von Strommengen zwischen Schweden und Deutschland. cc) Eine eingeschränkte Kapazität der Verbindungsleitung auf dem A. iSd. Art. 2 Abs. 2 lit. c StromhandelZVO liegt ebenfalls vor. Auf der Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin besteht zum einen ein ökonomischer Engpass. Diesem Engpass begegnet die Beschwerdeführerin durch Handel der verfügbaren Kapazitäten auf den dafür vorgesehenen Plattformen. Zum anderen sind auch die streitgegenständlichen physischen Engpässe der Beteiligten der Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin zuzurechnen. Die physischen Engpässe treten kurzfristig bei unerwarteten hohen Stromeinspeisungen durch Windenergie im Netz der Beteiligten auf. Zwar befinden sich diese Engpasssituationen im Netz der Beteiligten und gerade nicht auf der Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin. Trotzdem ist dieser Engpass aber dann der Verbindungsleitung der Beschwerdeführerin zuzurechnen, wenn infolge unzureichender Kapazität bei der Beteiligten (also dem betroffenen nationalen Übertragungsnetz) die Transportkapazität der Verbindungsleitung nicht vollumfänglich angeboten werden kann (vgl. Art. 2 Abs. 2 lit. c StromhandelZVO). Folglich handelt es sich gerade nicht um ausschließlich nationale Engpässe, welche von der Regelung des Art. 16 StromhandelZVO nicht erfasst würden. dd) Allerdings richten sich die Regelungen in Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO nicht an die Beteiligte und sind daher im vorliegenden Verfahren nicht relevant. Nach Art. 16 Abs. 1 Satz 1 StromhandelZVO wird Netzengpässen mit nichtdiskriminierenden marktorientierten Lösungen, von denen wirksame wirtschaftliche Signale an die Marktteilnehmer und beteiligten Übertragungsnetzbetreiber ausgehen (Satz 1), und vorzugsweise mit nichttransaktionsbezogenen Methoden begegnet (Satz 2). Der Begriff der „Marktorientierung“ ist in der StromhandelZVO nicht definiert. Aus Punkt 2.1. der Leitlinien (Anhang 1) lässt sich jedoch folgern, dass insbesondere explizite und implizite Auktionen als marktorientierte Methoden anzusehen sind (Schosser/Sandberg, in: Jones EU Energy Law. Vol. 1: The internal energy market, 4th ed. 2016, Rn. 8.61). Bei expliziten Auktionen werden die Kapazitätsreservierungen getrennt von den ihnen zugrundeliegenden Energiehandelsgeschäften durchgeführt (Kühling/Hermeier, ZNER 2006, 27, 28). Bei den impliziten Auktionen besteht ein gemeinsamer Markt für den Handel mit Strom auf der einen und den Handel mit Verbindungskapazitäten auf der anderen Seite (Zimmer u.a., ET 2004, 786, 788). In beiden Fallgestaltungen – also bei expliziten und impliziten Auktionen – handelt es sich um Vergabeverfahren, bei denen die Marktteilnehmer im Fall unzureichender Kapazitäten miteinander konkurrieren sollen (Kühling, RdE 2006, 173, 177). Unter „Marktorientierung“ ist daher nicht allein eine Vorgehensweise zu verstehen, die dem Mechanismus von Angebot und Nachfrage Rechnung trägt, sondern die notfalls sogar einen Markt schafft (Kühling, RdE 2006, 173, 177). Zweck der Norm ist es daher, einen Handlungsrahmen für die Vergabe bzw. Zuführung der Kapazitäten zum Handelsmarkt aufzustellen, der unabhängig von der Systemverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber über ihre Elektrizitätsversorgungsnetze gilt. Adressat von Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO kann daher im vorliegenden Sachverhalt nur die Beschwerdeführerin selbst sein. Nur diese führt die grenzüberschreitende Verbindungskapazität zwischen Deutschland und Schweden dem Markt zu, indem sie die Verantwortung für die börsliche Vermarktung der Verbindungskapazität und die unmittelbare Handelsabwicklung an die M. überstellt und aus diesem Rechtsgeschäft die Engpasserlöse erhält. Zwar nimmt die Beteiligte mittelbar Einfluss auf die Vermarktung, indem sie Kapazitäten der Verbindungsleitung einschränkt und damit den Handel beeinträchtigt. Aber selbst in diesen Situationen berührt dies nicht die Verantwortung der Beschwerdeführerin, die Vermarktung im Sinne von Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO (und auch den folgenden Absätzen) vorzunehmen. Die Beteiligte ist an der Vermarktung der Kapazitäten nicht unmittelbar beteiligt und ihr obliegt erst recht keine Entscheidungsbefugnis darüber, wie die konkrete Vermarktung der Kapazitäten stattfinden soll. e) Die Beteiligte verstößt ebenso wenig gegen Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO, wonach den Marktteilnehmern unter Beachtung der Sicherheitsstandards für den sicheren Netzbetrieb die maximale Kapazität der Verbindungsleitungen zur Verfügung gestellt werden muss. Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO erstreckt die Grundsätze des Engpassmanagements über die Grenzkuppelstellen hinaus in das nationale Übertragungsnetz, soweit es wesentlichen Einfluss auf die grenzüberschreitenden Stromflüsse hat (Pritzsche/Reimers, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Art. 16 StromhandelZVO Rn. 43; zum Engpassmanagement in nationalen Übertragungsnetzen siehe auch Pritzsche/Stephan/Pooschke, RdE 2007, 36 ff.). Aus Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO selbst lassen sich keine Angaben zu den Methoden der Kapazitätsberechnung entnehmen. Allerdings machen die Art. 14-31 CACM-VO detaillierte Angaben über die Berechnungsmethoden der verfügbaren Kapazitäten. Art. 23 Abs. 3 CACM-VO greift dabei die in 1.7 des Anhangs I zur StromhandelZVO enthaltenen Grundsätze in Bezug auf Vergabebeschränkungen auf und lässt Vergabebeschränkungen der Übertragungsnetzbetreiber nur zu, soweit sie das effizienteste Mittel zur Gewährleistung der Betriebssicherheit sind und die ökonomische Wohlfahrt steigern (Kuhlemann, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Art. 23 CACM-VO Rn. 4). Gerade um solche Maßnahmen geht es jedoch bei den Entlastungsmaßnahmen der Beteiligten. Entlastungsmaßnahmen sind nach Art. 2 Nr. 13 CACM-VO solche Maßnahmen, die von einem oder mehreren Übertragungsnetzbetreibern manuell oder automatisch zur Wahrung der Betriebssicherheit angewendet werden. Es geht dabei um das Bewältigen interner wie auch zonenübergreifender Engpässe, auch mittels Redispatching und Countertrading. Art. 25 CACM-VO regelt die Methoden für Entlastungsmaßnahmen im Rahmen der Kapazitätsberechnung. Art. 25 Abs. 2 u. 3 CACM-VO geben hierbei eine Abstimmung dieser Entlastungsmaßnahmen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern vor. Denn jeder Übertragungsnetzbetreiber unterliegt diesbezüglich seinen nationalen Regelungen, sodass die Vorgaben des § 13 EnWG bei der Festlegung der Entlastungsmaßnahmen von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern zu beachten sind (Kuhlemann, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Art. 25 CACM-VO Rn. 2). Daran zeigt sich, dass die StromhandelZVO und auch die CACM-VO die Geltung nationaler Regelungen berücksichtigt, indem sie dort, wo nationale und europarechtliche Regelungen in einem Spannungsverhältnis stehen, eine Zusammenarbeit der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber voraussetzt. Da die Beteiligte – wie bereits ausgeführt – aber die Vorgaben des § 13 EnWG beachtet hat, scheidet ein Verstoß gegen das Gebot der Maximalkapazität aus. Ein solcher Verstoß liegt auch deshalb nicht vor, weil – auch insoweit kann auf die Ausführungen zu § 13 EnWG verwiesen werden – in Ziffer 1 S. 2 des Connection Agreement das Übertragungsrecht unter die Bedingungen dieses Vertrages gestellt wird und die Parteien unter Ziffer 4 des Vertrages vereinbart haben, dass eine Begrenzung der Übertragungsleistung zu und vom A. erfolgen könne, wenn dies nach Ansicht der Beteiligten bzw. ihrer Rechtsvorgängerin erforderlich ist, um den Ausfall der Stromversorgung in Deutschland oder Betriebsbedingungen zu verhindern, die unzumutbare Risiken bei Stromausfällen in sich bergen. f) Schließlich verstößt die Beteiligte mit den Kapazitätsbeschränkungen auch nicht gegen Art. 102 AEUV. Mit dem Binnenmarkt unvereinbar und verboten ist nach Art. 102 AEUV die missbräuchliche Ausnutzung einer beherrschenden Stellung auf dem Binnenmarkt oder auf einem wesentlichen Teil desselben durch ein oder mehrere Unternehmen, soweit dies dazu führen kann, den Handel zwischen Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen. Die Vorschrift verbietet den Missbrauch wirtschaftlicher Macht durch Unternehmen und ist damit neben Art. 101 AEUV die zweite Schlüsselnorm des europäischen Kartellrechts, das den Wettbewerb innerhalb des Binnenmarkts vor Verfälschungen schützt (Bulst in: Langen/Bunte, Kartellrecht, 13. Auflage, Band 2, Art. 102, Rn. 1). Im AEUV wird die Regelung zur Durchsetzung der Vorschriften der Art. 101, 102 dem sekundären Unionsrecht überlassen, Art. 103 AEUV (Bulst in: Langen/Bunte, Kartellrecht, 13. Auflage, Band 2, Art. 102, Rn. 2). Ziel der Wettbewerbsvorschriften ist es, durch Deregulierung und Liberalisierung Wettbewerb auf den vor- und nachgelagerten Märkten zu schaffen. Voraussetzung dafür ist der Zugang Dritter und nicht nur des vertikal integrierten Netzbetreibers zu Einrichtungen und Netzen (essential facility doctrine). Dieser Zugang wird überwiegend durch sektorspezifische Sonderregelungen sichergestellt (Bulst in: Langen/Bunte, Kartellrecht, 13. Auflage, Band 2, Art. 102, Rn. 307). Das Regulierungsrecht geht in seiner strukturförderungsrechtlichen Aufgabenstellung über die rein wettbewerbsorientierte Missbrauchsaufsicht im Sinne des Art. 102 AEUV (und §§ 19, 20 GWB) hinaus, da sich deren Funktion auf die Unterbindung wettbewerbsbeschränkender Maßnahmen und die Beseitigung antikompetitiver Barrieren marktbeherrschender Unternehmen beschränkt (Säcker in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Band 1, 1. Halbband, Einleitung, Rn. 73). Da der Beteiligten bei den Kapazitätsbeschränkungen weder ein Verstoß gegen die Vorschriften der StromhandelZVO noch gegen die Vorschriften des EnWG oder der StromNZV zur Last fällt, scheidet auch ein Verstoß gegen Art. 102 AEUV aus. g) Der Einwand, die Beschwerdeführerin verhalte sich auch deshalb missbräuchlich, weil sie die Kapazitätsbeschränkungen nicht hinreichend begründet habe, führt ebenfalls nicht zum Erfolg ihres Antrags. Unzureichende Begründungen der Maßnahmen stehen der Rechtmäßigkeit der Kapazitätsbeschränkungen bereits nicht entgegen. Im Übrigen liegt auch eine ausreichende Begründung der Einschränkungen durch die Beteiligte vor. Im Netz der Beteiligten und im Netz der H. kommt es durch eine hohe Einspeisung von Windenergie in der Region ... und einen hohen Stromimport über das A. zu Überlastungen. Diese temporären Überlastungen aufgrund des Einspeisevorrangs der Erneuerbaren Energien stellt im Ergebnis auch die Beschwerdeführerin nicht in Abrede. Sie sind auch stets der Grund dafür, dass die Kapazitäten des A. beschränkt werden. Dieser Sachverhalt ist der Beschwerdeführerin bekannt. Die Beschwerdeführerin hat sich aufgrund der besonderen Anschlusssituation zudem vertraglich damit einverstanden erklärt, dass der Strombezug von und zum A. beschränkt werden kann, wenn dies nach Ansicht der Beteiligten bzw. ihrer Rechtsvorgängerin erforderlich ist, um den Ausfall der Stromversorgung oder das Risiko eines entsprechenden Ausfalls in Deutschland zu verhindern. Dies rechtfertigt es, an die Begründungspflicht im Rahmen des zwischen den Parteien bestehenden Rechtsverhältnisses nicht allzu hohe Anforderungen zu stellen. Die Urgent Market Messages im Rahmen der Day-Ahead-Anpassungen werden dieser Begründungspflicht gerecht. Sie werden von der Beteiligten nach einem von der M. vorgegebenen Nachrichtenformat veröffentlicht und publiziert. Sie enthalten Informationen zu Ort und Zeit sowie Umfang der Beschränkung und eine knappe Begründung. Dieser Begründung kann die Beschwerdeführerin grundsätzlich auch den Grund für die Beschränkung entnehmen. Für Intraday-Anpassungen wird der Beteiligten zudem eine monatliche Zusammenfassung des für die Begründung der Einschränkung relevanten Tagesberichts übermittelt. 4 . Die Bundesnetzagentur hat in ihrem Beschluss vom 30.05.2016 (Az.: BK6-14-130) unter Punkt 2.1.2.5. geprüft, ob das Verhalten der Beteiligten am Maßstab von Art. 16 StromhandelZVO zu beurteilen ist. Sie kam zu dem zutreffenden Ergebnis, dass der persönliche Anwendungsbereich von Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO hinsichtlich der Beteiligten nicht eröffnet ist. Zu Recht hat die Bundesnetzagentur deshalb auch den Antrag der Beschwerdeführerin, die Beteiligte zu verpflichten, der Beschwerdeführerin im Fall von nicht vermeidbaren Beschränkungen die daraus resultierenden Kosten und entgangenen Erlöse zu erstatten, zurückgewiesen. Die Einschränkungen sind von der Beschwerdeführerin entschädigungslos hinzunehmen. a) Der Antrag ist bereits unzulässig. Eine Überprüfung von Ansprüchen aus Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO scheidet schon deshalb im Rahmen des Missbrauchsverfahrens aus, weil der Prüfungsumfang des § 31 EnWG auf das Verhalten von Netzbetreibern und nicht auf Zahlung einer Entschädigung gerichtet ist. b) Im Übrigen ist der Antrag auch unbegründet. Nach Art. 16 Abs. 2 S. 1 StromhandelZVO dürfen Transaktionen nur in Notfällen eingeschränkt werden, in denen der Übertragungsnetzbetreiber schnell handeln muss und ein Redispatching oder Countertrading nicht möglich ist. Jedes diesbezügliche Verfahren muss nichtdiskriminierend angewendet werden (Satz 2). Auch Art 16 Abs. 2 StromhandelZVO adressiert indessen die Beteiligte ebenso wenig wie Art 16 Abs. 1StromhandelZVO, sondern die Beschwerdeführerin als diejenige Person, die den Engpass bewirtschaftet. Dies hat die Bundesnetzagentur in ihrem Beschluss ebenfalls zutreffend festgestellt. aa) Der Begriff der „Transaktion“ ist in der StromhandelZVO nicht direkt legal definiert. Allerdings kann die Bedeutung des Begriffs mittelbar aus den Begriffsbestimmungen in Art. 2 Abs. 2 StromhandelZVO hergeleitet werden: Nach Abs. 2 lit. e StromhandelZVO bezeichnet ein „deklarierter Transit“ den Fall, dass eine „deklarierte Ausfuhr“ von Strom stattfindet und der angegebene Transaktionspfad ein Land einbezieht, in dem weder die Einspeisung noch die gleichzeitige entsprechende Entnahme des Stroms erfolgt. Eine „deklarierte Ausfuhr“ ist nach Abs. 2 lit. d StromhandelZVO „die Einspeisung von Strom in einem Mitgliedstaat auf der Grundlage einer vertraglichen Vereinbarung […]“. Aus den vorstehenden Regelungen lässt sich schließen, dass der Verordnungsgeber als Transaktion ein Rechtsgeschäft in Form einer vertraglichen Vereinbarung über die Einspeisung sowie Entnahme von Elektrizität an unterschiedlichen Übernahme-/Übergabepunkten ansieht. Damit sind die Handelsvorgänge gemeint, die bei den in Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO vorgegebenen Vergabeverfahren durch die Marktbeteiligten untereinander vollzogen werden. Übertragen auf Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO ist eine Transaktion demnach eine vertragliche Vereinbarung über die Freistellung von Kapazitäten für den Transport von Elektrizität zwischen unterschiedlichen Übernahme-/Übergabepunkten. Diesem Verständnis steht die Regelung in Art. 16 Abs. 1 Satz 2 StromhandelZVO nicht entgegen, wonach Netzengpässe vorzugsweise durch nicht-transaktionsbezogene Methoden bewältigt werden. Zwar könnte hieraus gefolgert werden, dass marktorientierte Methoden gerade keine transaktionsbezogenen Methoden darstellten und demnach die Regelungen des Art. 16 StromhandelZVO einen anderen Regelungsgegenstand beträfen. Eine solche Auslegung würde aber den Leitlinien sowie den vorstehend behandelten Definitionen in Art. 2 StromhandelZVO widersprechen. Vor allem aber wird in Art. 16 Abs. 1 S. 2 StromhandelZVO klargestellt, dass nicht-transaktionsbezogene Methoden solche sind, die keinen Unterschied zwischen den Verträgen einzelner Marktteilnehmer machen. Durch dieses Kriterium soll sichergestellt werden, dass bei notwendigen Einschränkungen an den Grenzkuppelstellen im Rahmen der Vergabemethoden alle bereits geschlossenen Verträge gleichbehandelt werden (Pritzsche/Reimers, in: Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Auflage, Art. 16 StromhandelZVO Rn. 26 f.). Es handelt sich daher nur um eine Konkretisierung des Erfordernisses der Nichtdiskriminierung in Art. 16 Abs. 1 Satz 1 StromhandelZVO. Dem vorstehend entwickelten Verständnis steht schließlich nicht entgegen, dass die Beschwerdeführerin hierdurch vermeintlich einseitig belastet wird, indem sie für das Engpassmanagement iSd. Art 16 Abs. 2 StromhandelZVO die alleinige Verantwortung trägt. Allerdings vertritt die Beschwerdeführerin die Ansicht, dass Countertrading und Redispatching die Aufgaben eines jeden einzelnen Netzbetreibers seien, dessen Netz einen physischen Engpass aufweise. Dem ist entgegenzuhalten, dass die StromhandelZVO nach ihrer Konzeption die Verantwortlichkeit des Engpassmanagements gerade bei demjenigen Übertragungsnetzbetreiber verorten will, zu dessen Netz die Verbindungsleitung gehört. Dies lässt sich sinngemäß auch Art. 35 Abs. 2 CACM-VO über ein „koordiniertes Redispatching und Countertrading“ entnehmen. Dort heißt es, dass die Methoden beim Redispatching und Countertrading Maßnahmen von grenzüberschreitender Bedeutung darstellen und alle Übertragungsnetzbetreiber in die Lage versetzen, physische Engpässe wirksam und unabhängig davon zu beheben, ob die Gründe für die physischen Engpässe außerhalb ihrer Regelzone liegen oder nicht. Wenn, wie im vorliegenden Sachverhalt, der physische Engpass im Übertragungsnetz eines anderen Übertragungsnetzbetreibers auftritt, also außerhalb der Verbindungsleitung, dann muss der Übertragungsnetzbetreiber mit der Verbindungsleitung in die Lage versetzt sein, die geforderten Maßnahmen selbständig anzuweisen. Dies entspricht im Ergebnis der Vorgabe aus Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO. Damit ein Übertragungsnetzbetreiber allerdings auch solche Engpässe beheben kann, die außerhalb seiner Regelzone liegen, ist ein derart koordiniertes Vorgehen erforderlich. Dies lässt sich auch aus Punkt 3 der Leitlinien für das Management und die Vergabe verfügbarer Übertragungskapazitäten auf Verbindungsleitungen zwischen nationalen Netzen (Anhang I zur StromhandelZVO) entnehmen, aus denen hervorgeht, dass eine Koordinierung immer dann notwendig wird, wenn durch das Engpassmanagement andere Übertragungsnetzbetreiber als die unmittelbar an der Verbindungsleitung ansässigen betroffen sind. Die Regelung unter Ziff. 3.1 in Anhang I zur StromhandelZVO lautet: „Die Kapazitätsvergabe auf einer Verbindungsleitung wird mit Hilfe gemeinsamer Vergabeverfahren der beteiligten ÜNB koordiniert und vorgenommen. In Fällen, in denen damit zu rechnen ist, dass der kommerzielle Handel zwischen ÜNB aus zwei Ländern erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Lastflüsse in einem ÜNB aus einem Drittland haben wird, werden die Engpassmanagementmethoden zwischen allen auf diese Weise betroffenen ÜNB durch ein gemeinsames Verfahren für das Engpassmanagement koordiniert. Die nationalen Regulierungsbehörden und die ÜNB gewährleisten, dass es nicht zu einer einseitigen Anwendung eines Engpassmanagementverfahrens kommt, das erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Stromflüsse in anderen Netzen hat.“ Unter Ziff. 3.5 der Leitlinien in Anhang I zur StromhandelZVO wird weiter konkretisiert, dass die Koordinierung alle Stufen des Engpassmanagements umfasst, auch den sicheren Netzbetrieb. In den Ziffern 10 ff. der Erwägungsgründe der CACM-VO wird ergänzend darauf hingewiesen, dass die Maßnahmen des Countertrading und Redispatching gemeinsame Aufgaben der betroffenen Übertragungsnetzbetreiber darstellen. Dies ist aber nicht dahingehend auszulegen, dass Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO alle beteiligten Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet. Vielmehr wird in Verbindung mit Art. 35 Abs. 2 CACM-VO deutlich, dass die Verantwortung nur den Übertragungsnetzbetreiber treffen soll, der die Leitung betreibt. Eine Verpflichtung der betroffenen anderen Übertragungsnetzbetreiber lässt sich nur insoweit ableiten, als sie an der Koordinierung mit dem verantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber mitwirken müssen. Vorliegend haben die Beteiligten das … Agreement geschlossen, welches auch Regelungen über den Umgang mit Netzengpässen beinhaltet. Der Vertrag stellt grundsätzlich ein Indiz für eine Koordinierung zur Begegnung der Engpässe dar. Im Ergebnis beinhaltet Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO ebenso wie Art. 16 Abs. 1 StromhandelZVO keinen Maßstab für das Verhalten der Beteiligten. Normadressat ist nur die Beschwerdeführerin in ihrer Eigenschaft als Übertragungsnetzbetreiberin (Senat, Beschluss v. 24.2.2016, VI-3 Kart 110/14 (V); BGH, Beschluss v. 7.3.2017, EnVR 21/16; siehe auch Pritzsche/Reimers, in: Säcker, Berliner Kommentar, 4. Aufl. 2018 Art. 3 StromhandelZVO Rn. 11) und Eigentümerin des A.. Hinzu kommt, dass die Parteien bzw. ihre Rechtsvorgänger in dem nach wie vor gültigen … Agreement eine Einschränkungsmöglichkeit der Kapazität vertraglich und damit freiwillig vereinbart haben. Eine Entschädigungsleistung für den Fall der Kapazitätsbeschränkung wurde nicht vorgesehen und entspricht der Regelung in Ziffer 5, nach der A. als Netznutzer auch keine Gebühren für den Netzanschluss zu zahlen hat. bb) Vor diesem Hintergrund kann es im Ergebnis dahinstehen, ob das Verhalten der Beteiligten dem Maßstab von Art. 16 Abs. 2 StromhandelZVO genügt. III. Für die von der Betroffenen beantragte Vorlage an den Gerichtshof der Europäischen Union, damit dieser über die Vereinbarkeit von Maßnahmen zur Vermeidung von Netzengpässen mit Art. 16 Abs. 3 StromhandelZVO und Art. 102 AEUV entscheiden kann, besteht kein Anlass. Eine Vorlagepflicht des Senats besteht nach Art. 267 Abs. 3 AEUV schon in formeller Hinsicht nicht, weil mit der – zugelassenen – Rechtsbeschwerde ein Rechtsmittel gegen die Entscheidung statthaft ist, der Senat demzufolge nicht letztinstanzlich entscheidet. Ungeachtet dessen besteht aber auch in der Sache kein vernünftiger Zweifel daran, dass die auf der Grundlage der nationalen gesetzlichen Vorschriften unter Berücksichtigung der in dem … Agreement getroffenen Vereinbarungen vorgenommenen Kapazitätsbeschränkungen mit den Vorschriften des Unionsrechts vereinbar sind. C. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens sowie die für eine zweckentsprechende Erledigung der Angelegenheit notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur sowie auch der Beteiligten als Antragsgegnerin des Verwaltungsverfahrens sind gemäß § 90 S. 2 EnWG der Beschwerdeführerin aufzuerlegen, da ihre Beschwerde keinen Erfolg hat. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 S. 1 EnWG. Angesichts der Erfolglosigkeit der Beschwerde, der aktiven Beteiligung der Beteiligten am Beschwerdeverfahren sowie ihres erheblichen Interesses am Verfahrensausgang entspricht es insbesondere vor dem Hintergrund der kontradiktorischen Ausgestaltung des Missbrauchsverfahrens der Billigkeit, der unterliegenden Beschwerdeführerin die Gerichtskosten sowie die außergerichtlichen Aufwendungen der Bundesnetzagentur und der Beteiligten aufzuerlegen. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO. Mit Schriftsatz vom 19.03.2018 hat die Beschwerdeführerin den ihr durch die Kapazitätsbeschränkungen entstandenen Schaden mit gerundet … Euro für das Jahr 2015, … Euro für 2016 und … Euro für 2017, insgesamt mit … Euro beziffert. Das ist indessen nicht ihr tatsächlicher Schaden, der aus der Rendite besteht, die der Beschwerdeführerin nach ihrem Vortrag entgangen ist. Die Rendite schätzt der Senat auf …% der Umsatzerlöse. Das sind ... Euro. Da es der Beschwerdeführerin in dem vorliegenden Verfahren um die Feststellung eines missbräuchlichen Verhaltens der Beteiligten geht, ist von diesem Wert ein Abschlag in Höhe von …% gerechtfertigt, der sich an dem Abschlag bei positiven Feststellungsklagen orientiert. Das ergibt … Mio. Euro. Der im Verwaltungsverfahren daneben verfolgte Antrag, die Beteiligte zur Entschädigung zukünftiger Kapazitätseinschränkungen zu verpflichten, erhöht den Streitwert nicht. D. Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG). Rechtsmittelbelehrung: Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Rechtsbeschwerde kann auch durch Übertragung eines elektronischen Dokuments an die elektronische Poststelle des Gerichts erhoben werden. Das elektronische Dokument muss für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet sein. Es muss mit einer qualifizierten elektronischen Signatur der verantwortenden Person versehen sein oder von der verantwortenden Person signiert und auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht werden. Die für die Übermittlung und Bearbeitung geeigneten technischen Rahmenbedingungen bestimmen sich nach näherer Maßgabe der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung) vom 24.11.2017 (BGBl. I, S. 3803). Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).