Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2018-03-22, Aktenzeichen VI-3 Kart 4/15 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2018:0322.VI3KART4.15V.00

Tenor:
Auf die Beschwerde der Betroffenen vom 19.01.2015 wird der Beschluss der Bundesnetzagentur vom 15.12.2014, BK 8-12/1791-11, aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, die Betroffene unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts neu zu bescheiden. Die weitergehende Beschwerde wird zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen Kosten der Parteien tragen die Betroffene zu 2/3 und die Bundesnetzagentur zu 1/3.
Der Gegenstandswert des Beschwerdeverfahrens wird auf … Euro festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Betroffene ist Netzbetreiberin. Die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur leitete mit Schreiben vom 09.03.2012 gemäß § 2 Abs. 1 ARegV von Amts wegen ein Verfahren zur Bestimmung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode Strom (01.01.2014 bis 31.12.2018) nach § 4 Abs. 1 und 2 ARegV i.V.m. § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG ein. Die Betroffene übermittelte im Rahmen des Verwaltungsverfahrens die erforderlichen Daten und Informationen und hatte Gelegenheit zur Stellungnahme.
Vor Beginn der Regulierungsperiode ließ die Bundesnetzagentur den Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode Gas durch das Beraterunternehmen Frontier Economics Ltd. in Zusammenarbeit mit der Consentec GmbH und der TU Clausthal, Lehrstuhl Gasversorgungssysteme (im Folgenden: Frontier) durchführen. Dieses berücksichtigte bei der Berechnung der Effizienzwerte im Rahmen der Stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis, im Folgenden: SFA) bei der Ableitung des prozentualen Effizienzwertes im dritten Berechnungsschritt den sogenannten Störterm (auch Störgröße). Das für die Durchführung der Effizienzvergleiche in der ersten Regulierungsperiode für Strom und Gas sowie auch in der zweiten Regulierungsperiode für Strom beauftragte Beraterkonsortium Swiss Economics SE AG / SUMICSID AB (im Folgenden: SUMICSID) bezog bei diesen Effizienzvergleichen – und damit auch bei dem Streitgegenständlichen - bei der Ableitung des Effizienzwertes im dritten Berechnungsschritt keine Störgröße ein. Bei den beiden vorhergehenden Berechnungsschritten (Aufstellung der Kostenfunktion, Bestimmung des Abstands der Gesamtkosten zur Effizienzgrenze) sowie bei dem nachfolgenden vierten Berechnungsschritt (Bestimmung der Ineffizienzen in Euro) haben beide Beratungsunternehmen jeweils eine Störgröße berücksichtigt. Wegen des von SUMICSID für die Bundesnetzagentur durchgeführten Effizienzvergleichs für Verteilernetzbetreiber Strom 2013 wird auf die Ergebnisdokumentation und den Schlussbericht Anlage Bf 2 (nachfolgend: Ergebnisdokumentation) Bezug genommen.
Die Bundesnetzagentur ermittelte für die Betroffene nach der SFA-Methode von SUMICSID auf der Basis standardisierter Kosten einen Effizienzwert von 92,51 %. Eine Berechnung des Effizienzwertes unter Berücksichtigung der von Frontier angewandten Berechnungsmethode (mit Störgröße) hätte für die Betroffene zu einem höheren Effizienzwert von 93,01 % geführt.
In den Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber nahm die Bundesnetzagentur auch die DB Energie GmbH mit auf. Diese betreibt ein 110-kV-Bahnstromfernleitungsnetz, das sich räumlich über die gesamte Bundesrepublik Deutschland erstreckt und der Versorgung der elektrischen Betriebsfahrzeuge mit Transaktionsstrom dient. Nach der Entscheidung des BGH vom 09.11.2010, Az.: EnVR 1/10, unterliegt die DB Energie GmbH dem Regelungsbereich des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG).
Mit Bescheid vom 15.12.2014, zugestellt am 18.12.2014, legte die Bundesnetzagentur die Erlösobergrenzen der Betroffenen für die zweite Regulierungsperiode Strom (2014 bis 2018) niedriger als von der Betroffenen begehrt fest. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung für Neuanlagen, die erstmals im Basisjahr 2010 aktiviert wurden, setzte die Bundesnetzagentur den Jahresanfangsbestand der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens im Rahmen der Mittelwertbildung nach § 7 Abs. 1 Satz 4 GasNEV unter Berufung auf den Grundsatz der Bilanzidentität gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 1 HGB mit Null an.
Gegen diesen Bescheid richtet sich die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde.
Die Betroffene meint, der Effizienzwert von 92,51 % sei materiell rechtswidrig, da seiner Ermittlung eine rechtswidrige Nicht-Berücksichtigung der sogenannten Störgröße zugrunde liege. Zu Unrecht setze die Bundesnetzagentur entgegen der Regelung des § 12 Abs. 3 ARegV die Störgröße bei der Bestimmung des prozentualen Effizienzwertes (d.h. im dritten Berechnungsschritt) im Falle der Betroffenen nicht an. Die Behauptung der Bundesnetzagentur, der vorherige Erwartungswert sei gleich Null und daher die Störgröße bei der Effizienzwertableitung nicht zu berücksichtigen, sei weder tatsächlich haltbar noch rechtlich vereinbar mit den Vorschriften der Anreizregulierungsverordnung (ARegV).
Da der Effizienzvergleich gemäß §§ 12 ff ARegV ein Querschnittsdatenmodell sei - anders als bei einem Paneldatenmodell werden bei Querschnittsdatenmodellen nur die Daten eines Jahres einbezogen und nicht die Daten aus mehreren Jahren – seien die auf der Fachliteratur aufbauenden Schlussfolgerungen zu einem Paneldatenmodell nicht ohne Weiteres auf den Effizienzvergleich übertragbar. Querschnittsdaten ließen eine Durchschnittsbetrachtung nicht zu. Denn zur Bestimmung der durchschnittlichen Ineffizienz eines Unternehmens über mehrere Jahre sei es sinnvoll, den Durchschnitt zu verwenden, der für mehrere Jahre erwartungsgemäß gegen Null tendiere, also gleich Null gesetzt werden könne. Bei dem Effizienzvergleich löse sich der Korrekturbedarf durch eine Störgröße hingegen nicht über mehrere Jahre hinweg auf, sondern sei umso mehr gegeben. Der Ansatz zur Einbeziehung einer Störgröße sei auch eine wissenschaftlich anerkannte Methode, was zur Rechtmäßigkeit der Ermittlung des Effizienzwertes ausreichend sei.
Der Wortlaut der Bestimmung des § 12 Abs. 2 ARegV spreche für die Einbeziehung des Störterms bei Überführung der ermittelten ineffizienten Kosten in einen prozentualen Effizienzwert. Die Regelung gehe davon aus, dass der Effizienzwert als prozentuale Größe ausgehend von den Gesamtkosten zu berechnen sei. Der Begriff der „Gesamtkosten“ werde auch in § 14 ARegV verwendet, der festlege, dass im Rahmen des Effizienzvergleichs die als Aufwandsparameter anzusetzenden Gesamtkosten des Netzbetreibers abzüglich der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach § 11 Abs. 2 ARegV bei der Durchführung des Effizienzvergleichs herangezogen werden. Dasselbe Verständnis des Begriffes „Gesamtkosten“ liege auch § 15 Abs. 3 S. 2 ARegV zu Grunde. Nach § 15 Abs. 3 ARegV müssten von den Gesamtkosten, das heißt den tatsächlich beobachteten Kosten des Netzbetreibers (und damit den Kosten inklusive des stochastischen Terms), die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile subtrahiert werden. Auf die dann verbleibenden Kosten sei der Effizienzwert anzuwenden. Es bestünden keine Anhaltspunkte dafür, dass der Verordnungsgeber eine Lesart des Begriffes der „Gesamtkosten“ in § 12 Abs. 2 ARegV, die der Bedeutung bzw. dem Wortsinn des Begriffes in § 14 ARegV und § 15 Abs. 3 S. 2 ARegV entspreche, habe ausschließen wollen. Auch müsse davon ausgegangen werden, dass der Verordnungsgeber dann, wenn er in seinem System eine Diskrepanz zwischen der auf standardisierten Kosten basierten Ermittlung von Effizienzwerten nach der SFA-Methode und der Anwendung dieser Werte auf die tatsächlichen Kosten gesehen hätte, eine klarstellende ausdrückliche Regelung getroffen hätte.
Darüber hinaus sei die Berücksichtigung der Störgröße auch methodisch angezeigt. Die ARegV verstehe die Störgröße als Korrektiv für Effekte, die sich innerhalb der Gesamtheit der ermittelten Daten ergäben. Es sei keine Erklärung dafür ersichtlich, warum dieses notwendige und von der ARegV vorgegebene Korrektiv nicht etwa konsistent über alle Berechnungsschritte berücksichtigt, sondern einzig im Schritt der Bildung des Quotienten für den Effizienzwert ausgeblendet werde. Wenn die Störgröße sich tatsächlich, wie von der Bundesnetzagentur behauptet, statistisch als Null erwiese, dürfte sie konsequenterweise in keinem der Berechnungsschritte berücksichtigt werden. Die ARegV sehe aber ihre Berücksichtigung ausdrücklich und ohne Einschränkung auf bestimmte Berechnungsschritte vor.
Schließlich sei auch nur dieses Vorgehen konsistent zu den weiteren in § 12 Abs. 1 i.V.m. Anlage 3 ARegV zugrunde zu legenden Effizienzvergleichsmodellen. Der Effizienzwert, der sich bei der Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis, im Folgenden: DEA) ergebe, werde bei den Gesamtkosten des Netzbetreibers und somit inklusive des stochastischen Störterms ermittelt. Würde man bei der SFA den Störterm heraus rechnen, ergäbe sich eine Ungleichbehandlung zwischen Netzbetreibern, die den Effizienzwert aus der DEA und Netzbetreibern, die den Effizienzwert aus der SFA erhielten.
Die Berechnungsweise der SUMICSID zur Ermittlung der Effizienzwerte sei rechtswidrig. Die Berücksichtigung des Störterms im hier verwendeten additiven Modell sei mathematisch zwingend. Die Bundesnetzagentur verstoße gegen die Grundregeln der Mathematik, wenn sie den Störterm als Summanden aus dem Quotienten zur Effizienzwertbildung in Zähler und Nenner herauskürze. Das Herauskürzen des Störterms in einem additiven Modell werde auch in der Literatur nicht wissenschaftlich vertreten. Soweit die Bundesnetzagentur auf die Abbildung im Handbuch zum Programm „Frontier 4.1“ von Coelli (1996, Anlage BG 6) verweise, in der die in Zeile 4 dargestellte Formel einen Störterm nicht enthalte, verkenne sie, dass Coelli zuvor den Erwartungswert des Störterms mit dem Wert Null definiert habe und allein deshalb der Störterm in der Abbildung unerwähnt geblieben sei und auch unerwähnt habe bleiben dürfen. Dass es generell methodisch zulässig oder gar notwendig wäre, den Störterm herauszurechnen, werde nicht festgestellt. Im Gegenteil zeige Coelli selbst in einem Standardlehrbuch (Coelli u.a. (2005), Anlage Bf 13, S. 243 f.) auf, dass der Störterm direkt in der Ableitung eines Effizienzwertes zu berücksichtigen sei.
Dass der Störterm ungleich Null sei, liege auf der Hand, da sich für sie unstreitig ein besserer Effizienzwert ergebe, wenn die Störgröße im Quotienten belassen werde. Es sei normwidrig und auch wissenschaftlich nicht zulässig, bei der Ermittlung des individuellen Effizienzwerts einen Erwartungswert für den Störterm einfließen zu lassen, der nicht für den betroffenen Netzbetreiber zutreffe. Eine Berücksichtigung des Störterms bei der Ableitung der Kosteneffizienz habe vielmehr deshalb zu erfolgen, da der Störterm relevante individuelle Informationen betreffend den jeweiligen Netzbetreiber enthalte. So wiesen die wissenschaftlichen Experten Johnson und Kuosmanen (2015) explizit darauf hin, dass der Störterm Informationen über verzerrende Faktoren enthalte, insbesondere (unbeobachtete) Heterogenität der Unternehmen und deren operatives Umfeld (Umweltfaktoren), aber auch Fehler bei der Messung und der Datenverarbeitung. Es könne auch nicht unterstellt werden, dass dieser gesamte individuelle Informationswert, welcher dem Störterm innewohne, zufällig über einen längeren Zeitraum schwanke und sich im Zeitverlauf gleichsam aufhebe, was allenfalls in Paneldatenmodellen in Betracht käme. Veränderten sich beispielsweise die Sachverhalte für die individuellen Umweltfaktoren eines Unternehmens oder für die Erfassung seiner Daten, die zu Verzerrungen in der SFA führten, nicht, würden sie sich immer wieder in gleicher Richtung auswirken. Der Störterm sei kein Zufallswert, sondern ein methodenimmanentes Korrektiv. Schließlich überzeuge auch der Einwand nicht, dass Netzbetreiber mit einem negativen Störterm durch die Berechnungsweise von Frontier benachteiligt würden, da ihnen eine stärkere Kostenreduzierung abverlangt werde. Dieser vermeintliche Überforderungsschutz lasse außer Acht, dass dann statt dessen die Netzbetreiber mit einem positiven Störterm durch die Berechnungsweise von SUMICSID benachteiligt würden, da ihnen eine stärkere Kostenreduzierung abverlangt werde als bei der Berechnungsweise von Frontier. Ein Überforderungsschutz wäre nur im Wege einer Bestabrechnung des Effizienzquotienten sowohl mit als auch ohne Störterm der Fall.
Die in § 12 Abs. 3 ARegV normierte Bestabrechnung gebiete die Berücksichtigung der Störgröße auch bei der Bestimmung des prozentualen Effizienzwertes im dritten Schritt, wenn diese Berücksichtigung, wie im Fall der Betroffenen, zu einem höheren Effizienzwert führe. Denn nach dem Wortlaut der Norm und dem systematischen Zusammenspiel des § 12 Abs. 3 mit Abs. 4a und Abs. 1 ARegV sei die Bundesnetzagentur verpflichtet, den jeweils höheren Effizienzwert anzuwenden. Ein Beurteilungsspielraum bestehe insoweit nicht. Hinzu komme, dass die Netzbetreiber nach dem ebenfalls eindeutigen Willen des Verordnungsgebers keine methodischen Risiken im Hinblick auf den nach dem Bestabrechnungsgebot zugrunde zu legenden Effizienzwert tragen sollten. Für die gegenteilige Auffassung der Bundesnetzagentur, dass nur der aus den insgesamt vier ermittelten Effizienzwerten höchste Effizienzwert in Ansatz zu bringen sei, gebe der Wortlaut des § 12 Abs. 3 ARegV nichts her. Entscheidend sei nach dem Wortlaut allein, welche Methoden nach Anlage 3 zur Ermittlung der Effizienzwerte zugelassen seien. Wenn bei der SFA eine Berechnung mit und ohne Berücksichtigung des Störterms wissenschaftlich vertretbar sei, seien beide Methoden als nach Anlage 3 zugelassene Methoden bei der Ermittlung des besten Effizienzwertes zu betrachten und die Frontier-Methode als eine von dann drei zugelassenen Methoden zu berücksichtigen. Hieraus sei der Beste aus sechs Effizienzwerten (jeweils mit standardisierten und tatsächlichen Inputparametern) zu ermitteln. Eine Bestabrechnung unter insgesamt vier ermittelten Effizienzwerten schreibe § 12 Abs. 3 ARegV nicht vor.
Der Effizienzvergleich sei auch im Übrigen fehlerhaft erfolgt. Die Bundesnetzagentur habe das Ergebnis des ermittelten Effizienzwertes nicht hinreichend begründet. Die Bundesnetzagentur hätte die wesentlichen Bewertungskriterien, nach denen sie vorgegangen sei, einschließlich ihrer Gewichtung zumindest dem Grunde nach darlegen sowie das individuelle Abschneiden der Betroffenen nach diesen Kriterien erläutern müssen. Die Bundesnetzagentur habe ihr indes vorliegend lediglich die eigenen Strukturparameter und das Endergebnis des Effizienzvergleichs mitgeteilt. Im Gutachten sei der Ablauf des Effizienzvergleichs zwar generell beschrieben, hierbei handele es sich jedoch nicht um eine Begründung für den individuellen Effizienzwert. Mit diesen Angaben könne sie, die Betroffene, nicht nachvollziehen, welche Ineffizienzen bei ihr ermittelt worden seien. Sie könne auf dieser Grundlage nicht die wesentlichen Zwischenschritte der Bewertung und die Ergebnisfindung rekonstruieren. Insoweit verkenne die Bundesnetzagentur, dass sie gerade keine exakte Nachrechenbarkeit des Effizienzwertes und keine vollumfängliche Einsicht in etwaige Betriebsgeheimnisse von Drittunternehmen fordere, sondern lediglich eine den rechtsstaatlichen Minimalanforderungen genügende Erläuterung der wesentlichen Bewertungskriterien ihres Abschneidens. Danach müsse zumindest für sie erkennbar sein, bei welchem Strukturparameter sie im Vergleich gut abgeschnitten habe und bei welchem nicht.
Das Vorgehen der Bundesnetzagentur im Rahmen des Effizienzvergleichs stehe in Widerspruch zu der auf den Effizienzvergleich übertragbaren ständigen Rechtsprechung im Bereich des Prüfungsrechts, wonach jede behördliche Entscheidung einer substantiellen Begründung bedürfe, die die Nachvollziehbarkeit und Überprüfbarkeit durch den Prüfling und die Gerichte sicherstelle und somit die für das Ergebnis ausschlaggebenden Punkte erkennen lasse. Für den Effizienzvergleich bedeute dies, dass ihr für jeden der herangezogenen Vergleichsparameter jeweils mitgeteilt werden müsse, inwieweit dieser angesichts ihres Aufwandsparameters und der sich danach im Effizienzvergleich ergebenden Referenzwerte relativ schlecht oder gut ausgeprägt sei. Diese Ausprägung müsse in einer hinreichend aussagekräftigen Abstufung, zumindest entsprechend der gängigen Schulnotenskala, mitgeteilt werden. In einem weiteren Schritt müsse mitgeteilt werden, mit welcher Gewichtung dieses Einzelabschneiden je Vergleichsparameter in das Gesamtergebnis einfließe, so dass sich daraus plausibel der Effizienzwert als Gesamtergebnis nachvollziehen lasse.
Ein Eingriff in die wirtschaftliche Betätigung der Betroffenen, dessen wesentliche Bewertungskriterien – wie vorliegend - nicht nachvollzogen werden könnten, verstoße gegen das Rechtsstaatsprinzip und Art. 19 Abs. 4 GG, aus denen sich ein Anspruch ableite, die Gründe des Eingreifens zu erfahren, weil nur mit dieser Kenntnis eigene Rechte sachgemäß verteidigt werden könnten. Die mangelnde Nachvollziehbarkeit der behördlichen Entscheidung lasse sich daher nicht pauschal mit vermeintlichen Entscheidungs- oder Gestaltungsspielräumen der Exekutive rechtfertigen.
Die nicht ausreichende Begründung verhindere zudem eine effektive Rechtskontrolle durch die Gerichte und sei auch aus diesem Grunde rechtswidrig. Eine Verletzung der Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse von im Vergleichsverfahren beteiligten Unternehmen stünde nicht entgegen. Es müsse auch in Bezug auf den Effizienzvergleich ein Mindestmaß an Justiziabilität sichergestellt sein. Gegebenenfalls wären die Grundlagen des Effizienzvergleichs durch das Gericht - was sie hiermit beantrage – im Rahmen eines sogenannten „in-camera“-Verfahrens, gegebenenfalls auch unter Hinzuziehung eines Sachverständigen, zu prüfen. Dabei müsse das Gericht den Beteiligten – entgegen der dargestellten Annahme des BGH im Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12 – nicht zwingend rechtliches Gehör zu den seiner Entscheidung zugrunde liegenden Tatsachen verschaffen. Die Auffassung des OLG Düsseldorf im Beschluss vom 06.10.2016, VI-5 Kart 21/14 (V), wonach das „in camera“-Verfahren im EnWG nicht vorgesehen sei, sei nicht haltbar, weil dadurch in verfassungswidriger Weise jegliche gerichtliche Kontrolle des Effizienzwertes ausgeschlossen werde.
Die fehlende Nachvollziehbarkeit des konkret ermittelten Effizienzwertes und der daraus resultierenden Effizienzvorgabe für die Betroffene laufe auch dem Sinn und Zweck der Anreizregulierung zuwider. Denn der Netzbetreiber müsse, damit die mit der ARegV intendierte Anreizwirkung eintrete, auf den von der Behörde festgestellten Effizienzwert reagieren können, indem er die Ineffizienzen rekonstruiere und sodann beseitige. Hierfür müsse er aber zumindest die wesentlichen Bewertungskriterien und diesbezüglichen Einzelbewertungen kennen.
Die Durchführung des Effizienzvergleichs sei auch materiell rechtswidrig. Die von der Bundesnetzagentur gewählte Methodik und insbesondere die Auswahl der Vergleichsparameter seien rechtswidrig. Die in den Effizienzvergleich einbezogenen Netzbetreiber seien nicht strukturell vergleichbar. Hierin liege ein Verstoß gegen § 21 Abs. 2 S. 4 EnWG. Nach dieser Vorschrift dürften Effizienzvorgaben nur für Gruppen von Netzbetreibern definiert werden, die objektiv strukturell vergleichbar seien, was die Vergleichbarkeit der Versorgungsaufgabe aller teilnehmenden Netzbetreiber voraussetze. Diese Vorgabe resultiere daraus, dass der Effizienzvergleich das Verhältnis zwischen Kosten (Input) und Leistungserbringung (Output) der einzelnen Netzbetreiber unter Zugrundelegung der für alle Netzbetreiber gleichen Produktionsfunktion ermittle. Die Bundesnetzagentur habe rechtsfehlerhaft die DB Energie GmbH mit in den Effizienzvergleich für die Verteilernetzbetreiber einbezogen. Die DB Energie GmbH sei gerade nicht als Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen gemäß § 3 Nr. 3 EnWG anzusehen. Sie habe bereits nicht die Aufgabe der Verteilung von Elektrizität und sei auch nicht in einem bestimmten Konzessionsgebiet tätig. Jedenfalls stehe die mangelnde strukturelle Vergleichbarkeit des Bahnstromfernleitungsnetzes der Einbeziehung in den Effizienzvergleich entgegen. Die Produktionsfunktion der DB Energie GmbH unterscheide sich von den übrigen Teilnehmern am Effizienzvergleich. Ein bundesweites 110-kV Fernleitungsnetz müsse erheblich weniger vermascht sein als das Verteilernetz der Betroffenen, um eine – unterstellt – vergleichbare Jahreshöchstlast und Jahresarbeit zu transportieren. Bei dem Parameter „Freileitungslänge HS“ habe die DB Energie GmbH als Hochspannungsnetzbetreiber ein sehr geringes Input- / Outputverhältnis. Die DB Energie GmbH sei eher ein Transport- als ein Verteilernetzbetreiber. Sie sei bereits in Bezug auf die Streckenlänge nicht strukturell mit den übrigen Verteilernetzbetreibern vergleichbar. Der DB Energie GmbH entstünden nicht dieselben Kosten wie den übrigen Verteilernetzbetreibern, da die Verteilungsfunktion in der Fläche nicht gegeben sei. Zudem folge die Topologie des Netzes der DB Energie GmbH grundsätzlich den Bahnstrecken, nicht den Stromkunden. Es werde als einziges Netz in Deutschland nicht mit 50 Hz betrieben sondern mit 16 2/3 Hz. Darüber hinaus bestünden Stromkreise des Netzes der DB Energie GmbH als einzige nur aus zwei Leitern, das Fahrleitungsnetz sogar nur aus einem Leiter, alle anderen Netze bestünden jeweils aus drei Leitern, im Niederspannungsbereich sogar vier Leitern. Dies alles wirke sich erheblich auf den Inputparameter aus.
Die nur einmalig vorgenommene Ausreißeranalyse allein sei nicht geeignet, eine ausreichende Vergleichbarkeit der Teilnehmer des Effizienzvergleichs herzustellen. Nur die mehrmalige wiederholende (iterative) Ausreißerbereinigung stelle sicher, dass im finalen Datensatz kein Unternehmen enthalten sei, welches den jeweiligen Schwellenwert übersteige. Die Überprüfung der Auswirkungen einer iterativen Ausreißerbereinigung bei der Effizienzberechnung mittels des „Regulierungsdatenpools“ der Wibera AG habe ergeben, dass die lediglich einmalige Durchführung der Ausreißeranalyse zu einer deutlichen Verzerrung der Ergebnisse des Effizienzvergleichs führe. Dass sich die DB Energie GmbH nicht negativ auf ihren Effizienzwert ausgewirkt habe, könne sie nur mit Nichtwissen bestreiten und beantrage daher eine Beweiserhebung durch Sachverständigengutachten, welches gegebenenfalls im Wege der „in-camera“-Nachprüfung durch den Senat ausgewertet werden müsse. Werde die Ausreißeranalyse – ohne die Daten der DB Energie GmbH – wiederholt, ergäbe sich für sie nach dem Datensatz, der ihr über das Beratungsunternehmen Polynomics AG zur Verfügung stehe, nach dortiger Berechnung bei der SFA (standardisiert) ein um 2,8 %-Punkte erhöhter Effizienzwert.
Schließlich sei auch die Auswahl der Vergleichsparameter rechtswidrig erfolgt. Einzelne der im Effizienzvergleich herangezogenen elf Vergleichsparameter wiesen methodische Schwächen auf und hätten nicht herangezogen werden dürfen. Zum einen seien die nachfolgend im Einzelnen kritisierten Vergleichsparameter nicht dazu geeignet, eine objektive und strukturelle Vergleichbarkeit der Netzbetreiber abzubilden. Zum anderen weise die Auswahl und Ausgestaltung der nun verwendeten Vergleichsparameter Unstimmigkeiten und Unzulänglichkeiten auf, die einer vollständigen und zutreffenden Ermittlung des erheblichen Sachverhalts entgegenstünden und so zu Heranziehungs- und Abwägungsdefiziten führten, da die Bundesnetzagentur aufgrund der fehlerhaften Parameter nicht alle wesentlichen Aspekte der Versorgungsaufgabe erfasst und in den Effizienzvergleich mit einbezogen habe.
Bei der Herleitung der Parameter seien im Rahmen der so genannten Kostentreiberanalyse Ausreißer nicht berücksichtigt worden. Die Herausnahme von Ausreißern sei erst bei der Ermittlung der Effizienzwerte in einem späteren Schritt erfolgt. Es könne daher nicht ausgeschlossen werden, dass dadurch eine falsche Auswahl an Parametern favorisiert worden sei. Die letztendlich gewählten Parameter wiesen dabei im Einzelnen folgende gravierende Unzulänglichkeiten auf:
Die konkrete Ausgestaltung des Vergleichsparameters „Anschlusspunkte“ missachte die gesetzlichen Vorgaben in § 21 Abs. 2 S. 4 EnWG, insbesondere der strukturellen Vergleichbarkeit der Netzbetreiber, und führe zu einer willkürlichen Ungleichbehandlung derselben. Ausweislich Anlage 9 der streitgegenständlichen Erlösobergrenzenfestlegung würden lediglich die Anschlusspunkte der Spannungsebenen HöS, HS, MS und NS berücksichtigt, die Spannungsebenen der Umspannebenen HöS/HS, HS/MS sowie MS/NS gingen hingegen nicht in den Vergleichsparameter ein. Somit würden bei ihr 217 Anschlusspunkte der Umspannebene HS/MS und weitere 8.458 Anschlusspunkte der Umspannebene MS/NS nicht berücksichtigt, obwohl sie die Versorgungsaufgabe kennzeichneten. Der Parameter „Anschlusspunkte“ hätte deshalb in dieser Form nicht als Vergleichsparameter herangezogen werden dürfen. Anlage 3 Abs. 3 S. 1 zu § 12 ARegV schreibe die Ermittlung der Effizienzwerte unter Einbeziehung aller Netzebenen vor, zu denen auch die Umspannebenen gehörten. Für deren Einbeziehung in den Begriff der Netzebenen spreche auch die Berechnungsvorschrift zum Erweiterungsfaktor gemäß Anlage 2 ARegV, welche den Erweiterungsfaktor für das gesamte Netz als gewichteten Mittelwert über alle Netzebenen festlege, die ebenfalls die Umspannebenen umfassten.
Im Gegensatz zum Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode habe vorliegend zudem keine Korrektur der Leitungslängen der Hochspannungsebene um Bruchteilseigentum stattgefunden. Dieses Vorgehen verzerre den Zusammenhang zwischen Vergleichsparametern und Kosten, da Netzbetreibern mit Bruchteilseigentum Kosten für die Leitungen nur anteilig entstünden, die Leitungslänge nun aber voll im Rahmen der Vergleichsparameter berücksichtigt werde. Diese Problematik sei auch bereits im Rahmen des Effizienzvergleichs Gas für die zweite Regulierungsperiode diskutiert worden. Sie verfüge über kein Bruchteilseigentum in der Hochspannungsebene, so dass sie insoweit im Effizienzvergleich benachteiligt sei.
Der Parameter „Anzahl der Umspannstationen“ sei im Gegensatz zu dem Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode Strom im nun streitgegenständlichen Effizienzvergleich nicht mehr enthalten, obwohl die Anzahl der Umspannstationen einen signifikanten Indikator für die Netzstruktur und die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers darstelle. Bei einer städtischen Versorgungsaufgabe, die durch eine höhere Lastdichte gekennzeichnet sei, habe die dementsprechend höhere Anzahl und die Kapazität der Umspannstationen eine kostentreibende Wirkung, die nunmehr nicht berücksichtigt werde, weshalb der Effizienzvergleich an einem Heranziehungsdefizit leide. Insbesondere lege die Bundesnetzagentur nicht dar, wie die kostentreibende Wirkung einer höheren Anzahl und Kapazität von Umspannstationen durch den vermeintlich alternativen Vergleichsparameter „Anzahl Anschlusspunkte“ mitumfasst sein solle. Eine entsprechende Korrektur führe zur Erhöhung des Effizienzwertes über die bereits dargelegte Erhöhung von 93,01 % hinaus auf 93,51 %.
Schließlich sei die von der Bundesnetzagentur durchgeführte Ermittlung der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens für Neuanlagen, die im Basisjahr erstmalig aktiviert worden seien, rechtswidrig, da die Bundesnetzagentur fehlerhaft einen Wert von Null und nicht die vollen Anschaffungs- und Herstellungskosten ansetze.
Die Betroffene beantragt,
den Beschluss der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 15.12.2014, Az.: BK8-12/1791-11, aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts mit der Maßgabe erneut zu entscheiden, dass der Beschwerdeführerin bei der Erhöhung des Effizienzwertes maximal ein Wert in Höhe von 93,51 % zugesprochen wird.
hilfsweise,
den Beschluss der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 15.12.2014, Az.: BK8-12/1791-11, aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Die Bundesnetzagentur verteidigt die angegriffene Festlegung. Der Effizienzwert sei nicht im Hinblick auf die unterlassene Einbeziehung der Störgröße rechtswidrig zu niedrig. Die Betroffene zeige bereits nicht auf, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur, die Störgröße bei der Ableitung des Effizienzwertes nicht zu berücksichtigen, rechtswidrig sei. Vielmehr sei der von Frontier im dritten Schritt gewählte Ansatz fehlerhaft. Bei der Ableitung des Effizienzwerts im Rahmen der SFA sei keine Störgröße einzubeziehen. Es sei keine wissenschaftliche Quelle ersichtlich, die den Effizienzwert nach der von Frontier angewandten Methode berechne. Soweit die Betroffene wissenschaftliche Quellen zitiere, beträfen diese ausschließlich den – hier nicht angewendeten – multiplikativen Ansatz. Demgegenüber sei der im Strombereich verwendete und von der Bundesnetzagentur als sachgerecht angesehene Wert sowohl bei der theoretischen Herleitung einer zu schätzenden Größe als auch aus durch die SFA geschätzten Parametern in der Literatur bekannt (Battese/Coelli, 1988, Anlage BG 1, und Bogetoft/Otto, Anlage BG 2) und sowohl für Querschnittsdatenmodelle als auch für Paneldatenmodelle anwendbar. Bei der Berechnung mittels SFA sei der Erwartungswert für die Störgröße zwingend mit Null anzunehmen. Auf diese Weise würden Prognosefehler bei der Bestimmung des Effizienzwertes minimiert. Deshalb dürfe eine Störgröße bei Ableitung des Effizienzwertes im dritten Berechnungsschritt weder im Zähler noch im Nenner der Formel angesetzt werden. Nur eine solche Vorgehensweise entspreche den besonderen Anforderungen der ARegV. Denn mit der von SUMICSID verwendeten Formel würden die tatsächlichen Kosten des Netzbetreibers – bereinigt um den Störterm – im Nenner stehend mit den optimalen Kosten des Netzbetreibers im Zähler stehend verglichen. Der Effizienzwert drücke folglich aus, wie stark der Netzbetreiber von der Effizienzgrenze und damit wie stark er vom besten Verhältnis zwischen netzwirtschaftlicher Leistungserbringung und Aufwand abweiche. Mit einem einseitigen Überforderungsschutz habe dies nichts zu tun. Im Ansatz von Frontier hingegen, bei dem sowohl im Zähler als auch im Nenner der Störterm des Netzbetreibers enthalten sei, werde der jeweilige Netzbetreiber nicht mehr mit der Effizienzgrenze verglichen, sondern mit einem Netzbetreiber, dessen Kosten, je nach Vorzeichen der Störgröße, höher oder niedriger seien als die Kosten eines effizienten Netzbetreibers. Netzbetreiber mit einer positiven Störgröße würden mit fiktiven Netzbetreibern verglichen, die aus Sicht der Effizienzgrenze selbst ineffizient seien. Bei einer negativen Störgröße werde der Netzbetreiber hingegen mit einem fiktiven Netzbetreiber verglichen, der eine über die Effizienzgrenze hinausgehende Effizienzanforderung aufweise.
Darüber hinaus komme der Störgröße nicht der von der Betroffenen angenommene Informationsgehalt für den Effizienzwert zu. Die Störgröße sei kein methodenimmanentes Korrektiv, sondern eine Zufallskomponente, die sämtliche, teilweise verzerrenden Faktoren, wie Fehler in der Messung, unbeobachtbare Heterogenität der Unternehmen und sonstige nicht-systematische Quellen für Abweichungen auffange. Warum diese zufälligen, nicht systematischen und nichterklärbaren Faktoren die Höhe des Effizienzwertes beeinflussen sollten, sei nicht ersichtlich.
Aufgrund der unzutreffenden Annahme, dass eine notwendige Gleichheit der nach § 15 Abs. 3 ARegV ermittelten Ineffizienzen und der in der SFA geschätzten Ineffizienzen von der ARegV verlangt werde, gehe Frontier fehlerhaft davon aus, dass der Effizienzwert nicht anhand der in der wissenschaftlichen Literatur genannten Methode, sondern anhand einer eigenständig bestimmten Definition im Hinblick auf § 15 Abs. 3 ARegV geschätzt werden müsse. Ein solcher Zusammenhang zwischen den in der SFA geschätzten ineffizienten Kosten und den nach § 15 Abs. 3 ARegV berechneten Ineffizienzen sei in der ARegV jedoch nicht vorgegeben und werde überdies selbst durch die von Frontier befürwortete Vorgehensweise bei einem auf standardisierten Kosten (§ 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV) basierenden Effizienzvergleich nicht gewährleistet. Da die SFA nur eine von zwei Methoden nach Anlage 3 ARegV sei, müssten sich die abzubauenden Ineffizienzen ohnehin unabhängig von der SFA ergeben können. Selbst wenn der Ansatz von Frontier vertretbar sei, sei die gewählte Methodik hierfür fehlerhaft. Methodisch führe die ARegV nur zu konsistenten Ergebnissen, wenn die Ermittlung des Effizienzwertes strikt von der Berechnung der Ineffizienzen nach § 15 Abs. 3 ARegV getrennt würde.
Entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin komme bei der Ermittlung der Ineffizienzen der Wahl zwischen Querschnittsdaten- und Paneldatenmodellen kein entscheidender Einfluss zu. Das Argument der Beschwerdeführerin, nur bei Berücksichtigung des Störterms sei die Konsistenz des Gesamtansatzes gewahrt, verkenne, dass die Anreizregulierung in ihrer ursprünglichen Form die Durchführung des Effizienzvergleiches lediglich mit standardisierten Kosten vorgesehen habe. Der Verordnungsgeber sei sich daher der vermeintlichen Diskrepanz zwischen der auf standardisierten Kosten basierten Ermittlung von Effizienzwerten und der Anwendung dieser Werte auf die tatsächlichen Kosten durchaus bewusst gewesen.
Die Betroffene könne auch nicht mit Erfolg die Berücksichtigung der Störgröße aufgrund des in § 12 Abs. 3, 4 a ARegV verankerten Gebots der Bestabrechnung (Best-of-four) verlangen. Die Betroffene lege die Vorgaben der ARegV zu Ihren Gunsten fehlerhaft aus. Das Gebot der Bestabrechnung habe keinen Einfluss auf die Auswahl der Methodik des Effizienzvergleichs. Erst in einem dem Effizienzvergleich nachgelagerten Schritt greife das Bestabrechnungsgebot ein. Danach sei aus den insgesamt vier ermittelten Effizienzwerten der höchste in Ansatz zu bringen. Die Forderung der Betroffenen, bereits auf der Ebene der konkreten Ausgestaltung des Effizienzvergleichs stets das für den jeweiligen Netzbetreiber optimale Ergebnis zu ermitteln und anzuwenden, sei mit den geschilderten Vorgaben nicht vereinbar und schränke ihren Beurteilungsspielraum unangemessen ein. Es sei mithin nicht bei der Auswahl des Vergleichsmodells stets die vorteilhafteste Alternative auszuwählen. Dieses Ansinnen der Betroffenen wäre auch praktisch nicht durchführbar. Denn die Frage, ob eine in Betracht kommende Vorgehensweise für den Netzbetreiber vorteilhaft wäre oder nicht, lasse sich nicht einheitlich für sämtliche Netzbetreiber beantworten. Sollte sie verpflichtet werden, bei jeder möglichen „Stellschraube“ jeweils die für den Netzbetreiber vorteilhafteste Variante zu wählen, könnte es kein für alle teilnehmenden Netzbetreiber einheitliches Effizienzvergleichsmodell geben.
Es liege kein Begründungsmangel vor. Es genüge, wenn die Behörde die maßgeblichen Gründe für ihre Entscheidung mitteile, so dass eine Überprüfung der Entscheidung möglich sei. Sie habe die einzelnen Schritte des Effizienzvergleichs und der Ermittlung des unternehmensindividuellen Effizienzwertes der Betroffenen ausführlich und vollständig dargestellt. Ihr Vorgehen sei somit hinreichend transparent. Die Betroffene verkenne, dass im Rahmen der Anreizregulierung zwar grundsätzlich die Effizienz bzw. Ineffizienz von Unternehmen untersucht bzw. festgestellt werde, allerdings nicht in der Weise, dass konkrete Ineffizienzen infolge einer Analyse sämtlicher Unternehmensabläufe aufgezeigt würden. Denn der durch die Bundesnetzagentur durchgeführte Effizienzvergleich erlaube nur die Bestimmung der relativen Effizienz, d.h. der Ineffizienz der Unternehmen relativ zu den entsprechenden Referenzunternehmen. Anhand des ermittelten unternehmensindividuellen Effizienzwerts würden die Ineffizienzen als konkreter Kostenanteil berechnet. Es handele sich somit um monetär bewertete Ineffizienzen und nicht um die Bewertung einzelner Unternehmensabläufe als effizient bzw. ineffizient. Die von der Betroffenen gewünschte Erkenntnis hinsichtlich des Optimierungspotentials könne sich insofern nicht aus dem nach Schulnoten bewerteten Abschneiden bei den Vergleichsparametern ergeben. Eine solche Bewertung sei im Übrigen weder möglich noch sachgerecht. Denn aus den Daten der Netzbetreiber für die Parameter könne nicht der Rückschluss gezogen werden, dass deren Veränderungen zu einer Verbesserung des Effizienzwerts führten, zumal die Parameter die Versorgungsaufgabe exogen beschrieben. Dem System der Anreizregulierung sei immanent, dass die einzelnen Unternehmen die Ursache ihrer Ineffizienzen selbst ermittelten. Eine Vorgabe, wie bestimmte Abläufe effizienter gestaltet werden könnten, erfolge nicht. Es sei auch nicht ersichtlich, wie eine „Fehlerkontrolle“ anhand der Mitteilung von Schulnoten für das Abschneiden der Betroffenen möglich sein solle.
Der Effizienzvergleich sei auch materiell rechtmäßig. Die Vergleichbarkeit der Netzbetreiber sei durch die durchgeführten Ausreißeranalysen sichergestellt. Ein Ausschluss der DB Energie GmbH vom Effizienzvergleich komme aufgrund zwingender entgegenstehender Vorgaben des EnWG und der ARegV nicht in Betracht. § 12 ARegV sehe vor, alle Verteilernetzbetreiber bundesweit in den Effizienzvergleich mit einzubeziehen, soweit diese keinen Antrag nach § 24 ARegV gestellt hätten. Die DB Energie GmbH sei aufgrund der Eigenschaften des Bahnstromnetzes auch als Verteilernetzbetreiberin anzusehen. Zentrales Kriterium des § 3 Nr. 3 und Nr. 37 EnWG sei der Transport von Elektrizität zur Belieferung von Kunden. Diese Aufgabe nehme die DB Energie GmbH war, indem sie Eisenbahnverkehrsunternehmen mit Energie versorge. Anders als die Betroffene meine, komme es dabei nicht auf ein Konzessionsgebiet an. Die Betroffene gehe selber davon aus, dass die DB Energie GmbH ein bundesweites Fernleitungsnetz betreibe. Da es im Strombereich nach der Terminologie jedoch – anders als im Gasbereich - kein Fernleitungsnetz gebe, sondern einzig zwischen Übertragungs- und Verteilernetzen unterschieden werde, die DB Energie GmbH indes eindeutig nach der Legaldefinition des § 3 Nr. 10 und 32 EnWG kein Übertragungsnetzbetreiber sei, sei sie als Verteilnetzbetreiberin anzusehen. Damit sei sie kraft Gesetzes mit den übrigen Verteilnetzbetreibern strukturell vergleichbar.
Um die Vergleichbarkeit der Teilnehmer am Effizienzvergleich zu gewährleisten, sehe Anlage 3 zu § 12 ARegV für beide Verfahren konkrete Bestimmungen zur Ausreißeranalyse vor. Konkret sei bei der DEA in einem ersten Schritt mittels Dominanzanalyse jedes Unternehmen daraufhin überprüft worden, ob es als Effizienzmaßstab für über 50 % der übrigen Unternehmen gelte. Solche Unternehmen seien aufgrund ihres unsachgemäß hohen Einflusses auf die Effizienzwerte der übrigen Netzbetreiber aus dem Datensatz entfernt worden. In einem zweiten Schritt seien mittels Supereffizienzanalyse ebenfalls sämtliche Unternehmen individuell überprüft und diejenigen identifiziert worden, deren Effizienzwert über dem vorgegebenen Grenzwert liege. Bei der SFA seien Ausreißer unabhängig von ihrer Effizienz über ihren Einfluss auf die Regressionsgerade ermittelt worden. Dadurch seien insbesondere strukturell auffällige Netzbetreiber als Ausreißer identifiziert und aus dem Datensatz entfernt worden. Im Anschluss daran sei eine erneute Berechnung der Effizienzwerte mittels SFA und DEA ohne die als Ausreißer identifizierten Netzbetreiber vorgenommen worden. Diese Verfahren seien wissenschaftlich akzeptiert und entsprächen einer „Best Practice“. Sie seien auch bereits im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode angewendet und vom BGH nicht beanstandet worden. Die Forderung nach einer wiederholten Anwendung der Ausreißeranalyse sei weder in der Anreizregulierungsverordnung noch in der wissenschaftlichen Literatur zu finden. Insbesondere die Ausreißeranalyse der SFA sowie die Supereffizienzanalyse der DEA seien aufgrund der Vorgaben der ARegV kaum für eine mehrfache Durchführung vorgesehen. Schließlich sei es auch nicht sachgerecht, die Tests wiederholt durchzuführen, bis ein beliebig hoher Anteil an Unternehmen – im Extremfall sogar alle Unternehmen – als effizient gälten. Dies würde den Effizienzvergleich ad absurdum führen.
Die DB Energie GmbH sei im Effizienzvergleich der Stromverteilernetzbetreiber der zweiten Regulierungsperiode nur bei der SFA auf Grundlage der standardisierten Totex (total expenditures – Gesamtkosten) als Ausreißer identifiziert worden. Bei beiden DEA-Varianten sowie bei der SFA auf Grundlage der Totex sei sie kein Ausreißer. Weiterhin sei die DB Energie GmbH bei der DEA konkret kein Referenzunternehmen.
Die eigenen Berechnungen der Betroffenen zu der Verbesserung ihres Effizienzwertes stellten nur grobe Schätzungen dar, da der Regulierungsdatenpool nicht mit dem Datensatz der Bundesnetzagentur übereinstimme und die Zusammensetzung der effizienten Unternehmen und Ausreißer eine andere sei als in ihrem Effizienzvergleich.
Auch die Parameterauswahl sei nicht zu beanstanden. Die Auswahl der Parameter auf der Grundlage einer so genannten Kostenreiberanalyse sei im Gutachten ausführlich dargelegt und orientiere sich sowohl an ingenieurwissenschaftlichen als auch statistischen Kriterien, die dem Stand der Wissenschaft entsprächen.
Die Nichtberücksichtigung der Anschlusspunkte der Umspannebenen entspreche dem Vorgehen bei dem Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode Strom und sei nicht zu beanstanden. Gerade die für die Netzstruktur wichtigen und kostenintensiven Verbindungspunkte würden durch die Parameter „Fläche und Zahl der Anschlusspunkte“ als maßgebliche Kostentreiber einer Netzebene abgebildet. Für die Umspannebenen gelte dies hingegen nicht. Entsprechend den oben genannten Analysen wirke hier im Wesentlichen die Jahreshöchstlast als kostentreibend, nicht jedoch die Zahl der Anschlusspunkte. Dies werde auch dadurch deutlich, dass die Jahreshöchstlast jeweils auf den Umspannebenen HS/MS und MS/NS als Vergleichsparameter zum Tragen komme. Es sei daher folgerichtig, Anschlusspunkte und Einspeisepunkte von Umspannebenen nicht als Vergleichsparameter zu berücksichtigen.
Auch die unterbliebene Korrektur des Vergleichsparameters Leitungslänge um Bruchteilseigentum sei rechtmäßig. Bei der Frage des Bruchteilseigentums im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode habe sich gezeigt, dass von 79 Netzbetreibern, die die Leitungslänge „Kabel HS“ angegeben hätten, lediglich 3 Netzbetreiber einen Wert für Bruchteilseigentum angegeben hätten. Bei dem Parameter Leitungslänge „Freileitung HS“ seien es 4 von 65 gewesen. Auch die Wertigkeit der Leitungslängen im Bruchteilseigentum sei insgesamt gering gewesen. So stünden insgesamt 0,11 % der Leitungslängen „Kabel HS“ und 0,19 % der Leitungslängen „Freileitung HS“ im Bruchteilseigentum. Aufgrund dieser Geringfügigkeit habe sie entschieden, diese Abfrage für den Effizienzvergleich der zweiten Regulierungsperiode nicht mehr aufzunehmen. Ein Verweis auf Gasverteilernetze sei in diesem Zusammenhang nicht zielführend, da die Voraussetzungen im Gasbereich andere seien als im Strombereich.
Wegen der fehlenden Berücksichtigung des Parameters „Anzahl der Umspannstationen“ verweise sie auf das Gutachten, dort Seite 60. Laut Gutachten sei dieser Parameter statistisch nicht signifikant und bringe entsprechend keinen zusätzlichen Erklärungsgehalt. Zudem sei die Anzahl der Umspannstationen endogen, d.h. durch den Netzbetreiber beeinflussbar und gem. § 13 Abs. 3 ARegV seien exogene Parameter vorzuziehen. Darüber hinaus sei die Anzahl der Umspannstationen in dem Vergleichsparameter „Anzahl Anschlusspunkte“ implizit enthalten (Anzahl der Anschlusspunkte eigener nachgelagerter Umspannebenen).
Den Einwand, es sei rechtswidrig, bei der Mittelwertbildung für Neuanlagen, die im Basisjahr aktiviert worden seien, einen Jahresanfangsbestand von null anzusetzen, hält die Bundesnetzagentur im Hinblick auf die Entscheidung des BGH vom 10.11.2015 (EnVR 42/14) für begründet und kündigt an, die Entscheidung auch im vorliegenden Verfahren umzusetzen.
Der Senat hat Beweis erhoben gemäß Beweisbeschluss vom 22.03.2017 durch Einholung eines Sachverständigengutachtens und Anhörung des Gutachters Prof. Dr. A.. Wegen des Ergebnisses der Beweisaufnahme wird auf das Gutachten des Sachverständigen vom 25.08.2017 und das Sitzungsprotokoll vom 14.02.2018 verwiesen.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde der Betroffenen ist teilweise begründet.
I.
Der Haupantrag der Betroffenen, den Beschluss der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 15.12.2014, Az.: BK8-12/1791-11, aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts mit der Maßgabe erneut zu entscheiden, dass der Betroffenen bei der Erhöhung des Effizienzwertes maximal ein Wert in Höhe von 93,51 % zugesprochen wird, ist zulässig. Entgegen der von der Bundesnetzagentur in der mündlichen Verhandlung geäußerten Rechtsansicht ist das mit dem Verpflichtungsantrag auf die Höhe eines bestimmten Effizienzwertes von höchstens 93,51 % beschränkte Neubescheidungsbegehren statthaft. Bedenken ergeben sich weder aus einem gerichtlich nur eingeschränkt überprüfbaren Beurteilungsspielraum der Bundesnetzagentur noch weil nicht feststellbar ist, ob der Effizienzwert bei einer Neubescheidung von der Bundesnetzagentur in der fraglichen Höhe bestimmt werden würde. Die Bundesnetzagentur wäre im Fall der Begründetheit des Antrags durch die materielle Rechtskraft des Beschlusses nicht an dem Erlass eines neuen Bescheids unter fehlerfreier Wahrnehmung ihres Beurteilungsspielraums gehindert. Der eingeschränkte Verpflichtungsantrag hätte lediglich zur Folge, dass der für die Betroffene ermittelte Effizienzwert, sollte er über den begehrten 93,51 % liegen, wegen der insoweit eingetretenen Bestandskraft auf 93,51 % festzusetzen wäre (vgl. zu einem entsprechenden Aufhebungsbegehren auch BVerwG, Urteil v. 01.04.2015, Az.: 6 C 36/13, Rn. 15 (juris)).
II.
Der Hauptantrag ist auch teilweise begründet.
Die für die zweite Regulierungsperiode festgelegten Erlösobergrenzen sind insoweit zu beanstanden, als es die Bundesnetzagentur unterlassen hat, bei Neuanlagen, die im Basisjahr aktiviert wurden, eine Berechnung des Jahresanfangsbestands der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens vorzunehmen und den Jahresanfangsbestand daher mit Null angesetzt hat. Im Übrigen haben die Beschwerdeangriffe jedoch keinen Erfolg.
1.
Die Betroffene wendet sich ohne Erfolg gegen die Höhe des Effizienzwertes. Ebenfalls liegt weder eine unzureichende Begründung des ermittelten Effizienzwertes vor noch ist die von der Betroffenen angegriffene grundsätzliche Methodik der Effizienzwertberechnung zu beanstanden.
a)
Nach § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG werden die Effizienzvorgaben für eine Regulierungsperiode durch 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 diese bezogener Qualitätsvorgaben sowie gesetzlicher Regelungen bestimmt. Sie müssen gemäß § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein, dass der betroffene Netzbetreiber die Vorgaben unter Nutzung der ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann. Die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben muss gemäß § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG so gestaltet sein, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer insbesondere im Vergleich zur Bedeutung überproportionalen Änderung der Vorgaben führt. Weitere materiell-rechtliche Vorgaben überlässt § 21a Abs. 6 EnWG einer Rechtsverordnung, die die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung und ihrer Durchführung regelt (§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG) und insbesondere nähere Anforderungen an die Zuverlässigkeit einer Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben stellen kann (§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 6 EnWG). Diese Verordnungsermächtigung wird durch die Anreizregulierungsverordnung ausgefüllt.
Gemäß § 12 Abs. 1 ARegV führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Nach § 13 Abs. 1 ARegV sind dabei Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen. Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ARegV ermittelten Kosten anzusetzen (§ 13 Abs. 2 ARegV). Gemäß § 12 Abs. 4a ARegV ist zusätzlich eine Berechnung auf der Grundlage der Kosten vorzunehmen, die sich ohne die Vergleichbarkeitsrechnung für die Kapitalkosten nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV ergibt. Als Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften heranzuziehen, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes (§ 13 Abs. 3 Satz 1 ARegV). Aus dem ermittelten Effizienzwert ergibt sich die individuelle Effizienzvorgabe (§ 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV).
Als anzuwendende Methoden werden in Anlage 3 Nr. 1 ARegV die Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA) als nicht-parametrische und die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA) als parametrische Methode vorgeschrieben. Nach Anlage 3 Nr. 2 ARegV wird die Effizienzgrenze von den Netzbetreibern mit dem besten Verhältnis zwischen netzwirtschaftlicher Leistungserbringung und Aufwand gebildet. Für Netzbetreiber, die danach als effizient ausgewiesen werden, gilt ein Effizienzwert von 100 Prozent, für alle anderen Netzbetreiber ein entsprechend niedrigerer Wert. Hierdurch wird gemäß der Anforderung des § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG sichergestellt, dass die Effizienzvorgabe durch ein Leistungs-Kosten-Verhältnis definiert wird, dessen Erreichbarkeit die Zahlen der (relativ) effizientesten Netzbetreiber dokumentieren (vgl. BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 16f, juris).
Die gesetzliche Vorgabe, nähere Anforderungen an die Zuverlässigkeit einer Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben zu formulieren, füllt die Anreizregulierungsverordnung durch mehrere, einander ergänzende Vorgaben aus: Zum einen schreibt Anlage 3 Nr. 5 ARegV Analysen zur Identifikation von extremen Effizienzwerten (Ausreißern) vor. Besonders weitreichende Maßnahmen werden dabei für die DEA vorgegeben, weil bei dieser jede Abweichung vom definierten Effizienzmaßstab als Ineffizienz interpretiert wird. Zum anderen bestimmt § 12 Abs. 3 ARegV, dass bei Abweichungen zwischen den mittels DEA und SFA ermittelten Effizienzwerten eines Netzbetreibers nur der höhere Wert maßgeblich ist. Entsprechendes gilt gemäß § 12 Abs. 4a Satz 3 ARegV, wenn sich bei der Berechnung anhand der Aufwandsparameter ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV ein abweichender Wert ergibt.
Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass der Bundesnetzagentur hinsichtlich der in §§ 12 ff. und Anlage 3 ARegV enthaltenen Vorgaben ein nicht unerheblicher Entscheidungsspielraum zukommt. Sie sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig. Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht. Die Auswahl einer konkreten Methode, die den abstrakten Vorgaben der Verordnung entspricht, hat der Verordnungsgeber an zahlreichen Stellen der Regulierungsbehörde überlassen. Auch soweit er bestimmte Parameter oder Methoden vorgegeben hat, sind diese Aufzählungen nicht abschließend, sondern räumen der Regulierungsbehörde ausdrücklich die Möglichkeit ein, zusätzliche Parameter oder Methoden heranzuziehen Die den Regulierungsbehörden eröffneten Spielräume kommen in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleich (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 10, 22 ff., juris; BGH, Beschlüsse v. 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 13, juris). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offenbleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 26 f. m. w. Nachw., juris).
Dieser Entscheidungsspielraum gilt auch für den Effizienzvergleich. Dabei weist die Beurteilung der Effizienzwerte eine besondere Nähe zum Regulierungsermessen auf. Der Effizienzvergleich erfordert, wenn er die gesetzlich vorgegebene Zuverlässigkeit aufweisen soll, eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den einzelnen Netzen und Netzbetreibern, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist. Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Gerichtliche Kontrolle kann nicht weiter reichen als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Sie endet deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 25 m.w.Nachw., juris).
Der genutzte Beurteilungsspielraum ist daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 27, juris). Im Rahmen der Methodenauswahl hält sich die Bundesnetzagentur dann an den ihr eröffneten Spielraum, wenn sie sich an einem wissenschaftlich anerkannten Ansatz orientiert und keine andere Methode als eindeutig besser geeignet anzusehen wäre (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 36, 39, juris).
b)
Ausgehend von diesen Grundsätzen ist die Ermittlung und Durchführung des Effizienzvergleichs durch die Bundesnetzagentur für die 2. Regulierungsperiode Strom und die Ermittlung der relevanten Parameter nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur hat darauf basierend den Effizienzwert für die Betroffene zutreffend auf 92,51 % festgesetzt. Es sind keine Anhaltspunkte ersichtlich, dass der Effizienzvergleich hier nicht den oben genannten Bewertungsmaßstäben genügt, als solcher fehlerhaft durchgeführt worden wäre oder die Vergleichbarkeit der Netzbetreiber fehlte. Daher hat die Bundesnetzagentur auch keinen Abwägungsfehler begangen oder gesetzliche Zielvorgaben fehlerhaft abgewogen oder nicht berücksichtigt.
aa)
Die Entscheidung der Bundesnetzagentur, die sogenannte Störgröße nicht im Rahmen der Ermittlung des Effizienzwertes anhand der SFA zu berücksichtigen, kann nicht als rechtswidrig angesehen werden. Die Bundesnetzagentur hält sich entgegen der Auffassung der Betroffenen an den ihr bei der Methodenauswahl eingeräumten Spielraum.
(1)
Die SFA ist, wie Anlage 3 Nr. 1 Satz 4 ARegV erläutert, eine parametrische Methode, die einen funktionalen Zusammenhang zwischen Aufwand und Leistung in Form einer Kostenfunktion herstellt. Die Abweichungen zwischen tatsächlichen und regressionsanalytisch geschätzten Kosten werden in einen symmetrisch verteilten Störterm und eine positiv verteilte Restkomponente zerlegt. Der Störterm berücksichtigt, dass die festgestellten Abweichungen vom Effizienzmaßstab auf Zufall beruhen können; die Restkomponente ist Ausdruck von Ineffizienz (Anlage 3 Nr. 1 Sätze 5 und 6 ARegV). Die Störterme entsprechen der Abweichung der Datenpunkte von der Geraden, die in der Regressionsanalyse in die Menge von Datenpunkten gelegt wird (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 33, juris).
Die Bestimmung des Effizienzwerts sowie der Ineffizienz in Euro auf Basis der SFA vollzieht sich in vier Schritten, wobei die Ansätze der beiden Unternehmen Frontier und SUMICSID sich nur im dritten Schritt unterscheiden. Im ersten Schritt wird gemäß Nr. 1 Satz 5 der Anlage 3 zu § 12 ARegV eine Kostenfunktion aufgestellt, die anhand der ermittelten Kosten aller Netzbetreiber – inklusive Störgröße – geschätzt wird. Ausgangspunkt der Kostenfunktion sind somit die tatsächlichen Gesamtkosten des einzelnen Netzbetreibers, die sich in folgender Formel darstellen lassen:
K = Ke + u + v.
Dabei sind K die ermittelten, tatsächlichen Gesamtkosten des Unternehmens, Ke die effizienten Kosten, u die Ineffizienz und v die zufälligen Kosten, d.h. die Störgröße. Grundlage ist demnach das additive Modell. Ferner wurde eine normierte lineare Kostenfunktion zugrunde gelegt, die sich gegenüber der logarithmierten Kostenfunktion als vorzugswürdig erwiesen hat (vgl. Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 49, 52, 62).
In einem zweiten Schritt wird der Abstand zwischen den ermittelten, tatsächlichen Kosten des jeweiligen Unternehmens und den regressionsanalytisch geschätzten Kosten gemessen, um die Ineffizienz des einzelnen Netzbetreibers zu bestimmen. Dieser ermittelte Abstand wird in eine Ineffizienz-Komponente (u) und in eine Störgröße (v) zerlegt. Der symmetrisch verteilte Störterm berücksichtigt das Datenrauschen, also zufällig auftretende Abweichungen von der geschätzten Funktion. Das Datenrauschen umfasst sowohl positive als auch negative Abweichungen. Da Ineffizienzen den Abstand zu den besten Unternehmen widerspiegeln, können sie nur positive Werte annehmen (Albrecht/Mallosek/Petermann in: Holznagel/Schütz, ARegV, § 12 Rn. 63). Die Ineffizienz ermittelt sich nach der Formel: u = K-Ke-v.
In einem dritten Schritt wird sodann der prozentuale Effizienzwert des einzelnen Unternehmens bestimmt. Dazu werden die effizienten Kosten ins Verhältnis zu den ermittelten Kosten gestellt, § 12 Abs. 2 ARegV. Hier unterscheiden sich die Berechnungsmethoden der Unternehmen. Während Frontier die ermittelten Kosten inklusive der dort enthaltenen Störgröße in den Quotienten einstellt (EW = (Ke + v) / (Ke + u + v), lässt SUMICSID die Störgröße hier außer Betracht und bezieht nur die ermittelten Kosten abzüglich der Störgröße in die Berechnung ein (EW =(Ke) / (Ke + u). Die Frontier-Methode führt nach der Berechnung der Betroffenen zu einer Erhöhung des von der Bundesnetzagentur auf der Grundlage der SUMICSID-Methode errechneten Effizienzwerts von 92,51 % auf 93,01 %.
Im vierten Schritt wird der prozentuale Effizienzwert verwendet, um die Ineffizienzen in Euro zu berechnen. Es handelt sich hierbei um die ineffizienten Kosten, die in der Regulierungsperiode von den einzelnen Netzbetreibern abgebaut werden müssen. Beide Unternehmen setzen an dieser Stelle die ermittelten Kosten inklusive Störgröße zur Berechnung der Ineffizienzen in Euro an. Die Ineffizienzen ergeben sich nach § 15 Abs. 3 ARegV aus der Differenz zwischen den ermittelten Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten, wobei beide Beratungsunternehmen die ermittelten Gesamtkosten inklusive Störgröße in Ansatz bringen. Für die Betroffene errechnet sich unter Annahme des höheren Effizienzwertes eine Erhöhung der Erlösobergrenze in der Regulierungsperiode von insgesamt … Euro.
(2)
Im Ausgangspunkt (erster und zweiter Schritt) ist die Bundesnetzagentur von einem wissenschaftlich anerkannten Ansatz ausgegangen, indem sie bei der Ermittlung der Ineffizienzen den Störterm (v) einbezogen und damit die Differenz zwischen den effektiven Kosten eines Unternehmens und den effizienten, strukturell vergleichbaren Kosten nicht vollständig als Ineffizienz berücksichtigt hat. Dies stellt auch die Betroffene nicht in Frage.
Entgegen der Auffassung der Betroffenen ist auch die Methodik der Bundesnetzagentur, bei der Berechnung des Effizienzwertes mittels der SFA im dritten Berechnungsschritt - Überführung der aus der Methode der SFA ermittelten Effizienzterme in SFA-Einzeleffizienzwerte mit der Einheit Prozent - den individuellen Effizienzwert ohne Berücksichtigung des Störterms abzuleiten, nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur hat sich hierbei an einem wissenschaftlich anerkannten Ansatz orientiert. Die Betroffene hat nicht nachweisen können, dass die Berechnung des Effizienzwertes im dritten Schritt ohne Einbeziehung der Störgröße aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar oder eine andere Methode als eindeutig besser geeignet anzusehen wäre.
(a)
Der Ursprung der von der Bundesnetzagentur verwendeten Formel geht unstreitig auf eine Publikation von Goerge E. Battese und Tim J. Coelli (Prediction of firm-level Technical efficiencies with a generalized frontier production function and panel data, Journal of Economics 38 (1988), 387-399, Anlage Bf 14, dort insbesondere S. 389, 390) zurück. Auch in dem Handbuch Coellis aus dem Jahr 1996 zu dem Computerprogramm Frontier 4.1 wird die Formel in der Tabelle auf Seite 9 in der letzten Zeile für ein nicht logarithmiertes Kostenmodell ausdrücklich genannt (Anlage BG 6, S. 9). Die Autoren ließen bei der Berechnung der technischen Effizienz eines Unternehmens den Störterm (v) mit der Begründung weg, dass der Erwartungswert dieser nicht erklärten Kosten annahmegemäß Null entspricht, wobei hier ein Paneldatenmodell zugrunde lag.
(b)
Der mit der Frage der wissenschaftlichen Vertretbarkeit des von der Bundesnetzagentur und von SUMICSID gewählten Ansatzes beauftragte Gutachter Prof. Dr. A. hat nachvollziehbar ausgeführt, dass sowohl die von Frontier verwendete Formel mit Einbeziehung des Störterms im dritten Berechnungsschritt als auch die von der Bundesnetzagentur im Rahmen des Effizienzvergleichs verwendete Formel des Beratungsunternehmens SUMICSID, die bei der Überführung der ermittelten ineffizienten Kosten in einen prozentualen Effizienzwert den Störterm unberücksichtigt lässt, in der wissenschaftlichen Literatur vertreten würden. Er erläutert hierzu, dass bereits die „Gründerväter“ der SFA (Aigner et. al (1977), S. 24 und 25 und Meeusen und van den Broeck (1977)) in unabhängig voneinander veröffentlichten Studien die von Frontier verwendete Formel mit Störterm bzw. ihren Kehrwert im Rahmen eines additiven Modells zur Berechnung des Effizienzwertes vorgeschlagen hätten. Ebenso berechneten Battese (Frontier production and technical efficiency: a survey of empirical applications in agricultural economics - 1992, S. 191f, Anlage Bf 15) und Kumbhakar und Lovell (2000 S. 138, Anlage BG 5) die Effizienz als Quotienten, bei dem im Zähler die Summe aus den geschätzten minimalen Kosten und der geschätzten Störgröße steht und im Nenner der tatsächlich beobachtete Wert. Diese Literaturquellen diskutierten zwar nicht das additive, sondern das multiplikative Modell. Aus den verbalen Formulierungen werde jedoch deutlich, dass der Vorschlag zur Verwendung dieser Formel mit Einbeziehung des Störterms allgemeiner Art und nicht auf das Multiplikationsmodell beschränkt zu sehen sei. Coelli bezeichne diese Formel in seinem Lehrbuch aus dem Jahre 2005 auch als Standardformel (Coelli et al, 2005, Kapitel 9, S. 244, Anlage Bf 13).
Aber auch für die von den Gutachtern SUMICSID verwendete Formel ohne Einbeziehung des Störterms gebe es einschlägige Literaturhinweise. So bestätigt der Sachverständige den Vortrag der Bundesnetzagentur, dass sowohl Battese und Coelli in ihrer Publikation (Prediction of firm-level Technical efficiencies with a generalized frontier production function and panel data, Journal of Economics 38 (1988), 387-399, Anlage Bf 14, dort insbesondere S. 389, 390) sowie Coelli in seinem Handbuch aus dem Jahr 1996 zu dem Computerprogramm Frontier 4.1 und auch Bogetoft und Otto in ihrem Lehrbuch aus dem Jahr 2011 (Anlage BG 2, S. 199 und S. 221) die von SUMICSID im Rahmen des angegriffenen Effizienzvergleichs berücksichtigte Methode benennen und vertreten.
Diese Angaben werden bestätigt durch das Beratungsunternehmen Frontier in seiner Stellungnahme zum Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber Gas aus Juni 2015 (Anlage Bf 3, S. 1, 2, 6) sowie auch durch die Polynomics AG, die von den Verbänden BDEW, VKU und GEODE mit einer Ausarbeitung zu den beiden Berechnungsmethoden beauftragt wurde (Stellungnahmen vom 16.09.2015 und 11.11.2015, Anlage Bf 6 S. 5, 8 und Anlage Bf 7 S. 1, 3, 5). Beide gehen davon aus, dass der von der Bundesnetzagentur bzw. SUMICSID im dritten Berechnungsschritt verwendete Ansatz in der Wissenschaft vertreten wird und die Anforderungen an die Bestimmung der Ineffizienzen im Rahmen einer SFA erfüllt. Frontier ist indes der Ansicht, dass die nicht explizit für die Anwendung in der Regulierung entwickelte Formel aufgrund der Vorgaben in der ARegV einer Anpassung durch Einbeziehung des Störterms bedürfe. Auch die Polynomics AG vertritt in ihren Stellungnahmen die Ansicht, dass sich die Entscheidung, welche Berechnung sinnvoll sei, (nur) aus dem Regulierungskontext ergebe, wobei die Vorgabe in § 15 Abs. 3 ARegV sowie die Gewährleistung einer Gleichbehandlung im Hinblick auf die DEA-Methode, die die Gesamtkosten inklusive Störgröße zugrunde lege, die Berücksichtigung des Störterms erfordere. Dies ist jedoch keine Frage der wissenschaftlichen Vertretbarkeit der Formel, sondern eine juristisch zu bewertende Frage (vgl. nachfolgend unter (3)).
(c)
Den Einwand der Betroffenen, zwar gehe der Ursprung der von der Bundesnetzagentur vertretenen SFA-Methode, im dritten Berechnungsschritt die Störgröße unberücksichtigt zu lassen, auf das Werk von Battese und Coelli aus dem Jahr 1988 zurück, Battese und Coelli hielten indes in ihren neueren wissenschaftlichen Publikationen in den Jahren 1992 bzw. 2005 nicht mehr an ihrem ursprünglichen mathematischen Ansatz fest und befürworteten nunmehr die Einbeziehung der Störgröße in die Berechnungen, hat der Sachverständige Prof. Dr. A. überzeugend zurückgewiesen. Auf ausdrückliche Nachfrage in der mündlichen Verhandlung erläuterte der Sachverständige vielmehr, eine Abkehr von der Berechnung des Effizienzwertes ohne Einbeziehung des Störterms sei den beiden neueren Publikationen von Battese und Coelli nicht zu entnehmen. Unabhängig davon, dass das neuere Werk von Battese aus dem Jahr 1992 zeitlich vor dem Computerhandbuch Coellis aus dem Jahre 1996 erschienen sei, in dem Coelli die hier von dem Beratungsunternehmen SUMICSID und der Bundesnetzagentur favorisierte Berechnungsmethode ohne Einbeziehung des Störterms verwende, beziehe sich die Formel in dem Lehrbuch von Coelli aus dem Jahr 2005 auf die Berechnung der Effizienzgrenze - und nicht auf die Berechnung des Effizienzwerts -, bei der sich die Störgröße (v), wie der Formel auf S. 244 des Lehrbuchs zu entnehmen sei, ohnehin herauskürze, so dass sie keine Aussage zu der Frage liefere, ob der Effizienzwert mit oder ohne Störgröße zu berechnen sei. Auch die Polynomics AG geht in ihren schriftlichen Ausführungen vom 16.09.2015 und 11.11.2015 davon aus, dass beide Berechnungsformeln – mit und ohne Einbeziehung des Störterms – zur Bestimmung der SFA-Effizienzwerte wissenschaftlich vertreten werden (Anlage Bf 6 S. 8 und Anlage Bf 7 S. 2, 3).
(d)
Die Ansicht der Betroffenen, die Berücksichtigung des Störterms im additiven Modell sei mathematisch zwingend und die Berechnungsweise der Bundesnetzagentur nach der SUMICSID-Methode schon von daher rechtswidrig, ist ebenfalls nicht zutreffend. Es liegt kein rechtswidriges Herauskürzen des Störterms als Summanden in der Formel (Ke + v) / (Ke + u + v) vor, da die Bundesnetzagentur den Wert des Störterms mit Null ansetzt bzw. den Störterm in der Formel gar nicht berücksichtigt.
Der Sachverständige Prof. Dr. A. hat in der mündlichen Verhandlung auf entsprechende Nachfrage des Senats nachvollziehbar bestätigt, dass die von der Bundesnetzagentur und SUMICSID zur Effizienzwertbestimmung gewählte Berechnungsmethode sowohl für additive als auch für multiplikative Modelle in der Wissenschaft vertreten werde. So unterscheide Coelli in seinem Computerhandbuch Frontier 4.1 zwischen additiven und multiplikativen Modellen und verwende für beide bei der Ableitung des Effizienzwertes die Berechnungsweise ohne Einbeziehung des Störterms.
Die Ausführungen des Sachverständigen stimmen mit den von der Polynomics AG gemachten Angaben überein, deren Gutachter ebenfalls davon ausgehen, dass für die grundsätzliche Definition des Effizienzwertes unerheblich sei, welche Spezifikation der Kostenfunktion, additiv oder multiplikativ, gewählt werde (Stellungnahme vom 11.11.2015, Anlage Bf 7 S. 6).
(e)
Soweit die Parteien darüber streiten, ob dem von Battese/Coelli (1988) befürworteten Ansatz ein Paneldatenmodell zugrunde lag, das nach Ansicht der Betroffenen nicht ohne weiteres auf das hier einschlägige Querschnittsdatenmodell übertragbar sei, oder ob sich der Ansatz von vornherein auf ein Querschnittsdatenmodell bezog, hat der Sachverständige in der mündlichen Verhandlung überzeugend erläutert, dass es für die Frage der zur Ermittlung des Effizienzwertes anzuwendenden Formel unerheblich sei, ob ein Paneldatenmodell oder ein Querschnittsdatenmodell zugrunde liege, da auch bei Querschnittsdatenmodellen die Annahme gelte, dass der Erfahrungswert des Störterms Null sei (ebenso die Polynomics AG in ihrer Stellungnahme vom 11.11.2015, Anlage Bf 7 S. 4).
(f)
Der Sachverständige hat weiter in seinem schriftlichen Gutachten nachvollziehbar dargelegt, dass ein Vorteil der von Frontier verwendeten Berechnungsmethode mit Einbeziehung des Störterms gegenüber der von der Bundesnetzagentur und von SUMICSID verwendeten Formel ohne Einbeziehung des Störterms darin liege, dass bei ihr eine Übereinstimmung zwischen berechnetem potenziellen Einsparbetrag (I) und geschätzter Ineffizienz (u) bestehe. Demgegenüber sei ein Nachteil der Formel von Frontier, dass einem Unternehmen mit zufällig extrem großer positiver Störgröße (v) eine sehr hohe Effizienz zugesprochen würde, wohingegen ein extrem negativer Störgrößenwert zu einer hohen Ineffizienz führe. Da das Unternehmen keinen Einfluss auf die Störgröße habe, sondern lediglich die Wahl der Ineffizienz beeinflussen könne und diese Wahl in den beiden genannten Situationen identisch getroffen worden sei, gebe die dennoch große Differenz in den Effizienzwerten die Situationen nicht sachgerecht wieder und schwäche die Aussagekraft des unter Einbeziehung des Störterms berechneten Effizienzwertes.
Der Sachverständige Prof. Dr. A. schlägt aus diesem Grund eine dritte Berechnungsmethode, nämlich eine proportionale Aufteilung der Störgröße (v) auf die minimalen Kosten bzw. effizienten Kosten (Ke) und die Ineffizienzen (u) vor (vgl. die Formel S. 16 des Gutachtens, Bl. 328 GA) und gelangt auf diesem Wege über eine Herleitung zu der von der Bundesnetzagentur bzw. von SUMICSID im dritten Berechnungsschritt verwendeten Methode. Er zeigt hierbei nachvollziehbar auf, dass - während die Argumente von SUMICSID auf der Grundannahme basieren, dass die Störgröße (v) eines Unternehmens im Zeitablauf zufällig um Null herum schwanke – er bei der von ihm gewählten Option diese Grundannahme nicht benötige und die zuvor genannten Vorteile – dass 1. der gesamte potentielle Einsparbetrag mit der geschätzten Ineffizienz übereinstimme und 2. ihre Referenzkosten (im Nenner) eine tatsächlich beobachtete und keine geschätzte Größe seien, auch bei der Formel der Bundesnetzagentur, wenn sie wie von ihm vorgeschlagen hergeleitet werde, gegeben seien.
Die Behauptung der Betroffenen, die Störgröße müsse für jeden Einzelfall verursachungsrecht in den individuellen Effizienzwert einfließen, ein Erwartungswert von Null beruhe auf der Annahme, dass die vorgenommene Aufteilung über die Gesamtheit aller Werte betrachtet ausgewogen sei, konnte der Sachverständige Prof. Dr. A. nicht bestätigen. Wenn die Störgröße – wie bei der von ihm vorgeschlagen, im Ergebnis der Bundesnetzagentur entsprechenden Methode – beiden Komponenten zugeordnet werde, führe dies zu keiner Benachteiligung der Betroffenen, selbst wenn die Störgröße über Jahre hinweg nur positiv oder negativ sei.
(g)
Die zuvor dargelegten Ausführungen des Sachverständigen Prof. Dr. A. sind insgesamt nachvollziehbar und überzeugend. Seinen einzelnen, zu den Fragen der Parteien in der mündlichen Verhandlung erfolgten Erläuterungen (vgl. zuvor (b) bis (g)) haben die Parteien in der mündlichen Verhandlung nicht mehr widersprochen. Insgesamt kommt der Sachverständige daher überzeugend zu dem Ergebnis, dass auch die von der Bundesnetzagentur bei der Effizienzwertberechnung verwendete Methode mit Einbeziehung des Störterms wissenschaftlich vertretbar und die von Frontier verwendete Berechnungsformel auch nicht eindeutig überlegen ist.
Dass, wie die Betroffene einwendet, die Frontier-Methode möglicherweise zwischenzeitlich die „gängigere“ oder eine ebenfalls geeignete Methode ist, vermag die Annahme eines Rechtsfehlers hingegen nicht zu rechtfertigen. Denn es ist nicht die Aufgabe einer gerichtlichen Überprüfung des Effizienzvergleichs, die Modellierung der Vergleichsmethode im Regulierungsverfahren durch eine alternative Modellierung im Beschwerdeverfahren zu ergänzen oder zu ersetzen. Ebenso wenig ist die Modellierung der Vergleichsmethode im Regulierungsverfahren einer vorsorglichen Überprüfung auf möglicherweise angreifbare Annahmen oder Auswahlentscheidungen zu unterziehen (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, Rn. 39, 41, juris). Die Auswahlentscheidung für eine bestimmte Methode kann von Rechts wegen vielmehr nur dann beanstandet werden, wenn sich feststellen lässt, dass der gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm im Rahmen des zugrunde gelegten Modells zukommt, oder dass ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände, wie insbesondere seiner Eignung für die Zwecke der Ermittlung der zu bestimmenden Endgröße, der Verfügbarkeit der benötigten Datengrundlage, des zu ihrer Feststellung erforderlichen Aufwands und der Präzision und Belastbarkeit der mit diesem methodischen Vorgehen erzielbaren Ergebnisse, dem von der Regulierungsbehörde gewählten Vorbringen so deutlich überlegen ist, dass die Auswahl einer anderen Methode nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann (BGH, Beschluss v. 27.02.2015, EnVR 42/13, Rn. 32, juris). Dies ist bei der von der Bundesnetzagentur und SUMICSID gewählten Methode der Effizienzwertberechnung – wie zuvor dargelegt – nicht der Fall.
(3)
Die Auffassung der Betroffenen, der Ansatz, die Störgröße im dritten Berechnungsschritt mit einzubeziehen, ergebe sich zwingend aus den Vorgaben der ARegV, teilt der Senat nicht.
Die Berücksichtigung des Störterms im dritten Schritt folgt nicht schon aus der Einheitlichkeit des Begriffs „Gesamtkosten“ in § 12 Abs. 2 und § 15 Abs. 3 S. 2 ARegV. Insoweit macht die Betroffene geltend, dass der Begriff in § 15 Abs. 3 ARegV auf die tatsächlich beobachteten Gesamtkosten des Netzbetreibers – und damit den Kosten inklusive des stochastischen Terms – abstelle und der Gesetzgeber für den Fall, dass er eine andere Lesart des Begriffs der „Gesamtkosten“ in § 12 Abs. 2 ARegV gewollt hätte, explizit angeordnet hätte, dass der Effizienzwert als Anteil der Gesamtkosten „abzüglich der Störgröße“ auszuweisen sei. Ein Zusammenhang zwischen § 12 Abs. 2 ARegV und § 15 Abs. 3 ARegV, wie ihn die Betroffene sowie auch Frontier (Anlage Bf 3 S. 3 f.) sehen, kann den betreffenden Regelungen der ARegV nicht entnommen werden. Diese enthalten keine methodische Aussage darüber, ob bei der Berechnung des Effizienzwertes der Störterm mit zu berücksichtigen ist (vgl. OLG Schleswig, Beschluss v. 01.12.2016, Az.: 53 Kart 1/16, Rn. 41, juris). Folglich muss nicht sichergestellt werden, dass die ineffizienten Kosten nach § 15 Abs. 3 ARegV den in der SFA geschätzten ineffizienten Kosten entsprechen. Dies ergibt sich bereits daraus, dass die von der Betroffenen und Frontier aufgestellte Prämisse verletzt wird, sobald der Effizienzwert eines Netzbetreibers auf den Kosten nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV (standardisierte Kosten) basiert. Dass Frontier davon ausgegangen ist, ein Effizienzvergleichsmodell sei von den tatsächlichen Kosten her zu entwickeln, rechtfertigt keine andere Bewertung, weil beide Berechnungsarten gleichwertig nebeneinander stehen. Zudem folgt die Bestimmung der Ineffizienzen in Euro nach § 15 Abs. 3 ARegV erst im vierten Schritt und kann schon von daher die davor liegende Vorgehensweise im dritten Schritt nicht determinieren. Für diese bestimmt vielmehr die Ökonometrie, wie der Effizienzwert im Rahmen der SFA zu berechnen ist.
Die Berücksichtigung des Störterms bei der Ableitung des prozentualen Effizienzwerts ist auch nicht im Hinblick auf eine Gleichbehandlung von Unternehmen, die ihren Effizienzwert aus der DEA erhalten, und damit unter dem Blickwinkel der Methodenkonsistenz geboten (ebenso OLG Schleswig, Beschluss v. 01.12.2016, Az.: 53 Kart 1/16, Rn. 42, juris). In der DEA ist die Berücksichtigung der Störgröße bzw. ihr Exkludieren nicht vorgesehen (vgl. Ergebnisdokumentation Anlage Bf 2, S. 16), weshalb es schon an einer Vergleichbarkeit der Sachverhalte bzw. Methoden fehlt.
(4)
Schließlich verlangt auch das in § 12 Abs. 3, 4a ARegV verankerte Gebot zur Best-abrechnung nicht die Berücksichtigung der Störgröße. Dies folgt schon daraus, dass die Berücksichtigung der Störgröße nicht zwingend bei allen Netzbetreibern zu einem höheren Effizienzwert führt. Auch unabhängig davon ergibt sich keine Pflicht zur Ermittlung des Effizienzwerts (auch) anhand des Frontier-Ansatzes.
Gemäß § 12 Abs. 4a S. 1 ARegV ist der Effizienzvergleich mit den Aufwandsparametern nach § 13 Abs. 1 ARegV zusätzlich ohne die Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV durchzuführen. Gemäß § 12 Abs. 4a S. 2 ARegV sollen die Vergleichsparameter nach § 13 Abs. 3 und 4 ARegV dabei unverändert bleiben. Aufgrund der in Anlage 3 festgelegten Effizienzvergleichsmethoden DEA und SFA ist somit jede der beiden Methoden mit den Aufwandsparametern mit und ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV durchzuführen, wobei die ermittelten Vergleichsparameter nach § 13 ARegV stets unverändert bleiben. Daraus resultieren insgesamt vier Effizienzwerte für jedes Unternehmen. Gemäß § 12 Abs. 4a S. 3 ARegV ist der jeweils höhere Wert aus den Effizienzvergleichen unter Verwendung der Aufwandsparameter mit und ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung zu verwenden. Nach § 12 Abs. 3 ARegV ist ebenso der jeweils höhere Wert aus den ermittelten Effizienzwerten nach den vorgegebenen Methoden DEA und SFA zu verwenden. Im Ergebnis ist also jede der beiden in der Anlage 3 genannten Effizienzvergleichsmethoden – SFA und DEA – mit den Aufwandsparametern mit und ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung durchzuführen. Aus den so ermittelten vier Effizienzwerten, die sich für ein Unternehmen ergeben, ist der höchste Wert in Ansatz zu bringen (so genannte Best-of-four). Nach dem klaren Wortlaut des Gesetzes bezieht sich das Gebot der Bestabrechnung nur auf die vier, wie dargelegt, zu ermittelnden Effizienzwerte. Im Ergebnis wird mithin von insgesamt vier ermittelten Werten nur der höchste berücksichtigt (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 20, juris „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
Bei der Ausgestaltung der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden steht der Regulierungsbehörde demgegenüber, soweit sie sich an die Vorgaben der ARegV hält, ein Beurteilungsspielraum zu. Vorgaben zur Ausgestaltung der Methodik der Effizienzwertermittlung nach der Anlage 3 lassen sich den Regelungen zur Bestabrechnung hingegen nicht entnehmen.
Für eine Nichtberücksichtigung der Störgröße spricht aus regulatorischer Sicht vielmehr, dass der jeweilige Netzbetreiber ansonsten nicht mehr mit der Effizienzgrenze verglichen wird, sondern mit einem Netzbetreiber, dessen Kosten, je nach Vorzeichen der Störgröße, höher oder niedriger sind als die Kosten eines effizienten Netzbetreibers. Ist die Störgröße, wie bei der Betroffenen, positiv, wird der Netzbetreiber nicht mehr mit dem optimalen Netzbetreiber der Effizienzgrenze verglichen, sondern mit einem Netzbetreiber, dessen Kosten selbst höher sind als die optimalen Kosten. Somit wäre die Effizienzgrenze nicht mehr Maßstab für die Effizienzwertbestimmung. Dies stellt auch die Betroffene nicht in Abrede. Um den von ihr einerseits im Hinblick auf die Nichtberücksichtigung der Störgröße kritisierten, andererseits im Hinblick auf die dadurch bewirkte Benachteiligung von Unternehmen, die aufgrund der Frontier-Methode einen besseren Effizienzwert erzielen könnten, geforderten Überforderungsschutz, geht es bei der Orientierung an der Effizienzgrenze nicht.
Die Forderung, die Bundesnetzagentur dürfe keine wissenschaftlich zugelassene Methode unberücksichtigt lassen, müsse mithin das für den jeweiligen Netzbetreiber vorteilhafteste Modell auswählen, liefe im Übrigen auf ein für jeden Netzbetreiber individuell ermitteltes Effizienzvergleichsmodell hinaus und widerspräche damit dem EnWG, das die Durchführung eines einheitlichen Effizienzvergleichs vorsieht.
Der Einwand der Betroffenen, es sei nicht ersichtlich, dass das Bestabrechnungsgebot erst nach der Modellbildung greife, die Bundesnetzagentur könne das Bestabrechnungsgebot auf diese Weise ad absurdum führen, indem sie bei der Modellbildung eine wissenschaftlich nicht anerkannte Methode und nur eine wissenschaftlich anerkannte Methode zugrunde lege und damit das Bestabrechnungsgebot faktisch verwässere, verkennt, dass die Berücksichtigung einer wissenschaftlich nicht anerkannten Methode rechtswidrig und gerichtlich überprüfbar ist.
bb)
Auch die weiteren, von der Betroffenen vorgebrachten Argumente stützen nicht die Rechtswidrigkeit des von der Bundesnetzagentur durchgeführten Effizienzvergleichs.
Die Rüge der Betroffenen, die Regulierungskammer habe die Ermittlung des Effizienzwertes entgegen § 73 VwGO und § 39 VwVfG nicht auf eine hinreichende Begründung gestützt, die mangelnde Nachvollziehbarkeit von wesentlichen Bewertungskriterien laufe verfahrensrechtlichen Kernvorgaben zuwider und verstoße gegen das Rechtsstaatsprinzip, ist unbegründet.
Die in § 73 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 39 Abs. 1 Satz 2 VwVfG normierte Begründungspflicht dient dem Zweck, den Beteiligten und dem Gericht die Überprüfung der Entscheidung in tatsächlicher und rechtlicher Hinsicht zu ermöglichen. Hierzu ist es erforderlich und ausreichend, diejenigen tatsächlichen und rechtlichen Erwägungen anzuführen, aus denen sich die Rechtmäßigkeit der ergangenen Entscheidung ergibt, so dass eine Überprüfung der Entscheidung möglich ist (vgl. Senat, Beschluss v. 22.08.2012, VI-3 Kart 39/11; Hanebeck in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2015, § 73 Rn. 8; Turiaux in: Kment, EnWG, 2015, § 73 Rn. 4). Diesen Anforderungen genügt der angefochtene Bescheid.
Dass die Regulierungskammer nach Maßgabe dessen nicht gehalten war, die wesentlichen Bewertungskriterien und die diesbezüglichen Einzelbewertungen für die Betroffene über die im angefochtenen Bescheid enthaltenen Ausführungen hinaus näher darzustellen, hat der Kartellsenat des Bundesgerichtshofs schon entschieden (BGH, Beschluss v. 07.10.2014, EnVR 25/12, Rn. 34 ff., juris). Nach § 12 Abs. 2 ARegV ist der Effizienzwert als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen. Bei der Bestimmung dieses Werts sind nach § 13 ARegV Aufwands- und Vergleichsparameter heranzuziehen, die zum Teil in der Verordnung fest vorgegeben, zum Teil von der Regulierungsbehörde festzulegen sind. Eine "Einzelbewertung" der Netzbetreiber auf der Grundlage einzelner dieser Parameter ist nicht vorgesehen (vgl. BGH, Beschluss v. 07.10.2014, EnVR 25/12, Rn. 37, juris). Eine solche wird von der Bundesnetzagentur auch nicht vorgenommen. Von daher kommt es schon nicht darauf an, ob eine Einzelbewertung auch ohne Offenlegung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen möglich wäre. Gegenteiliges kann auch nicht der Entscheidung des Bundesgerichtshofs entnommen werden, insbesondere nicht seinen Ausführungen, dass die dortige Betroffene nicht dargelegt habe, in welcher Weise dies ohne Offenlegung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen geschehen solle und welche Erkenntnisse sich für die Betroffene daraus ergeben könnten. Vielmehr hat der Bundesgerichtshof klargestellt, dass die Erteilung von diesbezüglichen Hinweisen weder Gegenstand noch Ziel der Anreizregulierung ist. Diese ist gemäß § 21a EnWG darauf beschränkt, durch Vorgabe von Erlösobergrenzen Anreize für eine effiziente Leistungserbringung zu setzen, überlässt es aber dem betroffenen Netzbetreiber, ob und in welcher Weise er diese Anreize umsetzt (BGH, Beschluss v. 07.10.2014, EnVR 25/12, Rn. 37, 38, juris). Auch das von der Betroffenen geforderte Schulnotensystem ist weder in der ARegV noch im EnWG vorgesehen und kann schon von daher von ihr nicht gefordert werden, zumal dieses System auch aufwändig und impraktikabel wäre, da für jeden einzelnen Parameter noch Schulnoten vergeben werden müssten. Im Übrigen liegt auch keine Prüfungsentscheidung vor, so dass auch die dazu von der Betroffenen zitierte Rechtsprechung nicht einschlägig ist.
Eine detaillierte Bekanntgabe von Einzelbewertungen ist auch nicht geboten oder erforderlich, um der Betroffenen etwa eine bessere betriebswirtschaftliche Optimierung zu ermöglichen. Der Effizienzvergleich soll den Netzbetreibern ihre jeweilige Ineffizienz vor Augen führen und so zu effizienterem Handeln anreizen. Wie der jeweilige Netzbetreiber dies im eigenen Unternehmen umsetzt, bleibt ihm überlassen (vgl. OLG Düsseldorf, 5. Kartellsenat, Beschluss v. 16.10.2016, VI-5 Kart 21/14 (V), Rn. 189, juris).
Soweit die Betroffene rügt, dass sie ohne diese Einzeldaten ihren Effizienzwert nicht nachvollziehen könne, ergibt sich nichts Gegenteiliges, insbesondere liegt kein Verstoß gegen das Rechtsstaatsprinzip und Art. 19 Abs. 4 GG vor. Letztlich könnte die Betroffene ihren Effizienzwert nur nachvollziehen, wenn ihr die – anders als die erst zu ermittelnden Schulnoten - bereits vorhandenen Werte derjenigen Unternehmen, die sich als die effizientesten erwiesen haben, bekannt wären (vgl. BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 87 ff., juris). Diese sind jedoch als Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren (vgl. BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 78 f., 83, 91, 96, juris). Es besteht kein Anspruch auf eine umfassende Einsicht in das dem Effizienzvergleich zu Grunde liegende Datenmaterial (BGH, Beschluss v. 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 72 ff.). Ein sogenanntes „in-camera-Verfahren“ ist im EnWG, anders als etwa in § 99 Abs. 2 VwGO oder § 138 Abs. 2 TKG, nicht vorgesehen und wäre im Hinblick auf das in § 84 Abs. 2 S. 3 EnWG angeordnete Verwertungsverbot im Übrigen rechtswidrig (Hanebeck in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2015, § 84 Rn. 16; OLG Düsseldorf, 5. Kartellsenat, Beschluss v. 06.10.2016, VI-5 Kart 21/14 (V), Rn. 188, juris). Dieser Auffassung schließt sich der Senat an. Wie die Betroffene klargestellt hat, geht es ihr aber auch gar nicht um die Einsichtnahme in das dem Effizienzvergleich zugrunde liegende Datenmaterial. Eine Aufbereitung des Datenmaterials nach Schulnoten kann die Betroffene jedoch, wie ausgeführt, nicht verlangen, weswegen es ohnehin keines in-camera-Verfahrens bedarf. Die fehlende Mitteilung dieser Daten kann daher keinen Verstoß gegen das Rechtsstaatsprinzip und Art. 19 Abs. 4 GG begründen.
Der Effizienzvergleich ist im Übrigen methodisch rechtsfehlerfrei durchgeführt worden. Es sind keine Anhaltspunkte ersichtlich, dass der Effizienzvergleich nicht den oben genannten Bewertungsmaßstäben genügt, etwa der Sachverhalt unvollständig oder unzutreffend ermittelt worden wäre. Es ist ferner nicht erkennbar, dass das Willkürverbot verletzt ist, gesetzliche Zielvorgaben fehlerhaft abgewogen oder nicht berücksichtigt worden sein könnten.
Der Einwand der Betroffenen, die in den Effizienzvergleich einbezogene DB Energie GmbH sei nicht mit den übrigen Verteilernetzbetreibern strukturell vergleichbar, weshalb der Effizienzvergleich gegen § 21a Abs. 2 S. 4 EnWG und das Willkürverbot verstoße, ist nicht begründet.
Die Einbeziehung der DB Energie GmbH entspricht den energierechtlichen Vorgaben. § 21a Abs. 2 EnWG gibt den Rahmen und die Ermächtigung für die ARegV vor. Die ARegV greift die Vorgabe in § 21a Abs. 2 S. 4 EnWG, „Gruppen von Netzbetreibern“ zu bilden, auf und setzt dann unterschiedliche Regeln für die jeweiligen Gruppen von Netzbetreibern um (vgl. etwa § 12 Abs. 1, § 22 Abs. 1 und Abs. 3 ARegV). Die gesetzliche Vorgabe nach § 21a Abs. 2 S. 4 EnWG verlangt hierbei keine detailliert ausdifferenzierte Unterscheidung (möglichst vieler) unterschiedlicher Netzbetreiber-Gruppen. Vielmehr wird nur vorgegeben, dass in der Anreizregulierung überhaupt vergleichbare Gruppen gebildet werden sollen. Die ARegV implementiert einen funktionalen Ansatz, der nur zwischen Übertragungs-, Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern unterscheidet (vgl. Meinzenbach in: Berliner Kommentar zum Energierecht, 3. Auflage, § 21a EnWG Rn. 152). Die Bundesnetzagentur kann sich nicht über diese Vorgaben und Definitionen des EnWG und der ARegV hinwegsetzen. § 21a Abs. 6 S. 2 Nr. 1 und Nr. 2 ARegV ist bereits deshalb nicht einschlägig, weil es sich bei dieser Norm um eine Ermächtigungsgrundlage für den Verordnungsgeber handelt, durch Rechtsverordnung Regelungen zur Festlegung der für eine Gruppenbildung relevanten Strukturkriterien zu treffen.
Im Strombereich wird zwischen Übertragungs- und Verteilernetzen unterschieden. Der Bundesgerichtshof hat entschieden, dass das Bahnstromnetz ein Elektrizitätsversorgungsnetz i.S.d. § 3 Nr. 16 EnWG darstellt, dabei jedoch offen gelassen, ob es sich um ein Übertragungs- oder Verteilernetz handelt (BGH, Beschluss v. 09.11.2010, EnVR 1/10, „Bahnstromfernleitungen“, Rn. 12, juris). Die Betroffene bezeichnet das von der DB Energie GmbH betriebene Netz – entsprechend der Terminologie des Bundesgerichtshofs - als Fernleitungsnetz. Fernleitungsnetzbetreiber gibt es im Strombereich jedoch nicht, vielmehr ist die DB Energie GmbH als Verteilernetzbetreiberin i.S.d. § 3 Nr. 3 EnWG i.V.m. § 3 Nr. 37 EnWG anzusehen. Gemäß § 3 Nr. 3 EnWG sind Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung von Elektrizität wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen. Unter Verteilung im Sinne des § 3 Nr. 37 EnWG wird der Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizitätsverteilernetze oder der Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze zur Ermöglichung der Versorgung von Kunden verstanden, nicht jedoch die Belieferung der Kunden selbst.
Die DB Energie GmbH betreibt das 110-kV/16,7-Hertz-Bahnstromfernleitungsnetz (im Folgenden: Bahnstromnetz). Das Bahnstromnetz verbindet das Oberleitungsnetz, über das die elektrischen Betriebsfahrzeuge ihren Traktionsstrom beziehen, mit den öffentlichen 50-Hertz-Versorgungsnetzen. Zu dem Bahnstromnetz gehören sogenannte Umformer- und Umrichteranlagen, mit denen der 50-Hertz-Drehstrom aus den Netzen der öffentlichen Versorgung in Einphasen-Bahnstrom mit einer Frequenz von 16,7 Hertz umgewandelt wird, und sogenannte Unterwerke, in denen die elektrische Energie mit einer Spannung von 110 kV auf die für den Bahnbetrieb erforderliche Spannung von 15 kV transformiert und in die Oberleitung eingespeist wird. Das Oberleitungsnetz wird von der DB Netz AG betrieben. Für die Nutzung des Bahnstromnetzes verlangt die DB Energie GmbH von ihren Netzkunden ein Entgelt. Entsprechende Preisblätter sind auf ihrer Internetseite veröffentlicht (BGH, Beschluss v. 09.11.2010, EnVR 1/10, Rn. 1, juris). Die DB Energie GmbH transportiert nach alledem Elektrizität zur Belieferung der Eisenbahnverkehrsunternehmen. Zutreffend ist zwar, dass die DB Energie GmbH kein eigenes Konzessionsgebiet hat, sondern Elektrizität im gesamten Bundesgebiet transportiert. Dies macht sie jedoch nicht zum Übertragungsnetzbetreiber i.S.v. § 3 Nr. 10 und 32 EnWG. Der Verweis auf die Definition in § 3 Nr. 29c EnWG passt bereits deshalb nicht, weil diese nicht den Verteilernetzbetreiber, sondern den „örtlichen Verteilernetzbetreiber“ definiert.
Da die DB Energie GmbH demnach von Gesetzes wegen als Verteilernetzbetreiber einzustufen ist und § 21 Abs. 1 S. 1 ARegV vorschreibt, dass ein bundesweiter Effizienzvergleich für alle Verteilernetzbetreiber durchzuführen ist, ist sie qua Gesetz mit den übrigen Verteilernetzbetreibern strukturell vergleichbar. Dass – auch dadurch - diese Gruppe nicht vollständig homogen ist, liegt auf der Hand und ist wesentlicher Grund für die in der Anlage 3 Nr. 5 ARegV vorgeschriebene Ausreißeranalyse, mit der verhindert werden soll, dass ein einzelner Netzbetreiber die Lage der Effizienzkostengrenze zu stark beeinflusst (vgl. Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 53).
Diese hat die Bundesnetzagentur ausgeführt. Bei der DEA wurde mittels Dominanzanalyse jedes Unternehmen dahingehend überprüft, ob es als Effizienzmaßstab für über 50 % der übrigen Unternehmen galt. In einem zweiten Schritt wurden mittels Supereffizienzanalyse ebenfalls sämtliche Unternehmen individuell überprüft und diejenigen identifiziert, deren Effizienzwert über dem vorgegebenen Grenzwert lag. Für die noch verbleibenden Verteilernetzbetreiber wurde eine dritte DEA berechnet (vgl. Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 54). Auf diese Weise wurden zehn Unternehmen eliminiert (Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 64 f.). Bei der SFA wurden Ausreißer unabhängig von ihrer Effizienz über ihren Einfluss auf die Regressionsgrade ermittelt und strukturell auffällige Netzbetreiber mit der Cook’s Distance-Analyse als Ausreißer – insgesamt sechs Unternehmen - identifiziert und aus dem Datensatz entfernt. Dabei hat die Bundesnetzagentur einen gegenüber der ersten Regulierungsperiode niedrigeren, d.h. weniger strengen Schwellenwert angesetzt, da sich dieser am zuverlässigsten erwies (Ergebnisdokumentation Anlage Bf 2 S. 55). Im Anschluss wurde eine erneute Berechnung der Effizienzwerte mittels SFA ohne die als Ausreißer identifizierten Netzbetreiber vorgenommen (Ergebnisdokumentation Anlage Bf 2, S. 55, 67). Diese Vorgehensweise wandte die Bundesnetzagentur bereits im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode Strom an und sie wurde vom Bundesgerichtshof nicht beanstandet. Die Betroffene hat keine konkreten Anhaltspunkte aufgezeigt, wonach die gewählte Vorgehensweise aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar erscheint oder in Widerspruch zu den Vorgaben aus § 21 a EnWG oder der ARegV stehen könnte.
Die von der Betroffenen geforderte wiederholte Ausreißeranalyse ist bereits in der Anreizregulierungsverordnung nicht vorgesehen. Sie war auch vorliegend nicht erforderlich, weil die DB Energie GmbH im Rahmen des hier angegriffenen Effizienzvergleichs Strom nur bei der SFA auf Grundlage der standardisierten Gesamtkosten als Ausreißer identifiziert worden war. Bei beiden DEA-Varianten (standardisierte und nicht standardisierte Kosten) sowie bei der SFA auf Grundlage der nicht standardisierten Kosten ist sie nicht als Ausreißer festgestellt worden. Die Betroffene hat ihren besten Effizienzwert ebenfalls aus der SFA standardisiert erhalten. Wenn die DB Energie GmbH in dieser Methode als Ausreißer identifiziert aus dem Effizienzvergleich herausgenommen worden ist, konnte sie keinen Einfluss mehr auf den Effizienzwert der Betroffenen genommen haben. Nachdem sich die Ausreißeranalyse insgesamt ausgewirkt hat, war eine Wiederholung der Ausreißeranalyse nicht geboten. Dies zeigt sich daran, dass mehrere Unternehmen (jeweils sechs und zehn), wie ausgeführt, als Ausreißer identifiziert und aus der Erhebung eliminiert wurden. Im Übrigen ist laut der Ergebnisdokumentation Effizienzvergleich VNB Strom die DB Energie GmbH hinsichtlich der verwendeten Parameter durchaus mit den übrigen Verteilernetzbetreibern vergleichbar und führt ihre Berücksichtigung nicht zu Verzerrungen der Ergebnisse (Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 11, Punkt 1.2.4.1 und S. 67, Punkt 5.3.3 (SFA) sowie auch S. 64 Punkt 4.3.2. (DEA)). Angesichts dessen ist das pauschale Bestreiten der Richtigkeit der Behauptung der Bundesnetzagentur, die DB Energie GmbH habe sich nicht negativ auf den Effizienzvergleich ausgewirkt, unerheblich, denn dass der Bericht fehlerhaft ist, hat die Betroffene nicht geltend gemacht, weshalb die Einholung eines Sachverständigengutachtens oder die Durchführung eines „In-camera-Verfahrens“ nicht erforderlich ist.
Der Verweis auf das Gutachten WIBERA (Anlage Bf 10 (Gas) und Anlage Bf 16 (Strom)) vermag bereits deshalb keine Aussage für den vorliegenden Effizienzvergleich zu treffen, da der Regulierungsdatenpool nicht mit dem Datensatz der Bundesnetzagentur übereinstimmte. Die Anlage Bf 10 bezieht sich zudem auf den Effizienzvergleich der Gasverteilernetzbetreiber. Die mangelnde Übereinstimmung des Datensatzes gilt auch für die Berechnung nach dem Datensatz der Polynomics AG (BMT – Benchmarking Transparenz), wonach nach der Behauptung der Betroffenen ein um 2,8 %-punkte (SFA standardisiert) besserer Effizienzwert bei einer wiederholten Ausreißeranalyse zur Verfügung stünde. Dabei kann eine Verbesserung des Effizienzwertes grundsätzlich als richtig unterstellt werden. Bei einer weiteren Wiederholung wäre der Effizienzwert voraussichtlich noch höher. Die wiederholte Durchführung der Ausreißeranalyse ist, wie ausgeführt, methodisch jedoch nicht zwingend.
Der Behauptung der Betroffenen, die Bundesnetzagentur habe im Rahmen der ersten Regulierungsperiode Verteilernetzbetreiber vom Effizienzvergleich ausgeschlossen, hat die Bundesnetzagentur widersprochen. Die von der Betroffenen zitierte Passage unter Ziffer 5.01 des Gutachtens von SUMICSID zum Effizienzvergleich Gas der ersten Regulierungsperiode (Anlage Bf 9), auffällige Netzbetreiber seien aus der Datenbasis und den folgenden Analysen ausgeschlossen worden, bezieht sich auf die Vorgehensweise im Hinblick auf die Kostentreiberanalyse und Modellfindung. Sobald die relevanten Vergleichsparameter identifiziert waren, wurden für alle am Effizienzvergleich teilnehmenden Unternehmen Effizienzwerte sowohl mittels der DEA als auch mittels der SFA ermittelt.
Die Betroffene rügt - schon nur pauschal, ohne dies konkret zu belegen -, die Datenerhebung könne durch die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Auswahl und Definition der Vergleichsparameter verzerrt werden.
Die Auswahl der Vergleichsparameter für den Effizienzvergleich ist indes nicht zu beanstanden.
Diese hat gemäß § 13 Abs. 3 S. 7 ARegV mit qualitativen, analytischen und oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Um die Vergleichsparameter nach § 13 Abs. 4 ARegV zu erheben und die Ermittlung weiterer Vergleichsparameter gemäß § 13 Abs. 3 ARegV durchführen zu können, hat die Bundesnetzagentur eine Strukturdatenabfrage bei den Netzbetreibern durchgeführt. Diese wurden von der Bundesnetzagentur zunächst einer umfassenden Plausibilitätskontrolle unterzogen. Unplausible Daten wurden den Netzbetreibern mitgeteilt und von diesen korrigiert. In einem zweiten Schritt wurden aus diesen plausiblen Strukturdaten weitere potentielle Vergleichsparameter ermittelt. Die Auswahl der Parameter erfolgte auf der Grundlage einer so genannten Kostentreiberanalyse, die sich sowohl an ingenieurwissenschaftlichen als auch statistischen Kriterien orientiert, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Bei der Parameterauswahl wurde geprüft, inwieweit die Parameter signifikant und als Vergleichsparameter in die Untersuchung einzubeziehen waren.
Für den Effizienzvergleich wurden gemäß § 13 Abs. 4 ARegV und auf Grundlage der beschriebenen Kostentreiberanalyse folgende Vergleichsparameter in den Effizienzvergleich einbezogen (Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 17, 18):
1. Stromkreislänge HS – Kabel
2. Stromkreislänge MS – Kabel
3. Stromkreislänge HS – Freileitungen
4. Stromkreislänge MS – Freileitungen
5. Anschlusspunkte
6. zeitgleiche Jahreshöchstlast HS/MS
7. zeitgleiche Jahreshöchstlast MS/NS
8. Zählpunkte
9. installierte dezentrale Erzeugerleistung
10. versorgte Fläche NS
11. Stromkreislänge NS.
Der Einwand, ein Nichtausschluss auffälliger Netzbetreiber habe üblicherweise zu einer falschen Parameterauswahl geführt, ist nicht begründet. Richtig ist zwar, dass im Rahmen der Kostentreiberanalyse noch keine Ausreißeranalyse vorgenommen worden ist. Es wurde jedoch beachtet, dass die Durchschnittskostenmodelle für die Parameterwahl nicht durch einzelne Verteilnetzbetreiber übermäßig beeinflusst werden. Dies ist anhand einer Auffälligkeitsanalyse mittels robuster Regressionen (ROLS) sichergestellt worden. Diese identifiziert Ausreißer und berücksichtigt diese unmittelbar bei der Bestimmung der Regressionsfunktion im Rahmen der Kostentreiberanalyse. Den Ausreißern wird bei dieser Form der Regression ein deutlich geringeres bzw. ein Nullgewicht beigemessen und ihr Einfluss auf den Verlauf der Regressionsfunktion somit reduziert. Die robuste Regression ist daher besonders geeignet, trotz möglicher Ausreißer die Parameter zu identifizieren, die im Effizienzvergleich zu verwenden sind, ohne dass die Parameterauswahl verzerrt wird (vgl. Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 29).
Soweit die Betroffene moniert, dass die finale Wahl eines im Vergleich zur ersten Regulierungsperiode leicht modifizierten Modells unvereinbar mit der breiten Auswahl an ARegV-restringierten und –unrestringierten Modellen sowie deren Tests auf konzeptionelle, statistische und regulatorische Kriterien sei, ist schon nicht erkennbar, was genau die Betroffene beanstandet bzw. welches Modell sie für vorzugswürdig hält. Sie hat auch nicht dargelegt, dass das gewählte finale Modell gegen wissenschaftliche Ansätze oder die ARegV verstößt. Insbesondere schreibt § 13 Abs. 4 ARegV für die zweite Regulierungsperiode verpflichtende Vergleichsparameter vor, was die Flexibilität der Modellbildung per se einschränkt. Hinzu kommt, dass zu viele Vergleichsparameter das Risiko einer Fehlspezifikation erhöhen (Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 38). Für die im Einzelnen gerügten Vergleichsparameter gilt Folgendes:
(aa)
Die konkrete Ausgestaltung des Vergleichsparameters „Anschlusspunkte“ durch die Bundesnetzagentur ist nicht zu beanstanden. Ein Verstoß gegen die strukturelle Vergleichbarkeit gemäß § 21a Abs. 2 Satz 4 EnWG oder eine willkürliche Ungleichbehandlung der Netzbetreiber liegt nicht vor.
Bei dem Parameter Anschlusspunkte handelt es sich gemäß § 13 Abs. 3 Nr. 1 ARegV um einen Pflichtparameter. Zur Berechnung wurden alle Netzanschluss- und Einspeisungspunkte der Netzebenen Höchstspannung, Hochspannung, Mittelspannung und Niederspannung addiert. Die Anschlusspunkte der Umspannebenen HS/MS sowie MS/NS wurden hingegen nicht berücksichtigt. Dies entspricht dem Vorgehen im Rahmen des Effizienzvergleichs der ersten Regulierungsperiode. Die für die Netzstruktur wichtigen und kostenintensiven Verbindungspunkte werden durch die Parameter „Fläche und Zahl der Anschlusspunkte“ als maßgebliche Kostentreiber einer Netzebene abgebildet. Für die Umspannebenen gilt dies nach der Behauptung der Bundesnetzagentur nicht. Hier wirkt sich vielmehr im Wesentlichen die Jahreshöchstlast als kostentreibend aus, nicht jedoch die Anzahl der Anschlusspunkte. Dementsprechend ist nach den Angaben der Bundesnetzagentur auch die Jahreshöchstlast jeweils auf den Umspannebenen HS/MS sowie MS/NS als Vergleichsparameter zum Tragen gekommen und sind die Umspannebenen folglich im Effizienzvergleich berücksichtigt worden. Dies hat die Betroffene nicht in Abrede gestellt. Sie meint lediglich, dass der Vergleichsparameter „Anschlusspunkte“ kein maßgeblicher Kostentreiber für Umspannebenen sei. Dies finde in der ARegV im Hinblick auf Anlage 3 Nr. 3 Satz 1 ARegV keinen Halt. Eine Verletzung der Vorgabe in Anlage 3 Nr. 3 Satz 1 ARegV, wonach die Ermittlung der Effizienzwerte unter Einbeziehung aller Netzebenen zu erfolgen hat, liegt jedoch nicht vor, wenn eine Berücksichtigung im Rahmen des Vergleichsparameters Jahreshöchstlast erfolgt ist. Eine zusätzliche Berücksichtigung der Anzahl der Anschlusspunkte von Umspannebenen im Vergleichsparameter Anschlusspunkte ist dann nicht mehr erforderlich.
(bb)
Ferner ist nicht zu beanstanden, dass im Gegensatz zum Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode im Modell der zweiten Regulierungsperiode keine Korrektur der Vergleichsparameter „Leitungslänge Kabel HS“ und „Leitungslänge Freileitung HS“ um Bruchteilseigentum stattgefunden hat. Die Bundesnetzagentur hat ausgeführt, dass für diese Parameter im Rahmen der ersten Regulierungsperiode das Bruchteilseigentum abgefragt worden sei, dort indes lediglich 3 von 79 Netzbetreibern (Leitungslänge Kabel HS) und 4 von 65 Netzbetreibern (Leitungslänge Freileitung HS) einen Wert für Bruchteilseigentum angegeben hätten. Die Wertigkeit der Leitungslängen sei mit insgesamt 0,11 % der Leitungslänge Kabel HS und 0,19 % der Leitungslänge Freileitung HS im Bruchteilseigentum gering gewesen. Es kann daher angenommen werden, dass das Bruchteilseigentum für den Vergleichsparameter Leitungslänge nicht signifikant war. Entgegenstehendes hat die Betroffene auch nicht konkret behauptet. Soweit sie insoweit mit Anlage Bf 11 auf Ausführungen zum Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber Gas verweist, scheidet bereits eine Vergleichbarkeit aus.
(cc)
Dass der Parameter „Anzahl der Umspannstationen“ nicht aufgenommen worden ist, stellt den Effizienzvergleich ebenfalls nicht infrage. Vielmehr hat sich ergeben, dass dieser Parameter im Ergebnis nicht signifikant war (Ergebnisdokumentation, Anlage Bf 2, S. 60).
2.
Die Beschwerde der Betroffenen ist begründet, soweit sie rügt, dass bei der Bildung des Mittelwerts zwischen Jahresanfangs- und Jahresendbestand gem. § 7 Abs. 1 S. 4 StromNEV für Neuanlagen, die im Laufe des Geschäftsjahres angeschafft oder fertiggestellt wurden, im Anfangsbestand dieses Jahres nicht der volle Betrag der maßgeblichen Anschaffungs- und Herstellungskosten angesetzt worden ist. Im Hinblick auf die Entscheidung des Bundesgerichtshofs vom 10.11.2015 (BGH, EnVR 42/14, EnWZ 2016, 86, beck-online; vorgehend: Senat, Beschluss v. 27.05.2015, VI-3 Kart 115/14 (V), juris) hat die Bundesnetzagentur den Antrag auf Aufhebung des angegriffenen Beschlusses und Neubescheidung insoweit anerkannt.
Über den Hilfsantrag, den die Betroffene für den Fall gestellt hat, dass der Senat den Hauptantrag für nicht statthaft hält, war nicht mehr zu entscheiden, da der Senat den Hauptantrag als zulässig erachtet hat.
C.
Über die Kosten des Beschwerdeverfahrens war gem. § 90 S. 1 EnWG nach billigem Ermessen zu entscheiden. Da die Betroffene mit ihrer Beschwerde hinsichtlich des Beschwerdepunktes „Mittelwertbildung“ Erfolg hatte und die Beschwerde im Übrigen zurückgewiesen wurde, ist es sachgerecht, die Kosten des Beschwerdeverfahrens sowie die zur zweckentsprechenden Rechtsverfolgung notwendigen Aufwendungen der Parteien wie geschehen anteilig entsprechend des Obsiegens und Unterliegens der Parteien zu quoteln.
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 bewertet der Senat im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach Angaben der Betroffenen (Anlage Bf 8), denen die Bundesnetzagentur nicht entgegengetreten ist, mit … Euro (… Euro für die alternative Berechnung des Effizienzwertes nach Frontier, … Euro für die gerügte rechtsfehlerhafte Methode des Effizienzvergleichs im Übrigen und … Euro für die Mittelwertbildung).
D.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben und der Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung dienen (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EnWG).

Rechtsmittelbelehrung:
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die 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 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 12 ff ARegV
§§ 12 ff. und Anlage 3 ARegV
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG
§ 14 ARegV
§ 12 ARegV
§ 24 ARegV
§ 13 ARegV
§ 73 VwGO
§ 39 VwVfG
§ 21a EnWG
§ 21a EnWG
§ 21 a EnWG
§ 3 ZPO
§ 2 Abs. 1 ARegV
§ 4 Abs. 1 und 2 ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 7 Abs. 1 Satz 4 GasNEV
§ 252 Abs. 1 Nr. 1 HGB
§ 12 Abs. 3 ARegV
§ 12 Abs. 2 ARegV
§ 11 Abs. 2 ARegV
§ 15 Abs. 3 S. 2 ARegV
§ 15 Abs. 3 ARegV
§ 12 Abs. 3 mit Abs. 4a und Abs. 1 ARegV
§ 21 Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 3 Nr. 3 EnWG
§ 15 Abs. 3 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 ARegV
§ 12 Abs. 3, 4 a ARegV
§ 3 Nr. 3 und Nr. 37 EnWG
§ 3 Nr. 10 und 32 EnWG
§ 13 Abs. 3 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG
§ 21a Abs. 6 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 6 EnWG
§ 12 Abs. 1 ARegV
§ 13 Abs. 1 ARegV
§ 13 Abs. 2 ARegV
§ 12 Abs. 4a ARegV
§ 13 Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 12 Abs. 4a Satz 3 ARegV
§ 12 Abs. 3, 4a ARegV
§ 12 Abs. 4a S. 1 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV
§ 12 Abs. 4a S. 2 ARegV
§ 13 Abs. 3 und 4 ARegV
§ 12 Abs. 4a S. 3 ARegV
§ 73 Abs. 1 EnWG
§ 39 Abs. 1 Satz 2 VwVfG
§ 99 Abs. 2 VwGO
§ 138 Abs. 2 TKG
§ 84 Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 21a Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 21a Abs. 2 EnWG
§ 21a Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 22 Abs. 1 und Abs. 3 ARegV
§ 21a Abs. 6 S. 2 Nr. 1 und Nr. 2 ARegV
§ 3 Nr. 16 EnWG
§ 3 Nr. 37 EnWG
§ 3 Nr. 29c EnWG
§ 21 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 13 Abs. 3 S. 7 ARegV
§ 13 Abs. 4 ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 4 EnWG
§ 13 Abs. 3 Nr. 1 ARegV
§ 7 Abs. 1 S. 4 StromNEV
§ 90 S. 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EnWG
Art. 19 Abs. 4 GG

Zitierte Entscheidungen: 5 Kart 21/14
6 C 36/13
53 Kart 1/16
3 Kart 39/11
3 Kart 115/14