Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2020-02-26, Aktenzeichen 3 Kart 75/17
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2020:0226.3KART75.17.00

Tenor:
Der Beschluss der Bundesnetzagentur über die Festlegung zur Bestimmung eines Qualitätselements gegenüber der Beschwerdeführerin vom 20.07.2017 (Az.: BK8-17/1041-81) wird aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, erneut über das Qualitätselement der Beschwerdeführerin für die Jahre 2017 und 2018 zu entscheiden. Im Übrigen wird die Beschwerde zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen Kosten der Verfahrensbeteiligten tragen die Beschwerdeführerin zu 77 % und die Bundesnetzagentur zu 23 %.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Mit der Beschwerde richtet sich die Beschwerdeführerin gegen die Festlegung des Qualitätselements in Form eines jährlichen Abschlags (Malus) für die Jahre 2017 und 2018 im Rahmen der mittlerweile dritten von der Bundesnetzagentur durchgeführten Qualitätsregulierung.
I. Die Beschwerdeführerin ist die eine große Verteilernetzbetreiberin. Sie betreibt ein … km langes Stromnetz in der Nieder-, Mittel- und Hochspannung, das der Versorgung eines ländlich geprägten Gebietes mit einer vergleichsweise geringen Bevölkerungsdichte von nur … Einwohnern je km² dient. Die …. Großstädte gehören nicht zu ihrem Versorgungsgebiet. Das Netz ist zudem durch einen für Flächennetzbetreiber typischen hohen Anteil an Freileitungen gekennzeichnet. Die rund … km Freileitungen entsprechen ungefähr … % ihres Mittelspannungsnetzes. Da das Netz unter anderem Teile der … erfasst und einen überdurchschnittlich hohen Anteil an felsigen Böden aufweist, kommt eine Verkabelung in vielen Gebieten bereits aufgrund der Bodenverhältnisse nicht in Betracht.
II. Durch den angefochtenen Beschluss vom 20.07.2017 zur Bestimmung des Qualitätselements hat die Bundesnetzagentur für das Niederspannungs- und Mittelspannungsnetz der Beschwerdeführerin einen jährlichen Malus von … Euro festgelegt. Gegenstand des Beschlusses ist die Entscheidung sowohl über die grundsätzliche Methodik zur Bestimmung des Qualitätselements einschließlich der netzbetreiber-individuellen Referenzwerte als auch über den netzbetreiber-individuellen Bonus oder Malus, der der kalenderjährlichen Erlösobergrenze für die Jahre 2017 und 2018 hinzuzurechnen ist. Der Malus resultiert aus dem Ergebnis des Qualitätsvergleichs für die Mittelspannung, der bei isolierter Betrachtung bei … Euro p.a. gelegen hätte.
1. Bei der Festlegung des Qualitätselements prüft die Bundesnetzagentur, ob Versorgungsunterbrechungen auf vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare und diesem nicht zurechenbare Ausnahmesituationen zurückzuführen sind und ermittelt auf der Grundlage von zwei für die Niederspannungs- und die Mittelspannungsebene unterschiedlichen Kennzahlen die individuelle Netzzuverlässigkeit eines Netzes sowie einen Referenzwert, dessen Über- oder Unterschreiten zu einem Malus oder Bonus auf die Erlösobergrenze führt. Dies geschieht über einen sogenannten Monetarisierungsfaktor, mit dem die Abweichung der individuellen Netzzuverlässigkeitskennzahl vom Referenzwert in einen Geldbetrag umgerechnet wird. Bei der Bestimmung des Referenzwertes stützt sich die Bundesnetzagentur weitestgehend auf die bei der Consentec GmbH beauftragte Untersuchung vom 22.02.2017 (im Folgenden: Consentec-Gutachten 2017). Das Gutachten knüpft an den Endbericht zu der im Auftrag der Bundesnetzagentur von Consentec u.a. durchgeführten Untersuchung „Konzeptionierung und Ausgestaltung des Qualitäts-Elements (Q-Element) im Bereich der Netzzuverlässigkeit Strom sowie dessen Integration in die Erlösobergrenze“ vom 20.10.2010 an (im Folgenden: Consentec-Gutachten 2010).
2. Nach Ziff. 4 des angefochtenen Beschlusses wird die Netzzuverlässigkeit für die Mittelspannungsebene anhand der Kennzahl ASIDI (Average System Interruption Duration Index) bewertet. Ziff. 5 sieht vor, dass für die Ermittlung der Kennzahlen geplante und ungeplante Versorgungsunterbrechungen mit einer Dauer von mehr als 3 Minuten heranzuziehen sind. Bei den ungeplanten Versorgungsunterbrechungen sind solche mit den Unterbrechungsanlässen „atmosphärische Einwirkungen“, „Einwirkungen Dritter“ und „Zuständigkeit des Netzbetreibers/kein erkennbarer Anlass“ berücksichtigt, bei den geplanten Versorgungsunterbrechungen solche mit dem Unterbrechungsanlass „Sonstiges“. Die geplanten Versorgungsunterbrechungen werden mit einem Faktor von 0,5 gewichtet. In Ziff. 7 hat die Bundesnetzagentur entschieden, in der Mittelspannungsebene bei der Bestimmung der Kennzahlenvorgabe (Referenzwert) zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede den Strukturparameter Lastdichte mit einem Bestimmtheitsmaß von ca. R²=0,612 (gerundet 0,61) heranzuziehen. Sie hat insbesondere davon abgesehen, den Parameter Verkabelungsgrad neben oder statt der Lastdichte zu berücksichtigen, weil der Parameter nicht bzw. nicht besser geeignet sei, gebietsstrukturelle Unterschiede abzubilden und es sich zudem um eine beeinflussbare Größe handele, da sich ein Netzbetreiber zwischen Freileitungsbau und Verkabelung entscheiden könne. Die Lastdichte ist für die Mittelspannungs-Ebene definiert als der Quotient aus der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen und der geographischen Fläche, wobei die Jahreshöchstlast um den Anteil der Lasten der horizontal angeschlossenen Weiterverteiler bereinigt wird, sofern diese Weiterverteiler an das Netz angeschlossen sind. Diese Bereinigung wird in Umsetzung diesbezüglich ergangener Rechtsprechung erstmals in der dritten Qualitätsregulierung vorgenommen. Die Bestimmung der Lastdichte erfolgt als Durchschnittswert der Kalenderjahre 2013-2015. Der netzbetreiber-individuelle Referenzwert in der Mittelspannung wird anhand einer gewichteten Regression in Form eines hyperbolischen funktionalen Zusammenhangs unter Einbeziehung der durchschnittlichen Lastdichte in den Jahren 2013-2015 X, der Regressionskonstanten a und b und des konstanten Regressionsexponenten c nach folgender Formel berechnet:
Für die Funktionsparameter haben die Gutachter folgende Werte ermittelt: a=612,3584, b=4,8245 und c=0,93. Die sich bei deren Schätzung ergebende Unsicherheit haben die Gutachter durch sog. Standardfehler quantifiziert und in Tabelle 5.9 (S. 37 des Consentec-Gutachtens 2017) ausgewiesen. Infolge einer Veränderung der Funktionsparameter, vor allem des Parameters a, gegenüber den Werten, die in den vorangegangenen Qualitätsregulierungen ermittelt worden waren, haben sich die Referenzwerte für die Netzbetreiber verschärft, wobei die Verschärfung umso erheblicher ausfällt, je geringer die Lastdichte ist. In Ziff. 11 wird die Kappung der Erlösauswirkung bei 4 % der Erlösobergrenze des Kalenderjahres 2015 abzüglich der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten und – falls vorhanden – abzüglich der Kosten für die Netzebenen Höchstspannung, Umspannebene HöS/HS, Hochspannung und die Umspannebene HS/MS vorgenommen.
3. Dem angefochtenen Beschluss war eine Festlegung der Bundesnetzagentur über die Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements vom 06.06.2016 (Az. BK8-15/001) vorangegangen. Die Bundesnetzagentur hatte den Netzbetreibern aufgegeben, unter anderem Angaben zur zeitlichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen in der Mittelspannungsebene für die Jahre 2013, 2014 und 2015 sowie Angaben zur zeitlichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen in der Umspannebene Hochspannung/Mittelspannung zu machen. Auch die Letztverbraucherzahl sowohl des eigenen Mittelspannungsnetzes als auch der vorgelagerten Umspannebene wurde abgefragt.
Im Rahmen der Datenplausibilisierung schrieb die Bundesnetzagentur mit Schreiben vom 31.10.2016 die P. an und wies unter anderem darauf hin, dass die zeitgleiche Jahreshöchstlast in 4.2. des Erhebungsbogens gegenüber der Angabe im ursprünglichen Erhebungsbogen zum Qualitätselement abweiche. Danach hatte sich die Lastdichte auf der Mittelspannungsebene infolge einer Reduzierung der Jahreshöchstlast gegenüber den Datenmeldungen in den ersten beiden Qualitätselement-Festlegungen auf ca. ¼ reduziert (auf … kW/km² gegenüber den vormalig angegebenen Lastdichten von … kW/km² bzw. … kW/km²). Die P. wurde gebeten, dies zu erläutern und ggfs. die Netzbetreiber zu benennen, die mit der Mittelspannungsebene an ihre eigene Mittelspannungsebene angeschlossen sind. Hierauf reagierte die P. mit Schreiben vom 03.11.2016 und übersandte eine Auflistung der Weiterverteiler je Spannungsebene. Sie teilte mit, dass sie im Erhebungsbogen für die zusätzlichen Parameter die zeitgleiche Jahreshöchstlast ohne die entnommenen Lasten der Weiterverteiler angegeben habe und es sich dementsprechend um geringere Werte handele als in der ursprünglichen Abfrage zum Qualitätselement. Tatsächlich ist die angegebene zeitgleiche Jahreshöchstlast unrichtig, wie anlässlich der Plausibilisierung für die Jahreshöchstlast in 2016 und 2017 angegebener Werte für die Mittelspannungsebene im Rahmen der Ermittlung des Qualitätselements für die Jahre 2017 und 2018 bekannt wurde. Auf die dortige Nachfrage der Bundesnetzagentur teilte die P. mit E-Mail vom 13.09.2018 mit, dass in der Angabe für das Qualitätselement für das Jahr 2015 bei der korrigierten zeitgleichen Jahreshöchstlast alle Weiterverteiler in der MS-Ebene gezählt worden waren und somit die Leistung der fremden Netze angegeben worden war.
III. Die Beschwerdeführerin wendet sich gegen die Festsetzung eines Malus und macht geltend, dass ihr Qualitätselement im angefochtenen Beschluss unsachgerecht und unter Verstoß gegen §§ 19, 20 ARegV sowie höherrangiges Recht bestimmt worden sei. Sie verweist insbesondere auf das von ihr eingeholte „Ökonomische Gutachten zur Bestimmung des Qualitätselements 2017-2018“ der NERA Economic Consulting vom 31.01.2019 (im Folgenden: NERA-Gutachten).
1. Zunächst habe die Bundesnetzagentur den Sachverhalt unzureichend ermittelt und offenbar keine vollständige Plausibilisierung der erhobenen Daten erreicht.
1.1. Es sei schon nicht vollständig transparent, wie die Plausibilisierung stattgefunden habe, da unklar sei, ob und welche Prüfungen der Datenbasis vom Gutachter durchgeführt worden seien. Das Gutachten verweise lediglich auf die Prüfung und entsprechende Korrektur durch die Bundesnetzagentur. Auch soweit die Bundesnetzagentur anführe, es seien „andere […] spezielle […] Anschlusskonstellationen“ geprüft worden, bleibe unklar, was hiermit gemeint sei.
1.2. Angesichts der extremen Sensitivität der Referenzwerte im Bereich geringer Lastdichten gegenüber Änderungen sei eine energiewirtschaftlichen Plausibilisierung unabhängig von einem konkreten Prüfungsanlass erforderlich, die im Rahmen einer standardisierten Prüfroutine mittels Datenverarbeitung hätte erfolgen können. Es gebe im vom Gutachter verwendeten Datensatz Werte und auch Volatilitäten, die jenseits energietechnisch plausibler Bandbreiten lägen, aber offensichtlich weder von der Bundesnetzagentur selbst noch von ihrem Gutachter hinterfragt worden seien. Ausweislich des Punktediagramms des Consentec-Gutachtens 2017 gebe es Netzbetreiber, die in der Mittelspannung einen ASIDI nahe 0 min/a, also nahezu keine Versorgungsunterbrechungen gemeldet hätten, was nicht plausibel sei. Auch falle auf, dass bei den von der Bundesnetzagentur anonymisiert veröffentlichten Daten zu Versorgungsunterbrechungen eine ganze Reihe von Netzbetreibern keine oder nahezu keine geplanten Versorgungsunterbrechungen angegeben hätten, was aus netztechnischer Sicht nahezu unvorstellbar sei. Es gebe auch Netzbetreiber, deren durchschnittliche ASIDI-Werte sich vom zweiten zum dritten Qualitätselement um 100 % verändert hätten, was nicht nur mit einer Verbesserung der Netzzuverlässigkeit erklärt werden könne. Das Erfordernis einer energiewirtschaftlichen Plausibilisierung der Daten folge auch aus weiteren von ihr identifizierten Unstimmigkeiten. Von den 30 Unternehmen, deren veröffentlichte Daten sie einer Stichprobe unterzogen habe, wiesen neben der P. zwei weitere Unternehmen auffällige Werte auf. So ergebe sich für die Stadtwerke N. für das Jahr 2013 eine sehr niedrige Höchstlast je Letztverbraucher von … kW und habe sich in den Jahren 2014 und 2015 die Jahreshöchstlast mehr als verdoppelt. Bei der Stadtwerke E. sei der ausgewiesene Wert der korrigierten zeitgleichen Jahreshöchstlast für das Jahr 2015 offensichtlich falsch, da er nur rund ein Zehntel des Wertes des Vorjahres betrage. Bei weiteren Unternehmen mit mittleren und höheren Lastdichten, die am Benchmarking teilgenommen hätten, habe sich die Jahreshöchstlast von 2012 gegenüber dem Mittelwert von 2013–2015 deutlich verändert, teilweise habe sich die Lastdichte um den Faktor 5 reduziert.
Soweit der Vermerk auf Bl. 2007 des Verwaltungsvorgangs „Q-Element 2017-2018 Methodik“ (im Folgenden auch: VV Methodik) auf „Logikprüfungen“ verweise, seien solche Prüfungsschritte, insbesondere ein Abgleich der erhobenen mit vorhandenen Daten, für die hiernach erforderliche Plausibilisierung nicht hinreichend. Auch die Bitte um Bestätigung der finalen Daten durch die Netzbetreiber könne in erster Linie nur Übertragungs- und Eingabefehler aufdecken. Bei einer kleinen Gruppe von Netzbetreibern habe sich die Lastdichte im dritten Qualitätselement gegenüber dem zweiten sogar so erheblich verändert, dass dies auf strukturelle Besonderheiten der erfassten Jahre oder Daten hinweise. Auch die von den Landesregulierungsbehörden erbetenen Überprüfungen gingen nicht über das oben genannte Prüfkonzept hinaus. Die von den Landesregulierungsbehörden übermittelten Daten seien keine geprüften und offenbar auch keine plausibilisierten Daten.
1.3. Bei einer sachgerechten Plausibilisierung der von den Netzbetreibern angemeldeten Daten hätte die Bundesnetzagentur zudem auch vor dem Hintergrund der geänderten Datendefinition erkennen müssen, dass die Daten der P. fehlerhaft seien. Nur die Herausnahme großer Stadtwerke hätte einen Rückgang in dieser Größenordnung plausibel erklären könne, diese seien allerdings regelmäßig nicht in der Mittelspannung angeschlossen. Die Jahreshöchstlast pro Letztverbraucher, die sich bei Zugrundelegung der gemeldeten Daten ergebe, liege zudem mit … kW pro Letztverbraucher deutlich unter den üblichen 1 kW pro Letztverbraucher und sei daher außergewöhnlich. Dies hätte mit energiewirtschaftlichem Sachverstand bzw. auf Basis der erforderlichen statistischen Untersuchung der Gesamtdaten auf auffällige Werte erkannt werden können. Indes sei der Beschluss unabhängig von der Erkennbarkeit des Datenfehlers betreffend die zeitgleiche Jahreshöchstlast der P. zu korrigieren. Es gebe keine Bestimmung oder höchstrichterliche Vorgabe, wonach die Bestimmung des Qualitätselements auch dann Bestand haben solle, wenn sich die Datengrundlage später als fehlerhaft erweise und dies Auswirkungen auf das Ergebnis der Qualitätsregulierung habe.
2. Die streitgegenständliche Festlegung sei hinsichtlich der Bestimmung des Referenzwertes für die Beschwerdeführerin in der Mittelspannung auch deshalb rechtswidrig, weil die Referenzwertfunktion auf den Parameter Lastdichte begrenzt sei und nicht zusätzlich der Kabelanteil als Strukturparameter herangezogen oder auf andere Weise dafür gesorgt worden sei, dass die strukturellen Nachteile von Flächennetzbetreibern mit hohem Freileitungsanteil in der Referenzwertfunktion berücksichtigt worden seien. Dies verstoße gegen § 20 Abs. 2 S. 2 ARegV und sei ermessensfehlerhaft bzw. stelle einen Mangel in der Ermittlung des entscheidungsrelevanten Sachverhalts dar.
Zwar sei die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte nicht zu beanstanden und bestünde zwischen diesem und dem Kabelanteil ein Zusammenhang, da in ländlichen Versorgungsgebieten mit geringer Lastdichte eher mit Freileitungen zu rechnen sei als in städtischen Gebieten. Indes sei der Freileitungsanteil gerade bei geringen Lastdichten nicht ausreichend über die Kategorisierung des Versorgungsgebiets als städtisch oder ländlich und den Parameter Lastdichte erfasst, da weitere Einflussfaktoren auf der Hand liegen würden. So werde die Entscheidung eines Netzbetreibers zwischen Freileitungs- und Kabelbau weitgehend durch exogene strukturelle Versorgungsbedingungen determiniert. Bei bestimmten Boden- und Reliefverhältnissen - wie in ihrem Fall - sei eine Errichtung von Kabelleitungen aufgrund prohibitiv hoher Tiefbaukosten praktisch ausgeschlossen. Umgekehrt werde – wovon auch die Gutachter der Bundesnetzagentur ausgingen – heute zumindest in städtischen Gebieten in der Regel eine vollständige Verkabelung erwartet und lasse sich eine starke Tendenz hierzu auch in anderen Gebieten feststellen. Konzessionsverträge verpflichteten Netzbetreiber auf die Erdverkabelung als Standard beim Netzausbau. Der bestehende Freileitungsanteil habe zudem oft auch historische Gründe. So seien bis in die 2000er-Jahre jenseits städtischer Gebiete üblicherweise Freileitungen errichtet worden, während heute regelmäßig Erdkabeln der Vorzug gegeben werde. Dementsprechend sei der Verkabelungsgrad der Flächennetzbetreiber sehr unterschiedlich. Die Gutachter der Bundesnetzagentur gingen selbst davon aus, dass die steigenden ASIDI-Werte bei kleinen Lastdichten folglich stark durch den steigenden Freileitungsanteil bedingt seien. Hieraus folge, dass im Bereich geringer Lastdichten der Parameter keine gute Erklärung für den Freileitungsanteil als Einflussgröße für die Netzzuverlässigkeit liefere. Da aber gerade im Bereich geringer Lastdichten die Referenzwertfunktion aufgrund ihres hyperbolischen Verlaufs besonders sensibel sei, seien etwaige Abweichungen vom Referenzwert besonders detailliert auf ihre statistische Begründbarkeit zu untersuchen. Die Rechtfertigung der Bundesnetzagentur für die fehlende Berücksichtigung des Kabelanteils trage deshalb nicht. Die Annahme, dass der Kabelanteil eine maßgeblich durch den Netzbetreiber beeinflusste, endogene Größe sei, fuße auf einer nicht hinreichenden Sachverhaltsermittlung, weil die Bundesnetzagentur nicht untersucht habe, in welchem Umfang der Kabelanteil tatsächlich auf einer unternehmerischen Entscheidung des Netzbetreibers beruhe. Die Wertung sei deshalb eingehend zu begründen, weil die Bundesnetzagentur den Kabelanteil im Effizienzvergleich als hinreichend exogenen Faktor ansehe. Dass der Bundesgerichtshof die Auswahl allein des Parameters Lastdichte für die Mittelspannung in der ersten Qualitätsregulierung nicht beanstandet habe, impliziere nicht die Richtigkeit des streitgegenständlichen Vorgehens, weil das Bestimmtheitsmaß von R²=0,72 auf R²= 0,61 gesunken sei.
3. Unzureichend oder jedenfalls intransparent sei die Prüfung, ob in der Datenbasis Ausreißer vorhanden seien, die die Referenzwertfunktion unsachgerecht beeinflussten. Die Gutachter der Bundesnetzagentur hätten sich ersichtlich lediglich mit einem visuellen Test begnügt, ohne dass die Kriterien zur Identifikation „auffälliger Datenpunkte“ oder der Maßstab für die Schwelle zur „Maßgeblichkeit“ einer Änderung der Regressionsfunktion offengelegt worden seien. Das Vorgehen sei als Grundlage für eine Verwaltungsentscheidung intransparent und unbrauchbar, umso mehr, als objektive Verfahren zur Ausreißerkontrolle möglich gewesen wären. Die Annahme, dass übliche mathematische Verfahren zur Ausreißerkontrolle wegen der vorgenommenen Gewichtung der Datenpunkte nicht verwendet werden könnten, sei unzutreffend. Selbst wenn dies so wäre, sei die ökonomische Schlussfolgerung daraus nicht, dass es keine Ausreißer gebe.
4. Die Regressionsanalyse sei auch im Übrigen intransparent. Die Gutachter der Bundesnetzagentur erläuterten lediglich, welche Statistiksoftware eingesetzt worden sei und dass mittels der Methode der Kleinsten Quadrate die Parameter a, b und c in der Regressionsfunktion ermittelt worden seien. Es seien aber weder die Startwerte angegeben worden noch wie diese plausibilisiert worden seien und wie sich eine Variation der Startwerte auf die Streuung der Parameter a, b und c sowie der Referenzwerte auswirke.
5. Die Bestimmung des Referenzwertes in der Mittelspannung sei auch deshalb rechtswidrig, weil die erforderliche Ermittlung und Berücksichtigung von gerade bei lastundichten Netzbetreibern besonders hohen Schätzunsicherheiten hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen Lastdichte und Referenzwerten durch Signifikanztests unterblieben und der Schätzunsicherheit nicht hinreichend, etwa durch Konfidenzintervalle oder Abweichungstoleranzen, Rechnung getragen worden sei. In anderem Kontext lege die Bundesnetzagentur Wert auf die Feststellung, dass Abweichungen innerhalb eines Konfidenzintervalls statistisch nicht signifikant seien, etwa im Rahmen der Bestimmung des Eigenkapitalzinses. Auch der erkennende Senat habe im Rahmen seines Beschlusses zur Festlegung der Eigenkapitalzinssätze eine Differenzierung zwischen Strom- und Gasnetzen unter Verweis auf die fehlende statistische Signifikanz der empirisch beobachteten Unterschiede in den Beta-Werten abgelehnt. Von dieser Praxis weiche die Bundesnetzagentur im Rahmen der Qualitätsregulierung ab. Die von den Gutachtern der Bundesnetzagentur durchgeführten Signifikanztests bestimmten lediglich, ob eine erklärende Variable prinzipiell geeignet sei, die Netzzuverlässigkeit zu erklären, nicht, ob die Abweichung vom Referenzwert im Einzelfall statistisch signifikant sei. Insbesondere für den Parameter a mit einem geschätzten Wert von 612, der einen mit 257 relativ hohen Standardfehler aufweise, habe es genügend Anlass gegeben zu prüfen, welchen Aussagegehalt die mit Hilfe dieses Parameters ermittelten Referenzwerte hätten. Nach Festlegung einer zulässigen Irrtumswahrscheinlichkeit, die häufig auf 1 % oder 5 % erfolge, lasse sich für jeden Netzbetreiber eine Spannweite, das sog. Konfidenzintervall, für die Netzzuverlässigkeitskennzahl angeben, innerhalb der es vor dem Hintergrund der Schätzunsicherheit im Referenzwert nicht ausgeschlossen werden könne, dass die individuelle Netzzuverlässigkeit dem (wahren) Referenzwert, also der durchschnittlichen Netzzuverlässigkeit eines Netzbetreibers mit derselben Lastdichte entspreche. Die Festlegung eines Bonus oder Malus käme erst dann in Betracht, wenn der Nachweis erbracht sei, mit welcher Wahrscheinlichkeit die Netzzuverlässigkeitskennzahl der Beschwerdeführerin nicht mit den strukturellen Rahmenbedingungen erklärt werden könne, sondern auf eine individuelle schlechte oder überdurchschnittliche Netzzuverlässigkeit hindeute, was in jedem Fall in einem ersten Schritt die Ermittlung der Irrtumswahrscheinlichkeit durch die Bundesnetzagentur voraussetze. Das auf Grundlage der von Consentec offenbarten Daten von ihr - mangels Kenntnis der „Kovarianzen“ zwischen den Parametern - approximativ ermittelte 95%-Konfidenzintervall lege nahe, dass in ihrem Falle eine Abweichung vom Referenzwert nicht mit statistischer Belastbarkeit festgestellt werden könne. Dass das Übertragen der Schätzunsicherheit aus den Parametern in den Referenzwert eine mathematische Notwendigkeit gewesen sei, hätten offenbar auch die Gutachter der Bundesnetzagentur erkannt, die ein 95%-Konfidenzintervall für das Lastdichtemodell berechnet hätten, ohne dies allerdings in das finale Gutachten aufzunehmen. Zudem sei aufgrund des hyperbolischen Verlaufs der Referenzwertfunktion das Konfidenzintervall bei besonders lastundichten Netzbetreibern besonders groß, wie sowohl durch die Konfidenzintervallbetrachtung der Gutachter der Bundesnetzagentur als auch den ausführlichen Darlegungen im NERA-Gutachten zu entnehmen sei. Die relativ hohe Schätzunsicherheit der Regressionsfunktion im Bereich der Referenzwerte für lastundichte Netzbetreiber sei deshalb besonders ausgeprägt, weil die Parameter a und c diesen Bereich der Referenzwertfunktion deutlich stärker beeinflussten als die Bereiche der Referenzwerte für Netze mit mittleren und hohen Lastdichten. Gerade beim Parameter a sei der Standardfehler aber relativ hoch. Dieser sei auch auffällig volatil über die Perioden der Qualitätsregulierung. Gegen die Annahme, dass dessen deutliches Absinken gegenüber den vorangegangenen Qualitätselementen auf die geänderte Lastdichtedefinition zurückzuführen sei, spreche, dass in der vierten Qualitätsregulierung trotz gleicher Definition und Methodik wieder ein deutlich höherer Wert (1316) ermittelt werde.
Den vorbeschriebenen Schätzunsicherheiten könne auch nicht durch andere Maßnahmen Rechnung getragen werden. Der Hinweis auf eine Irrtumswahrscheinlichkeit von 0,1 % gehe fehl, da hierdurch lediglich ausgeschlossen werden könne, dass die Lastdichte überhaupt keinen Einfluss auf die Netzzuverlässigkeit habe. Die Durchschnittsbildung sei ungenügend, weil die Bundesnetzagentur selbst davon ausgehe, dass die Bestimmtheitsmaße gleichwohl infolge von durch Zufallseinflüssen überlagerten Informationen zwischen den einzelnen Qualitätsregulierungen schwanken würden. Auch sei der Durchschnittsfehler bei der Variablen a relativ groß, obgleich die für die Regression herangezogenen Daten jeweils durch Durchschnittsbildung ermittelt worden seien. Die Durchschnittsbildung glätte zufällige Schwankungen also nicht, was bei einer Durchschnittsmittelung nur über drei Jahre nicht verwundere. Glättungseffekte seien weder methodisch belegt noch ermittelt worden. Auch Kappungsgrenzen rechtfertigten nicht die Festlegung eines Malus bei statistisch insignifikanter Abweichung vom Referenzwert. Die - breiten - Kappungsgrenzen verhinderten insbesondere nicht, dass durch einen sachlich unberechtigten Malus die Gewährung einer angemessenen Verzinsung des investierten Kapitals i.S.d. § 21 EnWG aufgezehrt werden könne. Die Qualitätsregulierung könne trotz Kappungsgrenze - wie in ihrem Fall geschehen - die gesamte Eigenkapitalverzinsung aufzehren. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs werde eine angemessene Verzinsung jedenfalls dann gefährdet, wenn wegen eines unvorhersehbaren Ereignisses 15 % der kalkulatorischen Verzinsung aufgezehrt werde. Dies müsse erst Recht für das Risiko gelten, Adressat einer in der Sache unberechtigten Regulierungsentscheidung zu werden. Die Vorgabe eines Malus, der einem signifikanten Risiko unterliege, einem tatsächlich versorgungszuverlässigen Netzbetreiber aufgebürdet zu werden, könne insbesondere nicht damit gerechtfertigt werden, dass anderenfalls die Qualitätsregulierung an Effizienzwirkung einbüße. Für die Rechtfertigung eines Malus sei aus rechtlichen Gründen eine sehr hohe - möglicherweise sogar an Gewissheit grenzende - Wahrscheinlichkeit zu fordern, da die Normen des §§ 18 ff. ARegV keine Anhaltspunkte dafür enthielten, dass in der Qualitätsregulierung Abweichungen vom üblichen Maßstab gelten würden. Auch gebe es, anders als im Effizienzvergleich nach § 15 ARegV, keinen Hinweis darauf, dass der Verordnungsgeber gesehen habe, dass die Qualitätsregulierung bestimmte exogene Faktoren nicht hinreichend erfasse und diese Unschärfe den Unternehmen in einem gewissen Umfange zumute.
Sofern für die Frage, welches Maß an Sachverhaltsunsicherheit zulasten des Netzbetreibers hingenommen werden könne, die wirtschaftlichen Auswirkungen der Qualitätsregulierung auf den Netzbetrieb in die Betrachtung einzubeziehen seien, seien neben den rein monetären Auswirkungen durch Bonus oder Malus auch die erheblichen mittelbaren Auswirkungen eines schlechten Abschneidens im Qualitätsvergleich im Konzessionswettbewerb zu berücksichtigen. Die Versorgungszuverlässigkeit sei wesentliches Bewertungskriterium im Vergabeverfahren, wobei nicht nur auf den ASIDI, sondern teilweise auch auf das Abschneiden in Relation zum Referenzwert als Bewertungskriterium abgestellt werde. So habe sie etwa eine Konzession um das Gebiet Garching verloren, weil sie 6,5 Punkte weniger als ein Mitbewerber erhalten habe, wobei sie 3 Punkte bei der historischen Versorgungszuverlässigkeit verloren habe.
Die aufgezeigten Schätzunsicherheiten wirkten sich systematisch zulasten der Netzbetreiber mit niedrigen Lastdichten aus. Deren ASIDI-Werte lägen im Durchschnitt mit 0,7 min. über dem Referenzwert, die von Unternehmen mit mittlerer Lastdichte unterschritten diesen um ca. 0,8 min. Dies sei Indiz dafür, dass in der Referenzwertfunktion nicht erfasste exogene Faktoren eine Verzerrung zulasten lastundichter Netzbetreiber bewirkten.
6. Abgesehen davon, dass die Bestimmung der Referenzwerte schon methodisch zu beanstanden sei, sei das Vorgehen jedenfalls ermessensfehlerhaft. Die Bundesnetzagentur hätte sich Gedanken machen müssen, welche Schlüsse sie aus den bestehenden Unsicherheiten bei der Bestimmung der Referenzwertfunktion, insbesondere der Ermittlung des 95%-Konfidenzintervalls für das Lastdichtemodell ziehe, was unterblieben sei. Dabei seien unaufklärbare Restunsicherheiten zugunsten der Netzbetreiber als Eingriffsadressaten zu berücksichtigen. Im Bereich der Eingriffsverwaltung könne nur geringe Irrtumswahrscheinlichkeit hingenommen werden, weshalb ein Konfidenzintervall aus rechtlichen Gründen erforderlich sei. Das Ausblenden der statistischen Signifikanz sei nicht nur im Hinblick auf das Übermaßverbot, sondern auch auf den Gleichheitsgrundsatz unzulässig, da Netzbetreiber mit geringerer Lastdichte gegenüber solchen mit höherer Lastdichte benachteiligt würden.
7. Der Beschluss sei zudem deshalb rechtswidrig, weil die Bundesnetzagentur bei der Bestimmung der Netzzuverlässigkeitskennzahl ASIDI für die Mittelspannung versäumt habe, die in den Qualitätsvergleich einbezogenen Versorgungsunterbrechungen um zwei Sonderfaktoren zu bereinigen, die in Zusammenhang mit ihrem Freileitungsnetz stünden, auf besonderen, nicht zurechenbaren Ursachen beruhten und in einem erheblichen Maße Versorgungsunterbrechungen verursacht hätten: Extremwetterereignisse und Vogelschutzmaßnahmen.
7.1. Bei der Behandlung extremwetterbedingter Versorgungsunterbrechungen im Qualitätsvergleich sei es fehlerhaft, formalistisch auf das von der Rechtsprechung zu zivilrechtlichen Gefährdungstatbeständen entwickelte Institut der „höheren Gewalt“ zurückzugreifen. Vielmehr müsse eine hiervon unabhängige, am Normzweck der Qualitätsregulierung orientierte Bewertung erfolgen. Dabei müsse ein realistischer, den begrenzten Nachweismöglichkeiten Rechnung tragender Maßstab angewendet werden. Wenn atmosphärische Einwirkungen auf das Netz so extrem seien, dass Versorgungsunterbrechungen in einem erheblichen Umfang unausweichlich und unvermeidbar seien und damit nicht mehr mit der Qualität des Netzes in Zusammenhang stünden, stelle ihre Berücksichtigung im Rahmen der Qualitätsregulierung eine willkürliche Ungleichbehandlung der Netzbetreiber dar.
In einem sehr weitgehenden Umfang lasse sich der Eintritt der Versorgungsunterbrechungen bei Extremwetterereignissen nicht verhindern. Es sei bereits nicht möglich, Freileitungen vor umstürzenden Bäumen zu schützen. Ein Verzicht auf Freileitungen und das Verlegen von Kabeln sei teils aufgrund der Bodenverhältnisse technisch unmöglich, teils aber auch zu kostenintensiv und daher wirtschaftlich nicht sinnvoll. Es läge auch nicht im Interesse der Netzkunden, nur zur Erreichung einer höheren Netzzuverlässigkeit teure Kabel zu verlegen. Eine Anreizwirkung bestehe somit allenfalls im Hinblick auf die Störungsbeseitigung. Allerdings werde das Ausmaß der Versorgungsunterbrechungen sehr viel mehr durch die äußeren Umstände als durch die Anstrengungen der Netzbetreiber bei der Störungsbeseitigung beeinflusst. Über die Dauer einer Versorgungsunterbrechung entschieden vor allem die Art des Schadens, die damit korrespondierenden erforderlichen Reparaturmaßnahmen und die häufig problematische Erreichbarkeit des Störungsortes, auf die sie keinen bzw. allenfalls geringen Einfluss habe. Da die auf ein Ereignis entfallende Gesamtunterbrechungsdauer typischerweise sehr erheblich sei und im Wesentlichen auf exogenen Faktoren beruhe, stehe diesen Einflussmöglichkeiten eine ungleich höhere verzerrende Wirkung des Qualitätsvergleichs gegenüber, was dem Normzweck der §§ 19 ff ARegV entgegenstehe.
Es sei auch nach höherrangigem Recht geboten, nicht sämtliche Versorgungsunterbrechungen aufgrund atmosphärischer Einwirkungen zu berücksichtigen, sondern die Folgen von Extremwetterereignissen auszunehmen. Der Ausschluss dieser Störungsanlässe stehe im Einklang mit einem allgemeinen regulierungsrechtlichen Prinzip, das schon in § 21a Abs. 4, 5 EnWG angelegt sei: Einem Effizienzvergleich dürften nur solche Kosten unterzogen werden, die beeinflussbar seien, und der Vergleich müsse sicherstellen, dass objektive strukturelle Unterschiede der Netze bzw. der Netzgebiete berücksichtigt würden. Derartige Strukturunterschiede müssten auch bei der Bestimmung des Qualitätselements berücksichtigt werden. Ein Extremwetterereignis, das in einem Netzgebiet auftrete, stelle einen solchen temporären objektiven strukturellen Unterschied zu anderen, nicht von diesem Naturereignis heimgesuchten Netzgebieten dar. Ebenso wie Netzbetreiber die Effizienzvorgaben „mit möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen können“ müssten, § 21 Abs. 5 S. 4 EnWG, müssten sie auch mit möglichen und zumutbaren Mitteln eine Netzzuverlässigkeit zur Vermeidung eines Malus erreichen können.
In diesem Lichte sei auch die Abgrenzung zwischen den Störungsanlässen „atmosphärische Einwirkungen“ und „höhere Gewalt“ zu treffen. Der Rückgriff der Bundesnetzagentur auf die überkommene Definition von „höherer Gewalt“ für die Zwecke einer sachgerechten Qualitätsregulierung sei zu eng. Anders als bei Gefährdungshaftungstatbeständen gehe es bei der Qualitätsregulierung nicht um Risikoallokation oder die Verantwortung für unverschuldet eingetretene Schäden, sondern um einen Anreiz, zuverlässige Netze zu errichten und zu betreiben. Die Bundesnetzagentur überschreite den ihr zustehenden Beurteilungsspielraum, wenn sie Störungsereignisse in der Qualitätsregulierung berücksichtige, die offenkundig keine sinnvolle Steuerungswirkung entfalteten. Objektiv nicht vermeidbare Störungsereignisse dürften daher nur dann in der Qualitätsregulierung berücksichtigt werden, wenn sie nach Zahl und Auswirkung alle Netzbetreiber in ähnlichem Maße beträfen, es sich mithin nicht um strukturell bedingte Sonderrisiken handele. Diese Voraussetzung erfüllten Extremwetterereignisse nicht, da sie insbesondere Freileitungen beträfen und aufgrund ihres Störungspotentials extremer auf die Netzzuverlässigkeit einwirkten als z.B. Einwirkungen Dritter. Der Normzweck der Qualitätsregulierung fordere daher, die Störungsanlässe auszuklammern, die hinsichtlich der Störungsentstehung und Störungsdauer ganz überwiegend durch den Netzbetreiber unbeeinflussbar seien, das Ergebnis des Qualitätsvergleichs aufgrund des Ausmaßes der eingetretenen Versorgungsunterbrechungen deutlich beeinflussten und den Qualitätsvergleich aufgrund der Seltenheit dieser Ereignisse und uneinheitlichen Betroffenheit der Netzbetreiber deutlich verzerrten. Diese normzweckkonformen Kriterien erfüllten Extremwetterereignisse auch dann, wenn sie noch nicht haftungsrechtlich als „höhere Gewalt“ einzustufen seien.
Sie habe auch keine Möglichkeit, den Schaden mit wirtschaftlich vertretbaren Mitteln zu verhindern, da ihr Leitungsnetz in einem waldreichen Gebiet liege und sie alle nötigen und sinnvollen Vorkehrungen zur Störungsbeseitigung getroffen habe und die Dauer der Versorgungsstörungen bei Extremwetterereignissen nicht von ihrer Organisation sondern von äußeren Umständen (insbesondere der Erreichbarkeit des Schadensortes) abhänge. Sie habe über … Rufbereitschaften optimal in der Fläche des Netzgebietes verteilt. Dadurch sei sichergestellt, dass ein Servicetechniker nicht weiter als 15-20 km von einem Störungsort entfernt sei. Sie habe im Hinblick auf die betroffenen Freileitungen sämtliche technischen und organisatorischen Vorkehrungen beachtet, die durch Normierungen und die anerkannten Regeln der Technik definiert würden. Sie verfüge zudem über ein funktionierendes und adäquates technisches Sicherheitsmanagement gemäß VDE-FNN Richtlinie S 1000 mit entsprechender Zertifizierung. Soweit die Bundesnetzagentur den Eindruck äußere, dass weitere Anstrengungen möglich sowie geboten gewesen wären, gebe sie keinerlei Hinweise darauf, welche zusätzlichen Maßnahmen zur Vermeidung von Versorgungsunterbrechungen sie meine.
Die geltend gemachten Störungsereignisse seien im Übrigen auch gemessen an den Kriterien der Bundesnetzagentur als „höhere Gewalt“-Ereignisse anzuerkennen. Das Prüfungskonzept der Bundesnetzagentur, auf die Messwerte an der zum Störungsort vermeintlich nächstgelegenen Wetterstation abzustellen, sei zu formalistisch und gehe an der Realität der Störungsereignisse vorbei. Aufgrund unterschiedlicher lokaler Bedingungen könne an einem Ort innerhalb eines Sturm- oder Orkantiefgebietes, an dem die Windstärke nicht gemessen werde, die Windstärke nicht mit absoluter Sicherheit aus Messwerten anderer (selbst naheliegender) Orte oder aus Modellanalysen abgeleitet werden. Allzu strenge Anforderungen an den Kausalitätsnachweis zwischen Ereignis und „höherer Gewalt“ seien nicht erfüllbar. Es müsse genügen, wenn es überwiegend wahrscheinlich sei, dass ein solcher Kausalzusammenhang bestanden habe. Der Umstand, dass an einer Wetterstation Winde mit einer Windstärke knapp unter 10 Bft gemessen worden seien, schließe nicht aus, dass am oft mehrere Kilometer entfernten Schadensort dennoch diese Windstärke erreicht worden sei. Es sei daher in einer Gesamtbetrachtung unplausibel, wenn die Bundesnetzagentur z.B. am 31.03.2015, an dem während des Sturmtiefs Niklas flächendeckend Messwerte der Windstärke 10 Bft und mehr registriert worden seien, bei sehr wenigen Störungsereignissen keine „höhere Gewalt“ als verursachendes Ereignis annehme, weil zufällig an der nächstgelegenen Wetterstation eine solche Windstärke nicht gemessen worden sei. In vielen Fällen könnten auch die vorgelegten Sturmfeldanalysen Windstärken der Stärke 10 Bft am Schadensort belegen. Ergänzend zu der Analyse der Wettersituation könne auch das Schadensbild bei einer Versorgungsstörung das Vorliegen „höherer Gewalt“ indizieren. Entsprechend den Angaben des Deutschen Wetterdienstes könne es ab Windstärke 10 Bft zu Baumbrüchen und größeren Schäden an Häusern kommen, wohingegen das Schadensbild bei Windstärke 9 Bft mit „Äste brechen von Bäumen, kleinere Schäden an Häusern“ charakterisiert werde. Bei den hier in Rede stehenden schweren Stürmen und Orkanen der Jahre 2013-2015 seien für rund 60 % der Störungsereignisse Baumfälle in Freileitungen dokumentiert worden. In den anderen Fällen sei das Störungsbild entweder ein anderes (z.B. nur Astbruch) oder nicht genau dokumentiert. Der Nachweis des Vorliegens eines Störungsanlasses, dessen Auswirkungen auf die Versorgungszuverlässigkeit bei der Qualitätsregulierung unberücksichtigt bleiben müsse, dürfe nicht an praktisch unerfüllbaren Voraussetzungen scheitern.
Unter Berücksichtigung dieser Beurteilungsgrundsätze seien die Störungen Anlagen BF 17 bis BF 19 sowie BF 28, BF 29 und BF 31 als Ereignisse „höherer Gewalt“ einzuordnen. Im Jahr 2013 beruhten … Störungen auf dem Orkantief Xaver, im Jahre 2014 … Störungen auf dem Orkantief Gonzalo und im Jahr 2015 … Störungen auf dem Orkantief Niklas. Vier weitere Stürme hätten im Jahr 2015 insgesamt … weitere Störungen verursacht, so dass es in diesem Jahr zu insgesamt … Versorgungsunterbrechungen durch fünf Extremwetterereignisse gekommen sei, bei denen die Windstärke 10 Bft erreicht und teils übertroffen worden sei. Die Bundesnetzagentur habe etwa … dieser Versorgungsunterbrechungen als auf „höherer Gewalt“ beruhend anerkannt, indes die streitgegenständlichen Unterbrechungen in der Mittelspannung rechtsfehlerhaft als lediglich bloße atmosphärische Einwirkungen gewertet.
7.2. Weiterhin sei es aufgrund von Vogelschutznachrüstungen zu Versorgungsunterbrechungen gekommen, die die Bundesnetzagentur bei der Ermittlung der Versorgungskennzahl fehlerhaft mit 0,5 berücksichtigt habe. Aufgrund der in § 41 S. 2 BNatSchG geregelten Nachrüstungspflicht zunächst bis 2012, in B. wegen erheblichen Nachrüstungsumfangs verlängert bis 2016, habe sie in den Jahren 2013 bis 2015 Vogelschutzmaßnahmen in erheblichem Umfang durchführen müssen. Diese behördlich angeordneten Maßnahmen seien vergleichbar mit Extremwetterereignissen, denn sie seien unbeeinflussbar gewesen, hätten die Netzbetreiber im Zeitraum 2013 bis 2015 in höchst unterschiedlichem Umfang aus diesen nicht zurechenbaren Gründen betroffen und aufgrund des Ausmaßes der daraus resultierenden Versorgungsunterbrechungen zu einer erheblichen Verzerrung des Qualitätsvergleichs geführt. Dass die in Rede stehenden Vogelschutzmaßnahmen anders als das für das Vorliegen „höherer Gewalt“ gebildete Regelbeispiel „Abschaltung auf Anordnung von Behörden zum Schutz der öffentlichen Sicherheit“ nicht unvorhergesehen und plötzlich hätten getroffen werden müssen, ändere nichts an ihrer Unabwendbarkeit. An anderer Stelle erkenne die Bundesnetzagentur zudem an, dass nach dem Zweck der Qualitätsregulierung entschieden werden müsse, welche Störungsanlässe und daraus resultierenden Versorgungsunterbrechungen bei der Ermittlung der Netzzuverlässigkeitskennzahlen zu berücksichtigen seien. Sie habe daher z.B. Versorgungsunterbrechungen, die auf einem Zählerwechsel beruhten, bei der Ermittlung der Netzzuverlässigkeitskennzahlen zu Recht ausgeklammert, um „verzerrende Effekte, die durch die Liberalisierung des Messwesens verursacht werden könnten“, zu vermeiden. Zählerwechselbedingte Unterbrechungen entsprächen daher vollständig jenen, die durch Vogelschutzmaßnahmen veranlasst seien. Das Verzerrungspotenzial bei Unterbrechungen aufgrund von Vogelschutzmaßnahmen sei zudem ungleich größer. Zählerwechsel beträfen im Netz der Beschwerdeführerin nur die Niederspannung und führten dort zu Unterbrechungen, die in den Jahren 2000-2015 lediglich … % der geplanten Versorgungsunterbrechungen ausmachten. Sie verfüge in ihrem Netz über … Stationen und Masten, an denen Vogelschutzmaßnahmen nicht unter Spannung durchgeführt werden könnten. In den Jahren 2013 bis 2015 seien … % aller Unterbrechungen in der Mittelspannung auf diese geplanten Versorgungsunterbrechungen zurückzuführen gewesen. Sie habe auch überdurchschnittliche Anstrengungen unternommen, um Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden. So habe sie als erster Netzbetreiber in Deutschland das Arbeiten unter Spannung in der Mittelspannung mit der so genannten Handschuhmethode eingeführt. Zusätzlich setze sie Ersatzaggregate ein, um Versorgungsunterbrechungen weiter zu begrenzen.
8. Die Methodik der Referenzwertbestimmung in der Mittelspannung und die ebenfalls rechtswidrige Ermittlung der Netzzuverlässigkeitskennzahl ASIDI entfalte in ihrer Kombination mit der Ausgestaltung des Effizienzvergleichs eine nochmals gesteigerte Belastungswirkung für Netzbetreiber mit geringer Lastdichte und hohem Freileitungsanteil und erweise sich jedenfalls in der Gesamtbetrachtung des Anreizregulierungssystems als unverhältnismäßig und rechtswidrig. Wäre der Freileitungsanteil als Strukturparameter anerkannt worden, hätte die unzureichende Ausklammerung von Versorgungsunterbrechungen, die auf Extremwetterereignissen beruhten, „nur“ noch insoweit zu einer Verzerrung des Qualitätsvergleichs geführt, als nicht sämtliche Freileitungsnetze in ähnlichem Umfang von solchen Extremwetterereignissen betroffen würden. Dasselbe gelte für die Vogelschutzmaßnahmen, die ebenfalls nur Freileitungen, diese wiederum in unterschiedlichem Umfang, beträfen.
Zusätzlich sei die Wechselwirkung mit dem Effizienzvergleich für Netzbetreiber mit hohem Freileitungsanteil nachteilig. Freileitungen seien insbesondere für Störungen auf Grund von Extremwettereignissen anfällig, was sich nachteilig auf die von der Bundesnetzagenturagentur ermittelte Netzzuverlässigkeit auswirke. Risiken für Störungen bei Erdkabeln verwirklichten sich dagegen seltener. So hätten die Gutachter der Bundesnetzagentur selbst festgestellt, dass sich für die Mittelspannungsebene der vermutete Einfluss des Kabelanteils auf das Zuverlässigkeitsniveau mit einer durchaus nennenswerten statistischen Bestimmtheit nachweisen lasse. Der Verkabelungsgrad eines Netzbetreibers sei daher sehr erheblich von exogenen Umständen abhängig, und könne nicht, wie die Gutachter der Bundesnetzagentur meinen, allein wegen seiner „stark endogenen Charakteristik“ als Strukturparameter abgelehnt werde. In dieser Annahme liege auch eine Inkonsistenz dazu, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen des Effizienzvergleichs Kabel- und Freileitungsanteile als hinreichend exogen determiniert ansehe, um Vergleichsparameter sein zu können. Dadurch, dass sie in der Mittelspannung die Kabellänge sowie die Freileitungslänge separat als Vergleichsparameter in den Effizienzvergleich aufnehme, erkenne sie an, dass diese Größen für den Netzbetreiber wenigstens vorübergehend oder zumindest wesentlich nicht beeinflussbar seien. Das Zusammenspiel von Effizienzvergleich und Qualitätsregulierung aber müsse die Bundesnetzagentur im Rahmen ihrer Ausgestaltungsbefugnis beider Vergleichssysteme insoweit berücksichtigen, als die Systeme jedenfalls in der Tendenz konsistent ausgestaltet sein müssten. Dieses Erfordernis werde vorliegend missachtet und der vom Bundesgerichtshof anerkannte Zusammenhang zwischen Kosten und Nutzen zur Erzielung eines optimalen Qualitätsniveaus nicht einmal dem Grunde nach reflektiert, da der Netzbetreiber die höheren Kosten für die Errichtung von Kabeln refinanziert erhalte, weil die zusätzlichen Kosten nicht als Ineffizienz, sondern zu Recht wegen des Strukturparameters Kabellänge als strukturell bedingt interpretiert würden, gleichzeitig aber die Relation von Kosten und Nutzen einer Verbesserung der Netzzuverlässigkeit im Rahmen der Qualitätsregulierung keine Rolle mehr spiele. Auflösen lasse sich die Inkonsistenz sinnvollerweise nur beim Qualitätselement, indem auch dort der Kabel-/Freileitungsanteil als Strukturparameter anerkannt werde. Hierdurch ginge auch keine volkswirtschaftlich sinnvolle Anreizwirkung zur Erhöhung der Netzsicherheit verloren. Netzbetreiber würden sich heute wie dargelegt ohnehin für eine Verkabelung entscheiden. Im Hinblick auf vorhandene Freileitungen würde ein Malus im Qualitätsvergleich keine sinnvolle Steuerungswirkung entfalten. Angesichts der erheblichen Kosten könne es kein Ziel der Qualitätsregulierung sein, technisch einwandfreie Freileitungen durch Kabel zu ersetzen. Die Bundesnetzagentur nehme die Gesamtwirkung und die Inkonsistenz gar nicht in den Blick und prüfe nicht, wie die Anreizwirkung des Gesamtsystems wenigstens in Richtung einer volkswirtschaftlichen sinnvollen Steuerung optimiert werden könne. Schon deshalb sei die Festlegung ermessensfehlerhaft und rechtswidrig, denn es liege ein Abwägungsdefizit vor.
IV. Die Beschwerdeführerin beantragt,
den Beschlusses der Bundesnetzagentur vom 20.07.2017 (Az.: BK8-17/1041/81) aufzuheben und der Bundesnetzagentur aufzugeben, über die Festlegung der Bestimmung des Qualitätselements gegenüber der Beschwerdeführerin unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
V. Die Bundesnetzagentur verteidigt den angegriffenen Beschluss und meint, die Festlegung des Qualitätselements für die Jahre 2017 und 2018 sei rechtmäßig.
1. Die Daten seien im Zeitraum vom 01.05. bis 24.11.2016 vollständig plausibilisiert worden, insbesondere hätten von den Landesregulierungsbehörden alle erbetenen Rückmeldungen vorgelegen. Insbesondere habe für sie für sie kein Anlass mehr bestanden, an der Richtigkeit der Datenangabe der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast zu zweifeln bzw. von einem Fehlverständnis der Datendefinition auszugehen, da die P. auf ihre konkrete Nachfrage das korrekte Verständnis der eindeutigen Datendefinition wiedergeben und zudem bezüglich einzelner anderer Daten in dem Schreiben vom 03.11.2016 korrigierte Werte angegeben habe und sachlich auf Systembereinigung etc. eingegangen sei. Auch der Gesamtkontext des Schreibens zeige, dass sich die P. mit den konkreten Nachfragen auseinandergesetzt und auch die aufgezeigten Abweichungen bzw. den Rückgang der Jahreshöchstlast in der Mittelspannungsebene nachvollzogen habe. Da der Fehler allein im Verantwortungsbereich der P. liege, sei sie bei der Bestimmung des Qualitätselements für die Jahre 2017 und 2018 von einer verlässlichen Datengrundlage ausgegangen. Schließlich rechtfertige allein der Umstand, dass sich bei einer Neuberechnung ohne Daten der P. ein Malus von 993.349,39 Euro statt 1.059.426,21 Euro für die Mittelspannungsebene ergebe und bei Neuberechnung mit korrigierten Daten der P. ein Malus von 921.242,90 Euro, nach höchstrichterlicher Rechtsprechung keine Aufhebung und Neubescheidung des Qualitätselements. Die von ihr durchgeführten Plausibilisierungsschritte seien ausreichend.
2. Sie habe zu Recht die Lastdichte als einzigen geeigneten Strukturparameter herangezogen und weitere Parameter wie Kabel- bzw. Freileitungsanteil überprüft und mangels Eignung unberücksichtigt gelassen, da ausschließlich die Lastdichte die Anforderungen erfülle, die an einen Parameter zur Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede zu stellen seien. Bereits im Consentec-Gutachten 2010 sei festgestellt worden, dass die gebietsstrukturelle Abhängigkeit der Netzzuverlässigkeit durch die Berücksichtigung des Verkabelungsgrades neben der Lastdichte nicht signifikant besser erklärt werde. Verkabelungsgrad und Lastdichte seien gleichgerichtet und ihre Wirkung auf das Modell sei überwiegend wiederholend. Abgesehen davon sei eine statistische Signifikanz nur ausreichend, wenn sie ingenieurwissenschaftlich fundiert sei, da für die objektive Beschreibung gebietsstruktureller Unterschiede und die Generierung valider Qualitätselemente ein ganzheitlicher Analyseansatz unabdingbar sei. Geeignete Strukturparameter müssten messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch die Entscheidungen des Netzbetreibers beeinflussbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sein. Dem folgend sei der Strukturparameter Verkabelungsgrad als Parameter für die Bestimmung der Referenzwerte für das Qualitätselement wegen seiner stark endogenen Natur ausgeschlossen worden. Denn es liege in der Entscheidung des Netzbetreibers, wie er sein Netz realisiere. Die von ihr vorgenommene Trennung zwischen exogenen und endogenen Größen sei nicht willkürlich, vielmehr sei eine Beschreibung gebietsstruktureller Unterschiede nur valide, wenn sie auf objektiven Kriterien beruhten. Aus ingenieurwissenschaftlicher Sicht zu verwendende Parameter sollten nur die durch äußere Einflussfaktoren bedingten Niveauunterschiede reflektieren und nicht die Wirkungen der für die Netzzuverlässigkeit relevanten Entscheidungen des einzelnen Netzbetreibers vorwegnehmen. Bei der Verwendung endogen beeinflusster Parameter bestehe die Gefahr, dass daraus ermittelte Referenzwerte zu Fehlanreizen führen würden.
Auf die statistische Signifikanz einer Kombination der Strukturparameter Lastdichte und Verkabelungsgrad komme es nicht an, da diese ohne ingenieurwissenschaftliche Fundierung nicht ausreiche. Hiervon abgesehen verbessere der Verkabelungsgrad den Erklärungsgehalt des resultierenden Modells auch nur geringfügig. Es errechne sich ein Bestimmtheitsmaß R²=0,66, wobei zusätzlich gegen die Hinzunahme des Parameters Verkabelungsgrad spreche, dass der Wert des Koeffizienten c von bisher 0,9262 auf einen Wert von 1,2618 steigen würde und damit außerhalb der ingenieurwissenschaftlich plausiblen Bandbreite von 0,5 bis 1 liege.
Dass der Erklärungsgehalt des Parameters Lastdichte gesunken sei, finde seine Ursache in den verwendeten Daten. Auch sei das Bestimmtheitsmaß nicht das einzige Kriterium zur Beurteilung eines Parameters, sondern es seien auch die Ergebnisse statistischer Tests und die ingenieurwissenschaftliche Geeignetheit in den Blick zu nehmen. Zusätzlich liege dem Bestimmtheitsmaß von 61,2 % eine Regressionsfunktion mit hohem Erklärungsgehalt zugrunde.
Eine Benachteiligung „niedriger Lastdichten“ liege nicht vor. Bei alleinigem Abstellen auf die Lastdichte sorge weiter gerade der hyperbolische Funktionsverlauf dafür, dass die Referenzwerte individuell seien und die Situation des Netzbetreibers angemessen abbildeten. Da auch für den Parameter Kabelanteil ein linearer funktionaler Zusammenhang mit – wie beim hyperbolischen Funktionsverlauf der Lastdichte - fallendem Verlauf der Funktion unterstellt werde, komme es zu keiner Ungleichbehandlung zwischen Netzbetreibern mit geringer und hoher Lastdichte.
3. Die Regressionsanalyse sei auch nicht durch Ausreißer kontaminiert. Es sei bei der Bestimmung der Referenzwerte schon aus methodischen Erwägungen nicht möglich, die in der Anlage zu § 12 ARegV genannten statistischen Ausreißeranalysen durchzuführen. Gründe hierfür seien einerseits die Forderung aus § 20 Abs. 2 S. 1 ARegV, dass die Referenzwerte als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln seien, und andererseits die Tatsache, dass Zuverlässigkeitsunterschiede nennenswert endogen beeinflusst seien. Übliche mathematische Verfahren zur Ausreißeranalyse hätten deshalb nicht verwendet werden können, da sie nicht erkennen würden, ob einzelne Datenpunkte den Verlauf der Funktion aufgrund ihrer Lage oder Gewichtung beeinflussten. Es würde zu fragwürdigen Ergebnissen führen, wenn man zunächst eine ungewichtete Regressionsfunktion ermitteln und diese sodann einer Ausreißeranalyse unterziehen würde. Dies wäre insbesondere der Fall, wenn in der Folge Datenpunkte als Ausreißer ausgeschlossen würden, die auf plausiblen Angaben beruhten und deren Lage sich struktur- oder zuverlässigkeitsbedingt begründen ließe. Nach Durchführung der visuellen Tests und den daran anschließenden Rückfragen bei betroffenen Netzbetreibern, die in Einzelfällen auch zu Datenkorrekturen geführten hätten, sei von deutlichen Verzerrungen durch Datenfehler bei der Bestimmung der Referenzwertfunktion nicht auszugehen. Die in einzelnen Netzen angeführten Zuverlässigkeitskennzahlen nahe 0 min/a in einigen Mittelspannungsnetzen seien durch die vorgeschaltete Plausibilitätskontrolle abgesichert und auch aus netztechnischer Sicht nicht unplausibel. Sie könnten und müssten in den Mittelspannungsnetzen durchaus erreicht werden, insbesondere wenn diese erdverkabelt oder redundant ausgelegt seien. Dass „sonstige geplante“ Versorgungsunterbrechungen nur zu 50 % berücksichtigt würden, trage zu einer weiteren Reduzierung ihres Einflusses auf die Zuverlässigkeitskennzahlen bei. Schließlich hätten sich Daten der Netzbetreiber mit sehr hohen, aus der Punktewolke des ASIDI-Lastdichte-Diagramm herausstechenden Lastdichten nach erneuter Kontaktierung dieser Netzbetreiber als plausibel herausgestellt. Der Einfluss dieser Angaben auf die Regressionsanalyse sei im Übrigen wegen der unterdurchschnittlichen Anzahl angeschlossener Netzverbraucher vernachlässigbar.
4. Die Rüge der Intransparenz gehe ebenfalls fehl. Der Veröffentlichung der netzbetreiber-relevanten Daten stehe entgegen, dass es sich im Wesentlichen um Netz- und Strukturdaten handele, die nach jüngster Rechtsprechung der Bundesgerichtshofs Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse sein dürften.
5. Die Referenzwertfunktion entspreche auch dem Stand der Wissenschaft. Die Veränderung der Variablen a beruhe auf der Neudefinition der Jahreshöchstlast. Mit den vorausgegangenen Qualitätselementen sei das Qualitätselement 2017 bis 2018 nur bedingt vergleichbar, weil sich das Zuverlässigkeitsniveau insgesamt verbessert habe. Auch finde sich in dem Consentec-Gutachten 2017 kein Hinweis, der einen bestimmten Wertebereich für den Koeffizienten a vorgebe. Die Variablen der Regressionsfunktion seien ohne Schätzfehler ermittelt worden. Soweit die Beschwerdeführerin versuche, aus Standardfehlern einen Konfidenzbereich um die Regressionsfunktion abzuleiten, versuche sie, die sich aus den Referenzwerten ergebenden Vorgaben aufzuweichen. Ein Konfidenzband diene dazu, stochastische Einflüsse und Schwankungen abzuschwächen. Dem könne aber auch durch andere Maßnahmen begegnet werden. Dies gewährleiste ihre Vorgehensweise. Das von ihr verwendete Modell des Parameters Lastdichte sei mit einer Irrtumswahrscheinlichkeit von 0,1 % abgesichert. Zudem sei eine Glättung über Drei-Jahres-Mittelwerte vorgenommen worden und wirkten Kappungsgrenzen. Das Konfidenzband sei deshalb obsolet. Aber selbst wenn ein solches zu bilden wäre, stimme die Aussage nicht, dass der ASIDI-Wert der Beschwerdeführerin außerhalb des gebildeten Konfidenzintervalls liegen müsse, um mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % ausschließen zu können, dass allein ein Schätzfehler die Überschreitung der Referenzwerte verursache. Die Einführung eines Konfidenzintervalls würde die gewünschten Anreizeffekte der Qualitätsregulierung bis hin zur Wirkungslosigkeit dämpfen. Weder Anstrengungen zur Verbesserung der Versorgungsqualität noch Verschlechterungen könnten innerhalb eines bestimmten Bereichs der Zuverlässigkeit sanktioniert werden. Aus dem Consentec-Gutachten folge nichts anderes. Die auf Bl. 1879 des VV Methodik dargestellten Konfidenzintervalle für die Koeffizienten a und b hätten der Absicherung des Modellergebnisses für die Lastdichte gedient und resultierten aus den gutachterlichen Stellungnahmen für den erkennenden Senat vom April 2014 und Mai 2015.
Sogenannte Flächennetzbetreiber bzw. Netzbetreiber mit geringen Lastdichten seien auch keinen höheren oder außergewöhnlichen Risiken ausgesetzt als jeder andere Netzbetreiber, der der Qualitätsregulierung unterliege. Dafür sorge der der Qualitätsregulierung zugrundeliegende ganzheitliche Analyseansatz, bei dem gleichermaßen analytisch-ingenieurwissenschaftliche und statistische Methoden zur Anwendung kämen, die in der hyperbolischen Referenzwertfunktion mündeten. Gerade der kontinuierliche hyperbolische Funktionsverlauf sorge dafür, dass die Referenzwerte individuell seien und die Situation jedes Netzbetreibers sachgerecht abgebildet werde, anders als beispielsweise bei einer Mittelwertbildung.
6. Im Übrigen habe sie die Netzzuverlässigkeitskennzahl ASIDI rechtmäßig ermittelt. Selbst wenn das Leitungsnetz der Beschwerdeführerin Extremwetterereignissen ausgesetzt gewesen sei, die zu erheblichen Versorgungsunterbrechungen geführt hätten, sei nicht zwangsläufig der Tatbestand der „höheren Gewalt“ gegeben. Auch wenn Naturereignisse teils erhebliche Schäden verursachen könnten, müssten diese aufgrund der regelmäßig vorherrschenden Witterungsverhältnisse in Kauf genommen werden.
Die streitgegenständlichen Wetterereignisse erfüllten nicht die Voraussetzungen der „höheren Gewalt“. Die konkreten Wetterphänomene seien bereits für sich genommen nicht außergewöhnlich, insbesondere sei der Wind nicht unvorhersehbar. Bei der Bewertung der Unvorhersehbarkeit seien örtliche, geographische und zeitliche Faktoren zu berücksichtigen. Bei dem in Mitteleuropa vorherrschenden gemäßigten Klima, das unter anderem durch ausgeprägte Jahreszeiten gekennzeichnet sei, müsse insbesondere in den Frühlings- und Herbstmonaten, in denen die Versorgungsunterbrechungen aufgetreten seien, jederzeit mit heftigeren Winden gerechnet werden. Diese seien jedoch nicht vergleichbar mit Ereignissen wie dem Oderhochwasser, dem Orkan Kyrill, einem Terroranschlag oder einem Krieg, da es sich nicht um singuläre und besonders außergewöhnliche Wetterphänomene handele. Weitere Voraussetzung für das Vorliegen „höherer Gewalt“ sei zudem, dass das Ereignis mit wirtschaftlich erträglichen Mitteln auch durch die äußerste nach der Sachlage vernünftigerweise zu erwartende Sorgfalt nicht verhindert oder seine Folgen beseitigt werden könnten. Aussagen, inwieweit die Beschwerdeführerin ihre wirtschaftlichen Möglichkeiten genutzt und/oder ausgeschöpft habe, um die eingetretenen Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden oder in ihren Auswirkungen zu beschränken, fehlten. Allein die Einhaltung rechtlicher und technischer Mindestanforderungen reiche in diesem Zusammenhang nicht aus. Netzbetreiber mit einer überdurchschnittlichen Versorgungsqualität zeichne gerade aus, dass sie zusätzliche Maßnahmen zur Vermeidung der Versorgungsunterbrechungen ergreifen könnten. Ein Ereignis beruhe zudem nur dann auf „höherer Gewalt“, wenn es sich um eine seltene Ausnahmeerscheinung handele. „Höhere Gewalt“ liege in der Regel bei einer Wiederkehrzeit von mehr als 100 Jahren vor, wie z.B. bei der Oderflut. Die in den letzten Jahren vermehrt aufgetretenen Naturkatastrophen erfüllten diese Voraussetzungen daher nicht.
Der von der Beschwerdeführerin unterbreitete Ansatz zum Umgang mit außergewöhnlichen Ereignissen stünde dem Ziel der Qualitätsregulierung, die Netzbetreiber zu einem effektiven Störungsmanagement bei geplanten oder ungeplanten Versorgungsunterbrechungen anzuhalten, entgegen. Netzbetreiber mit einer vergleichsweise hohen Zuverlässigkeit würden abgestraft, wenn die Beschwerdeführerin von der Qualitätsregulierung ausgenommen würde, weil aus ihrer Sicht die Struktur ihres Netzgebietes „unbeeinflussbar“ sei.
Soweit die Beschwerdeführerin die Nichtanerkennung der streitgegenständlichen Ereignisse als „höhere Gewalt“ rüge, zeige eine Überprüfung der beigefügten Unterlagen, dass viele der streitig gestellten Zuordnungen tatsächlich als Störungsereignisse „höherer Gewalt“ anerkannt worden seien.
Für das Jahr 2013 seien lediglich die Versorgungsunterbrechungen BNetzA-Nr. … nicht als Störungsanlass „Höhere Gewalt“ anerkannt worden. Auf Nachfrage habe die Beschwerdeführerin hierzu ergänzende Nachweise mit den jeweiligen Ortsangaben der Störungsunterbrechungen nachgereicht. Die Bundesnetzagentur habe daraufhin überprüft, ob an den entsprechenden nächstgelegenen Wetterstationen des Deutschen Wetterdienstes eine Windstärke größer oder gleich 10 Bft gemessen worden sei und habe bei negativem Ergebnis die Beschwerdeführerin aufgefordert, weitere Erläuterungen oder qualifizierende Nachweise einzureichen. Dem sei die Beschwerdeführerin nicht nachgekommen, so dass die Bundesnetzagentur diese Versorgungsunterbrechungen zu Recht dem Störungsanlass „Atmosphärische Einwirkung“ zugeordnet.
Von den von der Beschwerdeführerin für das Jahr 2014 in Anlage BF 17 aufgelisteten … Versorgungsunterbrechungen am 21.10.2014 und 22.10.2014 habe sie … Versorgungsunterbrechungen sachgerecht dem Störungsanlass „Höhere Gewalt“ zugeordnet. Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin fielen die Versorgungsunterbrechungen Nr. … weiterhin nicht unter den Störungsanlass „Höhere Gewalt“. Insoweit bleibe der im streitgegenständlichen Beschluss für das Jahr 2014 festgelegte Gesamt-ASIDI in Höhe von … min./a. zutreffend. Die Beschwerdeführerin habe nicht nachweisen können, dass schwere Stürme mit Windstärken von mindestens 10 Bft diese Versorgungsunterbrechungen verursacht hätten.
Die genannten Versorgungsunterbrechungen aus dem Jahr 2015 habe sie ebenfalls zu Recht dem Störungsanlass „atmosphärische Einwirkung“ zugeordnet. Auch hier seien zum streitgegenständlichen Zeitpunkt an den nächstgelegenen Wetterstationen des Deutschen Wetterdienstes keine Windstärken von 10 Bft oder mehr erreicht worden. Die weiteren, von der Beschwerdeführerin in ihrer Auflistung gemachten Angaben, wie zum Beispiel „Baum in Freileitung“ oder „PLZ Fehlerort nicht exakt ermittelbar, da kein Schaden an der Leistung“ reichten ebenfalls nicht aus, um den Nachweis für einen Störungsanlass „Höhere Gewalt“ zu erbringen. Im Übrigen seien auch an den Wetterstationen der MeteoGroup keine Windstärken von 10 Bft erreicht worden. In dem von der Beschwerdeführerin vorgelegten, bei der MeteoGroup in Auftrag gegebenen Gutachten könnten keine direkten Zuordnungen zwischen einem Witterungsereignis und einer konkreten Versorgungsunterbrechung hergestellt werden. Es würden lediglich allgemeine Aussagen zur Wetterlage gemacht. Weitere Nachweise habe die Beschwerdeführerin nicht vorgelegt.
Rechtsfehlerfrei habe die Bundesnetzagentur auch die streitgegenständlichen Vogelschutzmaßnahmen nicht als auf „höherer Gewalt“ beruhende Störungsereignisse bewertet. Gemäß der Definition der „höheren Gewalt“ könnten zwar auch gesetzliche und behördliche Anordnungen in die Gruppe „höhere Gewalt“ eingeordnet werden. Voraussetzung sei allerdings, dass es sich um unvorhergesehene Maßnahmen im Rahmen der in der Regel konkret individuellen, ordnungsrechtlichen Gefahrenabwehr handele, auf die sich ein Netzbetreiber im Vorfeld nicht einstellen könne. Vorliegend fehle es an der Unvorhersehbarkeit, weil die Beschwerdeführerin bis Ende 2016, d.h. über zehn Jahre Zeit zur Umsetzung der Nachrüstungsverpflichtung gehabt habe. Es liege auch im Verantwortungsbereich der Netzbetreiber, notwendige Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten vorausschauend zu planen. Inwieweit die Beschwerdeführerin Möglichkeiten genutzt habe, um die aus den Nachrüstungen resultierenden Versorgungsunterbrechungen gänzlich zu vermeiden oder diese zumindest in ihren Auswirkungen zu beschränken, führe sie weder in den eingereichten Stellungnahmen noch in ihrer Beschwerdebegründung aus. Im Übrigen wäre die Kategorie „geplante Versorgungsunterbrechungen“ obsolet, wären alle Versorgungsunterbrechungen, denen eine gesetzliche Vorschrift zugrunde liegt, der Kategorie „Höhere Gewalt“ zuzuordnen. Entgegen den Ausführungen der Beschwerdeführerin seien die durch Vogelschutzmaßnahmen verursachten Versorgungsunterbrechungen auch nicht mit geplanten Versorgungsunterbrechungen aufgrund von Zählerwechseln vergleichbar. Ein Messstellenbetreiber müsse gemäß § 5 Abs. 1 MsbG nicht zwangsläufig der zuständige Netzbetreiber sein, so dass Versorgungsunterbrechungen aufgrund von Zählerwechseln nicht unbedingt in der Sphäre des Netzbetreibers lägen.
7. Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin bestehe auch die behauptete Wechselwirkung zwischen Qualitätselement und Effizienzvergleich nicht. Die Qualitätsregulierung diene der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen. Gemäß der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs sei eine vollständige Kongruenz zwischen den Strukturparametern zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede in der Effizienzbewertung im Rahmen des Effizienzvergleich einerseits und einer Qualitätsbewertung im Rahmen der Bestimmung des Qualitätselements andererseits nicht zwingend geboten. Denn die Kostenwirkung einzelner Strukturparameter und damit deren Relevanz für die Effizienzbewertung könnten im Vergleich zu den Auswirkungen auf die Versorgungsqualität völlig unterschiedlich ausfallen. Die Betrachtungsweise der Beschwerdeführerin sei deshalb zu vereinfacht und unzutreffend. Der Effizienzvergleich solle den individuellen Abstand eines Netzbetreibers zu einem oder mehreren vergleichbaren effizienten Netzbetreibern ermitteln. Die Strukturparameter dienten dazu, die Versorgungsaufgabe eines Netzbetreibers zu beschreiben und somit Unterschiede zwischen Netzbetreibern im Hinblick auf ihre Versorgungsaufgabe zu berücksichtigen. Diese sollten nicht vom Netzbetreiber beeinflussbar sein, um diesem nicht die Möglichkeit zu bieten, sich im Hinblick auf die verwendeten Strukturparameter zu optimieren. Die beeinflussbare Größe im Effizienzvergleich sei der Aufwandsparameter. Im Übrigen dienten die Strukturparameter in beiden Verfahren dem Zweck, unterschiedliche Strukturen der Netzbetreiber zu berücksichtigen, jedoch im Hinblick auf völlig verschiedene abhängige Größen. Im Effizienzvergleich würden Strukturparametern im Hinblick auf ihren Erklärungsgehalt bezüglich der Kostenunterschiede zwischen den Netzbetreibern ausgewählt, im Qualitätselement im Hinblick auf die Versorgungszuverlässigkeit. Vor diesem Hintergrund könne schwerlich abgeleitet werden, dass bestimmte Strukturparameter in beiden Verfahren verwendet werden müssten. Der Abbau von Ineffizienzen solle durch das Qualitätselement sanktioniert werden, falls er zu Lasten der Netzzuverlässigkeit vorgenommen werde. Hieraus könne kein Gleichlauf der zu verwendenden Strukturparameter abgeleitet werden.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und die Protokolle der Senatssitzungen vom 10.04.2019 und 22.01.2020 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde ist als Verpflichtungsbeschwerde in Form der Bescheidungsbeschwerde zulässig und hat teilweise Erfolg.
Die Beschwerdeführerin hat einen Anspruch auf Neuberechnung des Malus, weil der Ermittlung des netzbetreiber-individuellen Referenzwertes mittels der Referenzwertfunktion eine fehlerhafte Datenmeldung der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast zugrunde liegt, die sich zum Nachteil der Beschwerdeführerin wesentlich auf den für sie ermittelten Referenzwert ausgewirkt hat und deshalb zu korrigieren ist. Die weiteren Einwendungen der Beschwerdeführerin gegen die Methodik zur Bestimmung des Qualitätselements einschließlich der Ermittlung der netzbetreiber-individuellen Referenzwerte sowie gegen die Ermittlung der Netzzuverlässigkeitskennzahl ASIDI bleiben hingegen ohne Erfolg.
I. Nach § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG werden die Effizienzvorgaben für eine Regulierungsperiode durch Bestimmung unternehmensindividueller oder gruppenspezifischer Effizienzziele auf Grundlage eines Effizienzvergleichs unter Berücksichtigung der Versorgungsqualität und auf diese bezogener Qualitätsvorgaben bestimmt. Diese Vorgabe wird durch §§ 19, 20 ARegV ausgestaltet. So sind gemäß § 20 Abs. 2 Satz 1 ARegV aus den Kennzahlenwerten der Netzbetreiber Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte - Referenzwerte - zu ermitteln. Satz 2 bestimmt weiter, dass bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede berücksichtigt werden müssen.
In seinem Beschluss vom 22.07.2014 (EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 13 ff.) hat der Bundesgerichtshof ausgeführt, dass die Ausgestaltung des nach §§ 19, 20 ARegV zu bestimmenden Qualitätselements nicht in allen Details punktgenau vorgegeben ist. Obwohl das Energiewirtschaftsgesetz und die Anreizregulierungsverordnung hinsichtlich der zu berücksichtigenden Kennzahlen, hinsichtlich der Ermittlung der Kennzahlenwerte und der Kennzahlenvorgaben und hinsichtlich der anzuwendenden Methode maßgebliche Weichenstellungen vorgeben, verbleiben bei der näheren Ausgestaltung und dem Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements notwendigerweise erhebliche Spielräume (BGH, a. a. O., Rn. 19). Der mit der Bestimmung des Qualitätselements betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, a. a. O., Rn. 22). Die Ausübung dieses Beurteilungsspielraum ist 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 hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität) (BGH, a.a.O., Rn. 25, siehe auch Senat, Beschluss vom 17.02.2016, VI-3 Kart 139/12, BeckRS 2016, 06876, Rn. 32 ff.).
Unter Berücksichtigung dieser Grundsätze ist die angefochtene Bestimmung der Qualitätsvorgabe der Beschwerdeführerin darauf zu überprüfen, ob die Bundesnetzagentur bei Erlass des angefochtenen Bescheids die gesetzlichen Vorgaben in § 21a Abs. 5 EnWG und die verordnungsrechtlichen Vorgaben an Kennzahlen und Kennzahlenwerte in §§ 19, 20 ARegV eingehalten sowie ihr Regulierungsermessen fehlerfrei ausgeübt hat.
II. Die angefochtene Festlegung des Qualitätselements ist nach diesen Maßstäben deshalb rechtswidrig und die Beschwerdeführerin hierdurch in ihren Rechten verletzt, weil die Ermittlung des individuellen Referenzwertes der Beschwerdeführerin unter Zugrundlegung einer fehlerhaften Datenmeldung der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast erfolgt ist, die den Verlauf der Referenzwertfunktion zulasten der Beschwerdeführerin beeinflusst hat.
1. Die bei der Ermittlung der Referenzwertfunktion berücksichtigte Datenmeldung der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast für die Jahre 2013–2015 ist unstreitig fehlerhaft. Durch die von der Bundesnetzagentur im Nachgang zur mündlichen Verhandlung vom 10.04.2019 als Anlage BG 12 vorgelegte E-Mail der P. vom 13.09.2018 ist bekannt geworden, dass diese bei der Angabe für das Qualitätselement bei der korrigierten zeitgleichen Jahreshöchstlast für die Mittelspannungsebene nicht der Datendefinition folgend ihre eigene zeitgleiche Jahreshöchstlast, korrigiert um die zeitgleiche Jahreshöchstlast aller auf der Mittelspannungsebene angeschlossenen Weiterverteiler, angegeben hat, sondern vielmehr die zeitgleiche Jahreshöchstlast der angeschlossenen Weiterverteiler, d.h. die Leistung der fremden Netze. Richtigerweise hätte daher die zeitgleiche Jahreshöchstlast gegenüber der Meldung aus der vergangenen Qualitätsregulierung, in der die zeitgleiche Jahreshöchstlast der Weiterverteiler noch umfasst war, nicht auf ein ca. 1/4 sinken, sondern sich gegenüber der vorangegangenen Meldung lediglich um ca. 1/4 reduzieren müssen.
2. Die fehlerhafte Datenmeldung wirkt sich im Bereich der lastundichten Netzbetreiber, zu denen die Beschwerdeführerin zählt, auch erheblich auf den Verlauf der Referenzwertfunktion und damit auf den individuellen Referenzwert der Beschwerdeführerin aus. Dies wird bereits durch die Lage des Datenpunktes in der Referenzwertfunktion impliziert. Im Bereich der Lastdichte unter 28 kW/km² fällt die Referenzwertfunktion stark ab, wobei in diesem Bereich lediglich zwei Netzbetreiber liegen, die ihren Verlauf bestimmen. Es ist daher anzunehmen, dass die deutlich zu niedrig angesetzte zeitgleiche Jahreshöchstlast, die gleichzeitig zu einer deutlich zu niedrig angesetzten Lastdichte als Quotient aus zeitlicher Jahreshöchstlast und geographischer Fläche führt, den Verlauf der Referenzwertfunktion dadurch beeinflusst, dass sie diese „nach unten“ zieht, womit höhere Referenzwertvorgaben für die im lastundichten Bereich belegenen Netzbetreiber verbunden sind. Die Bundesnetzagentur hat diesen Effekt quantifiziert, in dem sie mit Schriftsatz vom 02.05.2019 vorgetragen hat, dass sich bei einer Neuberechnung ohne Daten der P. ein Malus von .. Euro statt … Euro für die Mittelspannungsebene ergebe. Bei einer Neuberechnung unter Heranziehung des von der P. für das Erfassungsjahr 2015 im Rahmen der Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements 2019 und 2020 mitgeteilten Wertes würde sich für die Mittelspannung ein Malus von … Euro errechnen. Es kommt daher auch tatsächlich zu Veränderungen in nicht unerheblicher Höhe.
3. Infolge des aufgezeigten Datenfehlers hat eine Neuberechnung des Qualitätselements auf der richtigen Datengrundlage zu erfolgen.
Der Umgang mit derartigen Datenfehlern bestimmt sich nach materiellem Recht, dem nach verwaltungsprozessualen Grundsätzen auch die Antwort auf die Frage zu entnehmen ist, zu welchem Zeitpunkt ein belastender Verwaltungsakt den Kläger i.S. des § 113 Abs. 1 VwGO rechtswidrig in seinen Rechten verletzt (st. Rspr. etwa BVerwG, Urteil vom 15.11.2007, 1 C 45/06, Rn. 11, juris; Schübel-Pfister in: Eyermann, 15. Auflage 2019, VwGO, § 113, Rn. 55; Senat, Beschluss vom 22.07.2019, VI-3 Kart 806/18 [V], Rn. 51, juris). In §§ 19, 20 ARegV finden sich zum Umgang mit einer fehlerhaften Datenvorgabe keine ausdrücklichen Vorgaben des Verordnungsgebers. Sofern keine Umstände vorliegen, die ein „Einfrieren“ der Datenbasis rechtfertigen, ist daher dem Grundsatz der materiellen Gerechtigkeit Rechnung zu tragen und eine Neuberechnung des Qualitätselements auf der richtigen Datenbasis vorzunehmen. Derartige Umstände aber liegen unter Berücksichtigung der zum Umgang mit Datenfehlern in datengetriebenen regulierungsbehördlichen Verfahren ergangenen höchstrichterlichen Rechtsprechung nicht vor.
3.1. Anders als die Bundesnetzagentur meint, hat der Bundesgerichtshof nicht bereits entschieden, dass eine nachträgliche Korrektur von Datenfehlern (grundsätzlich) ausgeschlossen ist. In der Entscheidung „Stadtwerke Konstanz“ (Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 121, juris) hat der Bundesgerichtshof zwar ausgeführt, dass ein für einen einzelnen Netzbetreiber ermittelter Effizienzwert nicht schon dann fehlerhaft sei, wenn er auf fehlerhaften Angaben des Netzbetreibers zu den für den Effizienzvergleich relevanten Parametern beruhe, weil sich der Netzbetreiber im Interesse der Einheitlichkeit der Datengrundlage an seinen eigenen Angaben grundsätzlich festhalten lassen müsse. Auch wenn die zum Effizienzvergleich angestellten Erwägungen grundsätzlich auf die Qualitätsregulierung übertragbar sind, weil es sich ebenfalls um einen datengetriebenen Regulierungsprozess handelt, so liegt im Streitfall gerade keine fehlerhafte Angabe der Beschwerdeführerin, sondern vielmehr eines anderen, dritten Netzbetreibers vor.
3.2. Auch die Regelung des § 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV und die dazu ergangene höchstrichterliche Rechtsprechung sprechen gegen ein „Einfrieren“ der Datengrundlage.
Nach § 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV bleibt der Effizienzvergleich von nachträglichen Änderungen des nach § 6 ARegV ermittelten Ausgangsniveaus, die sich aufgrund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen ergeben, unberührt. Es kann dahinstehen, ob bereits der Umstand, dass sich eine mit § 12 Abs. 1 S. 3 ARegV vergleichbare Regelung in §§ 19 f. ARegV nicht findet, den Schluss zulässt, dass der Verordnungsgeber in der Qualitätsregulierung die Datenbasis anders als beim Effizienzvergleich gerade nicht „einfrieren“ wollte.
Einer Übertragung der in § 12 Abs. 1 S. 3 ARegV getroffenen Regelung auf eine fehlerhafte Datenmeldung eines Netzbetreibers beim Qualitätselement steht jedenfalls der Sinn und Zweck der Vorschrift entgegen. Mit der Regelung in § 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV soll sichergestellt werden, dass der Effizienzvergleich nicht jedes Mal wiederholt werden muss, wenn sich für ein einzelnes Unternehmen aufgrund einer gerichtlichen Entscheidung Änderungen bei der Kostenbasis ergeben (BR-Drucks. 417/07, S. 6). Diese Erwägung bezieht sich auf den vorgesehenen Effizienzvergleich insgesamt, also die Entwicklung eines Modells entsprechend den Vorgaben in § 12 und Anlage 3 ARegV, und die darauf beruhende Ermittlung der Effizienzwerte für alle am Vergleich beteiligten Netzbetreiber. Der Bundesgerichtshof hat in diesem Zusammenhang (BGH a.a.O., Rn. 130 f., juris) maßgeblich darauf abgestellt, dass, wenn die nachträgliche Änderung einzelner in die Datenbasis eingeflossener Werte eine erneute Durchführung all dieser Schritte zur Folge hätte, jede Einzelentscheidung einen erheblichen Folgeaufwand mit sich bringen würde. Dieser Aufwand erscheine in der Regel verzichtbar, weil Änderungen bei der Kostenbasis eines einzelnen Netzbetreibers typischerweise nicht zu wesentlichen Änderungen in der Datenbasis und damit zu einer Änderung der Effizienzwerte der übrigen Netzbetreiber führten.
Der Streitfall liegt hingegen anders. Hier führt der nachträglich identifizierte Datenfehler zu einer Änderung der Referenzwertfunktion, die sich maßgeblich auf die individuellen Referenzwerte lastundichter Netzbetreiber auswirkt, und zwar konkret in …-stellliger Höhe, wie dem Senat aus diesem und mehreren Parallelverfahren, in denen die Bundesnetzagentur entsprechende Neuberechnungen angestellt hat, bekannt ist. Gleichzeitig ist der durch die Neuberechnung entstehende Folgeaufwand überschaubar, da anzunehmen ist, dass nicht alle Netzbetreiber von dem Datenfehler in erheblicher Weise betroffen sind, sondern lediglich besonders lastundichte Netzbetreiber. Dies folgt daraus, dass die P. eine sehr geringe Lastdichte aufweisen und ihre fehlerhafte Datenmeldung daher in einem Bereich der Referenzwertfunktion liegt, in dem nur wenige Datenpunkte den Verlauf der Funktion für die lastundichten Netzbetreiber maßgeblich bestimmen.
4. Die Bundesnetzagentur ist danach zur Neuberechnung des Qualitätselements für die Mittelspannung unter Zugrundelegung der Rechtsauffassung des Gerichts verpflichtet. Ein Vornahmebeschluss, mit dem die Bundesnetzagentur zur Festlegung eines bestimmten Malus zu verpflichten war, kommt demgegenüber nicht in Betracht, da die Bundesnetzagentur die sich aus einer Korrektur der fehlerhaften Datenmeldung der P. ergebenden wirtschaftlichen Folgen im Verfahrensverlauf lediglich zur Veranschaulichung ermittelt hat. Der Senat kann nicht feststellen, dass die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Neuberechnung auf abschließend geprüften, korrigierten Daten beruht.
Dahinstehen kann nach alledem, ob die Datenmeldung der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast derart auffällig war, dass die Bundesnetzagentur diese im Rahmen der Datenerhebung – über die von ihr diesbezüglich vorgenommenen Maßnahmen hinaus – hätte weiter plausibilisieren und die Datenmeldung ggfs. unberücksichtigt lassen müssen. Gleichfalls kommt es nicht darauf an, ob die Bundesnetzagentur die Datenmeldung der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast aus statistischen oder ingenieurswissenschaftlichen Erwägungen jedenfalls als Ausreißer hätte identifizieren und aus der Berechnung hätte eliminieren müssen, wie von der Beschwerdeführerin zunächst geltend gemacht worden war.
III. Unbeschadet der nicht entscheidungserheblichen Frage des pflichtgemäßen Umgangs der Bundesnetzagentur mit der Datenmeldung der P. hat die Bundesnetzagentur den Sachverhalt im Übrigen vollständig ermittelt. Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin begegnet ihr Vorgehen bei der Plausibilisierung der Daten der einzelnen Netzbetreiber, die in die Untersuchungen geeigneter Referenzwertfunktionen für die Qualitätsvorgabe und sodann in die Referenzwertfunktion eingeflossen sind, keinen Bedenken.
1. Die standardisierte Vorgehensweise der Bundesnetzagentur, wie sie im Einzelnen auf Bl. 1129 ff. und 2022 ff. des VV Methodik dokumentiert ist, ist geeignet, eine vollständige Plausibilisierung der von den Netzbetreibern aufgrund der Festlegung zur Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements vom 06.06.2016 (Az. BK8-15/001) übermittelten Daten zu erreichen und damit eine taugliche Datengrundlage für den Qualitätsvergleich zu schaffen.
1.1. Die Bundesnetzagentur hat die von den Netzbetreibern mitgeteilten Daten, die sie aufgrund einheitlicher, für alle Netzbetreiber verbindlicher und auch – von der Beschwerdeführerin unwidersprochen – verständlicher Datendefinitionen erhoben hat, zunächst dadurch plausibilisiert, dass sie – nach einer Vollzähligkeits- und Vollständigkeitsprüfung - mittels des von ihr verwendeten Prüftools eine umfangreiche Plausibilitätsprüfung der streitgegenständlichen Daten durch einen Abgleich mit anderweitig erhobenen Daten durchgeführt hat. So hat sie insbesondere die ihr vorliegenden Datenmeldungen mit den Datenmeldungen zu den Versorgungsunterbrechungen nach § 52 EnWG der Jahre 2013-2015 abgeglichen. Ergänzend hierzu hat sie die Erhebungsbögen der Verteilernetzbetreiber den Landesregulierungsbehörden, in deren Zuständigkeit diese jeweils fallen, am 05.09.2016 übermittelt und hat deren Rückmeldungen zu nicht plausiblen Angaben aufgegriffen. Soweit die Beschwerdeführerin moniert, dass unklar bleibe, worauf sich die Plausibilitätsprüfung durch die Landesregulierungsbehörden im Einzelnen bezogen hat, so ergibt sich aus dem Kontext des Verwaltungsverfahrens, dass jedenfalls ein Abgleich mit den bei den Landesregulierungsbehörden vorhandenen Daten erfolgt ist. Zweifel an der Richtigkeit des Vorbringens der Bundesnetzagentur, wonach sämtliche Landesregulierungsbehörden diesbezügliche Rückmeldungen eingereicht hätten, die lediglich nicht alle in den Verwaltungsvorgang Methodik aufgenommen worden seien, bestehen nicht.
Darüber hinaus hat sich die Bundesnetzagentur nicht auf einen Quervergleich mit bereits bekannten, in anderen regulierungsrechtlichen Kontexten übermittelten Daten beschränkt, bei dem zum einen konsistent unzutreffend übermittelte Daten nicht aufgefallen wären und der zum anderen für die Lastdichte wegen der geänderten Parameterdefinition nicht aussagekräftig gewesen wäre. Sie hat die ihr übermittelten Struktur- und Kostendaten vielmehr weitergehend auf ihre Plausibilität geprüft. Ausweislich des Verwaltungsvorgangs hat sie zum einen selbst Logikprüfungen durchgeführt. So hat sie ausweislich Bl. 2007 des Verwaltungsvorgangs Methodik beispielsweise eine nicht plausible Angabe angenommen, wenn Verteilernetzbetreiber eine von der zeitgleichen Jahreshöchstlast abweichende korrigierte zeitgleiche Jahreshöchstlast angegeben hatten und gleichzeitig keine Anschlusspunkte zur Übergabe von Energie an fremde Verteilernetzbetreiber über die gleiche Spannungs- bzw. Umspannebene vorlagen, da die korrigierte zeitgleiche Jahreshöchstlast genau um die Entnahmen von horizontal angebundenen, fremden Verteilernetzbetreibern zu bereinigen waren. Zum anderen ist auch durch die Consentec GmbH als Gutachterin eine Plausibilitätskontrolle, etwa durch Querprüfungen über alle beteiligten Netzbetreiber, durchgeführt worden und sind die Netzbetreiber zu hierbei auffälligen Daten angeschrieben worden.
Schließlich hat die Bundesnetzagentur zum Abschluss der Plausibilisierungsphase Datenquittungen mit den von ihr als plausibel angesehenen Daten an die Netzbetreiber zu einer finalen Überprüfung übersandt.
1.2. Diese Vorgehensweise der Bundesnetzagentur ist nicht zu beanstanden. Sie war geeignet, jedenfalls erkennbar unplausible Daten der betroffenen Netzbetreiber zu identifizieren. Weitere standardisierte Schritte zur Plausibilitätsprüfung musste die Bundesnetzagentur nicht vorsehen. Insbesondere war eine allgemeine ergänzende Prüfung der erhobenen Daten auf ihre energiewirtschaftliche bzw. ingenieurwissenschaftliche Plausibilität ohne konkreten Anlass nicht erforderlich.
Die Plausibilisierung allein der Struktur- und Kostendaten der insgesamt 190 beteiligten Verteilernetzbetreiber war bereits auf 14 Prüfer (Prüfgruppen) verteilt. Insgesamt hat sich der Plausibilisierungsprozess über einen Zeitraum von über einem halben Jahr erstreckt. Eine über die bisherige Prüfroutine hinausgehende standardisierte Prüfroutine bezogen auf alle Daten, die sich etwa – wie von der Beschwerdeführerin vorgeschlagen – auch auf die Überprüfung des Verhältnisses von Jahreshöchstlast zur Anzahl der Letztverbraucher, die Untersuchung der Auslastung der Trafoleistung zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast auf einen Wert unter 20 % (als Hinweis auf Datenfehler oder eine spezielle Netzsituation) oder die Prüfung der Daten auf erhebliche Veränderungen von Parametern bei Netzbetreibern im Zeitablauf erstrecken würde, wäre mit weiterem erheblichem Aufwand verbunden, der die Durchführung der Qualitätsregulierung in einem zeitlich angemessenen Rahmen gefährden würde. Denn eine standardisierte ingenieurswissenschaftliche Prüfroutine könnte zwar für die Identifikation auffälliger Werte auf die elektronische Datenverarbeitung zurückgreifen, gleichwohl wäre die Bundesnetzagentur im Anschluss gehalten, die Daten – auch unter Würdigung struktureller Besonderheiten der jeweiligen Netzbetreiber – zu plausibilisieren. Ein derartiger Mehraufwand ist der Bundesnetzagentur nicht möglich, jedenfalls aber nicht zumutbar.
Dies gilt umso mehr als die Bundesnetzagentur davon ausgehen darf, dass die Betreiber von Energieversorgungsnetzen ihren gesetzlichen Meldepflichten gewissenhaft nachkommen und grundsätzlich richtige Daten an die Bundesnetzagentur liefern (BGH, Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 47 ff.; Senat, Beschluss vom 17.02.2016, VI-3 Kart 139/12 [V], BeckRS 2016, 06876, Rn. 39). Aus § 27 Abs. 1 S. 2 Nr. 4 ARegV, wonach die Regulierungsbehörde die zur Bestimmung des Qualitätselements erforderlichen Daten durch Einholung von Auskünften bei den Netzbetreibern erhebt, lässt sich eine Verpflichtung der Netzbetreiber zu vollständigen und wahrheitsgemäßen Angaben entnehmen. Der Bundesgerichtshof (a.a.O.) geht deshalb davon aus, dass bei einer Überprüfung und Plausibilisierung der jeweils aktuellen Datenmeldung nach § 52 EnWG – mithin einem Abgleich mit anderen im regulatorischen Kontext gemeldeten Daten - eine hinreichende Sicherung bestehe, dass nur belastbare Daten verwendet werden. Auch der Verordnungsgeber war deshalb nach höchstrichterlicher Rechtsprechung nicht gehalten, weitergehende Maßnahmen zur Überprüfung der Daten durch die Bundesnetzagentur oder die Gerichte vorzusehen und durfte unter anderem davon ausgehen, dass Anlass zu einer näheren Überprüfung nur dann besteht, wenn konkrete Anhaltspunkte vorliegen, die Zweifel an der Richtigkeit der übermittelten Daten begründen.
2. Die von der Bundesnetzagentur durchgeführte Datenplausibilisierung ist nach diesem Maßstab auch nicht deshalb unzureichend, weil diese es versäumt hätte, energiewirtschaftlich ersichtlich auffällige Daten einzelner Netzbetreiber weiter zu plausibilisieren. Der Umstand, dass es einzelne Datenmeldungen gibt, die einen ASIDI nahe Null, eine Veränderung des ASIDI um 100 % oder deutliche Veränderungen der Lastdichte im Verhältnis zu vorangegangenen Datenmeldung aufweisen, rechtfertigt, wie im Einzelnen noch unter IV.2.1. zur Belastbarkeit der Datengrundlage auszuführen sein wird, nicht die Annahme, dass die Daten energiewirtschaftlich unplausibel sind. Konkrete Anhaltspunkte, die Zweifel an der Richtigkeit der Daten begründen, liegen schon deshalb nicht vor.
IV. Zudem hat die Bundesnetzagentur – abgesehen von der bereits aufgezeigten Berücksichtigung der fehlerhaften Angabe der P. zur zeitgleichen Jahreshöchstlast - die Referenzwertfunktion in rechtmäßiger Weise ermittelt.
1. Die Bundesnetzagentur hat zunächst das ihr zustehende Regulierungsermessen bei der von Gesetz- und Verordnungsgeber vorgegebenen Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede in der Mittelspannungsebene durch die Auswahl der Lastdichte als alleinigen Parameter der Referenzwertfunktion sachgerecht ausgeübt.
1.1. § 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG bestimmt, dass bei der Ermittlung von Qualitätsvorgaben Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Diese Vorgabe des Gesetzgebers hat der Verordnungsgeber in § 20 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV dahingehend präzisiert, dass bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, wobei dies durch Gruppenbildung erfolgen kann, die indes nicht zwingend vorgeschrieben und von der Bundesnetzagentur auch nicht vorgenommen worden ist. Den gesetzlichen Vorgaben lässt sich der Auftrag an die Regulierungsbehörde entnehmen, bei der Bestimmung des Qualitätselements dem Umstand Rechnung zu tragen, dass die Versorgungsstruktur eine starke, vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare Wirkung auf die Netzzuverlässigkeit hat und das Qualitätsniveau im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Relation etwa in ländlichen Gebieten geringer sein kann als in städtischen Gebieten (vgl. BGH, Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 55).
Die Entscheidung der Bundesnetzagentur, durch welche methodische Vorgehensweise einzelnen strukturellen Besonderheiten Rechnung getragen wird, ist dabei nur dann rechtsfehlerhaft, wenn objektiv gegebene Besonderheiten gänzlich unberücksichtigt geblieben sind, wenn ihre Bedeutung verkannt wurde oder wenn die Art und Weise, in der sie berücksichtigt wurden, nicht geeignet ist, um angemessene Ergebnisse zu erzielen (vgl. BGH, Beschluss vom 12.06.2018, EnVR 53/16, BeckRS 2018, 15505, Rn. 56 zum diesbezüglichen Beurteilungs- bzw. Ermessenspielraum der Bundesnetzagentur beim Effizienzvergleich).
1.2. Nicht beanstandet wird von der Beschwerdeführerin die grundsätzliche Eignung der Lastdichte als Strukturparameter zur Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede.
Ausweislich des Consentec-Gutachtens 2017 ist angesichts der Ergebnisse der Signifikanz-Tests (u.a. der Tests nach Kolmogoroff & Smirnoff, sog. KS-Tests), des plausiblen Verlaufs der Regressionsfunktion und des hohen Bestimmtheitsmaßes von R²=0,612 der Zusammenhang zwischen der Zuverlässigkeitskennzahl ASIDI und dem Strukturparameter Lastdichte hinreichend belastbar für die Berücksichtigung struktureller Unterschiede bei der Ermittlung des Qualitätselements. Dieses Ergebnis wird im im Einzelnen nachvollziehbar begründet. Insbesondere ist die Signifikanz des Parameters statistisch mit einer Irrtumswahrscheinlichkeit von 0,1 % abgesichert. Hiergegen hat die Beschwerdeführerin keine Einwendungen erhoben.
1.3. Die Bundesnetzagentur hat rechtsfehlerfrei davon abgesehen, nicht zusätzlich auch auf den Strukturparameter Verkabelungsgrad - oder als dessen Gegenstück den Strukturparameter Freileitungsanteil - abzustellen. Im angefochtenen Beschluss hat sie dies damit begründet, dass der Verkabelungsgrad zum einen für sich gesehen im Vergleich zu anderen getesteten Parametern nicht bzw. nicht besser geeignet sei, gebietsstrukturelle Unterschiede abzubilden. Zum anderen sei der Verkabelungsgrad darüber hinaus ein Beispiel für eine maßgeblich durch den Netzbetreiber beeinflussbare, endogene Größe. Es liege in der Entscheidung des Netzbetreibers, wie er sein Netz realisiere, ob er es beispielsweise verkabelt oder als Freileitungsnetz auslege. Der Untersuchung der Bestimmung der Referenzwerte sei eine ganzheitliche ingenieurwissenschaftliche und statistische Analyse zu Grunde zu legen. Insofern seien Parameter, die im Vergleich zum Kabelanteil eher auf äußere Einflüsse zurückzuführen (also exogen) seien, dem Kabelanteil vorzuziehen. Bei der Berücksichtigung des endogenen Kabelanteils bestünde die Gefahr, dass Fehlanreize gesetzt würden. Diese Erwägungen weisen keine Beurteilungsfehler auf.
1.3.1. Bei dem Verkabelungsgrad handelt es sich um einen maßgeblich endogen geprägten Faktor.
Ausgehend von der Erwartung einer mit dem Kabelanteil steigenden Netzzuverlässigkeit, die so im Consentec-Gutachten 2010, (Bl. 75 bzw. Bild 3.16) bestätigt wird und die auf die größere Störungsanfälligkeit von Freileitungen zurückzuführen ist, ist es im Ausgangspunkt eine wirtschaftliche Entscheidung des einzelnen Netzbetreiber, ob er die Versorgungszuverlässigkeit durch die Erhöhung des Verkabelungsgrads bei gleichzeitig größerem Investitionsbedarf steigern möchte oder nicht. Der gegenwärtige Zustand eines jeden Netzes ist insoweit Ausdruck der in der Vergangenheit getroffenen Entscheidungen eines jeden Netzbetreibers, wie er sein Netz ausgestalten möchte.
Zwar weist die Beschwerdeführerin zutreffend darauf hin, dass die von einem Netzbetreiber zu treffende Entscheidung, ob eine einzelne Leitung verkabelt oder als Freileitung verlegt wird, auch durch exogene Einflüsse, namentlich die Bodenklassen und Besiedlungsdichte sowie regulatorische und politische Vorgaben, beeinflusst und im Einzelfall sogar determiniert sein kann. So ist etwa denkbar, dass ein Netzbetreiber schon durch die Vorgaben der Kommune im Konzessionsverfahren gezwungen ist, verbleibende Freileitungen zu verkabeln, oder dass die geologischen und topographischen Besonderheiten in einem Netzgebiet die Verkabelung völlig unwirtschaftlich erscheinen lassen, so dass tatsächlich kein Entscheidungsspielraum des Netzbetreibers mehr besteht.
Eine endogene Charakteristik kann dem Verkabelungsgrad deshalb aber nicht abgesprochen werden. Denn die in Betracht kommenden exogenen Einflussfaktoren sind vielfältig und treten bei jedem Netzbetreiber in unterschiedlichem Maße auf, so dass sie nicht als allgemeingültig angesehen werden können. Dass sie den grundsätzlich bestehenden Entscheidungsspielraum des einzelnen Netzbetreibers hinsichtlich der Ausgestaltung seines Netzes in einem solchen Umfang überlagern würden, dass dieser in der Regel nicht mehr zum Tragen käme, ist nicht ersichtlich. Bei der vorzunehmenden generalisierenden Betrachtungsweise bleibt deshalb der Verkabelungsgrad in erster Linie Gegenstand einer wirtschaftlichen Entscheidung des Netzbetreibers, die erst in zweiter Linie in im Einzelfall unterschiedlichem Ausmaß durch endogene Einflüsse beeinflusst oder sogar vorgegeben wird.
1.3.2. Auch die Annahme der Bundesnetzagentur, dass dem Verkabelungsgrad als maßgeblich endogen geprägten Strukturparameter aus ingenieurswissenschaftlicher Sicht solche Strukturparameter vorzuziehen sind, die maßgeblich durch exogene Einflüsse geprägt sind, ist nicht zu beanstanden.
Endogene und exogene Einflussfaktoren können zwar einen vergleichbar hohen Erklärungsgehalt für die Versorgungszuverlässigkeit haben. Sie sind aber nicht allein anhand dieses Bedeutungsgehalts zu beurteilen, sondern vielmehr qualitativ in ihrer Eignung als Parameter der Referenzwertfunktion deutlich zu unterscheiden. Endogene Einflussfaktoren sollten, worauf im angefochtenen Beschluss unter Bezugnahme auf die Consentec-Gutachten zutreffend hingewiesen wird, als regulatorische Parameter möglichst nicht berücksichtigt werden, da die Abbildung von Struktureinflüssen auf die Versorgungsgebiete und ihre Strukturmerkmale abhebt, denen jeder Netzbetreiber gleichermaßen ausgesetzt ist. Die Referenzwerte sollen gerade nicht die Wirkungen der für die Netzzuverlässigkeit relevanten Entscheidungen eines Netzbetreibers abbilden, sondern nur die durch äußere Einflussfaktoren bedingten Niveauunterschiede reflektieren.
Hinzu kommt, dass die Berücksichtigung eines endogen geprägten Strukturparameters geeignet sein kann, Fehlanreize zu setzen. Wenn der Verkabelungsgrad als Strukturparameter in die Referenzwertermittlung einfließt, hat die Entscheidung des Netzbetreibers für eine Freileitung Auswirkungen auf dessen Bewertung im Rahmen der Qualitätsregulierung, da hierdurch die für den einzelnen Netzbetreiber relevante Kennzahlenvorgabe gesenkt werden kann. Gleichzeitig steigt zwar hierdurch auch die Störanfälligkeit der Leitung, d.h. die Ausfallzeiten steigen. Ob dies im konkreten Fall zu wirtschaftlichen Vor- oder Nachteilen führt oder sich die genannten Wirkungen neutralisieren, kann nicht pauschal beantwortet werden. Es kann daher im Einzelfall nicht ausgeschlossen werden, dass ein Netzbetreiber versuchen wird, durch seine Entscheidung etwa für eine Freileitung das Ergebnis der Qualitätsregulierung zu seinen Gunsten zu manipulieren.
1.3.3. Ausgehend von diesen Feststellungen ist es sachangemessen und steht im Einklang mit den Vorgaben des § 20 Abs. 2 und Abs. 3 ARegV, dass die Bundesnetzagentur allein auf Grundlage der aufgezeigten ingenieurwissenschaftlichen Erwägungen die statistische Signifikanz einer Kombination der Strukturparameter Verkabelungsgrad und Lastdichte nicht weiter untersucht und gleichwohl von der Berücksichtigung einer Kombination der Strukturparameter Lastdichte und Verkabelungsgrad abgesehen hat. Die von ihr angestellten ingenieurswissenschaftlichen Erwägungen tragen diese Entscheidung.
Wie von der Bundesnetzagentur im angefochtenen Beschluss ausgeführt, ist der ingenieurwissenschaftliche Ansatz nicht ausreichend zur Beurteilung in Frage kommender Strukturparameter und zur Identifikation potentiell geeigneter Funktionsformen. Um beurteilen zu können, ob ein solcher Funktionszusammenhang in der Realität auch tatsächlich statistisch signifikant vorliegt, sind statistische Analysen durchzuführen. Gleichzeitig aber sollen solche Parameter und Funktionszusammenhänge, die zwar statistisch signifikant erscheinen, aus ingenieurwissenschaftlicher Perspektive aber nicht plausibel sind, für die Referenzwertermittlung nicht herangezogen werden. Dies entspricht der Rechtsprechung des Senats, wonach die statistische Bedeutsamkeit eines Strukturparameters für die Versorgungssicherheit anhand eines ingenieurwissenschaftlichen Untersuchungsansatzes zu beurteilen ist (Beschluss vom 17.02.2016, VI-3 Kart 139/12 [V], BeckRS 2016, 06876, Rn. 90 ff).
Im Streitfall rechtfertigen bereits die von der Bundesnetzagentur angestellten ingenieurswissenschaftlichen Erwägungen, von einer Berücksichtigung des Verkabelungsgrads als weiterem Strukturparameter der Referenzwertfunktion neben dem Strukturparameter Lastdichte abzusehen.
Zunächst steht der Hinzunahme des Strukturparameters Verkabelungsgrad die bereits dargelegte, grundsätzliche Erwägung entgegen, dass endogen geprägte Parameter zur Abbildung gebietsspezifischer Unterschiede weniger geeignet sind als exogen geprägte Parameter. Durch die Berücksichtigung des Verkabelungsgrads würden auch gebietsstrukturelle Unterschiede, die auf den – vergangenen oder gegenwärtigen – wirtschaftlichen Entscheidungen des einzelnen Netzbetreibers beruhen, in die Referenzwertfunktion und damit die jeweils anzuwendenden Referenzwerte Eingang finden, was nicht sachgerecht wäre.
Hinzu kommt, dass durch den exogenen Strukturparameter Lastdichte gebietsstrukturelle Unterschiede belastbar und schlüssig abgebildet werden, was auch durch das mit R²=0,612 erhebliche Bestimmtheitsmaß zum Ausdruck gebracht wird, und Verkabelungsgrad und Lastdichte grundsätzlich gleichgerichtet und in ihrer Wirkung auf das Modell überwiegend wiederholend sind. Aus den Feststellungen im Consentec-Gutachten 2010 (Schaubild 3.32) ergibt sich, dass der Kabelanteil bei Netzbetreibern mit einer Lastdichte >500 kW/km² nur eine untergeordnete Rolle spielt und überwiegend eine Korrelation mit dem Strukturparameter Lastdichte vorliegt. Eine statistische Signifikanz hat er – wegen erheblicher Unterschiede beim Verkabelungsgrad – ohnehin nur bei den lastundichten Netzbetreibern.
Es ist deshalb beurteilungsfehlerfrei, wenn die Bundesnetzagentur – unabhängig von der rein statistischen Betrachtung einer möglichen Parameterkombination aus Lastdichte und Verkabelungsgrad – annimmt, dass das Abstellen auf die Lastdichte als alleiniger Strukturparameter der Parameterkombination aus Lastdichte und Verkabelungsgrad vorzugswürdig ist.
Der Senat verkennt dabei nicht, dass die Nichtberücksichtigung des Verkabelungsgrads innerhalb der Gruppe lastundichter Netzbetreiber wegen der größeren Unterschiede beim Verkabelungsgrad dazu führen kann, dass es für Netzbetreiber mit einem verhältnismäßig hohen Freileitungsanteil wegen der hiermit üblicherweise einhergehenden höheren Störanfälligkeit und des in der Folge höheren ASIDI schwerer sein kann, den sich für sie ergebenden Referenzwert einzuhalten. Dies kann im Einzelfall auch durch von außen an sie herangetragene (exogene) Faktoren bedingt sein, etwa durch eine besondere Bodenbeschaffenheit, die eine Verkabelung unwirtschaftlich macht. Daraus folgt aber keine ungerechtfertigte Schlechterstellung dieser Netzbetreiber gegenüber denjenigen Netzbetreibern mit geringer Lastdichte, aber verhältnismäßig hohem Kabelanteil. Unschärfen durch ausgelassene exogene Faktoren lassen sich nicht vollständig vermeiden, da ersichtlich nicht alle von außen an das Netz herangetragenen Besonderheiten, die die Gebietsstruktur prägen, in der Referenzwertfunktion vollständig reflektiert werden können. Dies gilt schon deshalb, weil diese nicht für jeden einzelnen Netzbetreiber identifiziert und klar von endogenen Faktoren abgegrenzt werden können, wie gerade das Beispiel des Verkabelungsgrads zeigt. Solche Unschärfen sind daher systemimmanent und hinzunehmen, soweit die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur sicherstellt, dass die Qualitätsvorgaben soweit wie möglich die Netzzuverlässigkeit eines Netzbetreibers mit gleicher Lastdichte ohne Verzerrung durch von außen herangetragene gebietsstrukturelle Unterschiede abbilden. Dies ist hier der Fall.
1.3.4. Hiervon abgesehen spricht auch die statistische Betrachtung gegen eine bessere Eignung der Parameterkombination zur Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede als die des ausschließlich herangezogenen Parameters Lastdichte.
Die Bundesnetzagentur hat in der Beschwerdeerwiderung ergänzend darauf verwiesen, dass sich der Erklärungsgehalt des resultierenden Modells bei Hinzunahme des Parameters Verkabelungsgrad nur geringfügig auf ein Bestimmtheitsmaß R²=0,66 verbessern würde. Gleichzeitig aber würde bei der Hinzunahme des Strukturparameters Verkabelungsgrad zum Strukturparameter Lastdichte der Wert des Koeffizienten c von bisher 0,9262 auf einen Wert von 1,2618 steigen und damit außerhalb der ingenieurwissenschaftlich plausiblen Bandbreite von 0,5 bis 1 liegen (vgl. Senat, Beschluss vom 17.02.2016, VI-3 Kart 245/12 [V], Rn. 90, juris). Es ist sachangemessen, auf die Hinzunahme eines ingenieurwissenschaftlich ohnehin weniger geeigneten Parameters zu verzichten, wenn sich durch die Hinzunahme des Parameters das Bestimmtheitsmaß nur geringfügig, hier um ca. 0,05, verändert. Dies gilt umso mehr, wenn dadurch gleichzeitig ein nicht mehr plausibler Wert des Regressionskoeffizienten c auftritt. Die Verwendung der von der Beschwerdeführerin geltend gemachten Parameterkonstellation wäre in der vorzunehmenden Gesamtschau mithin sogar deutlich weniger geeignet, ein sachangemesseneres Ergebnis zu erzielen, als der von der Bundesnetzagentur verwendete ausschließliche Parameter Lastdichte.
1.3.5. Eine Mitberücksichtigung des Verkabelungsgrads ist schließlich auch nicht deshalb geboten, weil dieser in der Effizienzbewertung im Rahmen des Effizienzvergleichs Berücksichtigung findet.
Die Bundesnetzagentur hat im angefochtenen Beschluss keine tragfähigen Gründe für eine vollständige Kongruenz zwischen den Strukturparametern zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede in der Effizienzbewertung einerseits und in der Qualitätsbewertung andererseits gesehen. Die kostentreibende Wirkung des Verkabelungsgrads sei unmittelbar nachvollziehbar, dessen Wirkung auf die Netzzuverlässigkeit habe jedoch nicht festgestellt werden können. Bereits sachlich müssten Kostentreiber nicht gleichzeitig Qualitätstreiber sein.
Diese Bewertung ist nicht zu beanstanden. Zwar hat der Bundesgerichtshof in seinem Beschluss vom 22.07.2014 (EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 62 ff.) eine Wechselwirkung zwischen Qualitätselement und Effizienzvergleich anknüpfend an § 21a Abs. 5 S. 1 EnWG anerkannt. Danach hat der Verordnungsgeber von einer möglichen Integration der Versorgungsqualität in den Effizienzvergleich (vorerst) abgesehen und stattdessen die Bestimmung des Qualitätselements nach §§ 19, 20 ARegV als zusätzliches Element neben den Effizienzvergleich nach §§ 12-14 ARegV in die Regulierungsformel eingefügt. Hieraus folgt allerdings nicht, dass dieser Ausgleich deckungsgleich und das Qualitätselement ein genaues Korrektiv für den Effizienzvergleich sein muss. Weder sachliche noch rechtliche Gründen gebieten eine vollständige Kongruenz zwischen den Parameteransätzen zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede bei der Effizienzbewertung einerseits und der Qualitätsbewertung andererseits.
Dass die mit der Bereitstellung einer höheren Versorgungsqualität verbundenen Kosten dem Netzbetreiber im Effizienzvergleich nicht zum Nachteil gereichen, führt nicht im Umkehrschluss dazu, dass der Verkabelungsgrad auch im Rahmen der Qualitätsregulierung zu berücksichtigen ist. Die vom Verordnungsgeber vorgesehene Wechselwirkung liegt nur insoweit vor, als dass die Qualitätsregulierung die in der Anreizregulierung drohende, systembedingte Vernachlässigung der Versorgungssicherheit verhindern soll (vgl. hierzu unter Hinweis auf den Anreizregulierungsbericht der Bundesnetzagentur 2006 Hummel in: Danner/Theobald, Energierecht, 93. EL, § 18 ARegV Rn. 6). Dies wird dadurch erreicht, dass durch die Qualitätsregulierung sichergestellt wird, dass sich mit der Bereitstellung einer höheren Versorgungsqualität verbundene Kosten nicht zulasten des Netzbetreibers auf seine Erlösobergrenze auswirken. Eine allgemeine Vorgabe, wonach im Rahmen der Qualitätswertbestimmung stets auch zu beurteilen ist, mit welchem Erfolg die für eine bestimmte Maßnahme zur Verbesserung der Versorgungsqualität, hier die Verkabelung von Leitungen, genehmigten Kosten des Netzbetreibers auch tatsächlich zur Verbesserung der Versorgungsqualität beigetragen haben, folgt hieraus nicht. Dies liefe auf eine Deckungsgleichheit bei der effizienz- und qualitätsbezogenen Betrachtungsweise einzelner Investitionsmaßnahmen hinaus, die gerade nicht verlangt wird.
2. Es liegen des Weiteren keine belastbaren Anhaltspunkte dafür vor, dass die von den Gutachtern der Bundesnetzagentur durchgeführte Regressionsanalyse für Netze in der Mittelspannung auf einer fehlerhaften Datengrundlage beruht. Die hohe Datenqualität, die bei datengetriebenen Regulierungsprozessen notwendig ist, um eine robuste Regulierung zu ermöglichen (Hermann/Stracke/Westermann in: Holznagel/Schütz, ARegV, 2. Aufl. 2019, § 19, Rn. 19; Hilpert in: BerlK-EnR, a.a.O., § 19 ARegV, Rn. 21), ist vielmehr gewahrt.
2.1. Der Einwand der Beschwerdeführerin, in die Datengrundlage seien in erheblichem Umfange Daten eingeflossen, die energietechnisch nicht plausibel und deshalb unrichtig seien, greift nicht durch. Es liegen schon keine hinreichenden Anhaltspunkte dafür vor, dass entsprechende Datenmeldungen unplausibel sind, so dass nicht von deren Unrichtigkeit ausgegangen werden kann.
2.1.1. Es kann nicht angenommen werden, dass es - wie von der Beschwerdeführerin behauptet - energietechnisch nicht plausibel sei, wenn ein Netzbetreiber einen ASIDI nahe Null hat.
Ausweislich des Vorbringens der Bundesnetzagentur sind aus netztechnischer Sicht Zuverlässigkeitskennzahlen nahe 0 min/a plausibel. Die Netzzuverlässigkeit in den Hoch- und Höchstspannungsnetzen müsse danach (zwangsläufig) nahe 0 min/a sein, was durch den als Anlage BG 3 vorgelegten Auszug aus anonymisierten Veröffentlichungen zu Versorgungsunterbrechungen belegt werde. Diese Werte könnten und müssten somit in den Mittelspannungsnetzen ebenfalls erreicht werden, insbesondere wenn sie erdverkabelt oder redundant ausgelegt seien sowie einen vergleichsweise hohen Automatisierungsgrad aufwiesen. Zusätzlich würden „sonstige geplante“ Versorgungsunterbrechungen bei der Ermittlung der Qualitätselemente nur zu 50 % berücksichtigt, was zu einer weiteren Reduzierung ihres Einflusses auf die Zuverlässigkeitskennzahl beiträgt. Für die Richtigkeit dieses Vorbringens spricht, dass es ausweislich der in Bild 5.5. auf S. 36 des Consentec-Gutachtens 2017 gezeigten Punktewolke im ASIDI-Lastdichte-Diagramm zahlreiche Netzbetreiber mit einer äußerst geringen Lastdichte nahe Null gibt.
Auch informiert die Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite unter dem Unterpunkt „Einzelstörungsdaten der gemeldeten Versorgungsunterbrechungen“ darüber, dass Abweichungen zu der Anzahl an Netzbetreibern im jeweiligen Berichtsjahr aufgrund von Leermeldungen möglich seien, was bedeute, dass im Netzgebiet des Netzbetreibers im Berichtsjahr keine Versorgungsunterbrechung vorgelegen habe.
Danach handelt es sich bei ASIDI-Werten von Null oder nahe Null um einen in der Regulierungspraxis offenbar regelmäßig anzutreffenden Umstand, so dass es konkreteren Vorbringens der Beschwerdeführerin dazu bedurft hätte, aus welchen Gründen ASIDI-Werte nahe Null energietechnisch nicht möglich sein sollen.
2.1.2. Entsprechendes gilt, soweit die Beschwerdeführerin pauschal geltend macht, dass sich eine Veränderung des ASIDI um 100 % nicht mit einer Verbesserung der Netzzuverlässigkeit oder Zufallskomponenten erklären lasse und deshalb ebenfalls netztechnisch nicht plausibel sei. Es ist gerichtsbekannt, dass sich gerade Witterungsereignisse in erheblichem Umfang auf den Umfang von Versorgungsstörungen auswirken können, so dass eine derartige Veränderung des ASIDI-Wertes nicht ausgeschlossen erscheint. Gerade weil in der Mittelspannung im Einzelfall auch sehr geringe Netzzuverlässigkeitszahlen möglich sind, ist anzunehmen, dass gerade Zufallskomponenten wie Witterungsereignisse zu erheblichen Veränderungen des ASIDI führen können.
2.1.3. Auch das Vorbringen, eine starke Veränderung der Lastdichte einzelner Netzbetreiber sei bereits energietechnisch nicht plausibel, ist schon deshalb unzutreffend, weil die Bundesnetzagentur im Vergleich zur vorangegangenen Qualitätsregulierung die Datendefinition durch Bereinigung der Jahreshöchstlast um den Anteil der Lasten der horizontal angeschlossenen Weiterverteiler, sofern diese Weiterverteiler an das Netz angeschlossen sind, verändert hat. Dies kann im Einzelfall, wie etwa konkret im Falle der P., zu einer deutlich abweichenden zeitgleichen Jahreshöchstlast führen, hier zu einer – wie unter I. dargestellt richtigerweise anzunehmenden - Reduzierung um ca. ¼, was sich wiederum unmittelbar auf die Lastdichte als den Quotient aus der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen und der geographischen Fläche auswirkt.
2.2. Soweit die Beschwerdeführerin schließlich im Verfahrensverlauf auf ihrer Ansicht nach unplausible Datenmeldungen der zeitgleichen Jahreshöchstlast durch die Stadtwerke N. und die Stadtwerke E. für einzelne Jahre verwiesen hat, kann dahinstehen, ob die Datenmeldungen unrichtig sind. Denn die Beschwerdeführerin hat schon nicht dargetan, dass diese Datenmeldungen geeignet wären, die Referenzwertfunktion in für sie relevanter Weise zu beeinflussen.
2.3. Die Datengrundlage der Regressionsanalyse ist auch nicht deshalb zu beanstanden, weil sie Ausreißer enthielte, die bei einer dem Stand der Wissenschaft entsprechenden Vorgehensweise aus der Datengrundlage hätten entfernt werden müssen.
2.3.1. Eine Ausreißeranalyse war allerdings nicht schon deshalb entbehrlich, weil ihre Durchführung in der ARegV nicht ausdrücklich angeordnet ist. Zwar gilt die strenge Vorgabe in Anlage 3 Abs. 5 zur ARegV, wonach die Regulierungsbehörde Analysen zur Identifikation von extremen Effizienzwerten (Ausreißern) durchführt, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, und zu deren Ermittlung sie statistische Tests durchzuführen hat, nach dem Wortlaut der Verordnung ausschließlich für die Durchführung des Effizienzvergleichs gemäß § 12 ARegV. Eine korrespondierende Regelung findet sich in § 20 ARegV, der die Bestimmung des Qualitätselements regelt, gerade nicht.
Allerdings ist die Entscheidung, durch welche methodische Vorgehensweise einzelnen strukturellen Besonderheiten Rechnung getragen wird, rechtsfehlerhaft, wenn objektiv gegebene Besonderheiten gänzlich unberücksichtigt bleiben (BGH, Beschluss vom 12.06.2018, EnVR 53/16, BeckRS 2018, 15505, Rn. 56). Dabei ist die gesetzliche Vorgabe des § 21a Abs. 5 S. 5 EnWG zu beachten, wonach die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben so zu gestalten ist, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führen darf. Schon der Wortlaut des § 21a Abs. 5 S. 1 EnWG impliziert, dass der Gesetzgeber Qualitätsvorgaben i.S.d. § 21a Abs. 5 S. 2 und S. 3 EnWG als einen Baustein der Effizienzvorgaben ansieht, so dass die hierfür geltenden Anforderungen auch an die Qualitätsvorgaben zu stellen sind. Dies entspricht auch der regulierungsrechtlichen Systematik. Das Qualitätselement stellt sicher, dass die Einhaltung der Effizienzvorgaben nicht zulasten der Qualität der Energieversorgung geht, weil die Netzbetreiber die notwendigen Maßnahmen zur Sicherung der Netzzuverlässigkeit (unterbrechungsfreie Lieferung) und der Netzleistungsfähigkeit (Befriedigung der Nachfrage) unterlassen, §§ 18ff. ARegV (etwa Groebl in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. Aufl., § 21a Rn. 79, unter Hinweis auf vgl. BNetzA, Jahresbericht 2008, S. 157f.; Monopolkommission, Sondergutachten Nr. 54, Tz. 308f, beck-online), und ist damit Bestandteil der Ermittlung der Effizienzvorgaben. Die Ermittlung der Referenzwerte ist wiederum ein notwendiger Bestandteil der Ermittlung des Qualitätselements.
Eine Ausreißeranalyse stellt grundsätzlich ein geeignetes Mittel dar, um zu verhindern, dass das Gesamtergebnis durch einzelne Extremwerte unangemessen beeinflusst wird. Eine Ausreißeranalyse kommt dabei nicht nur als Mittel zur Bereinigung der Berechnung um zufällige Besonderheiten (insbesondere Datenfehler) in Betracht, sondern auch zur Identifikation und Aussonderung von Extremwerten, die sich aus subjektiven Besonderheiten einzelner Netze ergeben (BGH a.a.O., Rn. 59).
Dies hat auch die Bundesnetzagentur erkannt, die im angefochtenen Beschluss den Erwägungen ihrer Gutachter im Consentec-Gutachten 2017 folgend ausführt, dass eine Ausreißerkontrolle sinnvoll sei, weil zur Bestimmung des Qualitätselements regressionsanalytische Ansätze zur Anwendung kämen. Datenpunkte würden in Regressionsanalysen dann als Ausreißer behandelt, wenn sich das Bestimmtheitsmaß durch das Entfernen des Datenpunktes stark ändere und es dadurch zu einer Unter- oder Überschätzung des Bestimmtheitsmaßes komme oder wenn ein Datenpunkt einen dominierenden Einfluss auf den Funktionsverlauf aufweise.
2.3.2. Die von den Gutachtern der Bundesnetzagentur durchgeführte Ausreißerkontrolle, die dazu geführt hat, dass keine Datenpunkte aus der Datengrundlage entfernt worden sind, ist sowohl in der Methodik als auch in der konkreten Durchführung geeignet, sachangemessene Ergebnisse zu erzielen, und deshalb nicht zu beanstanden.
2.3.2.1. Die Vorgehensweise der Gutachter der Bundesnetzagentur, das ASIDI-Lastdichte-Diagramm (Bild 5.5. auf S. 36 des Consentec-Gutachtens 2017) visuell auf Ausreißer zu untersuchen, stellt im Streitfall eine sachangemessene Methode zur Identifikation von Extremwerten dar.
Die Beschwerdeführerin hat die grundsätzliche Tauglichkeit dieser Vorgehensweise zur Ermittlung von Ausreißern nicht in erheblicher Weise in Frage gestellt. Insbesondere kann nicht angenommen werden, dass mathematische Verfahren insoweit überlegen wären und es deshalb allein dem Stand der Wissenschaft entsprochen hätte, mathematische Verfahren zur Ausreißeranalyse anzuwenden.
Die Bundesnetzagentur hat im angefochtenen Beschluss unter Rückgriff auf die Überlegungen ihrer Gutachter im Consentec-Gutachten 2017 ausgeführt, dass typische mathematische Verfahren (wie etwa Cook-Distanz oder DFBETAS) zur Bestimmung von Ausreißern hier deshalb nicht angewendet werden, weil eine Gewichtung der Datenpunkte vorgenommen worden sei. Die Anwendung dieser Methoden würde automatisch zu einer Identifikation der Datenpunkte mit einem hohen Gewicht als Ausreißer führen, da diese die Funktion und das Bestimmtheitsmaß durch das gewählte Vorgehen stark beeinflussen. Dieser nachvollziehbaren Annahme der Bundesnetzagentur ist die Beschwerdeführerin nicht in erheblicher Weise entgegengetreten. Sie hat lediglich pauschal bestritten, dass eine derartige Ausreißeranalyse nicht sinnvoll möglich gewesen wäre, ohne dies näher zu begründen. Auch die von ihr beauftragten Gutachter haben im NERA-Gutachten (dort S. 39) lediglich ausgeführt, dass der Bundesnetzagentur-Gutachter nicht erläutert habe, weshalb etablierte Verfahren nicht anwendbar seien, ohne sich in der Sache mit der nachvollziehbaren Erwägung, dass die Gewichtung der Datenpunkte einer sinnvollen mathematischen Ausreißerprüfung entgegensteht, auseinanderzusetzen. Sie haben vielmehr dahingehend argumentiert, dass, wenn die Gewichtung standardisierten Verfahren tatsächlich im Wege stehen sollte, eine ungewichtete Regression hätte durchgeführt und Standardverfahren zur Ausreißeridentifikation auf dieser Basis hätten Anwendung finden können. Selbst die Gutachter der Beschwerdeführerin halten es mithin für möglich, dass die Gewichtung einer Anwendung mathematischer Methoden entgegensteht.
Umstände, aus denen sich die Überlegenheit eines derartigen statistischen Vorgehens ergibt, sind indes nicht vorgetragen und auch nicht ersichtlich. Die Bundesnetzagentur hat auf den Vorschlag, eine ungewichtete Regressionsanalyse auf Ausreißer zu untersuchen, eingewandt, dass diese deutlich von der gewichteten Regressionsanalyse abweichen und zu fragwürdigen Ergebnissen führen würde. Dies wäre insbesondere der Fall, wenn in der Folge Datenpunkte als Ausreißer ausgeschlossen würden, die auf plausiblen Angaben beruhten und deren Lage sich struktur- und oder zuverlässigkeitsbedingt begründen lasse. Eine rein statistische Ausreißerprüfung anhand einer ungewichteten Regressionsanalyse bringt den Nachteil mit sich, dass eine Prüfung anhand einer die Besonderheiten bei der Kennzahlenermittlung im Rahmen der Qualitätsregulierung nicht wiedergebenden Regressionsfunktion erfolgt. Die vorgenommene Gewichtung ist in § 20 ARegV ausdrücklich vorgesehen. Es besteht schon aus diesem Grund die Gefahr, dass potentielle Ausreißer fehlerhaft identifiziert würden. Gründe, warum die mathematische Betrachtung einer ungewichteten Regressionsanalyse trotz dieses Nachteils der Vorgehensweise der Gutachter der Bundesnetzagentur überlegen wäre, hat die Beschwerdeführerin nicht aufzeigen können.
2.3.2.2. Des Weiteren ist nichts dagegen zu erinnern, dass im Hinblick auf die identifizierten Ausreißer weder die Dominanz auf den Funktionsverlauf eines Netzbetreibers noch eine wesentliche Änderung des Bestimmtheitsmaßes durch das Entfernen von visuell auffälligen Datenpunkten festgestellt worden ist, so dass die Bundesnetzagentur ihren Gutachtern folgend eine Bereinigung des Datensatzes um Ausreißer nicht für notwendig erachtet hat.
Aus dem Consentec-Gutachten 2017, dort Bl. 36, ergibt sich, welche Datenpunkte die Gutachter als mögliche „Ausreißer“ identifiziert haben. Diese sind die von der Funktion weiter entfernt liegenden Datenpunkte mit ASIDI-Werten im Bereich von ca. 25 bis 40 min/a. Diese Punkte lassen sich in Bild 5.5. auf S. 36 ohne Weiteres identifizieren, so dass der Einwand der Beschwerdeführerin, dass unklar sei, welche Datenpunkte in Betracht gezogen worden seien, fehl geht.
Zu diesen Datenpunkten führen die Gutachter im Consentec-Gutachten 2017 weiter aus, dass die Netzbetreiber, denen die Datenpunkte zuzuordnen sind, über 15.000 bis 50.000 angeschlossene Letztverbraucher verfügen. Angesichts durchschnittlicher Letztverbraucherzahlen in Höhe von ca. 280.000 könnten diese den Verlauf der Regressionsfunktion allenfalls geringfügig beeinflussen und seien somit nicht als für die Regressionsanalyse kritische „Ausreißer“ zu werten. Konkrete Einwendungen gegen diese Bewertung hat die Beschwerdeführerin nicht erhoben und sind auch nicht ersichtlich.
2.4. Nicht zu beanstanden ist schließlich, dass die einzelnen verwendeten Datensätze nicht veröffentlicht wurden und mangels Kenntnis der Ausgangsdaten die Berechnungen der Bundesnetzagentur bzw. ihrer Gutachter intransparent sind. Eine Offenlegung der konkreten Datengrundlage ist weder nach § 84 Abs. 1 EnWG noch nach Art. 19 Abs. 4 GG geboten.
Der Bundesgerichtshof (Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 40 ff.) hat bereits zur ersten Festlegung des Qualitätselements durch die Bundesnetzagentur vom 07.06.2011 entschieden, dass zwar außer Zweifel stehe, dass die Auswahl und Gewichtung der zur Ermittlung der Referenzwertkurve herangezogenen Parameter vom Inhalt der zugrunde liegenden Datensätze abhänge. Einer detaillierten Überprüfung der von jedem beteiligten Unternehmen übermittelten Daten stünde aber mit dem Regelungskonzept der Anreizregulierungsverordnung nicht in Einklang. Durch die von der Bundesnetzagentur durchzuführende Datenplausibilisierung bestehe eine hinreichende Sicherung, dass nur belastbare Daten verwendet würden. Eine Pflicht der Bundesnetzagentur zur Mitteilung der einzelnen Datensätze bestehe hingegen nicht. Die von den Netzbetreibern übermittelten Daten seien überwiegend Geschäftsgeheimnisse der Unternehmen. Die Verpflichtung der Regulierungsbehörden zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen ergebe sich aus § 30 VwVfG, auf den § 71 Satz 1 EnWG ausdrücklich Bezug nimmt, und aus § 84 Abs. 2 Satz 2 EnWG, wonach die Einsicht in Unterlagen insbesondere dann zu versagen sei, wenn dies zur Wahrung solcher Geheimnisse geboten sei. Dass das Interesse der Betroffenen an einer Offenlegung der Datenreihen höher zu bewerten sei, sei nicht dargelegt. Aus Art. 19 Abs. 4 GG könnten sich grundsätzlich keine weitergehenden Aufklärungspflichten ergeben.
Diese vom Bundesgerichtshof aus Anlass der ersten Qualitätsregulierung aufgestellten Grundsätze gelten fort, zumal der Bundesgerichtshof zwischenzeitlich durch Beschluss vom 11.12.2018 (Az. EnVR 1/18, BeckRS 2018, 36764, Rn. 52, 56) ausdrücklich entschieden hat, dass zwar nicht die ASIDI-Werte als aggregierte Kennzahlen der Nichtverfügbarkeit Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der Unternehmen sind, wohl aber die im Effizienzvergleich verwendeten Strukturparameter, zu denen insbesondere die Lastdichte zählt.
3. Auch die von der Beschwerdeführerin erhobenen Bedenken gegen die bei der Ermittlung und Interpretation der Referenzwertfunktion, mithin der Bestimmung des netzbetreiber-individuellen Referenzwertes, verwendete Methodik, insbesondere hinsichtlich des Umgangs mit Schätzunsicherheiten, greifen nicht durch.
3.1. Die Beschwerdeführerin hat zunächst keine erheblichen Einwände gegen die Herleitung der verwendeten Referenzwertfunktion vorgebracht. Insbesondere die Bestimmung der Regressionsparameter a, b, und c ist methodisch fehlerfrei erfolgt. Die ermittelten Werte sind auch plausibel.
3.1.1. Die Lastdichte x wird individuell aus den Daten der Netzbetreiber ermittelt, während die in der Formel enthaltenen Regressionskoeffizienten a, b und c für alle Netzbetreiber identisch sind. Diese werden unter Rückgriff auf die Methode der „Kleinsten-Quadrate-Anpassung“ als statistisches Standardverfahren zur Bestimmung funktionaler Zusammenhänge bestimmt, nicht beschränkt und gleichzeitig solange optimiert, bis das Bestimmtheitsmaß seinen maximalen Wert annimmt. Die zu den Regressionskoeffizienten a, b und c angegebenen Standardfehler werden sodann in einer Überleitungsrechnung in die p-Werte (t-Test) überführt. Mit Hilfe der angegebenen p-Werte kann eine Aussage darüber getroffen werden, ob a, b und c jeweils eine statistische Signifikanz aufweisen und damit zur Belastbarkeit des gesamten von der Regressionsanalyse ermittelten funktionalen Zusammenhangs beitragen. Da jeder p-Wert einen sehr kleinen Wert annimmt, unterscheiden sich also a, b und c signifikant von Null und sind nicht durch Zufall zustande gekommen.
Gegen die methodische Vorgehensweise hat die Beschwerdeführerin nichts vorgebracht. Soweit sie moniert hat, dass die Schätzung mittels der Methode der Kleinsten Quadrate die Eingabe der ASIDI- und Lastdichte-Werte als vom Anwender vorgegebene „Startwerte“ erfordert, auf deren Basis die Software optimale Werte ermittelt, sind diese Startwerte und damit auch die darauf folgende Berechnung zwar intransparent, da den Netzbetreiber nicht die gesamte Datengrundlage bekannt ist. Dies ist jedoch aus den bereits unter III.2.3. dargelegten Gründen nicht zu beanstanden, da es sich teilweise um schützenswerte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der Netzbetreiber handelt.
3.1.2. Die für die Regressionskoeffizienten ermittelten Werte sind auch plausibel. So liegt der Koeffizient c innerhalb der aus ingenieurwissenschaftlicher Hinsicht plausiblen Bandbreite von 0,5 bis 1 (vgl. Senat, Beschluss vom 17.02.2016, VI-3 Kart 245/12 [V], Rn. 90, juris, unter Bezugnahme auf die Modellnetzanalyse im Consentec-Gutachten 2010).
Soweit die Beschwerdeführerin moniert, dass der Regressionskoeffizient a sehr volatil sei und sich seine deutliche Verringerung gegenüber den ersten beiden Qualitätsregulierungen nicht mit der geänderten Datendefinition der Lastdichte erklären lasse, da er sich für die vierte Qualitätsregulierung trotz Beibehaltung der geänderten Datendefinition wieder auf dem Ausgangsniveau befinde, ergibt sich hieraus nicht die Fehlerhaftigkeit der Schätzung. Denn nicht nur die Datendefinition der Lastdichte hat sich geändert, was bei einzelnen Netzbetreibern zu deutlichen Veränderungen der Lastdichte geführt hat, sondern auch der Grad der Versorgungssicherheit unterliegt naturgemäß Veränderungen. Unter weiterer Berücksichtigung der Tatsache, dass die Eingangsdaten auch von Zufallseinflüssen beeinflusst werden, steht eine deutliche Veränderung des ermittelten Wertes gegenüber vorangehenden oder nachfolgenden Berechnungen seiner Plausibilität nicht entgegen.
3.1.3. Die sich unter Zugrundelegung der berechneten Regressionskoeffizienten ermittelte Referenzwertfunktion ist auch ingenieurwissenschaftlich abgesichert. Gerade deren hyperbolischer Verlauf ist von den Gutachtern der Bundesnetzagentur mit nachvollziehbaren und im Einzelnen nicht konkret angegriffenen Erwägungen für plausibel erachtet worden. So haben diese bereits im Consentec-Gutachten 2010 ausgeführt, dass davon auszugehen sei, dass bei einer geringen Versorgungsdichte (ländliche Netzgebiete) eine Veränderung der Versorgungsdichte die Versorgungsqualität stark beeinflusse, während bei sehr hohen Versorgungsdichten (städtische Netzgebiete) ihre Veränderung die Versorgungsqualität nur wenig beeinflusse, so dass ein hyperbelähnlicher Funktionsverlauf nach der dargestellten Formel naheliege.
3.2. Auch die Interpretation der Referenzwertfunktion durch die Bundesnetzagentur ist frei von Rechtsfehlern.
Die Ermittlung der Koeffizienten der Referenzwertfunktion a, b, und c und daraus folgend die Referenzwertfunktion selbst und der hieraus abzulesende individuelle Referenzwert des einzelnen Netzbetreibers unterliegen notwendigerweise Schätzunsicherheiten, da die eingeflossenen Daten von 190 Netzbetreibern ihrerseits - worin zwischen den Verfahrensbeteiligten auch Einigkeit besteht - verschiedenen Störeinflüssen wie etwa Zufallseinflüssen unterliegen. Der Umfang derartiger Störeinflüsse ist durch die Gutachter der Bundesnetzagentur auch ermittelt und durch die Angabe des sog. Standardfehlers quantifiziert worden (Tabelle 5.9, S. 37 des Consentec-Gutachtens 2017). Dem Umstand, dass die modellhafte Ermittlung von Qualitätsabweichungen nicht die Realität wiedergeben kann, hat die Bundesnetzagentur unter Berücksichtigung der in rechtlicher Hinsicht an die verwandte Methodik zu stellenden Anforderungen hinreichend Rechnung getragen. Eine darüber hinausgehende Korrektur der Qualitätsschätzung durch die zusätzliche Berücksichtigung eines sog. Konfidenzbandes, d.h. einer Bandbreite von Abweichungen vom Referenzwert ohne Bonus und Malus, war nicht erforderlich.
Der Bundesgerichtshof hat bezogen auf die erste Qualitätsregulierung entschieden, dass die Bundesnetzagentur nicht zur Einführung eines Tot- oder Konfidenzbandes zwecks Dämpfung von Schwankungen verpflichtet sei. Ein solches Erfordernis sähen weder EnWG noch ARegV vor. Es sei aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden, die Auswirkungen von stochastischen Einflüssen über eine Mittelwertbildung über mehrere Jahre zu dämpfen (BGH, Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 58/12, BeckRS 2014, 16724, Rn. 70; ebenso vorangehend Senat, Beschluss vom 22.08.2012, VI-3 Kart 39/11 [V], BeckRS 2014, 16743, Rn. 55). Hieran ist für die streitgegenständliche, in der Methodik vergleichbare dritte Qualitätsregulierung uneingeschränkt festzuhalten. Der umfangreiche Vortrag der Beschwerdeführerin rechtfertigt keinen anderen Schluss.
3.2.1. Im rechtlichen Ausgangspunkt ist zu beachten, dass bei der näheren Ausgestaltung und dem Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements im Einzelnen notwendigerweise erhebliche Spielräume bestehen (BGH a.a.O., Rn. 19). Dies gilt auch für den Umgang mit statistischen Schwankungen, die gerade dem in der Qualitätsregulierung verwendeten Datenmaterial immanent sind. Schätzunsicherheiten und Störeinflüsse liegen auf der Hand, ebenso der Umstand, dass die Versorgungsstruktur eines Netzes und damit gebietsstrukturelle Merkmale in unterschiedlichem Maße sowohl von exogenen als auch endogenen Faktoren geprägt sind, deren exakte Abbildung schwerlich möglich ist. Der Verordnungsgeber hat der Regulierungsbehörde keine konkreten Vorgaben gemacht um sicherzustellen, dass statistische Schwankungen vollständig oder nahezu vollständig ausgeschlossen werden. Er hat vielmehr angenommen, dass den Netzbetreibern gewisse Unschärfen zuzumuten sind. So kann die nach § 20 Abs. 1 S. 2 ARegV bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben erforderliche Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede nach § 20 Abs. 1 S. 3 ARegV durch Gruppenbildung erfolgen. Dies unterstreicht, dass das Verfahren zur Bestimmung des Qualitätselements zu gewissen Vereinfachungen und Vergröberungen führt, die die einzelnen Netzbetreiber hinzunehmen haben (so bereits BGH a.a.O., Rn. 59). Dass nach der Verordnungsbegründung eine zulässige Gruppenbildung für die Ermittlung der Kennzahlenvorgaben z. B. die Unterscheidung nach Stadt oder Land oder nach neuen oder alten Bundesländern sein kann (BR-Drucks. 417/07, S. 64), zeigt, dass der Verordnungsgeber selbst eine stark verallgemeinernde Gruppenbildung für zulässig erachtet, um den Besonderheiten, denen die Datengrundlage gerade bei der Ermittlung des Qualitätselements unterliegt, Rechnung zu tragen. Dafür, dass der Verordnungsgeber die sich aus der Qualitätsregulierung ergebenden wirtschaftlichen Folgen für den einzelnen Netzbetreiber, zu denen neben einer Erhöhung oder Absenkung der Erlösobergrenze auch Vor- oder Nachteile im Konzessionswettbewerb gehören können, verkannt hätte, ist nichts ersichtlich.
Anders als die Beschwerdeführerin meint ist daher für die Rechtfertigung eines Malus gerade keine sehr hohe, unter Umständen an Sicherheit grenzende Wahrscheinlichkeit dafür zu verlangen, dass tatsächlich eine unterdurchschnittliche Netzzuverlässigkeit im ausgewiesenen Umfange besteht. Die von ihr angenommenen hohen Anforderungen an die statistische Signifikanz des ermittelten Referenzwertes bestehen nach den gesetzlichen bzw. verordnungsrechtlichen Vorgaben für die Ermittlung des Qualitätselements gerade nicht. Eine auch dem Übermaßverbot genügende hinreichend statistische Signifikanz des ermittelten Referenzwertes ist vielmehr anzunehmen, wenn zum einen – wie geschehen (vgl. vorstehend unter III.3.1.) - belastbare Aussagen über die Validität der Schätzung als Ganzes getroffen worden sind, und zum anderen den Auswirkungen von stochastischen Einflüssen in einer sachangemessenen, die Besonderheiten der Qualitätsregulierung berücksichtigenden Weise Rechnung getragen worden ist.
3.2.2. Der Umgang der Bundesnetzagentur mit den aufgezeigten stochastischen Einflüssen genügt diesen Anforderungen, ohne dass es der Berücksichtigung eines sog. Konfidenzbandes bedurfte.
3.2.2.1. Zunächst ist zu berücksichtigen, dass sich die Bundesnetzagentur im Ausgangspunkt für eine methodische Vorgehensweise entschieden hat, deren Abbildungsgenauigkeit der gebietsstrukturellen Merkmale gegenüber der vom Verordnungsgeber ausdrücklich für zulässig erachteten Gruppenbildung deutlich höher ist. Bereits im Consentec-Gutachten 2010 (dort S. 26 f.) wird zutreffend ausgeführt, dass die Anwendung von Strukturklassen die Gefahr erheblicher Verzerrungen birgt, insbesondere an den Klassengrenzen, und diese Verzerrung möglicherweise durch die Anzahl der Klassen und die vielfach nicht willkürfreie Wahl der Klassengrenzen verstärkt wird. Auch können diese Verzerrungseffekte der Gruppenbildung durch nicht-lineare Zusammenhänge, insbesondere auch innerhalb einer Klasse verschärft werden, da eine Gruppenbildung selbst von der Grundannahme einer guten Vergleichbarkeit der Gruppenmitglieder ausgeht (so auch Herrmann/Stracke/Westermann in: Holznagel/Schütz, a.a.O., § 20 Rn. 36). Diese Nachteile werden durch die gewählte kontinuierliche Referenzwertfunktion umgangen.
3.2.2.2. Wie weiter bereits im Consentec-Gutachten 2010 (dort S. 24) ausgeführt worden ist, dient die zeitliche Durchschnittsbildung bei den Kennzahlen der Dämpfung stochastischer Einflüsse. Auch die Beschwerdeführerin räumt ein, dass zufällige Schwankungen in der Jahreshöchstlast durch Durchschnittsbildung geglättet werden. Soweit sie auf den vergleichsweise hohen Standardfehler des Regressionskoeffizienten a verweist, lässt dieser lediglich den Schluss zu, dass eine vollständige Glättung durch die Durchschnittsbildung nicht erreicht wird. Dies ist allerdings angesichts des Zeitraums von (nur) drei Jahren, über den die Durchschnittsbildung erfolgt, und des Ausmaßes, in dem die Angaben zufälligen Schwankungen unterliegen, auch nicht zu erwarten. Einer statistischen Untersuchung der durch die Durchschnittsbildung hervorgerufenen Glättungseffekte bedurfte es nicht, da für die erforderliche statistische Aussagekraft keine oder jedenfalls keine sehr hohe Wahrscheinlichkeit einer vollständigen Glättung zu verlangen ist.
3.2.2.3. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur zur Begrenzung der Erlösschwankungen und damit der Risiken, die den Netzbetreibern maximal aus dem Qualitätselement entstehen können, in Ziff. 11 des angefochtenen Beschlusses eine Kappung der Erlösauswirkungen des Qualitätselements vorgenommen. Zwar ist die Kappungsgrenze für sich gesehen nicht geeignet, statistische Schwankungen auszugleichen, da eine Monetarisierung bei jeder Abweichung des ASIDI- vom Referenzwert erfolgt. Sie schützt aber vor groben Verzerrungen und stellt damit sicher, dass sich für einzelne Netzbetreiber ergebende besondere Härten ausgeglichen werden und damit die nach § 21 Abs. 1 S. 2 EnWG zu gewährende Eigenkapitalverzinsung, auf die sich ein Malus im Qualitätselement negativ auswirkt, angemessen bleibt.
3.2.2.4. Die zusätzliche Einführung eines Konfidenzbandes, durch das Schätzunsicherheiten aus dem Regressionskoeffizienten mittels eines Signifikanztests in den Referenzwert übertragen werden, hat die Bundesnetzagentur demgegenüber zu Recht abgelehnt.
Zwar handelt es sich hierbei um ein etabliertes wissenschaftliches Verfahren für den Umgang mit Schätzunsicherheiten. Dass die Berücksichtigung von Konfidenzintervallen bei der Interpretation jedweder mit Schätzunsicherheiten belasteten Parameter nach dem Stand der Wissenschaft zwingend seien, macht indes auch die Beschwerdeführerin nicht geltend.
Entscheidend gegen die Einführung eines zusätzlichen sog. Konfidenzbandes spricht – worauf auch die Gutachter der Bundesnetzagentur bereits im Consentec-Gutachten 2010 (dort. S. 33 f.) hingewiesen haben -, dass ein solches Konfidenzband im Widerspruch zum Ziel einer möglichst einfachen Struktur der Qualitäts-Erlös-Funktion steht und an seinen Grenzen unweigerlich Knickstellen für den Funktionsverlauf nach sich zieht, die zu deutlichen Ergebnisänderungen des Qualitätselements führen können, je nachdem, ob ein Netzbetreiber die Grenzwerte gerade überschreitet oder nicht. Auch ist eine eindeutige Bestimmungsmöglichkeit für die Grenzen des Konfidenzbandes nicht erkennbar. Vor allem aber hat die Bundesnetzagentur unter Rückgriff auf die Ausführungen ihrer Gutachter zu Recht darauf abgestellt, dass ein sehr breites Konfidenzband, das mit hoher Wahrscheinlichkeit die typischen Schwankungen der Qualitätskenngrößen überdecken würde, den gewünschten Anreizeffekt des Qualitätselements bis zu seiner Wirkungslosigkeit dämpfen würde. Dies wird bei Betrachtung der von den Gutachtern der Bundesnetzagentur erstellten Folie mit den Ergebnissen der Ermittlung eines „95%-Konfidenzintervall(s) für das Lastdichte-Modell“ in der Mittelspannung (Bl. 1710 VV Methodik, Anlage BF 16) deutlich. Danach läge ein erheblicher Teil der Datenpunkte der Netzbetreiber innerhalb des Konfidenzintervalls und würde damit keiner Anreizwirkung mehr unterfallen. Nach den regulatorischen Vorgaben sollen Anreize zu Anstrengungen zur Verbesserung der Versorgungsqualität aber auch bei nur geringer Abweichung vom Referenzwert sichergestellt werden (Herrmann/Stracke/Westermann in: Holznagel/Schütz, a.a.O., § 20 Rn. 46).
Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin lässt der Umstand, dass die Gutachter der Bundesnetzagentur auf der Folie „95%-Konfidenzintervall für Lastdichtemodell“, ein Konfidenzband abgebildet haben, nicht den Schluss zu, dass diese die Durchführung von Signifikanztests bezogen auf die einzelnen Referenzwerte durch die Einziehung eines Konfidenzbandes für erforderlich angesehen hätten. Die Gründe, aus denen die Gutachter ein solches Konfidenzband schon im Ausgangspunkt ablehnen, waren bereits in den vorzitierten Ausführungen im Consentec-Gutachten 2010 ausführlich dargelegt worden. Auf dieses hat das Consentec-Gutachten 2017 ausdrücklich aufgebaut und Bezug genommen.
3.2.2.5. Die Berücksichtigung eines Konfidenzbandes entspricht auch nicht gängiger behördlicher oder gerichtlicher Praxis in vergleichbaren Fällen.
Soweit der Senat in seinen Entscheidungen zur Eigenkapitalverzinsung der Netzbetreiber für die 3. Regulierungsperiode durch Beschlüsse vom 22.03.2018 (u.a. VI-3 Kart 549/16 [V], EnWZ 2018, 174, Ziff. 6.2.3., insoweit bestätigt durch BGH, Beschluss vom 09.07.2019, EnVR 52/18, BeckRS 2019, 16446 Rn. 134 f.) entschieden hat, dass keine Gründe vorlägen, die eine unterschiedliche Risikobeurteilung von Strom- und Gasnetzbetreibern erforderlich machen würden, weil der Betafaktor der Gasnetzbetreiber zwar höher liege als der der Stromnetzbetreiber, die Abweichung aber nicht statistisch signifikant höher sei, so ergeben sich hieraus nicht die von der Beschwerdeführerin geltend gemachten Implikationen für den Streitfall. Entsprechendes gilt, soweit es die Bundesnetzagentur durch Beschluss vom 05.10.2016 (Az. BK4-16-160, dort S. 13/14) im Rahmen der Bestimmung der Eigenkapitalverzinsung abgelehnt hat, einen inversen Zusammenhang zwischen Marktrisikoprämie und risikolosem Zins anzunehmen. Für die Frage, ob ein festgestellter Unterschied oder ein festgestellter Zusammenhang zwischen zwei Parametern belastbar ist, kommt es auf die statistische Signifikanz des festgestellten Unterschieds oder Zusammenhangs an. Die Bundesnetzagentur hat aber die Frage, ob ein statistisch signifikanter Zusammenhang zwischen der Versorgungszuverlässigkeit, ausgedrückt durch den ASIDI, und dem Strukturparameter Lastdichte besteht, rechtsfehlerfrei bejaht. Hiervon zu trennen ist die Frage, nach welchen Maßstäben die Referenzwertfunktion, die für sich gesehen sowohl durch statistische Tests als auch deren ingenieurwissenschaftliche Betrachtung belastbar ist, im Hinblick auf auftretende Schätzunsicherheiten zu interpretieren ist. Insoweit sind in der Vergangenheit sowohl die Bundesnetzagentur als auch der Senat und der Bundesgerichtshof in den vorstehend bereits zitierten Entscheidungen davon ausgegangen, dass ein Konfidenzband nicht erforderlich ist.
Der Bundesgerichtshof hat auch nicht entschieden, dass eine angemessene Eigenkapitalverzinsung jedenfalls dann gefährdet sei, wenn wegen eines unvorhersehbaren Ereignisses 15 % der kalkulatorischen Verzinsung aufgezehrt werde, sondern ausschließlich im Hinblick auf die Auslegung des Tatbestandsmerkmals des „unvorhergesehenen Ereignisses“ i.S.d. § 4 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 ARegV, das eine Anpassung der Erlösobergrenze wegen einer unzumutbaren Härte rechtfertigen kann, ausgeführt, dass das Vorliegen einer solchen unzumutbaren Härte nicht allein deshalb verneint werden könne, weil die streitgegenständliche Kostensteigerung hierdurch lediglich 15% bzw. 16% der regulatorisch zugestandenen Eigenkapitalverzinsung aufgezehrt habe. Es sei vielmehr eine Gesamtbetrachtung der Kosten- und Vermögenssituation des Netzbetreibers vorzunehmen (BGH, Beschluss vom 30.04.2013, EnVR 64/10, BeckRS 2013, 14430, Rn. 21). Implikationen für den Streitfall ergeben sich hieraus nicht.
3.2.2.6. Schließlich ergibt sich die Erforderlichkeit eines Konfidenzintervalls nicht daraus, dass die lastundichten Flächennetzbetreiber sonst gegenüber den Netzbetreibern mit einer mittleren oder hohen Lastdichte ungerechtfertigt ungleich behandelt würden.
Zwar ist festzustellen, dass die aufgezeigten Schätzunsicherheiten einen größeren Einfluss auf Netzbetreiber mit einer niedrigen Lastdichte haben als auf solche mit einer höheren Lastdichte. Geringe Änderungen der Lastdichte wirken sich bei lastundichten Netzbetreibern überproportional stärker auf den anzulegenden Referenzwert aus als bei Netzbetreibern mit einer höheren Lastdichte. Auch wirkt sich eine Veränderung des besonders volatilen und mit einem vergleichsweise hohen Standardfehler versehenen Regressionskoeffizienten a stärker im Bereich der geringen als der hohen Lastdichten aus, wie in Abb. 3.2 auf S. 8 des NERA-Gutachtens gezeigt. Dies beruht allerdings ausschließlich auf dem hyperbolischen Verlauf der Referenzwertfunktion, deren Verlauf ingenieurwissenschaftlich und statistisch hinreichend abgesichert ist. Das steile Abfallen der Referenzwertfunktion im Bereich niedriger Lastdichten gewährleistet gerade, dass den in diesem Bereich liegenden Netzbetreibern deutlich höhere Referenzwerte zugeordnet werden. Dass sich deren individuelle Referenzwerte bei Veränderung der Einflussfaktoren stärker verändern als bei Netzbetreibern mit mittlerer oder gar hoher Lastdichte, kann sich sowohl zu deren Vor- als auch deren Nachteil auswirken und begründet deshalb keine systematische Schlechterstellung.
Auch die Ergebnisse einer von den Gutachtern der Beschwerdeführerin durchgeführten Untersuchung der graphisch dargestellten Werte der Netzbetreiber auf Grundlage des Consentec-Gutachten 2017 auf die durchschnittlichen Abweichungen vom Referenzwert bei einer Einteilung in Gruppen mit niedriger, mittlerer und hoher Lastdichte belegen nicht, dass eine systematische Schlechterstellung der lastundichten Netzbetreiber vorliegt, der mit einem Konfidenzintervall zu begegnen wäre. Zwar ergibt sich aus den Feststellungen im NERA-Gutachten (dort. S. 27 f., insbesondere Tabelle 5.1. auf Bl. 28), dass die mittlere Abweichung zwischen Ist-ASIDIs und Referenzwertfunktion im Bereich der Netzbetreiber mit niedriger Lastdichte bei - 0,7 liegt, für die Netzbetreiber mit mittlerer Lastdichte hingegen bei 0,8. Wenn es sich hierbei um einen Effekt handeln würde, der durch eine systematische Verzerrung durch in der Referenzwertfunktion nicht erfasste exogene Faktoren zum Nachteil lastundichter Netzbetreiber verursacht würde, insbesondere durch die Nichtberücksichtigung des Kabelanteils, die sich statistisch relevant nur im Bereich der Netzbetreiber mit geringer Lastdichte ausgewirkt hätte, wäre indes anzunehmen, dass sich dieser Effekt mit zunehmendem Anstieg der Lastdichte noch verstärkt. Dies ist aber gerade nicht der Fall. Die Gutachter der Beschwerdeführerin haben für Netzbetreiber mit hoher Lastdichte eine Abweichung zwischen Ist-ASIDIs und Referenzwertfunktion ebenfalls im negativen Bereich von - 0,1 ermittelt. Dass Netzbetreiber mit geringer Lastdichte im Durchschnitt am Maßstab der von der Bundesnetzagentur verwendeten Referenzwertfunktion schlechter abschneiden als Netzbetreiber mit mittlerer Lastdichte, beruht deshalb ersichtlich stärker auf Zufallskomponenten und endogenen Faktoren als auf einer systematischen Verzerrung zu ihren Lasten durch exogene Faktoren.
3.2.2.7. Einer gesonderten Untersuchung der statistischen Aussagekraft der Ergebnisse des Qualitätsvergleichs bezogen auf die einzelnen Netzbetreiber bedurfte es nach alledem nicht.
IV. Die Bundesnetzagentur hat die Netzzuverlässigkeitskennzahlen zutreffend ermittelt und die nunmehr noch streitigen Störungsanlässe „Extremwetterereignisse“ und „Vogelschutzmaßnahmen“ bei der Bewertung der Netzzuverlässigkeitskennzahl zu Recht mit einem Faktor von 1,0 bzw. 0,5 berücksichtigt.
1. Nach § 19 Abs. 3 S. 1 ARegV beschreibt die Netzzuverlässigkeit die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Als zulässige Kennzahlen dafür benennt § 20 Abs. 1 S. 1 ARegV in Regelbeispielen die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last, wobei eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen möglich ist. Die Bundesnetzagentur hat in Ziff. 5 des angegriffenen Beschlusses vom 20.07.2017 bestimmt, dass für die Ermittlung der Kennzahlen zur Bestimmung des Qualitätselements geplante und ungeplante Versorgungsunterbrechungen mit einer Dauer von mehr als 3 Minuten heranzuziehen sind. Dabei sind hinsichtlich der ungeplanten Versorgungsunterbrechungen solche mit den Störungsanlässen „atmosphärische Einwirkung“, „Einwirkung Dritter“ und „Zuständigkeit des Netzbetreibers/kein erkennbarer Anlass“ sowie hinsichtlich der geplanten Versorgungsunterbrechungen solche mit dem Störungsanlass „Sonstiges“ zu berücksichtigen, letztere nur mit einem Faktor von 0,5. Die ungeplanten Versorgungsunterbrechungen mit dem Störungsanlass „höhere Gewalt“ und „Rückwirkungsstörungen“ sowie die geplanten Versorgungsunterbrechungen mit dem Störungsanlass „Zählerwechsel“ fließen nicht in die Bewertung der Kennzahlen und damit in die Bestimmung des Qualitätselementes ein. In Ziff. 5 der Gründe des angegriffenen Beschlusses (S. 20) definiert die Bundesnetzagentur den Störungsanlass „höhere Gewalt“ in Abgrenzung zum Störungsanlass der „atmosphärischen Einwirkung“ als „betriebsfremdes, von außen durch außergewöhnliche elementare Naturkräfte oder durch Handlungen Dritter Personen herbeigeführtes Ereignis, das nach menschlicher Einsicht und Erfahrung unvorhersehbar ist, mit wirtschaftlich vertretbaren Mitteln und durch äußerste, nach der Sachlage vernünftigerweise zu erwartende Sorgfalt nicht verhütet und unschädlich gemacht werden kann und welches auch nicht wegen seiner Häufigkeit vom Betriebsunternehmer in Kauf zu nehmen ist. Unter „höhere Gewalt“ fallen insbesondere außergewöhnliche Naturkatastrophen (z.B. Hochwasser mit den Auswirkungen der Oderflut im Jahre 1997), Streik, gesetzliche und behördliche Anordnungen, Terroranschläge oder Krieg.“
Eine gleichlautende Begriffsdefinition des Begriffs der „höheren Gewalt“ fand sich bereits in der Allgemeinverfügung der Bundesnetzagentur nach § 52 S. 5 EnWG vom 22.02.2006 und war auch Gegenstand der Entscheidung des Bundesgerichtshofs vom 22.07.2014, EnVR 59/12, Rn. 73 f., juris).
2. Dass die Bundesnetzagentur bei der Bewertung der Versorgungsqualität zwischen den Störungsanlässen „höhere Gewalt“ und „atmosphärische Einwirkungen“ unterscheidet und nur die erstgenannten Störungsanlässe bei der Ermittlung der Kennzahlen unberücksichtigt lässt, ist ebenso wenig zu beanstanden wie die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Begriffsbestimmung der „höheren Gewalt“.
2.1. Die Bundesnetzagentur hat den Begriff der „höheren Gewalt“ im Rahmen des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums rechtsfehlerfrei unter Heranziehung haftungsrechtlicher Maßstäbe ausgefüllt. Der Einwand der Beschwerdeführerin, die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Bewertung orientiere sich nicht am Normzweck der Qualitätsregulierung, ist zurückzuweisen.
2.2.1. Die Qualitätselemente nach §§ 19, 20 ARegV dienen der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs der Energieversorgungsnetze (§ 18 ARegV). Da die Versorgungsqualität in Gestalt der Netzzuverlässigkeit und -leistungsfähigkeit maßgeblich von den Bedürfnissen des Netzkunden geprägt wird, kommt es für die an sie zu stellenden Anforderungen ganz maßgeblich auf die Sicht des Netzkunden an. Die Versorgungszuverlässigkeit beschreibt die optimale Verfügbarkeit der Versorgung mit elektrischer Energie oder Gas aus Sicht des Kunden am Netzanschluss. Mit Blick auf die Betroffenheit der Netzkunden sollen Versorgungsunterbrechungen daher durch das System der Qualitätsregulierung möglichst umfassend berücksichtigt werden. Schon deswegen ist es sachgerecht, die erfassten Störungsanlässe nicht auf solche zu beschränken, die der Netzbetreiber ohne Weiteres beeinflussen kann oder die jeden Netzbetreiber gleichmäßig treffen können, sondern zunächst grundsätzlich alle Störungsanlässe zu berücksichtigen, die in der Sphäre des Netzbetreibers liegen. Vor diesem Hintergrund ist es angemessen, auch „atmosphärische Einwirkungen“ und sog. „Extremwetterereignisse“ wie Gewitter, Eisregen oder Schnee zu berücksichtigen, die mittlerweile mehr oder weniger auftreten. Das pauschale Herausnehmen solcher Anlässe würde die Qualitätsbemühungen der Netzbetreiber, durch Einholung von Informationen solche Wetterereignisse vorherzusehen und das notwendige Personal zu einer möglichst zügigen Beseitigung der Störung aufzubringen, zu Lasten der Netzkunden konterkarieren. Die Bundesnetzagentur orientiert sich daher auch dann am Normzweck der Qualitätsregulierung und innerhalb des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums, wenn sie an den Störungsanlass der „höheren Gewalt“ einen strengen Maßstab anlegt und nur solche ungewöhnlichen Wetterereignisse unberücksichtigt lässt, die wie die Oderflut einen singulären Charakter haben.
2.2.2. Die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Differenzierung zwischen „atmosphärischen Einwirkungen“ und besonderen atmosphärischen Einwirkungen, die „höhere Gewalt“ darstellen, hat der Bundesgerichtshof in seiner Entscheidung zur Methodik-Festlegung für die Jahre 2012 und 2013 (Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 59/12, Rn. 73 f., juris) als von dem der Bundesnetzagentur zustehenden Entscheidungsspielraum gedeckt erachtet. Er hat ausgeführt, nach § 19 Abs. 3 Satz 1 ARegV beschreibe die Netzzuverlässigkeit die Fähigkeit des Energieversorgers, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Nach der Verordnungsbegründung liege die Netzzuverlässigkeit bei 100 Prozent, wenn ein unterbrechungsfreier Transport von Energie unter Einhaltung der Produktqualität stattfindet (BR-Drucks. 417/07, S. 63). § 20 Abs. 1 ARegV nenne beispielhaft Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit, nämlich die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Nach der Verordnungsbegründung sollten die Kennzahlen geplante und ungeplante Unterbrechungen berücksichtigen (BR-Drucks. 417/07, S. 64). Danach sei im Ausgangspunkt jegliche Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen, weil sie für die Verbraucher zu Unannehmlichkeiten führe und eine Verschlechterung der Versorgungsqualität bedeute. Ziel einer Qualitätsregulierung nach § 18 ARegV müsse es sein, eine Versorgungsunterbrechung unter den gegebenen Rahmenbedingungen nach Möglichkeit zu vermeiden und eine aufgetretene Störung so kurz wie möglich zu halten, also auf eine zeitnahe Wiederaufnahme der Energieversorgung hinzuwirken. Soweit die Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements die Störungsanlässe "höhere Gewalt" und "Rückwirkungsstörungen" sowie geplante Versorgungsunterbrechungen aufgrund von „Zählerwechseln" außer Betracht gelassen habe, liege dies aber im Rahmen des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums. Der Bundesgerichtshof hat damit grundsätzlich die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur bei der Berücksichtigung von Versorgungsunterbrechungen gebilligt.
2.2. Der Störungsanlass „Extremwetterereignis“ ist mit dem der „höheren Gewalt“ nicht ohne Weiteres vergleichbar. Wie die streitgegenständlichen Ereignisse zeigen, treten Stürme wie „Xaver“, „Gonzalo“ oder „Niklas“ mittlerweile nicht alle Jahrzehnte, sondern nahezu jährlich auf. Im Übrigen kann ein Netzbetreiber die Dauer der Versorgungsunterbrechungen aufgrund von Extremwetterereignissen durchaus beeinflussen, indem er die Wetterphänomene anhand der Wetterdaten genau beobachtet, möglichst Extremwetterereignisse und die hiervon betroffenen Regionen und Freileitungen vorhersieht und bei Ankündigung eines Orkantiefs schon ein entsprechendes Störungsmanagement vorsieht. Bei Vorwarnung eines Orkantiefs reichen dann gegebenenfalls auch die Kapazitäten in 66 Rufbereitschaftsgebieten nicht aus und müssen durch Bereitstellung weiterer Mitarbeiter oder durch Zusammenlegen der Stationen in den kritischen, nach Vorhersage von dem Störungstief betroffenen Regionen erhöht werden. So kann mit vorausschauender Planung und Einsatz auf die Qualität des Netzes Einfluss genommen werden.
Entgegen der Beschwerde verzerrt die Einbeziehung der „Extremwetterereignisse“ nicht den Qualitätsvergleich, weil von dem Störungsanlass „Extremwetterereignis“ nicht alle Netzbetreiber gleichmäßig, sondern insbesondere Netzbetreiber mit einer großen Anzahl an Freileitungen stärker betroffen sind. Dem Kriterium der Berücksichtigung von Strukturunterschieden, das der Verwirklichung der Erreichbarkeit des Qualitätszieles dient, kann zunächst im Rahmen der Referenzwertvorgabe Rechnung getragen werden. Im Übrigen gibt es eine Vielzahl unterschiedlichster Störungsanlässe, die bereits in der Natur der Sache nicht alle Netzbetreiber gleichmäßig betreffen, denn jedes Netz weist unterschiedliche Strukturen auf. Der Störungsanlass „Einwirkung Dritter“, deren Einbeziehung in den Qualitätsvergleich die Beschwerdeführerin für rechtmäßig erachtet, dürfte z.B. überwiegend Erdkabel betreffen, da „Dritte“ naturgemäß mit den in mehreren Metern Höhe verlegten Freileitungen eher selten in Kontakt kommen. So hatte die Beschwerdeführerin in dem am 22.07.2014 vom BGH entschiedenen Fall (EnVR 59/12) ebenfalls gerügt, „Einwirkungen Dritter“ beträfen nicht alle Netzbetreiber gleichmäßig und dürften daher bei der Qualitätsberücksichtigung nicht berücksichtigt werden, und hierzu erstinstanzlich vor dem Senat vorgetragen, dem Störungsanlass „Einwirkung Dritter“ seien bei städtischen Netzbetreibern rund 30 % der Störungen zuzuordnen. Mit zunehmender Einwohneranzahl/Kilometer nehme die Trassendichte durch weitere leitungsgebundene Versorgungsträger, wie etwa Telekommunikation, Gas, Wasser etc., zu. Dementsprechend steige auch die Beschädigungswahrscheinlichkeit infolge von Tiefbauaktivitäten. Insgesamt gesehen wiesen daher Städte einen wesentlich höheren Anteil von Versorgungsunterbrechungen infolge fremder Einwirkung auf als der Bundesdurchschnitt (Senat, Beschluss vom 22.08.2012, VI-3 Kart 40/11 [V], Rn. 8, juris). Der Vortrag zeigt, dass Erdkabel anderen Störungsanlässen ausgesetzt sind, die Freileitungen nicht betreffen. Es ist daher nicht zu beanstanden, wenn die Bundesnetzagentur bei der Vielzahl unterschiedlicher zu beurteilender Versorgungsunterbrechungen im Rahmen des ihr zustehenden Regulierungsermessens eine systematische Betrachtung anstrebt und grundsätzlich nur diejenigen Störungsanlässe unberücksichtigt lässt, die wie der Orkan Kyrill oder die Oderflut in Umfang und Auswirkung singulär und unvorhersehbar sind und außerhalb der menschlichen Beeinflussbarkeit liegen, dass sie auf die Qualität des Netzes nur alle Jahrzehnte einmal einwirken.
3. Die streitgegenständlichen Extremwetterereignisse erfüllen nicht die Voraussetzungen des zutreffend von der Bundesnetzagentur angelegten strengen Maßstabs der „höheren Gewalt“.
3.1. In ihren „Hinweisen zur Zuordnung von Versorgungsunterbrechungen zum Störungsanlass höhere Gewalt“ vom 21.04.2011 hat die Bundesnetzagentur den Störungsanlass „höhere Gewalt“ noch einmal definiert und Regelbeispiele zur Ausfüllung dieses Störungsanlasses genannt. Danach fallen schwere Stürme mit Windstärke 10 Beaufort (nachfolgend: Bft), orkanartige Stürme mit Windstärke 11 Bft und Orkane wie z.B. Kyrill unter den Störungsanlass der „höheren Gewalt“, wohingegen durch Sturm der Windstärke 9 Bft verursachte Versorgungsunterbrechungen dem Anlass „atmosphärische Einwirkung“ zuzuordnen sind.
Mit dieser Einordnung hält sich die Bundesnetzagentur im Rahmen des ihr zustehenden weiten Regulierungsermessens. Bei der Einordnung von Stürmen in die Kategorien „höhere Gewalt“ bzw. „atmosphärische Einwirkung“ hat sich die Bundesnetzagentur an der Windlastkarte Deutschlands orientiert, durch die Deutschland in vier Windlastzonen mit unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten eingeteilt wird, die beispielsweise bei der Bemessung der Tragfähigkeit von Bauwerken berücksichtigt werden müssen. Nach der DIN 1055-4 bzw. DIN EN 1991-1-4 werden die vier folgenden regionalen Windlastzonen über der Fläche Deutschlands definiert. Jeder der Zonen wird eine bestimmte Windbeanspruchung zugeordnet.
Windzonen nach DIN 1055-4:2005-03
Windzone
Windgeschwindigkeit
Geschwindigkeitsdruck qref = kN/m²
Geschwindigkeitsdruck
qref = kN/m²
1
22,5
0,32
2
25,0
0,39
3
27,5
0,47
4
30,0
0,56
Die zur Windzonenkarte angegebenen Windgeschwindigkeiten Vref stellen Mittelwerte mit einer Überschreitungswahrscheinlichkeit von 0,02 dar, d.h. in 50 Jahren wird dieser Wert im Mittel einmal erreicht oder überschritten. Beispielsweise muss in der Windlastzone 1 demnach mit einer Wahrscheinlichkeit von 0,98 (entspricht 98 %) mit Windgeschwindigkeiten bis Vref =22,5 m/s gerechnet werden. Da in ganz Deutschland gemäß der Windlastkarte in 98 % der Fälle Windgeschwindigkeiten der Windstärke 9 auf der Beaufort-Skala auftreten (vgl. das Schaubild unten), setzt die Bundesnetzagentur für eine Zuordnung zum Störungsanlass „höhere Gewalt“ mindestens das Vorliegen der Windstärke 10 Bft voraus, da diese Windstärken der Methodik entsprechend nur sehr selten (alle 50 Jahre) eintreten und der Außergewöhnlichkeit des Ereignisses „Höhere Gewalt“ und der entsprechenden Definition Rechnung tragen.
Bei Anlegen dieses Maßstabs an die Anforderungen eines Störungsereignisses als Ereignis „höherer Gewalt“ ist die Bundesnetzagentur von einem richtigen Verständnis des Gesetzesbegriffs ausgegangen. Ziel der Qualitätsregulierung gem. § 18 ARegV ist es, Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden bzw. so kurz wie möglich zu halten. Nach den §§ 19 und 20 ARegV ist danach im Rahmen der Kennzahlenbewertung jede Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen, weil sie für den Verbraucher zu Unannehmlichkeiten führt und eine Verschlechterung der Versorgungsqualität bedeutet. Die Bundesnetzagentur hätte daher auch alle Störungsereignisse durch Stürme bei der Qualitätsbestimmung berücksichtigen können. Sie handelt daher entsprechend den gesetzlichen Vorgaben, wenn sie nur sehr selten – alle 50 Jahre - auftretende Stürme bei der Qualitätsbewertung außer Betracht lässt. Zu berücksichtigen ist in diesem Zusammenhang auch, dass die Anzahl der Stürme in den Herbst- und Wintermonaten aufgrund des Klimawandels in Deutschland zunimmt und immer häufiger mit schweren Stürmen gerechnet werden muss. Während die Beschwerdeführerin in den Jahren 2013 und 2014 ein Sturmtief für die Versorgungsunterbrechungen verantwortlich macht, sind es im Jahr 2015 bereits 5 Orkane. Die von der Beschwerdeführerin vorgeschlagene Kategorie „Extremwetterereignis“ würde zudem zu Abgrenzungsschwierigkeiten führen und die Gefahr von Ungleichbehandlungen mit sich bringen. Die Beantwortung der Frage, wann ein Sturm bei der Kennzahlenbewertung unberücksichtigt bliebe und wann nicht, müsste auf wertenden Betrachtungen beruhen. Die von der Bundesnetzagentur gewählte klare Grenzziehung anhand von Windstärken ist einer solchen überlegen.
Auch hat sich die Bundesnetzagentur an allgemeingültige Bewertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt. Die Bundesnetzagentur hält sich dann im Rahmen des ihr bei der Methodenauswahl zukommenden Spielraums an die Vorgaben, wenn sie sich an einem wissenschaftlich anerkannten Ansatz orientiert, die von ihr gewählte Methodik aus wissenschaftlicher Sicht vertretbar ist und keine andere Methode eindeutig als besser geeignet anzusehen ist (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, Rn. 37, 39 , juris; BGH Beschluss vom 27.01.2015, EnVR 42/13, Rn. 32, juris). Diese Voraussetzungen erfüllt die von der Bundesnetzagentur gewählte Methode der Einordnung anhand von Windlastzonen.
Aus diesem Grund kommt es auch nicht darauf an, ob die von der Beschwerdeführerin vorgelegten Sturmfeldanalysen der MeteoGroup einen Nachweis für Windstärken der Größenordnung 10 erbringen. Das Verfahren bei den Sturmfeldanalysen berücksichtigt neben den Beobachtungen der offiziellen Wetterstationen auch Niederschlagsradardaten, die Ergebnisse physikalischer Atmosphärenmodelle sowie die Besonderheiten der Topographie. Die Beschwerdeführerin hat nicht dargetan, dass die Messung der Windstärken mittels Sturmfeldanalysen der von der Bundesnetzagentur gewählten Methode aus wissenschaftlicher Sicht eindeutig überlegen wäre.
3.2. Zu Recht hat die Bundesnetzagentur zur Ermittlung der Windgeschwindigkeit am Störungsort auch die dem Ort nächstgelegene Wetterstation des Deutschen Wetterdienstes herangezogen. Auch insoweit obliegt der Bundesnetzagentur ein Beurteilungsspielraum, den sie rechtmäßig ausgefüllt hat. Die Heranziehung der zum Störungsort nächstgelegenen Wetterstation des Deutschen Wetterdienstes stellt eine handhabbare Methode dar, die alle Netzbetreiber gleich behandelt und nicht willkürlich ist. Die Bundesnetzagentur muss allgemeingültige, praktikable Wertungskriterien anlegen und im Rahmen ihres Regulierungsermessens eine rechtmäßige, dem Stand der Wissenschaft entsprechende Methode wählen. Dass an einem Ort innerhalb eines Sturm- oder Orkantiefgebietes, an dem die Windstärke nicht gemessen wird, die Windstärke nicht mit absoluter Sicherheit aus Messwerten anderer (selbst naheliegender) Orte abgeleitet werden kann, ist hinzunehmen. Mögliche Abweichungen können sowohl zu Gunsten als auch zulasten der Netzbetreiber bestehen. Eine systematische Ungleichbehandlung der Netzbetreiber besteht insoweit nicht. Die Bundesnetzagentur ist nicht gehalten, für jeden einzelnen Netzbetreiber die für ihn beste Methode anzuwenden. Aus diesem Grund ist auch der Nachweis durch ein Schadensbild vor Ort nicht geeignet, für ein Störungsereignis den Nachweis der „höheren Gewalt“ zu erbringen. Unabhängig davon, dass diese Methode bei der Vielzahl von verwaltungsrechtlich einzuordnenden Störungsanlässen nicht praktikabel ist, da die Bundesnetzagentur jeden Schaden konkret anschauen und einordnen müsste, führt sie auch zu Abgrenzungsschwierigkeiten. Bäume haben verschiedene Stammdicken und könnten krank oder morsch sein, so dass sie bereits bei sehr unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten umknicken und in Freileitungen fallen können. Auch Maste und Freileitungen können bereits Vorschäden aufweisen.
Auch ist es nicht angemessen, pauschal auf eine in einer gesamten Region bestehende Wettersituation abzustellen. Ein Orkan oder orkanartige Stürme treten nicht unbedingt flächenübergreifend gleichmäßig auf. Vielmehr ist es durchaus möglich, dass ein orkanartiger Sturm an einem Ort auftritt und wenige Kilometer daneben nur Windböen oder stürmischer Wind aufziehen. Es kommt daher auch nicht darauf an, ob im Umkreis um den Schadensort weitere Wetterstationen liegen, die alle eine Windstärke von 10 Bft und mehr ausweisen. Ein von der Beschwerdeführerin vorgeschlagenes Abstellen auf den Umkreis würde zu Abgrenzungsschwierigkeiten führen, da bereits nicht klar wäre, in welchem Radius noch Wetterstationen mit einzubeziehen wären und in welchem nicht. Die Bundesnetzagentur handelt daher rechtsfehlerfrei, wenn sie den Nachweis einer bestimmten Windgeschwindigkeit an einem bestimmten Ort für erforderlich hält. Dass dies nicht der Schadensort sondern die dem Schadensort nächstgelegene Wetterstation ist, trägt dem Umstand Rechnung, dass sich die Windstärke am Schadensort im Nachhinein nicht nachweisen lässt, und ist nicht zu beanstanden.
Schließlich steht es der Beschwerdeführerin auch frei, durch Messwerte den Nachweis zu erbringen, dass an einem bestimmten Störungsort eine Windgeschwindigkeit von 10 Bft erreicht worden ist. Soweit dies erfolgt ist, z.B. durch Nachweis der Windstärke 10 Bft an einer dem Schadensort näher gelegenen Wetterstationen eines anderen Wetterstationsbetreibers (z.B. der MeteoGroup), hat die Bundesnetzagentur diese Werte in Ansatz gebracht und die Störung nicht in der Qualitätsermittlung berücksichtigt. Entsprechende Nachweise für die nunmehr noch streitgegenständlichen Wetterstationen hat die Beschwerdeführerin indes, wie nachfolgend dargelegt, nicht erbracht.
3.3. Unter Berücksichtigung der dargestellten Grundsätze hat die Bundesnetzagentur die streitigen Versorgungsunterbrechungen daher rechtsfehlerfrei nicht dem Störungsereignis „höhere Gewalt“ zugewiesen. Konkrete Nachweise, die eine andere Beurteilung rechtfertigten, sind weder ersichtlich noch dargetan.
3.3.1. Die Berücksichtigung der streitgegenständlichen Störungen des Jahres 2013 im Rahmen der Qualitätsermittlung ist nicht zu beanstanden.
3.3.1.1. Ausweislich der Anlagen BF 17 bis BF 19 hat die Beschwerdeführerin die … folgenden, von der Bundesnetzagentur angeblich zu Unrecht nicht dem Störungsanlass „Höhere Gewalt“ zugeordneten Störungen konkret dargelegt: BNetzA Nr. …. Entgegen ihres Vortrags auf S. 20 der Beschwerdeerwiderung hat die Bundesnetzagentur ausweislich der Anlagen BG 3 - BG 5 auch die Störungen mit den Störungsnummern … nicht anerkannt, denn diese hat sie in den Anlagen nicht als „anerkannt“ grün markiert. Auch in der auf Datenträgern überreichten Excel Datei … erscheinen diese drei Störungen nicht in der Rubrik „anerkannt“, sondern in der Rubrik „umsortiert“.
3.3.1.2. Die Nichtanerkennung dieser Störungen erfolgte jedoch zu Recht. Bei allen Störungsanlässen wies die zum Störungsort nächstgelegene Wetterstation eine Windstärke von 10 Bft (mindestens 24,5 m/s) nicht auf, wie sich auch aus Anlage BF 19 entnehmen lässt.
Die weiteren, von der Beschwerdeführerin eingereichten Unterlagen und vorgebrachten Einwände erbringen nicht den Kausalitätsnachweis für das Vorliegen „höherer Gewalt“. In der Anlage BF 18 findet sich für die Störungen mit den BNetzA-Nr. … in der Tabelle „Windstärke 10 nach Sturmfeldanalyse“ lediglich der Hinweis „Ja“, ohne dass ergänzende oder klarstellende Erläuterungen vorgenommen werden, was zu ungenau ist. Aus dem Gutachten Anlage BF 12 lassen sich nur allgemeine Windstärken laut Sturmfeldanalyse zwischen 9 und 11 Bft entnehmen, woraus sich ebenfalls nicht die Windstärke an den einzelnen Schadensorten ermitteln lässt. Wie die Beschwerdeführerin selbst darlegt, zeigen die Gutachten, dass selten das gesamte Netzgebiet von Windstärke 10 betroffen gewesen ist. Die Beschwerdeführerin hätte hier die nächstgelegene Wetterstation der MeteoGroup und den genauen Messwert benennen müssen. In den Fällen, in denen entsprechende Angaben erfolgt sind, hat die Bundesnetzagentur nach den Angaben der Beschwerdeführerin den Wert auch anerkannt, wenn die Stationen in noch geringerer Entfernung zum Schadensort lagen. Die in Anlage BF 19 für die Störungen Nr. … nur sehr rudimentär aufgeführten Schadensbilder (Leitungen gerissen, Baum in Freileitung sowie Mastbruch) erbringen keinen Nachweis für das Vorliegen eines außergewöhnlichen, sehr selten vorkommenden Ereignisses, das die Einordnung unter den Störungsanlass der „höheren Gewalt“ rechtfertigen könnte. Da die Bundesnetzagentur die Beschwerdeführerin mehrfach im Verwaltungsverfahren aufgefordert hatte, entsprechende Nachweise zu erbringen, war ein erneuter Hinweis durch den Senat nicht erforderlich.
3.3.2. Rechtsfehlerfrei hat die Bundesnetzagentur auch die für das Jahr 2014 streitigen Störungen nicht unter den Störungsanlass „höhere Gewalt“ subsumiert.
3.3.2.1. Ausweislich der Anlagen BF 17 bis BF 19 sowie der mit der Replik vorgelegten Anlage BF 28 sind im Jahr 2014 die .. Störungen mit folgenden BNetzA-Nr. streitig: .... Die zunächst in Anlagen BF 17 bis BF 19 auch genannte Störung mit der BNetzA-Nr. … ist nach den Angaben der Beschwerdeführerin offensichtlich doch nicht in den ASIDI eingeflossen, mithin nicht mehr streitgegenständlich. Nachdem die Bundesnetzagentur zunächst behauptet hat, sie habe sämtliche streitigen Störungsereignisse als auf „höherer Gewalt“ beruhend anerkannt und diese in den Anlagen BF 17-19 der Beschwerdeführerin grün markiert, hat sie in ihrer Duplik erklärt, die in Anlage BF 27 weiß hinterlegten Versorgungsunterbrechungen mit den Nr. … fielen weiter nicht unter den Störungsanlass „höhere Gewalt“. Diese korrigierten Angaben stimmen mit denen der Beschwerdeführerin und mit den Ergebnissen der Excel-Tabelle … überein, in der die genannten Störungsereignisse aus 2014 unter „umsortiert“ und nicht unter „anerkannt“ geführt werden. Auch in der zeitlich späteren Datei …, sind die streitigen Störungsereignisse in die Rubrik „atmosphärische Einwirkung“ einsortiert, bis auf die Störung mit der BNetzA-Nr. …, deren falsche Einordnung die Beschwerdeführerin nicht mehr aufrecht erhält.
3.3.2.2. Auch diese in 2014 streitigen Störungen hat die Bundesnetzagentur rechtsfehlerfrei nicht dem Störungsanlass „höhere Gewalt“ zugeordnet. Bei allen Störungsanlässen wies die zum Störungsort nächstgelegene Wetterstation eine Windstärke von 10 Bft (mindestens 24,5 m/s) nicht auf, wie Anlage BF 19 zeigt. Gegenteiliges wird von der Beschwerdeführerin auch nicht behauptet.
Die weiteren, von der Beschwerdeführerin eingereichten Unterlagen und vorgebrachten Einwände erbringen ebenfalls nicht den Kausalitätsnachweis für das Vorliegen „höherer Gewalt“. In der Anlage BF 18 findet sich für die Störung mit der BNetzA-Nr. … in der Tabelle „Windstärke 10 nach Sturmfeldanalyse“ lediglich der Hinweis „Ja“, ohne dass ergänzende oder klarstellende Erläuterungen vorgenommen werden, was, wie bereits ausgeführt, zu ungenau ist. Hinsichtlich des Gutachtens Anlage BF 12, der Sturmfeldanalysen sowie der Angaben in BF 19 für die Störungen Nr. … kann auf die Ausführungen zu den Störungen des Jahres 2013 verwiesen werden. Der Hinweis in Anlage BF 28 „Orkan Gonzalo mit Windstärken in ganz B. von 10 Bft und mehr“ reicht ebenfalls nicht aus, denn es kann nicht pauschal auf eine ganze Region abgestellt werden.
3.3.3. Schließlich hat die Bundesnetzagentur auch die streitigen Störungsanlässe aus dem Jahr 2015 fehlerfrei einsortiert und in die Berechnung des ASIDI mit einbezogen.
3.3.3.1. Ausweislich der Anlagen BF 17 bis BF 19 sowie der mit der Replik vorgelegten Anlage BF 31 sind im Jahr 2015 die Störungen mit folgenden BNetzA-Nr. streitig: …. Die zunächst auch verfolgten Störungen mit den BNetzA-Nr. … (in den Anlagen BG3-BG5 grün markiert) hat die Bundesnetzagentur anerkannt und insoweit auch als Störungsanlass „höhere Gewalt“ berücksichtigt. Bei den Störungen BNetzA-Nr. … und … handelt es sich um diejenigen, bei der an der Messstation … der Messwert 999 ausgewiesen wurde. Die Beschwerdeführerin stellt dies unter Hinweis auf die Tabelle … unstreitig und hat sie in der nun allein maßgeblichen Anlage BF 31 nicht mehr aufgeführt. Ihre Anerkennung ist damit unstreitig. Ausweislich der Datei … wurde die Störung Nr. …, die die Beschwerdeführerin erst mit der Replik eingebracht hat (vgl. Bl. 318 GA), anerkannt.
3.3.3.2. Auch die für das Jahr 2015 erfolgte Zuordnung hat die Bundesnetzagentur zutreffend vorgenommen. Für keine der noch streitigen Störungen wies die nächstgelegene Wetterstation eine Windstärke von 10 Bft oder mehr auf, wie sich aus Anlage BF 19 sowie den vorgelegten Excel-Tabellen ergibt. Soweit die Beschwerdeführerin für die Störung mit der BNetzA-Nr. … zunächst behauptet hat, entgegen den Angaben in der Excel-Datei … habe an der nächstgelegenen Wetterstation M. die Windstärke 10 Bft (25,4 m/s) geherrscht, hat sie dies auf Nachfrage des Senats korrigiert und ausgeführt, die Bundesnetzagentur sei zutreffend von der nächstgelegenen Wetterstation Z. und einer dort herrschenden Windstärke von 9 Bft ausgegangen. Sie sei fälschlicherweise von M., der für die Gemeinde S.in O. nächstgelegenen Wetterstation, ausgegangen. Die hier streitgegenständliche Störung mit der Nummer … habe jedoch die Gemeinde S. in N. betroffen, für die die Wetterstation Z. die nächstgelegene sei.
Weitere Nachweise, die eine Einordnung der Störungsereignisse unter den Anlass „höhere Gewalt“ rechtfertigen könnten, hat die Beschwerdeführerin nicht erbracht. Hinsichtlich des Schadensbildes ergibt sich auch hier nur der pauschale und damit unzureichende Vortrag aus den Tabellen „Leitungen gerissen“, „Baumeinfall in Freileitung“, „Seilschaden“ und „Mastauswechslung“.
4. Zu Recht hat die Bundesnetzagentur auch die Versorgungsunterbrechungen durch Vogelschutzmaßnahmen bei der Ermittlung des Kennzahlenwerts mit einem Faktor von 0,5 berücksichtigt. Gemäß § 41 BNaSchG sind zum Schutz von Vogelarten neu zu errichtende Masten und technische Bauteile von Mittelspannungsleitungen konstruktiv so auszuführen, dass Vögel gegen Stromschlag geschützt sind. An bestehenden Masten und technischen Bauteilen von Mittelspannungsleitungen mit hoher Gefährdung von Vögeln sind bis zum 31.12.2012 die notwendigen Maßnahmen zur Sicherung gegen Stromschlag durchzuführen. Da in B. der Nachrüstungsumfang auch aufgrund neuer technischer Anforderungen recht erheblich war, wurde der Beschwerdeführerin eine weitere Nachrüstungsfrist bis Ende 2016 gesetzt.
Die Beschwerdeführerin, die mit einem Freileitungsanteil von … % in den Jahren 2013 bis 2015 erheblich von den Nachrüstungspflichten betroffen war, wendet sich ohne Erfolg gegen die Berücksichtigung der Versorgungsunterbrechungen durch Vogelschutzmaßnahmen. Das Argument der Beschwerdeführerin, im Hinblick auf ihre Auswirkungen in der Qualitätsregulierung seien die Versorgungsunterbrechungen Extremwetterereignissen sehr ähnlich, da sie auf gesetzlichen Vorgaben beruhten und unbeeinflussbar seien, die Netzbetreiber aus diesen nicht zurechenbaren Gründen in höchst unterschiedlichem Umfang beträfen und zu einer erheblichen Verzerrung des Qualitätsvergleichs führen, mag zwar im Grundsatz zutreffen, führt aber nicht zu der gewünschten Einordnung dieser Störungsereignisse in der Kategorie „höhere Gewalt geplant“. Wie bereits zu dem Störungsanlass „Extremwetterereignis“ ausgeführt, sollen die Kennzahlen nach den gesetzlichen Vorgaben in §§ 18 bis 20 ARegV sowie auch nach der Verordnungsbegründung (BR-Drucks. 417/07, S. 63f) im Ausgangspunkt jegliche geplante und ungeplante Versorgungsunterbrechung berücksichtigen, weil sie für die Verbraucher zu Unannehmlichkeiten führt und eine Verschlechterung der Versorgungsqualität bedeutet (BGH, Beschluss vom 22.07.2014, EnVR 59/12, Rn. 73 ff., juris).
Die Bundesnetzagentur verletzt auch nicht ihr Regulierungsermessen, weil sie bei der Bestimmung des Qualitätselements die Störungsanlässe "höhere Gewalt" und "Rückwirkungsstörungen" sowie geplante Versorgungsunterbrechungen aufgrund von „Zählerwechseln" außer Betracht lässt, den Störungsanlass „Vogelschutznahmen“ hingegen berücksichtigt. Insoweit fehlt es an der Vergleichbarkeit. Denn anders als eine Störung des Netzbetriebs durch Zählerwechsel, Rückwirkungsstörungen oder „höhere Gewalt“ liegt eine Unterbrechung der Stromversorgung durch Nachrüstung von Vogelschutzmaßnahmen in der Sphäre des Netzbetreibers. Die Beschwerdeführerin hatte mit der Einführung der Nachrüstungspflicht im Jahr 2002 bis 2016, mithin insgesamt 14 Jahre Zeit, ihre Netze an die gesetzlichen Vorgaben anzupassen. Es bestand daher hinreichend Gelegenheit, die Nachrüstung zeitgleich mit ohnehin notwendigen Instandsetzungsarbeiten oder Wartungsarbeiten durchzuführen, um so den Störungszeitraum möglichst gering zu halten. Insoweit unterscheidet sich der Störungsanlass „Nachrüstung von Vogelschutzmaßnahme“ auch maßgeblich von dem im Hinweispapier der Bundesnetzagentur zur Zuordnung von Versorgungsunterbrechungen zum Störungsanlass „höhere Gewalt“ genannten Störungsanlass „Abschaltung auf Anordnung von Behörden zum Schutz der öffentlichen Sicherheit (soweit die Ursache dieser Anordnung außerhalb des Zuständigkeitsbereichs des Netzbetreibers lag)“. Letztgenannter Störungsanlass erfasst nur plötzliche und unvorhersehbare Maßnahmen der ordnungsrechtlichen Gefahrenabwehr, die sich eben nicht vorausschauend planen lassen.
Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin lässt sich der Störungsanlass „Vogelschutzmaßnahmen“ auch nicht mit dem Versorgungsanlass „Zählerwechsel“ vergleichen, da der Zählerwechsel durch den Messstellenbetreiber durchgeführt wird, der häufig nicht mit dem Netzbetreiber personenidentisch ist. Anders als bei Versorgungsunterbrechungen durch Stürme oder Vogelschutzmaßnahmen hat der Netzbetreiber hier überhaupt keine Einflussnahmemöglichkeit, denn auch die Dauer der Versorgungsunterbrechung liegt insoweit nicht in seiner Sphäre. Bei Vogelschutzmaßnahmen kann die Beschwerdeführerin durch Verbesserung des Störungsmanagements oder eine gezielte Planung der Maßnahmendurchführung die Dauer der Unterbrechung indes bestimmen. So führt die Beschwerdeführerin selbst aus, dass sie … oder Ersatzaggregate einsetze, um Versorgungsunterbrechungen weiter zu begrenzen. So gelänge es ihr, rund zwei Drittel aller Vogelschutzmaßnahmen entweder ganz ohne Versorgungsunterbrechungen auszuführen oder aber die Versorgungsunterbrechungen deutlich zu reduzieren.
C.
Über die Kosten des Beschwerdeverfahrens war gemäß § 90 S. 1 EnWG nach billigem Ermessen zu entscheiden.
Dem entspricht es, entsprechend der Quote ihres Unterliegens die Kosten des Beschwerdeverfahrens der Beschwerdeführerin zu 77 % und der Bundesnetzagentur zu 23 % aufzulegen. Ausgehend von dem durch Beschluss vom 22.01.2020 im Einvernehmen mit den Verfahrensbeteiligten bereits festgesetzten Streitwert von … Euro, der dem Gesamtbetrag des für die Jahre 2017 und 2018 jeweils festgesetzten Malus der Qualitätsregulierung bezogen auf die Mittel- und die Niederspannung von … Euro entspricht, hat die Beschwerde überwiegend keinen Erfolg. Unter Zugrundelegung der vorläufigen Neuberechnung durch die Bundesnetzagentur im Schriftsatz vom 02.05.2019 ist zu erwarten, dass es bei der durch die Bundesnetzagentur vorzunehmenden Neuberechnung des Qualitätselements zu einer Verringerung des Malus für die Mittelspannung von … Euro/Jahr auf voraussichtlich … Euro/Jahr kommt, mithin um … Euro/Jahr. Da der Bonus in der Niederspannung unverändert bleibt, entspricht dieser Betrag auch der zu erwartenden Reduktion des jährlichen Malus der Qualitätsregulierung und einem Anteil von 23 % des derzeit festgesetzten jährlichen Malus.
D.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG).

Rechtsmittelbelehrung:
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Rechtsbeschwerde kann auch durch Übertragung eines elektronischen Dokuments an die elektronische Poststelle des Gerichts erhoben werden. Das elektronische Dokument muss für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet sein. Es muss mit einer qualifizierten elektronischen Signatur der verantwortenden Person versehen sein oder von der verantwortenden Person signiert und auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht werden. Die für die Übermittlung und Bearbeitung geeigneten technischen Rahmenbedingungen bestimmen sich nach näherer Maßgabe der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung) vom 24.11.2017 (BGBl. I, S. 3803). Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. 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: §§ 19, 20 ARegV
§§ 18 ff. ARegV
§§ 19 ff ARegV
§§ 19 f. ARegV
§§ 19, 20 ARegV als zusätzliches Element neben den Effizienzvergleich nach §§ 12-14 ARegV
§§ 18ff. ARegV
§§ 19 und 20 ARegV
§§ 18 bis 20 ARegV
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 21 EnWG
§ 15 ARegV
§ 12 ARegV
§ 6 ARegV
§ 52 EnWG
§ 18 ARegV
§ 19 ARegV
§ 20 ARegV
§ 30 VwVfG
§ 41 BNaSchG
§ 20 Abs. 2 S. 2 ARegV
§ 21a Abs. 4, 5 EnWG
§ 21 Abs. 5 S. 4 EnWG
§ 41 S. 2 BNatSchG
§ 20 Abs. 2 S. 1 ARegV
§ 5 Abs. 1 MsbG
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 20 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 EnWG
§ 113 Abs. 1 VwGO
§ 12 Abs. 1 Satz 3 ARegV
§ 12 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 27 Abs. 1 S. 2 Nr. 4 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG
§ 20 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV
§ 20 Abs. 2 und Abs. 3 ARegV
§ 21a Abs. 5 S. 1 EnWG
§ 21a Abs. 5 S. 5 EnWG
§ 21a Abs. 5 S. 2 und S. 3 EnWG
§ 84 Abs. 1 EnWG
§ 71 Satz 1 EnWG
§ 84 Abs. 2 Satz 2 EnWG
§ 20 Abs. 1 S. 2 ARegV
§ 20 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 21 Abs. 1 S. 2 EnWG
§ 4 Abs. 4 S. 1 Nr. 2 ARegV
§ 19 Abs. 3 S. 1 ARegV
§ 20 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 52 S. 5 EnWG
§ 19 Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 20 Abs. 1 ARegV
§ 90 S. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 130a Abs. 4 ZPO
§ 55a Abs. 4 VwGO
Art. 19 Abs. 4 GG

Zitierte Entscheidungen: 39 Euro statt 1.05
3 Kart 139/12
1 C 45/06
3 Kart 806/18
3 Kart 245/12
3 Kart 39/11
3 Kart 549/16
5 EnWG vom 22.02
3 Kart 40/11