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Oberlandesgericht Koblenz Beschluss, 08. Nov. 2012 - 6 W 595/06 Kart

ECLI: ECLI:DE:OLGKOBL:2012:1108.6W595.06KART.0A

published on 08/11/2012 00:00

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Handels- und Gesellschaftsrecht

Diese Entscheidung zitiert

Tenor

: Auf die Beschwerde der Antragstellerin wird der Bescheid der ...[B] über die Genehmigung der Entgelte für den Zugang zum Elektrizitätsverteilernetz vom 4. September 2006 insoweit aufgehoben, als er die Verzinsung des Anteils des Eigenkapitals der Antragstellerin zum Gegenstand hat, der ihre zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt.

: Die ...[B] wird verpflichtet, den Antrag der Antragstellerin auf Genehmigung der Netzentgelte für die Zeit vom 1. Oktober 2006 bis zum 31. Dezember 2007 unter Ansatz eines Zinssatzes von 5,24 % für den Anteil des Eigenkapitals, der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt, neu zu bescheiden.

: Die weitergehende Beschwerde wird zurückgewiesen, soweit hierüber nicht bereits durch den Beschluss des Senats vom 4. Mai 2007 und den Beschluss des Bundesgerichtshofs vom 14. August 2008 (Aktenzeichen: KVR 36/07) rechtskräftig entschieden ist.

: Die Gerichtskosten des Beschwerdeverfahrens - mit Ausnahme der Sachverständigenkosten - und des Rechtsbeschwerdeverfahrens hat die Antragstellerin zu tragen.

: Die außergerichtlichen Kosten der Beteiligten einschließlich der ...[C], die bis zum Beschluss des Senats vom 4. Mai 2007 entstanden sind, sowie die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens vor dem Bundesgerichtshof hat die Antragstellerin zu tragen.

: Von den außergerichtlichen Kosten, die im Beschwerdeverfahren nach Zurückverweisung der Sache durch den Bundesgerichtshof an den Senat entstanden sind - einschließlich der Kosten der ...[C] -, hat die Antragstellerin 4/5 zu tragen; die ...[B] hat 1/5 der außergerichtlichen Kosten der Antragstellerin zu tragen. Im Übrigen tragen die Beteiligten ihre außergerichtlichen Kosten selbst.

: Von den Kosten, die auf die Tätigkeit des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] in diesem Verfahren mit einem Anteil von 1/3 entfallen, hat die Antragstellerin 3/4 zu tragen, die ...[B] hat 1/4 zu tragen.

: Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen, soweit der Senat über die Verzinsung des Anteils des Eigenkapitals entschieden hat, der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt.

Gründe

: I.

1: Die Antragstellerin ist ein in der Rechtsform der GmbH tätiges Energieversorgungsunternehmen. Sie versorgt ihre Kunden unter anderem mit Elektrizität und betreibt elektrische Verteilernetze, die sie allen Kunden für die Netznutzung zur Verfügung stellt und an die weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind.

2: In den Jahren 1995 bis 1997 war ihre alleinige Gesellschafterin die ...[A] GmbH, deren Anteile teils unmittelbar, teils mittelbar über die ...[A] AöR von der Stadt …[Z] gehalten werden. In den Jahren 1998 und 1999 hielt die ...[A] GmbH an der Antragstellerin noch einen Anteil von 75,1 %; den restlichen Anteil von 25,9 % hielt die ...[E] AG. Zum 1. Januar 2000 verringerte sich die Beteiligungsquote der ...[A] GmbH an der Antragstellerin auf 56,4 %. Weitere Gesellschafter waren die ...[E] AG mit einem Anteil von 18,7 % sowie die Erdgasversorgung ...[F] Gesellschaft für Energiedienstleistungen GmbH mit 24,9 %. Wegen der heutigen Beteiligungsverhältnisse wird auf die Übersicht GA 964 Bezug genommen; der Gesellschafteranteil der ...[A] GmbH an der Antragstellerin hat sich nicht verändert.

3: Mit Schreiben vom 28. Oktober 2005 beantragte die Antragstellerin bei der für Rheinland-Pfalz zuständigen ...[B] Energie (im Folgenden: ...[B]) die Genehmigung ihrer Entgelte für den Netzzugang gemäß § 23 a Abs. 1 und 3 EnWG, zuletzt für den Zeitraum vom 1. Oktober 2006 bis 31. Dezember 2007. Mit Bescheid vom 4. September 2006 erteilte die ...[B] die Genehmigung der Entgelte für den Netzzugang in einem geringeren Umfang als von der Antragstellerin beantragt. Sie kürzte die Kostenpositionen Verlustenergie um 99.808 €, die kalkulatorischen Abschreibungen um 1.419.367,56 €, die Eigenkapitalverzinsung um 1.549.393,91 € und die kalkulatorische Gewerbesteuer um 1.141.178,09 €. Insgesamt beliefen sich die Kürzungen auf 4.209.747,56 €. Des Weiteren versah die ...[B] die Genehmigung mit einer Auflage.

4: Mit ihrer Beschwerde hat die Antragstellerin sich gegen die vorgenannten Kürzungen und die Auflage zum Genehmigungsbescheid gewandt. Sie hat beantragt, die ...[B] unter Aufhebung ihres Genehmigungsbescheides zu verpflichten, die Entgelte mit Wirkung vom 1. Oktober 2006 bis zum 31. Dezember 2007 in der im Preisblatt der Antragstellerin zum Genehmigungsantrag beantragten Höhe zu genehmigen. Die ...[B] und die ...[C] als weitere Beteiligte im Beschwerdeverfahren sind dem Antrag entgegengetreten.

5: Durch Beschluss vom 4. Mai 2007 hat der Senat den Bescheid der ...[B] aufgehoben und sie verpflichtet, den Antrag der Antragstellerin auf Genehmigung der Netzentgelte unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats neu zu bescheiden; die weitergehende Beschwerde hat der Senat zurückgewiesen.

6: Der Senat hat der Beschwerde hinsichtlich der Kürzungen bei den kalkulatorischen Abschreibungen stattgegeben. Des Weiteren hat der Senat die Beschwerde bei der Position Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung insoweit als erfolgreich angesehen, als die ...[B] den die zugelassene Eigenkapitalquote von 40 % übersteigenden Anteil des Eigenkapitals der Antragstellerin mit lediglich 4,8 % statt der beantragten 6,5 % verzinst hat. Der Senat hat angenommen, der ...[B] stehe ein Beurteilungsspielraum zu, den sie fehlerhaft nicht ausgeübt habe. Der Senat hat der ...[B] insoweit die Neubescheidung aufgegeben.

7: Des Weiteren hat der Senat die Auflage zur Genehmigung aufgehoben.

8: Hinsichtlich der weiteren Streitpunkte hat der Senat die Beschwerde der Antragstellerin zurückgewiesen. Bezüglich der Kostenposition Verlustenergie ist der Senat davon ausgegangen, dass die Antragstellerin Planwerte nach den Grundsätzen des § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 der Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV) nicht in das Netznutzungsentgelt einstellen könne, weil § 10 Abs. 1 Satz 2 StromNEV als abschließende Regelung die Berücksichtigung von Planwerten ausschließe.

9: Wegen der weiteren tatbestandlichen Feststellungen und der Begründung im Einzelnen wird auf die Gründe des Beschlusses vom 4. Mai 2007 Bezug genommen.

10: Gegen den Beschluss vom 4. Mai 2007 haben sowohl die Antragstellerin als auch die ...[B] und die ...[C] Rechtsbeschwerde eingelegt.

11: Durch Beschluss vom 14. August 2008 (Aktenzeichen: KVR 36/07) hat der Bundesgerichtshof die Rechtsbeschwerden der ...[B] und der ...[C] insoweit zurückgewiesen, als sie sich gegen die Aufhebung der mit dem Genehmigungsbescheid vom 4. September 2006 verbundenen Auflage richten.

12: Im Übrigen hat der Bundesgerichtshof nach der Entscheidungsformel des Beschlusses vom 14. August 2008 auf die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin und die weitergehenden Rechtsbeschwerden der ...[B] und der ...[C] den Beschluss des Senats vom 4. Mai 2007 aufgehoben und die Sache im Umfang der Aufhebung zu neuer Verhandlung und Entscheidung, auch über die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens, an den Senat zurückverwiesen.

13: Betreffend die Kostenposition Verlustenergie hat der Bundesgerichtshof auf die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin entschieden, dass Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie im Falle gesicherter Erkenntnisse auch mit Planwerten im Sinne des § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV in Ansatz gebracht werden können, weil die Regelung des § 10 Abs. 1 Satz 2 StromNEV nicht abschließend ist. In der Entscheidung ist ausgeführt, das Beschwerdegericht werde Feststellungen dazu nachzuholen haben, inwieweit gesicherte Erkenntnisse über höhere Kosten von Verlustenergie bestanden hätten (aaO, Tz. 14).

14: Hinsichtlich der Kostenposition Kalkulatorische Abschreibungen hatten die Rechtsbeschwerden der ...[C] und der ...[B] Erfolg. Der Bundesgerichtshof hat entschieden, dass die Voraussetzungen der Vermutungsregelung des § 32 Abs. 3 Satz 3 StromNEV erfüllt sind und dass die Antragstellerin diese Vermutung nicht widerlegt hat.

15: Hinsichtlich der Kürzungen bei der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung hat der Bundesgerichtshof die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin hinsichtlich der Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 Abs. 1 StromNEV in der bis zum 5. November 2007 geltenden Fassung; im Folgenden: a.F.) als unbegründet angesehen. Hingegen hatte die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin insoweit Erfolg, als der Senat angenommen hatte, der ...[B] stehe bei der Ermittlung des (Fremdkapital-)Zinssatzes für den Eigenkapitalbetrag, der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt, ein Beurteilungsspielraum zu. Der Bundesgerichtshof hat entschieden, dass der ...[B] bei der Festlegung des Fremdkapitalzinssatzes nach § 7 Abs. 1 Satz 3 StromNEV a.F. in Verbindung mit § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV kein Beurteilungsspielraum zusteht. Insoweit bedürfe es noch weiterer Feststellungen des Beschwerdegerichts.

16: Hinsichtlich der Kürzungen bei der kalkulatorischen Gewerbesteuer hatte die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin keinen Erfolg.

17: Wegen der Begründung des Bundesgerichtshofs im Einzelnen wird auf den Beschluss vom 14. August 2008 Bezug genommen.

18: Nach Zurückverweisung der Sache an den Senat wiederholen und vertiefen die Beteiligten ihre Ausführungen betreffend die Kostenpositionen Verlustenergie und Fremdkapitalzinssatz für den Anteil des Eigenkapitals, der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt.

19: Die Antragstellerin ist der Auffassung, die von ihr in Ansatz gebrachten Planwerte für die Beschaffung von Verlustenergie beruhten auf gesicherten Erkenntnissen über den Planzeitraum im Sinne von § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV. Der Zinssatz für die (fiktive) Beschaffung von Fremdkapital auf dem Kapitalmarkt nach § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV sei mit 6,5 % zu bemessen.

20: Die Antragstellerin verfolgt ihren im Beschwerdeverfahren gestellten Hauptantrag weiter, soweit dieser Antrag durch die Entscheidung des Bundesgerichtshofs nicht bereits endgültig beschieden ist.

21: Die ...[B] stellt den Antrag, die Beschwerde zurückzuweisen.

22: Die ...[B] ist der Auffassung, die von der Antragstellerin vorgenommene Berechnung von Verlustenergiekosten sei intransparent. Die herangezogenen Börsendaten seien nicht geeignet, gesicherte Erkenntnisse für eine voraussichtliche Kostenlast zu begründen. Die Berechnung sei auch deshalb nicht geeignet, weil sie - was unstreitig ist - nicht den tatsächlichen Einkaufsverhältnissen der Antragstellerin entspreche.

23: Die ...[B] und die ...[C] sind der Auffassung, der (fiktive) Fremdkapitalzinssatz für das die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigende Eigenkapital sei mit 4,8 % zu bemessen.

24: Der Senat hat über die Höhe des fiktiven Fremdkapitalzinssatzes, den die Antragstellerin im Rahmen der Netzentgeltermittlung für die Verzinsung ihres die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigenden Eigenkapitals ansetzen kann, durch Einholung eines Sachverständigengutachtens Beweis erhoben. Wegen des Ergebnisses der Beweisaufnahme wird auf die gutachterliche Stellungnahme des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] vom 12. Juli 2010 sowie seine ergänzende gutachterliche Stellungnahme vom 9. März 2012 Bezug genommen.

25: Wegen des weiteren Sach- und Streitstandes wird auf die gewechselten Schriftsätze der Parteien nebst Anlagen sowie den weiteren Akteninhalt Bezug genommen.

: II.

26: Die Beschwerde der Antragstellerin hat nur in geringem Umfang Erfolg.

: A)

27: Entscheidungsgegenstand des Beschwerdeverfahrens nach Zurückverweisung der Sache durch den Bundesgerichtshof sind nur noch die Kostenpositionen Verlustenergie und Verzinsung des Eigenkapitalanteils, der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigt.

28: Zwar könnte die Entscheidungsformel im Beschluss des Bundesgerichtshofs vom 14. August 2008 Anlass zu der Annahme geben, der Bundesgerichtshof habe den Beschluss des Senats vom 4. Mai 2007 (mit Ausnahme der Entscheidung betreffend die Auflage zur Genehmigung) insgesamt aufheben und das Verfahren in vollem Umfang an das Beschwerdegericht zurückverweisen wollen. Die Auslegung der Entscheidungsformel anhand der Gründe des Beschlusses vom 14. August 2008 zeigt jedoch zweifelsfrei, dass der Bundesgerichtshof lediglich hinsichtlich der beiden vorgenannten Kostenpositionen weitere Feststellungen als erforderlich angesehen hat und das Beschwerdeverfahren deshalb nur in diesem Umfang zu neuer Verhandlung und Entscheidung an das Beschwerdegericht zurückverwiesen worden ist.

29: Über die weiteren Kostenpositionen hat der Bundesgerichtshof dagegen abschließend rechtskräftig entschieden. Hinsichtlich der Kostenposition Kalkulatorische Abschreibungen hat der Bundesgerichtshof zwar den Rechtsbeschwerden der ...[C] und der ...[B] stattgegeben; der Bundesgerichtshof hat jedoch zu dieser Kostenposition in der Sache selbst abschließend entschieden. Hinsichtlich der weiteren Kostenpositionen der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung (hier: Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 Abs. 1 StromNEV a.F.) und der kalkulatorischen Gewerbesteuer hat der Bundesgerichtshof die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin zurückgewiesen, auch wenn dies im Tenor der Entscheidung nicht ausdrücklich ausgesprochen worden ist.

30: Der Umfang des verbliebenen Entscheidungsgegenstandes im Beschwerdeverfahren steht zwischen den Beteiligten auch nicht im Streit.

: B)

31: Die Beschwerde der Antragstellerin hat in der Sache keinen Erfolg, soweit sie sich gegen die Kürzung bei der Kostenposition Verlustenergie um 99.808 € richtet.

32: 1. Der Bundesgerichtshof hat auf die Rechtsbeschwerde der Antragstellerin entschieden, dass - entgegen der im angefochtenen Beschluss vertretenen Auffassung des Senats - die Regelung des § 10 Abs. 1 Satz 2 StromNEV nicht abschließend ist und dass deshalb Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie im Falle gesicherter Erkenntnisse auch mit Planwerten im Sinne des § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV in Ansatz gebracht werden können. Der Bundesgerichtshof hat das Verfahren an das Beschwerdegericht zurückverwiesen, damit der Senat die notwendige Prüfung vornehmen kann, inwieweit gesicherte Erkenntnisse über höhere (Plan-)Kosten von Verlustenergie bestanden haben.

33: 2. Gesicherte Erkenntnisse über Plankosten, die den von der ...[B] anerkannten Betrag übersteigen, haben nicht vorgelegen.

34: a) Die Antragstellerin macht zu der Kostenposition Verlustenergie im Wesentlichen geltend, § 3 Abs. 1 Satz 5 StromNEV und die durch dessen Halbsatz 2 eingeräumte Möglichkeit, ergänzend zu den Ist-Kosten auch Plankosten in die Netzentgeltermittlung einzubeziehen, richte sich in erster Linie an die Netzbetreiber und damit an die Antragstellerin. Daraus folge, dass der ...[B] bei der Überprüfung dieser Kostenposition weder ein Beurteilungsspielraum noch ein Ermessen zustehe. Der Prüfungsumfang der Regulierungsbehörde sei mit den Maßstäben vergleichbar, mit denen Gerichte Ermessensentscheidungen der Verwaltung beurteilen. Die Kostenkalkulation der Antragstellerin nach der StromNEV sei seitens der Regulierungsbehörde daher allein daraufhin zu überprüfen, ob der Prognose im Einzelfall sachfremde Erwägungen zugrunde lägen oder Abweichungen von anerkannten Verfahren der Prognosebildung bestünden.

35: § 3 Abs. 1 Satz 5 StromNEV sei nach Wortlaut, Systematik und Zweck der Regelung dahin auszulegen, dass gesicherte Erkenntnisse vorlägen, wenn die aufgrund der innerbetrieblichen Kostenkalkulation bestehenden subjektiven Erwartungen des zur Kalkulation verpflichteten Netzbetreibers durch objektive Umstände auf Basis der Anwendung betriebswirtschaftlicher Methoden und unter Zugrundelegung kaufmännischer Erfahrungswerte in einem Maße gestützt werden, dass eine jedenfalls überwiegende Wahrscheinlichkeit für den Eintritt der entsprechenden Erwartungen spreche.

36: Solche gesicherten Erkenntnisse hätten hinsichtlich Beschaffungskosten der Antragstellerin in Höhe von 5,06 ct/kWh für das Planjahr 2006 vorgelegen.

37: Die Antragstellerin hat dargelegt, zum Zeitpunkt ihres Genehmigungsantrags im Oktober 2005 seien die von ihrem Unternehmensbereich "Netzbetrieb" benötigten Strommengen an Verlustenergie nicht gesondert, sondern über die von ihrem Unternehmensbereich "Vertrieb" insgesamt beschafften Einkaufsmengen gedeckt worden. Die Beschaffung von Verlustenergie sei somit im Rahmen des gemeinsamen Einkaufs durch den Vertriebsbereich erfolgt. Der Einkaufspreis für die insgesamt beschafften Einkaufsmengen spiegele regelmäßig nicht das Preisniveau wider, welches der Netzbetrieb der Antragstellerin als (unterstellt) selbständig handelnder Netzbetreiber bei der Beschaffung lediglich der Verlustenergiemengen am Markt erzielen könne. Insoweit müsse man sich den Stromvertrieb unter dem Gesichtspunkt der in §§ 6 ff. EnWG normierten Entflechtungsvorgaben als fremden Lieferanten vorstellen.

38: Die Antragstellerin hat deshalb unterstellt, dass ihr Unternehmensbereich "Netzbetrieb" selbständig zur Deckung der Verlustenergiemengen verpflichtet ist und der Einkauf dieser Mengen in Form eines die Lastganglinie der Antragstellerin abbildenden Fahrplans bei der Strombörse EEX in Leipzig erfolge. Die Verlustenergiekosten seien dabei ausweislich des dem Entgeltantrag vom 28. Oktober 2005 beigefügten Berichts auf Basis der Mittelwerte der letzten drei Monate (7. Juli 2005 bis 6. Oktober 2005) des EEX-Futures-Spotmarktes 2006 mit 43,55 €/MWh für "Base" und 59,17 €/MWh für "Peak" berechnet worden. Über Base-Produkte würden Grundlasten, über Peak-Produkte hingegen Lastspitzen eingekauft. Der Zeitverlauf der Verluste und die Zuordnung zu den Base- und Peak-Produkten seien aus der Lastganglinie und den spezifischen Verlusten pro Spannungsebene abgeleitet worden.

39: b) Die ...[B] macht geltend, sie sei berechtigt, den Ansatz von Plankosten durch Netzbetreiber in vollem Umfang zu prüfen. Bei der Entscheidung, ob die Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres (§ 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 1 StromNEV) oder - ausnahmsweise - gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr zu berücksichtigen seien, stehe ihr ein Beurteilungsspielraum hinsichtlich der Anwendung des unbestimmten Rechtsbegriffs "gesicherte Erkenntnisse" zu. Des Weiteren stehe, wie die Gesetzesformulierung in § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV ("können berücksichtigt werden") zeige, der Regulierungsbehörde ein Ermessen dahin zu, ob Planwerte an Stelle der in der Vergangenheit entstandenen Ist-Kosten zu berücksichtigen seien.

40: Die Auslegung des § 3 Abs. 1 Satz 5 StromNEV ergebe, dass gesicherte Erkenntnisse nur vorlägen, wenn mit dem Eintritt des kostenverursachenden Ereignisses und der Entstehung der Kostenlast mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit zu rechnen sei. Danach habe es hier bei den von der ...[B] anerkannten Beschaffungskosten von 4,4 Cent/kWh zu verbleiben. Dieser Betrag errechne sich aus den von der ...[B] ermittelten durchschnittlichen Beschaffungskosten für Elektrizität auf dem Großhandelsmarkt im Jahr 2004 und einem Sicherheitszuschlag von 10 %. Die Berechnung der Antragstellerin zu den Plankosten sei intransparent. Insbesondere seien keine Informationen über den zugrunde gelegten Lastgang vorgelegt worden. Im Übrigen handele es sich bei dem Lastgang bzw. der Fahrplanlieferung selbst immer um eine Prognoseberechnung. Hieraus könnten keine gesicherten Erkenntnisse abgeleitet werden. Die von der Antragstellerin zugrunde gelegte Form der Verlustenergiebeschaffung entspreche nicht den tatsächlichen Einkaufsverhältnissen der Antragstellerin; sie sei also rein hypothetisch. Die Vorteile des tatsächlich von der Antragstellerin praktizierten günstigeren Stromeinkaufs müssten selbstverständlich an die Netzkunden durchgereicht werden. Die von der Antragstellerin herangezogenen Börsendaten seien ersichtlich nicht geeignet, eine überwiegende Wahrscheinlichkeit für eine bestimmte Kostenlast zu begründen. Im Übrigen seien die von der Antragstellerin im Beschwerdeverfahren vorgenommenen Erläuterungen verspätet und nicht mehr zu berücksichtigen.

41: c) Die Antragstellerin hat keine Gesichtspunkte dargelegt, die die Annahme "gesicherter Erkenntnisse" über voraussichtliche Kosten der Beschaffung von Verlustenergie im Planjahr 2006/2007 rechtfertigen (§ 10 Abs. 1 Satz 1 StromNEV in Verbindung mit § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV).

42: aa) Nach § 3 Abs. 1 Satz 5 StromNEV erfolgt die Ermittlung der Kosten und der Netzentgelte auf der Basis der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres; gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr können dabei berücksichtigt werden. Der maßgebliche Zeitpunkt für die Beurteilung, ob gesicherte Erkenntnisse über die im Planjahr voraussichtlich anfallenden Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie bestehen, ist der Zeitpunkt der Antragstellung (Senat, Beschluss vom 9. Juli 2009 - W 621/06.Kart, S. 15 ff.; vgl. auch BGH, Beschluss vom 7. April 2009 - EnVR 6/08, ZNER 2009, 257, Tz. 8 zum inhaltlich übereinstimmenden § 3 Abs. 1 Satz 4 Halbs. 2 GasNEV). Dies folgt bereits daraus, dass § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 1 StromNEV auf die Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres - d.h. vor der Antragstellung - abstellt und in dem anschließenden Halbsatz 2 der Ansatz von Erkenntnissen über das "Planjahr" auf (gesicherten) Erwartungen für die Zukunft zu beruhen hat. Die hiernach anzustellende Prognose für die Zukunft kann sich nur auf den Zeitpunkt der Stellung des Genehmigungsantrags beziehen. Dies ergibt sich auch aus § 28 Abs. 1 Satz 1 StromNEV, wonach die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte zu erstellen haben. Der Bericht muss unter anderem eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlungen der Netzentgelte nach § 3 StromNEV enthalten. Nach § 28 Abs. 1 Satz 3 StromNEV müssen die Angaben einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen. Auch daraus folgt, dass für die - im Bericht darzulegende - Prognose von Planwerten auf den Zeitpunkt des Antrags abzustellen ist. Soweit Unterlagen nachgereicht oder im Beschwerdeverfahren näher erläutert werden, kann sich dies nur auf die bis zur Antragstellung gewonnenen Erkenntnisse betreffend das Planjahr beziehen (Senat, Beschluss vom 9. Juli 2009, aaO).

43: bb) Entgegen der Auffassung der Antragstellerin steht der Regulierungsbehörde nicht nur ein eingeschränktes Prüfungsrecht hinsichtlich der Angaben der Antragstellerin zu. Es bestehen keine Anhaltspunkte für die Annahme, dass der Gesetzgeber im Rahmen des § 3 Abs. 1 Satz 5 StromNEV der Regulierungsbehörde lediglich ein beschränktes Prüfungsrecht hat einräumen wollen. Dies widerspräche auch eindeutig der Konzeption der gesetzlichen und verordnungsrechtlichen Regulierungsbestimmungen. Überhöhten Plankostenansätzen der Netzbetreiber wäre damit Tür und Tor geöffnet. Eine möglichst preisgünstige und effiziente Versorgung der Allgemeinheit mit leitungsgebundener Elektrizität (§ 1 Abs. 1 EnWG) wäre damit nicht gewährleistet. Ebenso wie die Regulierungsbehörde ein volles Überprüfungsrecht hat, ob die Kostenermittlung des Netzbetreibers auf der Basis der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres zutreffend ist, steht ihr daher auch hinsichtlich der Plankostenkalkulation des Netzbetreibers das volle Überprüfungsrecht zu (Senat, aaO, S. 10).

44: Auf der anderen Seite steht der Regulierungsbehörde auch kein gerichtlich nur eingeschränkt überprüfbarer Beurteilungsspielraum hinsichtlich der Frage zu, ob gesicherte Erkenntnisse vorliegen. Zwar handelt es sich bei den "gesicherten Erkenntnissen über das Planjahr" um einen unbestimmten Rechtsbegriff. Es ist jedoch anerkannt, dass Verwaltungsbehörden ein gerichtlich nur eingeschränkt überprüfbarer Beurteilungsspielraum lediglich unter bestimmten Voraussetzungen zuzugestehen ist (vgl. BGH, Beschluss vom 14. August 2008 - KVR 36/07, Tz. 63 m.w.Nachw.). Keine der anerkannten Fallgestaltungen ist im vorliegenden Fall gegeben. Es ist auch im Übrigen kein Grund ersichtlich, der im vorliegenden Fall die Anerkennung eines der gerichtlichen Überprüfung nur eingeschränkt zugänglichen Beurteilungsspielraums rechtfertigen könnte. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde, im vorliegenden Fall das Vorliegen gesicherter Erkenntnisse zu verneinen, ist deshalb im Beschwerdeverfahren in vollem Umfang nachprüfbar (Senat, Beschluss vom 9. Juli 2009, aaO, S. 10).

45: cc) Gesicherte Erkenntnisse im Sinne des § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV liegen vor, wenn sich aus objektiven Anhaltspunkten schlüssig ableiten lässt, dass Kosten in Höhe der angesetzten Planwerte mit hoher Wahrscheinlichkeit entstehen werden. Dies hat der Bundesgerichtshof zwischenzeitlich entschieden (BGH, aaO, Tz. 8 zu § 3 Abs. 1 Satz 4 Halbs. 2 GasNEV; vgl. auch Senat, aaO, S. 15: hohe, weit überwiegende Wahrscheinlichkeit).

46: Umstände, die nach diesem Maßstab die Annahme gesicherter Erkenntnisse über Kosten der Beschaffung von Verlustenergie im - dem Antrag zunächst zugrunde gelegten - Planjahr 1. Mai 2006 bis 30. April 2007 zum Zeitpunkt der Antragstellung am 28. Oktober 2005 rechtfertigten, hat die Antragstellerin weder im Genehmigungs- noch im Beschwerdeverfahren dargelegt.

47: Für den von der Antragstellerin begehrten Ansatz von Planwerten auf der Grundlage von hypothetischen Einkaufspreisen, die der unselbständige Unternehmensbereich "Netzbetrieb" der Antragstellerin an der Strombörse zu zahlen hätte, ist bereits deshalb kein Raum, weil diese Form der Beschaffung von Verlustenergie nicht dem voraussichtlichen Beschaffungsverhalten der Antragstellerin im Planzeitraum entsprach. Wie die Antragstellerin selbst dargelegt hat, beschaffte sie tatsächlich die zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste (Verlustenergie) erforderten Strommengen über ihren Unternehmensbereich "Vertrieb", der Strom in erheblich größeren Mengen - zu günstigeren Preisen - einkauft und dem Unternehmensbereich "Netzbetrieb" den für die Deckung der Verlustenergie benötigten Strom zur Verfügung stellt.

48: Gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr können nur insoweit bestehen, als die geltend gemachten Planwerte auch dem voraussichtlichen Beschaffungsverhalten des Netzbetreibers entsprechen. Dem Netzbetreiber ist es deshalb verwehrt, Kosten als Plankosten anzusetzen, die er voraussichtlich nicht haben wird.

49: Entgegen der Auffassung der Antragstellerin ist nicht darauf abzustellen, wie sie ihren Strom beschaffen müsste, wenn ihr Unternehmensbereich "Netzbetrieb" als rechtlich und operationell entflochten anzusehen wäre (§§ 6 ff. EnWG). Die Antragstellerin war im Planjahr als vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen (§ 3 Nr. 38 EnWG), das - neben der Versorgung von Kunden mit Strom und anderen Tätigkeiten - elektrische Verteilernetze betreibt, an die weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, von den gesetzlichen Vorgaben zur rechtlichen und operationellen Entflechtung befreit (§ 7 Abs. 2 Satz 1 EnWG, § 8 Abs. 6 Satz 1 EnWG). Sie war auch nicht tatsächlich entflochten. Vielmehr stellte sich der Bereich "Netzbetrieb" als rechtlich unselbständiger Unternehmensteil der Antragstellerin dar. Es kommt deshalb im Rahmen des § 3 Abs. 1 Satz 5 Halbs. 2 StromNEV darauf an, zu welchen Preisen die Antragstellerin als (nicht entflochtene) Netzbetreiberin voraussichtlich Verlustenergie tatsächlich beschafft hätte.

50: Die Antragstellerin hat nicht dargelegt, wie hoch voraussichtlich ihre tatsächlichen Einkaufspreise für (Verlust-)Energie im Jahr 2006 durch ihren Unternehmensbereich "Vertrieb" gewesen wären. Aufgrund ihres Vorbringens ist davon auszugehen, dass die Beschaffungspreise günstiger waren als die als Plankosten geltend gemachten hypothetischen Einkaufspreise. Die Antragstellerin hat auch nicht dargetan, dass im Zeitpunkt der Antragstellung eine hohe Wahrscheinlichkeit dafür bestand, dass sich ihr Verfahren zur Beschaffung der benötigten Verlustenergie im Planjahr ändern werde und sie künftig Strom in der zur Deckung der Verlustenergie benötigten Menge auf dem von ihr bezeichneten "EEX-Futures-Spotmarkt" erwerben werde.

51: Unabhängig davon genügen die Angaben der Antragstellerin auch nicht den nach § 28 Abs. 1 Satz 3 StromNEV zu stellenden Anforderungen. Die Darlegungen der Antragstellerin sind auch für einen sachkundigen Dritten aus sich heraus nicht verständlich und nachvollziehbar. Insbesondere hat die Antragstellerin nicht begründet, unter Ansatz welcher Lastgangprofile sie zu den von ihr ermittelten Preisen gelangt ist. Zudem sind die von der Antragstellerin für den Zeitraum 7. Juli bis 6. Oktober 2005 angegebenen Börsenpreise nicht geeignet, mit dem erforderlichen Grad an hoher Wahrscheinlichkeit auf die zukünftigen Beschaffungspreise für den (damals angenommenen) Planzeitraum 1. Mai 2006 bis 30. April 2007 zu schließen.

52: Der Senat hat die Antragstellerin im Beschwerdeverfahren auf die vorstehenden Gesichtspunkte hingewiesen. Die Antragstellerin hat dem nichts mehr entgegengesetzt.

: C)

53: Die Beschwerde der Antragstellerin hat insoweit Erfolg, als sich der von der ...[B] angesetzte Zinssatz von 4,8 % für die Verzinsung des Anteils am Eigenkapital der Antragstellerin, der die zugelassene Eigenkapitalquote von 40 % übersteigt, als zu niedrig erweist. Der Bescheid der ...[B] ist deshalb insoweit aufzuheben. Der Senat sieht sich außerstande, das Preisblatt, das Grundlage der Genehmigungsentscheidung der ...[B] ist, neu zu berechnen. Die ...[B] ist deshalb in entsprechender Anwendung des § 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO zu verpflichten, die Antragstellerin unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats neu zu bescheiden (vgl. BGH, Beschluss vom 14. August 2008 - KVR 39/07 - Vattenfall, ZNER 2008, 217, Tz. 76 f. und Beschluss vom 14. August 2008 - KVR 34/07, Tz. 4 ff., jew. zit. nach juris; Hanebeck in Britz/Hellermann/ Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 83 Rdnr. 11).

54: 1. Nach § 7 Abs. 1 Satz 3 StromNEV a.F. ist der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigende Anteil des Eigenkapitals nominal wie Fremdkapital zu verzinsen. Dieser Fremdkapitalzinssatz ist nach den Maßstäben des § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV zu ermitteln (BGH, Beschluss vom 14. August 2008 - KVR 36/07, Tz. 62). Nach dieser Bestimmung sind Fremdkapitalzinsen in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

55: Die Antragstellerin ist der Auffassung, dass dieser Zinssatz - wie bei der gesetzlichen Verzinsung zugelassenen Eigenkapitals bei Altanlagen (§ 7 Abs. 6 Satz 2 StromNEV a.F.) - mit 6,5 % zu bemessen ist. Die ...[B] hat dagegen lediglich einen Zinssatz von 4,8 % anerkannt. Dieser Zinssatz entspricht dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten; hierbei wurden nur Anleihen der öffentlichen Hand berücksichtigt.

56: Der Bundesgerichtshof hat durch Beschluss vom 14. August 2008 (aaO, Tz. 59 ff.) entschieden, dass der ...[B] bei der Festlegung des (fiktiven) Fremdkapitalzinssatzes nach § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV kein Beurteilungsspielraum zusteht. Der Bundesgerichtshof hat weiter entschieden, entgegen der Auffassung der ...[B] könne dieser Zinssatz aber auch nicht ohne weitere tatrichterliche Feststellungen mit 4,8 % pro Jahr bemessen werden.

57: Wie der Bundesgerichtshof ausgeführt hat, sollen nach dem Sinn und Zweck des § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV Fremdkapitalzinsen höchstens in der Höhe berücksichtigt werden, zu der sich der Netzbetreiber auf dem Kapitalmarkt langfristig Fremdkapital durch Ausgabe einer fest verzinslichen Anleihe, wie etwa einer Inhaberschuldverschreibung, hätte verschaffen können. Der fiktive Kreditgeber wird dabei von dem im Anlagezeitpunkt erzielbaren Zinssatz für eine langfristige, insolvenzfeste Anleihe, wie sie die öffentliche Hand bietet, ausgehen und im Falle der Geldanlage bei einem anderen Emissionsschuldner für die Inkaufnahme des Ausfallrisikos einen bestimmten Risikozuschlag verlangen. Als Ausgangspunkt kann daher die aus den Monatsberichten der Deutschen Bundesbank ersichtliche durchschnittliche Umlaufrendite festverzinslicher Anleihen der öffentlichen Hand mit einer längsten Laufzeit von über vier Jahren, soweit ihre mittlere Laufzeit mehr als drei Jahre beträgt, herangezogen werden. Dieser Zinssatz lag für den hier maßgeblichen Zeitraum von 1995 bis 2004 nach den Monatsberichten der Deutschen Bundesbank bei durchschnittlich 4,8 %.

58: Der Bundesgerichtshof hat das Verfahren an das Beschwerdegericht zurückverwiesen, weil es für die Bemessung des Risikozuschlags weiterer Feststellungen bedarf. Der Bundesgerichtshof hat darauf hingewiesen, dass für die Risikobewertung aus der Sicht eines fiktiven Kreditgebers die Einschätzung der Bonität des Emittenten und die Art der Emission maßgeblich sind. Dabei müsse jedoch keine unternehmensscharfe Risikobewertung vorgenommen werden. Aus Gründen der Vereinfachung und Praktikabilität sei die Bildung sachgerecht abgegrenzter Risikoklassen geboten (vgl. zum Vorstehenden BGH, aaO, Tz. 66 ff.).

59: Nach Zurückverweisung der Sache an den Senat macht die Antragstellerin weiterhin geltend, der zu ermittelnde Fremdkapitalzinssatz sei mit mindestens 6,5 % zu bestimmen. Die ...[B] und die ...[C] sind der Auffassung, ein Zuschlag auf den risikolosen Basiszinssatz von 4,8 % sei nicht gerechtfertigt, weil eine hypothetisch von der Antragstellerin ausgegebene Anleihe für potentielle Anleihekäufer mit keinerlei Risiken verbunden gewesen wäre.

60: 2. Der Senat ist nach dem Ergebnis der durchgeführten Beweisaufnahme davon überzeugt, dass der fiktive Fremdkapitalzinssatz mit 5,24 % zu bemessen ist.

61: a) Der Senat hat über die Höhe des fiktiven Fremdkapitalzinssatzes durch Einholung eines Sachverständigengutachtens Beweis erhoben.

62: Der Senat hat zunächst im Einvernehmen mit den Beteiligten beabsichtigt, mit der Erstellung des Gutachtens einen Sachverständigen der Deutschen Bundesbank zu beauftragen. Die Deutsche Bundesbank hat jedoch mitgeteilt, sie sehe sich angesichts der unbefriedigenden Datenlage nicht im Stande, das gewünschte Gutachten zu erstellen. Sie führe keine eigenen Statistiken über die Anleiherenditen von Kommunen und Netzbetreibern. Auch in den von der Deutschen Bundesbank genutzten kommerziellen Datenbanken fänden sich keine derartigen Angaben. Offenbar würden die existierenden Anleihen nicht gehandelt, so dass keine laufenden "Preisdaten" vorlägen, aus denen man Renditen bzw. Renditeaufschläge errechnen könne.

63: Zwar nähmen große Versorgungsunternehmen den Kapitalmarkt in Anspruch. Es gebe allerdings nur für wenige Anleihen einiger Versorgungsunternehmen (...[E], ...[G]) Daten, die - trotz Vorbehalten im Einzelnen - als vergleichbar mit der Gruppe der Netzbetreiber angesehen werden könnten. Für diese Anleihen würden Renditen für einzelne Tage ab 2002 ausgewiesen; für eine Anleihe lägen häufiger Daten ab 2003 vor. Eine durchgängige Zeitreihe für den Risikoaufschlag in dem vom Senat vorgegebenen Zeitraum 1995 bis 2004 lasse sich daraus aber nicht ermitteln.

64: Es zeige sich, dass die Kapitalmarktfinanzierung von Kommunen oder (kleineren) Netzbetreibern in Deutschland nicht üblich sei, bzw. dass die genutzten Finanzierungsinstrumente an den Märkten nicht gehandelt würden. Wegen der weiteren Ausführungen der Deutschen Bundesbank wird auf das Schreiben vom 17. August 2009 (GA 789) Bezug genommen.

65: Der Senat hat daraufhin unter mehreren in Betracht kommenden und angeschriebenen Universitätsprofessoren Herrn Univ.-Prof. Dr. Dr. rer. pol. habil. ...[D] zum Sachverständigen ernannt. Prof. Dr. ...[D] ist Ordinarius an der Technischen Universität …[Y] und Inhaber des Lehrstuhls für Finanzmanagement und Kapitalmärkte.

66: Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat ein auf den 12. Juli 2010 datiertes schriftliches Gutachten erstellt. Auf die Einwendungen der Beteiligten hin hat er am 9. März 2012 eine schriftliche ergänzende gutachterliche Stellungnahme abgegeben. Schließlich hat der Sachverständige sein Gutachten im Termin zur mündlichen Verhandlung am 25. September 2012 mündlich erläutert. Der Sachverständige kommt zu dem Ergebnis, dass die Antragstellerin im Durchschnitt der Jahre 1995 bis 2004 einen Fremdkapitalzins für eine fiktiv emittierte langfristige festverzinsliche Anleihe von 5,6 % pro Jahr hätte zahlen müssen.

67: Der Senat legt seinen Feststellungen die Ausführungen des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] in vollem Umfang zugrunde. Allerdings sind in dem vom Sachverständigen ermittelten Zinssatz auch fiktive Emissionskosten eingerechnet, die auf Jahresbasis umgelegt einen Zinsaufschlag von 0,36 % ergeben. Fiktive Emissionskosten haben aus Rechtsgründen außer Betracht zu bleiben. Es verbleibt deshalb ein fiktiver Fremdkapitalzinssatz von 5,24 %.

68: b) Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat Folgendes festgestellt:

69: aa) Der Sachverständige hat ausgeführt, in der Finanzwirtschaft sei anerkannt, dass die Verzinsung einer Anleihe im Wesentlichen aus vier Komponenten bestehe. Die Verzinsung einer Unternehmensanleihe sei die Summe aus der Verzinsung einer kurzfristigen risikolosen Anleihe zuzüglich eines Risikoaufschlags für das Insolvenzrisiko, eines Risikoaufschlags für das Zinsänderungsrisiko (Restlaufzeitenaufschlag) und eines Risikoaufschlags für das Liquiditätsrisiko (Liquiditätsaufschlag).

70: Ausschließlich der Risikoaufschlag für das Insolvenzrisiko solle den Investor dafür entschädigen, dass er beim Kauf einer Unternehmensanleihe ein im Vergleich zur sicheren Bundesanleihe höheres Insolvenzrisiko zu tragen hat.

71: Demgegenüber entschädigten die beiden anderen Zinsaufschläge für vom Insolvenzrisiko getrennte Risiken. Zum einen entschädige der Restlaufzeitenaufschlag für das Zinsänderungsrisiko. Anleihen reagierten umso stärker auf eine Zinsänderung, je länger ihre Restlaufzeit sei. Sollte der Investor die Anleihe vor Fälligkeit verkaufen wollen, sei er von vor diesem Verkaufstermin eingetretenen Zinsänderungen umso stärker betroffen, je länger die Restlaufzeit seiner Anleihe sei. Zum anderen entschädige der Liquiditätsaufschlag für die geringere Liquidität von Unternehmensanleihen gegenüber Bundesanleihen. Je geringer diese Liquidität sei, umso höher sei das Risiko, dass der Investor mit einer Markttransaktion den Preis des Wertpapiers zu seinen Ungunsten beeinflusse.

72: Dieser finanzwirtschaftliche Ausgangsbefund des Sachverständigen wird bestätigt durch die Ausführungen anderer Universitätsprofessoren, die der Senat im Rahmen der Auswahl eines geeigneten Sachverständigen angeschrieben hat. Insoweit wird auf das Schreiben von Prof. Dr. ...[H] vom 16. Dezember 2010 (richtig: 2009; GA 858), das Schreiben von Prof. Dr. ...[J] vom 7. Januar 2010 (GA 872 f.) und das Schreiben von Prof. Dr. ...[K] vom 20. Januar 2010 (GA 876 f.) Bezug genommen. Auch im Schreiben der Deutschen Bundesbank vom 17. August 2009 ist ausgeführt, dass sich in der Renditedifferenz nicht nur die Ausfallprämien, sondern auch Laufzeitprämien niederschlagen. Zudem beeinflussten Liquiditätsprämien den Zinsaufschlag. Eine Trennung dieser Komponenten hat die Deutsche Bundesbank - ohne nähere Begründung - nicht als möglich angesehen.

73: Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat darauf hingewiesen, dass die Ermittlung eines hypothetischen Fremdkapitalzinssatzes für einen bereits relativ lange zurückliegenden Zeitraum verlangt werde. Insbesondere aufgrund der damit einhergehenden Schwierigkeiten in der Datenbeschaffung sei es an mehreren Stellen notwendig, vereinfachende Annahmen zu treffen. Hiermit hat der Sachverständige sich im jeweiligen Zusammenhang seines Gutachtens eingehend auseinandergesetzt.

74: bb) Der Sachverständige hat den fiktiven Fremdkapitalzinssatz in vier aufeinander aufbauenden Arbeitsschritten ermittelt.

75: (1) Im ersten Arbeitsschritt hat der Sachverständige unterstellt, dass der Kapitalmarkt Anleihen von Emittenten, die sich im (teilweisen) Eigentum von Kommunen oder anderen Gebietskörperschaften befinden, tatsächlich im selben Maße als risikolos erachtet wie Anleihen der öffentlichen Hand. In diesem Arbeitsschritt hat der Sachverständige mithin allein den Liquiditätsaufschlag (sowie die in die Verzinsung ebenfalls eingerechneten Emissionskosten) bestimmt und vorläufig den möglichen Zinsaufschlag für die Abdeckung des Insolvenzrisikos ausgeschieden.

76: (a) Zunächst hat der Sachverständige untersucht, welche mittlere Restlaufzeit die von der Antragstellerin (fiktiv) emittierte Anleihe gehabt hätte. Der Sachverständige hat davon abgesehen, als Ausgangspunkt eine kurzlaufende hochliquide Bundesanleihe zu nehmen und anschließend gesondert einen Restlaufzeitenaufschlag für eine langfristige Bundesanleihe gleicher Liquidität zu ermitteln. Vielmehr hat er als Ausgangspunkt sofort Bundesanleihen mit einer Laufzeit herangezogen, die jener entspricht, welche auch für die von der Antragstellerin (fiktiv) zu emittierende Anleihe angesetzt wird. Aufgrund der Herstellung von Laufzeitenkongruenz bedurfte es nicht der gesonderten Ermittlung eines Restlaufzeitenaufschlags; auf Ziffer 4.3 des Ergänzungsgutachtens vom 9. März 2012 wird ergänzend Bezug genommen.

77: (aa) Als Laufzeit einer fiktiven Anleihe der Antragstellerin (und damit auch einer laufzeitkongruenten Bundesanleihe) hat der Sachverständige einen zeitlichen Rahmen von fünf bis acht Jahren angenommen.

78: Der Sachverständige hat ausgeführt, dass es weder theoretische Überlegungen noch empirische Befunde gibt, aus welchen eindeutig abzuleiten wäre, welche konkrete Laufzeit bei einer solchen Anleihe vom Unternehmen gewählt würde. Gegen eine zu kurze Laufzeit spreche die Tatsache, dass sich das Unternehmen dann den Zinsschwankungen am Kapitalmarkt sehr stark aussetzen würde. Zudem sei zu beachten, dass jede Anleiheemission mit einmaligen, nicht ganz unerheblichen Emissionskosten belastet werde. Gegen eine zu lange Laufzeit spreche andererseits der Restlaufzeitenzuschlag, also der Preis, den die Antragstellerin als Emittent in Form einer wegen der längeren Laufzeit höheren laufenden Zinsbelastung zahlen müsse.

79: Der Sachverständige hat unterstellt, dass die Antragstellerin die Laufzeit ihrer hypothetischen Anleihe an die mittlere Restlaufzeit der bestehenden Laufzeitstruktur ihrer sonstigen Finanzverbindlichkeiten angeglichen hätte. Allerdings hat der Sachverständige sich anhand der von der Antragstellerin zur Verfügung gestellten Geschäftsberichte für die Jahre 1995 bis 2004 nicht im Stande gesehen, die Frage zu beantworten, welche mittlere Laufzeit die Finanzverbindlichkeiten der Antragstellerin im fraglichen Zeitraum zwischen 1995 und 2004 aufwiesen. Der Sachverständige hat deshalb hilfsweise auf die von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte Statistik zur Restlaufzeit der umlaufenden Industrieobligationen zurückgegriffen. Danach lag die mittlere Restlaufzeit aller im Dezember 1999 umlaufenden Industrieobligationen, bereinigt um Sonderfälle mit Restlaufzeiten von mehr als 55 Jahren, bei 7,22 Jahren. Im Dezember 2004 lag dieser Wert bei 8,00 Jahren. Nach der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichen Systematik der Umlaufrenditen werden für börsennotierte Bundeswertpapiere lediglich die Laufzeitkategorien fünf bis acht Jahre (WU9553) sowie acht bis fünfzehn Jahre (WU9554) verwendet. Auf dieser Grundlage hat der Sachverständige die von der Antragstellerin fiktiv emittierte Anleihe in das Laufzeitenband der Statistik der Deutschen Bundesbank von fünf bis acht Jahren eingeordnet.

80: Die durchschnittliche Umlaufrendite der vom Sachverständigen im ersten Arbeitsschritt zugrunde gelegten börsennotierten Bundeswertpapiere (als Ausschnitt aus den von der ...[B] herangezogenen Anleihen der öffentlichen Hand insgesamt) mit einer Restlaufzeit von fünf bis acht Jahren hat der Sachverständige für den betrachteten Zeitraum von 1995 bis 2004 mit 4,78 % ermittelt.

81: (bb) Demgegenüber ist die Antragstellerin der Auffassung, die Laufzeit der fiktiven Anleihe sei in das Laufzeitenband der Statistik der Deutschen Bundesbank von acht bis fünfzehn Jahren einzuordnen. Daraus ergebe sich eine Umlaufrendite und damit ein Ausgangszinssatz von 5,06 % an Stelle der vom Gutachter angesetzten 4,78 %. Maßgeblich für eine längere Laufzeit der fiktiven Anleihe seien die - im Unterschied zu anderen Wirtschaftsbereichen - langen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern der im Netzbereich üblicherweise vorhandenen Investitionsgüter von 30 bis 45 Jahren, die zu einer erheblich längeren Kapitalbindung führten. Die Antragstellerin verweist dazu auf die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern für die kalkulatorischen Abschreibungen nach Anlage 1 zur StromNEV, die im Bereich der Netzanlagen für Verteilungsnetze im Mittel- und Niederspannungsnetz 30 Jahre bis zu 45 Jahre betragen.

82: Der Sachverständige hat diese Erwägung in seine Überlegungen einbezogen, sie jedoch nicht als durchgreifend angesehen. Der Sachverständige hat in seinem Ergänzungsgutachten (Ziffer 4.4) ausgeführt, ein Unternehmen, das seine Finanzierung an der wirtschaftlichen oder technischen Lebensdauer der finanzierten Anlagen ausrichte, werde seine Finanzverbindlichkeiten so terminieren, dass die durch die Bewirtschaftung der Anlagen generierten Zahlungsflüsse (Cashflows) genau mit dem Zins- und Tilgungsdienst der aufgenommenen Verbindlichkeiten übereinstimmten. Somit werde das Unternehmen die Anlage mit einem Portfolio von Anleihen (oder anderen Finanzverbindlichkeiten) finanzieren, deren unterschiedliche Laufzeiten in Abhängigkeit der zeitlichen Verteilung der von den Anlagen generierten Cashflows bestimmt würden. Technisch gesprochen komme es also darauf an, dass die mittlere Restlaufzeit (die sogenannte Duration) der Finanzverbindlichkeiten der mittleren Restlaufzeit des Anlagevermögens entspreche. Diese mittlere Restlaufzeit sei aber deutlich niedriger als die wirtschaftliche Nutzungsdauer einer Anlage. Unterstellt, dass die Anlage über einen Zeitraum von 45 Jahren gleichmäßige Cashflows generiere, liege die barwertgewichtete mittlere Restlaufzeit (Duration) bei rund 15 Jahren. Würde man diese Anlage fristenkongruent finanzieren, müsse das Unternehmen seine Finanzverbindlichkeiten so konstruieren, dass deren mittlere Restlaufzeit ebenfalls bei 15 Jahren liege. Allerdings sei zu bedenken, dass ein schon lange in diesem Markt tätiges Unternehmen über einen Mix aus älteren und jüngeren Anlagen verfüge, so dass die mittlere Nutzungsdauer dieser Anlagen deutlich kürzer sei als die zuvor unterstellten 45 Jahre. Würde man beispielsweise für den existierenden Anlagenpark eine mittlere wirtschaftliche Nutzungsdauer von 20 Jahren unterstellen, so ergäbe sich unter den vorstehenden Annahmen eine mittlere Restlaufzeit (Duration) dieses Anlagenparks von nur rund zehn Jahren.

83: Gegen die - von der Antragstellerin befürwortete - Gleichsetzung der Laufzeit der hypothetischen Anleihe mit der mittleren Restlaufzeit des Anlagenparks spreche aber, dass es keineswegs klar sei, ob die vorgenannte fristenkongruente Finanzierung aus Sicht des Unternehmens tatsächlich optimal sei. Zwar berge das Abweichen von einer fristenkongruenten Finanzierung zusätzliche Risiken, diese seien aber mit den damit verbundenen Zinsvorteilen abzuwägen. Genau diese Abwägung veranlasse Unternehmen in der Realität dazu, eine bestimmte Fälligkeitsstruktur bei ihren Finanzverbindlichkeiten zu wählen. Dies zeige, dass die Verankerung der Laufzeitentscheidung an der existierenden Laufzeitenstruktur der Finanzverbindlichkeiten (an Stelle der mittleren Restlaufzeit des existierenden Anlagenparks) auch unter dem Aspekt der Fristenkongruenzentscheidung eine konsistente Lösung darstelle.

84: Der Sachverständige hat auch auf das Beispiel der ...[L]-Unternehmensgruppe verwiesen, wonach ausweislich des Geschäftsberichts des Jahres 2010 das Unternehmen zum Jahresende 2010 Anleihen mit einem Gesamtvolumen von knapp 25 Milliarden Euro im Umlauf hatte. Die anfänglichen Laufzeiten dieser Anleihen hätten zwischen zwei Jahren und 30 Jahren gelegen. Die mit dem Emissionsvolumen gewichtete durchschnittliche anfängliche Laufzeit habe bei 10,7 Jahren gelegen. Allerdings hätten diese Anleihen zum Jahresende 2010 noch Restlaufzeiten gehabt, die zwischen zwei Monaten und 28 Jahren gelegen hätten. Die mit dem Emissionsvolumen gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit habe zu diesem Zeitpunkt bei 7,6 Jahren gelegen und somit deutlich unter der mittleren anfänglichen Restlaufzeit. Wegen weiterer Einzelheiten wird auf das Ergänzungsgutachten, Ziff. 4.4, Bezug genommen.

85: Der Sachverständige hat bei der mündlichen Erläuterung seines Gutachtens betont, entscheidend sei für ihn die durchschnittliche Laufzeit der Industrieobligationen von 7,22 bis zu acht Jahren gewesen; alle anderen Erwägungen seien lediglich abstützender Natur. Auch das Argument, dass im Hinblick auf die zu erwartenden Emissionskosten eine längere Laufzeit gewählt worden wäre, um diese Kosten auf eine längere Laufzeit "umlegen" zu können, sei nicht entscheidend. Zu bedenken sei unter anderem auch, dass Anleihen mit längerer Laufzeit typischerweise höhere Emissionskosten aufwiesen als Anleihen mit kürzerer Laufzeit. Der Sachverständige hat auch erklärt, dass die rechnerische Mitte im Laufzeitenband von acht bis fünfzehn Jahren bei rund zwölf Jahren liege. Seiner Einschätzung nach liege man, wenn man die von ihm genannten Gesichtspunkte abwäge, mit einer angenommenen Laufzeit von 7,5 Jahren für die fiktive Anleihe deutlich näher an der Wahrheit als bei dem angenommenen Mittelwert von zwölf Jahren im Laufzeitenband von acht bis fünfzehn Jahren.

86: (cc) Wie aus den vorstehenden Ausführungen deutlich wird, hat der Sachverständige versucht, sich an der mittleren Restlaufzeit der Finanzverbindlichkeiten der Antragstellerin im Zeitraum zwischen 1995 und 2004 zu orientieren. Mangels aussagekräftiger Angaben der Antragstellerin hat der Sachverständige sich hilfsweise an den Statistiken der Deutschen Bundesbank für Industrieobligationen orientiert, die durchschnittliche mittlere Restlaufzeiten von 7,22 bis zu acht Jahren ausweisen.

87: Auf diese Ausführungen hin hat die Antragstellerin nicht aufgezeigt, dass die tatsächliche Laufzeitenstruktur ihrer sonstigen Finanzverbindlichkeiten im Zeitraum von 1995 bis 2004 eine längere Dauer hatte als der Sachverständige aufgrund des statistischen Zahlenmaterials der Deutschen Bundesbank zugrunde gelegt hat. Auch dies rechtfertigt es vor dem Hintergrund der vorstehenden Erwägungen des Sachverständigen, eine anfängliche Laufzeit der fiktiven Anleihe von fünf bis acht Jahren zugrunde zu legen.

88: (b) Anschließend hat der Sachverständige den Liquiditätsaufschlag bestimmt, der nach seiner Auffassung der durchschnittlichen Umlaufrendite börsennotierter Bundeswertpapiere in der Laufzeitkategorie fünf bis acht Jahre von 4,78 % hinzuzusetzen ist.

89: (aa) Die ...[B] und die ...[C] sind demgegenüber der Auffassung, ein Liquiditätsaufschlag habe bei der Ermittlung des fiktiven Fremdkapitalzinses von vorneherein außer Betracht zu bleiben, weil nach den Vorgaben im Beschluss des Bundesgerichtshofs vom 14. August 2008 (KVR 36/07) allein das Ausfallrisiko maßgeblich sei.

90: Dem folgt der Senat nicht. Zwar hat sich der Bundesgerichtshof im Beschluss vom 14. August 2008 nicht ausdrücklich mit einem Liquiditätsaufschlag befasst, sondern nur das Ausfallrisiko des Emittenten als Grundlage eines Risikoaufschlags benannt. Der Senat versteht die Ausführung des Bundesgerichtshofs jedoch nicht in einem abschließenden Sinne dergestalt, dass aus Rechtsgründen nur ein etwaiges Ausfallrisiko betrachtet werden dürfte.

91: Nach den Ausführungen des Bundesgerichtshofs kommt es für die Risikobewertung aus der Sicht eines fiktiven Kreditgebers sowohl auf die Einschätzung der Bonität des Emittenten als auch auf die Art der Emission an. Hinsichtlich der Art der Emission hat der Bundesgerichtshof entschieden, dass auf den Zinssatz einer (fiktiv) auf dem Kapitalmarkt ausgegebenen festverzinslichen Anleihe abzustellen ist. Hinsichtlich solcher Anleihen ist, wie vorstehend ausgeführt, in der Finanzwirtschaft anerkannt, dass der Anleihezinssatz neben einem Risikoaufschlag für die Abdeckung des Insolvenzrisikos des Emittenten unter anderem auch einen Risikoaufschlag für die gegebenenfalls geminderte Liquidität der Anleihe umfasst. Den Erwägungen des Bundesgerichtshofs ist nicht zu entnehmen, dass ein Liquiditätsaufschlag aus Rechtsgründen zwingend außer Betracht zu bleiben hätte, obwohl aus finanzwirtschaftlicher Sicht die Investoren (auch) einen Risikoaufschlag zur Abdeckung ihres Liquiditätsrisikos verlangen würden.

92: Der Senat versteht die Vorgabe des Bundesgerichtshofs - wonach der fiktive Kreditgeber von dem im Anlagezeitpunkt erzielbaren Zinssatz für eine langfristige, insolvenzfeste Anleihe, wie sie die öffentliche Hand bietet, ausgehen werde und er im Falle der Geldanlage bei einem anderen Emissionsschuldner für die Inkaufnahme des Ausfallrisikos einen bestimmten, durch das Beschwerdegericht zu ermittelnden Risikozuschlag verlangen werde - dahin, dass sämtliche Risikozuschläge zu dem risikolosen Basiszinssatz, die ein Investor in seine Anlageentscheidung einbeziehen wird, zu ermitteln und dem fiktiven Fremdkapitalzinssatz zugrunde zu legen sind.

93: (bb) Hinsichtlich der Bestimmung des Liquiditätsaufschlags hat der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] zunächst ausgeführt, dass bei der Messung dieses Aufschlags aus Gründen mangelnder Datenverfügbarkeit eine Einschränkung getroffen werden müsse. Der Liquiditätsaufschlag variiere mit dem Grad an fehlender Liquidität einer Anleihe oder Anleiheklasse. Zudem gehe niedrige Liquidität häufig einher mit einem höheren Ausfallrisiko. Unternehmensanleihen hätten typischerweise eine niedrige Liquidität, der Renditeabstand zu hoch liquiden fristenkongruenten Bundesanleihen sei aber die Summe aus Risiko- und Liquiditätsaufschlag. Eine analytische Zerlegung dieses Risikoaufschlags sei äußerst schwierig und daher wenig robust. Dies entspricht, wie vorstehend unter aa) ausgeführt, auch der Einschätzung der Deutschen Bundesbank in ihrem Schreiben vom 17. August 2009.

94: Aus dem Grund mangelnder Datenverfügbarkeit und wegen der vorstehenden Erwägungen hat der Sachverständige deshalb die vereinfachende Annahme getroffen, dass es einen einheitlichen, d.h. nicht mit dem Grad der Liquidität variierenden Liquiditätsaufschlag gibt. Diesen hat der Sachverständige durch einen Vergleich der Umlaufrendite von an der Eurex lieferbaren Bundeswertpapieren mit Restlaufzeiten von neun bis zehn Jahren und der Umlaufrendite von Öffentlichen Pfandbriefen mit mittlerer Restlaufzeit von neun bis zehn Jahren ermittelt. Die Renditedifferenz lag ausweislich der Statistiken der Deutschen Bundesbank im Durchschnitt des hier betrachteten Zeitraums von 1995 bis 2004 bei 31 Basispunkten, d.h. bei 0,31 %.

95: Der Sachverständige hat dies wie folgt begründet: Zwar decke sich die Laufzeit der herangezogenen Bundeswertpapiere nicht mit der Laufzeit der fiktiven Anleihe. Um den Liquiditätsaufschlag zu ermitteln, sollte jedoch als Referenzpunkt eine Anleiheklasse mit möglichst hoher Liquidität gewählt werden. Eine besonders hohe Liquidität sei in jenen Anleihen zu vermuten, die als Basisinstrument für die an der Eurex gehandelten Zinsterminkontrakte dienten. Daraus folge die Einschränkung auf die Bundeswertpapiere mit Restlaufzeiten von neun bis zehn Jahren.

96: Weiter hat der Sachverständige in seinem Ergänzungsgutachten ausgeführt, bei der Bestimmung der Laufzeit der börsennotierten Bundeswertpapiere als Ausgangspunkt des Vergleichs habe er in Kauf genommen, Anleihen zu betrachten, deren Laufzeit nicht exakt mit der Laufzeit der hypothetisch zu emittierenden Anleihe übereinstimme. Die Befunde zu der Frage, ob der Liquiditätszuschlag positiv von der (hier abweichenden) Restlaufzeit einer Anleihe abhängt, seien keinesfalls eindeutig. Es gebe nur spärliches empirisches Material. In den von ihm herangezogenen Studien würden auch keine theoretischen Gründe aufgezeigt, aus welchem Grund es einen solchen Zusammenhang geben sollte. Er gehe deshalb auch nicht von einer laufzeitbedingten Verzerrung des ermittelten Liquiditätsaufschlags von 31 Basispunkten aus.

97: Der Vergleich der vorgenannten Bundesanleihen mit Öffentlichen Pfandbriefen sei für die Ermittlung des Liquiditätsaufschlags zulässig. Es könne im Rahmen dieses Arbeitsschritts unterstellt werden, dass die Öffentlichen Pfandbriefe als ebenso risikolos gelten wie Bundeswertpapiere. Der hier in Frage stehende Zeitraum liege vollumfänglich vor dem Zeitpunkt des Inkrafttretens des Pfandbriefgesetzes am 19. Juli 2005, weshalb die hier betrachteten Öffentlichen Pfandbriefe von öffentlich-rechtlichen Kreditinstituten emittiert worden seien. Insofern handele es sich um Forderungen gegenüber der öffentlichen Hand. Ein Bericht des Moody´s Investor Service aus dem Jahre 1998 zeige, dass die unter dieser Gruppe erfassten Öffentlichen Pfandbriefe in allen Fällen ein "AAA"-Rating hatten. Dies folge nicht zuletzt auch aus der bis zum 18. Juli 2005 geltenden Gewährträgerhaftung bei den meisten öffentlich-rechtlichen Kreditinstituten.

98: Zwar könne trotzdem nicht gänzlich ausgeschlossen werden, dass sich hinter dem Zinsdifferential von 0,31 % zu einem kleineren Teil auch ein Risikozuschlag verberge. Dies sei für die hier vorliegende Fragestellung aber nahezu unerheblich, weil die Schuldner der dem Öffentlichen Pfandbrief unterlegten Verbindlichkeit im Wesentlichen die Kommunen oder sonstige Gebietskörperschaften seien. Damit sei der Vergleich für den vorliegenden Zweck immer noch zielführend, weil es hier um die Ermittlung eines Fremdkapitalzinses gehe, den ein Unternehmen, welches sich mittelbar oder unmittelbar im Eigentum einer Kommune oder Gebietskörperschaft befinde und deshalb annahmegemäß (in diesem Arbeitsschritt) dieselbe Bonität aufweise wie der Eigentümer, zu zahlen hätte.

99: (cc) Der Sachverständige hat in seinem Ergänzungsgutachten weiter erläutert, der von ihm ermittelte (fiktive) Liquiditätsaufschlag von 31 Basispunkten stelle mit großer Wahrscheinlichkeit nur eine Untergrenze dar. Theoretische Überlegungen sprächen dafür, dass der tatsächliche Liquiditätsaufschlag der fiktiven Anleihe mit großer Wahrscheinlichkeit höher wäre als der aus einem Vergleich von börsennotierten Bundeswertpapieren mit Öffentlichen Pfandbriefen ermittelte Aufschlag. Hierfür spreche, dass der Öffentliche Pfandbrief ein gesetzlich klar standardisiertes Produkt sei, das sich vor allem bei institutionellen Anlegern großer Beliebtheit erfreue. Dies lasse darauf schließen, dass der Markt für Öffentliche Pfandbriefe deutlich liquider sein sollte als der Markt für Unternehmensanleihen. Außerdem sei das Emissionsvolumen bei Öffentlichen Pfandbriefen typischerweise deutlich größer als es bei der hier in Frage stehenden fiktiven Anleihe voraussichtlich der Fall wäre. Eine wissenschaftliche Untersuchung zeige, dass die Liquidität einer Unternehmensanleihe umso höher sei, je höher das Emissionsvolumen sei.

100: Allerdings hat der Sachverständige keine Möglichkeit gesehen, zu ermitteln, um wie viel höher der Liquiditätsaufschlag für die fiktive Anleihe konkret zu bemessen sei. Hierfür fehle es im Vergleich zu Öffentlichen Pfandbriefen an Datenmaterial. Wegen der Probleme mangelnder Datenverfügbarkeit im maßgeblichen Zeitraum gebe es keine nach dem Stand der Wissenschaft belastbare Möglichkeit, einen über die ermittelten 31 Basispunkte hinausgehenden Aufschlag zu bestimmen.

101: Es sei auch nicht zulässig, bei der Messung des Liquiditätszuschlages hilfsweise auf Zeiträume auszuweichen, die nicht mit dem Zeitraum übereinstimmten, der für die Ermittlung des fiktiven Fremdkapitalzinses relevant ist. Ein solches Ausweichen sei deshalb interessant, weil die Messung des liquiditätsbedingten Zinsaufschlags an hohe Datenanforderungen geknüpft sei. Möglicherweise seien solche Daten für jüngere Zeiträume leichter verfügbar als für den hier in Frage stehenden Zeitraum 1995 bis 2004. Jedoch variierten die Liquiditätsaufschläge mit der Marktliquidität und unterlägen damit einer erheblichen zeitlichen Variation. Dies hat der Sachverständige unter anderem damit begründet, dass die Zinsdifferenz zwischen Pfandbriefen und börsennotierten Bundeswertpapieren im Zeitraum von Januar 2000 bis Juni 2007 im Mittelwert bei 32 Basispunkten lag und damit nahezu exakt an dem von ihm in seiner gutachterlichen Stellungnahme ermittelten Wert von 31 Basispunkten. Mit dem Beginn der Finanzmarktkrise sei dieser Renditeabstand aber dramatisch angestiegen und habe sich in der Spitze verdreifacht. Während der Hochphase der Finanzmarktkrise, also im Zeitraum September 2008 bis März 2009, habe er über alle Laufzeitenbereiche im Durchschnitt bei 96 Basispunkten gelegen. Wegen weiterer Einzelheiten wird auf das Ergänzungsgutachten, Ziffer 4.5 unter b), Bezug genommen.

102: (dd) Der Sachverständige hat in der mündlichen Verhandlung auch zu dem Einwand der Antragstellerin Stellung genommen, für den Vergleich mit börsennotierten Bundeswertpapieren sei nicht auf Öffentliche Pfandbriefe, sondern auf Anleihen der Deutschen Bahn bzw. der Deutschen Post abzustellen. Zwar sei dort, wie im schriftlichen Gutachten dargelegt, in einer Studie in einem Vergleich für die Jahre 1992 bis 1994 ein liquiditätsbedingter Zinsaufschlag von durchschnittlich 40 Basispunkten ermittelt worden. Der Sachverständige hat jedoch ausgeführt, er halte diesen Vergleich für den hier zu ermittelnden Fremdkapitalzins nicht für hinreichend tragfähig. Die Deutsche Bahn bzw. die Deutsche Post seien nur einzelne Unternehmen, während es bei den Öffentlichen Pfandbriefen hunderte von Emissionen in großer Stückelung gebe. Deshalb könne er nur bei dieser Vergleichsgruppe gesicherte Annahmen zum Liquiditätsaufschlag treffen, die jedoch als Untergrenze für den Liquiditätsaufschlag zu verstehen seien.

103: (ee) Der Sachverständige hat sich auch mit den verschiedenen Einwänden auseinandergesetzt, die die ...[C] in ihrer Stellungnahme zu dem Gutachten erhoben hat. Auf die eingehenden Erläuterungen des Sachverständigen im Ergänzungsgutachten vom 9. März 2012 (Ziffer 4.5, insbesondere unter d)) wird Bezug genommen.

104: (c) Der Sachverständige hat im ersten Arbeitsschritt auch zu (fiktiven) Emissionskosten Stellung genommen, die bei der Ausgabe einer Anleihe durch die Antragstellerin voraussichtlich entstehen würden.

105: (aa) Der Sachverständige hat angenommen, dass zum einen einmalige Emissionskosten wie Provisionen für das Emissionskonsortium, aber auch Kosten für die rechtliche und wirtschaftliche Vorbereitung und Durchführung der Emission, die Drucklegung und die Veröffentlichung sowie gegebenenfalls auch für die Besicherung der Anleihe sowie die Börseneinführung entstehen würden, zum anderen aber auch laufende Kosten, etwa die Zahlstellen- und Treuhänderprovisionen, zu berücksichtigen seien.

106: Auch hier hat der Sachverständige darauf hingewiesen, dass das zur Verfügung stehende Zahlenmaterial zu den Emissionskosten von Anleihen relativ dürftig ist. Aus Gründen der Vorsicht hat der Sachverständige einmalige Emissionskosten von (lediglich) 150 Basispunkten ermittelt. Dies ergebe bei einer finanzmathematisch korrekten Umlegung auf eine Laufzeit von sieben Jahren jährliche Kosten in Höhe von 26 Basispunkten. Hinzuzusetzen seien geschätzte laufende Kosten in Höhe von 10 Basispunkten. Daraus ergäben sich jährliche (fiktive) Kosten in Höhe von 36 Basispunkten, d.h. 0,36 %.

107: (bb) Der Senat ist jedoch der Auffassung, dass die vorgenannten Emissionskosten aus Rechtsgründen nicht in den hier zu ermittelnden, fiktiven Anleihezinssatz einzurechnen sind, weil es hierfür an einer rechtlichen Grundlage fehlt.

108: Nach § 7 Abs. 1 Satz 3 StromNEV a.F. ist der die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigende Anteil des Eigenkapitals "nominal wie Fremdkapital zu verzinsen". Nach § 5 Abs. 2 StromNEV sind Fremdkapitalzinsen in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher "Zinsen" für vergleichbare Kreditaufnahmen.

109: Bei den Emissionskosten handelt es sich nicht um "Zinsen" im Sinne der vorgenannten Bestimmungen, sondern um Kosten, die dem Netzbetreiber für die (hier: hypothetische) Ausgabe der Anleihe auf dem Kapitalmarkt entstehen. Diese Kosten führen nicht zu einer Erhöhung des Zinssatzes, den der Emittent der Anleihe (hier: die Antragstellerin) an den Anleihekäufer (Investor) zu zahlen hat. Vielmehr verbleiben die Kosten bei dem Emittenten und erhöhen gegebenenfalls seinen Finanzierungsbedarf, mithin das Emissionsvolumen. Unterstellt, der Emittent würde die Emissionskosten auf die Investoren abwälzen wollen, würde sich der vom Emittenten zu zahlende Zins - mithin die Rendite der Investoren - nicht um die "eingepreisten" Kosten erhöhen, sondern entsprechend verringern müssen.

110: Entgegen der Auffassung der Antragstellerin ist es auch nicht von Bedeutung, dass die Antragstellerin bei der üblichen Aufnahme von (Bank-)Darlehen auch die dem Darlehensgeber entstehenden Kosten zu tragen hätte, soweit diese in den von ihr zu zahlenden Darlehens-Effektivzins eingerechnet werden. Bei der hier nach der Vorgabe des Bundesgerichtshofs ausschließlich zu betrachtenden Anleihe verbleiben die Kosten bei der Antragstellerin als Emittentin. Sie fließen, anders als bei einem Bankdarlehen, nicht erhöhend in den von der Antragstellerin zu zahlenden Zinssatz ein.

111: Die Antragstellerin könnte die Emissionskosten zwar, wie auch die ...[B] zugesteht, im Falle einer tatsächlichen Begebung der Anleihe als Einzelkostenposition in das Netzentgelt einstellen. Bei der hier gebotenen fiktiven Betrachtungsweise können die fiktiven Emissionskosten jedoch nur dann in die Netzentgeltermittlung eingestellt werden, wenn hierfür eine Rechtsgrundlage besteht. Daran fehlt es, weil § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV nur die Berücksichtigung kapitalmarktüblicher "Zinsen" für vergleichbare Kreditaufnahmen zulässt.

112: Entgegen der Auffassung der Antragstellerin ist aus dem Beschluss des Bundesgerichtshofs vom 14. August 2008 (KVR 36/07) nichts Gegenteiliges zu entnehmen. Auch der Bundesgerichtshof stellt - wenn auch ohne konkreten Bezug zu fiktiven Emissionskosten - lediglich auf "Fremdkapitalzinsen" ab, in deren Höhe sich der Netzbetreiber auf dem Kapitalmarkt langfristig Fremdkapital durch Ausgabe einer festverzinslichen Anleihe hätte verschaffen können (BGH, aaO, Tz. 68; vgl. auch Tz. 70). Daraus ist nicht zu schließen, dass - zusätzlich zu den Zinsen - auch die fiktiven Kosten der Beschaffung des Fremdkapitals in die Ermittlung des Netzentgelts einzustellen wären.

113: Auch nach dem Sinn und Zweck der § 7 Abs. 1 Satz 3 StromNEV a.F., § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV erscheint es nicht als gerechtfertigt, in die Netznutzungsentgelte Kosten für die Ausgabe einer Anleihe einzustellen, die tatsächlich nicht ausgegeben worden ist. Zwar sollen Netzbetreiber für den Anteil ihres Eigenkapitals, der die zugelassene Eigenkapitalquote von 40 % übersteigt, ebenfalls eine Verzinsung erhalten, und zwar "nominal wie Fremdkapital". Diese Verzinsung wird jedoch bereits dadurch erzielt, dass die Netzbetreiber, wie es auch im Wortlaut der vorgenannten Bestimmungen zum Ausdruck kommt, den "Zins" als aufwandsgleiche Kostenposition (amtliche Überschrift des § 5 StromNEV) geltend machen können, den sie an einen Investor zu zahlen hätten, wenn sie ihr - tatsächlich vorhandenes - Eigenkapital hätten fremdfinanzieren müssen.

114: Es ist nicht einzusehen, aus welchem Grunde die Netznutzer - und damit letztlich die Endverbraucher des Stroms - den Netzbetreibern darüber hinaus auch noch Emissionskosten vergüten sollten, die den Netzbetreibern tatsächlich nicht entstanden sind. Es entspräche nicht dem Ziel einer preisgünstigen und verbraucherfreundlichen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität (§ 1 Abs. 1 EnWG), wenn Verbraucher über den Strompreis auch beispielsweise Kosten für den Druck und die Herausgabe von Emissionsprospekten zu zahlen hätten, die tatsächlich gar nicht gedruckt worden sind; gleiches gilt für fiktive Bankgebühren, Provisionen und andere hypothetische Kostenpositionen. Den Netzbetreibern würde insoweit ein Vermögensvorteil zufallen, der sachlich nicht gerechtfertigt wäre. Dem steht nicht entgegen, dass im Falle einer tatsächlichen Anleiheemission deren Kosten in die Netzentgeltermittlung hätten eingestellt werden können. Denn in diesem Fall geht es um den Ausgleich eines dem Netzbetreiber tatsächlich entstandenen Vermögensnachteils, der ihm bei Betrachtung einer lediglich fiktiven Anleihe tatsächlich nicht entstanden ist.

115: (d) Als Ergebnis des ersten Arbeitsschritts hat der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] als Untergrenze des fiktiv betrachteten Fremdkapitalzinses - unter Einrechnung der auf den Zinssatz umgelegten Emissionskosten - einen Zinssatz von 5,45 % ermittelt (4,78 % als Umlaufrendite börsennotierter Bundeswertpapiere mit einer Restlaufzeit zwischen fünf und acht Jahren zuzüglich Liquiditätsaufschlag von 0,31 % und Emissionskosten von 0,36 %). Aus diesem (Effektiv-)Zinssatz sind nach den vorstehenden Ausführungen die Emissionskosten herauszurechnen. Dies ist, wie der Sachverständige ausgeführt hat, durch bloße Subtraktion statthaft, ohne dass die Herausrechnung der fiktiven Emissionskosten einen Einfluss auf die verbleibenden Zinsbestandteile hätte. Es verbleibt deshalb als Ergebnis des ersten Arbeitsschritts ein Zinssatz von 5,09 %.

116: (2) In einem zweiten Arbeitsschritt hat der Sachverständige die Obergrenze des fiktiven Fremdkapitalzinses bestimmt. Er hat in diesem Arbeitsschritt unterstellt, dass der Kapitalmarkt eine von der Antragstellerin emittierte Anleihe genauso bewertet wie die Anleihe eines vergleichbaren Unternehmens, welches sich - anders als die Antragstellerin - vollständig im Eigentum privater Anteilsinhaber befindet. Der zweite Arbeitsschritt dient deshalb der Ermittlung der Obergrenze des Risikoaufschlags.

117: Der Sachverständige hat zur Absicherung seiner Prüfung zwei alternative Wege zur Ermittlung des Risikozuschlags beschritten.

118: (a) Zum einen hat der Sachverständige den Risikozuschlag für eine nach seinen Ausführungen sehr grob abgegrenzte Risikoklasse, nämlich die deutschen Industrieunternehmen, die Anleihen emittieren, ermittelt. Dies habe den Vorteil, dass sich ein durchschnittlicher Risikozuschlag für den in Frage stehenden Zeitraum aus den Daten der Deutschen Bundesbank ermitteln lasse. Um zu vermeiden, dass der bereits im ersten Arbeitsschritt isoliert betrachtete Liquiditätsaufschlag erneut in die Bestimmung des Risikoaufschlags einfließt, hat der Sachverständige der durchschnittlichen Umlaufrendite von Industrieobligationen nicht die Rendite von hochliquiden Bundesanleihen gegenübergestellt, sondern die Industrieobligationen mit Öffentlichen Pfandbriefen als (nahezu) risikolosen aber liquiditätskongruenten Anleihen verglichen. Der Sachverständige hat den Umlauf von Industrieobligationen zu den Zeitpunkten Dezember 1999 und Dezember 2004 betrachtet. Zu diesen beiden Zeitpunkten lag die nominalwertgewichtete durchschnittliche Restlaufzeit, wie vorstehend unter (1) (a) (aa) ausgeführt, zwischen 7,22 und 8,00 Jahren. Der Sachverständige hat deshalb als fristenkongruente Anleiheklasse die Öffentlichen Pfandbriefe mit einer mittleren Restlaufzeit von über sieben Jahren bis zehn Jahren herangezogen. Der aus der Renditedifferenz ermittelte Risikozuschlag liegt danach bei 21 Basispunkten, d.h. 0,21 %.

119: (b) Zum anderen - als alternativen Ermittlungsansatz für den Risikozuschlag - hat der Sachverständige den Risikozuschlag anhand der (hypothetisch) vom Kapitalmarkt vorgenommenen Risikoeinschätzung ermittelt.

120: (aa) Ausgangspunkt des Sachverständigen ist die Überlegung, dass der zentrale Risikoparameter einer Anleihe in der geschätzten Ausfallwahrscheinlichkeit besteht. Diese werde abgebildet in einem Rating, wobei häufig die von den beiden großen Ratingagenturen Standard & Poor´s und Moody´s publizierten Ratings verwendet würden. Da die geschätzten Ausfallwahrscheinlichkeiten umso höher seien, je schlechter das Rating einer Anleihe ist, steige der Risikoaufschlag mit schlechter werdendem Rating. Zwar könnten am Kapitalmarkt durchaus noch andere Kriterien eine Rolle für die Ermittlung des konkreten Risikoaufschlags spielen, wie z.B. die Qualität des Managements und der Mitarbeiter, die Kundenbindung, die Innovationskraft und andere Parameter. Eine empirisch gesicherte Abbildung dieser Effekte sei jedoch äußerst schwierig und liefere wenig eindeutige Ergebnisse. Deshalb beschränke sich das Gutachten darauf, den zu erwartenden Risikoaufschlag ausschließlich über die Ratingeinstufung abzubilden. Dies entspreche auch in der überwiegenden Zahl der Fälle der Vorgehensweise in der Praxis.

121: Der Senat hält dieses Vorgehen für statthaft. Eine "unternehmensscharfe" Risikobewertung hat auch der Bundesgerichtshof nicht verlangt. Vielmehr ist aus Gründen der Vereinfachung und Praktikabilität die Bildung sachgerecht abgegrenzter Risikoklassen geboten (BGH, Beschluss vom 14. August 2008, aaO, Tz. 75).

122: (bb) Bei der Ermittlung des von der Ratingeinstufung abhängigen Risikoaufschlags hat der Sachverständige das Problem gesehen, dass der Markt für Industrieobligationen in Deutschland bis zum Beginn des neuen Jahrtausends relativ unterentwickelt war. Für den hier in Frage stehenden Zeitraum 1995 bis 2004 gebe es kaum gesicherte Informationen über den Zusammenhang von Renditeaufschlägen und Rating bei deutschen Unternehmen.

123: Eine direkte Information darüber, wie hoch der allein risikobedingte Renditeaufschlag auf eine Anleihe sei, erhalte man mittels der Prämie einer Kreditausfallversicherung (Credit Default Swaps - CDS). Da es sich um eine Kreditversicherung handele, spiegele die Prämie ("spread") allein das Ausfallrisiko des Emittenten wider.

124: Der Sachverständige hat allerdings auch hier das Problem gesehen, dass sich der CDS-Markt, insbesondere soweit es um Anleihen von deutschen Emittenten geht, erst seit Beginn des neuen Jahrtausends entwickelt hat. Deshalb sei es nicht möglich, aus vorhandenen Datenbeständen eine Kreditausfallprämie (CDS-spread) für deutsche Unternehmensanleihen für den Zeitraum 1995 bis 2004 zu ermitteln. Der Sachverständige hat deshalb hilfsweise auf den Zeitraum zwischen dem 1. April 2004 und dem 31. Dezember 2007 zurückgegriffen; durch die zeitliche Begrenzung auf das Ende des Jahres 2007 hat er Einflüsse der nachfolgend entstandenen Finanzmarktkrise ausgeschaltet. Der Sachverständige hat die Kreditausfallprämien aller deutschen Unternehmen, die im iTraxx Europe enthalten sind, und ihrer Ratings unter Verwendung der Ratingklassifizierungen der Ratingagentur Moody´s nach Monaten ausgewertet. Auf die Tabelle 4 im Gutachten vom 12. Juli 2010 wird Bezug genommen. Die Tabelle zeigt, dass die Versicherungsprämie (spread) bei schlechter werdendem Rating deutlich ansteigt, des Weiteren, dass sie innerhalb der gleichen Ratingstufe mit der Laufzeit der Kreditversicherung ansteigt. Die Ratingeinstufung der Antragstellerin hat der Sachverständige anschließend untersucht (dazu unten (cc)), um unter Einordnung der Antragstellerin in die hier angelegte Tabelle zu ermitteln, wie hoch die von der Antragstellerin zu zahlende Kreditausfallprämie (CDS-spread) zu zahlen gewesen wäre.

125: Der Sachverständige hat die Frage diskutiert, ob die für den Zeitraum 2004 bis 2007 hergeleiteten Ergebnisse auf den für das Gutachten relevanten Zeitraum 1995 bis 2004 übertragbar sind. Er hat ausgeführt, diese Frage lasse sich mangels verfügbarer Daten bzw. des Nichtvorhandenseins eines CDS-Marktes in den 90-er Jahren nicht unmittelbar beantworten.

126: Hilfsweise hat er allerdings die Frage geprüft, ob es Anhaltspunkte dafür gibt, dass die durchschnittlichen Risikoprämien in diesen beiden Zeiträumen (2004 bis 2007 und 1995 bis 2004) ähnlich hoch waren. Hierzu hat er die Risikoaufschläge bei US-Unternehmensanleihen für die beiden Zeiträume verglichen. Danach kann der Sachverständige nicht ausschließen, dass im Zeitraum 1995 bis 2004 die Risikoprämien von Unternehmensanleihen durchgehend etwas höher waren als im Zeitraum 2004 bis 2007. Insoweit sei in Kauf zu nehmen, dass mit der Verwendung der vom Sachverständigen ermittelten Risikoprämien für den Zeitraum 2004 bis 2007 die im hier maßgeblichen Zeitraum 1995 bis 2004 tatsächlich zu zahlenden Prämien etwas unterschätzt würden.

127: (cc) Sodann hat der Sachverständige ermittelt, welcher Ratingklasse die Antragstellerin in den Jahren 1995 bis 2004 zugeordnet worden wäre, wenn sie bei einer Anleiheemission ein Rating hätte zur Verfügung stellen müssen bzw. wenn die Investoren sich eine Meinung über die Ausfallwahrscheinlichkeit dieser Anleihe hätten bilden müssen.

128: Der Sachverständige hat Bilanzkennzahlen der Antragstellerin ermittelt, die aus Sicht der Ratingagenturen für die Ratingeinstufung eines Unternehmens von besonderer Bedeutung sind. Hierzu hat er die Geschäftsberichte der Antragstellerin aus den Jahren 1995 bis 2004 herangezogen.

129: Der Senat hat dem Sachverständigen auf dessen Anfrage im Gutachten vom 12. Juli 2010 hin in rechtlicher Hinsicht die Vorgabe gemacht, er möge bei der Ermittlung der Bilanzkennzahlen davon ausgehen, dass die Eigenkapitalquote der Antragstellerin lediglich 40 % beträgt. Nach § 6 Abs. 2 Satz 4 StromNEV in Verbindung mit § 7 Abs. 1 StromNEV a.F. ist die anzusetzende Eigenkapitalquote kalkulatorisch für die Berechnung der Netzentgelte auf höchstens 40 % begrenzt (vgl. auch BGH, Beschluss vom 14. August 2008, aaO, Tz. 48). Die in § 7 Abs. 1 Satz 3 StromNEV a.F. vorgegebene fiktive Berechnung des Fremdkapitalzinssatzes beruht auf der Annahme, dass die Antragstellerin sich hinsichtlich des die zugelassene Eigenkapitalquote von 40 % übersteigenden Anteils des Eigenkapitals Fremdkapital beschaffen muss. Daraus folgt denknotwendig, dass für die Bonitätseinschätzung durch den Kapitalmarkt die Antragstellerin so zu betrachten ist, als ob sie tatsächlich nur über die zugelassene Eigenkapitalquote von 40 % verfügt.

130: Auf dieser Grundlage hat der Sachverständige die in seinem Ausgangsgutachten zunächst unter Heranziehung der tatsächlichen, höheren Eigenkapitalquote der Antragstellerin angenommenen Bilanzkennzahlen anhand der Geschäftsberichte der Antragstellerin aus den Jahren 1995 bis 2004 überprüft und neu bewertet. Diesen Bilanzkennzahlen hat der Sachverständige die Durchschnittswerte für die maßgeblichen Kennzahlen gegenübergestellt, die die Ratingagenturen regelmäßig veröffentlichen. Dabei wird angegeben, wie hoch der über einen Dreijahreszeitraum ermittelte durchschnittliche Wert einer bestimmten Kennzahl für sämtliche Unternehmen innerhalb einer bestimmten Ratingklasse war. Weil diese Durchschnittswerte in zeitlicher Hinsicht nicht beliebig weit zurückverfolgt werden können, hat der Sachverständige die von der Ratingagentur Standard & Poor´s veröffentlichten Durchschnittswerte für die Zeiträume 2003 bis 2005 sowie 2006 bis 2008 verwendet. Er hat dabei nicht auf die Durchschnittskennzahlen zurückgegriffen, die für Industrieunternehmen allgemein veröffentlicht werden, sondern auf die Kennzahlen für Versorgungsunternehmen. Wie Prof. Dr. ...[D] ausgeführt hat, veröffentliche Standard & Poor´s diese Kennzahlen zwar nur für Unternehmen aus den USA. Jedoch wiesen die Ratingagenturen selbst immer wieder darauf hin, dass sie in ihren Ratingmethoden grundsätzlich einen globalen Ansatz verfolgen und sie länderspezifische Besonderheiten nur in Ausnahmefällen berücksichtigten. Insoweit sei davon auszugehen, dass die herangezogenen Kennzahlenwerte auch auf europäische Versorgungsunternehmen angewandt worden wären. Allenfalls bei Kapitalstrukturkennzahlen hätten vermutlich nationale Besonderheiten, wie sie sich etwa in Deutschland durch Bilanzierungsregeln nach dem Handelsgesetzbuch ergeben, Berücksichtigung gefunden.

131: Der Sachverständige hat auch dem Problem Rechnung getragen, dass für die von ihm herangezogenen Kennzahlen der Ratingagentur keine vollständige Datenbasis für die Jahre 1995 bis 2004 vorliegt.

132: Er hat deshalb zum einen durchschnittliche Kennzahlenwerte der Antragstellerin für den letzten aus dem Zeitraum 1995 bis 2004 in Betracht kommenden Dreijahreszeitraum 2002 bis 2004 ermittelt und hat diese mit dem in Daten verfügbaren Branchendurchschnitt von 2003 bis 2005 verglichen.

133: Zum anderen hat der Sachverständige die durchschnittlichen Kennzahlenwerte für die Antragstellerin für den Gesamtzeitraum 1995 bis 2004 ermittelt und diese mit den Branchendurchschnittswerten für die Jahre 2003 bis 2008 verglichen. Einen Vergleich dieser Zeiträume hält der Sachverständige trotz der erheblichen Zeitdifferenz unter der Annahme für zulässig, dass über den gesamten Konjunkturzyklus die Kennzahlendurchschnittswerte stabil sind. Dies hat er insofern als gegeben angesehen, als beide betrachteten Zeiträume einen konjunkturellen Abschwung wie auch einen Aufschwung beinhalten. Aus einer Gesamtschau auf beide Ergebnisse könne eine zuverlässige Abschätzung der Ratingeinstufung der Antragstellerin erfolgen.

134: Der Sachverständige hat die Durchschnittswerte für die am meisten beachteten Kennzahlen (Schlüsselkennzahlen, Key Financial Ratios) herangezogen. Es handelt sich hierbei um den Return on Assets (Betriebsergebnis vor Steuern/Gesamtkapital), EBIT Interest Coverage (Betriebsergebnis/Zinsaufwand), EBITDA Interest Coverage (Betriebsergebnis vor Steuern und Abschreibungen/Zinsaufwand), Debt/EBITDA (Fremdkapital/Betriebsergebnis vor Steuern und Abschreibungen) und Debt/Capital (Fremdkapital/Gesamtkapital).

135: Der Vergleich der Schlüsselkennzahlen in den Zeiträumen 2003 bis 2005 und 2006 bis 2008 zeige, dass die Werte im Zeitablauf, von wenigen Ausnahmen abgesehen, relativ stabil sind. Dies bestätigt nach Einschätzung des Sachverständigen die von ihm gewählte Vorgehensweise, die Durchschnittswerte der Jahre 2003 bis 2008 auf die Jahre 1995 bis 2004 anzuwenden. Der Sachverständige hat darauf hingewiesen, dass keine empirischen Durchschnittswerte für die Ratingkategorie "AAA" vorliegen, so dass er bei einem Überschreiten der der Kategorie "AA" zugeordneten Mittelwerte die Einstufung "AA oder besser " erteilt hat.

136: Der Vergleich der Bilanzkennzahlen der Antragstellerin mit den veröffentlichten Durchschnittswerten der Ratingagentur Standard & Poor´s zeigt nach dem Sachverständigengutachten, dass die Antragstellerin bei den vier erstgenannten Schlüsselkennzahlen die Ratingeinstufung "AA oder besser" erhalten hätte und sie - im Hinblick auf die (unterstellte) Fremdkapitalquote von 60 % - lediglich bei der Schlüsselkennzahl Debt/Capi- tal die Ratingeinstufung "BB" erhalten hätte. Bei dem Ergebnis zur letztgenannten Schlüsselkennzahl sei jedoch zu berücksichtigen, dass die nach dem Handelsgesetzbuch ermittelten Eigenkapitalquoten in der Tendenz niedriger seien als Eigenkapitalquoten, die auf der Grundlage von Fair-Value-orientierten Bilanzierungsstandards ermittelt würden. Letztere lägen auch den herangezogenen Kennzahlenwerten US-amerikanischer Versorgungsunternehmen zugrunde; diese beruhten auf dem US-GAAP-Standard. Der Vergleich einer nach dem Handelsgesetzbuch ermittelten Eigenkapitalquote mit einem Durchschnitt von nach US-GAAP ermittelten Eigenkapitalquoten führe deshalb zu einer systematischen Benachteiligung des nach Handelsgesetzbuch bilanzierten Unternehmens. Insoweit sei davon auszugehen, dass die Investoren diesen Effekt in ihrer Bewertung berücksichtigt hätten und daher dem eher schlechten Abschneiden der Antragstellerin beim Eigenkapitalvergleich nur ein geringeres Gewicht beigemessen hätten.

137: In der Gesamtschau kommt der Sachverständige zu dem Ergebnis, dass die Antragstellerin mit dem Rating "AA" eingestuft worden wäre.

138: Aufgrund dieser Ratingeinstufung hat der Sachverständige den Risikoaufschlag unter Heranziehung der vorstehend unter (bb) dargestellten Tabelle zu den Kreditausfallprämien (CDS-spreads) vorgenommen. Er hat für die Ermittlung des Risikoaufschlags der fiktiven Anleihe der Antragstellerin bei einer Ratingeinstufung "AA" den Mittelwert aus dem siebenjährigen und dem zehnjährigen CDS-spread angesetzt. Daraus ergibt sich ein Risikoaufschlag von 25 Basispunkten, d.h. 0,25 %.

139: (dd) Die Antragstellerin hat gegen den vom Sachverständigen ermittelten Risikozuschlag eingewandt, ihre Einstufung in die Risikoklasse "AA" sei nicht gerechtfertigt. Vielmehr sei sie mit einem niedrigeren Rating zu bewerten (das entsprechend zu einem höheren Risikoaufschlag führen würde). Über ein Rating "AA" verfüge ein Großteil der Industriestaaten nicht. Der Umstand, dass die Antragstellerin bei der Kennzahl Debt/Capital unter Berücksichtigung einer maximalen Eigenkapitalquote von 40 % nur mit dem Rating "BB" bewertet werde, müsse zu einer niedrigeren Ratingeinstufung führen, weil dieser Kennzahl besonderes Gewicht zukomme.

140: Demgegenüber sind die ...[B] und die ...[C] der Auffassung, ein Risikoaufschlag sei überhaupt nicht bzw. in geringerer Höhe anzusetzen. Es sei eine Ratingeinstufung mit der Bestnote "AAA" vorzunehmen. Bei der Ratingeinstufung sei nicht auf die Antragstellerin als Gesamtunternehmen abzustellen, sondern lediglich ihr Netzbetrieb zu betrachten. Dies folge daraus, dass nach den Bestimmungen der StromNEV und den Vorgaben des Bundesgerichtshofs auf den "Netzbetreiber" bzw. den Netzbetrieb abzustellen sei. Die Antragstellerin sei bei der Ratingeinstufung so zu betrachten, als sei ihr Unternehmensbereich "Netzbetrieb" vom Unternehmensbereich "Stromvertrieb" und den anderen Unternehmensbereichen vollständig entflochten. Das Geschäftsmodell von Stadtwerken habe sich in der Vergangenheit gerade dadurch gerechnet, dass der profitable Netzbetrieb die anderen defizitären Geschäftssparten - wie etwa das Stadtbad der Antragstellerin - quersubventioniert habe. Die Kennzahlen für den Gesamtbetrieb könnten deshalb nicht Grundlage der Bewertung des Ausfallrisikos eines Netzbetreibers sein; sie seien für den monopolgestützten Netzbetrieb nicht repräsentativ und verfälschten das Rating. Ein Ausfallrisiko für den Netzbetreiber als solchen bestehe nicht, weil er auf dem Markt über ein natürliches Monopol verfüge, keinem Verlustrisiko ausgesetzt sei, die Monopolstellung ihm einen beständigen Cashflow garantiere und aus der Monopolstellung und den Kalkulationsprinzipien zu den Netzentgelten der Vorregulierungszeit auch eine Gewinngarantie folge, darüber hinaus Netzbetreiber mit einem hohen Eigenkapital ausgestattet seien und ihnen dauerhaft die Fähigkeit garantiert sei, die erforderlichen Investitionen in ihre Netze zu tätigen.

141: Diese Einwände der Beteiligten sind nicht begründet.

142: Zu Unrecht meinen die ...[B] und die ...[C], bei der Ratingeinstufung sei isoliert auf den rechtlich unselbständigen Unternehmensbereich "Netzbetrieb" abzustellen. Nach der Vorgabe des Bundesgerichtshofs ist die Frage zu beantworten, zu welchem Zinssatz die Antragstellerin - hätte sie insoweit kein Eigenkapital eingesetzt - Fremdkapital hätte aufnehmen können (BGH, aaO, Tz. 70). Bei der Bewertung des Ausfallrisikos im Hinblick auf die Bonität der Antragstellerin ist deshalb nicht isoliert ihre Tätigkeit als Netzbetreiberin zu betrachten. Vielmehr ist die Bonitätseinschätzung der Antragstellerin als juristischer Person insgesamt durch die Kapitalmarktteilnehmer maßgeblich. Die zu betrachtende Anleihe, wäre sie tatsächlich am Kapitalmarkt platziert worden, wäre von der Antragstellerin als juristischer Person und nicht von ihrem unselbständigen Unternehmensbereich "Netzbetrieb" ausgegeben worden. Die Investoren hätten ihr Kapital nicht einem rechtlich unselbständigen Unternehmensbereich "Netzbetrieb", sondern der Antragstellerin zur Verfügung gestellt. Nur gegen diese richtet sich auch der Rückzahlungsanspruch eines (fiktiven) Anleihekäufers. Die Bonitätseinschätzung des Kapitalmarkts bezieht sich deshalb auf die Beurteilung des Insolvenzrisikos der juristischen Person als Rechtsträger, d.h. der Antragstellerin, einschließlich aller gewinnbringenden und etwaigen defizitären Unternehmensbereiche.

143: Es ist auch nicht richtig, wie die ...[B] meint, die Antragstellerin für die Bestimmung des Fremdkapitalzinssatzes nach §§ 6 ff. EnWG als rechtlich entflochten zu betrachten. Die Antragstellerin war als vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen (§ 3 Nr. 38 EnWG), das - neben der Versorgung von Kunden mit Strom und anderen Tätigkeiten - elektrische Verteilernetze betreibt, an die weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, von den gesetzlichen Vorgaben zur rechtlichen und operationellen Entflechtung befreit (§ 7 Abs. 2 Satz 1 EnWG, § 8 Abs. 6 Satz 1 EnWG). Sie war auch tatsächlich nicht entflochten.

144: Soweit die Antragstellerin der Bilanzkennzahl "Debt/Capital" besonderes Gewicht beimisst, hat der Sachverständige ergänzend zu seinen vorstehend unter (cc) dargestellten Ausführungen in der mündlichen Verhandlung ausgeführt, bei dieser Kennziffer handele es sich nicht um die für ihn zentrale Größe. Zentral sei die Interest Coverage Rate, das heißt die Fähigkeit, den Zinsdienst aus eigenen Mitteln zu bestreiten. Bei diesem Element liege die Antragstellerin deutlich im Bereich "AA oder besser ". Zwar käme man möglicherweise bei einer aktuellen Ratingbetrachtung der Antragstellerin zu einer anderen Ratingeinstufung; maßgebend sei jedoch der Zeitraum 1995 bis 2004. Insoweit halte er aufgrund des Umstandes, dass die Antragstellerin bei einer Vielzahl von Kriterien die Einstufung "AA oder besser" erreicht habe, die Gesamteinstufung "AA" für gerechtfertigt.

145: Auf der anderen Seite sei eine Ratingeinstufung mit der Gesamtbeurteilung "AAA", wie sie die ...[B] und die ...[C] befürworteten, ebenfalls nicht gerechtfertigt. Dies hat der Sachverständige in seinen schriftlichen Gutachten ausgeführt.

146: Zwar lasse sich aufgrund der von ihm - dem Sachverständigen - tabellarisch zusammengestellten Schlüsselkennzahlen nicht abschließend entscheiden, ob die Antragstellerin ein "AAA "- oder "AA"-Rating erhalten hätte, weil es keine empirischen Vergleichswerte für die Schlüsselkennzahlen von Unternehmen mit "AAA "-Rating gebe. Allerdings sei es aus mehreren Gründen unwahrscheinlich, dass die Antragstellerin ein Dreifach-A bekommen hätte. Aus Publikationen der Ratingagenturen gehe hervor, dass die Fremdkapitalquote bei einem Unternehmen mit "AA"-Rating nicht über 40 % liegen solle. Des Weiteren gehe aus einer Studie von Moody´s aus dem Jahr 2005 hervor, dass von 116 Energieversorgungsunternehmen, die man weltweit untersucht hatte, lediglich ein Unternehmen ein "AAA"-Rating erhalten habe. Hierbei handele es sich um den staatlichen isländischen Energieversorger Landsvirkjun. Weiter könne man dem von Moody´s veröffentlichten Kriterienkatalog für das Rating von Energieversorgungsunternehmen entnehmen, dass die Erteilung eines "AAA"-Ratings an einen deutschen Energieversorger allein schon wegen der regulatorischen Verhältnisse eher unwahrscheinlich sei. Schließlich könne man dort auch nachlesen, dass bei Vorhandensein eines 100%-igen Eigentumsanteils der öffentlichen Hand ein "AAA"-Rating nur möglich wäre, wenn der Eigentümer selbst über ein solches Rating verfügen würde und das Energieversorgungsunternehmen zudem unzweifelhaft von einer Unterstützung durch den Eigentümer ausgehen könne vgl. (dazu auch noch nachfolgend unter (4)). All diese Überlegungen ließen eine Einordnung in den "AAA"-Bereich als sehr unwahrscheinlich erscheinen.

147: Die von der ...[B] benannten, nach ihrer Auffassung bonitätserhöhenden Merkmale spiegelten sich in der Ratingsystematik und den dort verwendeten Schlüsselkennzahlen bereits wider. Die von der ...[B] beschriebene Vermögens- und Rentabilitätssituation gehe in die Ratingbeurteilung mit ein. Dies sei auch der Grund, warum die Antragstellerin nach seiner Einschätzung ein sehr hohes Rating, nämlich "AA", zugewiesen bekomme. Werde die beschriebene Vermögens- und Rentabilitätssituation zusätzlich zu der vorgenommenen Kennzahlenanalyse berücksichtigt, käme es zu einer Doppelzählung und damit zu einem systematischen Fehler. Davon unberührt bleibe der Umstand, dass die Zuordnung zu einer Risikoklasse immer auf einer Vereinfachung beruhe und nicht alle unternehmensspezifischen Faktoren abbilden könne. Würde man dies wollen, müsse man eine unternehmensindividuelle Risikoeinschätzung vornehmen.

148: Es sei im Ergebnis auch ohne Bedeutung, dass die Antragstellerin mit der Muttergesellschaft, der ...[A] GmbH, einen Ergebnisabführungsvertrag geschlossen habe. Denn wenn es zur Abführung der Gewinne aus dem Netzbetrieb an die Muttergesellschaft nicht gekommen wäre, wäre das Eigenkapital der Antragstellerin zwar höher. Damit wäre jedoch auch die Eigenkapitalquote höher. Dies schlage aber auf das vorzunehmende hypothetische Rating nicht durch, weil ohnehin eine Eigenkapitalquote von maximal 40 % unterstellt werden dürfe. Das Vorhandensein eines Ergebnisabführungsvertrages führe nicht zu einer Verfälschung der Risikoeinstufung.

149: Der Sachverständige hat sich mit den Einwendungen der Beteiligten im Einzelnen auseinandergesetzt. Wegen der Einzelheiten seiner Überlegungen wird auf das Gutachten vom 12. Juli 2010, Ziffer 4.3, sowie sein Ergänzungsgutachten vom 9. März 2012 unter Ziffer 4.7 Bezug genommen.

150: (c) Der mit der zweiten Ermittlungsmethode (oben (b); Kreditausfallprämien/CDS-spreads) ermittelte Risikoaufschlag von 0,25 % liegt nach der Einschätzung des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] relativ nahe bei dem Risikoaufschlag von 0,21 %, den er anhand der ersten Messmethode (oben (a); Vergleich der Umlaufrenditen von laufzeitkongruenten Industrieanleihen mit Öffentlichen Pfandbriefen) ermittelt hat. Der Sachverständige hat seinen Feststellungen den höheren Risikoaufschlag von 0,25 % zugrunde gelegt, weil er die Ermittlung des Ausfallrisikos anhand der Prämien für Credit Default Swaps für zielgenauer und zuverlässiger hält. Prof. Dr. ...[D] hat allerdings hervorgehoben, dass nach seiner Einschätzung eine gute Validierung des ermittelten Risikoaufschlags vorliege, weil er mit zwei völlig unterschiedlichen Methoden zu nahezu identischen Ergebnissen gekommen sei.

151: Auf dieser Grundlage hat der Sachverständige als Ergebnis des zweiten Arbeitsschritts die Obergrenze für den fiktiven Fremdkapitalzins mit einem Zinssatz von 5,70 % bestimmt (Untergrenze der Fremdkapitalkosten 5,45 % zuzüglich Risikoaufschlag von 0,25 %). Bereinigt um die Emissionskosten ergibt sich als Obergrenze ein Zinssatz von 5,34 %.

152: (3) Weiter hat der Sachverständige in einem dritten Arbeitsschritt geprüft, ob und gegebenenfalls welchen Einfluss die bei der Antragstellerin vorhandene Eigentümerstruktur auf die Risikoeinschätzung des Kapitalmarktes gehabt hätte. Er hat also geprüft, ob gegenüber dem im zweiten Arbeitsschritt ermittelten Risikozuschlag für vergleichbare Unternehmen, die nicht im Mehrheitsbesitz der öffentlichen Hand sind, ein Abzug für die Antragstellerin vorzunehmen ist.

153: Die Antragstellerin hatte im hier zu betrachtenden Zeitraum von 1995 bis 2004 zunächst mit der ...[A] GmbH ausschließlich einen der öffentlichen Hand zuzurechnenden Gesellschafter; ab dem Jahr 1998 belief sich die Beteiligungsquote der öffentlichen Hand noch auf 75,1 %; seit dem Jahr 2000 beträgt die Beteiligungsquote noch 56,4 %.

154: (a) Wie der Sachverständige in seinem Gutachten vom 12. Juli 2010 im Einzelnen dargelegt hat, ist aufgrund von Veröffentlichungen der großen Ratingagenturen davon auszugehen, dass die Eigentümerstruktur, insbesondere wenn es sich um einen Mehrheits- oder gar Alleineigentümer der öffentlichen Hand handelt, dem Grunde nach eine Rolle bei der Bewertung des Ausfallrisikos spielt.

155: Bei der Bestimmung der Höhe eines etwaigen Abzugs von dem im zweiten Arbeitsschritt ermittelten Risikozuschlag hat der Sachverständige sich erneut dem Problem gegenüber gesehen, dass es nur spärliches statistisch verwertbares Material zu dieser Frage gibt.

156: Der Sachverständige hat den Ansatz gewählt, die Prämien für Kreditausfallversicherungen (Credit Default Swaps) der drei großen Energieversorgungsunternehmen ...[L], ...[E] und ...[M] für den Zeitraum 2004 bis 2010 zu betrachten; weiter zurückliegende Daten waren nach Mitteilung des Sachverständigen nicht verfügbar. Während im Unternehmen ...[L] die öffentliche Hand im vorgenannten Zeitraum keinen nennenswerten Anteil hielt, lag die Beteiligungsquote der öffentlichen Hand durch kommunale Aktionäre bei ...[E] im Zeitraum 2004 bis 2010 im Bereich von rund 30 % bis rund 33 %. Bei ...[M] hielt der Zweckverband …[N]- ein Zusammenschluss von Kommunen und Gebietskörperschaften aus …[N] - Kapitalanteile von rund 34,5 % - 45 %; weitere rund 39 % - 45 % wurden von der …[O] gehalten, einem Energieversorgungsunternehmen, welches sich seinerseits zu rund 85 % im Eigentum des französischen Staates befindet. Der Sachverständige hat die leicht unterschiedlichen Ratingeinstufungen und die Kreditausfallprämien (CDS-spreads) dieser drei Unternehmen verglichen und festgestellt, dass die Differenz im CDS-spread zwischen dem (in privater Hand befindlichen) Unternehmen ...[L] auf der einen Seite und den Unternehmen ...[E] und ...[M], an denen die öffentliche Hand substantiell beteiligt ist, über zwei verschiedene Teilzeiträume von Oktober 2004 bis März 2007 und April 2007 bis April 2010 stabil bei 10-14 Basispunkten liegt.

157: Dies bestätigt nach Einschätzung des Sachverständigen die Annahme, dass die Eigentümerstruktur im Ratingprozess zumindest als qualitativer Faktor berücksichtigt werde. Gleichzeitig sei darauf hinzuweisen, dass das vorliegende Zahlenmaterial nicht umfangreich genug sei, um eine statistisch gesicherte Abschätzung des Effektes zu erlauben. Die beobachteten Abweichungen zwischen Ratingeinstufung und Prämien für Kreditausfallversicherungen könnten auch in unternehmensindividuellen Unterschieden in den Finanzkennzahlen begründet sein. Zudem erlaubten die vorgelegten Zahlen auch keinen Rückschluss darauf, wie hoch der Effekt kommunalen Eigentums auf die Prämie einer Kreditausfallversicherung eines zweifach-A geratenen Unternehmens sei.

158: Dennoch könne der festgestellte Befund nicht völlig ignoriert werden. In jedem Falle könne die Möglichkeit, dass ein nennenswerter Anteilsbesitz der öffentlichen Hand an einem Energieversorgungsunternehmen sehr wohl einen Einfluss auf die Risikoeinschätzung durch die Investoren habe, nicht ausgeschlossen werden. Gleichzeitig zeigten die Befunde aber auch, dass dieser Einfluss keineswegs so weit gehe, dass die Investoren die Anleihe eines solchen Unternehmens als risikolos betrachten. Nach Einschätzung des Sachverständigen ist es gerechtfertigt, den im zweiten Arbeitsschritt festgestellten Risikoaufschlag um etwa 10 Basispunkte zu verringern.

159: (b) Auf die Einwendungen der Beteiligten hat der Sachverständige dies nochmals bestätigt und ausgeführt, selbstverständlich könne wegen der geringen Zahl von betrachteten Unternehmen keine statistische Validität erzeugt werden; jedoch bedeute dies nur, dass der Schätzfehler entsprechend höher sei. Keinesfalls könne daraus der Schluss gezogen werden, dass der gemessene Effekt in Wirklichkeit nicht oder allenfalls mit einer geringen Wahrscheinlichkeit existiere. Deshalb könne der vorgelegte Befund einer Renditedifferenz im Verhältnis einer privaten Eigentümerstruktur zu einer öffentlich-rechtlichen Mehrheits- oder Alleinbeteiligung nicht einfach ignoriert werden. Dies gelte umso mehr, als auch theoretische Gründe für die Relevanz der Eigentümerstruktur benannt und Beispiele vorgetragen seien, wonach Ratingagenturen diese nicht unberücksichtigt lassen. Der Sachverständige hat auch in der mündlichen Erläuterung seines Gutachtens bekräftigt, dass er eine Reduzierung des Risikoaufschlags um 0,1 % für angemessen halte. Wegen der Einzelheiten wird auf das Gutachten vom 12. Juli 2010, Ziffer 4.4 sowie das Ergänzungsgutachten vom 9. März 2012, Ziffer 4.8, Bezug genommen.

160: (4) In einem vierten Arbeitsschritt hat der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] schließlich geprüft, ob es sich auf den Risikozuschlag auswirkt, wenn sich ein Energieversorgungsunternehmen vollständig im Eigentum einer Kommune befindet. Wenn der Kapitalmarkt erwarte, dass die Kommune ein von ihr zu 100 % beherrschtes Unternehmen im Falle wirtschaftlicher Schwierigkeiten in dem ihr möglichen Rahmen unterstützen werde, dann habe dies eine - mehr oder weniger - große Auswirkung auf die geforderten Risikoprämien. Der Sachverständige hat deshalb unter anderem die Frage aufgeworfen, wie die Bonität einer hinter dem Energieversorgungsunternehmen stehenden Kommune einzuschätzen sei.

161: Der Sachverständige hat darauf hingewiesen, dass es bis heute nur wenige Kommunen gibt, die über ein eigenes Rating verfügen. Eine von der Ratingagentur Fitch publizierte Studie zur Kreditwürdigkeit deutscher Kommunen komme zu dem Ergebnis, dass wohl nur 17,3 % der Kommunen in Deutschland im Falle eines flächendeckenden Ratings die Bestnote "AAA" bekommen würden. Dies sei vor dem Hintergrund zu sehen, dass sämtliche Bundesländer in Deutschland, einschließlich der Stadtstaaten, ebenso wie der Bund über ein "AAA"-Rating verfügten. Allein dieser Befund lasse schon darauf schließen, dass es unwahrscheinlich sei, dass kommunale Anleihen im Durchschnitt keinen Risikoaufschlag gegenüber Bundesanleihen aufweisen würden. Des Weiteren hat der Sachverständige sich mit dem nur spärlich vorhandenen statistischen Material zu kommunalen Anleihen befasst. Wegen der Einzelheiten wird auf das Gutachten vom 12. Juli 2010, Ziff. 4.5, Bezug genommen.

162: Der Sachverständige kommt zu dem Ergebnis, es sei aufgrund des nur spärlich vorhandenen Datenmaterials kaum möglich, die Frage zu beantworten, ob es eine risikobedingte Renditedifferenz zwischen kommunalen Anleihen und fristenkongruenten Bundesanleihen im Zeitraum 1995 bis 2004 gegeben habe. Allerdings sei mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass es eine Renditedifferenz allein aufgrund des Liquiditätsunterschieds in diesen beiden Anleihetypen gegeben hätte. Ob es auch einen risikobedingten Renditeunterschied gegeben hätte, hänge sehr stark von der Bonität der emittierenden Kommune ab und lasse sich somit nicht allgemein sagen. In jedem Fall sei zu berücksichtigen, dass Kommunen keinesfalls automatisch über ein "AAA"-Rating verfügten, nur weil das jeweilige Bundesland über ein solches Rating verfüge. Die Vermutung, dass das Vorhandensein eines kommunalen Mehrheits- oder Alleineigentümers nicht zu einem völligen Abschmelzen des Risikozuschlags führe, sei durch die nähere Betrachtung der Risikoeinschätzung vom kommunalen Anleihen erhärtet worden.

163: (5) Aufgrund der vorstehenden Überlegungen (oben (1) bis (4)) hat der Sachverständige die Höhe des fiktiven Fremdkapitalzinssatzes im Ergebnis mit 5,6 % bestimmt. Dieser Zinssatz ist, wie ausgeführt, um die Emissionskosten von 0,36 % zu bereinigen. Es verbleibt ein fiktiver Fremdkapitalzinssatz von 5,24 %.

164: c) Der Senat legt das Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] seinen Feststellungen in vollem Umfang zugrunde. Der Senat ist aufgrund des Gutachtens davon überzeugt (§ 83 Abs. 1 Satz 1 EnWG), dass die Antragstellerin sich zum maßgeblichen Zeitpunkt Fremdmittel auf dem Kapitalmarkt durch Ausgabe einer langfristigen festverzinslichen Anleihe zu einem Zinssatz von 5,24 % pro Jahr hätte beschaffen können.

165: Demgegenüber sind die ...[B] und die ...[C] der Auffassung, dass das zur Verfügung stehende Datenmaterial nicht ausreicht, um die Überzeugung zu gewinnen, dass der fiktive Zinssatz den von der ...[B] anerkannten risikolosen Basiszinssatz von 4,8 % pro Jahr überstiegen hätte. Die ...[B] und die ...[C] sind der Auffassung, dass der fehlende Nachweis eines höheren Zinssatzes im Ergebnis zu Lasten der Antragstellerin zu gehen hat (Nachweislastentscheidung).

166: Dem folgt der Senat nicht. Eine von allen Zweifeln freie Überzeugung setzt das Gesetz nicht voraus. Der Richter darf und muss sich in tatsächlich zweifelhaften Fällen mit einem für das praktische Leben brauchbaren Grad von Gewissheit genügen, der den Zweifeln Schweigen gebietet, ohne sie völlig auszuschließen (vgl. BGHZ 53, 245, 256 zu § 286 Abs. 1 ZPO). Nach der Auffassung des Senats ist die erforderliche persönliche Gewissheit aufgrund des Gutachtens des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] erreicht.

167: Die Sachkunde des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] steht außer Zweifel. Der Sachverständige hat in seinen schriftlichen Gutachten und seinen mündlichen Erläuterungen nachvollziehbar und überzeugend den fiktiven Fremdkapitalzinssatz hergeleitet. Der Senat verkennt nicht, dass der Sachverständige vor dem Problem einer nur spärlich vorhandenen Datenbasis stand. Der Sachverständige hat dies jedoch in seinem Gutachten stets deutlich gemacht und empirische Befunde mit tragfähigen und durchweg einleuchtenden Hilfs- und Alternativerwägungen unterlegt.

168: Dem Senat ist auch bewusst, dass dem Gutachten des Sachverständigen verschiedene vereinfachende Annahmen zugrunde liegen und dass eine allgemeingültige, mathematisch exakte Herleitung eines bis auf die zweite Nachkommastelle zutreffenden fiktiven Fremdkapitalzinssatzes nicht zu erreichen sein wird. Andere Sachverständige wären möglicherweise zu einem (geringfügig) abweichenden Ergebnis gelangt. Gleichwohl ist das vom Sachverständigen gefundene, sorgfältig begründete Ergebnis für den Senat in einem Maße überzeugend, dass er es seinen Feststellungen zugrunde legt. Weitere Erkenntnismöglichkeiten sieht der Senat im Rahmen des Untersuchungsgrundsatzes (§ 82 Abs. 1 EnWG) nicht. Insbesondere haben die Beteiligten nicht aufgezeigt, dass andere Sachverständige über eine überlegene Sachkunde verfügen würden.

169: Der Senat ist insbesondere davon überzeugt, dass der vom Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] bestimmte (um Emissionskosten bereinigte) Zinssatz von 5,24 % die Untergrenze des fiktiven Fremdkapitalzinssatzes darstellt, den die Antragstellerin bei Ausgabe einer Anleihe hätte bezahlen müssen. Insoweit hat der Sachverständige betont, dass der Liquiditätsaufschlag von 0,31 % nur die Untergrenze des tatsächlich in Betracht kommenden Liquiditätsaufschlags darstellen kann. Er hat sich lediglich außerstande gesehen, einen etwaigen höheren Zinsaufschlag zu quantifizieren.

170: Die Annahme, dass der fiktive Fremdkapitalzinssatz jedenfalls nicht geringer als mit 5,24 % anzusetzen ist, wird auch durch andere Gutachten bestätigt, die Gegenstand des Beschwerdeverfahrens waren.

171: In dem (in einem Parallelverfahren von der dortigen Antragstellerin vorgelegten) Gutachten "Risikozuschlag für Fremdfinanzierung von Elektrizitätsversorgungsnetzen" vom 18. Juli 2005, das den Beteiligten bekannt ist und das der Senat zum Gegenstand des Beschwerdeverfahrens gemacht hat, hat Prof. Dr. ...[P], Inhaber des Lehrstuhls für Bank- und Börsenwesen an der …-Universität …[X] ebenfalls den fiktiven Fremdkapitalzinssatz nach § 5 Abs. 2 Halbs. 2 StromNEV untersucht. Ausgehend von einem risikolosen Basiszinssatz auf der Grundlage des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten hat Prof. Dr. ...[P] einen Risikoaufschlag ermittelt. Hierzu hat er den von Morgan Stanley Capital International Inc. zur Verfügung gestellten Index ECCI (Euro Corporate Credit Index) Utility für Versorgungsbetriebe auf dem europäischen Anleihenmarkt für einen Zeitraum von zehn Jahren herangezogen und hieraus einen Renditeunterschied zu einem durchschnittlichen Zinssatz für Anleihen ausgewählter europäischer Staaten in einer Bandbreite von 54-80 Basispunkten angenommen.

172: Prof. Dr. ...[P] geht in seinem Gutachten davon aus, dass die Vielzahl kleinerer Versorgungsunternehmen im Durchschnitt eine schlechtere Bonität als die Ratingklasse "A" aufweisen dürfte. Für die Kalkulation der Fremdfinanzierung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen hat er einen Risikozuschlag von 60 Basispunkten empfohlen. Aus dem Gutachten ergibt sich jedoch nicht, ob und in welchem Umfang in dieser Bewertung Emissionskosten sowie Liquiditätsaufschläge enthalten sind. Legt man die von Prof. Dr. ...[P] empfohlenen 60 Basispunkte (0,6 %) als allgemeinen Risikoaufschlag zugrunde, gelangt man ausgehend von dem von Prof. Dr. ...[D] zugrunde gelegten Ausgangszinssatz von 4,78 % zu einem fiktiven Fremdkapitalzinssatz von 5,38 %.

173: Dieser Zinssatz übersteigt zwar den von Prof. Dr. ...[D] festgestellten Zinssatz von 5,24 %. Prof. Dr. ...[D] hat jedoch in seinem Ergänzungsgutachten darauf hingewiesen, dass die Annahme von Prof. Dr. ...[P], die Vielzahl kleinerer Versorgungsunternehmen dürfte im Durchschnitt eine schlechtere Bonität als die Ratingklasse "A" aufweisen, an keiner Stelle empirisch substantiiert werde. Nach Einschätzung von Prof. Dr. ...[D] ist eine solche Substantiierung auch nicht möglich, da es zum Zeitpunkt der Erstattung des Gutachtens von Prof. ...[P] kaum kleinere Versorgungsunternehmen gegeben haben dürfte, die überhaupt über ein externes Rating verfügt hätten. Insoweit sei die Aussage von Prof. Dr. ...[P] als reine Vermutung zu klassifizieren, die keinerlei Hinweise auf die vom Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] vorzunehmende Risikoeinstufung ermögliche. Im Ergebnis seien jedoch trotz der inhaltlichen Unterschiede in den Vorgehensweisen die Unterschiede im Ergebnis eher gering. Zu beachten sei insoweit, dass der hier wegen des Miteigentums der öffentlichen Hand ermittelte Abschlag von zehn Basispunkten nicht in den Vergleich miteinbezogen werden dürfe, weil dieser Abschlag auf ein unternehmensspezifisches Risikomerkmal zurückgehe, welches im Gutachten von Prof. Dr. ...[P] nicht betrachtet worden sei.

174: Der Senat vermag auf der Grundlage der Ausführungen von Prof. Dr. ...[P] nicht die erforderliche Gewissheit zu erlangen, dass ein höherer fiktiver Fremdkapitalzinssatz als 5,24 % gerechtfertigt ist. Es ist aber andererseits festzustellen, dass der fiktive Fremdkapitalzinssatz mit 5,24 % jedenfalls nicht zu hoch bemessen ist. Wird das Gutachten von Prof. Dr. ...[P] hinsichtlich der auch nach Auffassung des Senats nicht fundiert begründeten Bonitätseinstufung und der Nichtberücksichtigung der Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen Hand bei der Antragstellerin bereinigt, reduziert sich auch der von Prof. Dr. ...[P] empfohlene Zinssatz. Dies stärkt zusätzlich die Überzeugungskraft des hier eingeholten Gutachtens.

175: Eine andere Beurteilung ist auch nicht auf der Grundlage des von der Antragstellerin vorgelegten sogenannten NERA-Gutachtens vom 21. Mai 2009 gerechtfertigt (NERA Economic Consulting, "Ermittlung der sachgerechten Fremdkapitalverzinsung für deutsche Strom- und Gasnetzbetreiber"). Dieses Gutachten ist im Auftrag des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) erstattet worden. Das Gutachten nimmt für den Stichtag 31. Dezember 2004 einen Risikozuschlag von 0,73 % an und für den Stichtag 31. Dezember 2005 einen Zuschlag von 0,77 %. Wegen der Einzelheiten wird auf das Gutachten (Anlage Bf. 47) Bezug genommen.

176: Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat sich auch mit diesem Gutachten auseinandergesetzt. Er weist darauf hin, dass auch das NERA-Gutachten von einer Ratingeinstufung der Netzbetreiber lediglich mit der Bonitätsklasse "A" ausgeht. Insoweit müsse - gemessen an seinem eigenen Gutachten, dem eine bessere Rating-Einstufung "AA" zugrunde liegt - der im NERA-Gutachten ermittelte Zinsaufschlag zu hoch ausfallen. Der Sachverständige hat aber auch darauf hingewiesen, dass sich dann, wenn er selbst nur ein "A"-Rating zugrunde gelegt hätte, ein Risikoaufschlag von 38 Basispunkten ergeben hätte. Nach der von ihm gewählten Methode hätte sich deshalb bei Ansatz eines "A"-Ratings ein Aufschlag von 31 + 38 = 69 Basispunkten (0,69 %) ergeben. Dieses Ergebnis liege sehr nahe an dem im NERA-Gutachten ermittelten Ergebnis. Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat ausgeführt, dass auch das NERA-Gutachten keinen Anlass gibt, von seiner Einschätzung abzuweichen. Der Senat sieht angesichts des sehr eingehenden und überzeugenden Gutachtens des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D] auch auf der Grundlage des NERA-Gutachtens keine ausreichende Grundlage dafür, den fiktiven Fremdkapitalzinssatz höher als mit 5,24 % anzusetzen. Auf der anderen Seite spricht auch das NERA-Gutachten dafür, den fiktiven Fremdkapitalzinssatz nicht niedriger anzusetzen.

177: Letztlich stützt der Senat seine Überzeugungsbildung aber nicht auf die Gutachten von Prof. Dr. ...[P] und von NERA Economic Consulting, sondern auf die überzeugenden Feststellungen des Sachverständigen Prof. Dr. ...[D].

: D)

178: Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 und 2 Alt. 1 EnWG. Soweit die Beschwerde der Antragstellerin unbegründet ist, hat sie die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich des Rechtsbeschwerdeverfahrens zu tragen. Darüber hinaus entspricht es der Billigkeit, der Antragstellerin die Verfahrenskosten, die bis zur Zurückverweisung der Sache durch Beschluss des Bundesgerichtshofs vom 14. August 2008 entstanden sind, insgesamt aufzuerlegen. Bis zur Zurückverweisung der Sache betrug der Streitwert im Beschwerdeverfahren und im Rechtsbeschwerdeverfahren 4.209.747,56 €. Die Beschwerdeführerin obsiegt letztlich nur mit einem äußerst geringen Teilbetrag von 89.428,95 € in der Kostenposition Eigenkapitalverzinsung. Dieser Betrag ergibt sich daraus, dass die ...[B] in ihrer Genehmigung bei einem Zinssatz von 4,8 % fiktive Fremdkapitalzinsen von 975.587,47 € anerkannt hat. Die Antragstellerin begehrt einen Zinssatz von 6,5 %. Rechnerisch ergibt dies ein Zahlungsbegehren der Antragstellerin von 345.520,96 € (975.587,47 € : 4,8 x 1,7). Die Antragstellerin obsiegt mit einem Zinssatz von 0,44 %. Daraus ergibt sich rechnerisch ein Obsiegensbetrag von 89.428,95 € (345.520,96 x 0,44 : 1,7). Die Obsiegensquote der Antragstellerin, bezogen auf den Gesamtstreitwert, liegt damit bei lediglich rund 2 %. Dies rechtfertigt es in Anwendung des Rechtsgedankens des § 92 Abs. 2 Nr. 1 ZPO, der Antragstellerin die Kosten insoweit insgesamt aufzuerlegen.

179: Hinsichtlich der nach Zurückverweisung im Beschwerdeverfahren entstandenen außergerichtlichen Kosten (Gerichtsgebühren sind nicht mehr gesondert entstanden) entspricht es der Billigkeit, der Antragstellerin 4/5 und der ...[B] 1/5 aufzuerlegen. Die Antragstellerin obsiegt im fortgesetzten Beschwerdeverfahren mit einem rechnerischen Betrag von 89.428,95 €; es entspricht der Billigkeit, das Obsiegen der Antragstellerin ins Verhältnis zu dem verbleibenden Streitwert von 445.328,56 € zu setzen (99.808 € betreffend Kostenposition Verlustenergie und 345.520,56 € betreffend den noch streitigen fiktiven Fremdkapitalzinssatz).

180: Der Sachverständige Prof. Dr. ...[D] hat sein Gutachten in diesem und zwei weiteren Parallelverfahren erstattet. Im Einvernehmen mit den Beteiligten wird der auf dieses Verfahren entfallende Anteil der Sachverständigenkosten mit einem Drittel angesetzt. Hinsichtlich der auf dieses Verfahren entfallenden Sachverständigenkosten ist eine Kostenquotelung von 3/4 zu 1/4 angemessen, weil der Antragstellerin ein zusätzlicher Zinsaufschlag von 0,44 % an Stelle der von ihr begehrten 1,7 % zuerkannt wird. Dies entspricht einer Kostenquote von 3/4 zu 1/4.

181: Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen, soweit der Senat über den fiktiven Fremdkapitalzinssatz entschieden hat (§ 86 Abs. 1, 2 und 3 Satz 1 EnWG). Dies betrifft eine Rechtsfrage von grundsätzlicher Bedeutung; auch erfordern die Fortbildung des Rechts und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs. Es bedarf der Klärung, ob der Senat sich mit seiner Entscheidung innerhalb der Vorgaben des Bundesgerichtshofs in dessen Beschluss vom 14. August 2008 hält. Dies betrifft insbesondere die Frage der Anerkennung eines Liquiditätsaufschlags und der Außerachtlassung fiktiver Emissionskosten. Darüber hinaus sind auch an anderen Oberlandesgerichten Beschwerdeverfahren zu der hier zu entscheidenden Frage anhängig. Es bedarf deshalb zur Gewährleistung einer einheitlichen Rechtsprechung einer grundsätzlichen Klärung durch die höchstrichterliche Rechtsprechung.

182: Hinsichtlich der Kostenposition Verlustenergie sind die Voraussetzungen für die Zulassung der Rechtsbeschwerde dagegen nicht erfüllt (§ 86 Abs. 1 EnWG). Die rechtliche Ausgangsfrage, unter welcher Voraussetzung gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr anzunehmen sind, ist durch den Bundesgerichtshof bereits geklärt. Die konkrete Rechtsanwendung durch das Beschwerdegericht erfordert nach der Auffassung des Senats im vorliegenden Fall keine höchstrichterliche Klärung.

183: Der Beschwerdewert wird für die Zeit ab dem 15. August 2008 auf 445.328,56 € festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 GKG i.V.m. § 3 ZPO).

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Lastenausgleichsgesetz - LAG

(1) Wenn jede Partei teils obsiegt, teils unterliegt, so sind die Kosten gegeneinander aufzuheben oder verhältnismäßig zu teilen. Sind die Kosten gegeneinander aufgehoben, so fallen die Gerichtskosten jeder Partei zur Hälfte zur Last. (2) Das Ger

Annotations

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 10 Behandlung von Netzverlusten

(1) Die Kosten der Beschaffung von Energie zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste (Verlustenergie) können bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz gebracht werden. Die Kostenposition ergibt sich aus den tatsächlichen Kosten der Beschaffung der entsprechenden Verlustenergie im abgelaufenen Kalenderjahr.

(2) Die Höhe der Durchschnittsverluste je Netz- und Umspannebene des Vorjahres sowie die durchschnittlichen Beschaffungskosten der Verlustenergie im Vorjahr in Cent pro Kilowattstunde sind von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen zum 1. April eines Jahres auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 32 Übergangsregelungen

(1) Zur erstmaligen Ermittlung der Netzentgelte sind die kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens für den eigenfinanzierten Anteil auf Tagesneuwertbasis nach § 6 Abs. 3, für den fremdfinanzierten Anteil anschaffungsorientiert zu bestimmen und anlagenscharf zu dokumentieren. Dabei sind die seit Inbetriebnahme der Sachanlagegüter der kalkulatorischen Abschreibung tatsächlich zu Grunde gelegten Nutzungsdauern heranzuziehen. Soweit vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung bei der Stromtarifbildung nach der Bundestarifordnung Elektrizität Kosten des Elektrizitätsversorgungsnetzes zu berücksichtigen waren und von Dritten gefordert wurden, wird vermutet, dass die nach den Verwaltungsvorschriften der Länder zur Darstellung der Kosten- und Erlöslage im Tarifgenehmigungsverfahren jeweils zulässigen Nutzungsdauern der Ermittlung der Kosten zu Grunde gelegt worden sind. Soweit vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung keine kostenbasierten Preise im Sinne des Satzes 3 gefordert worden sind, wird vermutet, dass der kalkulatorischen Abschreibung des Sachanlagevermögens die unteren Werte der in Anlage 1 genannten Spannen von Nutzungsdauern zu Grunde gelegt worden sind, es sei denn, der Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes weist etwas anderes nach.

(2) Netzbetreiber, die am vereinfachten Verfahren nach § 24 der Anreizregulierungsverordnung teilnehmen können, den hierzu erforderlichen Antrag rechtzeitig gestellt haben und die für das letzte der Anreizregulierung vorangehende Kalenderjahr keine Erhöhung der Netzentgelte beantragen, müssen in ihrem Genehmigungsantrag für das letzte der Anreizregulierung vorangehende Kalenderjahr keine zusätzlichen oder neuen Unterlagen zu ihrem letzten geprüften Genehmigungsantrag vorlegen.

(3) Wurde ein Letztverbraucher in Bezug auf eine durch ihn genutzte Abnahmestelle noch nicht durch eine Genehmigung einer Regulierungsbehörde auf Grund des § 19 Absatz 2 Satz 2 und 3 der Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225) in der zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 28. Juli 2011 (BGBl. I S. 1690) geänderten Fassung, von den Netzentgelten befreit, so ist für diesen Letztverbraucher in Bezug auf eine durch ihn genutzte Abnahmestelle § 19 Absatz 2 Satz 2 und 3 in der ab dem 22. August 2013 geltenden Fassung mit Wirkung ab dem 1. Januar 2012 anzuwenden. Hat eine Regulierungsbehörde einem Letztverbraucher im Hinblick auf eine durch ihn genutzte Abnahmestelle auf Grund von § 19 Absatz 2 Satz 2 und 3 der Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225) in der zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 28. Juli 2011 (BGBl. I S. 1690) geänderten Fassung eine Genehmigung der Befreiung von den Netzentgelten erteilt, so wird diese Genehmigung mit Ablauf des 31. Dezember 2013 unwirksam. Die Sätze 1 und 2 sind entsprechend anzuwenden, sofern eine Regulierungsbehörde einem Letztverbraucher im Hinblick auf eine durch ihn genutzte Abnahmestelle auf Grund von § 19 Absatz 2 Satz 2 und 3 der Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225) in der zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 28. Juli 2011 (BGBl. I S. 1690) geänderten Fassung eine Genehmigung der Befreiung von den Netzentgelten erteilt hat und diese Genehmigung durch eine rechtskräftige gerichtliche Entscheidung aufgehoben wurde.

(4) Genehmigungen von Vereinbarungen individueller Netzentgelte auf Grund von § 19 Absatz 2 Satz 2 und 3 in der ab dem 22. August 2013 geltenden Fassung werden mit Ablauf des 31. Dezember 2013 unwirksam.

(5) Die Ermittlung der Tagesneuwerte nach § 6 Absatz 3 Satz 2 erfolgt ab dem 1. Januar 2013 unter Anwendung der Indexreihen des Statistischen Bundesamtes gemäß § 6a.

(6) Die Verzinsung des die Eigenkapitalquote im Sinne des § 7 Absatz 1 Satz 5 übersteigenden Anteils des Eigenkapitals erfolgt ab dem 1. Januar 2013 nach § 7 Absatz 7.

(7) Die Regelung des § 17 Absatz 2a betreffend das Pooling mehrerer Entnahmestellen ist ab dem 1. Januar 2014 anzuwenden.

(8) Auf eine Änderung der kalkulatorischen Abschreibungsdauer infolge der Anlage 1 dieser Verordnung in der ab dem 22. März 2019 geltenden Fassung ist § 6 Absatz 6 Satz 3 bis 6 anzuwenden.

(9) Für am 22. März 2019 bestehende Vereinbarungen nach § 19 Absatz 3, die für Betriebsmittel in Niederspannung oder in Umspannung von Mittel- zu Niederspannung abgeschlossen wurden, wird bis zum 31. Dezember 2019 die bis zum 21. März 2019 geltende Regelung angewendet.

(10) Sofern eine Vereinbarung individueller Netzentgelte nach § 19 Absatz 2 Satz 2 bis 4 bis zum 30. September 2019 bei der Regulierungsbehörde angezeigt worden und die angezeigte Vereinbarung rechtmäßig ist, besteht für das Kalenderjahr 2020 ein Anspruch auf Weitergeltung der Vereinbarung individueller Netzentgelte, wenn die Voraussetzungen im Kalenderjahr 2019 erfüllt worden sind. Wird der Anspruch nach Satz 1 geltend gemacht, ist § 19 Absatz 2 Satz 18 mit der Maßgabe anzuwenden, dass bei der Vereinbarung nach § 19 Absatz 2 Satz 2 bis 4 für die tatsächliche Erfüllung der Voraussetzungen auf das Kalenderjahr 2019 abgestellt wird. Sollte bis zum Inkrafttreten dieser Verordnung eine beihilferechtliche Notifizierung der Übergangsregelung nach den Sätzen 1 und 2 erfolgt sein, dürfen die Sätze 1 und 2 erst nach einer beihilferechtlichen Genehmigung und nach Maßgabe einer solchen Genehmigung angewendet werden; das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz macht den Tag einer beihilferechtlichen Notifizierung und einer Bekanntgabe einer beihilferechtlichen Genehmigung jeweils im Bundesanzeiger bekannt.

(11) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach § 7 Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich bis zum Ende der dritten Regulierungsperiode nach § 7 Absatz 7 in der bis zum 31. Juli 2021 geltenden Fassung.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen 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 Elektrizitätsversorgungsnetzen 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 Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.: durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen 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 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 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.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 10 Behandlung von Netzverlusten

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 3 Grundsätze der Entgeltbestimmung

(1) Für die Ermittlung der Netzentgelte sind die Netzkosten nach den §§ 4 bis 11 zusammenzustellen. Die ermittelten Netzkosten sind anschließend nach § 13 vollständig den dort aufgeführten Hauptkostenstellen, welche die Struktur der Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetze widerspiegeln, zuzuordnen. Danach sind die Hauptkostenstellen im Wege der Kostenwälzung nach § 14 den Kostenträgern zuzuordnen. Unter Verwendung einer Gleichzeitigkeitsfunktion nach § 16 sind die Netzentgelte für jede Netz- und Umspannebene zu bestimmen. Die Ermittlung der Kosten erfolgt auf der Basis der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres; gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr können dabei berücksichtigt werden. Die Ermittlung der Netzentgelte erfolgt nach Maßgabe des § 21. Für einen Netzbetreiber, für den noch keine kalenderjährliche Erlösobergrenze nach § 4 Absatz 1 der Anreizregulierungsverordnung bestimmt worden ist, erfolgt die Ermittlung der Netzentgelte auf Grundlage der Kosten nach Satz 5. Soweit hinsichtlich der Kostenermittlung keine besonderen Regelungen getroffen werden, sind die Leitsätze für die Preisermittlung auf Grund von Selbstkosten nach der Anlage zur Verordnung PR Nr. 30/53 vom 21. November 1953 (BAnz. Nr. 244 vom 18. Dezember 1953), zuletzt geändert durch Artikel 289 der Verordnung vom 25. November 2003 (BGBl. I S. 2304), heranzuziehen.

(2) Mit der Entrichtung des Netzentgelts wird die Nutzung der Netz- oder Umspannebene des jeweiligen Betreibers des Elektrizitätsversorgungsnetzes, an die der Netznutzer angeschlossen ist, und aller vorgelagerten Netz- und Umspannebenen abgegolten.

(3) Mit Wirkung zum 1. Januar 2023 bestimmen die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung jeweils ein bundeseinheitliches Netzentgelt nach Abschnitt 2a für die Netzebene Höchstspannungsnetz und die Umspannebene von Höchst- zu Hochspannung. Hierfür verwenden sie jeweils eine bundeseinheitliche Gleichzeitigkeitsfunktion nach § 16 Absatz 2 Satz 2. Vom 1. Januar 2019 bis zum 31. Dezember 2022 erfolgt die Bestimmung nach Satz 1 nach Maßgabe des § 32a.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 10 Behandlung von Netzverlusten

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 3 Grundsätze der Entgeltbestimmung

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 28 Dokumentation

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte zu erstellen. Der Bericht muss enthalten:

1.: eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,
2.: eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Netzentgelte nach § 3 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen für die Netzentgelte von Relevanz sind,
3.: die Höhe der von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen entrichteten Konzessionsabgaben jeweils pro Gemeinde und in Summe,
4.: einen Anhang und
5.: den vollständigen Prüfungsbericht des Wirtschaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst allen zugehörigen Ergänzungsbänden.

Die Angaben nach Satz 2 Nr. 1 und 2 müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen. Der Bericht ist zehn Jahre aufzubewahren.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 4 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1.: die nach § 4 Abs. 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
2.: die Einnahmen nach § 9 Abs. 3 sowie deren Verwendung,
3.: die nach § 11 errechneten Differenzbeträge,
4.: die nach § 12 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
5.: die Höhe der Entgelte für dezentrale Einspeisung nach § 18,
6.: die Absatzstruktur des Netzgebietes nach Anlage 5,
7.: den Betriebsabrechnungsbogen des Netzbetriebs,
8.: den im Vorjahr an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichteten Gesamtbetrag und
9.: im Vorjahr nach § 13 Absatz 2 des Energiefinanzierungsgesetzes in Abzug gebrachten Netzentgelte.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 3 Grundsätze der Entgeltbestimmung

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 28 Dokumentation

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte zu erstellen. Der Bericht muss enthalten:

1.: eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,
2.: eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Netzentgelte nach § 3 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen für die Netzentgelte von Relevanz sind,
3.: die Höhe der von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen entrichteten Konzessionsabgaben jeweils pro Gemeinde und in Summe,
4.: einen Anhang und
5.: den vollständigen Prüfungsbericht des Wirtschaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst allen zugehörigen Ergänzungsbänden.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 4 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1.: die nach § 4 Abs. 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
2.: die Einnahmen nach § 9 Abs. 3 sowie deren Verwendung,
3.: die nach § 11 errechneten Differenzbeträge,
4.: die nach § 12 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
5.: die Höhe der Entgelte für dezentrale Einspeisung nach § 18,
6.: die Absatzstruktur des Netzgebietes nach Anlage 5,
7.: den Betriebsabrechnungsbogen des Netzbetriebs,
8.: den im Vorjahr an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichteten Gesamtbetrag und
9.: im Vorjahr nach § 13 Absatz 2 des Energiefinanzierungsgesetzes in Abzug gebrachten Netzentgelte.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 3 Grundsätze der Entgeltbestimmung

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.

(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.

(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.

(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,

1.: die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken,
2.: den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen,
3.: dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und
4.: den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 3 Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieses Gesetzes bedeutet

1.

AbrechnungsinformationenInformationen, die üblicherweise in Rechnungen über die Energiebelieferung von Letztverbrauchern zur Ermittlung des Rechnungsbetrages enthalten sind, mit Ausnahme der Zahlungsaufforderung selbst,

1a.

Aggregatorennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die eine Tätigkeit ausüben, bei der Verbrauch oder Erzeugung von elektrischer Energie in Energieanlagen oder in Anlagen zum Verbrauch elektrischer Energie auf einem Elektrizitätsmarkt gebündelt angeboten werden,

1b.

AusgleichsleistungenDienstleistungen zur Bereitstellung von Energie, die zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird, zu denen insbesondere auch Regelenergie gehört,

1c.

Ausspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Ausspeisepunkt aus einem Netz oder Teilnetz insgesamt ausgespeist und gebucht werden kann,

1d.

Ausspeisepunktein Punkt, an dem Gas aus einem Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers entnommen werden kann,

2.

Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Betreiber von Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzen sind,

3.

Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung von Elektrizität wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen,

4.

Betreiber von EnergieversorgungsnetzenBetreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen oder Gasversorgungsnetzen,

5.

Betreiber von FernleitungsnetzenBetreiber von Netzen, die Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkte aufweisen, die insbesondere die Einbindung großer europäischer Importleitungen in das deutsche Fernleitungsnetz gewährleisten, oder natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Fernleitung von Erdgas wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau eines Netzes,

a): das der Anbindung der inländischen Produktion oder von LNG-Anlagen an das deutsche Fernleitungsnetz dient, sofern es sich hierbei nicht um ein vorgelagertes Rohrleitungsnetz im Sinne von Nummer 39 handelt, oder
b): das an Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkten Buchungspunkte oder -zonen aufweist, für die Transportkunden Kapazitäten buchen können,

6.

Betreiber von Gasspeicheranlagennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Speicherung von Erdgas wahrnehmen und für den Betrieb einer Gasspeicheranlage verantwortlich sind,

7.

Betreiber von Gasversorgungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Gasversorgungsnetze betreiben,

8.

Betreiber von Gasverteilernetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung von Gas wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen,

9.

Betreiber von LNG-Anlagennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verflüssigung von Erdgas oder der Einfuhr, Entladung und Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas wahrnehmen und für den Betrieb einer LNG-Anlage verantwortlich sind,

9a.

Betreiber technischer Infrastrukturennatürliche oder juristische Personen, die für den sicheren Betrieb technischer Infrastrukturen verantwortlich sind, wobei technische Infrastrukturen alle Infrastrukturen sind, an denen durch Einwirken eines Elektrizitätsversorgungsnetzes elektromagnetische Beeinflussungen auftreten können; hierzu zählen insbesondere Telekommunikationslinien im Sinne des § 3 Nummer 64 des Telekommunikationsgesetzes, Rohrleitungsanlagen aus leitfähigem Material, Steuer- und Signalleitungen oder Hoch- und Höchstspannungsleitungen innerhalb eines Beeinflussungsbereichs von bis zu 1 000 Metern um die beeinflussende Anlage,

10.

Betreiber von Übertragungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Übertragung von Elektrizität wahrnehmen und die verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Übertragungsnetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen,

10a.

Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortungdie Unternehmen 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH und TransnetBW GmbH sowie ihre Rechtsnachfolger,

10b.

Betreiber von Wasserstoffnetzennatürliche oder juristische Personen, die die Aufgabe des Transports oder der Verteilung von Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffnetzes,

10c.

Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Speicherung von Wasserstoff wahrnehmen und für den Betrieb einer Wasserstoffspeicheranlage verantwortlich sind,

10d.

Bilanzkreisim Elektrizitätsbereich innerhalb einer Regelzone die Zusammenfassung von Einspeise- und Entnahmestellen, die dem Zweck dient, Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen durch ihre Durchmischung zu minimieren und die Abwicklung von Handelstransaktionen zu ermöglichen,

10e.

Bilanzzoneim Gasbereich der Teil eines oder mehrerer Netze, in dem Ein- und Ausspeisepunkte einem bestimmten Bilanzkreis zugeordnet werden können,

10f.

BiogasBiomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen,

11.

dezentrale Erzeugungsanlageeine an das Verteilernetz angeschlossene verbrauchs- und lastnahe Erzeugungsanlage,

12.

Direktleitungeine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden,

13.

EigenanlagenAnlagen zur Erzeugung von Elektrizität zur Deckung des Eigenbedarfs, die nicht von Energieversorgungsunternehmen betrieben werden,

13a.

Einspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Einspeisepunkt in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers insgesamt eingespeist werden kann,

13b.

Einspeisepunktein Punkt, an dem Gas an einen Netzbetreiber in dessen Netz oder Teilnetz übergeben werden kann, einschließlich der Übergabe aus Speichern, Gasproduktionsanlagen, Hubs oder Misch- und Konversionsanlagen,

14.

EnergieElektrizität, Gas und Wasserstoff, soweit sie zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet werden,

15.

EnergieanlagenAnlagen zur Erzeugung, Speicherung, Fortleitung oder Abgabe von Energie, soweit sie nicht lediglich der Übertragung von Signalen dienen, dies schließt die Verteileranlagen der Letztverbraucher sowie bei der Gasversorgung auch die letzte Absperreinrichtung vor der Verbrauchsanlage ein,

15a.

Energiederivatein in Abschnitt C Nummer 5, 6 oder 7 des Anhangs I der Richtlinie 2004/39/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. April 2004 über Märkte für Finanzinstrumente, zur Änderung der Richtlinien 85/611/EWG und 93/6/EWG des Rates und der Richtlinie 2000/12/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und zur Aufhebung der Richtlinie 93/22/EWG des Rates (ABl. L 145 vom 30.4.2001, S. 1, ABl. L 45 vom 16.2.2005, S. 18) in der jeweils geltenden Fassung genanntes Finanzinstrument, sofern dieses Instrument auf Elektrizität oder Gas bezogen ist,

15b.

EnergieeffizienzmaßnahmenMaßnahmen zur Verbesserung des Verhältnisses zwischen Energieaufwand und damit erzieltem Ergebnis im Bereich von Energieumwandlung, Energietransport und Energienutzung,

15c.

EnergielieferantGaslieferant oder Stromlieferant,

15d.

EnergiespeicheranlageAnlage in einem Elektrizitätsnetz, mit der die endgültige Nutzung elektrischer Energie auf einen späteren Zeitpunkt als den ihrer Erzeugung verschoben wird oder mit der die Umwandlung elektrischer Energie in eine speicherbare Energieform, die Speicherung solcher Energie und ihre anschließende Rückumwandlung in elektrische Energie oder Nutzung als ein anderer Energieträger erfolgt,

16.

EnergieversorgungsnetzeElektrizitätsversorgungsnetze und Gasversorgungsnetze über eine oder mehrere Spannungsebenen oder Druckstufen mit Ausnahme von Kundenanlagen im Sinne der Nummern 24a und 24b sowie im Rahmen von Teil 5 dieses Gesetzes Wasserstoffnetze,

17.

Energieversorgungsnetze der allgemeinen VersorgungEnergieversorgungsnetze, die der Verteilung von Energie an Dritte dienen und von ihrer Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Letztverbraucher ausgelegt sind, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Letztverbrauchers offen stehen,

18.

Energieversorgungsunternehmennatürliche oder juristische Personen, die Energie an andere liefern, ein Energieversorgungsnetz betreiben oder an einem Energieversorgungsnetz als Eigentümer Verfügungsbefugnis besitzen; der Betrieb einer Kundenanlage oder einer Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung macht den Betreiber nicht zum Energieversorgungsunternehmen,

18a.

Energieversorgungsvertragein Vertrag über die Lieferung von Elektrizität oder Gas, mit Ausnahme von Energiederivaten,

18b.

ErlösobergrenzeObergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten,

18c.

erneuerbare EnergienEnergien im Sinne des § 3 Nummer 21 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes,

18d.

ErzeugungsanlageAnlage zur Erzeugung von elektrischer Energie,

18e.

europäische Strommärktedie Strommärkte der Mitgliedstaaten der Europäischen Union sowie der Schweizerischen Eidgenossenschaft und des Königreichs Norwegen,

19.

Fernleitungder Transport von Erdgas durch ein Hochdruckfernleitungsnetz, mit Ausnahme von vorgelagerten Rohrleitungsnetzen, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Versorgung der Kunden selbst,

19a.

GasErdgas, Biogas, Flüssiggas im Rahmen der §§ 4 und 49 sowie, wenn sie in ein Gasversorgungsnetz eingespeist werden, Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, das durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist,

19b.

Gaslieferantnatürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Gas zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist,

19c.

Gasspeicheranlageeine einem Gasversorgungsunternehmen gehörende oder von ihm betriebene Anlage zur Speicherung von Gas, einschließlich des zu Speicherzwecken genutzten Teils von LNG-Anlagen, jedoch mit Ausnahme des Teils, der für eine Gewinnungstätigkeit genutzt wird, ausgenommen sind auch Einrichtungen, die ausschließlich Betreibern von Leitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind,

19d.

Gasverbindungsleitungen mit DrittstaatenFernleitungen zwischen einem Mitgliedstaat der Europäischen Union und einem Drittstaat bis zur Grenze des Hoheitsgebietes der Mitgliedstaaten oder dem Küstenmeer dieses Mitgliedstaates,

20.

Gasversorgungsnetzealle Fernleitungsnetze, Gasverteilernetze, LNG-Anlagen oder Gasspeicheranlagen, die für den Zugang zur Fernleitung, zur Verteilung und zu LNG-Anlagen erforderlich sind und die einem oder mehreren Energieversorgungsunternehmen gehören oder von ihm oder von ihnen betrieben werden, einschließlich Netzpufferung und seiner Anlagen, die zu Hilfsdiensten genutzt werden, und der Anlagen verbundener Unternehmen, ausgenommen sind solche Netzteile oder Teile von Einrichtungen, die für örtliche Produktionstätigkeiten verwendet werden,

20a.

grenzüberschreitende ElektrizitätsverbindungsleitungenÜbertragungsleitungen zur Verbundschaltung von Übertragungsnetzen einschließlich aller Anlagengüter bis zum jeweiligen Netzverknüpfungspunkt, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten oder zwischen einem Mitgliedstaat und einem Staat, der nicht der Europäischen Union angehört, queren oder überspannen und einzig dem Zweck dienen, die nationalen Übertragungsnetze dieser Staaten zu verbinden,

21.

Großhändlernatürliche oder juristische Personen mit Ausnahme von Betreibern von Übertragungs-, Fernleitungs-, Wasserstoff- sowie Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen, die Energie zum Zwecke des Weiterverkaufs innerhalb oder außerhalb des Netzes, in dem sie ansässig sind, kaufen,

21a.

H-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit H-Gas,

22.

HaushaltskundenLetztverbraucher, die Energie überwiegend für den Eigenverbrauch im Haushalt oder für den einen Jahresverbrauch von 10 000 Kilowattstunden nicht übersteigenden Eigenverbrauch für berufliche, landwirtschaftliche oder gewerbliche Zwecke kaufen,

23.

Hilfsdienstesämtliche zum Betrieb eines Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzes erforderlichen Dienste oder sämtliche für den Zugang zu und den Betrieb von Fernleitungs- oder Gasverteilernetzen oder LNG-Anlagen oder Gasspeicheranlagen erforderlichen Dienste, einschließlich Lastausgleichs- und Mischungsanlagen, jedoch mit Ausnahme von Anlagen, die ausschließlich Betreibern von Fernleitungsnetzen für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind,

23a.

Kleinstunternehmenein Unternehmen, das weniger als zehn Personen beschäftigt und dessen Jahresumsatz oder dessen Jahresbilanzsumme 2 Millionen Euro nicht überschreitet,

24.

KundenGroßhändler, Letztverbraucher und Unternehmen, die Energie kaufen,

24a.

KundenanlagenEnergieanlagen zur Abgabe von Energie,

a): die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden,
b): mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c): für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und
d): jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,

24b.

Kundenanlagen zur betrieblichen EigenversorgungEnergieanlagen zur Abgabe von Energie,

a): die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Betriebsgebiet befinden,
b): mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c): fast ausschließlich dem betriebsnotwendigen Transport von Energie innerhalb des eigenen Unternehmens oder zu verbundenen Unternehmen oder fast ausschließlich dem der Bestimmung des Betriebs geschuldeten Abtransport in ein Energieversorgungsnetz dienen und
d): jedermann zum Zwecke der Belieferung der an sie angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,

24c.

L-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit L-Gas,

24d.

landseitige Stromversorgungdie mittels einer Standardschnittstelle von Land aus erbrachte Stromversorgung von Seeschiffen oder Binnenschiffen am Liegeplatz,

24e.

Landstromanlagendie Gesamtheit der technischen Infrastruktur aus den technischen Anlagen zur Frequenz- und Spannungsumrichtung, der Standardschnittstelle einschließlich der zugehörigen Verbindungsleitungen, die

a): sich in einem räumlich zusammengehörigen Gebiet in oder an einem Hafen befinden und
b): ausschließlich der landseitigen Stromversorgung von Schiffen dienen,

25.

LetztverbraucherNatürliche oder juristische Personen, die Energie für den eigenen Verbrauch kaufen; auch der Strombezug der Ladepunkte für Elektromobile und der Strombezug für Landstromanlagen steht dem Letztverbrauch im Sinne dieses Gesetzes und den auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Verordnungen gleich,

26.

LNG-Anlageeine Kopfstation zur Verflüssigung von Erdgas oder zur Einfuhr, Entladung und Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas; darin eingeschlossen sind Hilfsdienste und die vorübergehende Speicherung, die für die Wiederverdampfung und die anschließende Einspeisung in das Fernleitungsnetz erforderlich sind, jedoch nicht die zu Speicherzwecken genutzten Teile von LNG-Kopfstationen,

26a.

Marktgebietsverantwortlicherist die von den Fernleitungsnetzbetreibern mit der Wahrnehmung von Aufgaben des Netzbetriebs beauftragte bestimmte natürliche oder juristische Person, die in einem Marktgebiet Leistungen erbringt, die zur Verwirklichung einer effizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs durch eine Person zu erbringen sind,

26b.

Messstellenbetreiberein Netzbetreiber oder ein Dritter, der die Aufgabe des Messstellenbetriebs wahrnimmt,

26c.

Messstellenbetriebder Einbau, der Betrieb und die Wartung von Messeinrichtungen,

26d.

Messungdie Ab- und Auslesung der Messeinrichtung sowie die Weitergabe der Daten an die Berechtigten,

27.

NetzbetreiberNetz- oder Anlagenbetreiber im Sinne der Nummern 2 bis 5, 7 und 8, 10 und 10a,

28.

Netznutzernatürliche oder juristische Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen,

29.

Netzpufferungdie Speicherung von Gas durch Verdichtung in Fernleitungs- und Verteilernetzen, ausgenommen sind Einrichtungen, die Betreibern von Fernleitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind,

29a.

neue Infrastruktureine Infrastruktur, die nach dem 12. Juli 2005 in Betrieb genommen worden ist,

29b.

oberste UnternehmensleitungVorstand, Geschäftsführung oder ein Gesellschaftsorgan mit vergleichbaren Aufgaben und Befugnissen,

29c.

Offshore-AnbindungsleitungenAnbindungsleitungen im Sinne von § 3 Nummer 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes,

29d.

örtliches Verteilernetzein Netz, das überwiegend der Belieferung von Letztverbrauchern über örtliche Leitungen, unabhängig von der Druckstufe oder dem Durchmesser der Leitungen, dient; für die Abgrenzung der örtlichen Verteilernetze von den vorgelagerten Netzebenen wird auf das Konzessionsgebiet abgestellt, in dem ein Netz der allgemeinen Versorgung im Sinne des § 18 Abs. 1 und des § 46 Abs. 2 betrieben wird einschließlich von Leitungen, die ein örtliches Verteilernetz mit einem benachbarten örtlichen Verteilernetz verbinden,

30.

Regelzoneim Bereich der Elektrizitätsversorgung das Netzgebiet, für dessen Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve ein Betreiber von Übertragungsnetzen im Rahmen der Union für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie (UCTE) verantwortlich ist,

31.

selbstständige Betreiber von grenzüberschreitenden ElektrizitätsverbindungsleitungenBetreiber von Übertragungsnetzen, die eine oder mehrere grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitungen betreiben, ohne

a): Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung zu sein, oder
b): mit einem Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) verbunden zu sein,

31a.

Stromlieferantennatürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Elektrizität zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist,

31b.

Stromliefervertrag mit dynamischen Tarifenein Stromliefervertrag mit einem Letztverbraucher, in dem die Preisschwankungen auf den Spotmärkten, einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte, in Intervallen widergespiegelt werden, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen,

31c.

Teilnetzim Gasbereich ein Teil des Transportgebiets eines oder mehrerer Netzbetreiber, in dem ein Transportkunde gebuchte Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann,

31d.

Transportkundeim Gasbereich Großhändler, Gaslieferanten einschließlich der Handelsabteilung eines vertikal integrierten Unternehmens und Letztverbraucher,

31e.

Transportnetzbetreiberjeder Betreiber eines Übertragungs- oder Fernleitungsnetzes,

31f.

Transportnetzjedes Übertragungs- oder Fernleitungsnetz,

32.

Übertragungder Transport von Elektrizität über ein Höchstspannungs- und Hochspannungsverbundnetz einschließlich grenzüberschreitender Verbindungsleitungen zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern oder Verteilern, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst,

33.

Umweltverträglichkeitdass die Energieversorgung den Erfordernissen eines nachhaltigen, insbesondere rationellen und sparsamen Umgangs mit Energie genügt, eine schonende und dauerhafte Nutzung von Ressourcen gewährleistet ist und die Umwelt möglichst wenig belastet wird, der Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbaren Energien kommt dabei besondere Bedeutung zu,

33a.

Unternehmensleitungdie oberste Unternehmensleitung sowie Personen, die mit Leitungsaufgaben für den Transportnetzbetreiber betraut sind und auf Grund eines Übertragungsaktes, dessen Eintragung im Handelsregister oder einem vergleichbaren Register eines Mitgliedstaates der Europäischen Union gesetzlich vorgesehen ist, berechtigt sind, den Transportnetzbetreiber gerichtlich und außergerichtlich zu vertreten,

34.

VerbindungsleitungenAnlagen, die zur Verbundschaltung von Elektrizitätsnetzen dienen, oder eine Fernleitung, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten quert oder überspannt und einzig dem Zweck dient, die nationalen Fernleitungsnetze dieser Mitgliedstaaten zu verbinden,

35.

Verbundnetzeine Anzahl von Übertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen, die durch eine oder mehrere Verbindungsleitungen miteinander verbunden sind, oder eine Anzahl von Gasversorgungsnetzen, die miteinander verbunden sind,

35a.

Versorgeranteilder auf die Energiebelieferung entfallende Preisanteil, der sich rechnerisch nach Abzug der Umsatzsteuer und der Belastungen nach § 40 Absatz 3 ergibt,

36.

Versorgungdie Erzeugung oder Gewinnung von Energie zur Belieferung von Kunden, der Vertrieb von Energie an Kunden und der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes,

37.

Verteilungder Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizitätsverteilernetze oder der Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst; der Verteilung von Gas dienen auch solche Netze, die über Grenzkopplungspunkte verfügen, über die ausschließlich ein anderes, nachgelagertes Netz aufgespeist wird,

38.

vertikal integriertes Unternehmenein im Elektrizitäts- oder Gasbereich tätiges Unternehmen oder eine Gruppe von Elektrizitäts- oder Gasunternehmen, die im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) miteinander verbunden sind, wobei das betreffende Unternehmen oder die betreffende Gruppe im Elektrizitätsbereich mindestens eine der Funktionen Übertragung oder Verteilung und mindestens eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb von Elektrizität oder im Erdgasbereich mindestens eine der Funktionen Fernleitung, Verteilung, Betrieb einer LNG-Anlage oder Speicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Gewinnung oder Vertrieb von Erdgas wahrnimmt,

38a.

volatile ErzeugungErzeugung von Strom aus Windenergieanlagen und aus solarer Strahlungsenergie,

38b.

vollständig integrierte NetzkomponentenNetzkomponenten, die in das Übertragungs- oder Verteilernetz integriert sind, einschließlich Energiespeicheranlagen, und die ausschließlich der Aufrechterhaltung des sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs und nicht der Bereitstellung von Regelenergie oder dem Engpassmanagement dienen,

39.

vorgelagertes RohrleitungsnetzRohrleitungen oder ein Netz von Rohrleitungen, deren Betrieb oder Bau Teil eines Öl- oder Gasgewinnungsvorhabens ist oder die dazu verwendet werden, Erdgas von einer oder mehreren solcher Anlagen zu einer Aufbereitungsanlage, zu einem Terminal oder zu einem an der Küste gelegenen Endanlandeterminal zu leiten, mit Ausnahme solcher Netzteile oder Teile von Einrichtungen, die für örtliche Produktionstätigkeiten verwendet werden,

39a.

Wasserstoffnetzein Netz zur Versorgung von Kunden ausschließlich mit Wasserstoff, das von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt ist, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offensteht, dabei umfasst es unabhängig vom Durchmesser Wasserstoffleitungen zum Transport von Wasserstoff nebst allen dem Leitungsbetrieb dienenden Einrichtungen, insbesondere Entspannungs-, Regel- und Messanlagen sowie Leitungen oder Leitungssysteme zur Optimierung des Wasserstoffbezugs und der Wasserstoffdarbietung,

39b.

Wasserstoffspeicheranlageneine einem Energieversorgungsunternehmen gehörende oder von ihm betriebene Anlage zur Speicherung von Wasserstoff, mit Ausnahme von Einrichtungen, die ausschließlich Betreibern von Wasserstoffnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind,

40.

Winterhalbjahrder Zeitraum vom 1. Oktober eines Jahres bis zum 31. März des Folgejahres.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 7 Rechtliche Entflechtung von Verteilernetzbetreibern

(1) Vertikal integrierte Unternehmen haben sicherzustellen, dass Verteilernetzbetreiber, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nummer 38 verbunden sind, hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sind. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind nicht berechtigt, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben.

(2) Vertikal integrierte Unternehmen, an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, sind hinsichtlich der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nummer 38 verbunden sind, von den Verpflichtungen nach Absatz 1 ausgenommen. Satz 1 gilt für Gasverteilernetze entsprechend.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 8 Eigentumsrechtliche Entflechtung

(1) Vertikal integrierte Unternehmen haben sich nach Maßgabe der folgenden Absätze zu entflechten, soweit sie nicht von einer der in § 9 oder den §§ 10 bis 10e enthaltenen Möglichkeiten Gebrauch machen.

(2) Der Transportnetzbetreiber hat unmittelbar oder vermittelt durch Beteiligungen Eigentümer des Transportnetzes zu sein. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über ein Unternehmen ausüben, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, sind nicht berechtigt, unmittelbar oder mittelbar Kontrolle über einen Betreiber eines Transportnetzes oder ein Transportnetz oder Rechte an einem Betreiber eines Transportnetzes oder einem Transportnetz auszuüben. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über einen Transportnetzbetreiber oder ein Transportnetz ausüben, sind nicht berechtigt, unmittelbar oder mittelbar Kontrolle über ein Unternehmen, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, oder Rechte an einem solchen Unternehmen auszuüben. Insbesondere sind Übertragungsnetzbetreiber nicht berechtigt, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über ein Unternehmen ausüben, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, oder Rechte an einem solchen Unternehmen ausüben, sind nicht berechtigt, Mitglieder des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe eines Betreibers von Transportnetzen zu bestellen. Personen, die Mitglied des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe eines Unternehmens sind, das eine Funktion der Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, sind nicht berechtigt, Mitglied des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe des Transportnetzbetreibers zu sein. Rechte im Sinne von Satz Satz 2, 3 und 5 sind insbesondere:

1.: die Befugnis zur Ausübung von Stimmrechten, soweit dadurch wesentliche Minderheitsrechte vermittelt werden, insbesondere in den in § 179 Absatz 2 des Aktiengesetzes, § 182 Absatz 1 des Aktiengesetzes sowie § 193 Absatz 1 des Aktiengesetzes geregelten oder vergleichbaren Bereichen,
2.: die Befugnis, Mitglieder des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe zu bestellen,
3.: das Halten einer Mehrheitsbeteiligung.

Die Verpflichtung nach Satz 1 gilt als erfüllt, wenn zwei oder mehr Unternehmen, die Eigentümer von Transportnetzen sind, ein Gemeinschaftsunternehmen gründen, das in zwei oder mehr Mitgliedstaaten als Betreiber für die betreffenden Transportnetze tätig ist. Ein anderes Unternehmen darf nur dann Teil des Gemeinschaftsunternehmens sein, wenn es nach den Vorschriften dieses Abschnitts entflochten und zertifiziert wurde. Transportnetzbetreiber haben zu gewährleisten, dass sie über die finanziellen, materiellen, technischen und personellen Mittel verfügen, die erforderlich sind, um die Aufgaben nach Teil 3 Abschnitt 1 bis 3 wahrzunehmen.

(3) Im unmittelbaren Zusammenhang mit einem Entflechtungsvorgang nach Absatz 1 dürfen weder wirtschaftlich sensible Informationen nach § 6a, über die ein Transportnetzbetreiber verfügt, der Teil eines vertikal integrierten Unternehmens war, an Unternehmen übermittelt werden, die eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnehmen, noch ein Personalübergang vom Transportnetzbetreiber zu diesen Unternehmen stattfinden.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 28 Dokumentation

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte zu erstellen. Der Bericht muss enthalten:

1.: eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,
2.: eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Netzentgelte nach § 3 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen für die Netzentgelte von Relevanz sind,
3.: die Höhe der von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen entrichteten Konzessionsabgaben jeweils pro Gemeinde und in Summe,
4.: einen Anhang und
5.: den vollständigen Prüfungsbericht des Wirtschaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst allen zugehörigen Ergänzungsbänden.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 4 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1.: die nach § 4 Abs. 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
2.: die Einnahmen nach § 9 Abs. 3 sowie deren Verwendung,
3.: die nach § 11 errechneten Differenzbeträge,
4.: die nach § 12 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
5.: die Höhe der Entgelte für dezentrale Einspeisung nach § 18,
6.: die Absatzstruktur des Netzgebietes nach Anlage 5,
7.: den Betriebsabrechnungsbogen des Netzbetriebs,
8.: den im Vorjahr an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichteten Gesamtbetrag und
9.: im Vorjahr nach § 13 Absatz 2 des Energiefinanzierungsgesetzes in Abzug gebrachten Netzentgelte.

Verwaltungsgerichtsordnung - VwGO | § 113

(1) Soweit der Verwaltungsakt rechtswidrig und der Kläger dadurch in seinen Rechten verletzt ist, hebt das Gericht den Verwaltungsakt und den etwaigen Widerspruchsbescheid auf. Ist der Verwaltungsakt schon vollzogen, so kann das Gericht auf Antrag auch aussprechen, daß und wie die Verwaltungsbehörde die Vollziehung rückgängig zu machen hat. Dieser Ausspruch ist nur zulässig, wenn die Behörde dazu in der Lage und diese Frage spruchreif ist. Hat sich der Verwaltungsakt vorher durch Zurücknahme oder anders erledigt, so spricht das Gericht auf Antrag durch Urteil aus, daß der Verwaltungsakt rechtswidrig gewesen ist, wenn der Kläger ein berechtigtes Interesse an dieser Feststellung hat.

(2) Begehrt der Kläger die Änderung eines Verwaltungsakts, der einen Geldbetrag festsetzt oder eine darauf bezogene Feststellung trifft, kann das Gericht den Betrag in anderer Höhe festsetzen oder die Feststellung durch eine andere ersetzen. Erfordert die Ermittlung des festzusetzenden oder festzustellenden Betrags einen nicht unerheblichen Aufwand, kann das Gericht die Änderung des Verwaltungsakts durch Angabe der zu Unrecht berücksichtigten oder nicht berücksichtigten tatsächlichen oder rechtlichen Verhältnisse so bestimmen, daß die Behörde den Betrag auf Grund der Entscheidung errechnen kann. Die Behörde teilt den Beteiligten das Ergebnis der Neuberechnung unverzüglich formlos mit; nach Rechtskraft der Entscheidung ist der Verwaltungsakt mit dem geänderten Inhalt neu bekanntzugeben.

(3) Hält das Gericht eine weitere Sachaufklärung für erforderlich, kann es, ohne in der Sache selbst zu entscheiden, den Verwaltungsakt und den Widerspruchsbescheid aufheben, soweit nach Art oder Umfang die noch erforderlichen Ermittlungen erheblich sind und die Aufhebung auch unter Berücksichtigung der Belange der Beteiligten sachdienlich ist. Auf Antrag kann das Gericht bis zum Erlaß des neuen Verwaltungsakts eine einstweilige Regelung treffen, insbesondere bestimmen, daß Sicherheiten geleistet werden oder ganz oder zum Teil bestehen bleiben und Leistungen zunächst nicht zurückgewährt werden müssen. Der Beschluß kann jederzeit geändert oder aufgehoben werden. Eine Entscheidung nach Satz 1 kann nur binnen sechs Monaten seit Eingang der Akten der Behörde bei Gericht ergehen.

(4) Kann neben der Aufhebung eines Verwaltungsakts eine Leistung verlangt werden, so ist im gleichen Verfahren auch die Verurteilung zur Leistung zulässig.

(5) Soweit die Ablehnung oder Unterlassung des Verwaltungsakts rechtswidrig und der Kläger dadurch in seinen Rechten verletzt ist, spricht das Gericht die Verpflichtung der Verwaltungsbehörde aus, die beantragte Amtshandlung vorzunehmen, wenn die Sache spruchreif ist. Andernfalls spricht es die Verpflichtung aus, den Kläger unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu bescheiden.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

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

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.: durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.: beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

1.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen der öffentlichen Hand und
2.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs).

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 5 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(1) Aufwandsgleiche Kostenpositionen sind den nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes oder nach § 4 Abs. 3 erstellten Gewinn- und Verlustrechnungen für die Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung zu entnehmen und nach Maßgabe des § 4 Abs. 1 bei der Bestimmung der Netzkosten zu berücksichtigen.

(2) Fremdkapitalzinsen sind in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

(3) Soweit Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 18 Zahlungen an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichten, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen.

(4) Soweit Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf Grundlage einer Vereinbarung mit Städten oder Gemeinden oder Interessenverbänden der Städte und Gemeinden Zahlungen an Städte oder Gemeinden, auf deren Gebiet eine Freileitung auf neuer Trasse errichtet wird, entrichtet, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach Maßgabe des Satzes 2 als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen. Eine Berücksichtigung nach Satz 1 ist nur für die Fälle des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 des Energiewirtschaftsgesetzes bei tatsächlicher Inbetriebnahme der Leitung und nur bis zu der angegebenen Höhe einmalig möglich:

1.: Höchstspannungsfreileitungen ab 380 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer;
2.: Gleichstrom-Hochspannungsfreileitungen ab 300 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

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

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.: durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.: beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

1.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen der öffentlichen Hand und
2.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs).

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 5 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(2) Fremdkapitalzinsen sind in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

1.: Höchstspannungsfreileitungen ab 380 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer;
2.: Gleichstrom-Hochspannungsfreileitungen ab 300 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.

(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,

1.: die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken,
2.: den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen,
3.: dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und
4.: den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 6 Kalkulatorische Abschreibungen

(1) Zur Gewährleistung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetriebs ist die Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach den Absätzen 2 bis 7 als Kostenposition bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz zu bringen (kalkulatorische Abschreibungen). Die kalkulatorischen Abschreibungen treten insoweit in der kalkulatorischen Kosten- und Erlösrechnung an die Stelle der entsprechenden bilanziellen Abschreibungen der Gewinn- und Verlustrechnung. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen ist jeweils zu unterscheiden nach Anlagegütern, die vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlage), und Anlagegütern, die ab dem 1. Januar 2006 aktiviert werden (Neuanlage).

(2) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Altanlagen sind unter Berücksichtigung der Eigenkapitalquote nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln. Für die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen

1.: des eigenfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von dem jeweiligen Tagesneuwert nach Absatz 3 Satz 1 und 2 ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Eigenkapitalquote zu multiplizieren;
2.: des fremdfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von den jeweiligen, im Zeitpunkt ihrer Errichtung erstmalig aktivierten Anschaffungs- und Herstellungskosten (historische Anschaffungs- und Herstellungskosten) ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Fremdkapitalquote zu multiplizieren.

Die Eigenkapitalquote ergibt sich rechnerisch als Quotient aus dem betriebsnotwendigen Eigenkapital und den kalkulatorisch ermittelten Restwerten des betriebsnotwendigen Vermögens zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten. Die anzusetzende Eigenkapitalquote wird kalkulatorisch für die Berechnung der Netzentgelte auf höchstens 40 Prozent begrenzt. Die Fremdkapitalquote ist die Differenz zwischen 100 Prozent und der Eigenkapitalquote.

(3) Der Tagesneuwert ist der unter Berücksichtigung der technischen Entwicklung maßgebliche Anschaffungswert zum jeweiligen Bewertungszeitpunkt. Die Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf Tagesneuwerte zum jeweiligen Stichtag erfolgt unter Verwendung von Indexreihen des Statistischen Bundesamtes nach Maßgabe des § 6a. Im Falle der Elektrizitätsversorgungsnetze in Berlin, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen können für jene Anlagegüter, deren Errichtung zeitlich vor ihrer erstmaligen Bewertung in Deutscher Mark liegt, die Anschaffungs- und Herstellungskosten unter Verwendung zeitnaher üblicher Anschaffungs- und Herstellungskosten und einer Rückrechnung mittels der anwendbaren Preisindizes ermittelt werden.

(4) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Neuanlagen sind ausgehend von den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln.

(5) Die kalkulatorischen Abschreibungen sind für jede Anlage jährlich auf Grundlage der jeweiligen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern nach Anlage 1 vorzunehmen. Die jeweils für eine Anlage in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer ist für die Restdauer ihrer kalkulatorischen Abschreibung unverändert zu lassen. Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahresbezogen zu ermitteln. Dabei ist jeweils ein Zugang des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungsjahres zugrunde zu legen.

(6) Der kalkulatorische Restwert eines Anlageguts beträgt nach Ablauf des ursprünglich angesetzten Abschreibungszeitraums Null. Ein Wiederaufleben kalkulatorischer Restwerte ist unzulässig. Bei Veränderung der ursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung ist sicherzustellen, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage erfolgt. In einem solchen Fall bildet der jeweilige Restwert des Wirtschaftsguts zum Zeitpunkt der Abschreibungsdauerumstellung die Grundlage der weiteren Abschreibung. Der neue Abschreibungsbetrag ergibt sich aus der Division des Restwertes durch die Restabschreibungsdauer. Es erfolgt keine Abschreibung unter Null.

(7) Das Verbot von Abschreibungen unter Null gilt ungeachtet der Änderung von Eigentumsverhältnissen oder der Begründung von Schuldverhältnissen.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

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

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(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 Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.: durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.: beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

1.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen der öffentlichen Hand und
2.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs).

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 3 Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieses Gesetzes bedeutet

1.

1a.

1b.

1c.

Ausspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Ausspeisepunkt aus einem Netz oder Teilnetz insgesamt ausgespeist und gebucht werden kann,

1d.

Ausspeisepunktein Punkt, an dem Gas aus einem Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers entnommen werden kann,

2.

3.

4.

Betreiber von EnergieversorgungsnetzenBetreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen oder Gasversorgungsnetzen,

5.

a): das der Anbindung der inländischen Produktion oder von LNG-Anlagen an das deutsche Fernleitungsnetz dient, sofern es sich hierbei nicht um ein vorgelagertes Rohrleitungsnetz im Sinne von Nummer 39 handelt, oder
b): das an Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkten Buchungspunkte oder -zonen aufweist, für die Transportkunden Kapazitäten buchen können,

6.

7.

Betreiber von Gasversorgungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Gasversorgungsnetze betreiben,

8.

9.

9a.

10.

10a.

Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortungdie Unternehmen 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH und TransnetBW GmbH sowie ihre Rechtsnachfolger,

10b.

10c.

10d.

10e.

Bilanzzoneim Gasbereich der Teil eines oder mehrerer Netze, in dem Ein- und Ausspeisepunkte einem bestimmten Bilanzkreis zugeordnet werden können,

10f.

11.

dezentrale Erzeugungsanlageeine an das Verteilernetz angeschlossene verbrauchs- und lastnahe Erzeugungsanlage,

12.

13.

EigenanlagenAnlagen zur Erzeugung von Elektrizität zur Deckung des Eigenbedarfs, die nicht von Energieversorgungsunternehmen betrieben werden,

13a.

Einspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Einspeisepunkt in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers insgesamt eingespeist werden kann,

13b.

14.

EnergieElektrizität, Gas und Wasserstoff, soweit sie zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet werden,

15.

15a.

15b.

EnergieeffizienzmaßnahmenMaßnahmen zur Verbesserung des Verhältnisses zwischen Energieaufwand und damit erzieltem Ergebnis im Bereich von Energieumwandlung, Energietransport und Energienutzung,

15c.

EnergielieferantGaslieferant oder Stromlieferant,

15d.

16.

17.

18.

18a.

Energieversorgungsvertragein Vertrag über die Lieferung von Elektrizität oder Gas, mit Ausnahme von Energiederivaten,

18b.

ErlösobergrenzeObergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten,

18c.

erneuerbare EnergienEnergien im Sinne des § 3 Nummer 21 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes,

18d.

ErzeugungsanlageAnlage zur Erzeugung von elektrischer Energie,

18e.

europäische Strommärktedie Strommärkte der Mitgliedstaaten der Europäischen Union sowie der Schweizerischen Eidgenossenschaft und des Königreichs Norwegen,

19.

19a.

19b.

Gaslieferantnatürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Gas zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist,

19c.

19d.

20.

20a.

21.

21a.

H-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit H-Gas,

22.

23.

23a.

Kleinstunternehmenein Unternehmen, das weniger als zehn Personen beschäftigt und dessen Jahresumsatz oder dessen Jahresbilanzsumme 2 Millionen Euro nicht überschreitet,

24.

KundenGroßhändler, Letztverbraucher und Unternehmen, die Energie kaufen,

24a.

KundenanlagenEnergieanlagen zur Abgabe von Energie,

a): die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden,
b): mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c): für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und
d): jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,

24b.

Kundenanlagen zur betrieblichen EigenversorgungEnergieanlagen zur Abgabe von Energie,

a): die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Betriebsgebiet befinden,
b): mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c): fast ausschließlich dem betriebsnotwendigen Transport von Energie innerhalb des eigenen Unternehmens oder zu verbundenen Unternehmen oder fast ausschließlich dem der Bestimmung des Betriebs geschuldeten Abtransport in ein Energieversorgungsnetz dienen und
d): jedermann zum Zwecke der Belieferung der an sie angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,

24c.

L-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit L-Gas,

24d.

landseitige Stromversorgungdie mittels einer Standardschnittstelle von Land aus erbrachte Stromversorgung von Seeschiffen oder Binnenschiffen am Liegeplatz,

24e.

a): sich in einem räumlich zusammengehörigen Gebiet in oder an einem Hafen befinden und
b): ausschließlich der landseitigen Stromversorgung von Schiffen dienen,

25.

26.

26a.

26b.

Messstellenbetreiberein Netzbetreiber oder ein Dritter, der die Aufgabe des Messstellenbetriebs wahrnimmt,

26c.

Messstellenbetriebder Einbau, der Betrieb und die Wartung von Messeinrichtungen,

26d.

Messungdie Ab- und Auslesung der Messeinrichtung sowie die Weitergabe der Daten an die Berechtigten,

27.

NetzbetreiberNetz- oder Anlagenbetreiber im Sinne der Nummern 2 bis 5, 7 und 8, 10 und 10a,

28.

Netznutzernatürliche oder juristische Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen,

29.

29a.

neue Infrastruktureine Infrastruktur, die nach dem 12. Juli 2005 in Betrieb genommen worden ist,

29b.

oberste UnternehmensleitungVorstand, Geschäftsführung oder ein Gesellschaftsorgan mit vergleichbaren Aufgaben und Befugnissen,

29c.

Offshore-AnbindungsleitungenAnbindungsleitungen im Sinne von § 3 Nummer 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes,

29d.

30.

31.

a): Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung zu sein, oder
b): mit einem Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) verbunden zu sein,

31a.

31b.

31c.

Teilnetzim Gasbereich ein Teil des Transportgebiets eines oder mehrerer Netzbetreiber, in dem ein Transportkunde gebuchte Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann,

31d.

Transportkundeim Gasbereich Großhändler, Gaslieferanten einschließlich der Handelsabteilung eines vertikal integrierten Unternehmens und Letztverbraucher,

31e.

Transportnetzbetreiberjeder Betreiber eines Übertragungs- oder Fernleitungsnetzes,

31f.

Transportnetzjedes Übertragungs- oder Fernleitungsnetz,

32.

33.

33a.

34.

35.

35a.

Versorgeranteilder auf die Energiebelieferung entfallende Preisanteil, der sich rechnerisch nach Abzug der Umsatzsteuer und der Belastungen nach § 40 Absatz 3 ergibt,

36.

Versorgungdie Erzeugung oder Gewinnung von Energie zur Belieferung von Kunden, der Vertrieb von Energie an Kunden und der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes,

37.

38.

38a.

volatile ErzeugungErzeugung von Strom aus Windenergieanlagen und aus solarer Strahlungsenergie,

38b.

39.

39a.

39b.

40.

Winterhalbjahrder Zeitraum vom 1. Oktober eines Jahres bis zum 31. März des Folgejahres.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 7 Rechtliche Entflechtung von Verteilernetzbetreibern

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 8 Eigentumsrechtliche Entflechtung

1.: die Befugnis zur Ausübung von Stimmrechten, soweit dadurch wesentliche Minderheitsrechte vermittelt werden, insbesondere in den in § 179 Absatz 2 des Aktiengesetzes, § 182 Absatz 1 des Aktiengesetzes sowie § 193 Absatz 1 des Aktiengesetzes geregelten oder vergleichbaren Bereichen,
2.: die Befugnis, Mitglieder des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe zu bestellen,
3.: das Halten einer Mehrheitsbeteiligung.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 83 Beschwerdeentscheidung

(1) Das Beschwerdegericht entscheidet durch Beschluss nach seiner freien, aus dem Gesamtergebnis des Verfahrens gewonnenen Überzeugung. Der Beschluss darf nur auf Tatsachen und Beweismittel gestützt werden, zu denen die Beteiligten sich äußern konnten. Das Beschwerdegericht kann hiervon abweichen, soweit Beigeladenen aus wichtigen Gründen, insbesondere zur Wahrung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen, Akteneinsicht nicht gewährt und der Akteninhalt aus diesen Gründen auch nicht vorgetragen worden ist. Dies gilt nicht für solche Beigeladene, die an dem streitigen Rechtsverhältnis derart beteiligt sind, dass die Entscheidung auch ihnen gegenüber nur einheitlich ergehen kann.

(2) Hält das Beschwerdegericht die Entscheidung der Regulierungsbehörde für unzulässig oder unbegründet, so hebt es sie auf. Hat sich die Entscheidung vorher durch Zurücknahme oder auf andere Weise erledigt, so spricht das Beschwerdegericht auf Antrag aus, dass die Entscheidung der Regulierungsbehörde unzulässig oder unbegründet gewesen ist, wenn der Beschwerdeführer ein berechtigtes Interesse an dieser Feststellung hat.

(3) Hat sich eine Entscheidung nach den §§ 29 bis 31 wegen nachträglicher Änderung der tatsächlichen Verhältnisse oder auf andere Weise erledigt, so spricht das Beschwerdegericht auf Antrag aus, ob, in welchem Umfang und bis zu welchem Zeitpunkt die Entscheidung begründet gewesen ist.

(4) Hält das Beschwerdegericht die Ablehnung oder Unterlassung der Entscheidung für unzulässig oder unbegründet, so spricht es die Verpflichtung der Regulierungsbehörde aus, die beantragte Entscheidung vorzunehmen.

(5) Die Entscheidung ist auch dann unzulässig oder unbegründet, wenn die Regulierungsbehörde von ihrem Ermessen fehlsamen Gebrauch gemacht hat, insbesondere wenn sie die gesetzlichen Grenzen des Ermessens überschritten oder durch die Ermessensentscheidung Sinn und Zweck dieses Gesetzes verletzt hat.

(6) Der Beschluss ist zu begründen und mit einer Rechtsmittelbelehrung den Beteiligten zuzustellen.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 286 Freie Beweiswürdigung

(1) Das Gericht hat unter Berücksichtigung des gesamten Inhalts der Verhandlungen und des Ergebnisses einer etwaigen Beweisaufnahme nach freier Überzeugung zu entscheiden, ob eine tatsächliche Behauptung für wahr oder für nicht wahr zu erachten sei. In dem Urteil sind die Gründe anzugeben, die für die richterliche Überzeugung leitend gewesen sind.

(2) An gesetzliche Beweisregeln ist das Gericht nur in den durch dieses Gesetz bezeichneten Fällen gebunden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 82 Untersuchungsgrundsatz

(1) Das Beschwerdegericht erforscht den Sachverhalt von Amts wegen.

(2) Der oder die Vorsitzende hat darauf hinzuwirken, dass Formfehler beseitigt, unklare Anträge erläutert, sachdienliche Anträge gestellt, ungenügende tatsächliche Angaben ergänzt, ferner alle für die Feststellung und Beurteilung des Sachverhalts wesentlichen Erklärungen abgegeben werden.

(3) Das Beschwerdegericht kann den Beteiligten aufgeben, sich innerhalb einer zu bestimmenden Frist über aufklärungsbedürftige Punkte zu äußern, Beweismittel zu bezeichnen und in ihren Händen befindliche Urkunden sowie andere Beweismittel vorzulegen. Bei Versäumung der Frist kann nach Lage der Sache ohne Berücksichtigung der nicht beigebrachten Unterlagen entschieden werden.

(4) Wird die Anforderung nach § 69 Abs. 7 oder die Anordnung nach § 69 Abs. 8 mit der Beschwerde angefochten, hat die Regulierungsbehörde die tatsächlichen Anhaltspunkte glaubhaft zu machen. § 294 Abs. 1 der Zivilprozessordnung findet Anwendung.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 92 Kosten bei teilweisem Obsiegen

(2) Das Gericht kann der einen Partei die gesamten Prozesskosten auferlegen, wenn

1.: die Zuvielforderung der anderen Partei verhältnismäßig geringfügig war und keine oder nur geringfügig höhere Kosten veranlasst hat oder
2.: der Betrag der Forderung der anderen Partei von der Festsetzung durch richterliches Ermessen, von der Ermittlung durch Sachverständige oder von einer gegenseitigen Berechnung abhängig war.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 86 Rechtsbeschwerdegründe

(1) Gegen die in der Hauptsache erlassenen Beschlüsse der Oberlandesgerichte findet die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof statt, wenn das Oberlandesgericht die Rechtsbeschwerde zugelassen hat.

(2) Die Rechtsbeschwerde ist zuzulassen, wenn

1.: eine Rechtsfrage von grundsätzlicher Bedeutung zu entscheiden ist oder
2.: die Fortbildung des Rechts oder die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs erfordert.

(3) Über die Zulassung oder Nichtzulassung der Rechtsbeschwerde ist in der Entscheidung des Oberlandesgerichts zu befinden. Die Nichtzulassung ist zu begründen.

(4) Einer Zulassung zur Einlegung der Rechtsbeschwerde gegen Entscheidungen des Beschwerdegerichts bedarf es nicht, wenn einer der folgenden Mängel des Verfahrens vorliegt und gerügt wird:

1.: wenn das beschließende Gericht nicht vorschriftsmäßig besetzt war,
2.: wenn bei der Entscheidung ein Richter mitgewirkt hat, der von der Ausübung des Richteramtes kraft Gesetzes ausgeschlossen oder wegen Besorgnis der Befangenheit mit Erfolg abgelehnt war,
3.: wenn einem Beteiligten das rechtliche Gehör versagt war,
4.: wenn ein Beteiligter im Verfahren nicht nach Vorschrift des Gesetzes vertreten war, sofern er nicht der Führung des Verfahrens ausdrücklich oder stillschweigend zugestimmt hat,
5.: wenn die Entscheidung auf Grund einer mündlichen Verhandlung ergangen ist, bei der die Vorschriften über die Öffentlichkeit des Verfahrens verletzt worden sind, oder
6.: wenn die Entscheidung nicht mit Gründen versehen ist.

Gerichtskostengesetz - GKG 2004 | § 50 Bestimmte Beschwerdeverfahren

(1) In folgenden Verfahren bestimmt sich der Wert nach § 3 der Zivilprozessordnung:

1.: über Beschwerden gegen Verfügungen der Kartellbehörden und über Rechtsbeschwerden (§§ 73 und 77 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen),
2.: über Beschwerden gegen Entscheidungen der Regulierungsbehörde und über Rechtsbeschwerden (§§ 75 und 86 des Energiewirtschaftsgesetzes oder § 35 Absatz 3 und 4 des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes),
3.: über Beschwerden gegen Verfügungen der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (§ 48 des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetzes und § 113 Absatz 1 des Wertpapierhandelsgesetzes),
4.: über Beschwerden gegen Entscheidungen der zuständigen Behörde und über Rechtsbeschwerden (§§ 13 und 24 des EU-Verbraucherschutzdurchführungsgesetzes) und
5.: über Beschwerden gegen Entscheidungen der Registerbehörde (§ 11 des Wettbewerbsregistergesetzes).

Im Verfahren über Beschwerden eines Beigeladenen (§ 54 Absatz 2 Nummer 3 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen, § 79 Absatz 1 Nummer 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 16 Nummer 3 des EU-Verbraucherschutzdurchführungsgesetzes) ist der Streitwert unter Berücksichtigung der sich für den Beigeladenen ergebenden Bedeutung der Sache nach Ermessen zu bestimmen.

(2) Im Verfahren über die Beschwerde gegen die Entscheidung der Vergabekammer (§ 171 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen) einschließlich des Verfahrens über den Antrag nach § 169 Absatz 2 Satz 5 und 6, Absatz 4 Satz 2, § 173 Absatz 1 Satz 3 und nach § 176 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen beträgt der Streitwert 5 Prozent der Bruttoauftragssumme.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 3 Wertfestsetzung nach freiem Ermessen

Der Wert wird von dem Gericht nach freiem Ermessen festgesetzt; es kann eine beantragte Beweisaufnahme sowie von Amts wegen die Einnahme des Augenscheins und die Begutachtung durch Sachverständige anordnen.