Bundesgerichtshof Beschluss, 07. Juni 2016 - EnVR 62/14

ECLI:ECLI:DE:BGH:2016:070616BENVR62.14.0
07.06.2016

Tenor

Die Rechtsbeschwerde gegen den Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 1. Oktober 2014 in der Fassung des Beschlusses vom 18. November 2014 wird zurückgewiesen.

Die Betroffene hat die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur zu tragen.

Der Wert für das Rechtsbeschwerdeverfahren wird auf 700.000 € festgesetzt.

Gründe

I.

1

Die Betroffene betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz in Baden-Württemberg. Sie wendet sich gegen die von der Bundesnetzagentur mit Beschluss vom 20. März 2013 (BK8-12/011; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de) getroffene Festlegung volatiler Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV zur Berücksichtigung von Verlust-energiekosten in der zweiten Regulierungsperiode, mit der für alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen im Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur Verlust-energiekosten als volatile Kosten eingestuft wurden. Die Festlegung regelt im Tenor unter anderem folgendes:

"1. Alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen im hier genannten Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur im Sinne des § 3 Nr. 3 EnWG werden ab der zweiten Regulierungsperiode, beginnend am 01.01.2014, verpflichtet, die Anpassung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen gemäß § 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV derart vorzunehmen, dass die Differenz der Verlustenergiekosten zwischen dem Basisjahr für die zweite Regulierungsperiode (VK0) und den ansatzfähigen Verlustenergiekosten, die sich aufgrund der vorgegebenen Berechnungsmethodik kalenderjährlich ergeben (VKt), als volatile Kosten berücksichtigt wird.

2. Die ansatzfähigen Verlustenergiekosten des jeweiligen Kalenderjahres ergeben sich aus dem Produkt des Referenzpreises und der ansatzfähigen Menge. Die Berechnung des Referenzpreises erfolgt anteilig gewichtet aus dem Baseload-Preis zu 76% und dem Peakload-Preis zu 24%. Der Baseload-Preis ergibt sich dabei als tagesgenauer (ungewichteter) Durchschnittspreis, aller im Zeitraum 01.07.t-2 bis 30.06.t-1 gehandelten Phelix-Year-Futures (Baseload) für das Lieferjahr t. Der Peakload-Preis ergibt sich als tagesgenauer (ungewichteter) Durchschnittspreis, aller im Zeitraum 01.07.t-2 bis 30.06.t-1 gehandelten Phelix-Year-Futures (Peakload) für das Lieferjahr t. Die ansatzfähige Menge entspricht dem im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannten Wert des Basisjahres 2011. Die ansatzfähige Menge wird für die Dauer der zweiten Regulierungsperiode festgesetzt. Eine jährliche Anpassung der ansatzfähigen Menge findet nicht statt."

2

Der Festlegung ging eine Konsultation voraus, in deren Rahmen die beteiligten Wirtschaftskreise Gelegenheit zur Stellungnahme hatten und die unter anderem dazu führte, dass die Gewichtung zwischen Baseload- und Peakload-Preisen geändert wurde.

3

Mit ihrer Beschwerde hat die Betroffene geltend gemacht, die Festlegung beruhe auf formellen und materiellen Rechtsfehlern. Sie begehrt, die Festlegung aufzuheben und die Bundesnetzagentur zum Erlass einer neuen Festlegung zu verpflichten, hilfsweise die Aufhebung der Festlegung. Das Beschwerdegericht hat die Beschwerde zurückgewiesen. Dagegen wendet sich die Betroffene mit der vom Beschwerdegericht zugelassenen Rechtsbeschwerde.

II.

4

Die Rechtsbeschwerde ist unbegründet.

5

1. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung (OLG Düsseldorf, RdE 2015, 90) im Wesentlichen wie folgt begründet:

6

Die von der Betroffenen in formeller Hinsicht gegen die Festlegung vorgebrachten Rügen hätten keinen Erfolg. Die Bundesnetzagentur habe den Beschluss ausreichend begründet. Insbesondere habe sie hinreichend deutlich erläutert, wie sie die Grundlagen der Referenzpreisbildung ermittelt und den Referenzpreis berechnet habe.

7

Entgegen der Auffassung der Betroffenen sei die Festlegung auch in der Sache rechtmäßig. Die Bundesnetzagentur habe die Festlegung zutreffend auf § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV gestützt. Diese Ermächtigung erlaube nicht nur Regelungen, die das Verfahren betreffen würden, sondern auch die Bestimmung der Voraussetzungen, ob und unter welchen Bedingungen bestimmte Kosten als volatil anzusehen seien. Bei der Festlegung der Vorgaben für die Ermittlung der ansatzfähigen Verlustenergiekosten stehe der Bundesnetzagentur ein Gestaltungsspielraum zu, der nur einer eingeschränkten gerichtlichen Kontrolle unterliege.

8

Vor diesem Hintergrund sei die festgelegte Berechnungsweise des Referenzpreises nicht zu beanstanden. Mit dem Durchschnittspreis aller innerhalb eines 12-Monats-Zeitraums gehandelten Phelix-Year-Futures werde die tatsächliche Preisentwicklung abgebildet. Das Verhältnis von Baseload- zu Peakload-Preisen sei ebenfalls anhand tatsächlicher Werte der von fast allen am Regelverfahren beteiligten Netzbetreibern mitgeteilten Daten ermittelt worden. Dies stelle eine ausreichend breite, sichere Datenbasis dar; die Auswertung der Daten aller Netzbetreiber sei nicht erforderlich. Es sei nicht ersichtlich, wie die Betroffene durch die gewählte Aufteilung von 76% zu 24% strukturell benachteiligt sein sollte. Soweit sie vortrage, der Peakload-Anteil müsse 40% betragen, habe sie dazu keine überprüfbaren Gründe vorgetragen. Die Bundesnetzagentur habe eine sachgerechte Ausreißerkontrolle vorgenommen und das Ergebnis plausibilisiert. Sie habe ausreichend erläutert, wie sie den Referenzpreis ermittelt habe. Zu einer Benennung der beteiligten Unternehmen sei sie zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen nicht verpflichtet. Eine Auswertung der Daten der am vereinfachten Verfahren teilnehmenden Netzbetreiber sei entbehrlich; § 24 ARegV verdeutliche, dass für die kleineren Netzbetreiber aus Gründen der Verwaltungsvereinfachung gesonderte Regeln gälten, die nur bedingt mit dem Regelverfahren vergleichbar seien. Davon abgesehen sei die Festsetzung eines einheitlichen Preises für alle Netzbetreiber zutreffend, weil in einem freien, nicht regulierten Markt Wettbewerber sich gegebenenfalls mit größeren oder effizienter arbeitenden Unternehmen messen lassen müssten. Um den Wettbewerb zu intensivieren, sei im Übrigen das Ausschreibungsvolumen je Los auf 50.000 MWh beschränkt, so dass größere Netzbetreiber keine "Einzelpakete" mit größeren Volumina bilden und hieraus Preisvorteile erzielen könnten. Aufgrund dessen habe auch von einem Sicherheitszuschlag auf den ermittelten Referenzpreis abgesehen werden können.

9

Bei der Bestimmung eines Referenzpreises handele es sich weder um ein unzulässiges Benchmarking noch stehe die Regelung im Widerspruch zum Effizienzvergleich. Die Vorschriften der § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV erlaubten es, neben den durch den Effizienzvergleich gemachten Vorgaben weitere Anreize zur Kostensenkung zu setzen und so Ineffizienzen abzubauen. Da der Referenzpreis anhand der tatsächlichen Kosten eines durchschnittlich effizienten Netzbetreibers ermittelt werde, handele es sich dabei um den "üblichen Preis" für Verlustenergie, so dass nicht im Rahmen eines Benchmarks "die Besten" und nur auf dieser Basis die anzuerkennenden Kosten ermittelt würden. Ein Netzbetreiber habe verschiedene Möglichkeiten, um auf die Verlustenergiekosten Einfluss zu nehmen, wie etwa durch die Wahl von Ausschreibungszeitpunkten und -zeiträumen oder - was die Festlegung der Bundesnetzagentur hinsichtlich des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie vom 21. Oktober 2008 (BK6-08-006) zulasse - durch die Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften.

10

Im Rahmen ihres Regulierungsermessens habe die Bundesnetzagentur in nicht zu beanstandender Weise auch die Berechnung der Verlustenergiemenge bestimmt. Sie sei nicht verpflichtet, neben der Preiskomponente auch die Mengenkomponente jährlich anpassbar auszugestalten. Vielmehr lasse ihr § 11 Abs. 5 ARegV insoweit einen Gestaltungsspielraum. Während die Energiepreise erheblichen Schwankungen unterworfen seien, sei dies bei der Menge - was der Verlustenergieverbrauch der Betroffenen zeige - nicht der Fall. Deren Behauptung, die Verlustenergiemenge erhöhe sich durch die vermehrte dezentrale Einspeisung, sei nicht überprüfbar. Ganz im Gegenteil habe die Bundesnetzagentur im Rahmen einer eigenen Untersuchung einen solchen Zusammenhang nicht festgestellt. Dagegen spreche auch die Entwicklung der Verlustenergiemenge bei der Betroffenen.

11

2. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Nachprüfung stand.

12

a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass die Festlegung von der Ermächtigungsgrundlage des § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV gedeckt ist.

13

aa) Nach § 29 Abs. 1 EnWG kann die Regulierungsbehörde unter anderem Entscheidungen über die Bedingungen und Methoden für den Netzzugang nach den in § 24 EnWG genannten Rechtsverordnungen durch Festlegung gegenüber den Netzbetreibern treffen. Dazu gehört nach § 24 Satz 1 Nr. 1 EnWG die Festlegung der Bedingungen für den Netzzugang einschließlich der Beschaffung und Erbringung von Ausgleichsleistungen oder Methoden zur Bestimmung dieser Bedingungen sowie Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Dies schließt insbesondere die Vorschrift des § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG ein, wonach die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung gebildet werden, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen. Gemäß § 21a Abs. 1 EnWG können die Netzzugangsentgelte abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 EnWG auch durch eine Methode bestimmt werden, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt.

14

bb) Diese Vorgaben hält § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV ein. Danach kann die Regulierungsbehörde zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs Entscheidungen zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Abs. 5 ARegV, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen für die Anerkennung von Kostenanteilen als volatil treffen. Dies betrifft die Bedingungen und Methoden für den Netzzugang unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben und füllt damit § 29 Abs. 1 EnWG aus.

15

cc) Die streitgegenständliche Festlegung hält sich im von § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV vorgegebenen Rahmen. Die Vorschrift erlaubt allgemein die Bestimmung der Voraussetzungen, ob und unter welchen Bedingungen bestimmte Kosten als volatil anzusehen sind. Anders als die Rechtsbeschwerde meint, erlaubt die Ermächtigungsnorm nicht nur Regelungen, die das Verfahren betreffen. Dagegen spricht bereits der Wortlaut der Vorschrift ("insbesondere"). Eine weite Auslegung entspricht zudem dem Willen des Verordnungsgebers, Netzbetriebskosten, die jährlich starken Schwankungen unterliegen können (wie z. B. Treibenergie- und Verlustenergiekosten) und regelmäßig beschafft werden, einerseits jährlich anpassen zu können, andererseits aber dem Effizienzgedanken der Anreizregulierung auch für deren Beschaffung Geltung zu verschaffen (vgl. BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17). Aufgrund dessen stellt § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV - entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde - eine ausreichende Ermächtigungsgrundlage dafür dar, dass mit der Festlegung Anreize zu einem effizienten Verhalten der Netzbetreiber bei der Beschaffung von Verlustenergie gesetzt werden. Dies beinhaltet sowohl Regelungen zur Ermittlung eines Referenzpreises als auch zur anzuerkennenden Verlustenergiemenge.

16

dd) Von der Ermächtigungsgrundlage gedeckt ist auch die weitere Annahme des Beschwerdegerichts, dass der Bundesnetzagentur bei der Festlegung der Verlustenergiekosten als volatile Kosten und der näheren Ausgestaltung der Berechnungsmethode ein Entscheidungsspielraum zuzubilligen ist.

17

(1) Die Voraussetzungen für die Festlegung von Verlustenergiekosten als volatile Kostenanteile und das Verfahren zur Ermittlung der Höhe dieser Kosten sind durch Gesetz und Verordnung nur rudimentär vorgegeben. Der mit der Beantwortung dieser Fragen betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Frage des Ob und des Wie ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (vgl. dazu Senatsbeschlüsse vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 10 ff. - Stadtwerke Konstanz GmbH [für den nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleich], vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 12 ff. - Stromnetz Berlin GmbH [für die Bestimmung des Qualitätselements nach §§ 19, 20 ARegV] und vom 27. Januar 2015 - EnVR 39/13, EnWZ 2015, 273 Rn. 16 ff. - Thyssengas GmbH [für die Bemessung des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse gemäß § 7 Abs. 5 GasNEV]).

18

Nach § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG erfolgt die Anreizregulierung durch Vorgabe von Obergrenzen für die Höhe der Netzzugangsentgelte oder für die Gesamterlöse aus Netzzugangsentgelten, die innerhalb einer Regulierungsperiode erzielt werden dürfen. Hierbei sind Effizienzvorgaben zu berücksichtigen. Weitere materiell-rechtliche Vorgaben überlässt § 21a Abs. 6 EnWG einer Rechtsverordnung, die die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung und ihre Durchführung regeln (§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG). Diese Verordnungsermächtigung wird durch die Anreizregulierungsverordnung ausgefüllt. Sie enthält in § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV in der seit dem 9. September 2010 geltenden Fassung (BGBl. I S. 1261, 1282) die Befugnis der Regulierungsbehörde zur Festlegung einzelner beeinflussbarer oder vorübergehend nicht beeinflussbarer Kostenanteile als volatile Kostenanteile, wenn deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann.

19

Sachlicher Grund für diese Regelung ist der Umstand, dass eine hohe Volatilität eines einzelnen Kostenanteils zu einer erheblichen wirtschaftlichen Mehrbelastung des betreffenden Netzbetreibers führen kann, die von ihm - wenn er nicht die Möglichkeit zu einer Anpassung der Erlösobergrenze hätte - zu tragen wäre, obwohl die tatsächliche Höhe der Kosten überwiegend nicht seinem Einflussbereich unterliegt; dies kann die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs verringern (vgl. BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17). Außerdem bestimmt § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden dürfen. Damit soll gewährleisten werden, dass der Effizienzgedanke der Anreizregulierung auch für volatile Kostenanteile unverändert gilt (vgl. BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17).

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(2) Die Anreizregulierungsverordnung beschränkt in § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV lediglich die Befugnis zur Anerkennung beeinflussbarer oder vorübergehend nicht beeinflussbarer Kostenanteile als volatile Kostenanteile auf solche Kostenanteile, die eine - nicht näher bestimmte - Erheblichkeitsschwelle überschreiten, und nennt als Beispiel für solche Kostenanteile die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, ohne diese - anders als die Kosten für die Beschaffung von Treibenergie in Satz 1 - im Verordnungswege als volatile Kostenanteile einzuordnen. Hinsichtlich einer Konkretisierung der Erheblichkeitsschwelle und des Erfordernisses weiterer Voraussetzungen für die Anerkennung von Kostenanteilen als volatil wie auch in Bezug auf die nähere Ausgestaltung und das Verfahren zur Ermittlung der Höhe solcher Kostenanteile einschließlich eines Mechanismus zur Schaffung von Anreizen effizienten Handelns verbleiben erhebliche Spielräume, deren Ausfüllung der Gesetz- und Verordnungsgeber der Regulierungsbehörde überlassen hat (vgl. BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17).

21

ee) Der in § 21a Abs. 2 EnWG vorgegebene und in § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV näher ausgestaltete Spielraum der Regulierungsbehörde ist von Verfassungs wegen nicht zu beanstanden.

22

Der Gesetzgeber darf zwar eine wesentliche Entscheidung nicht dem Verordnungsgeber oder einer Verwaltungsbehörde überlassen. Dies ist aber bei der Festlegung von einzelnen Kostenanteilen als volatil und des Verfahrens zur Ermittlung ihrer Höhe nicht der Fall. Diese Fragen können nicht im Vorhinein in allen Details festgelegt werden. Die Volatilität von Kostenanteilen und deren Ermittlung hängt von einer Vielzahl von Faktoren ab, die sowohl für sich gesehen als auch in ihrem Verhältnis zueinander ständiger Änderung unterliegen. Bei dieser Ausgangslage kann und muss der Gesetzgeber lediglich die Ziele definieren, an denen sich die Bewertung und gegebenenfalls Quantifizierung einzelner Faktoren, die - wie hier - in die Ermittlung der Verlustenergiekosten einfließen oder einfließen können, zu orientieren hat. Dieser Anforderung wird die Regelung in § 21a Abs. 2 EnWG, die durch die allgemeinen Zielvorgaben in § 1 EnWG ergänzt wird, gerecht.

23

ff) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde folgt aus § 21 Abs. 2 Satz 1, § 21a Abs. 2 Satz 2, Abs. 4 Satz 4 EnWG nicht das zwingende Erfordernis, für unterschiedliche Gruppen jeweils strukturell vergleichbarer Netzbetreiber inhaltlich unterschiedliche Vorgaben zu machen. Eine solche Gruppenbildung ist in diesen Vorschriften nur als Möglichkeit vorgesehen und kann allenfalls im Einzelfall von Rechts wegen notwendig sein, wenn sie zur Erreichung der mit der Anreizregulierung verfolgten Ziele geeignet und erforderlich ist. Dabei sind allerdings auch die berechtigten Interessen der Netznutzer und die in § 1 EnWG normierten Ziele einer möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität in den Blick zu nehmen.

24

b) Die Maßstäbe, die das Beschwerdegericht zur Überprüfung der angefochtenen Festlegung herangezogen hat, sind rechtlich nicht zu beanstanden.

25

aa) Die der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräume kommen hinsichtlich einiger Aspekte einem Beurteilungsspielraum (wie z.B. die Erheblichkeitsschwelle des § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV), hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleich (wie z.B. die Ermittlung des Referenzpreises und die Wechselwirkung mit der Festlegung der Verlustenergiemenge). Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Sie beschränkt sich auf die Überprüfung, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; vgl. Senatsbeschlüsse vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 27 - Stadtwerke Konstanz GmbH und vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 25 - Stromnetz Berlin GmbH, jeweils mwN).

26

bb) Soweit die Entscheidung der Regulierungsbehörde der gerichtlichen Nachprüfung unterliegt, ist im Rechtsbeschwerdeverfahren nicht derselbe Prüfungsmaßstab anzulegen wie in der Beschwerdeinstanz. Vielmehr obliegt die Überprüfung, ob das methodische Vorgehen der Regulierungsbehörde nach den dargelegten Kriterien zu beanstanden ist, in erster Linie dem Tatrichter (vgl. Senatsbeschluss vom 27. Januar 2015 - EnVR 39/13, EnWZ 2015, 273 Rn. 27 f. - Thyssengas GmbH). Denn ihr Ergebnis hängt im Wesentlichen von den Tatsachen ab, aus denen sich Schlussfolgerungen im Hinblick auf Vor-und Nachteile unterschiedlicher in Betracht kommender methodischer Vorgehensweisen ziehen lassen. Diese Schlussfolgerungen sind zwar zum Teil rechtlicher Natur. Die hierfür anzustellenden Erwägungen sind mit der Feststellung der dafür maßgeblichen Tatsachen jedoch so eng verwoben, dass auch sie im Wesentlichen dem Bereich der tatrichterlichen Würdigung zuzuordnen sind. Die Entscheidung des Tatrichters kann deshalb in der Rechtsbeschwerdeinstanz nur eingeschränkt dahingehend überprüft werden, ob er erhebliches Vorbringen der Beteiligten unberücksichtigt gelassen, wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Betracht gelassen oder offenkundig fehlgewichtet oder der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung sonst unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt hat (vgl. Senatsbeschluss aaO Rn. 28 - Thyssengas GmbH).

27

c) Nach diesen Maßgaben ist es nicht zu beanstanden, dass das Beschwerdegericht die Festlegung in materiell-rechtlicher Hinsicht für rechtmäßig gehalten hat.

28

aa) Die Rechtsbeschwerde zieht zu Recht nicht in Zweifel, dass die Festlegung der Verlustenergiekosten als volatile Kostenanteile rechtmäßig ist. Hierdurch lassen sich die Verlustenergiekosten an die tatsächlichen Beschaffungskosten anpassen und zugleich Anreize für eine effiziente Beschaffung setzen. Letzteres ist von § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG gedeckt, wonach Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen sind. Bei den Verlustenergiekosten handelt es sich um solche Kostenanteile. Die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie können vom Netzbetreiber in verschiedener Weise beeinflusst werden. Dies gilt vor allem für das Verfahren zu ihrer Beschaffung, aber auch für technische Maßnahmen zur Verringerung der Verlustmenge. Dass die Kosten durch solche Maßnahmen nur geringfügig beeinflusst werden können, im Wesentlichen aber der für den einzelnen Netzbetreiber nicht beeinflussbare Marktpreis vorgegeben ist, steht dieser Beurteilung nicht entgegen (Senatsbeschluss vom 28. Juni 2011 - EnVR 48/10, RdE 2011, 308 Rn. 77 - EnBW Regional AG). Die Volatilität der Beschaffungskosten steht außer Frage (vgl. Senatsbeschluss vom 28. Juni 2011, aaO Rn. 75).

29

bb) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht rechts- und verfahrensfehlerfrei angenommen, dass die Bundesnetzagentur die Gewichtungsanteile der Preiskomponente sachgerecht ermittelt hat, indem sie hierfür lediglich die vorhandenen Daten der "großen" Netzbetreiber herangezogen hat. Die in der Festlegung bestimmte Bildung des Referenzpreises für die Verlustenergiebeschaffung ist aus Rechtsgründen ebenfalls nicht zu beanstanden.

30

Die streitgegenständliche Festlegung richtet sich an die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die - wie die Betroffene - nach § 54 Abs. 1 EnWG in den originären Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur fallen, weil an ihr Netz mindestens 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Dass die erhobene Datenbasis (98 von insgesamt 109 Netzbetreibern) nicht ausreichend groß sein soll, ist bereits im Ansatz nicht nachvollziehbar. Dagegen bringt die Rechtsbeschwerde nichts Substantielles vor. Dies gilt insbesondere für ihren Einwand, die der Festlegung unterfallenden Netzbetreiber seien strukturell nicht vergleichbar.

31

(1) Der Referenzpreis der Festlegung richtet sich an den Preisen des Börsenhandels aus, so dass die Marktdaten von einer potenziell großen Anzahl von Marktteilnehmern berücksichtigt werden. Der Preisbildung sind alle Marktteilnehmer unabhängig von ihrer Größe unterworfen. Durch den Ansatz von durchschnittlichen Preisen über den Zeitraum eines Jahres lassen sich die Preisschwankungen an der Energiebörse sachgerecht abbilden und ausmitteln. Mit der Maßgeblichkeit von Börsenergebnissen orientiert sich der Referenzpreis am Konzept eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs im Sinne des § 1 Abs. 2 EnWG, sofern die Marktpreise - wozu es zu den Börsendaten der EEX keinen Anhalt gibt - nicht Ausdruck systematischer Verzerrungen oder von Marktmissbrauch sind. Da der Handel an der EEX anonym abgewickelt wird, sind durch Ungleichbehandlung der Marktteilnehmer entstehende Verzerrungen praktisch ausgeschlossen (vgl. Lismann, Effizienzanforderungen in den Festlegungen einer wirksamen Verfahrensregulierung nach § 11 Abs. 2 S. 2-4 ARegV, 2015, S. 98 f.).

32

Durch den Ansatz eines jährlichen Durchschnittspreises fordert die Festlegung von den Netzbetreibern auch nicht das ökonomisch Bestmögliche im Sinne einer absoluten Effizienz. Die Netzbetreiber sollen den Beschaffungsvorgang so effizient gestalten und ihre Netze so strukturieren, dass sich ihre durchschnittlichen Einkaufspreise im Rahmen der durchschnittlichen Börsenpreise bewegen (vgl. Lismann, aaO, S. 105). Allerdings trifft den einzelnen Netzbetreiber das Risiko der punktuellen Beschaffung, das "große" Netzbetreiber im Gegensatz zu kleineren Netzbetreibern durch die Wahl möglichst vieler Beschaffungszeitpunkte in einem gewissen Maß nivellieren können, während dies "kleineren" Netzbetreibern nur eingeschränkt, immerhin aber über die gesamte Regulierungsperiode hinweg durchaus möglich ist. Darüber hinaus können "kleinere" Netzbetreiber das Prognoserisiko - was die Festlegung der Bundesnetzagentur hinsichtlich des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie vom 21. Oktober 2008 (BK6-08-006) zulässt und die Rechtsbeschwerde in Bezug auf die Westnetz GmbH selbst vorträgt - durch die Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften verkleinern.

33

Aufgrund dessen ist auch - entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde - ein Sicherheitsaufschlag auf den Referenzpreis nicht zu rechtfertigen. Die Rechtsbeschwerde beruft sich in diesem Zusammenhang zu Unrecht auf die Senatsentscheidung vom 28. Juni 2005 (KVR 17/04, BGHZ 163, 282, 292 ff. - Stadtwerke Mainz), wonach zur Ermittlung des wettbewerbsanalogen Preises der Preis eines wesentlich größeren Vergleichsunternehmens nur dann herangezogen werden kann, wenn er durch Mengengewichtung, unter Berücksichtigung der effektiven Kosten des Vergleichsunternehmens sowie zusätzlicher Zu- und Abschläge für weitere strukturelle Unterschiede des Vergleichsunternehmens ermittelt wird. Diese Entscheidung hatte eine Preismissbrauchskontrolle zum Gegenstand, bei der es unter anderem darum ging, wie bei der Ermittlung des wettbewerbsanalogen Preises die Unsicherheiten einer schmalen Vergleichsbasis in Form des von der Kartellbehörde herangezogenen Vergleichspreises eines einzigen anderen Netzbetreibers auszugleichen sind. Eine solche Fallgestaltung liegt hier ersichtlich nicht vor. Der in der Festlegung bestimmte Referenzpreis beruht auf den Marktdaten von einer potenziell großen Anzahl von Marktteilnehmern.

34

(2) Ohne Erfolg wendet sich die Rechtsbeschwerde auch gegen die Annahme des Beschwerdegerichts, dass die Bundesnetzagentur das Verhältnis von Baseload- zu Peakload-Preisen lediglich anhand der tatsächlichen Werte der von fast allen am Regelverfahren beteiligten Netzbetreibern mitgeteilten Daten ermitteln durfte, ohne die Daten weiterer Netzbetreiber untersuchen zu müssen. Dies begegnet keinen rechtlichen Bedenken.

35

Das Beschwerdegericht ist rechts- und verfahrensfehlerfrei davon ausgegangen, dass das Verfahren der Bundesnetzagentur zur Bestimmung der Gewichtungsanteile der Preiskomponente nicht zu beanstanden ist. In dem Konsultationsverfahren hat die Bundesnetzagentur zunächst ein Base-Peak-Verhältnis von 80% zu 20% vorgeschlagen. Nachdem unter anderem der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft zur Erreichbarkeit einer Kostendeckung ein Verhältnis von 70% zu 30% und der Verband kommunaler Unternehmen e.V. eine Anhebung des Peak-Anteils auf 30-40% gefordert haben, hat die Bundesnetzagentur die bei ihr vorhandenen Daten von 98 Netzbetreibern ausgewertet und nach Eliminierung von Ausreißern das Base-Peak-Verhältnis auf 76% zu 24% ermittelt und entsprechend festgelegt. Dagegen ist nichts zu erinnern. Wie bereits ausgeführt ist die Datengrundlage für die streitgegenständliche Festlegung ausreichend breit.

36

Die Rechtsbeschwerde zeigt keinen Vortrag auf, dem das Beschwerdegericht hätte entnehmen müssen, dass das von der Bundesnetzagentur festgelegte Verhältnis zwischen Baseload- und Peakload-Preisen aus methodischer Sicht unvertretbar wäre. Soweit sie behauptet, der Peak-Anteil hätte mindestens 40%, jedenfalls mehr als 24% betragen müssen, hat sie dafür nichts Substantielles vorgebracht. Zu ihren eigenen tatsächlichen Verhältnissen hat die Betroffene nichts vorgetragen. Auch dafür, dass für "kleinere" Netzbetreiber ein anderes als das von der Bundesnetzagentur festgelegte Verhältnis der Wirklichkeit besser gerecht würde, ist nichts ersichtlich. Die im Rahmen der Konsultation erhobene Forderung eines Verhältnisses von (mindestens) 70% zu 30% ist nicht näher begründet worden, sondern diente - wie etwa die Stellungnahme des Verbands kommunaler Unternehmen e.V. im Rahmen des Konsultationsverfahrens zeigt ("Alternativ wäre auch ein Dienstleistungsaufschlag i.H.v. etwa 2€/MWh denkbar.") und was auch die Rechtsbeschwerde geltend macht - vor allem dazu, einen Sicherheitszuschlag zu erreichen (vgl. OLG Schleswig, Beschluss vom 2. Oktober 2014 - 16 Kart 3/13, juris Rn. 74). Ein solcher ist jedoch - wie bereits ausgeführt - nicht geboten.

37

Aufgrund dessen ist es auch nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetz-agentur in der streitgegenständlichen Festlegung nicht die in § 21 Abs. 2 Satz 1, § 21a Abs. 2 Satz 2, Abs. 4 Satz 4 EnWG als Möglichkeit vorgesehene Gruppenbildung vorgenommen hat.

38

cc) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht rechtsfehlerfrei die Festlegung der anzuerkennenden Verlustenergiemenge auf den im Ausgangsniveau für die zweite Regulierungsperiode anerkannten Wert nicht beanstandet.

39

Wie bereits oben ausgeführt worden ist, ist die Bundesnetzagentur nach § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV befugt, auch hinsichtlich der Verlust-energiemenge regulatorische Vorgaben zu machen. Die Maßgeblichkeit des Basisjahrs begegnet - wie sich bereits aus § 6 Abs. 1 Satz 3 und 4 ARegV ergibt - keinen rechtlichen Bedenken. Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts bewegt sich der Verlustenergieverbrauch der Betroffenen seit 2010 in einer geringen Schwankungsbreite, so dass auch in tatsächlicher Hinsicht die Festlegung nicht zu beanstanden ist. Durch das Zusammenspiel mit dem Referenzpreis ist die Fixierung der Verlustmenge auf das Basisjahr sachlich begründet. Dadurch wird ein zusätzlicher Anreiz geschaffen, die Menge der Verlustenergie zu senken. Zugleich wird der einzelne Netzbetreiber in die Lage versetzt, etwaige Überschreitungen des Referenzpreises auszugleichen.

40

Soweit die Rechtsbeschwerde rügt, die Fixierung der Verlustenergiemenge auf das Basisjahr führe bei der Betroffenen zu einer Unterdeckung der Verlustenergiekosten, verkennt sie, dass dies maßgeblich auf der in ihrem Fall anerkannten konkreten Verlustenergiemenge von 46.116 MWh beruht. Deren Bestimmung ist jedoch nicht Gegenstand der angefochtenen Festlegung.

41

d) Schließlich hat das Beschwerdegericht entgegen den Angriffen der Rechtsbeschwerde rechtsfehlerfrei angenommen, dass die angefochtene Festlegung nicht an einem Begründungsmangel leidet.

42

aa) Nach der Rechtsprechung des Senats unterliegt die Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung eines Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie es das Bundesverwaltungsgericht bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen angenommen hat (BVerwG, NVwZ 2014, 589 Rn. 34 ff.), ist bei einem derartigen Entscheidungsspielraum die eigentliche Bewertung der Behörde auch darauf nachzuprüfen, ob sie im Hinblick auf die Kriterien, die in der Rechtsnorm ausdrücklich hervorgehoben oder in ihr angelegt sind, ihre Festlegung plausibel und erschöpfend begründet hat. Dies folgt aus der Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes gemäß Art. 19 Abs. 4 GG. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen, die angesichts des ohnehin eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (Senatsbeschluss vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 29 - Stromnetz Berlin GmbH).

43

Aufgrund dessen muss der Begründung der Entscheidung zu entnehmen sein, dass die Regulierungsbehörde die in Betracht kommenden Maßgaben für die Festlegung von Verlustenergiekosten als volatile Kostenanteile und von Anreizen zur Gewährleistung dessen, dass solche Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, abgewogen und geprüft hat, welche dem Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen am ehesten gerecht werden. Sodann muss die Behörde unter Bewertung der unterschiedlichen Belange im Einzelnen darlegen, dass und warum ihrer Ansicht nach im Ergebnis Überwiegendes für die gewählte Verfahrensweise spricht.

44

bb) Nach diesen Maßgaben liegt kein Begründungsmangel vor.

45

Ohne Erfolg beanstandet die Rechtsbeschwerde, der angefochtenen Festlegung lasse sich nicht entnehmen, weshalb die Bundesnetzagentur die Daten von nur "großen" Netzbetreibern als geeignete repräsentative Grundlage für die Ermittlung der Gewichtungsanteile angesehen und sie insbesondere die Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens außer Acht gelassen hat. Diese Rüge geht bereits deshalb fehl, weil sich die streitgegenständliche Festlegung nur an diejenigen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen richtet, die nach § 54 Abs. 1 EnWG in den originären Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur fallen. Dazu gehören die Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens nicht. Im Übrigen hat die Bundesnetzagentur die Herleitung des Gewichtungsanteils nachvollziehbar begründet. Es lässt sich daraus hinreichend deutlich entnehmen, dass die Bundesnetzagentur die maßgeblichen Gesichtspunkte in der gebotenen Weise gewürdigt hat und das von ihr rechnerisch ermittelte Ergebnis insgesamt für angemessen hält. Dass die Datensätze nicht veröffentlicht worden sind und deshalb der Gewichtungsanteil nicht nachgerechnet werden kann, stellt keinen Begründungsmangel dar, sondern betrifft lediglich die - von der Rechtsbeschwerde nicht aufgeworfene - Frage nach der Offenlegung der Daten (vgl. dazu Senatsbeschlüsse vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 91 ff. - Stadtwerke Konstanz GmbH und vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 34 ff. - Stromnetz Berlin GmbH).

46

Dagegen begegnet die Auffassung des Beschwerdegerichts, eine fehlende Begründung könne in entsprechender Anwendung des § 45 Abs. 2 VwVfG im gerichtlichen Beschwerdeverfahren nachgeholt werden, rechtlichen Bedenken, weil die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu beschränken ist, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat (vgl. Senatsbeschluss vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 29 - Stromnetz Berlin GmbH). Darauf kann sich die Rechtsbeschwerde indes nicht mit Erfolg berufen, weil das Beschwerdegericht seine Entscheidung nicht auf eine solche nachgeholte Begründung gestützt hat.

III.

47

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

Limperg                            Raum                       Kirchhoff

                  Grüneberg                      Bacher

Referenzen - Gesetze

Bundesgerichtshof Beschluss, 07. Juni 2016 - EnVR 62/14 zitiert 15 §§.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 45 Heilung von Verfahrens- und Formfehlern


(1) Eine Verletzung von Verfahrens- oder Formvorschriften, die nicht den Verwaltungsakt nach § 44 nichtig macht, ist unbeachtlich, wenn 1. der für den Erlass des Verwaltungsaktes erforderliche Antrag nachträglich gestellt wird;2. die erforderliche Be

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(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetz

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(1) Netzbetreiber, an deren Gasverteilernetz weniger als 15 000 Kunden oder an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 30 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, können bezüglich des jeweiligen Netzes statt des Effizienzverglei

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 20 Bestimmung des Qualitätselements


(1) Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit nach § 19 sind insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 19 Qualitätselement in der Regulierungsformel


(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach M

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 19


(1) Soweit nach diesem Grundgesetz ein Grundrecht durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes eingeschränkt werden kann, muß das Gesetz allgemein und nicht nur für den Einzelfall gelten. Außerdem muß das Gesetz das Grundrecht unter Angabe des Artikels

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 12 Effizienzvergleich


(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 jeweils einen bundeswe

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 11 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile


(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile. (2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus 1. gesetzliche

Gasnetzentgeltverordnung - GasNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung


(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt si

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 6 Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze und des Kapitalkostenabzugs


(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltveror

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 4 Erlösobergrenzen


(1) Die Erlösobergrenzen werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 17, 19, 22 und 24 bestimmt. (2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regul

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Referenzen

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Die Erlösobergrenzen werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 17, 19, 22 und 24 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3; abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 18 ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5; abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 oder § 10a;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 31. Dezember des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des übernächsten Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Satz 1 ist auf den Zu- oder Abschlag nach § 17, der im auf das Geltungsjahr folgenden Kalenderjahr ermittelt wird, entsprechend anzuwenden. Die Anpassungen nach den Sätzen 1 und 2 erfolgen höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen gemäß § 5 Absatz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Absatz 2 der Gasnetzentgeltverordnung. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2 sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4)(weggefallen)

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Netzbetreiber, an deren Gasverteilernetz weniger als 15 000 Kunden oder an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 30 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, können bezüglich des jeweiligen Netzes statt des Effizienzvergleichs zur Ermittlung von Effizienzwerten nach den §§ 12 bis 14 die Teilnahme an dem vereinfachten Verfahren nach Maßgabe des Absatzes 2 wählen.

(2) Für die Teilnehmer am vereinfachten Verfahren beträgt der Effizienzwert in der ersten Regulierungsperiode 87,5 Prozent. Ab der zweiten Regulierungsperiode wird der Effizienzwert als gewichteter durchschnittlicher Wert aller in dem bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12, 13 und 14 für die vorangegangene Regulierungsperiode ermittelten und nach § 15 Absatz 1 bereinigten Effizienzwerte (gemittelter Effizienzwert) gebildet. Im vereinfachten Verfahren gelten 5 Prozent der nach § 14 Absatz 1 Nr. 1 ermittelten Gesamtkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 3, 5 bis 7, 8b bis 16 und Satz 2 bis 4. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten bleiben die Konzessionsabgabe und der Zuschlag aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unberücksichtigt. Die Bundesnetzagentur übermittelt den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach Satz 2 ermittelten Werte. Die Landesregulierungsbehörden ermitteln einen gemittelten Effizienzwert nach Maßgabe des Satzes 2, soweit sie nicht die von der Bundesnetzagentur ermittelten Werte verwenden.

(3) § 4 Absatz 3 Satz 1 Nr. 2 mit Ausnahme von § 4 Absatz 3 Satz 1 Nr. 2 in Verbindung mit § 11 Absatz 2 Satz 1 Nr. 4, 5 und 8, § 15 Absatz 1 und 2 sowie die §§ 19, 21 und § 23 Absatz 6 finden im vereinfachten Verfahren keine Anwendung.

(4) Netzbetreiber, die an dem vereinfachten Verfahren teilnehmen wollen, haben dies bei der Regulierungsbehörde jeweils bis zum 31. März des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres zu beantragen; abweichend hiervon ist der Antrag für die erste Regulierungsperiode zum 15. Dezember 2007 zu stellen. Der Antrag nach Satz 1 muss die notwendigen Angaben zum Vorliegen der Voraussetzungen des Absatzes 1 enthalten. Die Regulierungsbehörde genehmigt die Teilnahme am vereinfachten Verfahren innerhalb von vier Wochen nach Eingang des vollständigen Antrags, wenn die Voraussetzungen des Absatzes 1 vorliegen. Der Netzbetreiber ist an das gewählte Verfahren für die Dauer einer Regulierungsperiode gebunden. Die Regulierungsbehörde veröffentlicht den von ihr nach Absatz 2 ermittelten gemittelten Effizienzwert spätestens zum 1. Januar des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres. Die Bundesnetzagentur ist über die Entscheidung über den Antrag durch die Landesregulierungsbehörde zu unterrichten.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

10
1. Die Ausgestaltung des nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleichs ist durch Gesetz und Verordnung nicht in allen Details punktgenau vorgegeben. Der mit der Durchführung des Effizienzvergleichs betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden vielmehr ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum , in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt.

(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Bei der Ausgestaltung der in Anlage 3 aufgeführten Methoden durch die Bundesnetzagentur sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören. Ergeben sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträgliche Änderungen in dem nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelten Ausgangsniveau, so bleibt der Effizienzvergleich von diesen nachträglichen Änderungen unberührt.

(2) Der Effizienzwert ist als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen.

(3) Weichen die im Effizienzvergleich mit den nach Anlage 3 zugelassenen Methoden ermittelten Effizienzwerte eines Netzbetreibers voneinander ab, so ist der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(4) Hat der Effizienzvergleich für einen Netzbetreiber einen Effizienzwert von weniger als 60 Prozent ergeben, so ist der Effizienzwert mit 60 Prozent anzusetzen. Satz 1 gilt auch, wenn für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte ermittelt werden konnten, weil diese ihren Mitwirkungspflichten zur Mitteilung von Daten nicht nachgekommen sind.

(4a) Zusätzlich werden Effizienzvergleiche durchgeführt, bei denen der Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 für alle Netzbetreiber durch den Aufwandsparameter ersetzt wird, der sich ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2 ergibt. Die nach § 13 Abs. 3 und 4 ermittelten Vergleichsparameter bleiben unverändert. Weicht der so ermittelte Effizienzwert von dem nach Absatz 1 ermittelten Effizienzwert ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(5) Die Bundesnetzagentur übermittelt bis zum 1. Juli des Kalenderjahres vor Beginn der Regulierungsperiode den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach den Absätzen 1 bis 3 ermittelten Effizienzwerte sowie die nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 ermittelten Supereffizienzwerte für die nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in die Zuständigkeit der jeweiligen Behörde fallenden Netzbetreiber. Die Mitteilung hat die Ausgangsdaten nach den §§ 13 und 14, die einzelnen Rechenschritte und die jeweiligen Ergebnisse der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden zu enthalten. Soweit für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte aus dem bundesweiten Effizienzvergleich ermittelt werden konnten, teilt die Bundesnetzagentur dies den Landesregulierungsbehörden begründet mit.

(6) Die Landesregulierungsbehörden führen zur Bestimmung von Effizienzwerten einen Effizienzvergleich nach den Absätzen 1 bis 3 sowie zur Bestimmung der Supereffizienzwerte eine Supereffizienzanalyse nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 durch, soweit sie nicht die Ergebnisse des Effizienzvergleichs und der Supereffizienzanalyse der Bundesnetzagentur verwenden. Zur Sicherstellung der Belastbarkeit der Ergebnisse des Effizienzvergleichs sind auch Netzbetreiber, die nicht in ihre Zuständigkeit nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, in den Effizienzvergleich einzubeziehen.

12
a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements ein Entscheidungsspielraum zusteht.

(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen. Dabei ist zwischen Gasverteilernetzen und Stromverteilernetzen zu unterscheiden.

(2) Über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, entscheidet die Regulierungsbehörde. Er soll bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Abweichend von Satz 1 kann der Beginn der Anwendung des Qualitätselements bei Gasversorgungsnetzen im Laufe der zweiten oder zu Beginn oder im Laufe einer späteren Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.

(3) Die Netzzuverlässigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Die Netzleistungsfähigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, die Nachfrage nach Übertragung von Energie zu befriedigen.

(1) Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit nach § 19 sind insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen ist möglich. Für die ausgewählten Kennzahlen sind Kennzahlenwerte der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln.

(2) Aus den Kennzahlenwerten nach Absatz 1 sind Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln. Bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben sind gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen. Dies kann durch Gruppenbildung erfolgen.

(3) Für die Gewichtung der Kennzahlen oder der Kennzahlenwerte sowie die Bewertung der Abweichungen in Geld zur Ermittlung der Zu- und Abschläge auf die Erlöse nach § 19 Abs. 1 (monetäre Bewertung) können insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden, analytische Methoden, insbesondere analytische Kostenmodelle, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, oder eine Kombination von beiden Methoden verwendet werden.

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung von Qualitätselementen die von der Bundesnetzagentur ermittelten Kennzahlenvorgaben, deren Kombination, Gewichtung oder monetäre Bewertung verwenden.

(5) Auch für die Bewertung der Netzleistungsfähigkeit können Kennzahlen herangezogen werden. Dies gilt nur, soweit der Regulierungsbehörde hierfür hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Kennzahlen nach Satz 1 können insbesondere die Häufigkeit und Dauer von Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen und die Häufigkeit und Dauer des Einspeisemanagements nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sein. Die Absätze 1 bis 4 finden in diesem Fall entsprechende Anwendung, wobei bei Befragungen nach Absatz 3 nicht auf die Kunden, sondern auf die Netznutzer, die Energie einspeisen, abzustellen ist.

16
b) Ebenfalls zutreffend hat das Beschwerdegericht der Regulierungsbehörde in einzelnen Beziehungen dennoch einen Beurteilungsspielraum zugebilligt.

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als gewichteter Durchschnitt des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen der öffentlichen Hand und
2.
Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs).
Bei der Bestimmung des gewichteten Durchschnitts wird der Durchschnitt der Umlaufsrenditen nach Satz 1 Nummer 1 einfach gewichtet und der Durchschnitt der Umlaufsrenditen nach Satz 1 Nummer 2 zweifach gewichtet. Weitere Zuschläge sind unzulässig.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

10
1. Die Ausgestaltung des nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleichs ist durch Gesetz und Verordnung nicht in allen Details punktgenau vorgegeben. Der mit der Durchführung des Effizienzvergleichs betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden vielmehr ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum , in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt.
12
a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements ein Entscheidungsspielraum zusteht.

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
(weggefallen)
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
(weggefallen)
18.
Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.
Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.
Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

Tenor

Die Beschwerde wird auf Kosten der Beschwerdeführerin zurückgewiesen.

Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Gründe

I.

1

Die Beschwerdegegnerin hat mit der angegriffenen Festlegung eine generelle Regelung zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten als volatile Kosten für die Zweite Regulierungsperiode getroffen.

2

Die Festlegung stehe unter dem Vorzeichen, dass - da die Kosten volatil seien - eine jährliche Anpassung erforderlich sei und sie - weil der Netzbetreiber Einfluss auf die Höhe seiner Beschaffungskosten habe - einer Effizienzkontrolle zu unterziehen seien (S. 3 des Beschlusses). Gestützt auf § 29 Abs. 1 EnWG i. V. m. § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV habe die Beschlusskammer die Gefahr massiver Über- oder Unterdeckungen bei den stark volatilen Beschaffungskosten für Verlustenergie minimieren und zugleich Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzen wollen (S. 5).

3

Gemäß § 4 Abs. 3 S. 1 Nr. 3 ARegV passen Verteilnetzbetreiber ihre jeweilige Erlösobergrenze für volatile Kostenanteile nach § 11 Abs. 5 ARegV jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres selbständig an, und zwar entsprechend der Anlage 1 zur ARegV (sog. Regulierungsformel) um die Differenz zwischen den Kosten der Verlustenergiebeschaffung des Basisjahres (VK0) und den Verlustenergiekosten (VKt), die sich aufgrund der Berechnungsmethodik ergeben, die Gegenstand der Festlegung ist. Danach sollen sich die jährlich im Voraus zu bemessenden Kosten aus der Multiplikation eines jährlich vorab zu ermittelnden sog. Referenzpreises mit einer als fix gesetzten Verlustenergiemenge ergeben.

4

Der Referenzpreis soll nach dem tagesgenauen (und damit - in Bezug auf die jeweilige Einkaufsmenge- ungewichteten) Durchschnittspreis aller im vom 1. Juli bis 30. Juni reichenden jeweiligen Zeitraum vor dem Zieljahr an der European Energy Exchange (EEX) gehandelten sog. Phelix-Year-Futures für sog. base-loads (Preise für die Grundlast eines Tages) und sog. peak-loads (Preise für Zeiten der Spitzenlast) berechnet werden (S. 7). Dabei werde gemäß einer Datenabfrage für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode eine Gewichtung von 76 % base-Preis und 24 % peak-Preis zugrunde gelegt.

5

Als ansatzfähige Menge soll der im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannte Wert des Basisjahres 2011 für die Dauer der zweiten Regulierungsperiodeohne eine jährliche Anpassung zugrunde gelegt werden. Entgegen den Stellungnahmen im Beteiligungsverfahren habe eine Überprüfung der Verlustenergiemengen der Jahre 2007 bis 2011 bei den 98 im Regelverfahren (zum sog. Effizienzvergleich) beteiligten Verteilnetzbetreibern keinen Hinweis auf einen bedeutsamen Anstieg der Verlustenergiemengen aufgrund eines Ansteigens der Einspeisung aus dezentraler Erzeugung ergeben, wonach es die Beschlusskammer für sachgerecht halte, den Wert des Basisjahres 2011 zu fixieren, um den Netzbetreibern Anreiz zu geben, die Verlustenergie weiter zu optimieren.

6

Die Erlösobergrenze sei hiernach um die Differenz zwischen den festgestellten Kosten im Basisjahr und den für das jeweilige Jahr ansatzfähigen Kosten anzupassen. Die Unterschiedsbeträge zwischen den tatsächlichen Beschaffungskosten und den ansatzfähigen Kosten dürften die Netzbetreiber als Bonus behalten bzw. seien von ihnen als Malus zu tragen (S. 8). Wenn derart die tatsächlichen Verlustenergiekosten im Effizienzvergleich Berücksichtigung fänden und zusätzlich eine Begrenzung über den Referenzpreis erfolge, so liege darin kein „Doppel-Benchmarking“. Es handele sich um zwei verschiedene rechtliche Vorgaben. Der Referenzpreis diene (nur) dazu, zusätzliche Anreize gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV zu geben im Sinne einerBeschaffungspreisobergrenze und stelle somit keine Zielvorgabe im Sinne des Effizienzvergleichs dar. Die Festlegung gewährleiste zudem, dass die im Rahmen des Gesamtkosteneffizienzvergleichs ermittelten Ineffizienzen in den Verlustenergiekosten durch Optimierung der Beschaffung oder der Mengen abgebaut werden könnten.

7

Hiergegen wendet sich die Beschwerde der Beschwerdeführerin, die im Gebiet von …. ein Stromversorgungsnetz betreibt. Sie begehrt die Aufhebung des Beschlusses und eine Neubescheidung unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats.

8

Sie trägt vor, sie habe in den Jahren 2007 bis 2012 folgende Verlustenergiemengen errechnet:

9

2007: 4.258.869 kWh

2008: 4.231.137 kWh

2009: 4.230.725.kWh

2010: 4.330.766 kWh

2011: 4.223.959 kWh

2012: 4.505.814 kWh

10

Gegen die Festlegung wendet sie sich zunächst mit dem Einwand mangelnder Begründung gemäß § 39 Abs. 1 S. 2 VwVfG, wozu sie sich auf eine Entscheidung des OLG Brandenburg vom 20. Oktober 2011 (Kart W 10/09, Rn 99 bei juris) bezieht, das gemeint hat, die Bundesnetzagentur habe im Rahmen des Effizienzvergleichs zur Bestimmung der Erlösobergrenzen das Vergleichsmodell nicht nachvollziehbar dargestellt. Das müsse, so meint die Beschwerdeführerin, erst recht für die vergleichsweise weniger komplexe Ermittlung des Referenzpreises für Verlustenergie gelten. Bei der anteiligen Gewichtung zwischen base-load- und peak-load-Preis seien Begründungstiefe und Nachvollziehbarkeit ungenügend; die angeblich genommene Stichprobe von 98 Einzelwerten werde weder im Hinblick auf die herangezogenen Daten - größere oder kleinere Netzbetreiber - noch auch im Hinblick auf die Größe der Stichprobe und auch nicht im Hinblick auf die statistische Vorgehensweise erläutert, wie überhaupt, wie sie (Bl. 124f.) nachschiebt, nicht nachzuvollziehen sei, wie die Beschwerdegegnerin base- und peak-load-Werte ermittelt haben wolle, wenn sie wie bei ihr, der Beschwerdeführerin, nur einen durchschnittlichen Beschaffungspreis abgefragt habe.

11

Die mangelnde Begründung wiege umso schwerer, als der auf dem Benchmarking beruhende Referenzpreis als Beschaffungspreisobergrenze anzusehen sein solle. Die mit der daran anknüpfenden Bonus/Malus-Regelung intendierten Anreize könnten nicht greifen, wenn der Referenzpreis in einem intransparenten Verfahren ermittelt worden sei (Bl. 55f.).

12

Des Weiteren sei auch die Ausreißerbereinigung nicht plausibilisiert worden. Für eine sachgerechte Bereinigung hätten zumindest Extremwerte oberhalb einer 1,5fachen Standardabweichung (nicht erst ab einer 2fachen Standardabweichung) aus der Stichprobe entfernt werden müssen (Bl. 58f.).

13

Inhaltlich sei die Bestimmung der Preiskomponente rechtswidrig. Gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV könnten bilanzielle und kalkulatorische Kosten nur insoweit angesetzt werden, als sie den Kosten eines effizienten Netzbetreibers entsprächen. Die dabei anzusetzenden Kosten erfassten nach §§ 4 Abs. 2, 5, 6, 7, 8, 9 StromNEV die aufwandsgleichen Kosten, die kalkulatorischen Abschreibungen, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung sowie die kalkulatorischen Steuern unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge. Gemäß § 4 Abs. 2, S. 3 StromNEV seien Netzverluste hingegen ausschließlich nach § 10 StromNEV zu berücksichtigen. Nach § 10 Abs. 2 StromNEV ergäben sich die anerkennungsfähigen Kosten aber aus dentatsächlichen Kosten der Beschaffung der Verlustenergie. Aus all dem folge, dass diese Kosten nicht der Effizienzvorgabe des § 4 Abs. 1 StromNEV unterlägen, soweit nicht - wie ihr gegenüber nicht - § 10 Abs. 1 StromNZV (Pflicht zu Netzbetreiber mit 100.000 Kunden oder mehr) einschlägig sei (Bl. 59ff.).

14

Ein Benchmarking des Referenzpreises sei auch deshalb unzulässig, weil in der Anreizregulierung gemäß § 21 a Abs. 1 EnWG die §§ 21 Abs. 2, S. 2 bis Abs. 4 EnWG, also auch Abs. 3, der das Vergleichsverfahren nach §§ 22 bis 26 StromNEV regele, keine Anwendung fänden (Bl. 61f.).

15

Die Orientierung an Börsenpreisen widerspreche der Systematik der Anreizregulierung, weil danach die tatsächliche Beschaffung über Ausschreibungsverfahren zu erfolgen habe, und auch dem Prinzip der Methodenrobustheit (Bl. 115f.).

16

Weiter sei - hilfsweise - die Gewichtung bei der Berechnung des Referenzpreises nicht sachgerecht, weil sie die tatsächliche Preisentwicklung nicht abbilde. Der peak-Anteil falle deutlich höher aus als 24 % und habe richtigerweise mit 40 % (zu 60 % für den base-load-Preis) berücksichtigt werden müssen. Anderenfalls sei der Grundsatz der Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Regulierungsvorgaben, § 21 a Abs. 5, S. 4 EnWG, verletzt. Denn ihr, der Beschwerdeführerin, sei eine Unterschreitung des Referenzpreises ebenso wenig möglich wie anderen Netzbetreibern mit weniger als 100.000 Kunden (Bl. 62f., 121f.). Der Zugang zur Strombörse sei - abgesehen davon, dass sie die Zulassungsvoraussetzungen nach der Börsenordnung erfüllen müsse - technisch aufwendig. Tatsächlich habe sie - wie andere kleinere Netzbetreiber auch - stets die zusätzlichen Margen der Stromhändler zu tragen. Allein die Management- und Strukturierungskosten führten zu höheren Preisen, sodass die Beschwerdeführerin im Jahr 2014 13,6 % über dem Referenzpreis liegen werde (Bl. 64). Die Vorteile größerer Netzbetreiber, die größere Mengen bezögen und sich zudem direkt an der Strombörse eindecken könnten, bestünden für kleinere Verteilnetzbetreiber selbst dann nicht, wenn sie Bietergemeinschaften bildeten. Der Referenzpreis habe daher nicht für alle Netzbetreiber einheitlich reguliert werden dürfen.

17

Weiter hilfsweise bringt sie vor, die Beschwerdegegnerin habe die Grundregeln der Durchschnittsbildung missachtet (Bl. 65f.). Es komme - wie im GWB - nicht auf einen Durchschnittspreis, sondern auf den höchsten unverzerrten Wettbewerbspreis an. Deswegen habe die Beschwerdegegnerin einen Sicherheitsaufschlag hinzurechnen müssen (Bl. 52). Richtigerweise habe die Beschwerdegegnerin grundsätzlich ohnehin die tatsächlichen Verlustenergiekosten der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln und diese, wenn es mit zumutbarem Aufwand möglich sei, zugrunde zu legen (Bl. 66). Dabei habe sie auch die Gründe für möglicherweise hohe Verlustenergiekosten erforschen und die Bemühungen der Netzbetreiber zum Erhalt günstiger Preise ermitteln müssen.

18

Darüber hinaus flössen die Verlustenergiekosten in der im Basisjahr bestehenden Höhe in den Effizienzvergleich ein und unterlägen bereits damit einem Benchmarking. Die Festsetzung des Referenzpreises stelle damit ein rechtswidriges Doppel-Benchmarking dar, das am Maßstab des § 21 a Abs. 1 EnWG verboten sei (Bl. 66).

19

Schließlich sei auch die Fixierung der Verlustenergiemengen auf das Basisjahr rechtswidrig (Bl. 67). Richtigerweise habe die Festlegung erlauben müssen, die tatsächlichen Mengen eines jeden Jahres bei der Ermittlung der Verlustenergie anzusetzen und die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Verlustenergie unterliege keiner Effizienzvorgabe, weshalb auch die Mengen, so wie sie anfielen, anzuerkennen seien. Bei den Mengen liege auf der Hand, dass die Netzbetreiber sie nur sehr begrenzt beeinflussen könnten. Auch stiegen sie aufgrund der ständig steigenden Einspeisemengen aus dezentraler Erzeugung unweigerlich an. Die Beschwerdegegnerin, die die Steigerungen als solche nicht in Abrede stelle, lege nicht näher dar, dass diese „keine bedeutsamen“ seien.

20

Die Beschwerdeführerin beantragt,

21

den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 20. März 2013 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin analog § 113 Abs. 5 S. 2 VwGO zu verpflichten, eine Neubescheidung mit Wirkung zum 1. Januar 2013 unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen.

22

Die Beschwerdegegnerin beantragt,

23

die Beschwerde zurückzuweisen.

24

Sie hält schon den Antrag der Beschwerdeführerin für verfehlt; es gebe, da die Festlegung im Ermessen der Regulierungsbehörde stehe und für eine Ermessensreduzierung auf Null nichts vorgetragen sei, keinen Anspruch auf den Erlass einer bestimmten Festlegung (Bl. 79/80). In der Sache verteidigt sie ihre Festlegung.

II.

25

Die zulässige Beschwerde hat keinen Erfolg.

26

Der Senat erachtet die Beschwerde insgesamt - und also auch hinsichtlich des Antrags auf Neubescheidung - für zulässig. Ungeachtet des der Regulierungsbehörde in der Ermächtigungsnorm des § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV („kann“) eingeräumten Entschließungsermessens kann auf eine Verpflichtung zu einer Neubescheidung (unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats) angetragen werden, weil es einer sachgerechten Regelung des seit Anbeginn der Netzregulierung bestehenden Problems unzweifelhaft und dringend bedarf (nicht zuletzt, weil der bisher von der höchstrichterlichen Rechtsprechung gewiesene Weg einer Korrektur unangemessener Ergebnisse über einen pauschalierenden Härtefallantrag, § 4 Abs. 1 Nr. 2 ARegV, praktisch kaum gangbar war) und gerade mit diesem Ziel die ARegV in den §§ 6 Abs. 1 S. 2, 4 Abs. 3 Nr. 3 und 11 Abs. 5 ARegV mit Wirkung zum 9. September 2010 geändert worden ist, sodass die Beschwerdegegnerin vernünftigerweise nicht hätte untätig bleiben dürfen. In jedem Fall ist die Beschwerde insoweit zulässig, als die Beschwerdeführerin die Aufhebung einer Festlegung verlangt, die - ihrem Vorbringen zufolge - rechtswidrig sei und sie in ihren Rechten verletze.

27

Indes ist die Festlegung in der Sache nicht zu beanstanden.

A.

28

Ermächtigungsgrundlage ist § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV.

29

Danach kann zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 EnWG genannten Zwecke die Regulierungsbehörde Entscheidungen u. a. durch Festlegungen nach § 29 Abs. 1 EnWG treffen zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Abs. 5 ARegV, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfange in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile i. S. des § 11 Abs. 5 ARegV gelten.

B.

30

Der Beschluss ist formell einwandfrei ergangen.

31

Er ist entgegen der Rüge der Beschwerde insbesondere zureichend begründet, § 73 Abs. 1 EnWG.

32

Nach allgemeinen verwaltungsrechtlichen Grundsätzen muss die Begründung inhaltlich und vom Umfang so gehalten sein, dass die Möglichkeit besteht, sich mit den maßgeblichen Erwägungen auseinanderzusetzen. In Anlehnung an § 36 Abs. 1 VwVfG ist erforderlich, dass die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitgeteilt werden, die die Behörde zu ihrer Entscheidung bewogen haben (Britz/Hellermann/Hermes-Hanebeck, EnWG, Kommentar, 2. Auflage, § 73 Rn 8), wobei keine überspannten Anforderungen gestellt werden dürfen (vgl. Säcker/Bruhn, Berliner Kommentar zum Energierecht, 2. Auflage, § 73 Rn 5). Insgesamt muss die Begründung so vollständig sein, dass sie dem Betroffenen eine Überprüfung in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht ermöglicht einschließlich der Entscheidung, ob er dagegen vorgehen will oder nicht (vgl. Britz u. a. - Hanebeck, a. a. O.).

33

Diesen Anforderungen genügt die angefochtene Festlegung.

1.

34

Insbesondere ist entgegen der Rüge der Beschwerde zureichend dargelegt, wie die Beschwerdegegnerin das Verhältnis zwischen base-load- und peak-load-Käufen ermittelt hat (S. 5 des Beschlusses).

35

Die Beschwerdegegnerin hat die seinerzeit vorliegenden Angaben von 98 Betreibern, die am Regelverfahren der Effizienzwertbestimmung teilgenommen haben, herangezogen, sie um Extremwerte (> 2fache Standardabweichung) bereinigt (wobei sieben Einzelwerte eliminiert worden seien) und sodann einen ungewichteten Durchschnitt aus den jeweils insgesamt gezahlten Preisen gebildet.

36

Nach diesen Angaben kann man zwar (weil die verwandten Daten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der jeweiligen Netzbetreiber sind, die gemäß § 31 Abs. 3 ARegV nicht veröffentlicht werden) nicht nachrechnen, aber doch allemal hinreichend verstehen, wie die Beschwerdegegnerin zu der Gewichtung gelangt ist, und man kann sich auch dazu positionieren, ob man dieses Vorgehen gutheißen kann oder nicht - was dann ja die Beschwerdeführerin auch umfangreich tut.

2.

37

Ein Begründungsmangel liegt auch nicht etwa im Hinblick auf die Darstellung der Ermittlungen der Folgen der Einspeisung dezentraler Energieerzeuger für die Verlustenergiemenge vor.

38

Die Festlegung führt insoweit aus, dass die Überprüfung der Verlustenergiemengen der Jahre 2007 bis 2011 für die genannten 98 Verteilnetzbetreiber im Regelverfahren keinen Hinweis darauf geliefert habe, dass ein Anstieg der Einspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen zu einem bedeutsamen Anstieg der Verlustenergiemengen führe (S. 8).

39

Das kann man ebenfalls inhaltlich verstehen (wenngleich - erneut - aus den bereits genannten Gründen nicht nachrechnen); und man kann sich dazu, ggf. auch ablehnend verhalten, nämlich darstellen, dass dies konkret oder auch nur im Allgemeinen unrichtig sei.

3.

40

Entgegen der weiteren Rüge der Beschwerde erfordert auch nicht etwa die Intention der Festlegung eine weiter gehende Begründung. Die Akzeptanz oder Nichtakzeptanz der Entscheidung hängt von der gegebenen Begründungstiefe offensichtlich nicht ab. Die Beschwerdeführerin hält unabhängig vom Vorliegen weiterer Erläuterungen das von der Bundesnetzagentur gefundene Ergebnis in beiden vorgenannten Hinsichten - Verhältnis zwischen base-load- und peak-load-Käufen bzw. Einspeisung dezentraler Energieerzeuger - für falsch und greift die Festlegung überdies auch noch aus anderen Gründen an. All diese Fragen sind indes solche der materiellen Rechtmäßigkeit der angegriffenen Festlegung und haben mit einer formell mangelnden Begründung nichts zu tun.

4.

41

Es ist auch nicht zu sehen, dass, wie die Beschwerde weiter vorbringt, die vermeintlich zu knappe Begründung die mit der Festlegung intendierte Anreizfunktion konterkarierte. Der „Anreiz“ (richtiger hier wohl: der Kostendruck) geht davon aus, dass die Netzbetreiber gehalten sind, Verlustenergie zu „gebenchmarkten“, tendenziell durchschnittlichen Preisen einzukaufen. Um sich an diesen Vorgaben orientieren zu können, muss man deren Herleitung weder rechnerisch nachvollziehen noch billigen können.

C.

42

Auch die materiell-rechtlichen Einwände der Beschwerde gegen die Festlegung gehen fehl. Diese ist inhaltlich und im Ergebnis nicht zu beanstanden.

1.

43

Unberechtigt ist die grundlegende Rüge der Beschwerde, den Netzbetreibern dürften durch die Festlegung bezüglich der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie keine „Effizienzvorgaben“ gemacht werden, d.h. keine regulatorischen Grenzen gesetzt werden.

a)

44

Die Ermächtigungsnorm des § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV, die zeitgleich mit den bereits erwähnten Änderungen des §§ 6 Abs. 1 S. 2, 4 Abs. 3 Nr. 3 und 11 Abs. 5 ARegV mit Wirkung zum 9. September 2010 eingeführt worden ist, setzt ausdrücklich und selbstverständlich voraus, dass die Regulierungsbehörde Festlegungen treffen darf, die im Ergebnis gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden (H.v. Senat). Ganz allgemein darf die Behörde zur Erreichung der in § 1 Abs. 1 EnWG genannten Ziele Festlegungen zu volatilen Kostenanteilen treffen. Dass sie danach berechtigt ist, Regelungen insbesondere zum Verfahren zu treffen, schließt nach dem Zweck der Ermächtigung - Anreize zu setzen bzw. Effizienzvorgaben zu machen - die Einführung diesbezüglicher regulativer Standards nicht aus, sondern ein.

b)

45

Nichts anderes folgt auch aus den von der Beschwerde in Bezug genommenen Vorschriften der StromNEV.

46

Diese Vorschriften betreffen schon im Ansatz nicht das hier in Rede stehende Problem einer angemessenen jährlichen Anpassung der Erlösobergrenze. Sie regeln vielmehr die Bemessung des sog. Ausgangsniveaus, § 6 ARegV, das in der Anreizregulierung den kostenbezogenen Startpunkt bildet, auf den dann das Benchmarking-Instrumentarium der ARegV aufsetzt.

47

Es gibt insoweit aber auch keine Wertungswidersprüche zwischen diesen beiden unterschiedlichen Regelungsbereichen oder, wie die Beschwerde es in der Replik noch bezeichnet, Verstöße gegen die Systematik der ARegV. Insbesondere folgt nicht aus § 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV (wonach sich die Kostenposition „Verlustenergie“ aus dentatsächlichen Kosten der Beschaffung im abgelaufenen Kalenderjahr ergibt, dass diese tatsächlichen Kosten nicht einer Effizienzprüfung unterzogen werden dürften. Das Gegenteil ist der Fall:

48

Auch für diese Kostenposition gilt der allgemeine Grundsatz der Netzkostenermittlung gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV. Danach sind bilanzielle und kalkulatorische Kosten des Netzbetriebes nur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Aus § 4 Abs. 2 StromNEV ergibt sich, welche Kosten insoweit zu berücksichtigen sind, nämlich die aufwandsgleichen Kosten nach § 5, die kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 7 sowie die kalkulatorischen Steuern nach § 8 unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge nach § 9 (jeweils StromNEV). Dass es im letzten Satz des Absatzes 2 des § 4 StromNEV heißt, dass „Netzverluste nach § 10 zu berücksichtigen“ sind, ist - wie manch andere Regelung in den oft mit heißer Nadel von Ökonomen gestrickten und im Ausschuss ad hoc geänderten und ergänzten Verordnungen - sprachlich nicht vollauf gelungen, kann aber nach dem augenscheinlichen Sinn und Zweck der Regelungen nicht dazu führen, die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als eine von den übrigen Netzkosten völlig verschiedene Kostenart zu behandeln, für die der Grundsatz des § 4 Abs. 1 StromNEV nicht gälte. Das ist mit dem Aufbau des Teils 2 Abschnitt 1 der StromNEV nicht vereinbar, die eine Kostenartenrechnung einschließlich der Verlustenergiekosten und sodann in § 11 deren periodenübergreifende Saldierung vorsieht.

49

Des Weiteren spricht auch § 10 Abs. 1 S. 1 StromNEV dafür, dass hinsichtlich der Verlustenergiekosten Vorgaben gemacht werden dürfen. Dort heißt es entgegen dem Zitat der Beschwerde (Bl. 34) nicht, dass die Kosten der Beschaffung von Verlustenergie bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz zu bringen sind, sondern, dass diese Kosten in Ansatz gebracht werden können. Das „können“ gibt gerade Spielraum dafür, ob und in welchem Umfang dies erfolgt, und der Maßstab dafür ist - wie stets - das Kostenniveau eines strukturell vergleichbaren effizienten Netzbetreibers i. S. von § 4 Abs. 1 StromNEV. Dass sich - wiederum sprachlich leicht verunglückt - gemäß § 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV die Kostenposition aus den tatsächlichen Beschaffungskostenergibt, kann dann vernünftigerweise nur heißen, dass eine solche Effizienzbemessung von den tatsächlichen Kosten des jeweiligen Netzbetreibers auszugehen hat, ohne dass es im Ergebnis auch strikt bei diesen bleiben müsste.

50

Entsprechend ist auch - schon einige Zeit vor Einführung der Anreizregulierung und erst recht vor der Ergänzung der ARegV im Hinblick auf das Problem der Volatilität der Verlustenergie - die StromNZV vom 25. Juli 2005 in §§ 10 Abs. 1, 27 Abs. 1 Nr. 6 ganz selbstverständlich davon ausgegangen worden, dass den Stromnetzbetreibern Vorgaben gemacht werden dürfen, wie sie durch marktorientierte, transparente und diskriminierungsfreie Ausschreibungsverfahren die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie zu senken haben. Dafür, dass, wie die Beschwerde meint, diese Regelung eine Ausnahmebestimmung gegenüber den andernfalls als fix zu behandelnden Kosten für Verlustenergie sein solle, geben weder die StromNZV noch (wie ausgeführt) die StromNEV irgendeinen Anhalt. Ein solcher lässt sich insbesondere nicht daraus gewinnen, dass gemäß § 10 Abs. 1 S. 3 StromNZV „kleinen“ Verteilnetzbetreibern (mit weniger als 100.000 Kunden) ein solches Ausschreibungsverfahren erspart bleiben soll: Die Auferlegung einer Pflicht zur Ausschreibung ist nur eine regulatorische Maßnahme zur Erreichung von Effizienzverbesserungen bislang quasi-monopolistischer Netzbetreiber, und zwar eine, die für große Netzbetreiber taugt; sie schließt nicht aus, mit anderen oder weiteren Mitteln dafür Sorge zu tragen, dass auch kleinere Netzbetreiber effizienter wirtschaften (hier: einkaufen).

51

Tatsächlich hatte die Regulierungsbehörde denn auch, ohne dass sich daran irgendjemand gestoßen hätte, schon im Rahmen der kostenbasierten Entgeltgenehmigungen die Ist-Kosten für Verlustenergie gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV einer Effizienzprüfung unterzogen dergestalt, dass sie Mengen und Preise der Beschaffung der Verlustenergie verglichen hat.

52

Nach all dem hat die Beschwerdegegnerin durch die Festlegung durchaus allgemeine Vorgaben für die Bestimmung der als effizient anzusehenden Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie machen dürfen. Nachdem es um die Bestimmung einer Kostenposition geht, die nun einmal durch die Faktoren Menge und Preis bestimmt wird, liegt auf der Hand, dass dies darüber laufen muss, dass entweder der zugrunde zu legende Preis oder die zugrunde zu legende Menge oder aber beides wettbewerbsanalog standardisiert wird.

2.

53

Dass die Beschwerdegegnerin den als angemessen bzw. effizient anzusehen Standardpreis (sog. Referenzpreis) für die jährliche Anpassung der als volatil bestimmten Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie nach Maßgabe eines Abgleiches der durchschnittlichen Börsenpreise in einem zeitnah vorher gelegenen Jahreszeitraum bemisst, ist nicht zu beanstanden.

a)

54

Ein Benchmarking anhand der realen Kosten ist nicht etwa deshalb unzulässig, weil - wie die Beschwerde einwendet - die Beschwerdegegnerin durch § 21 a Abs. 1 EnWGmethodisch daran gehindert wäre, regulative Festlegungen auf der Grundlage einer Durchschnittbildung aus empirischen Daten zu bilden, weil nach dieser Vorschrift in der Anreizregulierung die Bestimmungen über das in § 21 Abs. 3 EnWG genannteVergleichsverfahren ausgeschlossen seien. Das liegt neben der Sache.

55

Die in Bezug genommene Vorschrift ( §21a Abs. 1 EnWG ) legitimiert die Einführung einer Anreizregulierung. Sie lautet: Soweit eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne von § 21 Abs. 2 S. 1 erfolgt,können nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach Abs. 26 S. 1 Nr. 1 Netzzugangsentgelte der Betreiber von Energieversorgungsnetzen abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 auch durch eine Methode bestimmt werden, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt (H. v. Senat).

56

Der Inhalt der Vorschrift ist im Kern, dass anstelle einer kostenorientierten Entgeltbindung gemäß § 21 EnWG die Netzzugangsentgelte auch in anderer Weise reguliert werden können, dies nach Maßgabe einer Rechtsverordnung - der ARegV. Die allgemeinen Anforderungen an eine solche Anreizregulierung beschreiben sodann die Abs. 2 bis 5 des § 21a EnWG, und dies in gleicher Weise, wie die Abs. 2 bis 4 des § 21 EnWG die allgemeinen Vorgabenfür eine kostenorientierte Entgeltbildung beschreiben. Wenn es demgemäß in § 21 a Abs. 1 EnWG heißt, dass die Netzzugangsentgelte auch durch eine von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 abweichende Methode bestimmt werdenkönnen, so werden damit nicht bestimmte Maßgaben oder Verfahren, die bei der kostenorientierten Entgeltbestimmung zu beachten sind, verboten, sondern es wird vielmehr lediglich die Bindung an die für die Kostenregulierung vorgesehenen Verfahren für die andersartige Anreizregulierung gelockert bzw. die Anreizregulierung auch für andere - abweichende - Standardisierungskonzepte geöffnet.

57

Im Übrigen hat die Beschwerdegegnerin vorliegend auch gar kein Vergleichsverfahren in dem Sinn angewandt, wie es § 21 Abs. 3 EnWG im Auge hat. Das in den §§ 22ff. StromNEV näher ausgestaltete Vergleichsverfahren ist eine besondere Methode zur Ermittlung angemessener Entgelte, Erlöse und Kosten im Rahmen der - überholten - kostenorientierten Entgeltbildung; mit der hier vorgenommenen regulativen Standardisierung schlicht anhand eines empirisch ermittelten Durchschnittswerts hat das nichts zu tun.

58

Das Verständnis der Beschwerde (ein Verbot kostendämpfender Vorgaben) lässt sich auch nicht mit dem Hinweis darauf rechtfertigen, dass § 6 Abs. 1 S. 1 ARegV für die in der zweiten Regulierungsperiode eigens vorzunehmende Kostenprüfung (nur) auf die Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der StromNEV verweist (und nicht auf den Teil 3, der das Vergleichsverfahren regelt). Auch daraus ergibt sich keineswegs, dass für die Kostenprüfung vergleichende Verfahrensweisen ausgeschlossen wären. Die Beschränkung der Verweisung auf die §§ 4 bis 11 StromNEV erklärt sich vielmehr daraus, dass es im Rahmen der Anreizregulierung, bei der nicht mehr genaue Endpreise, sondern eine Erlösobergrenze und für diese das Ausgangsniveau zu bestimmen ist, für die Netzkostenermittlung nur noch auf die Kostenartenrechnung (geregelt eben in Teil 2 Abschnitt 1 StromNEV), nicht aber mehr auf die Kostenstellenrechnung und die Kostenträgerrechnung ankommt (die in Teil 2 Abschnitt 2 und 3 geregelt ist); der letzteren beiden Rechnungsarten bedarf es nur für die Umrechnung der Kosten in angemessene Preise.

b)

59

Zu Unrecht rügt die Beschwerde, dass die Berechnung des Referenzpreises nicht sachgerecht sei, weil sie die tatsächliche Preisentwicklung nicht abbilden könne (aa) und der peak-Anteil deutlich höher ausfalle als von der Beschwerdegegnerin angenommen (bb).

aa)

60

Die Bildung eines Referenzpreises für die Verlustenergiebeschaffung ist als solche sachgerecht.

61

Es handelt sich, wie sachlich unstreitig ist, um volatile Kosten, also um solche, die stark schwanken. Wenn denn nach dem Willen des Verordnungsgebers - sachgerechterweise - der Sprunghaftigkeit dieser Kosten dadurch Rechnung getragen werden soll, dass alljährlich im Voraus eine Kostenanpassung einkalkuliert wird, so setzt dies notwendigerweise eine Prognoseentscheidung und damit eine Setzung vorab voraus. Es liegt auf der Hand, dass in einem solchen Fall die Marktpreise in einem möglichst knapp vorausliegenden Jahreszeitraum einen mindestens tauglichen - und tatsächlich, da es ja um die realen Kosten gehen soll: unschlagbar vorzugswürdigen - Orientierungsrahmen abgeben. Nur durch eine Verlängerung dieser Marktpreise auf das Zieljahr kann die notwendige vorgreifliche Einstellung eines bestimmten Betrages in die Erlösobergrenze des jeweils kommenden Jahres sichergestellt werden. Und nur eine generelle, für alle Netzbetreiber gleiche Regelung kann auch die erforderliche Rechts- und Planungssicherheit gewährleisten.

62

Entgegen der Beschwerde liegt darin nicht, wie aber die Replik noch geltend macht, ein Verstoß gegen das Gebot der Methodenrobustheit (weil die ARegV von einer Beschaffung der Verlustenergie durch Ausschreibungsverfahren - und nicht über die Börse - ausgehe). Die Methodenrobustheit ist eine spezifische Anforderung an den Effizienzvergleich gemäß § 21a EnWG. Nach § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG muss die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben so gestaltet sein, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führt. Mit dieser Bestimmung wird auf die statistische Robustheit von Schätzverfahren - den nach der Anlage 3 zur ARegV in Ansatz zu bringenden Methoden der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der Stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (SFA) - Bezug genommen. In der Statistik wird ein Testverfahren robust genannt, wenn es nicht sensibel auf Ausreißer reagiert. Mit Robustheit in diesem Sinne hat indes die Kritik der Beschwerdeführerin nichts zu tun. Sie meint lediglich, dass die Anknüpfung an die Börsenpreise „systemwidrig“ sei.

63

Auch von einer Systemwidrigkeit kann indes keine Rede sein. Mit der Anknüpfung an Börsenpreise liegt ein einfacher, transparenter und in gewissen auch Grenzen kalkulierbarer Maßstab vor, der damit genau den Anforderungen entspricht, den die Netzbetreiber - und ebenso auch die Beschwerdeführerin - bei den ihnen auferlegten regulatorischen Maßgaben einfordern. Das vermeintlich „systemkonforme“ Abstellen auf die Ergebnisse der Ausschreibungen gemäß § 10 StromNZV einzelner Netzbetreiber, die deren betriebsbezogene Daten umfassen, könnte diesen berechtigten Anforderungen offensichtlich nicht in gleichem Maße entsprechen und würde sich dem erwartbar dem stereotypen Einwand mangelnder Nachvollziehbarkeit ausgesetzt sehen. Daneben ist auch weder vorgetragen noch sonst ersichtlich, dass sich die Börsenpreise von den über den Marktweg einer Ausschreibung erzielten Preisen gravierend unterschieden.

bb)

64

Es ist insoweit auch die - für eine realistische Abbildung des effizienten Gesamtaufwands erforderliche - Bestimmung des Verhältnisses von peak-load- zu base-load-Preisen nicht zu beanstanden.

(1)

65

Was insoweit zunächst den Prüfungsmaßstab angeht, so ist zu beachten, dass es im Rahmen der hierbei notwendigerweise anzuwendenden statistischen Methoden stets Kontingenz gibt (d.h. die Möglichkeit, es auch anders zu machen). Man kann, bezogen auf den vorliegenden Fall, auf vorliegende Daten zurückgreifen oder weitere ermitteln; man kann Gruppen (z.B. größere und kleinerer Netzbetreiber) bilden oder das lassen; man kann eine Ausreißerbereinigung mit 2facher oder 1 ½ facher Standardabweichung durchführen; man kann unterschiedliche Mittelwertbildungsverfahren anwenden; man kann die Einkaufspreise am Maß der jeweiligen Einkaufsmengen gewichten oder auch nicht. In allen Fällen kommt man zu unterschiedlichen Werten, von denen man vorab nicht wissen kann, welcher Wert die zukünftige Entwicklung am besten abbilden wird. Es ist auch keineswegs gesagt, dass das jeweils aufwändigste Verfahren das beste Ergebnis bringen wird.

66

Die ökonometrisch gegebene relative Methodenoffenheit und der Umstand, dass man vorab eben nicht wissen kann, welche wie gefundene Prognose der späteren Realität einmal am nächsten kommen wird, führt zur Anerkennung eines sog. sektorspezifischen Regulierungsermessens (vgl. zu dessen Begriff und Grund auch Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09 Rn. 69ff. bei juris). Dieser von den mit Energiewirtschaftssachen befassten Oberlandesgerichten seit jeher vertretenen Auffassung (vgl. OLG Stuttgart, Beschluss vom 25. März 2010, 202 EnWG 2009, Rn 156 bei juris [Vorgehensspielraum]; OLG München, Beschluss vom 25. November 2010, Kart 17/09, S. 16 [weites Regulierungsermessen und Einschätzungsprärogative], OLG Düsseldorf, Beschluss vom 12. Januar 2011, VI-3 Kart 185/09, Rn 9 bei juris [Einschätzungs- und Gestaltungsfreiraum]; OLG Koblenz, Beschluss vom 28. April 2011, W 41/09. Kart, S. 13 [Beurteilungsspielraum]; OLG Frankfurt, Beschluss vom 17. Mai 2011, 11 W 16/09 (Kart), S. 25 [Regulierungsermessen und Einschätzungsprärogative] hat sich nunmehr - jedenfalls für den Bereich des Effizienzvergleichs - auch der Bundesgerichtshof angeschlossen (vgl. Beschluss vom 21. Januar 2014, EnVR 12/12 - Stadtwerke Konstanz). Die Eröffnung eines solchen Regulierungsermessens hat zur Folge, dass die Vorgehensweise der Behörde solange nicht als fehlerhaft anzusehen ist, als sie nicht logische oder methodische Fehler enthält oder genügende Anhaltspunkte dafür bestehen, dass die von der Beschwerdeführerin präferierte Vorgehensweise sich aus wissenschaftlicher Perspektive als eindeutig überlegen darstellt (vgl. Senat, a.a.O., Rn. 73 bei juris).

(2)

67

Vor diesem Hintergrund ist es im methodischen Ansatz nicht zu beanstanden, wenn die Beschwerdegegnerin für die Bestimmungen der Anteile von base- zu peak-load auf Daten zurückgreift, die ihr für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode übermittelt worden sind.

68

Es ist vielmehr offensichtlich sinnvoll, auf die vorhandenen Daten von konkret von der Regulierung betroffenen Netzbetreibern abzustellen. Bessere Daten gab es zum Zeitpunkt der Festlegung nicht.

69

Der Verzicht auf eine geringe Anzahl noch nicht gemeldeter Daten einzelner weiterer Teilnehmer am Regelverfahren (vgl. Beschwerdeerwiderung S. 4, Bl. 92) erscheint schon aus pragmatischen Gründen als ohne weiteres vertretbar. Es ist auch weder vorgetragen noch sonst ersichtlich, dass und wie - und: mit welchem besseren Ergebnis - die Ermittlung sonst hätte durchgeführt werden sollen.

70

Unberechtigt ist insoweit auch der in der Replik noch vorgebrachte Einwand, es erschließe sich nicht, wie die Beschwerdegegnerin zu den base- und peak-load-Daten gelangt sei, wenn sie - wie bei der Beschwerdeführerin - nur undifferenziert die durchschnittlichen Beschaffungspreise abgefragt habe. Die Angabe allein der durchschnittlichen Beschaffungspreise trifft auf Netzbetreiber zu, die, wie auch die Beschwerdeführerin, am vereinfachten Verfahren, § 24 ARegV, teilgenommen haben; dagegen sind bei den Teilnehmern am Regelverfahren weitere Daten erfragt worden.

(3)

71

Auch die vorgenommene Ausreißerbereinigung ist - am selben Maßstab gemessen - nicht zu beanstanden.

72

Dass die Durchführung einer Ausreißerbereinigung überhaupt sinnvoll ist, stellt auch die Beschwerde nicht in Frage. Die Wahl einer zweifachen Standardabweichung ist, wie die Beschwerdegegnerin (Bl. 96) unwidersprochen dargelegt hat, gängig und also vertretbar. Für die von ihr favorisierte Anwendung einer 1 ½ -fachen Standardabweichung vermag die Beschwerde keine Gründe vorzubringen, und es gibt solche auch nicht, weil es sich, wie ausgeführt, um nichts anderes als eine kontingente Selektion handelt.

73

Darauf, dass die Verwendung einer 1 ½-fachen Standardabweichung auch nur zu einem höchst geringfügig veränderten Ergebnis (76,6% zu 23,4%, Bl. 96) geführt hätte, kommt es schon nicht mehr an, ebenso wenig darauf, dass sich (vgl. Beschwerdeerwiderung S. 14f., Bl. 102f.) unterdessen der base-load-Preis und der peak-load-Preis so stark angenähert haben, dass die wirtschaftliche Bedeutung der Gewichtung an Bedeutung verliert.

74

Es sind auch im Übrigen keine Gründe dafür ersichtlich, warum die von der Beschwerde favorisierte Gewichtung von 60 zu 40 vorzugswürdig sein sollte. Zu ihren eigenen tatsächlichen Verhältnissen trägt die Beschwerdeführerin nicht ansatzweise vor. Auch dafür, dass im Allgemeinen dieses Verhältnis der Realität besser gerecht werde, ist nichts ersichtlich. Vielmehr ist auch in dem der Festlegung vorausgegangenen Konsultationsverfahren die regelmäßige Forderung der Netzbetreiber, eine Verteilung von 70 : 30 anzunehmen, nicht näher begründet worden und hat in erster Linie nur dazu gedient, einen Sicherheitszuschlag zu erreichen.

75

Es besteht daher für den Senat auch kein Anlass, die von der Beschwerdeführerin vorgenommenen Berechnungen nachzuprüfen. Die Ermittlung der herangezogenen Daten ist Sache der Regulierungsbehörde. Wegen des Amtsermittlungsgrundsatzes gibt es im Verwaltungsverfahren keine formelle Darlegungs- und Beweislast wie im Zivilprozess, sondern nur eine materielle Beweislast dahin, dass die Nichterweislichkeit einer bestimmten Tatsache regelmäßig zu Lasten der Behörde geht. Gleichermaßen gilt im vorliegenden Verwaltungsrechtsstreit der Untersuchungsgrundsatz. Das Beschwerdegericht hat den Sachverhalt von Amts wegen zu erforschen, § 82 Abs. 1 EnWG. Im Rahmen des Untersuchungsgrundsatzes bestimmt sich der Umfang seiner Aufklärungspflicht nach den Umständen. Die erstmalige Sachaufklärung obliegt der Regulierungsbehörde. Vom Gericht aufzuklären sind die rechtserheblichen, für die Entscheidung notwendigen Tatsachen. Dabei muss Anlass für eine gerichtliche Ermittlung bestehen. Es müssen weder alle vorgetragenen Tatsachen von Amts wegen nachgeprüft werden noch wegen jeder möglichen Unvollständigkeit Ermittlungen angestellt werden (Britz u.a.-Preedy, § 82, Rn. 3). Abgesehen davon, dass - wie stets - unstreitige oder offenkundige Tatsachen als gegeben hingenommen oder unterstellt werden dürfen, ist die Aufklärungspflicht auch begrenzt durch die Mitwirkung der Verfahrensbeteiligten, was sich aus § 82 Abs. 3 EnWG ergibt; denn auch dann, wenn die Verfahrensbeteiligten ihren Vortrag nicht hinreichend konkretisieren, braucht das Gericht dies vorbehaltlich seiner Erörterungspflichten nicht an ihrer Stelle zu tun und entsprechend zu ermitteln (Säcker-Stockmann, § 82 Rn. 5 m.N.). Was den dazu wechselseitig erforderlichen Vortrag angeht, gilt wie stets: Von der Substanz und Tragweite der Einwände hängt auch ab, wie intensiv die Verteidigung zu sein hat. Und von den aus der Auswertung dieser Einlassungen sich ergebenden Fragestellungen hängt auch ab, bis in welche Tiefe die weitere Ermittlung des Gerichts zu gehen hat (vgl. Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 66ff. bei juris). Hier fehlt es, wie schon ausgeführt, an jedem konkreten Vortrag der Beschwerdeführerin, aus dem sich ergeben könnte, dass das durchschnittliche Verhältnis von base- zu peak-load tatsächlich ein anderes sein könnte.

3.

76

Zu Unrecht rügt die Beschwerde weiter, sie könne die ihr gesetzte Vorgabe konkret nicht erreichen.

a)

77

Was insoweit zunächst den Prüfungsmaßstab der Regulierungsvorgabe angeht, so kommt der Beschwerdegegnerin ebenfalls ein gewisser Spielraum zu, der nach Meinung des Senats am besten mit dem schon erwähnten sachgebietsspezifischen Ausdruck des Regulierungsermessens beschrieben werden kann. Ein solcher Gestaltungsspielraum ist, was die Vorab-Bestimmung der in die Erlösobergrenze einzubeziehenden volatilen Verlustenergiekosten angeht, in der ARegV selbst angelegt. Wenn gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV Anreize gesetzt werden dürfen, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteilenur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden (H.v. Senat), so geht es offensichtlich nicht darum, lediglich einen bestimmten Ist-Wert festzustellen, sondern regulativ vorzugeben, was zukünftig erreicht werden soll. Das umfasst, abgesehen davon, dass eine nur eingeschränkt überprüfbare Prognoseentscheidung zu treffen ist (was wird im kommenden Jahreszeitraum der erwartbare erreichbare Preis sein?), auch eine komplexe Bewertung der Frage, was den Netzbetreibern in einer generalisierenden Betrachtung zugemutet werden kann.

b)

78

Vor diesem Hintergrund ist die von der Beschwerdegegnerin vorgegebene Orientierung des Referenzpreises am Mittelwert der Einkaufspreise zu billigen.

79

Geht man - was auch die Beschwerde nicht in Zweifel zieht - davon aus, dass die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie dem Grunde nach beeinflussbar sind (was sich schon daraus versteht, dass die Preise schwanken und man die Wahl hat, zu welchem Zeitpunkt man wieviel einkauft), so muss man auch akzeptieren, dass es einen guten (effizienten) und einen weniger guten (ineffizienten) Einkauf und damit in generalisierender Betrachtungsweise einen allgemeinen Grenzpreis geben kann und muss. Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht fehlsam, diesen nach dem Durchschnitt der Börsenpreise zu bemessen. Denn darin drückt sich aus, was im Vorjahreszeitraum grundsätzlich zu erreichen möglich gewesen wäre. Ebenso lässt ein Durchschnittspreis die Annahme zu, dass er nicht zuletzt aufgrund des Geschicks des Netzbetreibers im Jahresverlauf auch hat unterboten werden können.

80

Fraglich könnte dies nur sein, wenn ein durchschnittliches Einkaufspreisniveau, wie die Beschwerde behauptet, überhaupt nur großen Netzbetreibern möglich wäre und kleine das selbst mit Einkaufs- bzw. Ausschreibungsgemeinschaften nicht erreichen könnten. Das diesbezügliche Vorbringen bleibt aber ohne genügende Substanz. Nach eigenen Angaben der Beschwerdeführerin (Bl. 51) wird sie im Jahr 2014 den Referenzpreis um 13,6 % überschreiten. Daraus lässt sich nicht ableiten, dass ihr eine Unterschreitung niemals möglich wäre, zumal, da sie zu den von ihr insoweit unternommenen Anstrengungen gar nichts vorträgt. Zutreffend weist die Beschwerdegegnerin (Beschwerdeerwiderung S. 16, Bl. 104) darauf hin, dass die ARegV für kleinere Netzbetreiber keine anderen Effizienzmaßstäbe vorsieht und die Zuerkennung von Boni für kleinere Unternehmen der in der ARegV vorgesehenen Wettbewerbsanalogie widerspräche, weil sich an einem funktionierenden Markt ein Unternehmen nicht durchsetzen könnte, wenn es unter Hinweis auf seine (geringe) Größe teurer wäre als seine größeren Konkurrenten. Im Übrigen hat die Modellbildung im Rahmen des Effizienzvergleichs, wie der Senat aus diesbezüglichen Verfahren weiß, dies in dem Sinn bestätigt, dass die Unternehmensgröße kein erklärungsgeeigneter sog. Kostentreiber ist.

c)

81

Die Beschwerdeführerin kann auch nicht in allgemeiner Weise verlangen, dass die Beschwerdegegnerin die tatsächlichen Preise für einzelne Unternehmen zugrunde zu legen habe. Das wird mit dem Hinweis auf Entscheidungen zum GWB gefordert, denen zufolge auf den „höchsten unverzerrten Wettbewerbspreis“ abzustellen sei.

82

Dabei vermag die Beschwerde allerdings schon nicht darzulegen, inwieweit der hier gewählte Durchschnittspreis von einem solchen unverzerrten Wettbewerbspreis überhaupt abwiche. Darüber hinaus dürfte es im Rahmen einer generellen Festlegung, derer es im Interesse der Netzbetreiber dringend bedarf, auch ausgeschlossen sein, schon im Vorhinein den Preis zu ermitteln, den das jeweilige Unternehmen real am Markt erreichen kann. Das geht zum einen wegen des prognostischen Charakters und zum anderen auch deshalb nicht, weil dazu die Bundesnetzagentur praktisch den Verlustenergieeinkauf anstelle der Netzbetreiber durchführen oder ihn doch mindestens engmaschig begleiten müsste; das ist dem Problem denn doch nicht angemessen und ersichtlich eine Überforderung der Agentur mit Einzelheiten einer wettbewerblichen „Performance“, die die ARegV gerade in die Verantwortung der Netzbetreiber stellen will.

83

Dementsprechend leitet die Beschwerde aus dem Hinweis auf den unverzerrten Wettbewerbspreis auch kein konkret für sie höheres Preisniveau ab, sondern meint lediglich, es müsse deswegen ein gewisser Sicherheitsaufschlag gemacht werden. Das erscheint indes nicht gerechtfertigt. Sicherheitszuschläge hat die Bundesnetzagentur im Rahmen der Netzentgeltregulierung hier und da gemacht. Erstmals hat dieser Gedanke bei der Bestimmung des im Rahmen der Kostenprüfung als effizient anzusehenden Umlaufvermögens Anwendung gefunden. Weiter ist er im Rahmen der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in Ansatz gebracht worden. Schließlich hat der BGH (etwa Beschluss vom 14. August 2008, KVR 42/07, Rn 54 ff.) entsprechend dem Stand der damaligen Diskussion für die Bestimmung des sog. EK II-Zinssatzes einen - empirisch durch Sachverständige als ggf. existent zu ermittelnden - Risikozuschlag den sog. risikolosen Zinssatz erwogen. In den beiden Fällen, in denen die Bundesnetzagentur einen Risikozuschlag anerkannt hat, lag dem zugrunde, dass es für eine hinreichend genaue Bemessung eines Standardsatzes keine zureichende Datengrundlage gab. Das ist hier anders. Es gibt mit den täglichen, kontinuierlichen Börsendaten ausreichend Informationen aus zeitnahen Zeiträumen und also keinen Datenmangel. Die Frage eines Aufschlags beim EK-II-Zinssatz hat der Verordnungsgeber durch Änderung der StromNEV beendet; gemäß § 7 Abs. 7 StromNEV bemisst sich der Zins jetzt allein nach verschiedenen Umlaufsrenditen; Zuschläge sind unzulässig.

4.

84

Es ist des Weiteren auch nicht zu beanstanden, dass die Festlegung für die Anpassung der Erlösobergrenze um die volatilen Kosten lediglich Veränderungen des Referenzpreises, nicht aber Veränderungen bei der tatsächlichen Menge der in einem jeden Jahr angefallenen Verlustenergie zulässt und also die Mengen als über die Regulierungsperiode hinweg fix behandelt. Auch insofern dringt die Beschwerde mit ihrem Einwand nicht durch, es müssten jeweils die tatsächlichen Mengen der Beschaffung der Verlustenergie angesetzt werden.

85

Wie schon ausgeführt, ist die Beschwerdegegnerin am Maßstab der einschlägigen Vorschriften nicht gehindert (sondern vielmehr gehalten), regulatorisch-begrenzende Vorgaben zu machen. Insoweit erscheint auch ohne weiteres der Gedanke nachvollziehbar, dass mit der Fixierung der Mengen auf das Basisjahr ein zusätzlicher Anreiz geschaffen wird, auch die Menge der Verlustenergie zu senken. Dies erscheint tatsächlich sogar als ein geeigneter Mechanismus, um etwaige unternehmensindividuelle Verfehlungen des Referenzpreises zu kompensieren, weil man über geringere Mengen auch bei teils höheren Preisen noch zu geringeren Kosten insgesamt kommen kann.

86

Entgegen der Rüge der Beschwerde zielt die Fixierung der Menge daher eher auf eine Entlastung der Netzbetreiber denn auf eine weitere Belastung. Anders wäre es nur, wenn man davon ausgehen müsste, dass durch die steigende Einspeisung aus dezentraler Erzeugung die Verlustenergiemengen im Verlauf der zweiten Regulierungsperiode, wie die Beschwerde (Bl. 68) behauptet, „unweigerlich“ stiegen. Die Beschwerdegegnerin hat dazu die ihr vorliegenden Daten ausgewertet (Bl. 285ff. VV) und dazu schon im Beschluss ausgeführt, dass danach ein solcher Zusammenhang nicht habe festgestellt werden können. Das ist, auch wenn die Auswertung von der Beschwerdeführerin nicht im Einzelnen überprüft werden kann (weil sie Daten enthält, die gemäß § 31 Abs. 2 ARegV nicht weitergegeben werden dürfen), unter den hier gegebenen Umständen hinzunehmen: Die Annahme mit Zunahme dezentraler Erzeugung steigender Verlustenergie ist, wie den Stellungnahmen im Konsultationsverfahren zu entnehmen ist, nicht mehr als eine Vermutung der Netzbetreiber, die empirisch nicht gesichert ist. Aus den Angaben der Beschwerdeführerin über ihre eigenen Verlustenergiemengen lässt sich ein solcher Zusammenhang erst recht nicht ableiten; vielmehr sind danach von 2007 bis 2011 recht kontinuierliche und zuletzt sogar sinkende Mengen angefallen. Dass all dies etwaigen Ansätzen der Beschwerdeführerin zur Eindämmung der Verlustenergie geschuldet wäre, während die auf die dezentrale Einspeisung entfallenden Verlustenergiemengen nennenswert gestiegen seien, ist nicht ansatzweise dargelegt und lässt sich auch mit dem im Senatstermin noch vorgetragenen Anstieg der Energie aus dezentraler Erzeugung (von rd. 30.5 Mio. kWh in 2011 auf rd. 37,5 Mio. kWh in 2012) allein nicht begründen. Von daher besteht auch insoweit kein Anlass, die Ermittlungen der Beschwerdegegnerin weiterer Überprüfung zu unterziehen.

5.

87

Schließlich erscheint die Festlegung auch nicht deshalb als rechtswidrig, weil es sich dabei um ein unzulässiges „Doppel-Benchmarking“ handele, da die Kosten für die Verlustenergie einmal über das Benchmarking bei den Kosten und ein anderes Mal über den Effizienzwert reguliert würden.

88

Ein solches Doppel-Benchmarking liegt zwar - entgegen der bloß begrifflich-formalen Unterscheidung der Beschwerdegegnerin zwischen der Anwendung des Effizienzwertbestimmungsverfahrens einerseits (auf das sie den Ausdruck der „Effizienzvorgabe“ beschränkt sehen will) und einer „Beschaffungspreisobergrenze“ andererseits (Beschluss S. 8f.) - durchaus vor. Dies ist aber, wie schon ausgeführt, keineswegs durch § 21 a Abs. 1 EnWG ausgeschlossen. De lege lata entspricht es ganz offensichtlich dem Konzept der ARegV. Diese sieht grundlegend vor, dass gemäß § 6 Abs. 1 ARegV schon bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus für die Bestimmung der Erlösobergrenzen normativ-regulatorische Einschränkungen gemacht werden sollen. Sehenden Auges will die ARegV auf diesen bereits „gebenchmarkten“ Kostenblock bzw. die darin enthaltenen beeinflussbaren Kosten den Effizienzwert anwenden. Für praktisch alle Elemente der Kostenartenrechnung gibt es „deckelnde“ Vorgaben. Das gilt im Rahmen der aufwandsgleichen Kostenpositionen etwa für die Fremdkapitalzinsen, die gemäß § 5 Abs. 2 StromNEV höchstens in Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen anerkannt werden können. Das gilt gleichermaßen für die kalkulatorischen Abschreibungen, bei denen die Bundesnetzagentur Vorgaben für die Bestimmung der Tagesneuwerte gemacht hat und bei denen die StromNEV mit Folgen für die Eigenkapitalverzinsung eine bestimmte Eigenkapitalquote regulativ vorgeschrieben hat (letzteres das alte Problem der sog. „doppelten Deckelung“). Nicht anders sieht es bei der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung aus, bei der die Bundesnetzagentur über das Capital asset pricing-Modell gemäß § 7 Abs. 6 StromNEV/GasNEV nähere Festlegungen getroffen hat. Gleichermaßen ist, was eine weitere „Zumutung“ enthält, die Gewerbesteuer auf rein kalkulatorischer Basis und unabhängig von ihrem tatsächlichen Anfallen zu berücksichtigen. Es ist vor diesem Hintergrund nicht einzusehen, warum für die gleichfalls als variabel anzusehende Position der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie etwas anderes gelten sollte, und es ist ebenso wenig einzusehen, warum solcherlei Deckelungen beim Ausgangsniveau zulässig sein sollten und aber bei der jährlichen Anpassung der speziellen volatilen Kostenart Verlustenergie nicht.

89

Vor dem Hintergrund der nahezu auf jede Kostenposition umfangreich schon vor der Anwendung des Effizienzwerts angesetzten Standardisierung kann auch nicht, wie aber teilweise vertreten (vgl. Scholz/Richter, Die Kostenprüfung in der Anreizregulierung, RdE 2011, 295) angenommen werden, dass ein Rückgriff auf die „überkommene Prüfungspraxis aus der kostenorientierten Regulierung auf eine Aushöhlung des die Anreizregulierung prägenden Effizienzvergleichsmodells und die Umgehung der hierfür vorgegebenen Standards“ hinausliefe. Diese Auffassung macht im Ergebnis geltend, dass die Kostenprüfung in der Anreizregulierung darauf zu beschränken sei, Kosten auszunehmen, deren Ineffizienz sich „schon bei isolierter Betrachtung und ohne Vergleich mit anderen Netzbetreiber als ineffizient“ erweise. Diese Position ist nach Meinung des Senats schon dogmatisch unrichtig aufgehängt, weil sie (ebenso wie die Beschwerdeführerin) aus der Nichterwähnung des Vergleichsverfahrens, §§ 22 ff. StromNEV, in § 6 ARegV darauf schließen will, dass jedwedes vergleichende Verfahren unter der Geltung der ARegV unzulässig wäre. Daneben erscheint die Annahme auch methodisch nicht gut vertretbar, weil nicht recht verständlich ist, wie sich ohne eine vergleichende Betrachtung mit Rücksicht auf die Verhältnisse anderer Netzbetreiber die Effizienz eines „idealen, hypothetischen Netzbetreibers“ (a. a. O., S. 298) darstellen lassen sollte. Schließlich passt das zur Abgrenzung vorgeschlagene Begriffspaar der „konkreten“ Kosten des einzelnen Netzbetreibers einerseits und des „allgemeinen“ Effizienzvergleichs auch deshalb nicht, weil die Kostenprüfung weit mehr als von der quasi „handgesteuerten“ Kostenausscheidung im Einzelfall von standardisierten Vorgaben für Struktur und Verhältnisse eines effizienten Netzbetreibers lebt. Richtigerweise muss man nach dem offensichtlichen Konzept der ARegV davon ausgehen, dass ein mindestens doppeltes Benchmarking in dem vorgenannten Sinne - erst Kostenprüfung, dann Effizienzwertanwendung - gewollt ist. Tatsächlich handelt es sich dabei um ein mindestens dreifaches Benchmarking, weil die Netzbetreiber neben all dem auch noch vor den Kostensenkungsvorgaben stehen, die sich aus der Anwendung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ergeben. Nimmt man schließlich noch das Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV hinzu, das gemäß § 19 Abs. 2 ARegV jedenfalls im Lauf der zweiten Regulierungsperiode angewendet werden soll, handelt es sich sogar um ein vierfaches Benchmarking.

C.

90

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

D.

91

Der Senat lässt die Rechtsbeschwerde zu. Die Frage der Rechtmäßigkeit der Festlegung hat grundsätzliche Bedeutung im Sinne von § 86 Abs. 2 S. 1 EnWG und ist bislang höchstrichterlich noch nicht geklärt, § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG.

E.

92

Gegen diesen Beschluss ist die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof zugelassen. Die Rechtsbeschwerde ist binnen einer Frist von einem Monat nach Zustellung dieses Beschlusses schriftlich beim Schleswig-Holsteinischen Oberlandesgericht in Schleswig, Gottorfstraße 2, 24837 Schleswig, einzulegen. Die Rechtsbeschwerde muss durch einen Rechtsanwalt unterzeichnet sein; das gilt nicht für Rechtsbeschwerden der Regulierungsbehörden.


(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.
zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen gemäß § 5 Absatz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Absatz 2 der Gasnetzentgeltverordnung. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2 sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4)(weggefallen)

(1) Soweit nach diesem Grundgesetz ein Grundrecht durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes eingeschränkt werden kann, muß das Gesetz allgemein und nicht nur für den Einzelfall gelten. Außerdem muß das Gesetz das Grundrecht unter Angabe des Artikels nennen.

(2) In keinem Falle darf ein Grundrecht in seinem Wesensgehalt angetastet werden.

(3) Die Grundrechte gelten auch für inländische juristische Personen, soweit sie ihrem Wesen nach auf diese anwendbar sind.

(4) Wird jemand durch die öffentliche Gewalt in seinen Rechten verletzt, so steht ihm der Rechtsweg offen. Soweit eine andere Zuständigkeit nicht begründet ist, ist der ordentliche Rechtsweg gegeben. Artikel 10 Abs. 2 Satz 2 bleibt unberührt.

10
1. Die Ausgestaltung des nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleichs ist durch Gesetz und Verordnung nicht in allen Details punktgenau vorgegeben. Der mit der Durchführung des Effizienzvergleichs betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden vielmehr ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum , in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt.
12
a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements ein Entscheidungsspielraum zusteht.

(1) Eine Verletzung von Verfahrens- oder Formvorschriften, die nicht den Verwaltungsakt nach § 44 nichtig macht, ist unbeachtlich, wenn

1.
der für den Erlass des Verwaltungsaktes erforderliche Antrag nachträglich gestellt wird;
2.
die erforderliche Begründung nachträglich gegeben wird;
3.
die erforderliche Anhörung eines Beteiligten nachgeholt wird;
4.
der Beschluss eines Ausschusses, dessen Mitwirkung für den Erlass des Verwaltungsaktes erforderlich ist, nachträglich gefasst wird;
5.
die erforderliche Mitwirkung einer anderen Behörde nachgeholt wird.

(2) Handlungen nach Absatz 1 können bis zum Abschluss der letzten Tatsacheninstanz eines verwaltungsgerichtlichen Verfahrens nachgeholt werden.

(3) Fehlt einem Verwaltungsakt die erforderliche Begründung oder ist die erforderliche Anhörung eines Beteiligten vor Erlass des Verwaltungsaktes unterblieben und ist dadurch die rechtzeitige Anfechtung des Verwaltungsaktes versäumt worden, so gilt die Versäumung der Rechtsbehelfsfrist als nicht verschuldet. Das für die Wiedereinsetzungsfrist nach § 32 Abs. 2 maßgebende Ereignis tritt im Zeitpunkt der Nachholung der unterlassenen Verfahrenshandlung ein.