Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2016-10-06, Aktenzeichen VI-5 Kart 21/14 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2016:1006.VI5KART21.14V.00

Tenor:
Auf die Beschwerden der Betroffenen vom 24.07.2014 und vom 08.01.2016 wird der Änderungsbescheid der Landesregulierungsbehörde vom 08.12.2015, Az. VB4-38-20/1.1., und Tenorziffer 7 des Ausgangsbescheids vom 24.06.2014, Az. VB4-38-20/1.1., aufgehoben. Die weitergehende Beschwerde vom 24.07.2014 wird zurückgewiesen.
Die Betroffene hat die Gerichtskosten des Beschwerdeverfahrens und die außergerichtlich entstandenen notwendigen Auslagen der Landesregulierungsbehörde und der beteiligten Bundesnetzagentur zu 90 % tragen. Die Landesregulierungsbehörde hat die Gerichtskosten des Beschwerdeverfahrens und die außergerichtlich entstandenen notwendigen Auslagen der Betroffenen zu 10 % tragen. Im Übrigen findet eine Kostenerstattung nicht statt.
Der Wert des Beschwerdeverfahrens wird bis zur mündlichen Verhandlung auf x €, ab dem Zeitpunkt der mündlichen Verhandlung auf x € festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.
A.
Die Beschwerdeführerin ist ein Energieversorgungsunternehmen mit Sitz in Essen, wo sie u.a. das regionale Gasnetz mit 55.788 Ausspeisepunkten betreibt.
Ende 2011 leitete die Landesregulierungsbehörde von Amts wegen das Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen nach § 4 Abs. 1 und 2 der ARegV i.V.m. § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG für die zweite Regulierungsperiode ein. Die Betroffene übermittelte im Verwaltungsverfahren die erforderlichen Daten und Informationen, u.a. den Bericht nach § 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV i.V.m. § 28 GasNEV. Unter dem 26.03.2012 teilte die Landesregulierungsbehörde der Betroffenen das aus ihrer Sicht berücksichtigungsfähige Ergebnis der Kostenprüfung mit. Danach belief sich das berücksichtigungsfähige Ausgangsniveau zunächst auf x €. Die Betroffene erklärte am 26.03.2012 zu diesem Prüfergebnis:
„(1) Kostenprüfung Gas-Prüfergebnis
Wir haben uns am 26.03.2012 telefonisch über die Ermittlung des sachgerechten Ausgangsniveaus ausgetauscht und sind zu einem abschließenden Ergebnis in Höhe von x € gekommen Das Ergebnis wird rechnerisch modifiziert, wenn sich bis zur Anhörung für die Erlösobergrenzenermittlung zur 2. Regulierungsperiode (2013 – 2017) folgende Parameter ändern:
a) die verwendeten Zinssätze zur Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung
b) die Indexreihen zur Berechnung der kalkulatorischen Restwerte.“
Vor dem Hintergrund der Änderungen, die sich aus der am 22.08.2013 in Kraft getretenen GasNEV-Novelle ergaben, und unter Berücksichtigung des Saldos des Regulierungskontos der Betroffenen für die Jahre 2009 – 2011 in Höhe von x € erhöhte sich das berücksichtigungsfähige Ausgangsniveau später auf x €. Mit Schreiben vom 25.02.2013 teilte die Landesregulierungsbehörde der Betroffenen weiter mit, dass ihr Effizienzwert, der für die erste Regulierungsperiode noch 76,10 % betrug, mit 88,38 % ermittelt worden sei.
Durch den zunächst angegriffenen Bescheid vom 24.06.2014 hat die Landesregulierungsbehörde die Erlösobergrenzen der Betroffenen für die zweite Regulierungsperiode wie folgt festgelegt:
2013
x €
2014
2015
2016
2017
Dabei hat sie eine Bereinigung des Effizienzwerts nach § 15 Abs. 1 ARegV abgelehnt und einen Widerrufsvorbehalt angeordnet.
Mit Bescheid vom 08.12.2015 hat die Landesregulierungsbehörde die Erlösobergrenzenfestlegung vom 24.06.2014 geändert. Sie hat den Effizienzwert neu berechnet und nunmehr einen niedrigeren Effizienzwert von 87,02 % anstatt zuvor 88,38 % festgesetzt. Dadurch errechneten sich für die fünfjährige Regulierungsperiode insgesamt um x € geringere Erlösobergrenzen:
Die Landesregulierungsbehörde hat sich bei der Korrektur des Effizienzwertes der Auffassung der Bundesnetzagentur angeschlossen. Die Bundesnetzagentur hatte gemeint, dass bei der Effizienzwertberechnung der Störterm – wie erst jetzt festgestellt worden sei – in unvertretbarer Weise und anders als zuvor (erste Regulierungsperiode Strom und Gas, zweite Regulierungsperiode Strom) berechnet worden sei. Der Unterschied betreffe nicht die Methode der SFA-Berechnung als solche, sondern die Ableitung des prozentualen Effizienzwertes anhand der ermittelten Größen. Zutreffend sei aber allein die zuvor gewählte Berechnungsmethode. Bei der Ableitung des Effizienzwertes dürfe – wie bei den bislang erfolgten Effizienzvergleich-Berechnungen– keine Störgröße in den Quotienten zur Ableitung des prozentualen Effizienzwertes aufgenommen werden. Der Störterm sei mit „null“ anzusetzen. Bei dem hier angewendeten additiven Modell sei – anders als bei multiplikativen Modellen, die den Effizienzwert direkt bestimmen – ein Zwischenschritt erforderlich, in dem die ermittelten Kosten in einen prozentualen Effizienzwert umgerechnet werden. Der zunächst vorgenommene Ansatz des Störterms bei der Ableitung des prozentualen Wertes sei wissenschaftlich unvertretbar und daher rechtlich fehlerhaft.
Zum Hintergrund der Störterm-Problematik hat der Vertreter der Bundesnetzagentur Dr. H in der Sitzung erläutert, dass der Störterm-Fehler 2015 aufgefallen sei, als man im Zusammenhang mit Berechnungen des Erweiterungsfaktors festgestellt habe, dass die von der Behörde selbst erstellten Statistiken nicht mit den von den Gutachtern errechneten Werten übereinstimmten. Die Vertreterin der Bundesnetzagentur L hat geschildert, dass von den 80 Netzbetreibern im Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur die Bescheide in 15 Fällen nicht rechtskräftig gewesen seien. Bislang sei ein Bescheid aufhoben worden. Es sei geplant, (nur) nicht bestandskräftige Bescheide zugunsten und zulasten der Netzbetreiber anzupassen. Durch die geänderte Berechnungsweise hätten sich Abweichungen von maximal rund 2 Prozentpunkten ergeben. Eine einheitliche Handhabung der verschiedenen Landesregulierungsbehörden sei nicht erkennbar. Für die Landesregulierungsbehörde hat Dr. L erklärt, dass die Landesregulierungsbehörde die Erlösobergrenzenbescheide der am Regelverfahren beteiligten Netzbetreiber angepasst habe, sofern sich der Effizienzwert durch eine Neuberechnung verbessert habe (14 Bescheide). Dies sei unabhängig davon erfolgt, ob die Ausgangsbescheide rechtskräftig gewesen seien oder nicht. Habe sich hingegen eine Verschlechterung des Effizienzwertes ergeben, seien nur die nicht bestandskräftigen Bescheide abgeändert worden (8 von 22 Bescheiden).
Die Landesregulierungsbehörde hat die nachträgliche Änderung des Effizienzwertes und des Ausgangsbescheides auf § 29 Abs. 2 EnWG gestützt. Sie habe als Regulierungsbehörde ihre Einschätzung geändert, nachträglich erkannt, dass unbewusst nach wissenschaftlich nicht vertretbaren Methoden gerechnet worden sei. Die bisherige Genehmigungspraxis sei daher von Anfang an sachwidrig gewesen. § 29 Abs. 2 S. 1 EnWG erfasse auch rückwirkende Änderungen. Der angeordnete Widerrufsvorbehalt zwinge nicht dazu, bestandskräftige und nicht bestandskräftige Verwaltungsakte gleich zu behandeln. Eine reformatio in peius sei im Rechtsbehelfsverfahren möglich.
Bei der Ermessensausübung sei zu berücksichtigen, dass der Bescheid noch nicht bestandskräftig sei, so dass das Vertrauen des Netzbetreibers nicht schutzwürdig sei. So habe der Netzbetreiber selbst durch die Beschwerdeeinlegung die Bestandskraft verhindert. Es überwiege das öffentliche Interesse, rechtmäßige Umstände herzustellen und für eine materielle Richtigkeit der Erlösobergrenzen-Festlegung zu sorgen (Gesetzmäßigkeit der Verwaltung). Nach den energierechtlichen Vorgaben sei eine sichere, preisgünstige und effiziente leitungsgebundene Gasversorgung unter Wettbewerbsbedingungen zu gewährleisten. Die Entscheidung sei auch verhältnismäßig.
Gegen den Änderungsbescheid hat die Betroffene am 08.01.2016 ebenfalls Beschwerde eingelegt. Der Senat hat beide Verfahren verbunden.
Die Betroffene meint, der Änderungsbescheid hätte schon nicht ergehen dürfen. Die Wertung des § 4 Abs. 2 S. 2 ARegV verbiete eine nachträgliche Änderung. Die Norm bestimme, dass die Erlösobergrenzen bis auf die in Abs. 3 – 5 genannten Sonderfälle für die Regulierungsperiode unverändert blieben. Die Erlösobergrenzen seien vor Beginn der Regulierungsperiode festzulegen. Es sei sachwidrig und willkürlich, lediglich die noch nicht bestandskräftigen Erlösobergrenzenbescheiden zu ändern. Die Betroffene werden aus sachfremden Erwägungen faktisch „bestraft“, obwohl die Landesregulierungsbehörde sich den unbeschränkten Widerruf im Bescheid gerade vorbehalten habe. Eine Verböserung komme nicht in Betracht. Die von den Regulierungsbehörden behauptete „offenkundige Rechtswidrigkeit“ liege nicht vor. Der uneingeschränkte Widerrufsvorhalt sei im Übrigen rechtswidrig. Allenfalls komme eine Änderung des Ausgangsbescheids für die Zukunft nach § 29 Abs. 2 S. 1 EnWG in Betracht. Vertrauensschutz stehe einem Rückgriff auf § 48 Abs. 1 S. 2, Abs. 2 bis Abs. 4 VwVfG entgegen und sei auch bei fehlender Bestandskraft zu beachten. Die Landesregulierungsbehörde könne nicht das im Ausgangsbescheid festgelegte Erlösobergrenzenniveau unterschreiten. Die Erlösobergrenzenfestlegung erwachse teilweise in Bestandskraft, soweit sie nicht mit der Beschwerde angegriffen werde.
Die im Ausgangsbescheid vorgenommene Effizienzwertberechnung sei zutreffend, rechtlich geboten und entspreche dem Gebot der Bestabrechnung. Im Übrigen sei bei mehreren Berechnungsalternativen jede Methode rechtmäßig, wenn diese wissenschaftlich vertretbar sei. Es sei nicht erforderlich, dass die Effizienzwertberechnung stets nach derselben Methode erfolgen müsse. Es sei inkonsistent, die Störgröße nicht bei allen Berechnungsschritten anzuwenden. Der Effizienzwert sei als prozentuale Größe ausgehend von den „Gesamtkosten“ zu berechnen, was den Störterm einschließe.
Die Betroffene hält auch den Ausgangsbescheid für rechtswidrig.
Sie habe sich mit Schreiben vom 26.03.2012 nicht mit dem damals ermittelten Ausgangsniveau in der Weise einverstanden erklärt, dass Änderungen nicht mehr möglich sein sollten. Es liege kein „stillschweigender Verzicht“ oder ein bindendes „Einverständnis“ auf der Basis des seinerzeit ermittelten Ausgangsniveaus vor. Die Betroffene habe weder einen öffentlich-rechtlichen Vergleichsvertrag geschlossen noch einen Rechtsmittelverzicht erklärt. Es greife der Amtsermittlungsgrundsatz.
Die Landesregulierungsbehörde habe die Kosten für die Nutzungsmöglichkeit des Gasspeichers basierend auf einer Lastflusszusage rechtsfehlerhaft nicht nach § 6 ARegV i.V.m. § 5 Abs. 1, § 4 Abs. 1 und Abs. 6 GasNEV als aufwandsgleiche Kosten berücksichtigt. Der Gasspeicher diene dazu, die Versorgungssicherheit und Netzstabilität in ihrem Gasverteilernetz sicherzustellen. Sie betreibe seit dem Jahr 2001 in F. einen sogenannten Gasröhrenspeicher. Diesen Gasspeicher halte sie seit Beginn des Jahres 2014 über eine Lastflusszusage ihres Vertriebs vor, um auch bei Kapazitätseinschränkungen des vorgelagerten Netzbetreibers die Versorgungssicherheit und Netzstabilität im eigenen Gasverteilernetz aufrechtzuerhalten. Im Wege einer sogenannten positiven Lastflusszusage habe sich ihr Vertrieb als Transportkunde gegenüber dem Netzbetrieb der Betroffenen dazu verpflichtet, je nach Abforderungsverlangen des Netzbetriebs Erdgasmengen aus dem Gasspeicher in das Netz einzuspeisen. Durch die Lastflusszusage könne die Bezugsmenge aus dem vorgelagerten Netz je nach Tageslast, zu Spitzenlastzeiten um ca. 15 % reduziert werden. Je nach Witterungslage sei damit eine Überbrückung mehrerer Tage möglich. Für die zweite Regulierungsperiode errechne sich eine Erhöhung der Erlösobergrenzen von insgesamt x €.
Ursprünglich sei die Betroffene entsprechend der Behördenpraxis davon ausgegangen, dass die Kosten der Vergütung für Lastflusszusagen den vorgelagerten Netzkosten zuzuordnen und damit als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile im Sinne des § 11 Abs. 2 Nr. 4 ARegV zu qualifizieren seien. Nachdem die Landesregulierungsbehörde mit Schreiben vom 18.11.2010 auf die zwischenzeitlich ergangene entgegenstehende Rechtsprechung verwiesen habe (Oberlandesgericht Düsseldorf, Beschluss vom 01.09.2010 – VI-3 Kart 50/09 (V)), habe sie zunächst die rückwirkende bilanzielle Aktivierung in der Tätigkeitssparte Gasverteilung geplant. So hätten kalkulatorische Abschreibungen nach § 6 GasNEV angesetzt werden können. Dies sei dann nicht umgesetzt worden, weil die Regelung des § 6b Abs. 3 S. 1 Nr. 5 EnWG für Gasspeichertätigkeiten einen von der Netzsparte getrennten Tätigkeitsabschluss erfordere. Daher mache sie die Kosten für die Lastflusszusage nun als aufwandsgleiche Kosten geltend. Die Kosten der Lastflusszusage seien als nachhaltige Kostensteigerung gegenüber dem Basisjahr im Ausgangsniveau für die zweite Regulierungsperiode nach dem Rechtsgedanken des § 6 Abs. 3 S. 1 ARegV zu berücksichtigen.
Die Kosten aus der Lastflusszusage seien netzdienlich und entsprächen den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers. Auch die Verteilernetzbetreiber müssten – gleichrangig mit den Fernleitungsnetzbetreibern – die Versorgungssicherheit gewährleisten (arg. e. § 15 Abs. 3, § 16a S. 1 EnWG). Ihre vorgelagerte Netzbetreiberin, die P. GmbH, habe sie 2013 nachdrücklich darauf hingewiesen, dass es nach den zwei vorangegangenen harten Wintern für den kommenden Winter nicht ausgeschlossen werden könne, dass es zu Versorgungseinschränkungen komme. Die „Endlichkeit“ des Fassungsvermögens eines Gasspeichers sei für die Frage der Netzdienlichkeit unerheblich. Die Landesregulierungsbehörde hätte die Betroffene im Übrigen darauf hinweisen müssen, dass sie die Netzdienlichkeit des Speichereinsatzes nicht hinreichend nachgewiesen habe.
Der Ermittlung der Tagesneuwerte habe die Landesregulierungsbehörde rechts- und sachwidrige Indexreihen zugrunde gelegt und damit zu geringe kalkulatorische Abschreibungen, eine zu geringe kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung und in der Folge eine zu geringe kalkulatorische Gewerbesteuer ermittelt. Für die zweite Regulierungsperiode seien die Erlösobergrenzen deshalb um x € zu erhöhen. Die in § 6a GasNEV genannten Indexreihen verstießen gegen die Vorgaben der gesetzlichen Verordnungsermächtigung in § 24 S. 1 Nr. 1 und Nr. 4, § 21 Abs. 2 S. 1 und
§ 1 Abs. 2 EnWG. Sie führten nicht zu der gesetzlich intendierten bestmöglichen und repräsentativen Bewertung der Anlagen. Die Indexreihen vereinfachten zu stark und griffen auf hoch aggregierte Wirtschaftszweige zurück, die die Preisentwicklung von Netzbetreiberanlagen nicht repräsentativ abbildeten.
Die Indexreihe „Ortskanäle“ sei bei der Betroffenen für den größten Teil des Sachanlagevermögens (93,34 %), maßgeblich, wobei aber der Subindex „Entwässerungskanalarbeiten“ mit einem Anteil von 43,679 % einflösse. Dieser Subindex setze sich wieder aus den Indizes „Beton- und Stahlbetonrohre“, „Steinzeugrohre“ und „Kunststoffrohre“ zusammen, repräsentiere damit insgesamt nicht die bei der Betroffenen verwendeten Materialien. Auch die Entwicklung der Lohnkosten werde nicht bestmöglich und repräsentativ durch die gewählten Indexreihen abgebildet, vorrangig sei vielmehr auf die Verhältnisse des Baugewerbes und damit auf diesen Index abzustellen. Darüber hinaus würden weder die Besonderheiten der unterschiedlichen Materialarten der Leitungen noch der materialspezifischen Preissteigerungen beim Gasrohrleitungsbau erfasst. Die Unterscheidung der Reihen für Leitungen größer und kleiner als 16 bar sei ebenfalls willkürlich und führe nicht zu einer bestmöglichen Bewertung der Anlagen. Die Indexreihen seien auch nicht sachgerecht plausibilisiert worden.
Grundstücke seien zu Unrecht nur zu historischen Anschaffungskosten und nicht zu aktuellen Verkehrswerten berücksichtigt worden, so dass sich eine zu geringe kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung und kalkulatorische Gewerbesteuer ergebe. Unzutreffend sei die Auffassung der Landesregulierungsbehörde, dass sich die Rechtslage nach dem mit Wirkung vom 06.11.2007 ergänzten S. 3 des § 7 Abs. 1 GasNEV beurteile. Sie mache die Anerkennung von Grundstücken geltend, welche vor dem 01.01.2006 angeschafft worden seien, so dass es sich gemäß § 6 Abs. 1 S. 3 GasNEV um Altanlagen handle, die zu Tagesneuwerten zu bewerten seien (§ 7 Absatz 1 S. 2 Nr. 2 GasNEV). Durch den unzutreffenden Ansatz verringere sich das Ausgangsniveau um x € pro Jahr und reduziere die Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode um x €.
Die Landesregulierungsbehörde habe ferner den Zinssatz für das überschießende Eigenkapital (sogenannter EK II-Zinssatz) rechtsfehlerhaft ermittelt und eine zu geringe kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung und in der Folge eine zu geringe kalkulatorische Gewerbesteuer angesetzt. Ihr Gasnetzbetrieb weise erhebliche spezifische Risiken auf, die zu berücksichtigen seien. Die Betroffene sei keine Monopolistin, konkurriere insbesondere mit dem örtlichen Fernwärmenetzbetreiber. Außerdem habe sie insolvenzbedingte Forderungsausfälle zu tragen, die nicht regulatorisch gewälzt werden könnten. Das Rating der Netzbetreiber habe sich verschlechtert. Die Erlösobergrenzen seien daher für die zweite Regulierungsperiode insgesamt um x € zu erhöhen.
Die Änderungsverordnung zu § 7 Abs. 1 S. 5 und Abs. 7 GasNEV sei nichtig, denn die dort herangezogenen Anleihetypen seien nicht geeignet, einen angemessenen Zinssatz für das überschießende Eigenkapital zu gewährleisten. Der in der Änderungsverordnung zu § 7 Abs. 7 GasNEV festgelegte Zinssatz entspreche nicht der vom Gesetzgeber intendierten angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals. Die in der Änderungsverordnung genannte Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand – sei eine Rendite für eine risikolose Anleihe und daher ungeeignet, Risiken eines Netzbetriebs angemessen zu berücksichtigen. Auch die Umlaufrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe – sei nicht sachgerecht. Hypothekenpfandbriefe seien durch Grund und Boden besichert und unterlägen den strengen Anforderungen des Pfandbriefgesetzes. Es handle sich hier ebenfalls um eine nahezu risikolose Anleihe. Nur die Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen – berücksichtige unternehmerische Risiken. Der Verordnungsgeber hätte aufklären müssen, welche Umlaufrenditen bestmöglich geeignet seien. Die in § 7 Abs. 7 GasNEV vorgegebenen Umlaufrenditen führten zudem zu einer mit den gesetzlichen Vorgaben unvereinbaren Ungleichbehandlung der Netzbetreiber, deren Netzbetrieb überschießendes Eigenkapital aufweise. Dieser Kapitalanteil werde systematisch niedriger als Fremdkapital verzinst, denn die Berechnung der Fremdkapitalzinsen sei auch nach der Verordnungsänderung unverändert geblieben (§ 5 Abs. 2 GasNEV).
Die kalkulatorische Gewerbesteuer habe die Landesregulierungsbehörde anhand einer fehlerhaften Berechnungsmethodik ermittelt und deshalb eine zu geringe kalkulatorische Gewerbesteuer angesetzt. Deshalb seien die Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode um insgesamt x € zu erhöhen. Die Landesregulierungsbehörde berechne die kalkulatorische Gewerbesteuer, indem sie zunächst den nominellen Gewerbesteuersatz entsprechend dem Gewerbesteuerrecht ermittle, und diesen im Wege einer „Vom-Hundert-Rechnung“ auf die gemäß § 7 GasNEV ermittelte kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung anwende. Für die zutreffende Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer müsse aber zunächst ein Nettobetrag berechnet werden, der sich aus der Eigenkapitalverzinsung abzüglich der Gewerbesteuer ergebe. Dieser, um die Gewerbesteuer bereinigte Nettobetrag, sei dann die Basis für die kalkulatorische Gewerbesteuer. Die Berechnungsmethode der Landesregulierungsbehörde nach dem „Vom-Hundert-Ansatz“ verstoße gegen die Vorgaben des § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG und des § 8 GasNEV. Dies habe auch der Bundesgerichtshof verkannt.
Ferner sei die Effizienzwertermittlung – über die Störterm-Frage hinaus – rechtswidrig. Für die Betroffene sei ein Effizienzwert von 100 % anzusetzen. Die Erlösobergrenzen seien insgesamt für die zweite Regulierungsperiode – einschließlich der Verschlechterung des Effizienzwertes durch den Änderungsbescheid (Störterm) und der sich hieraus ergebenden Verringerung der Erlösobergrenzen um x € – um x € zu erhöhen.
Die Berechnung des Effizienzwertes sei unzureichend begründet. Wesentliche Bewertungskriterien und überprüfbare Ansatzpunkte seien nicht dargelegt. Der Betroffenen seien lediglich die eigenen Strukturparameter und das Endergebnis des Effizienzvergleichs mitgeteilt worden. Sie könne Ineffizienzen nur abbauen, wenn sie die wesentlichen Bewertungskriterien und Einzelbewertungen kenne. Gegebenenfalls wären die Grundlagen des Effizienzvergleichs durch das Gericht im Rahmen eines sogenannten „in-camera“-Verfahrens, aufgrund der Komplexität auch mit sachverständiger Hilfe, zu prüfen.
Die Methodik des Effizienzvergleichs sei falsch. Die Bundesnetzagentur habe insbesondere fünf regionale – nicht strukturell vergleichbare – Fernleitungsnetzbetreiber, die in der ersten Regulierungsperiode noch nicht in den Effizienzvergleich aufgenommen worden waren, nun in der zweiten Regulierungsperiode einbezogen. Diese regionalen Fernleitungsnetzbetreiber seien durch ihre Fernleitungs-Transportfunktion geprägt. Die Heterogenität der Daten sei gestiegen, was bei der Ausreißeranalyse hätte berücksichtigt werden müssen. Das Ergebnis werde zulasten der Betroffenen weiter dadurch verzerrt, dass diese regionalen Fernleitungsnetzbetreiber gegenüber den Verteilernetzbetreibern im März 2012 von der Festlegung vom 01.03.2011 BK9-10/603 abweichende Datendefinitionen hinsichtlich der der Parameter „Konzessionsgebiet“, „versorgte Fläche“, „Bevölkerungszahl“ sowie „Anschluss- und aktueller Erschließungsgrad“ erhalten hätten.
Es sei hierbei nicht mehr an das Konzessionsgebiet, das bei Fernleitungsbetreibern häufig nicht vorhanden sei, angeknüpft, sondern auf von dem Leitungsnetz berührte Gemeinden und Flächenanteile abgestellt worden. So werde für den Vergleichsparameter „versorgte Fläche“ eine umfangreichere Versorgungsaufgabe suggeriert als für die übrigen Verteilernetzbetreiber. Die Berechnung orientiere sich nicht an dem Konzessionsgebiet, das bei den regionalen Fernleitungsnetzbetreibern „null“ betrage, sondern an Gemeindegrenzen und deren Flächenanteilen, durch die die Leitungen der regionalen Fernnetzbetreiber verliefen.
Der Vergleichsparameter „Ausspeisepunkte > 16 bar“ hätte von vornherein nicht einbezogen werden dürfen, weil gemäß Anlage 3 Abs. 3 S. 1 zu § 12 ARegV die Effizienzwerte unter Einbeziehung aller Druckstufen zu ermitteln seien. Der Parameter sei im Übrigen nicht geeignet, wesentliche Kostentreiber abzubilden. Zielsetzung des Parameters solle sein, die mit dem Netz verbundenen höheren Investitionskosten, insbesondere für Gasdruckregel- und Messanlagen (GDRMA), abzubilden. Der Parameter „vorherrschende Bodenklasse 4 5 6“ stelle nicht auf die tatsächlichen Erschwernisse bei der Leitungsverlegung ab. Die Bundesnetzagentur ermittle lediglich einen Durchschnitt der Bodenklassen im Versorgungsgebiet. Darüber hinaus sei ein Verteilernetzbetreiber an die Lage der örtlich anzuschließenden Kunden gebunden, könne nicht wie ein regionaler Fernleitungsnetzbetreiber mit starker Transportfunktion beim Leitungsbau ungünstige Bodenverhältnisse umgehen. Es fehlten ferner die Vergleichsparameter „potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ und „Bevölkerungszahl“. Der insbesondere bei der Betroffenen eingetretene Bevölkerungsrückgang, von rund x Einwohnern Anfang der 70-iger Jahre auf x Einwohner im Jahr 2010, werde so nicht berücksichtigt. Anders als im ersten Effizienzvergleich, bei dem der Bevölkerungsrückgang jedenfalls teilweise mit dem Parameter „potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ erfasst worden sei, entfalle dies nun gänzlich. Es sei nicht sachgerecht, die teurere Rückbauvariante effizienter zu bewerten als den kostengünstigeren Verzicht auf einen Rückbau.
Die Ausreißerbereinigung könne keine ausreichende Vergleichbarkeit herstellen. So sei die DEA-Methode für Datenfehler und nicht vergleichbare Unternehmen äußerst sensitiv, was die Effizienzwerte der anderen Unternehmen stark beeinflusse. Die nur einmalig vorgenommene Ausreißeranalyse genüge nicht. Vielmehr wäre eine mehrmalige, wiederholende, iterative Ausreißerbereinigung geboten gewesen. Für die Betroffene hätten sich die Effizienzwerte dann um 7,77 Prozentpunkte (SFA) und 2,44 Prozentpunkte (DEA) erhöht. Es sei bei der SFA-Berechnung auch keiner alternativen Ausgestaltung der Ausreißeranalyse mittels der Cook’s Distance-Methode und anderer statistischer Kriterien sowie deren Auswirkungen nachgegangen worden. Dass das Modelldesign der Bundesnetzagentur unangemessen sei, werde auch dadurch deutlich, dass alle regionalen Fernleitungsbetreiber als Ausreißer bei der SFA-Berechnung identifiziert worden seien. Die regionalen Fernleitungsbetreiber hätten daher vorweg aus der Vergleichsgruppe herausgenommen werden und die Ausreißeranalyse dann nochmals mittels Cook’s Distance erfolgen müssen. Aufgrund der fehlenden wiederholenden Neuberechnung seien weitere Ausreißer im Datensatz verblieben.
Rechtsfehlerhaft habe die Landesregulierungsbehörde eine Anpassung des Effizienzwerts wegen des Vorliegens einer Besonderheit der Versorgungsaufgabe gemäß § 15 Abs. 1 S. 1 ARegV abgelehnt. Hierdurch seien die Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode um x € zu gering angesetzt worden. Der Effizienzwert sei um 6,87 Prozentpunkte zu erhöhen. Die T GmbH betreibe in ihrem Versorgungsgebiet ein paralleles Fernwärmeversorgungsnetz. Dass einige Stadtteile später mit parallelen Fernwärmeleitungen erschlossen werden würden, sei beim Bau ihres Gasnetzes noch nicht abzusehen gewesen. Durch die Nutzung der Fernwärme als Wärmequelle entfalle in diesen Fernwärmevorranggebieten ein Großteil der Gasdurchleitung und weniger Kunden seien dort an das Gasnetz angeschlossen. Eine Erschließung mit Gasversorgungsleitungen sei aus heutiger Sicht daher nicht mehr wirtschaftlich sinnvoll. Da angeschlossene Kunden aber weiterhin mit Gas versorgt werden müssten, könnten die „überdimensionierten“ Gasleitungen nicht entfernt werden. Erschwerend komme hinzu, dass zahlreiche Kunden sogenannte „Kochgas“-Kunden mit nur geringem Verbrauch seien. Der Betroffenen entstünden daher Mehrkosten für den Ausbau, die Dimensionierung und den Betrieb ihres Gasversorgungsnetzes.
Die Mehrkosten seien so zu berechnen, dass die Netzkosten mit und ohne x km Gasleitungen im Fernwärmevorrangbereich zu vergleichen seien. Ihr seien durch die Gasleitungen im Gebiet der parallelen Fernwärmeversorgung im Basisjahr 2010 zusätzliche Kosten in Höhe von x € entstanden. Dies entspreche – ausgehend von Kosten in Höhe von x € – 7,21 % der nach § 14 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2 ARegV ermittelten Aufwandsparameter. Ersparte Aufwendungen oder Sowieso-Kosten seien nicht relevant, weil sie Mehrkosten aufgrund überdimensionierter Gasversorgungsleitungen geltend mache.
Die von der T GmbH betriebene parallele Fernwärmeversorgung stelle eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe dar, weil es sich um einen außergewöhnlichen strukturellen Umstand handle, der im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Abs. 3 und Abs. 4 ARegV nicht hinreichend berücksichtigt werde und zudem durch sie – die betroffene Netzbetreiberin – nicht beeinflussbar sei. Der Betrieb eines Gasversorgungsnetzes in einer zwischenzeitlich als Fernwärmevorranggebiet ausgewiesenen Fläche sei nicht beeinflussbar. Die durch die Änderung des § 15 Abs. 1 S. 1 ARegV erhöhte Anforderung eines außergewöhnlichen strukturellen Umstands sei mit höherrangigem Recht unvereinbar. Ungeachtet dessen liege hier ein „außergewöhnlicher struktureller Umstand“ vor. Nach ihren Informationen sei nur eine äußerst geringe Anzahl von Unternehmen im Effizienzvergleich vom Betrieb eines parallelen Fernwärmenetzes durch Dritte betroffen. Im Rahmen des Abschlussgutachtens sei der Betrieb eines parallelen fremden Fernwärmenetzes im Versorgungsgebiet durch ein Drittunternehmen nicht näher untersucht worden, sondern nur ein möglicher Parameter „eigenes Fern-und/oder Nahwärmenetz“ mit der Priorität 3. Dieser Parameter sei zwar statistisch getestet worden, jedoch sei festgestellt worden, dass er nicht modellrelevant im Sinne der Auswahl nach §§ 12 – 14 ARegV sei. Die Parameterauswahl für den Effizienzvergleich sei nach der BGH-Rechtsprechung ohne Aussagekraft für eine etwaige Besonderheit der Versorgungsaufgabe.
Ferner sei der von der Landesregulierungsbehörde in Tenorziffer 7 angeordnete, einschränkungslose Widerrufsvorbehalt rechtswidrig. Der Vorbehalt sei nicht auf die im Ausgangsbescheid genannten Fälle beschränkt, wie die Verwendung der Formulierung „insbesondere“ zeige. Ein solcher umfassender Widerrufsvorbehalt sei rechtswidrig. Es fehle hierfür eine Ermächtigungsgrundlage. § 29 Abs. 2 EnWG greife nicht, erlaube allenfalls eine Änderung mit Wirkung für die Zukunft. Die Landesregulierungsbehörde habe ermessensfehlerhaft nicht die Belange der Betroffenen abgewogen. Eine solche Änderungsmöglichkeit widerspreche im Übrigen der Wertung der § 21a Abs. 3 S. 3 EnWG, § 4 Abs. 2 S. 2 ARegV. Auch nach allgemeinen verwaltungsrechtlichen Grundsätzen komme ein Änderungsvorbehalt mit Wirkung für die Vergangenheit nicht in Betracht.
Die Betroffene hat ferner die Höhe der für das betriebsnotwendige Eigenkapital angesetzten Zinssätze (EK I-Zinssatz) beanstandet. Diesen Beschwerdepunkt haben die Betroffene und die Landesregulierungsbehörde in der mündlichen Verhandlung übereinstimmend für erledigt erklärt. Die Betroffene hatte insoweit für die zweite Regulierungsperiode eine Erhöhung der Erlösobergrenzen von insgesamt x € begehrt.
Nachdem die Betroffene zunächst auch die Höhe der anzusetzenden Eigenkapitalbasis für Anlagen im Bau beanstandet hatte, hat sie ihre Beschwerde hinsichtlich dieses Beschwerdepunktes mit Schriftsatz vom 22.07.2016 zurückgenommen (begehrte Erhöhung der Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode x €).
Die Betroffene beantragt,
1. den Bescheid der Landesregulierungsbehörde vom 08.12.2015, Az. VB4-38-20/1.1, aufzuheben,
2. den Bescheid der Landesregulierungsbehörde vom 24.06.2014, Az. VB4-38-20/1.1, aufzuheben, und die Landesregulierungsbehörde analog § 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO zu verpflichten, eine Neubescheidung unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen.
3. hilfsweise zur Aufhebung des in Ziffer 7 des Bescheids vom 24.06.2014 enthaltenen Widerrufsvorbehalts festzustellen, dass der in Ziffer 7 des Bescheids der Landesregulierungsbehörde vom 24.06.2014, Az. VB4-38-20/1.1, enthaltene Widerrufsvorbehalt der Landesregulierungsbehörde nicht zu einer Abänderung der Erlösobergrenzenfestlegung über die Grenzen des § 29 Abs. 2 EnWG hinaus ermächtigt.
Die Landesregulierungsbehörde beantragt,
die Beschwerden zurückzuweisen.
Sie bittet um Zurückweisung der Beschwerden, indem sie die angegriffenen Bescheide unter Wiederholung und Vertiefung der maßgeblichen Gründe verteidigt. Der Änderungsbescheid sei rechtmäßig ergangen und der Effizienzwert nunmehr zutreffend berechnet.
Auch der Ausgangsbescheid sei rechtmäßig. Die Landesregulierungsbehörde meint, die Betroffene könne das Kostenprüfergebnis nicht mehr angreifen, weil sie sich mit Schreiben vom 26.03.2012 ausdrücklich damit einverstanden erklärt habe. Zu Recht habe die Landesregulierungsbehörde die Kosten für die Nutzungsmöglichkeit des Gasspeichers basierend auf einer Lastflusszusage nicht anerkannt. Die Betroffene könne auch nicht nachträglich Kostenpositionen in das Verfahren einbringen. Als Landesregulierungsbehörde habe sie ferner die Neuregelung in § 6a GasNEV zur Ermittlung der Tagesneuwerte zu beachten. Auch hinsichtlich des von ihr anzuwendenden EK-Zinssatzes sei sie an § 7 Abs. 7 GasNEV gebunden. Grundstücke zu Anschaffungskosten anzusetzen, entspreche den Vorgaben des § 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV. Die Berechnung des Effizienzwertes sei nicht zu beanstanden. Der Effizienzvergleich werde nicht dadurch infrage gestellt, dass 47 „neue“ Netze sowie fünf ehemalige regionale Fernleitungsnetzbetreiber in den Effizienzvergleich aufgenommen worden seien. Die im Netzgebiet vorhandene parallele Fernwärmeversorgung stelle keine Besonderheit der Versorgungsaufgabe dar, denn es handele sich nach den Feststellungen im Gutachten des Beraterkonsortiums Frontier Economics/Consentec/ITE um einen Parameter der Priorität 3, bei dem ein kostentreibender Einfluss nur mit geringerer Wahrscheinlichkeit vermutet werde.
Der Widerrufsvorbehalt sei im Hinblick auf die Entscheidung des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts zur Mittelwertbildung erforderlich (Beschluss vom 11.09.2013 – VI-3 Kart 198/12 (V)). Die Landesregulierungsbehörde müsse im Hinblick auf eine möglicherweise anderslautende Entscheidung des Bundesgerichtshofes ihre Berechnung gegebenenfalls korrigieren können. Die „recht weitreichende Widerrufbefugnis“ sei sachgerecht, um eine Erlösobergrenzenfestsetzung späteren Erkenntnissen anzupassen. Die Vielzahl möglicher Gründe könnten nicht umfassend in den Widerrufsvorbehalt aufgenommen werden.
Die beteiligte Bundesnetzagentur meint, der Ausgangsbescheid sei zu Recht ergangen und sachgerecht. Der Effizienzwert und damit die Erlösobergrenzen hätten rückwirkend herabgesetzt werden können.
Eine nur teilweise Anfechtung des Bescheides sei unzulässig, weil es sich bei der Erlösobergrenzenfestsetzung um einen nicht teilbaren Verwaltungsakt handle. Die Betroffene könne sich wegen der fehlenden Bestandskraft des Ausgangsbescheids nicht auf Vertrauensschutz berufen. Eine Verböserung sei im Rahmen einer Neubescheidung möglich. Netzentgelte änderten sich im Übrigen jährlich. Hier sei eine rückwirkende Änderung sachgerecht, um so eine rechtmäßige Festlegung von Erlösobergrenzen zu erreichen. Im Übrigen stehe die Neufestsetzung nicht außer Verhältnis zur Belastung, die Effizienz werde lediglich um 1,36 Prozentpunkte reduziert.
Die Störgröße sei im Änderungsbescheid nunmehr zutreffend im dritten Schritt, bei der Ableitung des prozentualen Effizienzwertes, nicht mehr angesetzt worden. Der von Frontier gewählte Ansatz sei fehlerhaft und widersprüchlich. Es sei keine wissenschaftliche Quelle ersichtlich, die den Effizienzwert nach dieser Methode berechne. Soweit die Betroffene wissenschaftliche Quellen zitiere, beträfen diese ausschließlich den – hier nicht angewendeten – multiplikativen Ansatz. Bei der Berechnung mittels SFA sei daher zwingend davon auszugehen, dass der Erwartungswert für die Störgröße „null“ sei. Deshalb dürfe eine Störgröße weder im Zähler noch im Nenner der Formel angesetzt werden. Das Prinzip der Bestabrechnung greife hier nicht, sondern sei erst in einem nachgelagerten Schritt, nach der Berechnung des Effizienzwertes anhand des jeweiligen Modells, zu beachten.
Hinsichtlich der Anerkennung der Lastflusszusage als aufwandsgleiche Kosten sei eine „negative Besonderheit des Basisjahres“, bei der im Basisjahr nicht angefallene Kosten als angefallen anzusehen seien, abzulehnen. Die Bestimmung der Indexreihen nach § 6a GasNEV widerspreche nicht § 21 EnWG und halte sich im Rahmen des dem Verordnungsgeber zustehenden Gestaltungsspielraums. Eine zu kleinteilige Differenzierung der Indexreihen sei problematisch, weil das Statistische Bundesamt solche Indexreihen nicht über lange Zeiträume fortschreibe. Die Indexreihen seien auch plausibel und vom Verordnungsgeber geprüft. Grundstücke seien zu historischen Anschaffungskosten zu bewerten. Hierfür spreche schon der Wortlaut des § 6 Abs. 1 S. 3 GasNEV. Dies sei sachgerecht, weil bei Grundstücken kein Wertverzehr eintrete. Die Neuregelung zur Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals nach § 7 Abs. 7 GasNEV sei rechtmäßig und von der Verordnungsermächtigung gedeckt. Der Verordnungsgeber habe sich sachgerecht für eine Kombination verschiedener Umlaufrenditen entschieden. Das unternehmerische Risiko eines Netzbetreibers sei in einem regulierten Umfeld gering (natürliches Monopol, kein Verlustrisiko, kein Absatzrisiko). Die kalkulatorische Gewerbesteuer sei zutreffend nach der „Vom Hundert“-Methode berechnet worden. Die kalkulatorische Gewerbesteuer sei eine rein kalkulatorische Kostenposition, die von der tatsächlich zu zahlenden Gewerbesteuer unabhängig sei.
Die Effizienzwertberechnung sei auch im Übrigen nicht zu beanstanden. Es liege kein Begründungsmangel vor. Im Rahmen des Effizienzvergleichs werde lediglich die relative Effizienz, die Effizienz der Betroffenen relativ zu anderen Referenzunternehmen, beurteilt. Es müssten daher auch nicht sämtliche Unternehmensabläufe analysiert und aufgezeigt werden. Die Begründung des Effizienzvergleichs entspreche den Anforderungen des § 73 Abs. 1 S. 1 EnWG. Es sei ausreichend, die wesentlichen Entscheidungsgründe darzulegen und transparent zu machen. Hier seien sämtliche Verfahrens- und Berechnungsschritte im Einzelnen erläutert worden, lediglich die konkret verwendeten Netzbetreiber-Daten fehlten. Es müsse der Betroffenen nicht ermöglicht werden, den Effizienzwert „nachrechnen“ zu können.
Die am Effizienzvergleich teilnehmenden Netzbetreiber seien vergleichbar. Im Effizienzvergleich der Verteilernetzbetreiber Gas für die zweite Regulierungsperiode seien 186 Netzbetreiber verglichen worden, wovon 47 zusätzlich hinzugekommen seien. Unter den „neuen“ Netzbetreibern befänden sich fünf Netzbetreiber, die im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode noch als regionale Fernleitungsnetzbetreiber eingestuft worden seien, jedoch aufgrund der geänderten Definitionen im Jahr 2011 in § 3 Ziffern 5 und 37 EnWG, „Betreiber von Fernleitungsnetzen“ und „Verteilung“, nunmehr als Verteilernetzbetreiber einzuordnen seien. Dass sich die Anzahl der Netzbetreiber ändere, sei nicht ungewöhnlich. So entstünden jährlich durch Netzübernahmen und ‑ausgliederungen rund 50 neue Verteilernetzbetreiber Gas. Weder die veränderte Zahl der Netzbetreiber noch die gestiegene Heterogenität führe zu einer mangelnden Vergleichbarkeit der Netzbetreiber und einem fehlerhaften Effizienzvergleich. Es sei auch sachgerecht, die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber nicht von vornherein aus dem Effizienzvergleich auszunehmen. Die strukturellen Unterschiede seien im Vergleich zu den übrigen Verteilernetzbetreibern nicht so groß, dass sie den Effizienzvergleich maßgeblich verzerrt hätten. Es sei nicht erforderlich, bereits im Rahmen der Datenvalidierung eine Ausreißeranalyse durchzuführen. Die ARegV schreibe eine Ausreißeranalyse nur im Rahmen der Effizienzwertberechnung vor.
Soweit für die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber abweichende Datendefinitionen zugrundegelegt worden seien, benachteilige dies die Betroffene nicht. Die Vergleichbarkeit der Daten werde durch die entsprechenden Definitionen im Rahmen der Datenabfrage sichergestellt, wie dies die Festlegung vom 01.03.2011 (BK9-10/603) vorsehe. Da für die fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber Werte für das Konzessionsgebiet, die versorgte Fläche, Bevölkerungszahlen und den Anschluss- und Erschließungsgrad nicht vorgelegen hätten und auch nicht ermittelbar gewesen seien, seien diese Daten gemäß § 30 S. 2 ARegV geschätzt worden. Die Schätzung des Konzessionsgebietes habe sich an den Gedanken eines Wegenutzungsrechts angelehnt und zur Berechnung seien die amtlichen Gemeindeschlüssel herangezogen worden. Die versorgte Fläche sei mit Hilfe der amtlichen Flächennutzungsstatistik ermittelt worden. Für die Bevölkerungszahl habe man auf Information des Statistischen Bundesamtes zurückgegriffen. Da für die Ermittlung des „Anschluss- und Erschließungsgrades“ ein derartiges Vorgehen nicht möglich gewesen sei, sei für die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber jeweils ein Anschluss- und Erschließungsgrad von 100 % angesetzt worden. Der Ansatz von 100 % benachteilige nicht die übrigen Verteilernetzbetreiber, weil sich hierdurch die tatsächlichen und potentiellen Größen, die Parameter „Anzahl der Ausspeisepunkte“ und „Anzahl der potentiellen Ausspeisepunkte“ entsprächen.
Die Vergleichsparameter seien sachgerecht. Wie in der ersten Regulierungsperiode sei zunächst eine Kostentreiberanalyse erfolgt, auch um die Wirkzusammenhänge bei der Analyse von mehr als 750 Einzeldaten je Netzbetreiber zu ermitteln und eine Prioritätenliste zu erstellen. Es sei hierbei untersucht worden, inwieweit Vergleichsparameter in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend oder durch andere Parameter abgebildet seien (keine Multikollinearität) und die Streuung nicht durch die Ausprägung anderer Parameter beeinflusst werde (Homoskedastizität). Es sei auch die Konvergenz der SFA untersucht worden. Es sei hierbei bereits bei jeder Iteration im Rahmen der Kostentreiberanalyse eine Ausreißeranalyse mittels Cook’s Distance vorgenommen worden, um nicht vergleichbare Netzbetreiber zu eliminieren. Im Rahmen der Kostentreiberanalyse seien dann als Ausreißer vier der fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber identifiziert worden. Das Netz des nicht als Ausreißer identifizierten ehemaligen Fernleitungsnetzbetreibers sei – im Gegensatz zu den Netzen der anderen ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber – in andere Netze eingegliedert worden. Im Rahmen der SFA seien zehn Unternehmen als Ausreißer erkannt worden.
Der Parameter „Anzahl der Ausspeisepunkte > 16 bar“ sei sachgerecht in den Effizienzvergleich einbezogen worden. Dieser Parameter solle die besondere Funktion der regionalen Fernleitung widerspiegeln und trage dem Umstand Rechnung, dass manche Verteilernetzbetreiber nur in geringem Umfang Gas an Endverbraucher lieferten, aber in höherem Umfang Anschlüsse an nachgelagerte Netzbetreiber betrieben. Der Effizienzvergleich berücksichtige im Übrigen durch den Vergleichsparameter „Anzahl der Ausspeisepunkte“ bereits alle Druckstufen und entspreche so den Vorgaben gemäß Anlage 3 Nr. 3 S. 1 zu § 12 ARegV. Der Parameter „vorherrschende Bodenklasse 4 5 6“ berücksichtige, dass bei diesen Bodenklassen höhere Kosten für die Leitungsverlegung anfielen. Da die Bodenklasse 7 bei der Verlegung üblicherweise umgangen werde, sei diese Bodenklasse nicht zu berücksichtigen. Soweit längere Leitungen erforderlich seien, um eine Verlegung in der Bodenklasse 7 zu vermeiden, berücksichtige der Effizienzvergleich dies durch die Parameter „Leitungslänge“ und „Rohrvolumen“. Zutreffend seien die Parameter „potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ und „Bevölkerungszahl“ nicht in den Effizienzvergleich aufgenommen worden. Der Parameter „potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ habe sich als nicht signifikant erwiesen, wenn der Parameter im Grundsatz auch geeignet sein möge, Kostenunterschiede aufgrund unterschiedlicher Anschluss- und Erschließungsgrade abzubilden. Es habe sich jedoch gezeigt, dass der in den Effizienzvergleich aufgenommene Parameter „potentielle Ausspeisepunkte“ besser geeignet gewesen sei, die unterschiedliche Kostenstruktur zu erklären. Auch der Parameter „Bevölkerungsentwicklung“ sei überprüft worden. Es habe sich jedoch gezeigt, dass bei Hinzunahme dieses Parameters der präzisere Kostentreiber und Parameter „potentielle Ausspeisepunkte“ seine statistische Signifikanz verloren hätte.
Der Umstand der parallelen Fernwärmeversorgung rechtfertige es nicht, hier eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe anzunehmen. So bilde die Leitungslänge das gesamte Netz ab. Hinzu komme, dass der Parameter „potentielle Anzahl der Ausspeisepunkte“ berücksichtige, dass diverse Anschlusspunkte durch das parallele Fernwärmenetz ungenutzt seien. Im Übrigen seien Versorgungsgebiete mit Fernwärmeversorgung strukturell eher vergleichbar mit ländlichen Versorgungsgebieten als mit städtischen Flächen. Auch in ländlichen Gebieten liege nur eine reduzierte Anschlussdichte vor, ohne dass dies eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe begründe.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Landesregulierungsbehörde, die beigezogenen Akten des 3. Kartellsenats sowie das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.
B.
Die Beschwerden haben aus den mit den Beteiligten in der Senatssitzung eingehend erörterten Gründen Erfolg, soweit die Betroffene sich gegen die rückwirkende Änderung des Effizienzwertes und damit der Erlösobergrenzen durch den Änderungsbescheid und den im Ausgangsbescheid ausgesprochenen Widerrufsvorbehalt wendet. Die weitergehende Beschwerde gegen den Ausgangsbescheid ist hingegen unbegründet.
I.
Die form- und fristgerecht eingelegten und begründeten Beschwerden sind zulässig, insbesondere sind sie als Anfechtungs- und Verpflichtungsbeschwerde in Form der Bescheidungsbeschwerde statthaft (§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1, Abs. 4 EnWG).
II.
1. Änderungsbescheid
Der Änderungsbescheid vom 08.12.2015 ist rechtswidrig und daher aufzuheben. Die Landesregulierungsbehörde hat die zunächst festgesetzten Erlösobergrenzen ermessensfehlerhaft zum Nachteil der Betroffenen geändert.
1.1. Der von der Landesregulierungsbehörde als Ermächtigungsgrundlage herangezogene § 29 Abs. 2 EnWG erlaubt bereits keine rückwirkende Aufhebung eines Erlösobergrenzenbescheides.
1.1.1. Die Norm erfasst zwar auch solche Entscheidungen der Regulierungsbehörden, die von Beginn an rechtswidrig waren (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 38 ff. „Unbefristete Genehmigung“). Jedoch ermöglicht § 29 Abs. 2 EnWG nur die Änderung oder Aufhebung einer Genehmigung oder Festlegung für die Zukunft (ex nunc), aber nicht rückwirkend (ex tunc).
Mit der Befugnis nach § 29 Abs. 2 EnWG soll die Regulierungsbehörde sicherstellen können, dass die von ihr nach § 29 Abs. 1 EnWG festgelegten oder genehmigten Bedingungen und Methoden angemessen sind und nichtdiskriminierend angewendet werden (BT-Drs. 15/3917, S. 62; OLG Düsseldorf, Beschluss vom 29.05.2013 – VI-​3 Kart 462/11 (V)). Der Gesetzgeber setzt Art. 23 Abs. 4 der Elektrizitätsrichtlinie und Art. 25 Abs. 4 der Gasrichtlinie um. Sinn und Zweck ist es, die Regulierungsbehörde mit der Flexibilität auszustatten, die notwendig ist, um die getroffenen Entscheidungen an veränderte tatsächliche oder rechtliche Umstände anzupassen und so die Effektivität der Regulierung zu sichern (Schmidt-Preuß in Berliner Kommentar, 3. Auflage, 2014, § 29 Rn. 13, 63). Damit werden die Konstellationen des § 49 Abs. 2 Nr. 3 und 4 VwVfG, die nachträgliche Änderung der Sach- oder Rechtslage, einschließlich neuer wissenschaftlicher Erkenntnisse der Regulierungsbehörde, erfasst (s.a. Schmidt-Preuß in Berliner Kommentar Energierecht, 3. Auflage, 2014, § 29 Rn. 74).
So spricht bereits der Wortlaut des § 29 Abs. 2 EnWG, „nachträglich zu ändern“, um sicherzustellen, dass die festgelegten oder genehmigten Methoden und Bedingungen „weiterhin“ den Voraussetzungen genügen, für eine Anpassung ex nunc. Die Formulierung ist auch im Lichte der europäischen Vorgaben, die Grundlage für diese Norm waren, zu sehen. Nach Art. 25 Abs. 4 Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie (RL 2003/55/EG; vgl. Schmidt-Preuß in Berliner Kommentar, a.a.O., Rn. 13, 18 ff.)
„sollen die Regulierungsbehörden befugt (sein), falls erforderlich von den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern und den Betreibern von LNG-Anlagen zu verlangen, die in den Absätzen 1, 2 und 3 genannten Bedingungen, einschließlich der Tarife und Methoden, zu ändern, um sicherzustellen, dass diese angemessen sind und nichtdiskriminierend angewendet werden.“
Ähnlich formuliert Art. 41 Abs. 10 der Richtlinie 2009/73/EG vom 13. Juli 2009:
„Die Regulierungsbehörden sind befugt, falls erforderlich von Betreibern von Fernleitungsnetzen, Speicheranlagen, LNG-Anlagen und Verteilernetzen zu verlangen, die in diesem Artikel genannten Bedingungen, einschließlich der Tarife, zu ändern, um sicherzustellen, dass sie angemessen sind und nichtdiskriminierend angewendet werden.“
Die Regulierungsbehörden sollen ein Instrument erhalten, um auf Netzbetreiber einzuwirken, gegebenenfalls bislang nicht angemessene oder diskriminierende Bedingungen anzupassen und (für die Zukunft) zu ändern. Es erscheint wenig überzeugend, dass die Norm den Regulierungsbehörden etwa erlauben sollte, Netzbetreibern rückwirkend für mehrere Jahre geänderte Bedingungen oder Tarife vorzugeben. Durch die bloße Übernahme der europarechtlichen Formulierung ist auf eine eindeutige und unmissverständliche Unterscheidung verzichtet worden, wie sie etwa die §§ 48, 49 VwVfG vorsehen.
Der Bundesgerichtshof hat zwar die Frage, ob § 29 Abs. 2 EnWG auch eine rückwirkende Änderung ermöglicht, offen gelassen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 33 „Unbefristete Genehmigung“). Jedoch hat das Gericht zu erkennen gegeben, dass sich aus dem Anwendungsbereich und Zweck des § 29 Abs. 2 EnWG ergebe, dass Änderungen nach dieser Vorschrift in der Regel nur mit Wirkung für die Zukunft angeordnet werden könnten (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 30 „Unbefristete Genehmigung“). Diese Grundsätze gelten auch bei Änderungsbescheiden (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 31 „Unbefristete Genehmigung“).
1.1.2. Darüber hinaus liegen aber auch die Tatbestandsvoraussetzungen des § 29 Abs. 2 EnWG nicht vor. Bei der Änderung des Ausgangsbescheids wegen einer möglicherweise fehlerhaften, im Einflussbereich der Bundesnetzagentur liegenden Berechnungsweise handelt es sich nicht um eine nachträgliche Änderung von „Bedingungen und Methoden“ aufgrund neuer Erkenntnisse oder veränderter Umstände, sondern vielmehr um eine – bei unveränderter Entscheidungsgrundlage – andere rechtliche Einschätzung.
Mit § 29 Abs. 2 EnWG soll der Regulierungsbehörde ein flexibles Instrument an die Hand geben werden, um getroffene Entscheidungen an veränderte tatsächliche oder rechtliche Umstände anzupassen (Wahlhäuser in Kment, EnWG, § 29 Rn. 33). Eine nachträgliche Änderung der Bedingungen und Methoden im Sinne des § 29 Abs. 2 EnWG kann in drei Konstellationen bestehen. Es kann sich die Sachlage aufgrund nachträglich eingetretener Tatsachen (vgl. § 49 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG; Britz/Hellermann in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. Auflage 2015, § 29, Rn. 20) oder die Rechtslage geändert haben (vgl. § 49 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG). Eine Änderung soll auch möglich sein, wenn die Regulierungsbehörde die Situation etwa aufgrund neuer Erkenntnisse über den Netzbetrieb anders einschätzt (Britz/Hellermann in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. Auflage 2015, § 29 Rn. 20). Da die Regulierungsbehörde in der Regel mit einem komplexen Sachverhalt konfrontiert ist und ihre Entscheidungen häufig auf Prognoseelemente stützen muss, kann sich eine Einschätzung, auf deren Grundlage eine Festlegung oder Genehmigung ergangen ist, insbesondere aufgrund späterer Entwicklungen oder später gewonnener Erkenntnisse über technische, wirtschaftliche oder sonstige relevante Verhältnisse des Netzbetriebs nachträglich als unzutreffend erweisen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 36 „Unbefristete Genehmigung“).
Keine dieser Alternativen ist hier gegeben. Es sind nachträglich keine Tatsachen eingetreten, die eine Änderung erforderten. So hat sich etwa nicht die Datengrundlage, z.B. Zahl und Art der Netzbetreiber oder die Zusammensetzung oder Funktionsweise des Netzes geändert. Vielmehr sind bereits bekannte Tatsachen zur wirtschaftlichen Situation der Netzbetreiber – nach Auffassung der Landesregulierungsbehörde und der Bundesnetzagentur – lediglich unzutreffend ausgewertet und berechnet worden. Auch hat sich nicht die Rechtslage verändert.
Ferner sind im vorliegenden Fall nachträglich keine neuen Erkenntnisse eingetreten. Hiermit sind nur solche Erkenntnisse gemeint, die sich im Hinblick auf die komplexen und schnell wandelnden Strukturen im Netz ergeben. So hat auch der Bundesgerichtshof hinsichtlich der Änderungsmöglichkeit nach § 29 Abs. 2 EnWG auf die komplexen Strukturen des Netzbetriebs und den raschen zeitlichen Wandel hingewiesen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 27 „Unbefristete Genehmigung“). Um hierauf reagieren zu können, soll mit § 29 Abs. 2 EnWG ein möglichst flexibles Instrumentarium geschaffen werden, das es der Regulierungsbehörde ermöglicht, auch in Situationen angemessen zu reagieren, die mit den in §§ 48 und 49 VwVfG vorgesehenen Mitteln nur schwer zu bewältigen wären (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 27 „Unbefristete Genehmigung“). Eine frühere Einschätzung stellt sich „im Lichte neuer Erkenntnisse“ als unzutreffend heraus (vgl. BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 40 „Unbefristete Genehmigung“). Als „neue Erkenntnisse“ könnte etwa die Auffassung der Bundesregierung einzuordnen sein, dass dezentrale Erzeugungsanlagen tendenziell nicht helfen, Netzausbaukosten zu verringern und deshalb Entgelte für die dezentrale Einspeisung infrage gestellt werden (vgl. etwa Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes der Bundesregierung (Strommarktgesetz), S. 2, 61, 64 f., 72, 166).
Hingegen besteht nach Auffassung des Bundesgerichtshofs eine Änderungsbefugnis nicht schon dann, wenn die Regulierungsbehörde auf der Grundlage der bisherigen Erkenntnisse nachträglich zu einer anderen Einschätzung oder Bewertung gelangt (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 37 „Unbefristete Genehmigung“). Ein solcher Fall liegt hier jedoch vor. Es wurde nicht anhand sich verändernder Umstände und Entwicklungen ein Änderungsbedarf gesehen. Vielmehr hatte sich die tatsächliche Situation, die Verhältnisse im Netzbetrieb, nicht verändert. Es war lediglich ein möglicher Berechnungsfehler aufgefallen, denn die in der Vergangenheit von der Bundesnetzagentur mit der Durchführung des Effizienzvergleichs beauftragten Gutachter hatten den Effizienzwert der Netzbetreiber nach SFA ohne Berücksichtigung des Störterms berechnet.
1.2. Die nachträgliche Änderung der Erlösobergrenzen für die 2. Regulierungsperiode lässt sich auch nicht nach § 48 Abs. 1 Satz 2 VwVfG NW aufrechterhalten. Scheidet – wie hier – die fachrechtliche Ermächtigung schon aus, hat das Gericht zu prüfen, ob und inwieweit die Entscheidung der Behörde im Wege der Rechtsanwendung auf der Rechtsgrundlage der §§ 48 f. VwVfG als rechtmäßig qualifiziert werden kann (BVerwG NVwZ-RR 2010, 636 Rn. 16; Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. A., § 47 Rn. 18); einer förmlichen Umdeutung nach § 47 VwVfG NW bedarf es insoweit nicht.
1.2.1. § 29 Abs. 2 S. 2 EnWG stellt klar, dass die allgemeinen Regeln der §§ 48, 49 VwVfG nicht durch § 29 Abs. 2 EnWG ausgeschlossen werden. Auch die Wertung des § 21a EnWG steht einer Änderung nach den allgemeinen Vorschriften nicht entgegen. Dadurch wird die Abänderbarkeit nur gegenüber § 29 Abs. 2 EnWG eingeschränkt (so auch Britz/Herzmann in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. A., § 29 Rn. 19).
§ 21a Abs. 3 EnWG sieht vor, dass die Vorgaben für eine Regulierungsperiode unverändert bleiben, sofern nicht Änderungen staatlich veranlasster Mehrbelastungen auf Grund von Abgaben oder der Abnahme- und Vergütungspflichten nach dem EEG und dem KWKG oder anderer, nicht vom Netzbetreiber zu vertretender Umstände eintreten. Damit schreibt der Gesetzgeber nur fest, dass mit Ausnahme der dort genannten staatlich veranlassten Mehrbelastungen nachträgliche externe Veränderungen der maßgeblichen Parameter und Kostenfaktoren unbeachtlich sein sollen. Die Änderbarkeit einer anfänglich rechtswidrigen Festsetzung der Erlösobergrenzen für eine Regulierungsbehörde nach Maßgabe des § 48 VwVfG bleibt davon unberührt. Nichts anderes gilt für die Änderungsmöglichkeit nach § 4 Abs. 3 bis 5 ARegV, die eine Anpassung durch den Netzbetreiber oder die Regulierungsbehörde vorsehen, um zwischenzeitlichen wirtschaftlichen Veränderungen Rechnung zu tragen. Die Norm mag daher für etwaige Änderungen nach § 29 Abs. 2 EnWG für die Zukunft von Bedeutung sein, verhindert aber einen Rückgriff auf die allgemeinen Widerrufs- und Rücknahmevorschriften nach den §§ 48, 49 VwVfG nicht.
1.2.2. Voraussetzung für die Änderung nach § 48 VwVfG NW ist ein rechtswidriger Verwaltungsakt. Ob der Ausgangsbescheid rechtswidrig ist, kann offen bleiben, weil jedenfalls die weiteren Voraussetzungen der Rücknahmevorschrift nicht gegeben sind.
Der Ausgangsbescheid wäre allerdings nur dann rechtswidrig, wenn sicher festgestellt werden kann, dass die Berücksichtigung des Störterms bei der Ableitung des prozentualen Effizienzwertes unvertretbar war, wofür die Landesregulierungsbehörde beweisbelastet wäre (vgl. BGH, Beschluss vom 27.01.2015 – EnVR 37/13, Rn. 26 „ONTRAS Gastransport GmbH“). Hier geht die Landesregulierungsbehörde wie auch die beteiligte Bundesnetzagentur davon aus, dass der Ausgangsbescheid rechtswidrig gewesen sei. Die Rechtswidrigkeit eines Verwaltungsaktes als solche rechtfertigt keine Rücknahme, weil der Rechtsverstoß lediglich die Voraussetzung für eine Ermessensentscheidung der Behörde nach § 48 Abs. 1 VwVfG ist (BVerwG, Urteil vom 09.05.2012, 6 C 3/11, BVerwGE 143, 97, Rn. 51).
1.2.2.1. Wird die Rechtswidrigkeit des Ausgangsbescheides unterstellt, kommt eine Änderung nur nach § 48 Abs. 1 VwVfG NW in Betracht. Eine Änderung des Bescheides nach § 48 Abs. 2 VwVfG NW scheidet hingegen aus, weil es sich bei der Festlegung der Erlösobergrenzen nicht um einen Geldleistungs-Verwaltungsakt im Sinne des § 48 Abs. 2 VwVfG NW handelt. Vielmehr wird durch den Erlösobergrenzenbescheid für den Netzbetreiber lediglich die Rechtsgrundlage geschaffen, Netzentgelte von Dritten zu verlangen. Unter § 48 Abs. 2 VwVfG fallen jedoch nur Geldleistungen des Staates (VG Köln, Beschluss vom 22.04.2010, 1 K 62707/09, Rn. 50, 52, juris).
1.2.2.2. Damit steht nach § 48 Abs. 1 VwVfG NW die Rücknahme als solche und die Frage der Reichweite der Rücknahme nach § 48 Abs. 1 S. 1 und 2 VwVfG NW im Ermessen der Landesregulierungsbehörde, das sich auch auf die Frage erstreckt, zu welchem Zeitpunkt – ex nunc oder ex tunc - die Änderung wirken soll. Eine Änderung für die Vergangenheit kommt hier jedoch schon deshalb nicht in Betracht, da dem die fachrechtliche Vorgabe des § 16 ARegV entgegensteht.
Nach § 16 ARegV sollen die Erlösobergrenzen für die 2. Regulierungsperiode durch die Regulierungsbehörde so festgelegt werden, dass die ermittelten Ineffizienzen unter Anwendung eines Verteilungsfaktors rechnerisch innerhalb dieser gleichmäßig abgebaut werden. Dabei soll der Abbau der ermittelten Ineffizienzen jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen sein (§ 16 Abs. 1 S. 3 ARegV), so dass von der Landesregulierungsperiode hier ein Verteilungsfaktor von 0,2 für jedes Jahr der fünfjährigen Regulierungsperiode anzuwenden war. Durch die Streckung des Abbaus der Ineffizienzen über den Zeitraum von mehreren Jahren will der Verordnungsgeber vermeiden, dass der Netzbetreiber seine Kosten sofort auf ein effizientes Niveau senken muss und so die Zumutbarkeit der Vorgaben gewährleisten (BR-Drs. 417/07, S. 60). Dies hat die Landesregulierungsbehörde bei ihren Ermessenserwägungen nicht berücksichtigt. Dass § 16 ARegV einer rückwirkenden Änderung von Erlösobergrenzen entgegen stehen kann, hat sie ebenso wenig in den Blick genommen wie die damit verbundene Frage, ob und ggfs. wie die Betroffene die durch eine rückwirkende, für die gesamte Regulierungsperiode erfolgte Änderung und das damit verlangte zusätzliche Abbauziel der Ineffizienzen nach § 16 ARegV erreichen kann. Dies, obwohl der Änderungsbescheid im Dezember 2015 ergangen ist und zu diesem Zeitpunkt mehr als die Hälfte der Regulierungsperiode abgelaufen war und das 4., vorletzte Jahr 2016 der Regulierungsperiode unmittelbar bevorstand. Aus Sicht der Betroffenen bestand auch keine Veranlassung, sich auf eine Änderung einzustellen, weil die hier streitige Frage der Störterm-Berechnung auch für sie nicht erkennbar war; vielmehr haben die Regulierungsbehörden das von der Bundesnetzagentur in Auftrag gegebene Gutachten im Rahmen der Beschwerdeverfahren durchweg verteidigt. Aus dem im Ausgangsbescheid angeordneten pauschalen Widerrufsvorbehalt kann nichts anderes folgen, da ein solcher - wie bereits der Bundesgerichtshof (Beschluss vom 03.03.2015 - EnVR 44/13 „BEW Netze“) und ihm folgend der Senat entschieden hat - rechtswidrig und daher aufzuheben ist (s.a. nachstehend unter 2.9.).
Es liegt durch die rückwirkende, auf den Beginn der Regulierungsperiode wirkende Änderung auch keine bloße unechte Rückwirkung vor. Vielmehr werden durch den Erlösobergrenzenbescheid die Erlösobergrenzen „für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode“ bestimmt (§ 4 Abs. 2 S. 1 ARegV). Es ist daher fernliegend, dass die Erlösobergrenzen erst am Ende der Regulierungsperiode für den gesamten Zeitraum endgültig festgesetzt oder wirksam werden könnten. Die Erlösobergrenze ist vielmehr die rechtliche Grundlage für den Netzbetreiber, um Netzentgelte verlangen zu können. Eine, wie es die Landesregulierungsbehörde in der mündlichen Verhandlung angedeutet hat, an § 36 Abs. 1 EStG angelehnte Betrachtungsweise, wonach die Einkommensteuer erst mit Ablauf des Veranlagungszeitraums entsteht, scheidet daher aus.
1.2.2.3. Auch ex nunc, also nur für die seinerzeit noch in der Zukunft liegenden Jahre 2016 und 2017 lässt sich der Änderungsbescheid nicht aufrechterhalten, da die Landesregulierungsbehörde auch insoweit schon nicht die erforderlichen Ermessenserwägungen angestellt hat. Es fehlt an Erwägungen, inwieweit es der Betroffenen ausgehend vom Entscheidungszeitpunkt Dezember 2015 noch zuzumuten war, für die Jahre 2016 und 2017 das weitere Kostensenkungspotential in Höhe von rund x Mio. € zu erschließen.
Wird § 48 Abs. 1 VwVfG angewendet, sind nach Auffassung des Senats auch Vertrauensschutzgesichtspunkte zu berücksichtigen (vgl. zum Streitstand: VG Köln, Beschluss vom 22.04.2010, 1 K 62707/09, Rn. 53 ff., juris; Sachs in Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. Auflage 2014, § 48 Rn. 177). Dass im Rahmen des Netzentgeltsystems bei Änderungsbescheiden der Vertrauensschutz zu beachten ist, hat der Bundesgerichtshof zu erkennen gegeben, wenn die Ausführungen auch § 29 Abs. 2 EnWG betrafen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 32 „Unbefristete Genehmigung“). Danach sind auch bei Änderungen für die Zukunft, „den Erfordernissen des Vertrauensschutzes bei der Ausübung des der Regulierungsbehörde in § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG eingeräumten Ermessens sorgfältig Rechnung“ zu tragen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15, Rn. 32 „Unbefristete Genehmigung“).
Unabhängig davon hält der Senat es aber auch für ermessensfehlerhaft, das – wie ausgeführt - allein für die Zukunft mögliche Rücknahmeermessen nur zu Lasten der Netzbetreiber auszuüben, die Beschwerde gegen den Ausgangsbescheid eingelegt haben. Es überzeugt im vorliegenden Fall nicht, dass bei einer Änderung allein für die Zukunft eine unterschiedliche Handhabung der Störterm-Frage im Wesentlichen danach erfolgen soll, ob ein Bescheid bestandskräftig ist. Nach der Praxis der Landesregulierungsbehörde wirkt sich die geltend gemachte Fehlerhaftigkeit der Berechnung nur für die Netzbetreiber nachteilig aus, bei denen sich rechnerisch eine Verschlechterung des Effizienzwertes ergibt und die den Erlösobergrenzenbescheid angegriffen haben. In allen anderen Fällen erfolgt eine Umsetzung im Sinne der Netzbetreiber. Geht die Behörde – nach Ausübung des erforderlichen Ermessens, ob überhaupt und inwieweit eine Rücknahme erfolgen soll – aber davon aus, dass es sich um einen so schwerwiegenden Fehler handelt, der – aus Sicht der Behörde – sogar eine rückwirkende Rücknahme und Änderung von Bescheiden erfordert, ist nicht ersichtlich, warum dann nur für die genannte, eher kleine Gruppe für die Zukunft eine nachteilige Neuberechnung erfolgen soll, andere hingegen ihren (ggfs. rechtswidrig erlangten) Vorteil behalten können sollen. Der eher pauschale, wenig konkrete Hinweis der Landesregulierungsbehörde auf das „überwiegende öffentliche Interesse“ (Bescheid vom 08.12.2015, S. 24 f.) lässt im Übrigen allenfalls ansatzweise eine Abwägung der verschiedenen Interessen erkennen. Auf Nachfrage in der Sitzung konnten die beteiligten Regulierungsbehörden nicht näher erläutern, in welchen Fällen sie – neben der Frage der Bestandskraft – davon ausgingen, dass der Vertrauensschutz das Rücknahmeinteresse überwiege. Es wurde erläutert, dass bei besonders gravierenden Abweichungen ggfs. besonders geprüft und auf eine Rücknahme verzichtet worden wäre. Dann ist allerdings nicht nachvollziehbar, wieso dann nur die eher „weniger rechtswidrigen“ Bescheide – sogar rückwirkend – geändert werden, selbst „schwere Verstöße“ auf sich beruhen und entsprechende Bescheide überhaupt nicht angepasst werden sollen.
1.3. Schließlich lässt sich die Änderung der Erlösobergrenzen – allein für die Zukunft – schon aus Rechtsgründen auch nicht auf § 49 Abs. 2 VwVfG NW stützen. Der in Tenorziffer 7 des Ausgangsbescheids ausgesprochene pauschale Widerrufsvorbehalt ist – wie schon ausgeführt – zu unbestimmt und damit unwirksam, so dass ein Fall des § 49 Abs. 2 Nr. 1 VwVfG NW ausscheidet. Auch die Voraussetzungen für einen Widerruf nach § 49 Abs. 2 Nr. 2 und Nr. 5 VwVfG NW liegen ersichtlich nicht vor. Ein Fall des § 49 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG ist ebenso wenig erkennbar. Das nachträgliche bloße Bekanntwerden - wie hier - unverändert gebliebener Umstände ist keine „nachträglich eingetretene Tatsache“ (vgl. Sachs in Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. Auflage 2014, § 49 Rn. 62). Daher käme daher eine Änderung im Wege des Widerrufs ex nunc selbst dann nicht in Betracht, wenn sich nicht mit der erforderlichen Eindeutigkeit beantworten ließe, dass die ursprüngliche Festsetzung des Effizienzwerts auf einer wissenschaftlich unvertretbaren Methodik beruhte.
2. Ausgangsbescheid
Die Einwendungen gegen die Rechtmäßigkeit der mit dem Ausgangsbescheid vom 24.06.2014 festgesetzten Erlösobergrenzen gehen indessen fehl; lediglich der mit Tenorziffer 7 angeordnete Widerrufsvorbehalt ist rechtswidrig.
2.1. Präklusion
Die Betroffene ist entgegen der Auffassung der Landesregulierungsbehörde im Beschwerdeverfahren mit ihren Einwendungen nicht schon deshalb präkludiert, weil sie in ihrer E-Mail vom 26.03.2012 erklärt hat, dass man „zu einem abschließenden Ergebnis i.H.v. x € gekommen“ sei, das Ergebnis rechnerisch (nur) modifiziert werden solle, wenn sich die Parameter „Zinssätze zur Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung“ und „Indexreihe zur Berechnung der kalkulatorischen Restwert“ ändern sollten.
Hiermit ist kein Verzicht auf mögliche bestimmte Einwendungen im Beschwerdeverfahren verbunden, geschweige denn ein Rechtsmittelverzicht zu sehen. Eine solche umfassende Erklärung hätte schon im Hinblick auf die erheblichen wirtschaftlichen Auswirkungen einen eindeutigen und unmissverständlichen Wortlaut erfordert. Auch der Gesamtzusammenhang spricht dagegen. Vielmehr ging es darum, im Hinblick auf den zu erlassenden Bescheid eine einvernehmliche Grundlage über die wesentlichen Entscheidungsgrundlagen zu erlangen.
2.2. Lastflusszusage
Die Landesregulierungsbehörde hat es zutreffend abgelehnt, die Lastflusszusage als aufwandsgleiche Kosten anzuerkennen. Im für die Kostenanerkennung relevanten Basisjahr 2010 sind die Kosten nicht angefallen.
Nach § 6 Abs. 1 S. 3 ARegV erfolgt die Ermittlung des Ausgangsniveaus im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Eine Anerkennung scheidet hinsichtlich der Lastflusszusage aus, weil die Lastflusszusage nicht im Basisjahr 2010, das für die Bestimmung des Ausgangsniveaus relevant ist, angefallen ist, sondern erst ab dem Jahr 2014 vereinbart worden war. Vorliegend möchte die Betroffene nicht nur ihren Vortrag ergänzen oder erläutern, sondern in der Sache erst in 2014 aus der Lastflusszusage entstandene Kosten „als schon 2010 angefallen“ berücksichtigt wissen.
Entscheidend sind jedoch die Kosten des Basisjahres. So hat das OLG Stuttgart zutreffend klargestellt, dass nur die im Basisjahr angefallenen Kosten zu berücksichtigen sind, spätere im Laufe der Regulierungsperiode veränderte Kostenbestandteile nicht im Sinne einer „negativen Besonderheit“ auf das Basisjahr rückbezogen werden können (OLG Stuttgart, Beschluss vom 26.03.2015 – 202 EnWG 12/13). Hier ist erst 2014 eine entsprechende Vereinbarung mit dem Vertrieb getroffen worden, um gegebenenfalls bei Kapazitätseinschränkungen des vorgelagerten Netzbetreibers durch eine Lastflusszusage die Versorgungssicherheit und die Netzstabilität im eigenen Netz aufrechtzuerhalten. Dass eine entsprechende Vertragsgestaltung zunächst unterblieb, weil die Betroffene anscheinend davon ausgegangen war, dass die Kosten der Vergütung für Lastflusszusagen den vorgelagerten Netzkosten zuzuordnen und damit als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenbestandteile zu qualifizieren seien, rechtfertigt keine andere Entscheidung.
2.3. Indexreihen Tagesneuwerte
Fehl geht auch der Einwand der Betroffenen, die Landesregulierungsbehörde habe bei der Ermittlung der Tagesneuwerte nach § 6 Abs. 3 S. 2 GasNEV rechtsfehlerhaft die in § 6a GasNEV angeführten Indexreihen des Statistischen Bundesamts zugrunde gelegt.
Der Senat hat bereits entschieden, dass die Neuregelung in § 6a GasNEV sachgerecht und rechtmäßig ist (OLG Düsseldorf, Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242). An dieser Auffassung hält der Senat fest.
2.3.1. Mit Wirkung vom 01.01.2013 hat der Verordnungsgeber durch die Änderungsverordnung vom 31.07.2013 in § 6 Abs. 3 Satz 2 GasNEV bestimmt, dass die Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf Tagesneuwerte zum jeweiligen Stichtag unter Verwendung von Indexreihen des Statistischen Bundesamts nach Maßgabe des § 6a GasNEV erfolgt. Die von der Beschlusskammer 9 der Bundesnetzagentur nach § 30 Abs. 2 Nr. 2 GasNEV i.V.m. § 29 Abs. 2 EnWG am 26.10.2011 bundeseinheitlich festgelegten, anlagengruppenspezifischen Preisindizes (BK9-11/602) waren damit nicht länger heranzuziehen.
2.3.2. Die Landesregulierungsbehörde hat diese Indexreihen zutreffend bei der Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf Tagesneuwerte angewendet. Diese hatte sie als geltendes Recht zu berücksichtigen (Art. 20 Abs. 3 GG).
Insoweit kann offen bleiben, ob eine einschlägige, insbesondere eine unterhalb eines formellen Gesetzes stehende Rechtsnorm (Satzung, Rechtsverordnung) ausnahmsweise dann außer Acht gelassen werden kann, wenn sich bei der rechtlichen Prüfung durchgreifende Bedenken gegen ihre Wirksamkeit ergeben (zustimmend Sachs, GG, 7. Auflage, Art. 20 Rn. 97 Fn. 360; offen lassend BVerwG, Urteil vom 31.01.2001, 6 CN 2.00, Rn. 23 f., BVerwGE 112, 373; grds. verneinend OVG NRW, Urteil vom 30.06.2005, 20 A 3988/03, Rn. 60 ff., OVGE MüLü 50, 139; OVG Schleswig-Holstein, Urteil vom 24.08.2004, 2 A 4/04, Rn. 23 ff., juris; OVG Saarland, Urteil vom 20.02.1989, 1 R 103/87, Rn. 28 ff., NVwZ 1990, 152). Eine solche „Normverwerfungskompetenz“ kann nach ganz h.M. allenfalls dann in Betracht kommen, wenn die Unvereinbarkeit der Norm mit höherrangigem Recht schon in einem Verwaltungsrechtsstreit von einem Gericht festgestellt worden oder die Unwirksamkeit einer untergesetzlichen Norm offensichtlich, d.h. völlig eindeutig, ist (vgl. nur Sommermann in: von Mangoldt/Klein/Starck, GG, 6. A., Art. 2 Rn. 271 f.; Uhle in: Kluth/Krings, Gesetzgebung, E § 24 Rn. 110; OVG NRW, Urteil vom 30.06.2005, a.a.O., Rn. 66; OVG Schleswig-Holstein, Urteil vom 24.08.2004, a.a.O., Rn. 29).
Ein solcher Ausnahmefall ist hier weder ersichtlich noch von der Betroffenen geltend gemacht.
2.3.3. Die Neuregelung ist weder rechtswidrig noch nichtig.
2.3.3.1. Wird das Gericht in einem konkreten Rechtsstreit mit einer untergesetzlichen Rechtsnorm befasst und hält es diese wegen eines Verstoßes gegen höherrangiges Recht für rechtswidrig und damit nichtig, wendet es die Norm in diesem Rechtsstreit nicht an. Diese Entscheidung wirkt allerdings nur inter partes (vgl. nur: Sommermann in: von Mangoldt/Klein/Starck, GG, 6. Auflage, Art. 20 Rn. 272; Jarass/Pieroth, GG, 13. Auflage, Art. 20 Rn. 41).
Es ist hierbei – innerhalb der durch Art. 80 Abs. 1 S. 2 GG gezogenen Grenzen – die Gestaltungsfreiheit des Verordnungsgebers zu beachten (BVerfGE 13, 248, 255; 16, 332, 338 f.; BVerwGE 70, 318, 329; 77, 47, 53f.). Der gerichtlichen Kontrolle unterliegen danach nur die Fragen, ob die Entscheidung des Verordnungsgebers unter strikter Beachtung der ihm zustehenden Gestaltungsfreiheit nicht mehr mit den Zielsetzungen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlage vereinbar ist, ob sie auf unzutreffender Tatsachenermittlung, auf sachfremden Erwägungen oder einem evident fehlerhaften Abwägungsvorgang beruht und sich die getroffene Regelung als objektiv sachwidrig und rechtsfehlerhaft darstellt (vgl. nur Nierhaus in: Bonner Kommentar GG, 1998, Art. 80 Abs. 1 Rn. 355 ff. m.w.N.).
2.3.3.2. Gemessen daran ist – wie der Senat bereits ausführlich erörtert hat, (Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242) – die in § 6a GasNEV getroffene Regelung nicht zu beanstanden.
Die zuvor geltenden, von Beginn der Entgeltregulierung an als problematisch angesehenen Regelungen zur Tagesneuwertberechnung und dann von den Regulierungsbehörden vorgegebenen sehr ausdifferenzierten Indexreihen haben der gerichtlichen Kontrolle nicht standgehalten (vgl. nur: OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss vom 06.06.2012 – VI-3 Kart 269/07 (V); BGH, Kartellsenat, Beschluss vom 12.11.2013 – EnVR 33/12, „Festlegung Tagesneuwerte“). Wie die genannten Gerichtsverfahren gezeigt haben, erhöht eine sehr kleinteilige Differenzierung der Preisindizes nicht die Treffsicherheit bei der Abbildung der Preisentwicklung des Anlagevermögens der Netzbetreiber. Der Verordnungsgeber hat sich in der Folge nachvollziehbar dafür entschieden, das System grundlegend zu vereinfachen und eine praktikable und transparente Ermittlung von kalkulatorischen Restwerten und Abschreibungen zu Tagesneuwerten durch eine Verdichtung auf wenige, allgemeine Indexreihen geschaffen.
Dabei hat er sich auf Indexreihen der Fachserie 17 konzentriert, durch die die Preisentwicklung über Preisindizes für die Bauwirtschaft, die Preisentwicklung von konkreten Bauleistungen am Bauwerk und über den Index der Erzeugerpreise gewerblicher Produkte repräsentativ abgebildet wird. So wird durch den Bauleistungsindex für „Gewerbliche Betriebsgebäude“ die Preisentwicklung von Anlagengütern der Anlagengruppen Grundstücksanlagen, Bauten für Transportwesen, Betriebs- und Verwaltungsgebäude sowie Gebäude für Mess-, Regel- und Zähleranlagen sachgerecht wiedergegeben. Durch den Bauleistungsindex „Ortskanäle“ wird die allgemeine Preisentwicklung von Rohr- und Hausanschlussleitungen abgebildet, weil dieser – als einziger Index – insbesondere die spezifische Lohnentwicklung im einschlägigen Tiefbaugewerbe etwa für Erdarbeiten und Oberflächenwiederherstellung, Rohrverlegung und -montage über spezielle Subindizes erfasst (BR-Drs. 447/13 vom 29.05.2013, S. 14 f., 17 f.).
Anderes gilt nur für Gasleitungen, die für Druckbereiche größer als 16 bar ausgelegt werden, weil für sie besondere Anforderungen an Material und Sicherheit gelten, was sich auch auf die Preisentwicklung auswirken kann. So dürfen bei Drücken oberhalb von 16 bar nur Stahlleitungen verwendet werden, die besonderen Anforderungen an ihre Belastbarkeit genügen müssen. Um die sich von anderen Rohrleitungen unterscheidende Preisentwicklung der Stahlleitungen sachgerecht und transparent abzubilden, hat der Verordnungsgeber einen Mischindex gebildet, der neben dem Bauleistungsindex „Ortskanäle“ - mit 60 % - zu 40 % den Erzeugerpreisindex „Stahlrohre, Rohrform-, Rohrverschluss- und Rohrverbindungsstücke aus Eisen und Stahl“ enthält. Die Preisentwicklung aller übrigen Anlagegüter des Netzbetreibers – etwa aus den Anlagegruppen Allgemeine Anlagen, Gasbehälter, Erdgasverdichteranlagen, Mess-, Regel- und Zähleranlagen sowie Fernwirkanlagen – richtet sich nach dem Index der „Erzeugerpreise gewerblicher Produkte gesamt“.
Die Bundesnetzagentur hat erläutert, dass die verwendeten Indexreihen plausibilisiert worden seien. Der Einwand der Betroffenen, die Plausibilisierung sei nicht sachgemäß, weil der Anteil der Gaswirtschaft an dem herangezogenen Preisindex der Energieversorgung nur 7,7 % ausmache, geht fehl. Ziel einer Plausibilitätskontrolle ist es, einen Wert oder ein Ergebnis überschlagsmäßig daraufhin zu überprüfen, ob es überhaupt plausibel, also annehmbar, einleuchtend und nachvollziehbar sein kann. Auf diese Weise soll eine etwaige offensichtliche Unrichtigkeit erkannt werden. Die Regulierungsbehörde hat vor diesem Hintergrund überzeugend dargestellt, dass der Preisindex, der die Preisentwicklung des Nettoanlagevermögens der Energiewirtschaft abbildet (Bl. 282 GA), über einen 40-jährigen Zeitraum eine ähnliche Entwicklung wie der nach der GasNEV berechnete Preisindex aufweist. Es zeigt sich, dass die nach § 6a GasNEV berechnete Preisentwicklung in etwa der allgemeinen Preisentwicklung der Energiewirtschaft entspricht. Anhaltspunkte, warum dies unplausibel sein soll, trägt auch die Betroffene nicht vor. Sie verweist vielmehr im Wesentlichen nur darauf, dass der Gasbereich mit einem zu geringen Anteil im zur Plausibilisierung herangezogenen Index berücksichtigt werde.
2.4. Grundstücke zu Anschaffungskosten
Dass die Landesregulierungsbehörde Grundstücke zu Anschaffungskosten in Ansatz gebracht hat, steht – wie der Senat schon entschieden hat (Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242) – im Einklang mit der insoweit maßgeblichen Vorgabe des § 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV und ist daher nicht zu beanstanden.
Nach § 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV sind Grundstücke im Rahmen der Ermittlung des betriebsnotwendigen Eigenkapitals zu Anschaffungskosten anzusetzen. Diese Regelung hat der Gesetzgeber nachträglich mit Wirkung vom 06.11.2007 eingefügt, um die streitige Frage des sachgerechten Ansatzes von Grundstücken zu klären.
Schon der Wortlaut der Regelung spricht dafür, dass Grundstücke stets zu historischen Anschaffungskosten und nicht zu Wiederbeschaffungskosten anzusetzen sind.
Sinn und Zweck der Norm und ihre Entstehungsgeschichte stützen dieses Verständnis. Mit dem Prinzip der Nettosubstanzerhaltung, das der Verordnungsgeber der Eigenkapitalverzinsung für Altanlagen teilweise (nämlich im Umfang der zugelassenen Eigenkapitalquote) zugrunde gelegt hat, soll kalkulatorisch der durch die Abnutzung der Anlagen entstandene Werteverzehr ausgeglichen und erreicht werden, dass der Netzbetreiber Anlagen zu aktuellen Marktpreisen ersetzen kann. Bei Grundstücken findet indessen ein Wertverzehr regelmäßig nicht statt. Aus diesem Grund hatten die Regulierungsbehörden schon zu Beginn der kostenorientierten Entgeltgenehmigung vertreten, dass der Verordnungsgeber eine Abschreibung von Grundstücken nicht vorgesehen habe, zumal er deren Nutzungsdauer in der Anlage 1 zur GasNEV – Ziffer 1 der in Abschnitt I aufgeführten Allgemeinen Anlagen – auch ohne Angabe gelassen hatte (so auch OLG München, Beschluss vom 31.01.2008 – Kart 11/07; OLG Schleswig, Beschluss vom 24.09.2009 – 16 Kart 1/09; OLG Frankfurt, Beschluss vom 11.09.2007 – 11 W 41/06; a.A. OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss vom 11.07.2007 – VI-3 Kart 317/07 (V)). Vor diesem Hintergrund hat der Verordnungsgeber in § 7 Abs. 1 GasNEV den Satz 3 zur Klarstellung eingefügt, wonach Grundstücke zu Anschaffungskosten anzusetzen sind (BR-Drs. 417/07, S. 22).
Aus der Systematik folgt nichts anderes. Die Sonderregel des § 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV gilt für Grundstücke im Vergleich zum übrigen Sachanlagevermögen. Sie bezieht sich auf die tatsächlich dem Netzbetreiber entstandenen Kosten ihrer Anschaffung, die statt eines Verkehrswerts zugrunde zu legen sind. Es liefe im Übrigen auch dem Prinzip der Nettosubstanzerhaltung zuwider, wenn ein etwaiger Wertzuwachs auch noch Gegenstand der Eigenkapitalverzinsung würde.
2.5. EK II-Zinssatz
Auch der Zinssatz in Höhe von 4,19 % für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach § 7 Absatz 1 Satz 5 GasNEV ist nicht zu beanstanden.
2.5.1. Nach der am 22.08.2013 in Kraft getretenen Neuregelung des § 7 Abs. 1 Satz 5, Abs. 7 GasNEV bestimmt sich dieser Zinssatz als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts dreier von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen.
Diese, die Regulierungsbehörden als geltendes Recht bindenden Vorgaben, hat die Landesregulierungsbehörde bei der Ermittlung des Zinssatzes eingehalten und ist – wie auch die beteiligte Bundesnetzagentur – zu einem Zinssatz von 4,19 % gelangt. Dies stellt auch die Betroffene nicht in Frage.
2.5.2. Die Vorgaben in § 7 Abs. 1 Satz 5 und Abs. 7 GasNEV sind weder wegen Verstoßes gegen die Vorgaben der gesetzlichen Verordnungsermächtigung oder gegen den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit noch wegen einer mit den gesetzlichen Vorgaben unvereinbaren Ungleichbehandlung der Netzbetreiber materiell rechtswidrig und damit nichtig. Dass die Neuregelung insoweit nicht zu beanstanden ist, hat der Senat bereits entschieden (Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242). Auch mit Blick auf das Vorbringen der Betroffenen im Schriftsatz vom 22.07.2016 (S. 17 ff.) besteht keine Veranlassung, von dieser Auffassung abzuweichen.
2.5.2.1. Ohne Erfolg wendet die Betroffene ein, § 7 Abs. 1 Satz 5, Abs. 7 GasNEV verstoße gegen die Vorgaben der gesetzlichen Verordnungsermächtigung in § 24 Satz 1 Nr. 1 und 4 EnWG, § 21 Abs. 2 Satz 1 und § 1 Abs. 2 EnWG, weil sie keine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals ermögliche.
§ 24 Satz 1 Nr. 1 EnWG ermächtigt die Bundesregierung zur Bedingungs- und Methodenregulierung im Verordnungswege, u.a. kann sie die Methoden zur Bestimmung der Entgelte festsetzen. § 24 Abs. 2 Nr. 4 EnWG präzisiert diese Ermächtigung dahingehend, dass dabei Regelungen zur Ermittlung der Entgelte für den Netzzugang getroffen werden können, wobei die Methode zur Bestimmung der Entgelte so zu gestalten ist, dass eine Betriebsführung nach § 21 Abs. 2 EnWG gesichert ist und die für die Betriebs- und Versorgungssicherheit sowie die Funktionsfähigkeit der Netze notwendigen Investitionen in die Netze gewährleistet sind und Anreize zu netzentlastender Energieeinspeisung und netzentlastendem Energieverbrauch gesetzt werden.
§ 21 Abs. 2 EnWG bestimmt, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden, soweit in einer Rechtsverordnung nach § 24 EnWG nicht eine Abweichung von der kostenorientierten Entgeltbildung bestimmt ist. Soweit die Entgelte kostenorientiert gebildet werden, dürfen Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden. Mit diesen Maßstäben stellt der Gesetzgeber allgemeine Grundsätze auf, die angemessene und diskriminierungsfreie Netzentgelte i.S.d. § 21 Abs. 1 EnWG gewährleisten sollen.
2.5.2.2. Die Verordnungsänderung ist mit den Zielsetzungen des § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG vereinbar, eine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals zu gewährleisten. Sie ist weder evident rechtsfehlerhaft noch objektiv sachwidrig. Dass die nach § 7 Abs. 7 GasNEV vom Verordnungsgeber vorgegebene Ermittlungsweise zu unangemessenen Ergebnissen führt, ist weder ersichtlich noch von der Betroffenen dargelegt.
Die frühere Regelung hatte zu erheblichen Unsicherheiten, insbesondere im Hinblick auf den vom Netzbetreiber zu zahlenden Fremdkapitalzins und Risikozuschlag, geführt, weshalb der Verordnungsgeber nun ein gestrafftes und anderes Berechnungsmodell vorgegeben hat (vgl. etwa BGH, Beschluss vom 14.08.2008, KVR 34/07, Rn. 60 ff.). Auf der Grundlage zutreffender Tatsachen und sachgerechter Erwägungen hat der Verordnungsgeber sich für eine praktikable und transparente Ermittlung des EK II-Zinssatzes ohne untersuchungsbedürftige Variablen entschieden, um insbesondere Rechtssicherheit für die Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode der Anreizregulierung im Gasbereich (ab dem 01.01.2013) zu schaffen (BR-Drs. 447/13 vom 29.05.2013, S. 2, 18; BR-Drs. (Beschluss) vom 05.07.2013, S. 27). Die Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals erfolgt nun nicht mehr – wie bisher – nominal wie Fremdkapital, sondern nach dem neu eingefügten Absatz 7.
Eine angemessene wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals liegt dann vor, wenn die Kapitalgeber eine Rendite erhalten, die sie veranlasst, das Kapital in dem Unternehmen zu belassen und Anreize für weitere Investitionen in das Unternehmen und die Netzinfrastruktur setzt (Büdenbender, Die Angemessenheit der Eigenkapitalrendite im Rahmen der Anreizregulierung von Netzentgelten in der Energiewirtschaft, S. 37; Säcker/Böcker, Entgeltkontrolle als Bestandteil einer sektorübergreifenden Regulierungsdogmatik, S. 69, 106; Laubenstein/van Rossum in Holznagel/Schütz, ARegV, § 21 EnWG Rn. 64; Berndt, Die Anreizregulierung in den Netzwirtschaften, S. 92, 131; Lippert, RdE 2009, 353, 359). Nach der Gesetzesbegründung zu § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG hat sich die angemessene Verzinsung an den Marktgegebenheiten im Versorgungsbereich unter Berücksichtigung der Langfristigkeit der Kapitalanlage auszurichten. Der Zinssatz ist so zu gestalten, dass Kapitalgeber auch im Vergleich mit sonstigen Anlagemöglichkeiten auf den internationalen Kapitalmärkten ein Interesse an einer Investition in die Energieversorgungsnetze haben (BT-Drs. 15/5268 vom 13.04.2005, S. 119 zu § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG). Damit wird der Vorgabe in § 1 Abs. 2 EnWG entsprochen, einen langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetrieb zu sichern.
Der EK II-Zinssatz spiegelt keinen zukunftsgerichteten Renditesatz für das überschießende Eigenkapital wider (BGH, Beschluss vom 18.02.2014 – EnVR 1/13, Rn. 14). Vielmehr geht § 7 GasNEV durch die Unterteilung in betriebsnotwendiges und überschießendes Eigenkapital davon aus, dass langfristig eine höhere Eigenkapitalquote als 40 % nach allgemeinen betriebswirtschaftlichen Grundsätzen nicht sinnvoll ist und sich unter Wettbewerbsbedingungen daher nicht einstellen würde (vgl. nur BGH, Beschluss vom 14.08.2008 – KVR 42/07, Rn. 40 ff. „Rheinhessische Energie“). Die Neuregelung löst sich von der „Fremdkapitalfiktion“ (Dobler/Wolf, VersW 2013, 201, 204, vgl. auch Verordnungsbegründung, BR-Drs. 447/15 vom 29.05.2013, S. 18; BT-Drs. 17/11269 vom 31.10.2012, S. 30) und bestimmt den Zinssatz für das überschießende Eigenkapital – in zulässiger Weise – durch die Vorgabe eines gleichgewichteten Zinssatzes aus den drei genannten Umlaufsrenditen.
Der Verordnungsgeber stellt in § 7 Abs. 7 GasNEV auf den Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der genannten Umlaufsrenditen ab und mildert dadurch etwaige Zinsschwankungen ab. Die Langfristigkeit des Netzgeschäfts sowie den vergleichsweise hohen Anteil des Anlagevermögens hat er durch die Zinsreihe von Anleihen der öffentlichen Hand sowie die Zinsreihe für Hypothekenpfandbriefe sachgerecht abgebildet. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass in der Zinsreihe für Hypothekenpfandbriefe gewisse Risikozuschläge berücksichtigt werden. Den Besonderheiten und Risiken des Netzbetriebs hat er dadurch in angemessener Weise Rechnung getragen, dass er die Zinsreihe von Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) herangezogen hat, die zu einem Drittel in die Bewertung eingehen.
Mit der Berücksichtigung der Zinsreihe von Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) hat der Verordnungsgeber eine, wenn auch sehr grob abgegrenzte Risikoklasse, nämlich die der deutschen Unternehmen, gewählt. Bei der Gewichtung dieser Risikoklassen ist der Verordnungsgeber – zutreffend – davon ausgegangen, dass das Risiko von Netzbetreibern durch die im Rahmen der Entgeltregulierung weitestgehend garantierte Kostendeckung maximal einem Drittel des Risikos von vollständig im Wettbewerb stehenden Unternehmen entspricht. Soweit der Verordnungsgeber dies damit begründet hat, dass es sich beim Netzbetrieb um „natürliche Monopole“ handelt, kann dahinstehen, ob der von dem Verordnungsgeber verwendete Ausdruck zutreffend ist. Denn damit wollte er nicht zum Ausdruck bringen, dass der Netzbetrieb keinerlei Risiken ausgesetzt ist, vielmehr hat er das auch für den Netzbetrieb vorhandene Risiko gesehen und dieses über die mit einem Drittel in die Bewertung eingehende Zinsreihe von Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) berücksichtigt.
Auch die Betroffene weist gegenüber anderen auf dem freien Markt tätigen Unternehmen nur ein deutlich reduziertes Betriebs- und Unternehmensrisiko auf. Sie agiert in einem regulierten Markt, bei dem nur ein deutlich eingeschränktes Verlust- und Insolvenzrisiko besteht. Dass sie in einem bestimmten Teil ihres Gebiets konkurrierender Fernwärmeversorgung ausgesetzt ist, stellt dies nicht infrage. Das Verbrauchsverhalten berührt die Betroffene allenfalls nachrangig, weil anfallende Netzkosten auf die Netznutzer umgelegt, Schwankungen über das Regulierungskonto ausgeglichen werden.
Ein Substitutionswettbewerb mit alternativen Energieträgern besteht nur eingeschränkt. Der Bundesgerichtshof hat mit Beschluss vom 10.12.2008 (KVR 2/08, Rn. 8 „Stadtwerke Uelzen“, NJW 2009, 1212) bestätigt, dass es einen einheitlichen Wärmeenergiemarkt nicht gibt, weil der Endkunde seine Heizung nicht ohne Weiteres von Gas auf eine andere Heizenergie umstellen kann. Damit können im Wesentlichen nur Neukunden zur Deckung ihres Wärmebedarfs unmittelbar zwischen verschiedenen Energieträgern wählen (vgl. auch BGH, Urteil vom 13.06.2007 - VIII ZR 36/06, Rn. 34, BGHZ 172, 315). Dies entspricht auch den Feststellungen der Monopolkommission (Sondergutachten 59 der Monopolkommission, Energie 2011: Wettbewerbsentwicklung mit Licht und Schatten, S. 93, Tz. 162). Danach ist de facto davon auszugehen, dass ausschließlich Hauseigentümer im Falle von Hausneubauten oder bei Investitionsentscheidungen im Rahmen einer periodischen Erneuerung des Heizsystems einen Wettbewerbsdruck auf die nachgelagerten Endversorgermärkte auslösen können.
Daher verfügen Netzbetreiber im Vergleich zu vollständig im Wettbewerb stehenden Unternehmen über eine relativ sichere Marktposition, zumal sie keinen wesentlichen Nachfrageschwankungen, Auslastungs- und Mengenrisiken ausgesetzt sind. Netzbetreiber können zwar, worauf die Betroffene zu Recht hinweist, von Kundeninsolvenzen betroffen sein, weil dieses Risiko im Rahmen der Erlösobergrenzen nur berücksichtigt wird, soweit sie im Basisjahr relevant geworden sind. Ferner können sie aufgrund etwaiger Kundeninsolvenzen auch Rückforderungsansprüchen eines Insolvenzverwalters ausgesetzt sein, wobei diese jedoch wegen Vorliegens eines Bargeschäfts i.S.v. § 142 InsO nur im Ausnahmefall auf die Voraussetzungen einer – vom Gläubiger erkannten – vorsätzlichen Gläubigerbenachteiligung gemäß § 133 Abs. 1 InsO gestützt werden können. Es ist daher nicht erkennbar, dass die gebildeten Risikogruppen und Umlaufrenditen nicht sachgerecht wären, andere Risikoklassen – wie die Betroffene meint – etwa anhand des Kaserer-Gutachtens zu bilden wären.
2.5.2.3. Auch der Einwand der Betroffenen greift nicht durch, die Regelungen in § 7 Abs. 1, Satz 5 und Abs. 7 GasNEV führten zu einer mit den gesetzlichen Vorgaben unvereinbaren Ungleichbehandlung der Netzbetreiber. Es ist nicht gleichheitswidrig, dass mit der Aufgabe der Fremdkapitalfiktion die Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals anders berechnet wird, als bei Netzbetreibern mit Fremdkapitalaufnahme.
Es liegen schon keine gleichartigen, vergleichbaren Sachverhalte vor. Wie erläutert, ist bereits eine Gleichsetzung des Zinssatzes für das überschießende Eigenkapital mit einem (fiktiven) Fremdkapitalzinssatz normativ nicht geboten. Netzbetreiber mit Fremdkapitalaufnahme können nach der Praxis der Regulierungsbehörden grundsätzlich nach § 5 Abs. 2 1. Halbs. GasNEV die tatsächlich gezahlten Fremdkapitalzinsen ansetzen, sofern diese zum Zeitpunkt der Kreditaufnahme marktüblich waren. Diese Zinskosten verbleiben jedoch nicht bei dem Netzbetreiber, sondern fließen ab, sind an die Kreditgeber zu zahlen. Demgegenüber erhält ein Netzbetreiber, der überschießendes Eigenkapital vorhält, eine Rendite auf dieses Eigenkapital, das er unter Wettbewerbsbedingungen üblicherweise nicht hätte.
2.6. Kalkulatorische Gewerbesteuer
Die Landesregulierungsbehörde hat die kalkulatorische Gewerbesteuer auf der Grundlage der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung und damit im Wege der sogenannten „Vom-Hundert“-Rechnung zutreffend ermittelt.
Wie der Bundesgerichtshof mit Beschluss vom 10.11.2015 (EnVR 26/14, Rn. 40 ff. „Stadtwerke Freudenstadt II“) entschieden hat, kommt eine zusätzliche Bereinigung der Eigenkapitalverzinsung um die Gewerbesteuer („Im-Hundert“-Rechnung) nicht in Betracht, weil für die Berechnung der kalkulatorischen Gewerbesteuer auf eine rein fiktive Bemessungsgrundlage, die kalkulatorisch ermittelte Eigenkapitalverzinsung nach § 7 GasNEV, abzustellen ist. Dass aufgrund dessen die Eigenkapitalverzinsung tatsächlich nicht in vollem Umfang erhalten bleibt, ist zwangsläufige Folge des rein kalkulatorischen Berechnungsansatzes. Eine Kostenneutralität ist hingegen nicht herzustellen (BGH, Beschluss vom 10.11.2015 – EnVR 26/14, Rn. 46 „Stadtwerke Freudenstadt II“; Beschlüsse vom 14.08.2008 – KVR 35/07, Rn. 81 „Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße“; KVR 39/07, Rn. 67 „Vattenfall“; KVR 42/07, Rn. 70 „Rheinhessische Energie“; Beschluss vom 09.07.2013 – EnVR 37/11, Rn. 13 „KNS“).
2.7. Effizienzwert
Die grundsätzliche Methodik der Effizienzwertberechnung, wie sie die Betroffene mit ihrer Beschwerde vom 24.07.2014 hinsichtlich des Ausgangsbescheides angreift, ist nicht zu beanstanden. Soweit – was zwischen den Beteiligten streitig ist – im Ausgangsbescheid die Störgröße bei der Ableitung des Effizienzwertes möglicherweise zu Unrecht angesetzt worden ist, belastet dies die Betroffene nicht. Vielmehr führt die im Ausgangsbescheid erfolgte Berechnungsweise für sie zu einem höheren Effizienzwert.
2.7.1. Die Ermittlung der Grundlagen des Effizienzwertes (Ermittlung Kostenfunktion und Ineffizienz) ist nicht zu beanstanden.
2.7.1.1. Nach § 12 Abs. 1 ARegV führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln.
Als anzuwendende Methoden werden in Anlage 3 Nr. 1 ARegV die Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA, partielle Kennzahlenanalyse) als nicht-​parametrische und die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA, Regressionsanalyse, statistischer Zusammenhang zwischen Kosten und Kostentreibern) 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 vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 16 „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass der Bundesnetzagentur hinsichtlich der Vorgaben ein nicht unerheblicher Entscheidungsspielraum zukommt. Den Regulierungsbehörden steht im Rahmen der rechtlichen Vorgaben bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 10, 25 ff. „Stadtwerke Konstanz GmbH“; BGH, Beschlüsse vom 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 vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 26 f. m. w. Nachw. „Stadtwerke Konstanz GmbH“, ).
Dieser Entscheidungsspielraum gilt auch für den Effizienzvergleich. Der Vergleich 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 (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 25 „Stadtwerke Konstanz GmbH“). Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Die 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 vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 25 m. w. Nachw. „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
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 (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 27 „Stadtwerke Konstanz GmbH“). 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 vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 27 „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
2.7.1.2. Ausgehend von diesen Grundsätzen ist die Ermittlung und Durchführung des Effizienzvergleichs durch die Bundesnetzagentur für die zweite Regulierungsperiode Gas und die Ermittlung der relevanten Parameter – vorbehaltlich der bereits erörterten Frage, inwieweit die Störgröße bei der Ableitung des Effizienzwertes zu berücksichtigen ist – nicht zu beanstanden.
Es sind keine Anhaltspunkte ersichtlich, dass der Effizienzvergleich hier 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.
2.7.1.2.1. Die Bundesnetzagentur hat im Jahr 2012 – wie schon im Jahr 2008 für die erste Regulierungsperiode – einen Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode durchgeführt. Zur Ermittlung der notwendigen Daten, Prüfung, Analyse und Ermittlung des Effizienzvergleichs auf Basis der §§ 12 ff. ARegV hat die Bundesnetzagentur im September 2011, im Grundsatz nicht von der Betroffenen angegriffen, die Frontier Economics Ltd. („Frontier“) und die Consentec GmbH („Consentec“) in Zusammenarbeit mit der TU Clausthal, Lehrstuhl Gasversorgungssysteme (ITE) beauftragt. Diese haben im Juli 2013 ihren Bericht erstellt (Anlage B1, „Bericht Effizienzvergleich“).
Der Bericht Effizienzvergleich und die daraufhin von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Annahmen sowie die Umsetzung durch die Landesregulierungsbehörde sind nicht zu beanstanden. Der Effizienzvergleich ist nachvollziehbar ermittelt und in sich plausibel.
In dem Bericht wird ausführlich erläutert, wie der Effizienzvergleich durchgeführt worden ist (vgl. Bericht Effizienzvergleich, S. 13 ff.). Die Bundesnetzagentur hatte die erforderlichen Daten ermittelt und bereits im Zuge der Datenerhebung eine Plausibilisierung vorgenommen, etwa Wertebereichsprüfungen durchgeführt, abgefragte Daten mit extern verfügbaren Daten abgeglichen oder Strukturdaten aus der ersten Regulierungsperiode zu Kontrollzwecken herangezogen (Bericht Effizienzvergleich, S. 17 f., 52). Der Bericht Effizienzvergleich hat diese gesammelten Werte dann zusammengeführt und basierend hierauf den Effizienzvergleich durchgeführt, mathematisch-statistisch berechnet. Es wurde hierbei gesehen, dass die Grundgesamtheit sich gegenüber der ersten Regulierungsperiode wesentlich geändert hatte, nunmehr vom Effizienzvergleich 186 Netze, statt zuvor 139 Netze erfasst waren (Bericht Effizienzvergleich, S. 19 f.). Es wurde erkannt, dass die Heterogenität der Daten angestiegen ist (Bericht Effizienzvergleich, S. 20). Für den Effizienzvergleich wurden dann neun relevante Vergleichsparameter identifiziert:
1. zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Ausspeisungen
2. versorgte Fläche
3. Leitungslänge (gesamt)
4. Anzahl der Ausspeisepunkte
5. Anzahl der potentiellen Ausspeisepunkte
6. Rohrvolumen
7. vorherrschende Bodenklasse 4 5 6, mit Leitungslänge gewichtet
8. Anzahl der Messstellen
9. Anzahl Ausspeisepunkte > 16 bar NN.
Die Effizienzwerte wurden anschließend anhand vier verschiedener Verfahren (SFA mit nicht-standardisierten Aufwandsparameter, SFA mit standardisierten Aufwandsparametern, DEA mit nicht-standardisierten Aufwandsparametern, DEA mit standardisierten Aufwandsparametern) bestimmt und die von der ARegV vorgesehene Best-of-four-Analyse durchgeführt (vgl. § 13 Abs. 3 und 4a ARegV). Darüber hinaus wurden im Rahmen sog. Second-Stage-Analysen die ermittelten Effizienzergebnisse nochmals überprüft, ohne dass sich hierbei Auffälligkeiten oder ein Veränderungsbedarf ergeben hätten (Bericht Effizienzvergleich, S. 78 ff.).
2.7.1.2.2. Die Ermittlung der Effizienzwerte wird nicht dadurch infrage gestellt, dass die Anzahl der umfassten Netze sich gegenüber der vorhergehenden Regulierungsperiode erhöht hat.
Die Bundesnetzagentur hat erläutert, dass sich unter den 47 „neuen“ Netzbetreibern fünf Netzbetreiber befinden, die zuvor den regionalen Fernleitungsnetzbetreibern zugeordnet waren. Eine Veränderung der Zahl der Netzbetreiber ist nicht ungewöhnlich. So hat die Bundesnetzagentur erläutert, dass im Gasbereich von Jahr zu Jahr nicht unerhebliche Veränderungen erfolgten, jährlich etwa 50 neue Verteilernetzbetreiber entstünden, sei es durch eine Erweiterung der Netze, eine Veränderung der Versorgungsaufgabe oder durch Zusammenschlüsse. Darüber hinaus verbreitert eine höhere Anzahl von Netzbetreibern aber auch die Datenbasis und muss daher keineswegs zu „schlechteren Ergebnissen“ führen.
Der Bericht Effizienzvergleich und die Bundesnetzagentur haben im Übrigen die Problematik der gewachsenen Grundgesamtheit gesehen und dies etwa im Rahmen der Ausreißeranalyse berücksichtigt (Bericht Effizienzvergleich, S. 40). So sind im Rahmen der „Cook’s Distance“-Analyse Ausreißer eliminiert worden (Bericht Effizienzvergleich, S. 40 ff.). Der Bericht hat im Hinblick auf die höhere Heterogenität der Daten ferner einen niedrigeren, d.h. weniger strengen Schwellenwert angesetzt, um zu verhindern, dass durch die höhere Heterogenität systematische Verzerrungen entstehen (Bericht Effizienzvergleich, S. 41 f.).
Trotz der gestiegenen Heterogenität ist die Streuung der Effizienzwerte, gemessen an der Standardabweichung, im Rahmen der SFA-Ermittlung sogar gesunken. Die Effizienzwerte der Unternehmen haben sich in der Gesamtheit tendenziell angenähert (Bericht Effizienzvergleich, S. 70). Die bei der DEA-Berechnung erfolgte Ausreißerermittlung hat dazu geführt, dass elf Unternehmen eliminiert worden waren. Im Ergebnis hat sich die Streuung der Effizienzwerte auch bei dieser Berechnungsmethode nur geringfügig geändert, ist leicht von 15 %/15,7 % (Effizienzvergleich 2008, nicht-standardisierte Aufwandsparameter/standardisierte Aufwandsparameter) auf 16,9 %/16,7 % (Effizienzvergleich 2012, nicht-standardisierte Aufwandsparameter/standardisierte Aufwandsparameter) angestiegen (Bericht Effizienzvergleich, S. 75). Dies macht deutlich, dass mit der gestiegenen Anzahl der Netze keineswegs eine besondere Unsicherheit der Daten einhergeht oder dies die Netzbetreiber benachteiligt.
Es ist sinnvoll, Kostentreiber zu analysieren, um sachgerechte Parameter zu ermitteln. Diese Analyse ist hier sachgerecht durchgeführt worden. § 13 Abs. 3 S. 2 ARegV macht deutlich, dass die Parameter geeignet sein müssen, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. § 13 Abs. 3 S. 7 ARegV sieht daher die Bestimmung der Vergleichsparameter anhand qualitativer, analytischer oder statistischer Methoden vor. Es liegt nahe, wie hier eine Prioritätenliste der in Betracht kommenden Vergleichsparameter zu erstellen, um ein handhabbares Rechenmodell entwickeln zu können. So verweist die Bundesnetzagentur zu Recht darauf, dass mehr als 750 Parameter denkbar wären und sich hieraus eine unüberschaubare Anzahl möglicher Parameterkombinationen ergibt. Der Bericht hat daher mit unterschiedlicher Priorisierung die Parameter geprüft und daraufhin untersucht, inwieweit bestimmte Parameter einen kostentreibenden Einfluss haben (Bericht Effizienzvergleich, S. 28 f.).
2.7.1.2.3. Die Auswahl der Vergleichsparameter für den Effizienzvergleich ist nicht zu beanstanden.
Bei der Parameterauswahl wurde geprüft, inwieweit die Parameter signifikant und als Vergleichsparameter in die Untersuchung einzubeziehen waren. Mehrere Parameter sind ausgeschieden, weil der statistisch nachweisbare Effekt und der Einfluss fraglich oder der Kostenzusammenhang bereits durch andere Parameter ausreichend berücksichtigt worden war (Bericht Effizienzvergleich, S. 37 f., 48). Auch wurde gesehen, dass die Aussagekraft eines einzelnen Parameters bei Vorliegen von Multikollinearität – zwei oder mehr Variablen korrelieren besonders stark miteinander – eingeschränkt sein kann (Bericht Effizienzvergleich, S. 43). Nach einer entsprechenden Überprüfung wurden dann die signifikanten Parameter in die Bewertung aufgenommen (Bericht Effizienzvergleich, S. 46 f.). So ist etwa festgestellt worden, dass im Effizienzvergleich 2008 noch die Aufnahme des Parameters „Anzahl der Messstellen“ im Hinblick auf die Multikollinearität nicht sachgerecht war, bei dem jetzigen Effizienzvergleich die Daten sich aufgrund der Änderung von Daten anderer Parameter und der Grundgesamtheit nun als signifikant heraus gestellt haben (Bericht Effizienzvergleich, S. 54, 56). Dies macht deutlich, dass die Vorgaben des früheren Effizienzvergleichs auch nicht ungeprüft übernommen, sondern hinterfragt worden sind.
Es ist nachvollziehbar, dass der Vergleichsparameter „Ausspeisepunkt > 16 bar“ berücksichtigt worden ist. Die Untersuchung hat ergeben, dass dieser Parameter für den Effizienzvergleich signifikant ist (Bericht Effizienzvergleich, S. 50). Der Bericht hatte auch besonderes Augenmerk auf die Funktion der regionalen Fernleitungsbetreiber gelegt und diese Problematik gesehen (vgl. etwa zur Transportkapazität > 16 bar: Bericht Effizienzvergleich, S. 35). Hintergrund ist, dass dieser Parameter nur die für die Fernleitung relevanten Druckstufen über 16 bar erfasst, und so die Heterogenität der Daten berücksichtigt. Hingegen ist festgestellt worden, dass eine Aufteilung der Leitungslängen nach allen Druckbereichen nicht signifikant gewesen war (Bericht Effizienzvergleich, S. 53).
Auch der Parameter „vorherrschende Bodenklasse 4 5 6“, gewichtet mit der Leitungslänge, ist sachgerecht. Die Bodenbeschaffenheit kann ein wesentlicher Kostentreiber sein. Es ist plausibel, die gebietsstrukturellen Besonderheiten zu berücksichtigen. Der Bericht Effizienzvergleich geht nachvollziehbar davon aus, dass die Verlegekosten für Rohrleitungen von der Beschaffenheit des Bodens abhängen, in den das Rohr eingebracht werden muss (Bericht Effizienzvergleich, S. 30 f.; zur Gewichtung mit der Leitungslänge: Bericht Effizienzvergleich, S. 53). So wird die Gasversorgung in Deutschland im Wesentlichen durch Untergrundleitungen gesichert. Der Bericht hat für die einzelnen Bodenarten geprüft, inwieweit typischerweise höhere Verlegekosten anfallen. So wurde typisierend angenommen, dass bei den Bodenklassen 4 5 6 mit zusätzlichen Maßnahmen, etwa für die Wasserhaltung, das Absenken des Grundwasserspiegels oder erhöhte Kosten für die Entfernung eines höheren Steinanteils, zu rechnen ist. Hinsichtlich der Bodenklasse 7 (Fels) wurde hingegen davon ausgegangen, dass in einem Gelände mit dieser Bodenbeschaffenheit im Regelfall überhaupt keine Gasleitungsrohre verlegt, diese Gebiete umgangen werden (Bericht Effizienzvergleich, S. 31, 33). Dies macht deutlich, dass bei schwierigen Bodenverhältnissen nicht schematisch höhere Verlegekosten angesetzt wurden, sondern der Bericht die Besonderheiten der einzelnen Bodenklassen berücksichtigt hat.
Es ist praktisch auch kaum möglich, die Bodenbeschaffenheit entlang sämtlicher in Deutschland verlegter Gasrohre mit einem auch nur annähernd vertretbaren Aufwand zu ermitteln. Es ist deshalb sinnvoll, die Bodenbeschaffenheit der unterschiedlichen Bodenklassen prozentual für jedes Versorgungsgebiet zu ermitteln. Es ist auch nicht erforderlich, die für eine bestimmte Leitung vorliegende Bodenbeschaffenheit individuell für alle Verteilernetzbetreiber zu bestimmen. Eine solche Ermittlung wäre nur mit einem erheblichen Kostenaufwand verbunden und kaum durchführbar. Diese Kosten würden im Übrigen im Rahmen der Netzentgeltermittlung auf alle Netznutzer umgelegt, ohne dass im Ansatz mit einer solchen aufwändigen Bodenermittlung ein wesentlicher Erkenntnisgewinn verbunden wäre.
Dieses Vorgehen der Bundesnetzagentur steht im Einklang mit der obergerichtlichen Rechtsprechung. Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass Durchschnittswerte gebildet werden können, um handhabbar entsprechende Parameter zu ermitteln (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 57, „Stadtwerke Konstanz GmbH“). Es liegt nahe, dass ein Netzbetreiber, in dessen Versorgungsgebiet ein hoher Anteil der „Bodenklassen 4 5 6“ existiert, Gasrohre in dem Netzgebiet im Regelfall auch nur mit überdurchschnittlich hohem Aufwand verlegen kann. Dass es hierbei zu Unschärfen oder Ungenauigkeiten kommen kann, steht nicht entgegen.
Auch der Parameter „versorgte Fläche“ ist nicht fehlerhaft umgesetzt worden. Die Bundesnetzagentur hat nachvollziehbar erläutert, dass der Parameter „versorgte Fläche“ anhand der amtlichen Flächennutzungsstatistik ermittelt worden ist.
Der Einwand der Betroffenen, hinsichtlich der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber fehle es an einer Vergleichbarkeit und hinsichtlich der Definitionsauslegung müsse daher ein Parameterwert „null“ angesetzt werden, ist unzutreffend. Die Bundesnetzagentur hat vielmehr nachvollziehbar darauf verwiesen, dass zum Zeitpunkt der Datenabfrage diese fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber noch nicht als Verteilernetzbetreiber einzustufen waren, so dass die Informationen hinsichtlich des Konzessionsgebietes, der versorgten Fläche, der Bevölkerungszahlen und des Anschluss- und Erschließungsgrades nicht ermittelt werden konnten. Sachlich zutreffend hat die Bundesnetzagentur die fehlenden Daten daher – wie es § 30 Satz 2 ARegV für den Effizienzvergleich ausdrücklich vorsieht – geschätzt. Es wäre daher auch nicht sachgerecht, die fehlenden Werte durch „Nullwerte“ zu ersetzen.
Der Bericht hat sich im Übrigen eingehend mit der Rolle der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber und deren Auswirkung auf den Effizienzvergleich befasst und die hieraus resultierende Problematik gesehen. Es ist nicht erkennbar, dass die Verteilernetzbetreiber durch die Sonderrolle der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber benachteiligt werden. So sind etwa im Rahmen der SFA-Ausreißeranalyse vier der fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber ausgeschieden worden, weil diese den Grenzwert der Cook’s Distance sehr deutlich überschritten hatten (Bericht Effizienzvergleich, S. 68). Lediglich ein ehemaliger regionaler Fernleitungsnetzbetreiber ist nicht als Ausreißer identifiziert worden, weil sein Netz in andere Netze desselben Unternehmens eingegliedert worden war, sich nachvollziehbar gegenüber anderen Verteilernetzbetreibern insoweit keine Auffälligkeiten ergeben hatten (Bericht Effizienzvergleich, S. 68, Fußnote).
Dass die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber nicht von vornherein aus dem Effizienzvergleich herausgenommen worden waren und damit möglicherweise andere Verteilernetzbetreiber als Ausreißer einzuordnen wären, verstößt auch nicht gegen § 21a Abs. 2 S. 4 EnWG. Vielmehr entsprach dies den energierechtlichen Vorgaben. § 21a Abs. 2 EnWG gibt den Rahmen und die Ermächtigung für die ARegV vor. Die ARegV greift die Vorgabe auf, „Gruppen von Netzbetreibern“ zu bilden, 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 Bundesnetzagentur kann sich nicht über diese Vorgaben und Definitionen des EnWG und der ARegV hinwegsetzen. Nach der Änderung der Definitionen im Jahr 2011 in § 3 Ziffern 5 und 37 EnWG waren die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber daher zwingend in die Gruppe der Verteilernetzbetreiber einzuordnen. Dass diese Gruppe nicht vollständig homogen ist, liegt auf der Hand, ist wesentlicher Grund für die Ausreißeranalyse.
Dass bestimmte Parameter („potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ und „Bevölkerungszahl“) nicht aufgenommen worden sind, stellt den Effizienzvergleich ebenfalls nicht in Frage. Vielmehr hat sich ergeben, dass diese Parameter im Ergebnis nicht signifikant waren.
Die Effizienzwerte wurden auch zutreffend gemäß § 12 ARegV i.V.m. Anlage 3 Nr. 1 und 5 ARegV anhand der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der Stochastischen Effizienzanalyse (Stoachastic Frontier Analysis, SFA) ermittelt und abgeglichen. Bei der Ermittlung des Effizienzwertes wurde besonderes Augenmerk auf eine Ausreißeranalyse, bereits bei jeder Iteration, gelegt. Anlage 3 Ziffer 5 ARegV sieht eine Ausreißeranalyse vor, fordert aber nicht, dass eine solche bereits im Rahmen der Datenvalidierung zu erfolgen hat. Dass die Ausreißeranalyse sich auch ausgewirkt hat, zeigt sich daran, dass Ausreißer identifiziert und aus der jeweiligen Erhebung eliminiert worden waren. Es ist auch nachvollziehbar erläutert worden, warum die „Cook’s Distance“-Methode angewendet worden ist (Bericht Effizienzvergleich, S. 67, 42). Die „Cook’s Distance“-Methode ist als eine Methode zur Ausreißerermittlung anerkannt und nach Anlage 3 Nr. 5 ARegV vom Verordnungsgeber vorgegeben. Der Bericht hat darauf hingewiesen, die „Cook’s Distance“-Methode sei vorteilhaft, weil mit dieser Methode der Einfluss von einzelnen Unternehmen auf die Lage als auch die Steigerung der Regressionsgeraden erfasst werden könne (Bericht Effizienzvergleich, S. 67). Im Rahmen der SFA-Berechnung waren zehn Unternehmen als Ausreißer identifiziert und ausgeschieden worden, davon die vier der fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber (Bericht Effizienzvergleich, S. 68). Auch die Ausreißeranalyse im Rahmen der DEA-Ermittlung hat dazu geführt, dass mehrere Unternehmen als Ausreißer identifiziert worden waren. Dort hatten elf Unternehmen den Ausreißer-Schwellenwert überschritten (Bericht Effizienzvergleich, S. 72 ff.). Die Wirkungen der Ausreißeranalyse sind daher im vorliegenden Fall deutlich (vgl. auch Bericht Effizienzvergleich, S. 68, Abbildung 11).
2.7.2. Die Bundesnetzagentur war ferner nicht verpflichtet, die Datengrundlage vollständig offen zu legen.
Vielmehr ist sie zu Recht davon ausgegangen, dass Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren sind (vgl. BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 78 f., 83, 91, 96). Es besteht kein Anspruch auf eine umfassende Einsicht in das dem Effizienzvergleich zu Grunde liegende Datenmaterial (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 72 ff.). Ein sogenanntes In-camera-Verfahren ist im EnWG, anders als etwa § 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, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Auflage 2015, § 84 Rn. 16).
Eine detaillierte Bekanntgabe von Einzelbewertungen ist auch nicht geboten oder erforderlich, um der Betroffenen etwa eine bessere betriebswirtschaftliche Optimierung zu ermöglichen (BGH, Beschluss vom 07.10.2014, EnVR 25 /12 Rn. 34 ff.). Der Effizienzvergleich soll den Netzbetreibern ihre jeweilige relative Ineffizienz vor Augen führen und so zu effizienterem Handeln anreizen. Wie der jeweilige Netzbetreiber dies umsetzt und Ineffizienzen im eigenen Unternehmen ermittelt, bleibt ihm überlassen.
Von daher geht auch die Rüge der Betroffenen fehl, dass die Begründung des Festsetzungsbescheids unzureichend und dieser daher bereits formell rechtswidrig sei. Das in § 73 Abs. 1 EnWG normierte Erfordernis, wonach die Regulierungsbehörde ihre Entscheidungen zu begründen hat, 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. Dass die Landesregulierungsbehörde 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, a.a.O.).
2.8. Besonderheit der Versorgungsaufgabe – Fernwärme
Zu Recht hat die Landesregulierungsbehörde es abgelehnt, die parallele Fernwärmeversorgung durch einen Dritten als eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe im Sinne des § 15 Abs. 1 ARegV anzuerkennen.
2.8.1. Der Umstand, dass im Rahmen des Effizienzvergleichs die parallele eigene Fernwärmeversorgung sich nicht als signifikant herausgestellt hat, schließt allerdings nicht von vornherein eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe aus (BGH, Beschluss vom 14.04.2015 – EnVR 16/14, Rn. 25; Bericht Effizienzvergleich, S. 36 f.).
2.8.2. Eine im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nicht hinreichend berücksichtigte Besonderheit der Versorgungsaufgabe ist indessen nicht gegeben. Wie die Bundesnetzagentur überzeugend dargelegt hat, fließt zum einen die Leitungslänge, bei der Betroffenen annähernd 130 km von 1.928 km, in den Effizienzvergleich ein und ist damit (auch) Grundlage für die Berechnung des Effizienzwertes (vgl. Anlage I A2. Effizienzvergleich zum Bescheid vom 24.06.2014).
Der Parameter „potentielle Anzahl der Ausspeisepunkte“ berücksichtigt darüber hinaus, dass Anschlusspunkte nicht (mehr) genutzt werden, Leitungen nicht (mehr) ausgelastet sind. In einem solchen Fall liegt ein überdimensioniertes Netz vor, für das verschiedene Ursachen denkbar sind, wie etwa Bevölkerungsrückgang, Kundenschwund infolge der Konkurrenz anderer Energieträger oder die Errichtung von zu groß dimensionierten Leitungsnetzen mit Blick auf potentielle Kunden. Die Kostenunterschiede, die durch derartige unterschiedliche Anschluss- bzw. Erschließungsgrade oder demographischen Wandel verursacht werden, werden - wie die Gutachter ausgeführt haben - durch potentielle Vergleichsparameter, hier den Parameter „Potentielle Ausspeisepunkte“ abgebildet (Bericht Effizienzvergleich, S. 36, 47 50 ff.). Wie die Gutachter weiter erläutert haben, hat sich dieser potentielle Parameter als signifikant erwiesen, während dem Parameter „Potentielle zeitgleiche Jahreshöchstlast“ daneben kein zusätzlicher Erklärungswert zukam (Bericht Effizienzvergleich, a.a.O.).
Mit dem – sich als signifikant erwiesenen - potentiellen Parameter „Potentielle Ausspeisepunkte“ sind im Effizienzvergleich zu Gunsten der Betroffenen x potentielle Ausspeisepunkte gegenüber nur x tatsächlich vorhandenen Ausspeisepunkten berücksichtigt worden. Der Parameter berücksichtigt damit im Effizienzvergleich zu Gunsten der Betroffenen, dass die Anschlusssituation und damit das Netz der Betroffenen nicht vollständig ausgelastet sind. Dass hierdurch eine gewisse Pauschalierung der Kosten eintritt, keine 1:1-Berücksichtigung erfolgt, steht nicht entgegen. Dies ist vielmehr die typische Folge der Anreizregulierung und Effizienzwertberechnung.
Dass und inwieweit bei der Betroffenen – insbesondere auch gegenüber im ländlichen Raum tätigen Netzbetreibern – gleichwohl außergewöhnliche strukturelle Umstände bestehen, die eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe im Sinne des § 15 Abs. 1 ARegV rechtfertigen könnten, hat die Betroffene nicht weiter dargelegt. Dies gilt umso mehr, als auch der Bundesgerichtshof festgestellt hat, dass etwa ein hoher Anteil von (zu) groß dimensionierten Niederdruckleitungen und eine hohe Anzahl von Gasdruckregelstationen, die darauf zurückzuführen waren, dass die Versorgung in der Vergangenheit mit Stadtgas erfolgte, keine Besonderheit der Versorgungsaufgabe darstellt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014 – EnVR 12/12, Rn. 111 „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
2.8.3. Darüber hinaus hat die Betroffene auch die Mehrkosten, die durch die parallele Fernwärmeversorgung entstehen sollen, nicht nachvollziehbar aufgezeigt.
Der Bundesgerichtshof verlangt eine nachvollziehbare und klare Berechnung der geltend gemachten Mehrkosten. Besteht etwa die Besonderheit darin, dass eine mit hohen Kosten verbundene Leistung überdurchschnittlich häufig erbracht werden muss, genügt es nicht, die Mehrkosten allein anhand der Zahl der Leistungseinheiten und der für eine Leistungseinheit durchschnittlich anfallenden Kosten zu berechnen (BGH, Beschluss vom 14.04.2015 – EnVR 16/14, Rn. 28). Vielmehr ist darzulegen und erforderlichenfalls unter Beweis zu stellen, in welchem Umfang die Kosten für die Leistung – im vom Bundesgerichtshof entschiedenen Fall die Einrichtung und der Betrieb von Zählpunkten – gerade dadurch angestiegen sind, dass ihr Anteil an den insgesamt erbrachten Leistungen größer ist, als dies dem Durchschnitt entspricht.
Die Betroffene macht geltend, dass an ihr Netz zu wenig Kunden angeschlossen seien und ihr dadurch Mehrkosten entstünden. Unklar ist, wieso durch eine (zu) geringe Zahl von Anschlüssen erhebliche Mehrkosten entstehen sollen. Zwar hat der Bundesgerichtshof entschieden, dass ein Netzbetreiber erhöhte Mehrkosten wegen einer überdurchschnittlich hohen Anzahl von Zählpunkten pro Anschlusspunkt als Besonderheit der Versorgungsaufgabe geltend machen kann (BGH, Beschluss vom 14.04.2015 – EnVR 16/14, Rn. 24; BGH, Beschluss vom 07.06.2016 – EnVR 1/15, Rn. 14 „inetz GmbH“,). Dies lässt sich indessen auf die vorliegende Konstellation, in der ein Netzbetreiber gerade eine unterdurchschnittliche Zahl von Anschlüssen geltend macht, schon nicht übertragen.
Darüber hinaus ist die Berechnungsweise der Betroffenen nicht plausibel. Sie möchte, obwohl etwa die Leitungslänge des Netzes und die „potentielle Anzahl der Ausspeisepunkte“ bereits für die Höhe der Erlösobergrenze und den Effizienzwert erheblich mitbestimmend sind, den auf den Fernwärmebereich entfallenden Leitungsanteil insgesamt herausrechnen und – erneut – auf den Effizienzwert aufschlagen. Dies führt dann im Ergebnis fehlerhaft zu einem Mehrfachansatz der auf den streitgegenständlichen Bereich entfallenden Kosten. Die Betroffene möchte die gesamten auf den Fernwärmebereich entfallenden Netzkosten als „stranded investments“ angesehen haben; man hätte von vornherein auf einen entsprechenden Ausbau verzichtet. Hierbei übersieht sie jedoch, dass sie für ihre im Fernwärmebereich liegenden Leitungen Netzentgelte erhält, deren Kosten über verschiedene Parameter im Effizienzvergleich abgebildet werden. So gehen etwa die von ihr berechneten Netzkosten in Höhe von x Mio. € jährlich in die Erlösobergrenze ein und werden dort berücksichtigt.
2.9. Widerrufsvorbehalt
Der in Tenorziffer 7 des Ausgangsbescheides angeordnete Widerrufsvorbehalt ist rechtswidrig und daher aufzuheben.
Die Reichweite des im Bescheid angeordneten Widerrufsvorbehalts ist unklar und unbestimmt. Soweit ersichtlich, möchte die Landesregulierungsbehörde sich in nicht mehr vertretbarer Weise einen umfassenden Widerruf des Erlösobergrenzenbescheides vorbehalten (vgl. auch Senat, Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242).
2.9.1. Der Widerrufsvorbehalt sollte hier Rechtswirkung entfalten und war deshalb von der Landesregulierungsbehörde in den Tenor aufgenommen worden (vgl. BGH, Beschluss vom 03.03.2015 – EnVR 44/13 „BEW Netze GmbH“).
2.9.2. Ein einschränkungsloser Widerrufsvorbehalt ist im Regelfall rechtswidrig.
Der Bundesgerichtshof hat erläutert, dass ein solcher Vorbehalt schon deshalb rechtswidrig sei, weil er einerseits darauf gerichtet sei, das Bestehen einer im Gesetz abstrakt vorgesehenen Widerrufsmöglichkeit verbindlich festzulegen, zugleich aber nicht erkennen lasse, wie weit diese Bindungswirkung reichen solle (BGH, Beschluss vom 03.03.2015 – EnVR 44/13 „BEW Netze GmbH“). Der von einer solchen Entscheidung Betroffene müsse damit rechnen, dass er sich gegenüber einem späteren Widerruf nicht mehr mit inhaltlichen Einwendungen zur Wehr setzen könne, wenn er den Vorbehalt in Bestandskraft erwachsen lasse. Wenn er bereits den Vorbehalt anfechte, könne er inhaltliche Einwendungen zur Anwendbarkeit und zur tatbestandlichen Reichweite von § 29 Abs. 2 EnWG allenfalls auf einer abstrakten Ebene geltend machen, weil der Vorbehalt gerade nicht erkennen lasse, für welche konkreten Fallgestaltungen ein Widerruf möglich sein solle. Dies schränke die Rechtsschutzmöglichkeiten in nicht mehr zumutbarer Weise ein.
Auch das EnWG geht nicht von einer allgemeinen Widerrufsmöglichkeit aus, sondern ordnet dies ggfs. für bestimmte Fälle an. So erlaubt etwa § 23a Abs. 4 Satz 1 EnWG im Hinblick auf etwaige erforderliche Tarifanpassungen einen zwingenden und umfassenden Widerrufsvorbehalt nur für den Fall der kostenorientierten Entgeltbildung (Britz/Hellermann in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. A., § 23a Rn. 19). Nach Auffassung des Bundesgerichtshofs kommt damit im Rahmen des § 36 Abs. 2 VwVfG ein Widerrufsvorbehalt nur dann in Betracht, wenn die Voraussetzungen, unter denen ein Widerruf möglich sein soll, hinreichend bestimmt festgelegt sind (BGH, Beschluss vom 03.03.2015 – EnVR 44/13 „BEW Netze GmbH“).
2.9.3. Soweit die Landesregulierungsbehörde in ihrem Bescheid bestimmte Umstände als Grund für den Widerrufsvorbehalt genannt hat, können diese den Vorbehalt nicht rechtfertigen. Die Reichweite des Widerrufsvorbehalts ist nicht hinreichend bestimmt und unklar.
Die Landesregulierungsbehörde hatte in ihrem Ausgangsbescheid vom 24.06.2014 zur Begründung ausgeführt, dass der Widerrufsvorbehalt erforderlich sei, um ihr einen Widerruf des Bescheides zu ermöglichen, wenn nachträglich festgestellt werde, dass das nach § 6 ARegV bestimmte Ausgangsniveau der Erlösobergrenze auf falschen Tatsachen beruhe. „Insbesondere“ solle der Widerruf im Hinblick auf die Entscheidung des OLG Düsseldorf vom 11.09.2013 (VI-3 Kart 197/12 (V)) zur Mittelwertbildung dann zum Tragen kommen, wenn der Bundesgerichtshof die Handhabung als rechtswidrig einstufen sollte. Dann seien die Erlösobergrenzen entsprechend rückwirkend anzupassen.
Dies betrifft zunächst jegliche Veränderung von Tatsachen im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 ARegV. Darüber hinaus sollte der Bescheid „insbesondere“ im Hinblick auf die Entscheidung des OLG Düsseldorf zur Mittelwertbildung „offengehalten“ werden. Der Begriff „insbesondere“ lässt erkennen, dass diese Widerrufsoption nicht abschließend sein soll. Ferner soll – soweit ersichtlich – der Bescheid auch rückwirkend angepasst werden können (Bescheid vom 24.06.2014, Begründung des Widerrufsvorbehalts, S. 49, letzter Satz). In der Sache möchte sich die Landesregulierungsbehörde – aus Sicht des Adressaten – damit rechtswidrig umfassend jede, auch rückwirkende Änderung des Bescheides vorbehalten.
Ein Bedürfnis für einen umfassenden Widerrufsvorbehalt ist nicht erkennbar. So kann eine Änderung etwa nach § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG erfolgen (BGH, Beschluss vom 12.07.2016 – EnVR 15/15 „Unbefristete Genehmigung“; OLG Düsseldorf, Beschluss vom 29.05.2013 – VI-​3 Kart 462/11 (V); Senat, Beschluss vom 21.01.2016 – VI-5 Kart 33/14 (V), RdE 2016, 242). Die §§ 48, 49 VwVfG bleiben unberührt, so dass etwa unzutreffende Angaben eines Betroffenen, die das Ausgangsniveau nach § 6 ARegV beeinflusst haben, zur Rücknahme des Bescheides nach § 48 VwVfG führen können.
2.9.4. Ferner erscheint es nicht sachgerecht, einen Widerrufsvorbehalt nur deshalb anzuordnen, um nach Eintritt der Rechtskraft eines Bescheides zukünftige, aus Sicht der Regulierungsbehörde positive höchstrichterliche Entscheidungen nutzen zu können. So rechtfertigen nicht einmal nach eingetretener Bestandskraft eines Verwaltungsaktes ergangene gerichtliche Entscheidungen über die Gültigkeit von Rechtsvorschriften ein Wiederaufgreifen des Verfahrens nach § 51 VwVfG zugunsten eines Betroffenen (Sachs in Stelkens/Bonk/Sachs, Verwaltungsverfahrensgesetz, 8. A. 2014, § 51 Rn. 100). Eine Behörde entscheidet sich mit dem Erlass des Bescheides für eine bestimmte Rechtsauffassung und kann diese nicht im Nachhinein pauschal durch einen Widerrufsvorbehalt „offenhalten“.
III.
Über die Kosten des Beschwerdeverfahrens war gem. § 90 Satz 1 EnWG nach billigem Ermessen zu entscheiden.
Dabei war zu berücksichtigen, dass die Beschwerden mit Ausnahme ihrer Angriffe gegen den Änderungsbescheid und den Beschwerdepunkt „Widerrufsvorbehalt“, dem ein Gegenstandswert von 50.000 € zuzumessen ist, keinen Erfolg hatten.
Hinsichtlich des Beschwerdepunktes „Besonderheit der Versorgungsaufgabe“ fordert die Betroffene einen Aufschlag auf den Effizienzwert. Daneben begehrt die Betroffene aber bereits einen Effizienzwert von 100 %. Um eine Doppelberücksichtigung der beiden sich betragsmäßig teilweise überschneidenden Begründungen zu vermeiden, ist die Position „Besonderheit der Versorgungsaufgabe“ im Rahmen der Bildung der Kostenquote nicht zu berücksichtigen. Soweit die Beteiligten hinsichtlich des EK I-Zinssatzes das Verfahren übereinstimmend für erledigt erklärt haben, ist der Senat im Hinblick auf den offenen Ausgang des anderweitig anhängigen Rechtsstreits von einer Kostenteilung ausgegangen.
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 – wie in der mündlichen Verhandlung mit den Beteiligten einvernehmlich erörtert – bis zur mündlichen Verhandlung mit x €, ab dann mit x €.
IV.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben und die Fortbildung des Rechts eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG erfordert.

Tatbestand:

Entscheidungsgründe:

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

Zitierte Normen: §§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1, Abs. 4 EnWG
§§ 48, 49 VwVfG
§§ 48 und 49 VwVfG
§§ 48 f. VwVfG
§§ 48, 49 VwVfG nicht durch § 29 Abs. 2 EnWG ausgeschlossen werden. Auch die Wertung des § 21a EnWG steht einer Änderung nach den allgemeinen Vorschriften
§§ 48, 49 VwVfG
§§ 48, 49 VwVfG bleiben unberührt, so dass etwa unzutreffende Angaben eines Betroffenen, die das Ausgangsniveau nach § 6 ARegV beeinflusst haben, zur Rücknahme des Bescheides nach § 48 VwVfG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 28 GasNEV
§ 6 ARegV
§ 6 GasNEV
§ 6a GasNEV
§ 7 GasNEV
§ 8 GasNEV
§ 12 ARegV
§ 6a GasNEV
§ 21 EnWG
§ 47 VwVfG NW
§ 48 VwVfG
§ 48 VwVfG NW
§ 16 ARegV
§ 16 ARegV
§ 24 EnWG
§ 7 GasNEV
§ 142 InsO
§ 6 ARegV
§ 51 VwVfG
§ 3 ZPO
§ 4 Abs. 1 und 2 der ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV
§ 15 Abs. 1 ARegV
§ 29 Abs. 2 EnWG
§ 29 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 4 Abs. 2 S. 2 ARegV
§ 29 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 48 Abs. 1 S. 2, Abs. 2 bis Abs. 4 VwVfG
§ 4 Abs. 1 und Abs. 6 GasNEV
§ 11 Abs. 2 Nr. 4 ARegV
§ 6b Abs. 3 S. 1 Nr. 5 EnWG
§ 6 Abs. 3 S. 1 ARegV
§ 16a S. 1 EnWG
§ 1 Abs. 2 EnWG
§ 7 Abs. 1 GasNEV
§ 6 Abs. 1 S. 3 GasNEV
§ 7 Absatz 1 S. 2 Nr. 2 GasNEV
§ 7 Abs. 1 S. 5 und Abs. 7 GasNEV
§ 7 Abs. 7 GasNEV
§ 5 Abs. 2 GasNEV
§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 15 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 1 und Nr. 2 ARegV
§ 13 Abs. 3 und Abs. 4 ARegV
§ 29 Abs. 2 EnWG
§ 21a Abs. 3 S. 3 EnWG
§ 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO
§ 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV
§ 7 Abs. 7 GasNEV
§ 73 Abs. 1 S. 1 EnWG
§ 30 S. 2 ARegV
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 49 Abs. 2 Nr. 3 und 4 VwVfG
§ 49 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG
§ 49 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG
§ 29 Abs. 2 EnWG
§ 48 Abs. 1 Satz 2 VwVfG NW
§ 29 Abs. 2 S. 2 EnWG
§ 21a Abs. 3 EnWG
§ 4 Abs. 3 bis 5 ARegV
§ 48 Abs. 1 VwVfG
§ 48 Abs. 1 VwVfG NW
§ 48 Abs. 2 VwVfG NW
§ 48 Abs. 2 VwVfG
§ 48 Abs. 1 S. 1 und 2 VwVfG NW
§ 16 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 4 Abs. 2 S. 1 ARegV
§ 36 Abs. 1 EStG
§ 48 Abs. 1 VwVfG
§ 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 49 Abs. 2 VwVfG NW
§ 49 Abs. 2 Nr. 1 VwVfG NW
§ 49 Abs. 2 Nr. 2 und Nr. 5 VwVfG NW
§ 49 Abs. 2 Nr. 3 VwVfG
§ 6 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 6 Abs. 3 S. 2 GasNEV
§ 6 Abs. 3 Satz 2 GasNEV
§ 30 Abs. 2 Nr. 2 GasNEV
§ 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV
§ 7 Abs. 1 Satz 3 GasNEV
§ 7 Absatz 1 Satz 5 GasNEV
§ 7 Abs. 1 Satz 5, Abs. 7 GasNEV
§ 7 Abs. 1 Satz 5 und Abs. 7 GasNEV
§ 24 Satz 1 Nr. 1 und 4 EnWG
§ 1 Abs. 2 EnWG
§ 24 Satz 1 Nr. 1 EnWG
§ 24 Abs. 2 Nr. 4 EnWG
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 21 Abs. 1 EnWG
§ 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 133 Abs. 1 InsO
§ 7 Abs. 1, Satz 5 und Abs. 7 GasNEV
§ 12 Abs. 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 13 Abs. 3 und 4a ARegV
§ 13 Abs. 3 S. 2 ARegV
§ 13 Abs. 3 S. 7 ARegV
§ 30 Satz 2 ARegV
§ 21a Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 21a Abs. 2 EnWG
§ 22 Abs. 1 und Abs. 3 ARegV
§ 21a Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 99 Abs. 2 VwGO
§ 138 Abs. 2 TKG
§ 84 Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 73 Abs. 1 EnWG
§ 15 Abs. 1 ARegV
§ 23a Abs. 4 Satz 1 EnWG
§ 36 Abs. 2 VwVfG
§ 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
Art. 20 Abs. 3 GG
Art. 80 Abs. 1 S. 2 GG

Zitierte Entscheidungen: NVwZ-RR 2010, 636
BVerwGE 143, 97
BVerwGE 112, 373
NVwZ 1990, 152
BVerfGE 13, 248, 255
BVerwGE 70, 318, 329
NJW 2009, 1212
BGHZ 172, 315
3 Kart 50/09
3 Kart 198/12
3 Kart 462/11
6 C 3/11
1 K 62707/09
02 EnWG 12/13
5 Kart 33/14
2 EnWG am 26.10
6 CN 2.00
20 A 3988/03
2 A 4/04
1 R 103/87
3 Kart 269/07
16 Kart 1/09
11 W 41/06
3 Kart 317/07
VIII ZR 36/06
3 Kart 197/12