Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2010-03-24, Aktenzeichen VI-3 Kart 100/09 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2010:0324.VI3KART100.09V.00

Tenor:
Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 8 der gegnerischen Bundesnetzagentur vom 07. Januar 2009 - . . . – in Ziffer 12 aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, über den Härtefallantrag der Betroffenen unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats erneut zu entscheiden. Die weitergehende Beschwerde wird zurückgewiesen.
Die Beschwerdeführerin hat die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der gegnerischen Bundesnetzagentur zu tragen.
Der Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren wird auf . . . € festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdeführerin betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz im Sinne von § 3 Nr. 3 EnWG, an das 100.000 oder mehr Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind.
Unter dem 2. September 2008 leitete die Beschlusskammer 8 der gegnerischen Bundesnetzagentur gegen sie von Amts wegen das Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen nach § 4 Abs. 1 und 2 der ARegV in Verbindung mit § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG ein. Im Rahmen dieses Verwaltungsverfahrens übermittelte die Betroffene erforderliche Daten und Informationen; desweiteren hatte sie Gelegenheit, sich u.a. zu der beabsichtigten Entscheidung der Beschlusskammer zu äußern. Im Rahmen ihrer Stellungnahme vom 13. November 2008 hat sie u.a. eine zusätzliche Erhöhung der Erlösobergrenze wegen der gestiegenen Kosten für die Verlustenergiebeschaffung beantragt. Des weiteren hat sie sich gegen den von der Beschlusskammer festgesetzten einmaligen pauschalierten Investitionszuschlag, die Berücksichtigung einer Produktivitätssteigerung im ersten Jahr der Regulierungsperiode, die Berechnung der Eigenkapitalverzinsung sowie die Ablehnung des von ihr unter dem 27.06.2008 beantragten Erweiterungsfaktors für das Jahr 2009 gewandt und Stellung zu dem Auflagenvorbehalt zur Mehrerlösabschöpfung bezogen.
Durch den Beschluss vom 07.01.2009 hat die Beschlusskammer die Erlösobergrenzen der Betroffenen für die erste Regulierungsperiode festgelegt, wobei sie einen Effizienzwert von 100 % zugrundegelegt hat, und die Anträge der Betroffenen auf Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors sowie auf Anerkennung eines Härtefalls bezüglich der Kostensteigerung für die Beschaffung von Verlustenergie abgelehnt. Ferner hat sie einen Auflagenvorbehalt zur Mehrerlösabschöpfung getroffen. Wegen der Einzelheiten wird auf den Beschluss vom 07.01.2009 (Anlage Bf . . .) Bezug genommen.
Gegen diese Festlegung wendet sich die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde vom 28.01.2009.
Die Betroffene meint, die Beschlusskammer habe schon das Ausgangsniveau zur Ermittlung der Erlösobergrenze rechtswidrig bestimmt. Als Ausgangsniveau für die erste Regulierungsperiode sei nach § 6 Abs. 2 ARegV das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Genehmigung der Netzentgelte nach § 23a EnWG vor Beginn der Anreizregulierung, die auf der Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 oder eines früheren Geschäftsjahres basiert, heranzuziehen. Diese letzte § 23a Genehmigung aktualisiere die Beschlusskammer zwar an verschiedenen Stelle zu ihren – der Betroffenen – Lasten. Sie lehne es indessen ab, sie auch zu ihren Gunsten zu korrigieren. So berücksichtige sie zu Unrecht nicht die Plankosten des Jahres 2009 für die Beschaffung von Verlustenergie in Höhe von . . . €. Gemäß § 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV gelte § 3 Abs. 1 Satz 5 2. Halbsatz StromNEV entsprechend, so dass bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus auch die Plankosten des Jahres 2009 zu berücksichtigen seien. Das Vorgehen der Beschlusskammer bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus sei aber auch insoweit rechtswidrig, als sie sich ausdrücklich weigere, das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten § 23a EnWG-Genehmigung zu korrigieren und die vom Bundesgerichtshof in verschiedenen Rechtsstreitigkeiten betreffend die Stromnetzentgeltverordnung zugunsten der Netzbetreiber entschiedenen Positionen bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus zur Bestimmung der Erlösobergrenzen nach § 6 Abs. 2 ARegV kostenerhöhend in Ansatz zu bringen. Für die Bestimmung des Ausgangsniveaus gelte insoweit ein Regel-Ausnahme-Verhältnis, als dass grundsätzlich eine umfassende Kostenprüfung durchzuführen sei, für die erste Regulierungsperiode jedoch Sonderregelungen gelten. Ausgehend von dieser Systematik ergäben im Rahmen einer Interpretation des § 6 Abs. 2 ARegV insbesondere systematische und teleologische Überlegungen, dass die Regulierungsbehörde zur Aktualisierung des Ergebnisses der Kostenprüfung der letzten § 23a-Genehmigung auch zugunsten der Netzbetreiber verpflichtet sei. Die Bestandskraft der letzten Netzentgeltgenehmigung, die sich ohnehin nur auf den Tenor beschränke, stehe einer Anpassung des Ausgangsniveaus nicht entgegen. Daher habe sie – auch im Hinblick auf die von der Beschwerdegegnerin gegenüber anderen Netzbetreibern abgegebenen Gleichbehandlungszusagen - Anspruch auf Anerkennung eines deutlich höheren Ausgangsniveaus für die erste Regulierungsperiode, indem die für sie positiven Aspekte der BGH-Rechtsprechung zu berücksichtigen seien. Dies gelte nicht nur für die Berücksichtigung der Plankosten 2008 für die Beschaffung der Verlustenergie, soweit nicht ohnehin Plankosten für das Jahr 2009 anzusetzen seien, sondern auch für die Berücksichtigung von Anlagen im Bau und geleisteten Vorauszahlungen in der Verzinsungsbasis sowie die Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals.
Rechtsfehlerhaft habe die Beschlusskammer die im Ausgangsniveau enthaltenen Beschaffungskosten für Verlustenergie auch nicht als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten im Sinne des § 11 Abs. 2 ARegV eingestuft. Tatsächlich seien die Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie für Netzbetreiber angesichts deren Marktabhängigkeit weitestgehend nicht beeinflussbar, wie sich aus dem von dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BDEW in Auftrag gegebenen KEMA-Gutachten vom 15.12.2008 zur technischen Beeinflussbarkeit der Verlustenergiemenge sowie aus dem von dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BDEW in Auftrag gegebenen Gutachten von X. zu den Möglichkeiten der Beeinflussung der Beschaffungskosten für Verlustenergie ergebe. Schon deshalb seien sie unmittelbar nach § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG und § 11 Abs. 1 ARegV den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteilen zuzuordnen. Jedenfalls auf Basis der am 21. Oktober 2008 von der Bundesnetzagentur erlassenen Festlegung zur Beschaffung der Verlustenergie (sog. Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 -) sei eine Zuordnung der Verlustenergiekosten zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteilen geboten. Selbst wenn ein Vorrang der Anreizregulierungsverordnung vor dem Energiewirtschaftsgesetz bestünde und daher ein zweiter behördlicher Akt zur Verfahrensregulierung zu fordern sei, stehe ihr jedenfalls auch ein Anspruch auf Festlegung einer Verfahrensregulierung zu. Dieser Anspruch ergebe sich bereits auf der Grundlage der von der Bundesnetzagentur erlassenen Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 -, zumindest aber in Verbindung mit der von ihr, der Betroffenen, am 30.06.2008 vorgelegten freiwilligen Selbstverpflichtung. Andernfalls müssten die Verlustenergiekosten im Rahmen der Härtefallregelung nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV wie dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile behandelt werden. Angesichts der dramatischen Auswirkungen des Auseinanderfallens der tatsächlichen und der behördlich anerkannten Verlustenergiekosten, komme die Härtefallregelung als ultima ratio zur Anwendung, soweit ihr die Anerkennung der seit dem Jahr 2007 entstandenen Differenzen als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile in der Anreizregulierung versagt werde. Eine unzumutbare Härte ergebe sich daraus, dass die Differenz zwischen den anerkannten und den tatsächlichen Verlustenergiekosten einen Anteil von bis zu . . . % an der für das jeweilige Jahr zuerkannten kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung ausmache und allein im Jahr 2009 zu einer Erhöhung der festgesetzten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um über . . . % führe. Der Umfang des Eingreifens der Härtefallregelung hänge davon ab, inwieweit die Plankosten 2009 anerkannt würden, das Ausgangsniveau entsprechend der Rechtsprechung des BGH angepasst würde sowie die Verlustenergiekosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile anerkannt würden. Werde keiner der drei Punkte berücksichtigt, sei die Differenz zwischen tatsächlichen und anerkannten Verlustenergiekosten aus dem Zeitraum 2007 bis 2013 Gegenstand der Härtefallanträge, die sie bislang für die Jahre 2007 bis 2010 beziffern könne. Sofern eine Anpassung des Ausgangsniveaus an die Plankosten 2009 oder zumindest an die BGH-Rechtsprechung zu erfolgen habe, reduziere sich die Differenz entsprechend, da dann zumindest die Planwerte 2009 bzw. 2008 Eingang in die Erlösobergrenze finden würden. Sofern sie als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile anzuerkennen seien, könne sie die ohne ihr Zutun aufgelaufene Kostendifferenz ab dem Jahre 2008 durch eine Anpassung der Erlösobergrenze ab 2010 nachholen. Soweit die Verlustenergiekosten noch nicht Gegenstand eines Härtefallantrags gewesen seien, sei die vorherige Durchführung eines Verwaltungsverfahrens und damit eine diesbezügliche Antragstellung entbehrlich.
Des weiteren habe sie den pauschalierten Investitionszuschlag zu niedrig angesetzt. Ihrem Antrag vom 19. März 2008 auf Einbeziehung eines pauschalierten Investitionszuschlags in ihre jährliche Erlösobergrenze habe die Beschlusskammer zu Unrecht nicht vollständig entsprochen, indem sie in die jährliche Erlösobergrenze jeweils nur einmalig einen Betrag in Höhe von . . . € einbezogen habe. Dabei habe sie zum einen eine zu geringe Kapitalkostenbasis zugrunde gelegt, zum anderen den pauschalierten Investitionszuschlag in den jährlichen Erlösobergrenzen zu Unrecht nicht, wie von ihr beantragt, kumuliert. Aus Wortlaut sowie Sinn und Zweck des § 25 ARegV ergebe sich, dass in die jährlichen Erlösobergrenzen ab dem zweiten Jahr der Regulierungsperiode jährlich jeweils zusätzlich 1 % der Kapitalkostenannuitäten einzubeziehen seien.
Rechtswidrig sei weiter die Berücksichtigung des sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9 ARegV. Diese Vorschrift stehe nicht im Einklang mit verschiedenen Vorgaben des § 21a EnWG und verstoße damit gegen höherrangiges Recht und sei deshalb nicht anzuwenden. So sei gemäß § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG lediglich der Ansatz der inflationsbereinigten gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung vorgesehen, nicht aber eines sektoralen (netzwirtschaftlichen) Produktivitätsfortschritts, wie § 9 ARegV ihn ausdrücklich vorsehe. Der sektorale Produktivitätsfaktor ersetze den gesamtwirtschaftlichen Verbraucherpreisindex des § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG vollständig. Vor diesem Hintergrund sei die Berücksichtigung eines sektoralen Produktivitätsfaktors auch nicht von § 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und Nr. 5 EnWG gedeckt, da diese sich lediglich auf die Methode bzw. das Verfahren zur Erreichung der Zielvorgabe des § 21 Absatz 5 Satz 1 EnWG bezögen und daher als Ermächtigungsgrundlage ungeeignet seien. Er stehe weiter nicht im Einklang mit § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG, wonach die Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen seien. Generelle sektorale Produktivitätsfaktoren hingegen bezögen sich auch auf sog. nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede, die gemäß § 21a Abs. 4 Satz 3 2. Halbsatz EnWG ausdrücklich zu den nicht beeinflussbaren Kostenanteilen zählten. Schließlich verstoße die pauschale Festsetzung des Produktivitätsfaktors für die erste Regulierungsperiode in Höhe von 1,25 % gegen den in § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG niedergelegten Grundsatz der Methodenrobustheit, da es keine Rechtfertigung für eine derartige pauschale Festsetzung gebe. Die von der Beschwerdegegnerin verwendete Datengrundlage bezöge sich entgegen der Vorgaben in § 9 Abs. 2 ARegV nicht auf die der Energienetzwirtschaft, sondern auf die der gesamten Energiewirtschaft. Jedenfalls aber sei die konkrete Berechnung des sektoralen Produktivitätsfortschritts durch die Beschlusskammer fehlerhaft, da sie nicht den Vorgaben der Anreizregulierungsverordnung entspreche. Die von der Beschlusskammer zugrunde gelegte Formel widerspreche der Verordnungsvorgabe, wonach die Variable PFt die Veränderung des Produktivitätsfaktors in den einzelnen Jahren der Regulierungsperiode im Verhältnis zum ersten Jahr der Regulierungsperiode darstelle. Die von ihr verwendete Formel zur Kumulation des PFt sei ebenfalls rechtswidrig, denn sie berechne damit eine positive Wachstumsrate und berücksichtige nicht, dass der generelle sektorale Produktivitätsfaktor der Verringerung der zulässigen Erlöse diene. Bei Zugrundelegung der Formel „(1 + (-0,0125))t – 1“ für eine negative Wachstumsrate sei der generelle sektorale Produktivitätsfaktor – . . . in Ansatz zu bringen.
Die Beschlusskammer habe schließlich zu Unrecht den Ansatz eines Erweiterungsfaktors nach § 10 ARegV für das Jahr 2009 mit der Begründung, dass für das erste Jahr der Regulierungsperiode eine Anwendung des § 10 ARegV ausscheide, abgelehnt. Ihre Versorgungsaufgabe habe sich i.S.d. § 10 Abs. 1 Satz 1 ARegV nachhaltig geändert. Schon allein bis zum 31.12.2007 hätten sich die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten um mehr als 0,5 % erhöht. Sie habe es zum Zeitpunkt der Antragstellung als gesichert angesehen, dass diese Änderung auch im Jahre 2009 Bestand haben würde und vor diesem Hintergrund Planwerte für das Jahr 2009 angesetzt. Konsequenz der nachhaltigen Änderung ihrer Versorgungsaufgabe sei, dass ein Erweiterungsfaktor zwingend bei der Bestimmung der Erlösobergrenze für das Jahr 2009 von Amts wegen zu berücksichtigen sei. Entgegen der von der Beschlusskammer vertretenen Rechtsauffassung gehe es hier nicht um eine Anpassung der Erlösobergrenze gemäß § 4 Abs. 4 Nr. 1 i.V.m. § 10 ARegV, sondern um deren erstmalige Bestimmung, bei der § 10 ARegV unmittelbar zur Anwendung komme. Sollte dementgegen § 10 ARegV nicht originär bei der Bestimmung der Erlösobergrenze angewandt werden, berufe sie sich hilfsweise auf die Zulässigkeit einer solchen Anpassung nach § 4 Abs. 4 Nr. 1 ARegV auch im ersten Jahre der Regulierungsperiode.
Ihre weitergehende Beschwerde betreffend den Auflagenvorbehalt bezüglich der Mehrerlössaldierung (früherer Antrag zu Ziffer 2. aus der Beschwerdebegründung) hat die Betroffene mit Schriftsatz vom 08. Februar 2010 in Verbindung mit der Erklärung in der mündlichen Verhandlung vom 10. Februar 2010 zurückgenommen. In diesem Termin hat sie darüberhinaus auch den früheren Antrag zu Ziffer 1. e) aus der Beschwerdebegründung bezüglich der Berücksichtigung der Kosten des vorgelagerten Netzes zurückgenommen.
Die Betroffene beantragt nunmehr,
1.
den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 07.01.2009 in Ziff. 1 S. 1 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin zu verpflichten, über die Festlegung zur Bestimmung der Erlösobergrenzen für den Zeitraum der ersten Regulierungsperiode unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden, soweit die Beschwerdegegnerin:
a) die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als beeinflussbare Kostenanteile behandelt;
b) bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus entgegen der gesetzlichen Vorgaben in § 6 Abs. 1 S. 2 ARegV i.V.m. § 3 Abs. 1 S. 5, 2. HS StromNEV die Plankosten 2009 der Beschwerdeführerin für die Beschaffung von Verlustenergie nicht berücksichtigt;
hilfsweise: bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus entgegen der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs zu den Entgeltgenehmigungsverfahren nach § 23a EnWG keine Korrektur der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie vornimmt;
c) bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus entgegen der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs zu den Entgeltgenehmigungsverfahren nach § 23a EnWG Anlagen im Bau und geleistete Vorauszahlungen in der Verzinsungsbasis unberücksichtigt lässt sowie den Zinssatz für den die Eigenkapitalquote von 40 % überschießenden Anteil des Eigenkapitals nicht um einen Risikozuschlag erhöht;
d) den zu ermittelnden pauschalierten Investitionszuschlag in den kalenderjährlichen Erlösobergrenzen nicht kumuliert;
e) in jedem Jahr der ersten Regulierungsperiode einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor in Höhe von 1,25 % in Ansatz bringt
hilfsweise: Im ersten Jahr der ersten Regulierungsperiode einen höheren generellen sektoralen Produktivitätsfaktor als 0,0 % ansetzt;
f) im ersten Jahr der ersten Regulierungsperiode einen Erweiterungsfaktor in der von der Beschwerdeführerin mit Schreiben vom 27.06.2008 verlangten Höhe nicht berücksichtigt;
2.
hilfsweise für den Fall, dass der von der Beschwerdeführerin für das Jahr 2009 beantragte Erweiterungsfaktor nicht von der Beschwerdegegnerin bei der Festlegung der Erlösobergrenze zu berücksichtigen ist, den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 07.01.2009 in Ziff. 11 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin zu verpflichten, dem Antrag der Beschwerdeführerin auf Anpassung der Erlösobergrenze zum 01.01.2009 um den mit Schreiben vom 27.06.2008 beantragten Erweiterungsfaktor zu entsprechen;
3.
hilfsweise für den Fall, dass der Haupt- und Hilfsantrag zu Ziff. 1a) und Ziff. 1b) abgelehnt wird, den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 07.01.2009 in Ziff. 12 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin zu verpflichten, über die Anwendung der Härtefallreglung nach § 4 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 ARegV unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Die Bundesnetzagentur ist der Ansicht, die Beschwerde sei unbegründet. Sie habe die Erlösobergrenze zutreffend ermittelt.
Sie habe das Ausgangsniveau im Hinblick auf die BGH-Rechtsprechung zu Recht nicht angepasst. Bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus sei nach § 6 Abs. 2 ARegV nur auf das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG abzustellen. Habe der Netzbetreiber diese nicht angegriffen, liege eine formell und materiell bestandskräftige Entscheidung für die Bestimmung des Ausgangsniveaus vor, so dass es unerheblich sei, ob und in welcher Weise der Bundesgerichtshof zwischenzeitlich zu Gunsten eines anderen Netzbetreibers entschieden habe.
Die Beschaffungskosten für Verlustenergie seien nicht aufgrund der Festlegung vom 21.10.2008 als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile zu behandeln. Die von ihr getroffene Festlegung begründe keine umfassende Regulierung der Beschaffung von Verlustenergie i.S.v. § 11 Abs. 2 Satz 2, 4 ARegV, da sie dem Netzbetreiber mehr als nur geringfügige Möglichkeiten zur Kostenbeeinflussung belasse. Die Betroffene könne auch nicht geltend machen, einen Anspruch auf die begehrte Festlegung zu haben. Aus dem Wortlaut, der Entstehungsgeschichte, dem Sinn und Zweck und der Systematik von § 32 Abs. 1 Nr. 4 i.V.m. § 11 Abs. 2 Satz 4 ARegV ließen sich keine ausreichenden Anhaltspunkte für die erforderliche individuelle Begünstigung eines einzelnen Netzbetreibers ableiten. Der Anerkennung der Selbstverpflichtung stehe zudem entgegen, dass sie ihrerseits den Rahmen für die Beschaffung der Verlustenergie regulatorisch festgelegt habe, so dass für eine Selbstverpflichtung kein Raum mehr sei. Außerdem enthalte die Selbstverpflichtung keine umfassende Regulierung, die dazu führte, dass die Beschaffungskosten für Verlustenergie vom Netzbetreiber nicht mehr beeinflusst werden könnten. Unabhängig davon stehe die Entscheidung über die Festlegung im Ermessen der Regulierungsbehörde. Für eine Ermessensreduzierung auf Null mit der Folge, dass die Anerkennung die allein ermessensfehlerfreie Entscheidung wäre, sei nichts erkennbar.
Sie habe den in Bezug auf die Verlustenergiekosten gestellten Härtefallantrag der Betroffenen zu Recht abgelehnt. Die Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV greife in diesem Zusammenhang nicht ein, da die Steigerung von Beschaffungskosten für Verlustenergie kein unvorhersehbares Ereignis im Sinne dieser Vorschrift darstelle. Die wörtliche, historische und systematische Auslegung der Regelung ergebe ferner, dass die Steigerung von Beschaffungskosten für Verlustenergie aufgrund von Preiserhöhungen am Markt keinen Härtefall darstelle.
Die Berechnung des pauschalierten Investitionszuschlags sei zutreffend erfolgt. Die Anpassung der zur Ermittlung des relevanten Anlagevermögens aus der letzten Entgeltgenehmigung herangezogenen Ausgangsbasis um die Kostenposition „Anlagen im Bau“ scheide aufgrund der Bestandkraft des Genehmigungsbescheids aus. Maßgebend für die Höhe des Eigenkapitalzinssatzes sei im Hinblick auf §§ 25 Abs. 2, 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV der Zeitpunkt, in dem die Kapitalkosten für den Effizienzvergleich bestimmt worden seien, demnach der Zeitraum bis zum 01.07.2008, für den noch der alte Zinssatz in § 7 Abs. 6 StromNEV maßgebend gewesen sei. Dass der pauschalierte Investitionszuschlag nur einheitlich für jedes Kalenderjahr auf maximal 1 % der Kapitalkosten festzusetzen sei, ergebe sich aus dem klaren Wortlaut sowie aus der Systematik des § 25 ARegV.
Fehl gingen auch die Rügen zur Berücksichtigung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors. Ermächtigungsgrundlage für die Regelung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in § 9 ARegV sei § 21 a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und Nr. 5 EnWG, da durch den generellen sektoralen Produktivitätsfaktors zum einen die gesetzliche Vorgabe in § 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 5 EnWG, der Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung, umgesetzt, zum anderen die in § 21 a Abs. 5 Satz 1 EnWG vorgesehene inflationsbereinigte gesamtwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung berücksichtigt werde. Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor bilde etwaige Abweichungen der Energienetzbranche von der Gesamtwirtschaft bei der (Input-)Preisentwicklung und Produktivitätssteigerungen ab. Eine Verletzung höherrangigen Rechts sei nicht gegeben. Die Ermächtigungsgrundlage wie auch die Absätze 1 bis 5 des § 21 a EnWG eröffneten dem Verordnungsgeber einen weiten Regelungsrahmen, den die Einführung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nicht überschreite. Der Verordnungsgeber habe die pauschale Festsetzung des Faktors für die erste und zweite Regulierungsperiode auch nicht willkürlich festgesetzt, sondern seine Entscheidung auf der Grundlage umfassender wissenschaftlicher Untersuchungen von ihr, der Beschwerdegegnerin, getroffen. Bei dem herangezogenen Törnquist-Index handele es sich um ein wissenschaftlich anerkanntes Verfahren. Verbleibenden Unsicherheiten bei der Ermittlung des Produktivitätsfortschritts von 2,54 % habe der Verordnungsgeber durch eine Reduzierung auf 1,25 % Rechnung getragen. Die verwendete Formel entspreche der Vorgabe des § 7 ARegV und dem eindeutig dokumentierten Willen des Verordnungsgebers.
Schließlich habe sie auch zu Recht den Antrag der Betroffenen auf Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors für das Jahr 2009 abgelehnt. Die Anwendung des Erweiterungsfaktors gemäß § 10 ARegV scheide im ersten Jahr der ersten Regulierungsperiode generell aus, da § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr.1, Satz 2 ARegV nur die Anpassung einer bereits vorhandenen Erlösobergrenze zulasse.
Mit nachgelassenem Schriftsatz vom 03.03.2010 ergänzt und vertieft die Bundesnetzagentur ihr Vorbringen zum Nichteingreifen der Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV bezüglich der gestiegenen Verlustenergiekosten. Der Betroffenen stehe auch kein Anspruch auf Neubescheidung zu, da sie der ihr obliegenden Darlegungs- und Nachweislast nicht genügt habe.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze nebst Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur und das Protokoll der Senatssitzung vom 10. Februar 2010 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde der Betroffenen hat in der Sache nur in geringem Umfang – vorläufigen - Erfolg. Die für die erste Regulierungsperiode festgelegten Erlösobergrenzen sind nicht zu beanstanden. Zu Recht hat die Beschlusskammer auch den im Zusammenhang damit gestellten Antrag der Betroffenen auf Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors zurückgewiesen. Soweit es um die Anerkennung eines Härtefalls bezüglich der Kostensteigerung für die Beschaffung von Verlustenergie für das Jahr 2009 geht, wird die Bundesnetzagentur – unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats – allerdings zu prüfen haben, ob die Erlösobergrenze angesichts dieses und der weiteren Aspekte bei der gebotenen Berücksichtigung der Gesamtkostensituation anzupassen ist.
Im Einzelnen:
1. Bestimmung des Ausgangsniveaus
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene dagegen, dass die Beschlusskammer als Ausgangsniveau für die Bestimmung ihrer Erlösobergrenze für die erste Regulierungsperiode das Ergebnis der Kostenprüfung ihrer letzten – bestandskräftigen - Entgeltgenehmigung vom . . . auf der Basis des Geschäftsjahres 2006 zugrundegelegt hat, ohne dies in verschiedener Hinsicht anzupassen. Ihre Rüge, die Beschlusskammer hätte das sich aus der Entgeltgenehmigung ergebende Ausgangsniveau auch um die Plankosten des Jahres 2009, wie auch mit Blick auf die Erkenntnisse der einschlägigen BGH-Rechtsprechung zur Berücksichtigungsfähigkeit verschiedener Kostenbestandteile korrigieren müssen, geht fehl.
1.1. Der Verordnungsgeber sieht in § 6 Abs. 1 ARegV grundsätzlich vor, dass das Ausgangsniveau durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der jeweiligen Netzentgeltverordnung zu ermitteln ist. Diese hat im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Basis der Daten des (dann) letzten abgeschlossenen Geschäftsjahrs – des Basisjahrs - zu erfolgen. Durch den Verweis auf § 3 Abs. 1 Satz 4 2.HS GasNEV und § 3 Abs. 1 Satz 5 2. HS StromNEV, nach denen gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr in die Kostenartenrechnung einfließen können, ist klargestellt, dass auch insoweit Plandaten berücksichtigt werden können (§ 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV). Vor dem Hintergrund, dass die erste Regulierungsperiode zum 01.01.2009 begonnen hat, hätte daher eine solche Kostenprüfung im Jahre 2007 auf der Basis des Geschäftsjahres 2006 erfolgen müssen. Dieses ist in § 6 Abs. 1 Satz 5 ARegV auch ausdrücklich als Basisjahr festgelegt worden.
Für die erste Regulierungsperiode bestimmt § 6 Abs. 2 ARegV indessen davon abweichend, dass das Ergebnis der Kostenprüfung der „letzten“ Genehmigung der Netzentgelte nach § 23 a EnWG vor Beginn der Anreizregulierung heranzuziehen ist. Sinn und Zweck dieser Übergangsregelung ist es ersichtlich, eine (erneute) Kostenprüfung und den damit für rd. 1.500 Netzbetreiber und Regulierungsbehörden verbundenen Aufwand auch angesichts des Zeitfaktors zu vermeiden. Nach dem Inkrafttreten der Anreizregulierungsverordnung am 6. November 2007 standen den Regulierungsbehörden bis zum Beginn der ersten Regulierungsperiode nur noch 14 Monate für die erstmals durchzuführenden Verfahren zur Festlegung der Erlösobergrenzen und acht Monate für den Effizienzvergleich zur Verfügung. Mit Blick darauf hatte die Bundesnetzagentur schon im Rahmen ihres Berichts nach § 112 a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung angeregt, als Ausgangsniveau für die erste Regulierungsperiode die in der letzten Entgeltprüfung genehmigten Entgelte heranzuziehen, sofern diese sehr zeitnah vor dem Beginn der ersten Regulierungsperiode erfolgt ist (s. Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112 a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21 a EnWG vom 30.06.2006, S. 159, Tz 734).
Die „letzte“ Entgeltgenehmigung ist auf Empfehlung des Wirtschaftsausschusses zeitlich dahin präzisiert worden, dass sie „auf der Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 oder eines früheren Geschäftsjahres basiert“ (BR-Drs. 417/07 (Beschluss) vom 21.09.2007, S. 2 f.). Ziel dessen war es, eine möglichst einheitliche Datenbasis und eine geordnete Abwicklung des Effizienzvergleichs sicherzustellen. Vor dem Hintergrund in der Praxis erwogener Möglichkeiten sollte klargestellt werden, dass im Jahre 2008 ggfs. neu gestellte Entgeltgenehmigungsanträge, die auf dem Geschäftsjahr 2007 basieren, und die daraus resultierenden Ergebnisse der Kostenprüfung nicht zu berücksichtigen sind (s. zu der entsprechenden Empfehlung Elspas, et 2007 (Heft 6), S. 8, 10). Hatte der Netzbetreiber auf Basis der Kostenlage 2006 keinen Antrag auf Genehmigung von Netzentgelten gestellt, sollte eine Kostenprüfung ebenfalls nicht erfolgen, in einem solchen Fall ist das Ergebnis der Kostenprüfung maßgeblich, die der Entgeltgenehmigung mit der letzten verfügbaren Datengrundlage zugrunde lag. Damit ist dem Umstand Rechnung getragen worden, dass es in der zweiten Netzentgeltgenehmigungsrunde gängige Praxis war, die Netzentgeltbescheide aus der ersten Entgeltgenehmigungsrunde bis zum 31.12.2008 zu verlängern. Entsprechendes sieht § 34 Abs. 3 ARegV für die kleinen Netzbetreiber vor, die am vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV teilnehmen. Hatte der Netzbetreiber in der so gen. zweiten Entgeltgenehmigungsrunde u.a. entsprechend § 32 Abs. 5 StromNEV / § 32 Abs. 6 GasNEV keine Erhöhung der Netzentgelte beantragt, findet § 6 ARegV keine Anwendung. Das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenze ergibt sich vielmehr aus dem Ergebnis der letzten abgeschlossenen Entgeltgenehmigung zuzüglich eines jährlichen Inflationsausgleichs für die Jahre 2005 und 2006.
1.2. Vor diesem Hintergrund ist für die von der Betroffenen begehrte Anpassung des Ergebnisses der in der letzten Entgeltgenehmigung von der Regulierungsbehörde vorgenommenen Kostenprüfung kein Raum. Der Verordnungsgeber hat von einer Überprüfung des Ergebnisses der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung ausdrücklich abgesehen. Im einzelnen:
1.2.1. Plankosten in Höhe von . . . für die Beschaffung von Verlustenergie im Jahre 2009 (Antrag zu Ziffer 1 b) waren nicht entsprechend § 3 Abs. 1 Satz 5 2. HS StromNEV zu berücksichtigen, da eine solche Anpassung der für die erste Regulierungsperiode maßgeblichen Kostenbasis in § 6 Abs. 2 ARegV – anders als bei der Kostenprüfung nach § 6 Abs. 1 ARegV – nicht ausdrücklich vorgesehen ist. Höhere Beschaffungskosten können daher in der ersten Regulierungsperiode – sofern die Voraussetzungen im Einzelfall vorliegen – nur zu einer der vom Verordnungsgeber in der Anreizregulierungsverordnung abschließend vorgesehenen Korrekturmöglichkeiten führen (ebenso OLG Stuttgart, Beschluss vom 21.01.2010, Az. 202 EnWG 3/09, S. 18; s. dazu auch: Schneider IR 2009, 170, 171; Jacob et(1/2) 2009, 146).
1.2.2. Das Ergebnis der in der Entgeltgenehmigung vom . . . vorgenommenen Kostenprüfung ist auch nicht zu korrigieren, weil die Regulierungsbehörde nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs aus dem Jahre 2008 zugunsten der Betroffenen weitere Kostenpositionen hätte berücksichtigen müssen. Korrekturen sind weder für die Plankosten für die Beschaffung der Verlustenergie im Jahr 2008 (Hilfsantrag Ziffer 1. b), Anlagen im Bau und geleistete Vorauszahlungen in der Verzinsungsbasis noch bei der Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals (Antrag zu Ziffer 1 c) vorzunehmen. Auch insoweit kann die Betroffene nur auf die vom Verordnungsgeber ausdrücklich vorgesehenen Korrekturmöglichkeiten zurückgreifen.
Schon aus dem Wortlaut des § 6 Abs. 2 ARegV, der der Regulierungsbehörde vorgibt, dass das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung heranzuziehen ist, folgt, dass die Regulierungsbehörde dieses keiner weiteren Überprüfung unterziehen soll. Dies zeigt auch ein Vergleich der unterschiedlichen Regelungsgehalte der Absätze 1 und 2 des § 6 ARegV, wonach im Falle des Absatzes 1 die Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze eine aktive eigene Ermittlung der Regulierungsbehörde erfordert, während im Falle des Absatzes 2 das Ausgangsniveau bereits festgelegt ist und die Regulierungsbehörde dieses in Form des Ergebnisses der Kostenprüfung nur noch heranziehen, d.h. übernehmen muss. Auch Systematik sowie Sinn und Zweck der Norm lassen nur dieses Verständnis zu. § 6 Abs. 2 ARegV stellt die Ausnahme zu der Regel dar, dass die Regulierungsbehörde eine Kostenprüfung vornehmen soll und bestimmt näher, aus welcher Entgeltgenehmigung daher das Ergebnis der Kostenprüfung heranzuziehen ist. § 34 ARegV trifft eine entsprechende Regelung für die kleinen Netzbetreiber, welche am vereinfachten Verfahren teilnehmen. Dass in § 34 Abs. 3 S. 2 ARegV von „Kosten, die im Rahmen der letzten Genehmigung der Netzentgelte nach § 23 a EnWG anerkannt worden sind“ die Rede ist, ändert an der inhaltlichen Vergleichbarkeit der beiden Regelungen nichts. Die anderslautende Formulierung in § 34 ARegV erklärt sich vielmehr aus dem Umstand, dass in den Fällen des § 34 Abs. 3 ARegV aufgrund der Verlängerung oder Erstreckung der ersten Netzentgeltgenehmigung bis zum Beginn der Anreizregulierung im Rahmen dieser zweiten Entgeltgenehmigung keine Kostenprüfung durchgeführt wurde. Vor dem Hintergrund, dass mit diesen Regelungen – wie bereits dargestellt - zum einen eine möglichst einheitliche Datenbasis und die Vermeidung erneuter Kostenprüfungen sichergestellt werden sollte, ist das Ergebnis der Kostenprüfung aus dem letzten § 23 a EnWG-Bescheid in unveränderter Form als Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenze in der ersten Regulierungsperiode zu übernehmen. Damit scheidet eine Aktualisierung der Ergebnisse der Kostenprüfung nach dem gesetzgeberischen Willen und dem des Verordnungsgebers aus. Andernfalls käme es zu einem nachträglichen (Teil-) Genehmigungsverfahren, womit von einer Grundvoraussetzung der Anreizregulierung, dem einheitlichen Ausgangsniveau, Abstand genommen würde (vgl. auch OLG Stuttgart, a.a.O., S. 9; OLG Brandenburg, Beschluss vom 12.01.2010, Az. Kart W 7/09, RN 36ff, zitiert nach juris; a.A. Rosin RdE 2009, 37, 40)
Aus § 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV kann die Betroffene nichts zu ihren Gunsten herleiten. Dort hat der Verordnungsgeber auf Vorschlag des Wirtschaftsausschusses lediglich aufgenommen, dass der durchgeführte Effizienzvergleich von solchen Änderungen des nach § 6 ermittelten Ausgangsniveaus unberührt bleibt, die sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträglich ergeben. Die gerichtliche Überprüfung der Festsetzung der Erlösobergrenze erstreckt sich grundsätzlich auf das von der Regulierungsbehörde ermittelte Ausgangsniveau. Kommt es insoweit zu einer Änderung durch rechtskräftige gerichtliche Entscheidung soll die Regulierungsbehörde nicht gezwungen werden, nach einer jeden solchen gerichtlichen Entscheidung den (bundesweiten) Effizienzvergleich neu durchführen zu müssen, insoweit wird der für den einzelnen Netzbetreiber ermittelte Effizienzwert von nachträglichen Änderungen durch Gerichtsentscheidungen nicht berührt. Allein dies wollte der Verordnungsgeber mit dieser Regelung sicherstellen (BR-Drs. 417/1/07 (Empfehlungen), S. 7; BR-Drs. 417/07 (Beschluss), S. 6). Daraus lässt sich aber nicht der Schluss ziehen, dass das nach § 6 Abs. 2 ARegV heranzuziehende Ergebnis der Kostenprüfung durch nachträgliche Erkenntnisse aus Gerichtsverfahren Dritter zu Gunsten oder zu Lasten der Netzbetreiber fortzuschreiben ist.
Dass die Regulierungsbehörde mit Blick auf höchstrichterliche Grundsatzentscheidungen und eine etwaig von ihr abgegebene Gleichbehandlungszusage verpflichtet sein könnte, auch eine bestandskräftige Entgeltgenehmigung nach den Grundsätzen der §§ 48, 49 VwVfG nachträglich abzuändern, rechtfertigt ebenfalls keine andere Beurteilung (siehe dazu auch OLG Stuttgart, a.a.O., S. 19; OLG Naumburg, Beschluss vom 05.11.2009, Az. 1 W 6/09 (EnWG), RN 42, zitiert nach juris). Der Verordnungsgeber hat den Regulierungsbehörden in § 6 Abs. 2 ARegV für die erste Regulierungsperiode verbindlich vorgegeben, dass sie das Ergebnis der – schon erfolgten - Kostenprüfung als Ausgangsniveau zugrundezulegen haben. Damit kommt keine Anpassung der Kostenbasis der letzten Netzentgeltgenehmigung im Hinblick auf die danach ergangenen Grundsatzentscheidungen des Bundesgerichtshofs in Betracht. Auf die Frage der Reichweite der Bindung der bestandskräftigen Netzentgeltgenehmigung vom . . . kommt es daher im vorliegenden Fall nicht an (s.a. OLG Brandenburg, a.a.O., RN 37). Systembedingte Nachteile einer solchen Regelung können nur über die vom Verordnungsgeber vorgesehenen Korrekturmöglichkeiten – der Anpassung der auf dieser Grundlage ermittelten Erlösobergrenze oder der individuellen Effizienzvorgabe – erfolgen, wenn und soweit die Voraussetzungen vorliegen. Daher kann die Betroffene auch aus dem Umstand, dass die Bundesnetzagentur zu Gunsten der Netzbetreiber in einzelnen Punkten, nämlich im Zusammenhang mit den Kosten der vorgelagerten Netze, den vermiedenen Netzentgelten wegen dezentraler Einspeisungen und der Eigenkapitalverzinsung gleichwohl das Niveau angepasst hat, nichts für sich herleiten; eine Verpflichtung ergibt sich daraus nicht. Soweit die Beschlusskammer die Kostenbasis durch Anpassung der mit der Entgeltgenehmigung vom . . . vorgegebenen Eigenkapitalverzinsung mit Blick auf den mit Beschluss vom 07.07.2008 entsprechend § 7 Abs. 6 StromNEV festgelegten höheren Zinssatz angehoben hat, war diese Vorgehensweise aber auch schon deshalb geboten, um die Festlegung vom 07.07.2008 und § 7 Abs. 6 Satz 1 StromNEV nicht leerlaufen zu lassen (ebenso Hummel, in Danner/Theobald, EnWG, Juni 2008, Rdnr. 21 zu § 6 ARegV ; Weyer, RdE 2008, 261, 263; für ein Hinausschieben Böwing/Franz/Sömantri, et 2007 (Heft 6), S. 14, 15 f.). Gemäß § 7 Abs. 6 StromNEV hatten die Regulierungsbehörden über die Anwendung der Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 EnWG vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 ARegV, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung zu entscheiden. Dem Umstand, dass § 21 Abs. 2 EnWG – als höherrangiges Recht - eine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals fordert und die Regulierungsbehörde selbst den Zinssatz für die Verzinsung des Eigenkapitals für die erste Regulierungsperiode höher als in § 7 Abs. 4 StromNEV festgelegt hat - und zwar ausdrücklich für die Bestimmung der Erlösobergrenze nach § 6 ARegV-, hat sie durch die Anpassung dieses Kostenfaktors an die geänderte Rechtslage Rechnung getragen. Auch die – zwischen den Parteien zwischenzeitlich einvernehmlich geregelte – Mehrerlösabschöpfung steht nicht im Widerspruch zu der zu § 6 Abs. 2 ARegV eingenommenen Rechtsposition. Deren Berücksichtigung ist in der Übergangsregelung in § 34 Abs. 1 ARegV ausdrücklich vorgesehen.
2. Verlustenergiekosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile/ gestiegene Beschaffungskosten als unzumutbare Härte (Beschwerdeanträge zu Ziffer 1a und 3.)
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene auch dagegen, dass die Beschlusskammer die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie den dauerhaft beeinflussbaren Kostenanteilen zugeordnet (s. nachfolgend Ziffern 2.1. und 2.2.). Lediglich vorläufigen Erfolg hat ihre Beschwerde, soweit sie sich gegen die Ablehnung eines darauf gestützten Härtefallantrags i.S.d. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV wendet (s. nachfolgend Ziffer. 2.3.).
2.1. Bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie handelt es sich – wie der Senat schon in den Beschwerdeverfahren anderer Netzbetreiber betreffend die Anerkennung der Festlegung „Beschaffungsrahmen“ vom 21.10.2008 bzw. der freiwilligen Selbstverpflichtung als wirksame Verfahrensregulierung (vgl. nur Beschluss vom 17.02.2010, Az. VI-3 Kart 7/09 (V)) festgestellt hat - nicht um dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten nach § 21 a Abs. 4 EnWG, § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV.
2.1.1. Der Verordnungsgeber hat in dem Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV festgeschrieben, welche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten sollen. Insoweit hat er von der Ermächtigung des § 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG Gebrauch gemacht, nach der er in der Rechtsverordnung nach Satz 1 auch Regelungen dazu treffen kann, welche Kostenanteile dauerhaft oder vorübergehend als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten. Vorgaben dazu enthält § 21 a Abs. 4 Satz 1, Satz 6 EnWG. In Satz 2 und Satz 3 hat der Gesetzgeber beispielhaft aufgezählt, welche Kosten zwingend zu den nicht beeinflussbaren Kosten zu zählen sind oder als solche zu gelten haben. Dabei handelt es sich um nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete, gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten, Konzessionsabgaben sowie Betriebssteuern, also exogene, durch tatsächliche Begebenheiten oder den Gesetzgeber vorgegebene Kosten, die der Netzbetreiber weder der Art noch der Höhe nach selbst beeinflussen kann. Diese hat der Verordnungsgeber in den Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 mit Nr. 1, 2, 3 und 7 ARegV übernommen. Daneben hat er weitere Kosten als nicht beeinflussbar gelten lassen und so von der ihm eingeräumten Möglichkeit Gebrauch gemacht, sie als dauerhaft nicht beeinflussbar zu fingieren. Dies hat zur Folge, dass sie den Effizienzvorgaben entzogen sind und der Netzbetreiber die von der Regulierungsbehörde bestimmte Erlösobergrenze – und auch seine Entgelte - autonom bei einer Kostenänderung innerhalb der Regulierungsperiode entsprechend § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3, Satz 4 ARegV anpassen kann.
Die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie werden von dem Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV nicht erfasst, sie gelten daher nicht schon qua Verordnung als nicht beeinflussbar.
2.1.2. Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie sind grundsätzlich objektiv vom Netzbetreiber beeinflussbare Kosten, so dass sie auch nach der gesetzgeberischen Wertung des § 21 a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG nicht den Effizienzvorgaben entzogen sind und von daher auch nicht einer Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3 ARegV ab dem zweiten Jahr der Regulierungsperiode unterliegen können.
Nach § 21 a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG dürfen sich die Effizienzvorgaben nicht auf den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteil beziehen, weil es sich insoweit um Kosten der Netzbetreiber handelt, auf deren Höhe sie nicht einwirken können. Beein-flussbar sind damit all die Kosten, an deren Entstehung das Unternehmen in irgendeiner Weise beteiligt war und ist, d.h. solche, die durch Entscheidungen des Netzbetreibers beeinflusst werden. Dabei kommt es allein auf die abstrakte Möglichkeit der Beeinflussbarkeit an (Groebel in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, Rdnr. 44 ff. zu § 21 a). In den Regelbeispielen des § 21 a Abs. 4 Satz 2 EnWG hat der Gesetzgeber beispielhaft aufgeführt, welche Kostenanteile er als tatsächlich nicht beeinflussbar ansieht. Dazu gehören – wie bereits oben ausgeführt - nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete, gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten, Konzessionsabgaben sowie Betriebssteuern, also exogene, durch tatsächliche Begebenheiten oder den Gesetzgeber vorgegebene Kosten, die der Netzbetreiber weder der Art noch der Höhe nach selbst beeinflussen kann.
Um objektiv nicht beeinflussbare Kosten handelt es sich bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie indessen nicht (a.A. OLG Naumburg, a.a.O. RN 43, jedoch ohne nähere Begründung). Bei der Beschaffung von Verlustenergie haben die Netzbetreiber zwar die Vorgaben einzuhalten, die sich aus § 22 Abs. 1 EnWG, § 10 Abs. 1 StromNZV ergeben; die Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie können aber selbst dann – was die Betroffene selbst in ihrer Beschwerdebegründung noch eingeräumt hat– in verschiedener Hinsicht noch beeinflusst werden. Von daher hat der Verordnungsgeber schon im Grundsatz davon abgesehen, die Beschaffungskosten für Verlustenergie entsprechend der Ermächtigung des § 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG in den Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des § 11 Abs. 2 ARegV aufzunehmen. Er hat der Regulierungsbehörde mit § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 ARegV lediglich die Möglichkeit eingeräumt, diese Kosten dann als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten zu lassen, wenn sie sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen.
2.2. Die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie gelten auch nicht als dauerhaft nicht beeinflussbar i.S.d. § 11 Abs. 2 Satz 2 ARegV.
Dem steht schon entgegen, dass die Regulierungsbehörde weder die von ihr selbst erlassene so gen. Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch die am 30.06.2008 vorgelegte freiwillige Selbstverpflichtung der Betroffenen als wirksame Verfahrensregulierung nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV festgelegt hat und die Betroffene auf eine solche Festlegung auch keinen Anspruch hätte.
2.2.1. In § 11 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV hat der Verordnungsgeber vorgesehen, dass auch solche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten können, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der maßgeblichen nationalen oder europäischen Zugangsverordnung unterliegen. Zu diesen gehören gem. § 11 Abs. 2 Satz 2 Nr. 3 ARegV auch Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie. In Satz 4 definiert der Verordnungsgeber die Voraussetzungen, die an eine wirksame Verfahrensregulierung zu stellen sind. Es muss eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs entweder durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt sein und die Regulierungsbehörde muss dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV festlegen. Als umfassend reguliert kann die Regulierungsbehörde - wie der Verordnungsbegründung zu entnehmen ist - den betreffenden Bereich nicht nur dann ansehen, wenn der Netzbetreiber i.S.d. Vorgaben des § 21 a Abs. 4 EnWG keine Möglichkeit der eigenständigen Kostenbeeinflussung hat, sondern auch dann, wenn er nur geringfügige Möglichkeiten der Kostenbeeinflussung hat (BR-Drs. 417/07, S. 52). Damit ermächtigt der Verordnungsgeber die Regulierungsbehörde, nicht nur solche Kostenanteile der Netzbetriebsführung als nicht durch den Netzbetreiber beeinflussbar anzusehen, die auf objektiv von außen wirkenden Umständen beruhen, die seiner unternehmerischen Einflussnahme entzogen sind, sondern auch solche, die eine geringfügige Einflussnahme im Rahmen der Betriebsführung zulassen.
Das Verfahren zur Beschaffung von Verlustenergie hat die Bundesnetzagentur weder auf der Grundlage ihrer Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch auf der Grundlage der von der Betroffenen abgegebenen freiwilligen Selbstverpflichtung als wirksam verfahrensreguliert festgelegt und damit die Kosten nicht als dauerhaft nicht beeinflussbar anerkannt. § 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV sieht als formelle Komponente einer wirksamen Verfahrensregulierung und damit der Anerkennung als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten die förmliche Festlegung vor. Diese hat vor Beginn der Regulierungsperiode für deren Dauer zu erfolgen. Mit ihr soll vermieden werden, dass im Verlauf der Regulierungsperiode Unklarheiten darüber entstehen, ob für bestimmte Bereiche eine wirksame Verfahrensregulierung anzunehmen ist (BR-Drs. 417/07vom 15.06.2007, S. 52). Eine solche förmliche Feststellung und damit Festlegung muss auch deshalb erfolgen, weil § 4 Abs. 3 Satz 1 ARegV den Netzbetreiber ermächtigt, die von der Regulierungsbehörde bestimmte Erlösobergrenze nachträglich zum 1. Januar eines Kalenderjahres – und damit gem. § 17 Abs. 2, 3 ARegV auch seine Entgelte – eigenständig anzupassen, wenn sich solche als nicht beeinflussbar geltenden Kosten i.S.d. § 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV nachträglich ändern. Gem. § 4 Abs. 3 Satz 2 ARegV bedarf es in solchen Fällen nicht der erneuten Festlegung der Erlösobergrenze durch die Regulierungsbehörde, die bloße Mitteilung nach § 28 Nr. 1 ARegV reicht insoweit aus.
2.2.2. Schließlich kann die Betroffene auch nicht mit Erfolg einwenden, dass die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als dauerhaft nicht beeinflussbar zu gelten hätten, weil ihr insoweit ein Anspruch auf Festlegung einer Verfahrensregulierung zustehe.
2.2.2.1. Ein Anspruch auf eine solche Anerkennung hat der Netzbetreiber nur dann, wenn die Verfahrensregulierung derart ausgestaltet ist, dass ihm keine Möglichkeit einer eigenständigen Kostenbeeinflussung mehr verbleibt. Dies ist weder auf der Grundlage der Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch auf der Grundlage des Verfahrens, das der freiwilligen Selbstverpflichtung der Betroffenen zugrundeliegt, der Fall.
Die in der Festlegung Beschaffungsrahmen enthaltenen Vorgaben sollen – wie die Beschlusskammer zutreffend ausgeführt hat - nach der erklärten Zielsetzung, aber auch materiell für Verteilnetzbetreiber noch Spielräume einer Kostenbeeinflussung belassen, so dass sie objektiv beeinflussbar sind. Objektiv möglich sind dem Netzbetreiber Einflussnahmen bei der Beschaffung der Verlustenergie etwa durch die Wahl von Ausschreibungszeitpunkten und –zeiträumen, der Losgröße, der Langfristkomponente, der Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften und die Form der Beschaffung des langfristig prognostizierbaren Verlustenergiebedarfs. Das stellt die Beschwerdeführerin zwar mit Schriftsatz vom 08.02.2010 in Abrede. Nach dem Ergebnis des KEMA-Gutachtens vom 15.12.2008 zur technischen Beeinflussbarkeit der Verlustenergiemenge sei allenfalls eine theoretisch denkbare jährliche Reduzierung der Verlustenergiemenge um 0,15 % möglich. Dabei geht es um die technische Vermeidbarkeit von Verlustenergie. Das KEMA-Gutachten untersucht Möglichkeiten zur Reduzierung der Netzverluste und in einem weiteren Schritt den Zusammenhang zwischen Verlustkosteneinsparungen und investiven Mehraufwendungen. Im vorliegenden Fall geht es indessen um die Frage, mit welchem Verfahren die Beschaffung der notwendigen Verlustenergie effizient gestaltet werden kann.
Auch das weitere vom BDEW in Auftrag gegebene Gutachten von X. kann die Unbeeinflussbarkeit der Beschaffungskosten durch den Netzbetreiber bei der Beschaffung der Verlustenergie nicht belegen. Die Beschwerdeführerin trägt unter Berufung auf das Gutachten vor, dass Netzbetreiber keine systematische Reduktion der Beschaffungskosten für Verlustenergie erzielen könnten; Schwankungen in den durchschnittlichen Beschaffungskosten seien daher im Wesentlichen auf unterschiedliche Beschaffungszeitpunkte und deren Koinzidenz mit zufälligen Preisschwankungen zurückzuführen. Das Gutachten von X. untersucht indessen die Frage, wie eine sachgerechte Regulierung der Beschaffungskosten für Verlustenergie ausgestaltet werden könne, so die Zusammenfassung eingangs des Gutachtens. Um diese Frage geht es im vorliegenden Fall schon im Ansatz nicht, sondern darum, ob dem Netzbetreiber Spielräume einer Kostenbeeinflussung verbleiben. Gerade das belegt das Gutachten sogar, denn X. untersucht (Seiten 11 ff.) verschiedene Strategien zur Verlustenergiebeschaffung am Markt. Er untersucht die Wahl der Handelsstrategie, die Wahl der Beschaffungsmenge und des Beschaffungszeitpunkts sowie die Frage der Eigenbeschaffung oder Beschaffung durch einen Dienstleister. Eben die von dem Gutachter beschriebene Möglichkeit der Wahl zwischen einer mit erhöhtem Risiko vorgenommenen Beschaffung und einem risikoaversem Beschaffungsverhalten zeigt die objektiv bestehenden Möglichkeiten der Beeinflussung. So kommt der Gutachter zu der Feststellung, es sei „offensichtlich, dass das Preisrisiko durch die Wahl der Beschaffungsstrategie beeinflusst werden kann“. So sieht dies auch der Senat. Es verbleiben jedenfalls Möglichkeiten der Einflussnahme. Zu den weiter bestehenden Möglichkeiten der Beeinflussung durch die Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften oder zu dem möglichen Einfluss der Losgrößen äußert sich der Gutachter X. nicht. Mit der Beschwerdebegründung hat die Beschwerdeführerin auch selbst die objektiv bestehenden Möglichkeiten der Einflussnahme gesehen, auch wenn sie diese als untergeordnet und nicht relevant (S. 17f. BB) bezeichnet. Die Beschwerdeführerin nennt weiter die „verbleibenden geringfügigen Spielräume bei der Einflussnahme auf die Verlustenergiekosten“ (z.B. S. 30 BB) und stellt diese Kostenposition als „weit überwiegend unbeeinflussbar“ (S. 33 BB) dar.
Auch bei dem von ihr - der Betroffenen - vorgeschlagenen Verfahrensmodell können die Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie in verschiedener Hinsicht noch beeinflusst werden. Objektiv möglich sind ihr Einflussnahmen etwa durch die Wahl von Ausschreibungszeitpunkten und –zeiträumen, der Losgröße der Langfristkomponente, der Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften, die Form der Beschaffung des langfristig prognostizierbaren Verlustenergiebedarfs und die Art und Weise der Prognose des zu beschaffenden Bedarfs sowie durch die fehlenden Vorgaben für die Beschaffung der Kurzfristkomponente.
2.2.2.2. Die Anerkennung von solchen objektiv auch nur geringfügig beeinflussbaren Beschaffungskosten als dauerhaft nicht beeinflussbar kann der einzelne Netzbetreiber nicht beanspruchen. Die Entscheidung als solche steht im Ermessen der Regulierungsbehörde, das nicht seinen Interessen dient, sondern seine wirtschaftlichen Interessen nur berührt. In der Sache hat die Regulierungsbehörde unter Abwägung der im Einzelfall zu berücksichtigenden Umstände, insbesondere der Kosten der betroffenen Netzbetreiber und der Interessen der mit den Kosten letztlich belasteten Netznutzer sowie der gesetzlich vorgesehenen Anpassungsmechanismen zu prüfen, ob und unter welchen Voraussetzungen die Anerkennung von objektiv – nur geringfügig - beeinflussbaren Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten sachgerecht und geboten ist. Dabei kann sie unter Berücksichtigung der existierenden Vorgaben und des zu betrachtenden Beschaffungsmarkts ein spezifisches Anreizmodell entwickeln. Bei einer umfassenden Wertung all dieser Gesichtspunkte handelt es sich daher letztlich um die Frage, ob und ggfs. wie unter Berücksichtigung aller zu berücksichtigenden Umstände das - vom Gesetz- und Verordnungsgeber legitimierte - Abweichen von der gesetzgeberisch vorgegebenen Methode sachgerecht und geboten ist. Die Entscheidung dieser Frage und damit das der Regulierungsbehörde eingeräumte Ermessen dient nicht unmittelbar rechtlich geschützten Interessen des betroffenen Netzbetreibers, sondern vornehmlich den mit den Zielvorgaben des § 32 Abs. 1 ARegV in den Blick genommenen Interessen. Rechtlich geschützt ist sein Interesse nur, soweit es um die deklaratorische Feststellung seiner Kosten als nicht beeinflussbar geht. Soll dies indessen im Wege der Fiktion festgestellt werden, wird nur sein wirtschaftliches Interesse an einer solchen Feststellung berührt. Aus dem Umstand, dass die gegnerische Bundesnetzagentur das Verfahren zur Beschaffung der Systemdienstleistungen für Übertragungsnetzbetreiber aufgrund freiwilliger Selbstverpflichtungen als wirksam verfahrensreguliert festgelegt hat, ergibt sich zugunsten der Betroffenen nichts anderes. Diesbezüglich fehlt es schon an einer Vergleichbarkeit der Selbstverpflichtungen der Übertragungsnetzbetreiber mit denen der Verteilnetzbetreiber.
2.3. Vorläufigen Erfolg hat die Beschwerde allerdings insoweit, als die Bundesnetzagentur erneut über den – hilfsweise gestellten - Antrag der Betroffenen (Antrag zu Ziffer 3.) zu entscheiden hat, ob die Erlösobergrenze u.a. angesichts der erheblichen Steigerung der Beschaffungskosten wie auch mit Blick auf die geänderte Versorgungsaufgabe gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV anzupassen ist. (Tenor zu 12, S. 59 des B.)
2.3.1. Eine Anpassung der bestimmten Erlösobergrenze kann auf Antrag des Netzbetreibers nachträglich erfolgen, wenn ihre Beibehaltung durch den Eintritt eines unvorhersehbaren Ereignisses für ihn eine nicht zumutbare Härte bedeuten würde. Als Beispiel für ein solches unvorhersehbares Ereignis hat der Verordnungsgeber in der Verordnungsbegründung Naturkatastrophen und Terroranschläge angeführt (BR-Drs. 417/07 vom 15.06.07, S. 45). Ein solcher Antrag kann seiner Zielsetzung entsprechend jederzeit gestellt werden, die zeitlichen Vorgaben für den Fall des Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 gelten hier nicht.
2.3.2. Nach Auffassung des Senats stellt die Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV eine Auffangregelung dar, die grundsätzlich dann eingreifen muss, wenn die übrigen vom Verordnungsgeber vorgesehenen Anpassungsmöglichkeiten nicht einschlägig oder ausreichend sind, und die Beibehaltung der festgesetzten Erlösobergrenze andernfalls zu einer unzumutbaren Härte führen würde (a.a. OLG Brandenburg, Beschluss vom 12.01.2010, Az. Kart W 2/09, S. 8 f.; OLG Stuttgart, Beschluss vom 21.01.2010, Az. 202 EnWG 3/09, S. 17; OLG Naumburg, Beschluss vom 5.11.2009, Az. 1 W 1/09 (EnWG), S. 17). In einem solchen Fall lässt § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV die Anpassung der Erlösobergrenze aufgrund einer von der Regulierungsbehörde zu treffenden Ermessensentscheidung zu.
Härtefallregelungen stellen eine gesetzliche Ausprägung des verfassungsrechtlichen Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit dar (vgl. nur: BVerfGE 7, 465; 477). Sie sollen gewährleisten, dass auch in Ausnahmefällen, die wegen ihrer atypischen Ausgestaltung nicht im Einzelnen vorhersehbar sind und sich deshalb nicht mit abstrakten Merkmalen erfassen lassen, ein Ergebnis erzielt wird, das dem Normergebnis in seiner grundsätzlichen Zielrichtung gleichwertig ist (BVerwGE 90, 202, 208; zu § 6 Abs. 6 StromNEV: BGH, Beschluss des Kartellsenats vom 14.08.2008, KVR 35/07 „Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße“, Rn 51 ff.). Die Regelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV knüpft daher auch an ein unvorhersehbares Ereignis an. Da es entscheidend darauf ankommt, welche Perspektive man für maßgeblich erachtet, ist dieser Begriff allerdings mehrdeutig. Versteht man ihn – wie die Bundesnetzagentur - objektiv, so ist die Regelung restriktiv zu handhaben. Stellt man indessen auf die subjektiven Erkenntnismöglichkeiten der Regulierungsbehörde im Zeitpunkt ihrer Entscheidung ab, gelangt man zu einer weiten Auslegung der Regelung. In einem solchen Fall reichen auch solche zu Mehrkosten führenden Umstände aus, die in gewissem Sinne zwar vorhersehbar waren, von der Regulierungsbehörde indessen im maßgeblichen Entscheidungszeitpunkt nicht anerkannt wurden bzw. werden konnten (so auch Missling, IR 2008, 201, 202; Schneider, IR 2009, 194; Hummel, a.a.O., Rn 37 zu § 4).
Dafür, dass ihr ein solches Verständnis zukommen soll, spricht schon der – allerdings in anderem Zusammenhang geäußerte - Wille des Verordnungsgebers. Im Zuge des Erlasses der Verordnung zum Erlass von Regelungen über Messstelleneinrichtungen im Strom- und Gasbereich (MessZV) hat er den Härtefallantrag nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV als Anpassungsmöglichkeit für den Fall in Betracht gezogen, dass einem Netzbetreiber während einer Regulierungsperiode erhebliche Mehrkosten entstehen sollten, für die eine Verbuchung auf dem Regulierungskonto mit Ausgleich in der nächsten Regulierungsperiode entsprechend § 5 Abs. 1 S. 3 ARegV nicht hinreichend erschiene (BR-Drs. 568/08 vom 8.08.2008, S. 33, s.a. Missling, a.a.O.). Ähnlich hatte der Wirtschaftsausschuss eine entsprechende Ergänzung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV um „wesentliche Änderungen der nicht beeinflussbaren Kosten nach § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 8 sowie den Sätzen 2 und 3“ angeregt, mit der er dem Umstand Rechnung tragen wollte, dass ein massiver Anstieg wirtschaftlich bedeutender Kosten u.U. zu Liquiditätsproblemen und damit zu einer nicht zumutbaren Härte führen könne (Empfehlung vom 7.09.2007, BR-Drs. 417/1/07, S. 2). Ein solches Verständnis hatte im Übrigen auch die Bundesnetzagentur ihrem Arbeitsentwurf eines Eckpunktepapiers der Beschlusskammern 6 und 8 vom 23. Juni 2008 zugrunde gelegt.
2.3.3. Die Systematik der Anreizregulierung sowie die Vereinbarkeit mit höherrangigem Recht gebieten ebenfalls dieses Verständnis.
Als Regulierungsmethode ist es der Anreizregulierung systemimmanent, dass sie bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen von generalisierenden, typisierenden und pauschalisierenden Vorgaben ausgeht. Sie stellt eine komplexe Methode mit einer Reihe von Faktoren dar, die in die – für den Netzbetreiber entscheidende - Erlösobergrenze einfließen. Dass die Anreizregulierung den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, das sich aus § 21 Abs. 1 und 2 EnWG ergebende Gebot angemessener Entgelte und daher auch die in § 21 a Abs. 5 Satz 4 EnWG gezogene Grenze der Erreich- und Übertreffbarkeit achtet, soll durch verschiedene Anpassungs- und Korrekturmechanismen sichergestellt werden.
Die Anpassungsmechanismen des § 4 ARegV beziehen sich indessen nur auf Veränderungen während der Regulierungsperiode. § 4 Abs. 3 ARegV berücksichtigt Änderungen des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8, von enumerativ aufgeführten nicht beeinflussbaren Kostenanteilen des § 11 Abs. 2 ARegV und gemäß den Qualitätsvorgaben nach Maßgabe des § 19 ARegV. Die Erlösobergrenze kann gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 ARegV weiter angepasst werden im Falle einer nachhaltigen und somit langfristigen Veränderung der Versorgungsaufgabe während der Regulierungsperiode. Durch diesen Erweiterungsfaktor (§ 10 ARegV) wird berücksichtigt, dass sich die tatsächlichen Umstände, welche die Versorgungsaufgabe prägen, im Laufe der Regulierungsperiode ändern können. Davon zu unterscheiden ist der Ausgleich kurzfristiger, prognosebedingter Mengenabweichungen, der durch das Regulierungskonto des § 5 ARegV erfasst wird.
Mit diesen erst auf Veränderungen während der Regulierungsperiode reagierenden Anpassungsmöglichkeiten können indessen nicht solche Kostensteigerungen und eine aus ihnen resultierende Härte kompensiert werden, die darauf beruhen, dass sich der Verordnungsgeber angesichts des engen Zeitfensters im Zusammenhang mit der Einführung der Anreizregulierung dafür entschieden hat, in generalisierender, typisierender und pauschalisierender Weise an eine bereits erfolgte Kostenprüfung anzuknüpfen. So wird das Ausgangsniveau zur Bestimmung der Erlösobergrenze gem. § 6 Abs. 2 ARegV durch die letzte Entgeltgenehmigung nach § 23 a EnWG bestimmt, die auf der Datengrundlage des Geschäftsjahrs 2006 oder früher beruht. Sofern in dieser Entgeltgenehmigung nicht Plankosten des Jahres 2008 Berücksichtigung gefunden haben, führt dies zu einem Zeitversatz von mindestens drei Jahren, nämlich zwischen dem Jahr, dem die der Kostenprüfung zugrunde liegenden Daten entstammen und 2009 als dem ersten Jahr der Regulierungsperiode. Daraus resultiert auch deshalb eine Beeinträchtigung der Aktualität der Daten, weil nach der Vorgabe des § 6 Abs. 2 ARegV für die erste Anreizregulierungsperiode - anders als § 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV es für die zweite Regulierungsperiode vorsieht - Planwerte keine Berücksichtigung finden können. In tatsächlicher Hinsicht kommt hier noch hinzu, dass die in der zweiten Entgeltgenehmigungsrunde erlassenen Bescheide der Regulierungsbehörden in materieller Hinsicht verschiedene Kostenpositionen nicht berücksichtigt haben, die nach den Grundsatzentscheidungen des Bundesgerichtshofs vom 14.08.2008 hätten Berücksichtigung finden müssen.
Die Korrektur einzelner, in die Erlösobergrenze einfließender Faktoren ist weiter in § 15 und § 16 Abs. 2 ARegV vorgesehen. Der Schutz des einzelnen Netzbetreibers vor einer Überforderung durch die Anreizregulierung wird ganz wesentlich durch § 21 a Abs. 5 Satz 4 EnWG geleistet. Danach muss jeder Netzbetreiber die individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung ihm möglicher und zumutbarer Maßnahmen erreichen und übertreffen können. Die Vereinbarkeit mit dieser Vorgabe sichert die – allein - auf die Effizienzvorgabe bezogene Härtefallregelung des § 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV, wonach die Regulierungsbehörde die Effizienzvorgabe abweichend festlegen kann, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass er die für ihn festgelegte individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung aller ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen nicht erreichen und übertreffen kann. Eine weitere Anpassungsmöglichkeit enthält § 15 ARegV, wonach der Effizienzwert zu bereinigen ist, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass strukturelle Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe durch den – naturgemäß pauschalisierenden, typisierenden und generalisierenden - Effizienzvergleich nicht hinreichend berücksichtigt worden sind.
Diese Anpassungsmöglichkeiten, insbesondere die des Härtefalls des § 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV versagen indessen dann, wenn – wie hier – der durchgeführte Effizienzvergleich eine 100%ige Effizienz für den Netzbetreiber ergibt. Ebenso wenig wie für ihn ein Aufschlag auf den Effizienzwert (§ 15 Abs. 1 ARegV) in Betracht kommt, können für ihn abzubauende Ineffizienzen ermittelt werden, so dass eine abweichende Bestimmung der individuellen Effizienzvorgabe ausscheidet (§ 16 ARegV).
Für den Netzbetreiber, dessen Erlösobergrenze ausgehend von einer 100 %igen Effizienz ermittelt worden ist, können daher Mehrkosten, welche die Regulierungsbehörde bei ihrer die Ausgangsbasis bildenden Entgeltentscheidung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen nicht berücksichtigt hat, nur im Rahmen des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV zu einer Anpassung der Erlösobergrenze führen, soweit deren Beibehaltung andernfalls zu einer unzumutbaren Härte führen würde.
2.3.4. Vor diesem Hintergrund hätte die Beschlusskammer die von der Betroffenen angeführten Gesichtspunkte - die gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie wie auch die geänderte Versorgungsaufgabe – mit Blick auf ihre Amtsermittlungspflicht (§ 68 Abs. 1 EnWG, § 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV) zum Anlass nehmen müssen, die Frage einer unzumutbaren Härte näher aufzuklären. Dies hat sie unterlassen, da sie den Anwendungsbereich schon in grundsätzlicher Hinsicht als nicht eröffnet angesehen und von daher nur noch ergänzend betont hat, dass allein die gestiegenen Beschaffungskosten eine unzumutbare Härte nicht begründen könnten.
Zutreffend hat die Beschlusskammer allerdings weiter ausgeführt, dass sich der Blick auf eine einzelne Kostenart und deren möglicherweise überproportionale Steigerung verbietet, so dass nur eine – unzumutbare - Veränderung der Gesamtkostensituation entscheidend sein kann. Andernfalls würde völlig unberücksichtigt bleiben, dass die Steigerung einer einzelnen Kostenart durch kostensenkende Effekte im Übrigen ausgeglichen oder relativiert werden kann. Erforderlich ist daher eine Gesamtbetrachtung der Kosten- und Vermögenssituation des Netzbetreibers (s. zu § 6 Abs. 6 StromNEV: BGH, Beschluss des Kartellsenats vom 14.08.2008, KVR 35/07 „Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße“, Rn 51; zur ARegV: Schneider, IR 2009, 194, 197). In diese sind zum einen alle Kostensteigerungen, zum anderen aber auch etwaige Kostensenkungen einzubeziehen. Die Frage der Zumutbarkeit hängt weiter davon ab, ob - und ggfs. inwieweit - eine Kostensteigerung dem Netzbetreiber zuzurechnen ist, sie also von ihm durch effizientes Handeln hätte vermieden oder aber jedenfalls begrenzt werden können. Der mit der Entgeltregulierung in § 21 a EnWG aufgestellte Maßstab fordert gerade Anreize zu Effizienzsteigerungen und Wettbewerbsbezug, so dass das regulierte Unternehmen nicht den vollständigen Ersatz seiner entstehenden Kosten beanspruchen kann und ihm nur bei hinreichenden Bemühungen um einen effizienten Betrieb die Erlöse zukommen müssen, die den dauerhaften Erhalt seines Unternehmens ermöglichen.
Vor dem Hintergrund, dass die Bundesnetzagentur bei ihrer die Ausgangsbasis der Erlösobergrenze bildenden Entgeltentscheidung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen Mehrkosten des Jahres 2009 nicht berücksichtigen konnte, hätten die von der Betroffenen vorgetragenen Aspekte – wie etwa die gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, aber auch die veränderte Versorgungsaufgabe – ihr daher Anlass geben müssen, Ermittlungen dazu anzustellen, ob sich die Gesamtkostensituation der Betroffenen derart verändert hat, dass die Beibehaltung der Erlösobergrenze für sie eine unzumutbare Härte bedeutet. Gem. § 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV hat sie die insoweit erforderlichen Tatsachen zu ermitteln. Daneben besteht § 26 Abs. 2 VwVfG allerdings eine Mitwirkungslast der Betroffenen, die im Rahmen dessen zu der Ermittlung des Sachverhalts insbesondere durch Angabe der notwendigen Tatsachen und Beweismittel beizutragen hat (BGH, Beschluss vom 3. März 2009, EnVR 79/07, S. 9 BA). Diese gebotene Aufklärung hat die Beschlusskammer unterlassen, so dass die Entscheidung über den Härtefallantrag aufzuheben und über diesen – unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats – neu zu entscheiden ist.
2.3.5. Ohne Erfolg führt die Betroffene in das Beschwerdeverfahren jedoch eine Verpflichtung der Bundesnetzagentur zur Anerkennung des Härtefalls für weitere Jahre der Regulierungsperiode ein. Der entsprechende Antrag ist bereits unzulässig, weil es insoweit an einer angreifbaren behördlichen Entscheidung i.S.d. § 75 Abs. 3 EnWG fehlt. Rechtsschutz im Wege der Verpflichtungsklage oder –beschwerde soll erst dann und damit nur gewährt werden, wenn zuvor erfolglos ein Verwaltungsverfahren durchlaufen worden ist. Mit diesem Erfordernis soll der in Art. 20 Abs. 2 Satz 2 und Abs. 3 GG verankerte Grundsatz der Gewaltenteilung verwirklicht werden, nach dem es zunächst Sache der Verwaltung ist, sich mit Ansprüchen zu befassen, die an sie gerichtet werden (BVerwG NVwZ 2008, 575, 577; von Albedyll in: Bader, VwGO, 3. A., 2005, Rn 52 zu § 42; Sodan/Ziekow, VwGO, 2. A., Rn 37 zu § 42; für § 63 GWB: K. Schmidt in: Immenga/Mestmäcker, Wettbewerbsrecht, 4. A. 2007, Rn 30 zu § 63; ders. Kartellverfahrensrecht, S. 495; Kühnen in: Loewenheim/Meessen/Riesenkampff, Kartellrecht, 2. A., Rn 17 zu § 63).
3. Pauschalierter Investitionszuschlag (Punkt 4.2.2. des B., S. 39 ff., Beschwerdeantrag zu Ziffer 1.d)
Nicht zu beanstanden ist auch der in die jährlichen Erlösobergrenzen einbezogene pauschalierte Investitionszuschlag.
3.1. Gemäß § 25 Abs. 1 ARegV ist auf Verlangen des (Verteiler-)Netzbetreibers bei den vor Beginn einer Regulierungsperiode nach §§ 32 Abs. 1 Nr. 1, 4 ARegV festzulegenden jährlichen Erlösobergrenzen nach Maßgabe der Absätze 2 – 5 ein pauschalierter Investitionszuschlag einzubeziehen. Da Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen gem. § 23 ARegV ein Investitionsbudget beantragen können, handelt es sich um eine Regelung, die nur für Verteilernetzbetreiber gilt (§ 25 Abs. 5 ARegV). Mit ihr soll sichergestellt werden, dass auch insoweit notwendige Investitionen in die Energieversorgungsnetze in der Startphase der Anreizregulierung nicht behindert werden (BR-Drs. 417/07, S. 70; s.a. Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112 a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21 a EnWG vom 30.06.2006, Tz 606 ff.). Der pauschalierte Investitionszuschlag (im Folgenden PIZ) ist gem. § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 12 ARegV Bestandteil der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten. Gem. § 25 Abs. 2 ARegV darf er pro Kalenderjahr 1 Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 bestimmten Kapitalkosten nicht überschreiten. Liegen die Kapitalkosten aus den tatsächlich erfolgten Investitionen des Netzbetreibers unter diesem Wert, erfolgt in der folgenden Regulierungsperiode ein Ausgleich der Differenz, liegen sie darüber, findet kein Ausgleich statt (§ 25 Abs. 3 ARegV).
3.2. Ohne Erfolg rügt die Betroffene, der von der Beschlusskammer einbezogene PIZ sei schon deshalb zu gering, weil sie die Kapitalkostenannuitäten falsch ermittelt habe. Nähere Ausführungen dazu ergeben sich weder aus dem Beschwerdevorbringen der Betroffenen noch aus ihrer Stellungnahme vom 13.11.2008 (Anlage BF 2) im Rahmen der Anhörung im Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenze. Nach den Ausführungen der Beschwerdegegnerin, denen die Betroffene nicht widersprochen hat, ist die Betroffene der Ansicht, die Beschlusskammer hätte nach den Vorgaben des Bundesgerichtshofs auch die Kostenpositionen Anlagen im Bau und geleistete Anzahlungen sowie einen höheren Zinssatz für das verzinsliche Fremdkapital und entsprechend der Festlegung vom 7.07.2008 den – höheren - Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen in Höhe von 9,29 % berücksichtigen müssen. Ein derartiger Einwand geht jedoch fehl.
§ 25 Abs. 2 ARegV knüpft für die Höhe des PIZ an die „nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 bestimmten Kapitalkosten“ und damit eindeutig an die zur Durchführung des Effizienzvergleichs ermittelten Kapitalkosten an. Diese Vergleichbarkeitsrechnung ist Grundlage des bundesweiten Effizienzvergleichs, den die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode durchgeführt und deren Ergebnisse – die von ihr ermittelten Effizienzwerte – sie den Landesregulierungsbehörden bis zum 1. Juli 2008 zu übermitteln hatte (§ 12 Abs. 5 ARegV). Aus Gründen der Vereinheitlichung hat der Verordnungsgeber auch hier die Art und Weise der Standardisierung der Kapitalkosten vorgegeben (BR-Drs. 417/07, S. 58). An diese Werte hat er in § 25 Abs. 2 ARegV aus Vereinfachungs- aber auch Vereinheitlichungsgründen angeknüpft.
Im Rahmen dieser – daher auch für den PIZ maßgeblichen - Vergleichbarkeitsrechnung hat die Beschlusskammer für die als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten und damit auch für die Kapitalkosten des § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV - in nicht zu beanstandender Weise - das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung herangezogen (§ 14 Abs. 1 Nr. 1, § 6 Abs. 2 ARegV) und entsprechend § 14 Abs. 2 Satz 5 ARegV den nach § 7 Abs. 6 StromNEV geltenden Eigenkapitalzinssatz angesetzt. Dieser belief sich im Zeitpunkt des Effizienzvergleichs gem. § 7 Abs. 6 Satz 3 StromNEV noch auf 7,91 % für Neu- und 6,5 % für Altanlagen, da eine Festlegung der höheren Eigenkapitalzinssätze für die Dauer der Regulierungsperiode erst am 7.07.2008 erfolgt ist. Für das verzinsliche Fremdkapital ist in § 14 Abs. 2 Satz 6 ARegV – abweichend von § 7 Abs. 1 Satz 5 StromNEV - vorgesehen, dass sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten richtet, so dass die Beschlusskammer auch insoweit zu Recht 4,31 % angesetzt hat.
Für Anpassungen des Eigenkapitalzinssatzes an den mit Festlegung vom 7.07.2008 bestimmten – höheren – Zinssatz oder des Fremdkapitalzinssatzes an die – insoweit zu § 5 Abs. 2 Halbsatz 2 StomNEV ergangene und daher nicht einschlägige – Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs war schon angesichts dieser speziellen Vorgaben kein Raum. Da § 25 Abs. 2 ARegV an die nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV bestimmten - und nicht an die nach Maßgabe dieser Vorgaben zu bestimmenden - Kosten anknüpft, kann insoweit nichts anderes gelten. Auch um die Kostenpositionen Anlagen im Bau und geleistete Anzahlungen musste die Beschlusskammer das Ausgangsniveau nicht nachträglich mit Blick auf zwischenzeitlich ergangene Entscheidungen des Bundesgerichtshofs korrigieren. Für den Effizienzvergleich und die zugrunde liegende Vergleichbarkeitsrechnung ergibt sich dies schon aus §§ 12 Abs. 1 Satz 3, 6 Abs. 2 ARegV, für die Kapitalkosten als Grundlage des Investitionszuschlags aus § 25 Abs. 2 ARegV.
3.3. Nicht zu beanstanden ist auch, dass die Beschlusskammer den PIZ in die jährlichen Erlösobergrenzen nur einfach mit 1 % der so ermittelten Kapitalkosten einbezogen hat. Der Einwand der Betroffenen, es müsse eine kumulierte Berücksichtigung erfolgen, geht fehl.
Schon der Wortlaut der Norm, die Verordnungshistorie und die Systematik der Regelung sprechen nur für eine einfache jährliche Berücksichtigung des PIZ. Gem. § 25 Abs. 1 ARegV ist auf Verlangen des Netzbetreibers in die vor Beginn der Regulierungsperiode festzulegende Erlösobergrenze ein pauschalierter Investitionszuschlag nach Maßgabe der Absätze 2-5 einzubeziehen. Dieser darf nach Abs. 2 pro Kalenderjahr 1 % der Kapitalkosten nicht überschreiten. Mit dieser Regelung wollte der Verordnungsgeber den pauschalierten Investitionszuschlag im Kalenderjahr auf ein Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV bestimmten Kapitalkosten begrenzen (BR-Drs. 417/07, S. 70), es handelt sich entgegen der Annahme der Betroffenen also um eine Obergrenze. Dementsprechend knüpft auch die Ausgleichsregelung des Abs. 3 (nur) daran an, ob die Kapitalkosten aus den tatsächlich erfolgten Investitionen in der Regulierungsperiode pro jeweiligem Kalenderjahr unter dem Wert nach Abs. 2 liegen. Damit ist für ein anderes Verständnis kein Raum (a.A. Missling, IR 2008, 201, 204, Ruge DVBl 2008, 956, 962). Eine Kumulation des pauschalierten Investitionszuschlages durch Addition der 1 % des Kapitalkosten in jedem Kalenderjahr würde vielmehr dazu führen, dass die in § 25 Abs. 2 ARegV festgesetzte Obergrenze ab dem zweiten Kalenderjahr überschritten würde.
4. Sektoraler Produktivitätsfaktor (Punkt 4.7 des B., S. 44f.; Beschwerdeantrag zu Ziffer 1 e)
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene auch dagegen, dass die Beschlusskammer bei der Ermittlung der Erlösobergrenzen entsprechend §§ 9, 7 ARegV den sektoralen Produktivitätsfaktor berücksichtigt hat. Auch die Berechnung als solche ist nicht zu beanstanden.
4.1. § 9 ARegV regelt die Bestimmung des in der Regulierungsformel vorgesehenen generellen sektoralen Produktivitätsfaktors.
Mit ihm will der Verordnungsgeber dem Umstand Rechnung tragen, dass die internationalen Erfahrungen mit Anreizregulierungssystemen gezeigt haben, dass in monopolistisch strukturierten Wirtschaftsbereichen wie den Strom- oder Gasnetzen bei der Simulation von Wettbewerb durch Einführung einer Anreizregulierung höhere Produktivitätssteigerungen zu realisieren sind als in wettbewerblich organisierten Märkten. In letzteren zwingen die Marktkräfte die Marktteilnehmer dazu, Produktivitätsfortschritte zu realisieren und die daraus resultierenden Zugewinne in Form von niedrigeren Preisen an die Kunden weiterzugeben. Dort drückt die allgemeine Inflationsrate die Differenz zwischen der Wachstumsrate der Inputpreise und der Rate des generellen Produktivitätswachstums aus. Von daher hat der Verordnungsgeber es als notwendig angesehen, im Rahmen der Anreizregulierung bei der Bestimmung der Erlösobergrenze nicht nur zu berücksichtigen, wie ein Netzbetreiber seine individuelle Effizienz gegenüber anderen Netzbetreibern verbessern kann (individuelle Effizienzvorgabe) sondern auch, wie sich die Produktivität der gesamten Branche abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt (BR-Drs. 417/07, S. 48; Meinzenbach, Die Anreizregulierung als Instrument zur Regulierung von Netznutzungsentgelten im neuen EnWG, 2008, S. 251 f.). Der sektorale Produktivitätsfaktor korrigiert damit den Verbraucherpreisgesamtindex des § 8 ARegV, um eine angemessene Geldwertentwicklung der spezifischen Branche zu erfassen (s.a. Müller-Kirchenbauer in: Danner/Theobald, EnWG, Rdnr. 4 ff. zu § 21 a; Groebel in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, Rdnr. 29 zu § 21 a). Durch den Verbraucherpreisgesamtindex wird nicht nur die allgemeine Geldwertentwicklung abgebildet, sondern auch die inflationsbereinigte gesamtwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung berücksichtigt. Daher legt § 9 Absatz 1 ARegV fest, dass der sektorale Produktivitätsfortschritt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung zu ermitteln ist. In Absatz 2 hat der Verordnungsgeber diese prozentuale Abweichung für die erste Regulierungsperiode auf 1,25 % p.a. und für die zweite auf 1,5 % p.a. festgelegt. Ab der dritten Regulierungsperiode wird der Faktor nach Maßgabe des Absatz 3 durch die Regulierungsbehörde berechnet.
4.2. Die grundsätzliche Kritik der Betroffenen an der Implementierung dieses sektoralen Produktivitätsfortschritts in die Methodik der Anreizregulierung geht fehl. Dass der Verordnungsgeber damit die ihm in § 21 a Abs.6 Satz 1 Nr. 2 EnWG eingeräumte Verordnungsbefugnis überschritten hat und die Regelung des § 9 ARegV daher nichtig ist, ist weder ersichtlich noch dargetan.
Ohne Erfolg rügt die Betroffene, die Berücksichtigung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in der Regulierungsformel verstoße gegen die gesetzgeberischen Vorgaben in § 21 a Abs. 5 Satz 1 EnWG und § 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG.
Der Verordnungsgeber übt ihm gesetzlich übertragene Rechtssetzungsbefugnis aus. Ihm steht schon von daher Gestaltungsfreiheit zu. Bei seiner verordnungsgeberischen Entscheidung handelt es sich um ein sachverständiges Urteil mit prognostischer Tendenz und Elementen des Wertens, Bewertens und Abwägens (vgl. nur: BVerfGE 40, 352, 355; BVerwGE 18, 336; 60, 25, 45; 56, 31, 47; BayVerfGH VerwRspr. 1981, 257, 264 f.). Der Verordnungsgeber entscheidet grundsätzlich frei nicht nur über das ob und wann, sondern auch über den Inhalt der Verordnung. Seine Gestaltungsfreiheit ist in formeller Hinsicht nur durch die gesetzgeberischen Vorabentscheidungen eingegrenzt (Art. 80 Abs. 1 GG). In materieller Hinsicht darf er von der eingeräumten Gestaltungsfreiheit nur zweckentsprechend Gebrauch machen und muss sich in den Grenzen bewegen, die ihm durch das höherrangige Recht, insbesondere das Verfassungsrecht gezogen sind. Nur darauf kann sich auch die gericht-liche Kontrolle erstrecken, ihre Reichweite richtet sich nach Art und Umfang der ver-ordnungsgeberischen Gestaltungsfreiheit.
Hier hat der Gesetzgeber die Bundesregierung in § 21 a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG ermächtigt, die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung nach den Absätzen 1 bis 5 und ihrer Durchführung durch Rechtsverordnung zu regeln. Schon die Natur der zu regelnden Materie, die Entwicklung einer Regulierungsmethode, bringt es mit sich, dass dem Verordnungsgeber ein weiter Gestaltungsfreiraum eingeräumt ist. Daher gibt § 21 a in den Absätzen 2 – 5 EnWG auch nur die inhaltlichen Grundlagen für die Anreizregulierung vor. Sie bilden lediglich die wesentlichen Eckpfeiler des Anreizregulierungskonzepts ab, sind aber zugleich methodenoffen, da die Regulierungsbehörde das Anreizregulierungsmodell entwickeln soll (BT-Drs. 15/5268). In § 112 a EnWG hat der Gesetzgeber die Bundesnetzagentur dementsprechend verpflichtet, unter Beteiligung der Länder, der Wissenschaft sowie der betroffenen Wirtschaftskreise einen „Bericht zur Einführung der Anreizregulierung“ vorzulegen, der den Verordnungsgeber erst in die Lage versetzen sollte, die Methodik der Anreizregulierung durch Rechtsverordnung näher zu bestimmen. Entsprechend sieht § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG lediglich vor, dass die Regulierungsbehörde zu Beginn der Regulierungsperiode Vorgaben für die festzulegenden Obergrenzen setzen soll, konkret nennt der Gesetzgeber nur dabei zu berücksichtigende Effizienz- und Qualitätsvorgaben. § 21 a Abs. 4 Satz 7 EnWG legt weiter fest, dass die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung vorsehen müssen. Die Verordnungsermächtigung führt daher auch konkret an, dass die Verordnung insbesondere Regelungen zum Verfahren bei der Berücksichtigung der Inflationsrate treffen kann (§ 21 a Abs. 6 Satz 2 EnWG). Zu den individuellen Effizienzvorgaben gibt § 21 a Abs. 5 Satz 1 EnWG lediglich vor, dass diese durch die Bestimmung unternehmensindividueller oder gruppenspezifischer Effizienzziele auf Grundlage eines Effizienzvergleichs unter Berücksichtigung insbesondere der bestehenden Effizienz des jeweiligen Netzbetriebs, objektiver struktureller Unterschiede, der inflationsbereinigten gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung, der Versorgungsqualität und auf dieser bezogener Qualitätsvorgaben sowie gesetzlicher Regelungen bestimmt werden sollen. § 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG bestimmt weiter, dass die individuellen Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen sind, weil sie nach § 21 a Abs. 5 Satz 4 EnWG mit möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichbar und übertreffbar sein müssen
Mit der konkreten Berücksichtigung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors hat der Verordnungsgeber den ihm damit eingeräumten Gestaltungsspielraum nicht überschritten. § 21 a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG räumt dem Verordnungsgeber ausdrücklich die Ermächtigung ein, die Methode der Anreizregulierung und damit auch – Art und Weise - der Berücksichtigung der gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung näher auszugestalten. § 21 a Abs. 4 Satz 7 EnWG sieht zwingend vor, dass die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung vorsehen müssen. Regelungen zum Verfahren der Berücksichtigung der Inflationsrate sind daher im Katalog des § 21 a Abs. 6 Satz 2 EnWG ausdrücklich aufgeführt (Nr. 5). Von dieser Ermächtigung hat der Verordnungsgeber Gebrauch gemacht. Regelungen zum - generellen sektoralen oder gesamtwirtschaftlichen - Produktivitätsfortschritt sind letztlich solche der allgemeinen Geldwertentwicklung (ebenso OLG Stuttgart Beschlüsse vom 21.01.2010, Az. 202 EnWG 3/09, S. 31; Az. 202 EnWG 19/09, S. 13f.; a.A. OLG Brandenburg, Beschlüsse vom 12.01.2010, Az. Kart W 1/09, S. 10f; Az. Kart W 3/09, S. 14f.; Az. Kart W 4/09 S. 12f.; Az. Kart W 7/09, S. 14f.). Mit der allgemeinen sektoralen Produktivitätssteigerungsrate hat der Verordnungsgeber lediglich die im Verbraucherpreisindex abgebildete gesamtwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung korrigiert und auf diese Weise den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung sachgerecht ausgestaltet. Diese Korrektur war aus seiner Sicht notwendig, um der durch nationale und internationale Analysen und Erfahrungen belegten Produktivitätsentwicklung auf monopolistischen Märkten nach Einführung eines Anreizregulierungssystems Rechnung zu tragen (s. dazu eingehend: Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112 a EnWG zur Einführung einer Anreizregulierung nach § 21 a EnWG vom 30.06.2006, S. 21 f.; 166 ff.; Meinzenbach, S. 260 ff.).
Ein Verstoß gegen § 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG, nach dem die individuellen Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen sind, oder gegen § 21 a Abs. 5 Satz 1, der die Bestimmung der individuellen Effizienzvorgabe näher regelt, lässt sich damit nicht feststellen. Der Verbraucherpreisindex, mit dem die allgemeine Geldentwertung auszugleichen ist, ist mit § 21 a Abs. 4 Satz 7 EnWG als zu berücksichtigender Parameter im Rahmen der Vorgaben für die Erlösobergrenze vorgesehen. Da der allgemeine sektorale Produktivitätsfaktor diesen nur korrigiert, ist auch er zulässiger Bestandteil der Vorgaben für die Erlösobergrenzen und nicht Teil der individuellen Effizienzvorgabe. Die Vorgaben des § 21 a Abs. 5 Satz 1 und § 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG finden auf ihn schon keine Anwendung (ebenso OLG Stuttgart, a.a.O., Az. 202 EnWG 3/09, S. 31; Az. 202 EnWG 19/09, S. 14; a.A. OLG Naumburg, Beschluss vom 05.11.2009, Az. 1 W 6/09 (EnWG), juris RN 52, 58ff).
Letztlich kommt dies auch in der Regulierungsformel zum Ausdruck, mit der die Erlösobergrenze ermittelt wird. Die ermittelten Gesamtkosten des Netzbetreibers werden auf die drei verschiedenen Kostenanteile – dauerhaft nicht beinflussbare, vorübergehend nicht beeinflussbare und beeinflussbare – verteilt und sodann unterschiedlichen Einflussfaktoren ausgesetzt, von denen es abhängt, in welcher Höhe sie in die Erlösobergrenze eingehen. Die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile unterliegen keinen weiteren Senkungsvorgaben oder Beeinflussungen, sondern werden in ihrer Höhe übernommen. Die verbleibenden Kosten werden durch den individuell ermittelten Effizienzwert auf beeinflussbare und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile aufgeteilt. Letztere werden ermittelt, indem die nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile verbliebenen Kosten mit dem bereinigten Effizienzwert multipliziert werden (§§ 11 Abs. 3, 15 ARegV). Die verbleibenden Kosten stellen die beeinflussbaren Kostenanteile dar (§ 11 Abs. 4 ARegV). Nur sie unterliegen entsprechend der Vorgabe des § 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG der individuellen Effizienzvorgabe und werden mit dem Verteilungsfaktor für die Ineffizienzen (1-Vt) multipliziert, da sie innerhalb der Regulierungsperioden abgebaut werden sollen (§ 16 Abs. 1 ARegV). Weitere Faktoren beziehen sich sowohl auf die beeinflussbaren als auch auf die vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile. Sie werden zunächst mit dem Ergebnis der Division des Verbraucherpreisindex des jeweiligen Jahres (VPIt) durch den Verbraucherpreisindex des Basisjahres (VPIo) abzüglich des generellen sektoralen Produktivitätsfortschritts (PFt) multipliziert (§§ 8, 9 ARegV). Des weiteren können sie mit dem Erweiterungsfaktor multipliziert werden (EFt; § 10 ARegV) und Zu- oder Abschläge zur Gewährleistung der Netzzuverlässigkeit und –leistungsfähigkeit vorgenommen werden (Qt; §§ 18 – 21 ARegV).
Die konkrete Höhe des sektoralen Produktivitätsfortschritts ist ebenso wenig zu beanstanden. Die Einschätzung des Verordnungsgebers, inwieweit in Strom- oder Gasnetzen als monopolistisch strukturierten Wirtschaftsbereichen bei der Simulation von Wettbewerb durch Einführung einer Anreizregulierung höhere Produktivitätssteigerungen zu realisieren sind als in wettbewerblich organisierten Märkten, ist angesichts ihres prognostischen Charakters gerichtlich nur eingeschränkt überprüfbar. Dass der Verordnungsgeber unsachgemäße Erwägungen angestellt hat, ist nicht ersichtlich. Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen des von ihr erstellten Berichts nach § 112 a EnWG zur Einführung einer Anreizregulierung nach § 21 a EnWG die Verwendung des so gen. Törnquist-Index als wissenschaftlich anerkannten methodischen Ansatz für die erstmalige Ermittlung des Xgen-Faktors vorgeschlagen. Der – ebenfalls wissenschaftlich anerkannte - so gen. Malmquist-Index liefere zwar genauere Ergebnisse, sei jedoch sehr datenintensiv und daher für die erstmalige Ermittlung nicht empfehlenswert (S. 168). Vor dem Hintergrund, dass der von ihr auf diese Weise ermittelte Wert von 2,54 % p.a. mit Unsicherheitsfaktoren – etwa durch fehlende sektorspezifische Daten, angesichts der untersuchten Zeitintervalle einschließlich deren Gewichtung - behaftet ist, andererseits aber nationale und internationale Studien belegen, dass regelmäßig von einem positiven allgemeinen X-Wert im Energiebereich auszugehen ist, hat der Verordnungsgeber einen Sicherheitsabschlag vorgenommen und den Produktivitätsfortschritt für die erste Regulierungsperiode auf 1,25 % und für die zweite auf 1,5 % p.a. festgesetzt. Der Einwand, das aus § 21 a Abs. 5 Satz 5 abgeleitetes Erfordernis der Methodenrobustheit sei bei der Festlegung der in § 9 Abs. 2 ARegV normierten Werte nicht eingehalten worden, geht schon deshalb ins Leere, weil auch Satz 5 sich nach seiner systematischen Stellung ausschließlich auf Effizienzvorgaben bezieht (ebenso OLG Stuttgart, a.a.O., Az. 202 EnWG 3/09, S. 32 BA; 202 EnWG 19/09, S. 14 BA).
Im Übrigen ist durch die Anpassungsmöglichkeiten der ARegV sichergestellt, dass der Netzbetreiber nur Vorgaben erhält, die er unter Nutzung ihm möglicher und zumutbarer Maßnahmen auch erreichen und übertreffen kann. Für die Betroffene als 100% effizientem Netzbetreiber wird dies durch die weit zu verstehende Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV entsprechend §§ 21 Abs. 2, 21 a Abs. 3, Abs. 5 Satz 4, Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG garantiert. Damit ist dem verfassungsrechtlich zu beachtenden Grundsatz der Verhältnismäßigkeit Rechnung getragen.
4.3. Auch die konkrete Berechnung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ist nicht zu beanstanden.
Zu Recht hat die Beschlusskammer den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor als Korrekturterm der gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung auch schon für das erste Jahr der Regulierungsperiode und die PFt-Werte der einzelnen Jahre der Regulierungsperiode durch Multiplikation berücksichtigt. Gem. § 9 Abs. 2 ARegV beträgt der generelle sektorale Produktivitätsfaktor in der ersten Regulierungsperiode jährlich 1,25 %. Er ist folglich als Wachstumsrate für jedes einzelne Jahr im Verhältnis zum vorangegangenen Zeitraum und damit auch für das erste Jahr der Regulierungsperiode anzusetzen. Anlage 1 zu § 7 ARegV sieht weiter vor, dass er „in Analogie zu dem Term VPIt/VPI0 dabei durch Multiplikation der einzelnen Jahreswerte einer Regulierungsperiode zu bilden“ und von dem kumulierten Effekt der Inflationsrate abzuziehen ist.
Die konkrete Berechnungsweise der Beschlusskammer steht im Einklang mit diesen Vorgaben. Der Verordnungsgeber hat sich – wie dem nachträglich insoweit noch aufgenommenen Zusatz zu entnehmen ist – bewusst für eine Multiplikation der einzelnen Jahreswerte entschieden. Der kumulierte Effekt der Inflation, der als Inflationsrate die Erlösobergrenze erhöht, muss durch den – ebenfalls - kumulierten Effekt des generellen sektoralen Inflationsfaktors korrigiert werden. Letzterer bewirkt also keine Absenkung, sondern nur einen schwächeren Anstieg der allgemeinen Geldwertentwicklung. Für das Jahr 2011 wäre daher – nach dem in der Verordnungsbegründung angeführten Beispiel - als Produktivitätsfaktor rd. 3,8 % [(1,0125 % x 1,0125 % x 1,0125 %) -1= 0,03797 %] anzusetzen (BR-Drs. 24/08 vom 15.02.2008, S. 9). Mit diesen Berechnungsvorgaben stimmt die von der Beschlusskammer vorgenommene Berechnung überein. Da der Berechnung des generellen Produktivitätsfaktors eine positive und nicht eine negative Wachstumsrate zugrundeliegt, ist der angewandte Algorithmus (1 + 0,0125)t nicht unzutreffend. Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor wirkt nur insoweit erlösmindernd, als er die allgemeine Geldwertentwicklung korrigiert. Dem wird jedoch dadurch Rechnung getragen, dass dieser von der allgemeinen Inflationsrate (VPI(t)/ VPI(0) subtrahiert wird. Nach alledem bestand kein Anlass, das von der Betroffenen angebotene Sachverständigengutachten einzuholen.
5. Erweiterungsfaktor (Tenor zu 11, Punkt 4.8. des Bescheids, S. 47 f.; Beschwerdeanträge zu Ziffer 1.f und zu Ziffer 2.)
Zu Recht hat die Beschlusskammer auch die von der Betroffenen unter dem 27. Juni 2008 beantragte Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors für das Jahr 2009 abgelehnt, die diese darauf gestützt hat, dass sich ihre Versorgungsaufgabe gegenüber dem Basisjahr 2006 nachhaltig verändert habe. Ihrem Vorbringen zufolge ist die Anzahl der Anschlusspunkte im Versorgungsgebiet der Betroffen und die versorgte Fläche in der Niederspannungsebene und damit der Vergleichsparameter nach § 13 Abs. 3 Satz 4 Nr. 1 und 2 ARegV zwar zwischen dem Jahr 2006 und 2009 um insgesamt . . . km“ gestiegen, was dazu geführt hat, dass sich die nach § 14 Abs. 1 Nr. 1 und 2 ARegV ermittelten Kosten um ca. . . . % erhöht haben (Bl. 133 GA).
Dieser Umstand kann nicht zu einem Erweiterungsfaktor bei der Berechnung der Erlösobergrenze des ersten Jahrs der Anreizregulierungsperiode nach § 10 ARegV führen.
5.1. Gem. § 10 Abs. 1 Satz 1 ARegV kann durch einen Erweiterungsfaktor (EF) bei
der Bestimmung der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, dass sich die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers während der Regulierungsperiode nachhaltig ändert. Unter welchen Voraussetzungen eine solche nachhaltige Änderung anzunehmen ist, hat der Verordnungsgeber in § 10 Abs. 2 näher konkretisiert. Mit Blick darauf, dass Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen Investitionsbudgets beantragen können, finden die Absätze 1-3 des § 10 ARegV auf sie keine Anwendung, so dass allein Verteilernetzbetreiber den Erweiterungsfaktor beanspruchen können.
Einen Antrag auf Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 ARegV kann der Netzbetreiber § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1, Satz 2 ARegV einmal jährlich zum 30. Juni des Jahres stellen. Eine solche Anpassung erfolgt dann zum 1. Januar des Folgejahres und berechtigt den Netzbetreiber zur Anpassung seiner Netzentgelte (§ 17 Abs. 2 Satz 2 ARegV).
5.2. Vor diesem Hintergrund kommt eine Berücksichtigung des Erweiterungsfaktors für das Jahr 2009 als erstes Jahr der Anreizregulierungsperiode nicht in Betracht. Wortlaut, Systematik sowie Sinn und Zweck der Regelung lassen ein solches Verständnis nicht zu (ebenso OLG Brandenburg, Beschluss vom 12.01.2010, Az. Kart W 3/09, S. 12ff).
Aus § 10 ARegV lässt sich eine Verpflichtung der Regulierungsbehörde zur Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors im Rahmen der erstmaligen Bestimmung der Erlösobergrenzen nicht herleiten. Mit dieser Regelung hat der Verordnungsgeber der Vorgabe des § 21 a Abs. 3 Satz 3 EnWG Rechnung getragen. Danach bleiben die zu Beginn der Anreizregulierungsperiode bestimmten Erlösobergrenzen grundsätzlich unverändert, sofern nicht Änderungen staatlich veranlasster Mehrbelastungen auf Grund von Abgaben oder der Abnahme- oder Vergütungspflichten nach dem EEG oder dem KWKG oder anderer, nicht vom Netzbetreiber zu vertretender Umstände eintreten. § 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG sieht dementsprechend ausdrücklich vor, dass in der Rechtsverordnung – der Anreizregulierungsverordnung – Regelungen getroffen werden können, unter welchen Voraussetzungen die Obergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode auf Antrag des betroffenen Netzbetreibers von der Regulierungsbehörde abweichend vom Entwicklungspfad angepasst werden kann. § 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 8 EnWG ermächtigt weiter zu Regelungen, die eine Begünstigung von Investitionen vorsehen, die unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 zur Verbesserung der Versorgungssicherheit dienen. § 10 ARegV soll dabei nach dem Willen des Verordnungsgebers sicherstellen, dass Kosten für Erweiterungsinvestitionen, die sich bei einer nachhaltigen Änderung der Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers im Laufe der Regulierungsperiode ergeben, bei der Bestimmung der Erlösobergrenze berücksichtigt werden. In einem solchen Fall kann der Netzbetreiber einen Antrag auf Anpassung nach § 4 Abs. 4 Satz 1 ARegV stellen (s. BR-Drs. 417/07 vom 15.06.2007, S. 49). Dass es sich insoweit nur um eine nachträgliche Anpassung handeln kann, folgt auch aus § 4 Abs. 2 ARegV, der zunächst festlegt, dass die Erlösobergrenze für jedes Jahr der Regulierungsperiode zu bestimmen ist und sodann klar stellt, dass eine Änderung dieser ausschließlich während der Regulierungsperiode, also frühestens zum 1. Januar 2010, nach Maßgabe der Abs. 3 – 5 erfolgt (BR-Drs. 417/07 vom 15.06.2007, S. 44; BR-Drs. 24/08 vom 15.02.2008, S. 7). In Abs. 3 ist die Anpassung durch den Netzbetreiber bei einer Änderung des Verbraucherpreisindex oder von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen geregelt. Da diese Anpassung ohne erneute Festlegung durch die Regulierungsbehörde erfolgt, hat der Verordnungsgeber nachträglich Anlass für die mit Satz 3 vorgenommene Klarstellung gesehen, dass eine solche Änderung nicht im ersten Jahr der jeweiligen Regulierungsperiode erfolgt. Die ursprüngliche Formulierung ließ nach seinem Verständnis auch die Auslegung zu, dass Netzbetreiber bereits zum 1. Januar 2009 eine Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 ARegV vornehmen können (BR-Drs. 24/08 (Beschluss) vom 15.02.2008, S. 7). Der Verordnungsgeber hat in diesem Zusammenhang noch einmal deutlich hervorgehoben, dass eine Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 2 Satz 2 ARegV nur während der Regulierungsperiode, also frühestens zum 1. Januar 2010 erfolgen kann (BR-Drs. 24/08 (Beschluss) vom 15.02.2008, S. 7; a.A. Hummel in: Danner/Theobald, EnWG, 60. Erglieferg. Jan. 2008, Rn 33 zu § 4; Weyer, RdE 2008, 261, 264 f.; Missling, IR 2008, 126, 128; Streb/Müller/Ketterer, et 2008 (Heft 10), 8, 9; Scharf IR 2008, 258, 259). Für die in Abs. 4 vorgesehene auf Antrag vorzunehmende Anpassung bedurfte es einer solchen Klarstellung nicht. Hier ergibt sich schon aus der zeitlichen Vorgabe des § 4 Abs. 4 Satz 2 ARegV, nach der ein solcher Antrag nur einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres mit Wirkung zum 1. Januar des Folgejahres gestellt werden kann, dass eine Anpassung erstmals zum 1.1.2010 erfolgen kann. Auch mit dieser Regelung wollte der Verordnungsgeber ganz offensichtlich den Verwaltungsaufwand für Netzbetreiber und Regulierungsbehörde beschränken. Aus dem Umstand, dass § 10 ARegV auf erhebliche Veränderungen im Übergangszeitraum keine Anwendung findet, folgt entgegen der Auffassung der Betroffenen nicht, dass sie überhaupt nicht berücksichtigungsfähig wären. Ihnen kann im Zusammenwirken mit anderen Faktoren im Rahmen eines Antrags auf Anpassung der Erlösobergrenze wegen unzumutbarer Härte gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV Rechnung getragen werden (s.o. Ziffer 2.3.).
III.
Die Wiedereröffnung der mündlichen Verhandlung aufgrund des Vorbringens der Bundesnetzagentur im nachgelassenen Schriftsatz vom 03.03.2010 sowie des Vorbringens der Betroffenen im nicht nachgelassenen Schriftsatzes vom 22.03.2010 war nicht veranlasst, § 104 Abs. 3 Satz 2 VwGO, § 156 ZPO.
IV.
1. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. Da die Beschwerde nur in einem geringen Umfang – und insoweit auch nur vorläufig – Erfolg hat, entspricht es der Billigkeit, dass die Betroffene die Gerichtskosten zu tragen und der gegnerischen Bundesnetzagentur die entstandenen notwendigen Auslagen zu erstatten hat.
2. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO. Das mit der Beschwerde verbundene Interesse der Betroffenen an einer höheren Festsetzung der Erlösobergrenzen für die erste Regulierungsperiode bemisst der Senat ihren Angaben entsprechend auf . . . €.
V.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG erfordern.

Rechtsmittelbelehrung:
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 25 Abs. 2, 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV
§§ 48, 49 VwVfG
§§ 32 Abs. 1 Nr. 1, 4 ARegV
§§ 12 Abs. 1 Satz 3, 6 Abs. 2 ARegV, für die Kapitalkosten als Grundlage des Investitionszuschlags aus § 25 Abs. 2 ARegV
§§ 9, 7 ARegV
§§ 11 Abs. 3, 15 ARegV
§§ 8, 9 ARegV
§§ 21 Abs. 2, 21 a Abs. 3, Abs. 5 Satz 4, Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 23a EnWG
§ 25 ARegV
§ 9 ARegV
§ 21a EnWG
§ 10 ARegV
§ 21 a EnWG
§ 7 ARegV
§ 23 a EnWG
§ 112 a EnWG
§ 112 a EnWG
§ 24 ARegV
§ 6 ARegV
§ 6 ARegV
§ 34 ARegV
§ 34 ARegV
§ 3 ARegV
§ 4 ARegV
§ 19 ARegV
§ 5 ARegV
§ 15 ARegV
§ 16 ARegV
§ 63 GWB
§ 23 ARegV
§ 8 ARegV
§ 10 ARegV
§ 156 ZPO
§ 3 ZPO
§ 3 Nr. 3 EnWG
§ 4 Abs. 1 und 2 der ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 6 Abs. 2 ARegV
§ 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV
§ 3 Abs. 1 Satz 5 2. Halbsatz StromNEV
§ 11 Abs. 2 ARegV
§ 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG
§ 11 Abs. 1 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und Nr. 5 EnWG
§ 21 Absatz 5 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 4 Satz 3 2. Halbsatz EnWG
§ 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG
§ 9 Abs. 2 ARegV
§ 10 Abs. 1 Satz 1 ARegV
§ 4 Abs. 4 Nr. 1 ARegV
§ 6 Abs. 1 S. 2 ARegV
§ 4 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2, 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 4 ARegV
§ 7 Abs. 6 StromNEV
§ 21 a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 und Nr. 5 EnWG
§ 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 5 EnWG
§ 21 a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr.1, Satz 2 ARegV
§ 6 Abs. 1 ARegV
§ 6 Abs. 1 Satz 5 ARegV
§ 34 Abs. 3 ARegV
§ 32 Abs. 5 StromNEV
§ 32 Abs. 6 GasNEV
§ 34 Abs. 3 S. 2 ARegV
§ 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV
§ 7 Abs. 6 Satz 1 StromNEV
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 7 Abs. 4 StromNEV
§ 34 Abs. 1 ARegV
§ 21 a Abs. 4 EnWG
§ 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG
§ 21 a Abs. 4 Satz 1, Satz 6 EnWG
§ 11 Abs. 2 Satz 1 mit Nr. 1, 2, 3 und 7 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3, Satz 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21 a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3 ARegV
§ 21 a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG
§ 21 a Abs. 4 Satz 2 EnWG
§ 22 Abs. 1 EnWG
§ 10 Abs. 1 StromNZV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 Nr. 3 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 17 Abs. 2, 3 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 2 ARegV
§ 28 Nr. 1 ARegV
§ 32 Abs. 1 ARegV
§ 6 Abs. 6 StromNEV
§ 5 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 21 Abs. 1 und 2 EnWG
§ 21 a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 4 Abs. 3 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 ARegV
§ 16 Abs. 2 ARegV
§ 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 15 Abs. 1 ARegV
§ 68 Abs. 1 EnWG
§ 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV
§ 6 Abs. 6 StromNEV
§ 26 Abs. 2 VwVfG
§ 75 Abs. 3 EnWG
§ 25 Abs. 1 ARegV
§ 25 Abs. 5 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 12 ARegV
§ 25 Abs. 2 ARegV
§ 25 Abs. 3 ARegV
§ 12 Abs. 5 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV
§ 14 Abs. 2 Satz 5 ARegV
§ 7 Abs. 6 Satz 3 StromNEV
§ 14 Abs. 2 Satz 6 ARegV
§ 7 Abs. 1 Satz 5 StromNEV
§ 5 Abs. 2 Halbsatz 2 StomNEV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2  ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV
§ 9 Absatz 1 ARegV
§ 21 a Abs.6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21 a Abs. 4 Satz 6 EnWG
§ 21 a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 21 a Abs. 4 Satz 7 EnWG
§ 21 a Abs. 6 Satz 2 EnWG
§ 21 a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 11 Abs. 4 ARegV
§ 16 Abs. 1 ARegV
§ 13 Abs. 3 Satz 4 Nr. 1 und 2 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 1 und 2 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1, Satz 2  ARegV
§ 17 Abs. 2 Satz 2 ARegV
§ 21 a Abs. 3 Satz 3 EnWG
§ 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG
§ 21 a Abs. 6 Satz 2 Nr. 8 EnWG
§ 4 Abs. 4 Satz 1 ARegV
§ 4 Abs. 2 ARegV
§ 4 Abs. 2 Satz 2 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 2 ARegV
§ 104 Abs. 3 Satz 2 VwGO
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
Art. 20 Abs. 2 Satz 2 und Abs. 3 GG
Art. 80 Abs. 1 GG

Zitierte Entscheidungen: BVerfGE 7, 465
BVerwGE 90, 202, 208
NVwZ 2008, 575, 577
DVBl 2008, 956, 962
BVerfGE 40, 352, 355
BVerwGE 18, 336
02 EnWG 3/09
1 W 6/09
3 Kart 7/09
1 W 1/09
02 EnWG 19/09