Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2025-10-29, Aktenzeichen 3 Kart 551/24
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2025:1029.3KART551.24.00

Tenor:
Die Beschwerde wird zurückgewiesen.
Die Beschwerdeführerin trägt die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen außergerichtlichen Auslagen der Bundesnetzagentur.
Der Wert des Beschwerdegegenstands wird auf 250.000 Euro festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdeführerin, deren Verfahren zu den mit Beschluss vom 14. Oktober 2024 bestimmten Musterverfahren nach § 78a EnWG zählt, betreibt ein Elektrizitätsverteiler- und Gasverteilernetz. Sie macht einen Anspruch auf Abänderung der von der Bundesnetzagentur für die vierte Regulierungsperiode festgelegten kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze geltend.
Die Eigenkapitalzinssatzfestlegung war zuletzt für die vierte Regulierungsperiode mit den Beschlüssen vom 12. Oktober 2021 (BK4-21-055 und BK4-21-056) erfolgt. Vorgegeben wurde ein Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen von 5,07 % vor Steuer, was unter Zugrundelegung des herangezogenen Steuerfaktors einem Zinssatz von 4,13 % nach Steuer entsprach. Hierzu hatte die Bundesnetzagentur zunächst einen risikolosen Zinssatz in Höhe von 0,74 % als Zehnjahresmittel im Sinne von § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV bestimmt. Den Zuschlag zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse bezifferte die Bundesnetzagentur auf 3,39 %. Dazu hatte die Bundesnetzagentur im ersten Schritt eine Marktrisikoprämie festgelegt (3,70 %) und diese mit einem – anhand einer Vergleichsgruppe aus ausländischen Netzbetreibern ermittelten – Risiko- bzw. Beta-Faktor (0,81) multipliziert, was einen Wagniszuschlag von ca. 3,00 % ergab. Um Inkonsistenzen zwischen dem verordnungsrechtlich vorgegebenen risikolosen Zinssatz und dem bei Ermittlung der Marktrisikoprämie herangezogenen risikolosen Zinssatz zu adressieren, nahm die Bundesnetzagentur sodann in einem zweiten Schritt mit dem sogenannten Wagniskorrekturzuschlag eine Anhebung um 0,395 %-Punkte vor.
Zum Zeitpunkt der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 waren die aktuellen Jahres- bzw. Monatswerte der Umlaufsrenditen im Sinne von § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV noch negativ. Etwa ab Beginn des russischen Angriffs auf die Ukraine kam es jedoch zu einem schnellen Anstieg. Bereits im Sommer 2022 wurde Werte von etwa 1,80 oder 1,90 % erreicht. Ab und nach dem Januar 2023 betrugen die Renditen durchschnittlich knapp 2,90 % und bisweilen mehr als 3,00 %. Parallel dazu hatte der Rat der Europäischen Zentralbank angesichts hoher Inflationsraten den Zinssatz für das Hauptrefinanzierungsgeschäft, der zuletzt im März 2016 von 0,05 % auf 0,00 % gesenkt worden war, ab dem Juli 2022 in mehreren Schritten auf 4,50 % (September 2023) angehoben.
In diesem Zeitraum verpflichtete der Senat auf Beschwerden mehrerer Netzbetreiber die Bundesnetzagentur mit Beschlüssen vom 30. August 2023 (unter anderem VI-3 Kart 129/21 [V]) zur Neufestlegung der Eigenkapitalzinssätze für die vierte Regulierungsperiode.
Auf die von der Bundesnetzagentur eingelegten Rechtsbeschwerden hob der Bundesgerichts mit Beschlüssen vom 17. Dezember 2024 (unter anderem EnVR 79/23) und vom 25. Februar 2025 (unter anderem EnVR 92/23) die genannten Senatsentscheidungen auf. Die Beschwerden der Netzbetreiber wurden zurückgewiesen. Der Bundesgerichtshof stellte bei seiner Prüfung auf die Sach- und Rechtslage im Zeitpunkt des Festlegungserlasses ab. Soweit der Bundesgerichtshof über hilfsweise gestellte Anträge auf Verpflichtung der Bundesnetzagentur zur nachträglichen Abänderung der Festlegungen zu entscheiden hatte, wies er diese als unzulässig zurück.
Zuvor – und zwar bereits im Juni 2023 und damit noch während der erstinstanzlichen Anhängigkeit der vorerwähnten Beschwerdeverfahren – hatte die Bundesnetzagentur ein Verfahren zur Festlegung von Regelungen für die Bestimmung des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes für Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag eingeleitet. In dem hierzu veröffentlichten Eckpunktepapier und einem weiteren Dokument (FAQ) brachte die Bundesnetzagentur zum Ausdruck, warum eine Anpassung für Bestandsinvestitionen nicht vorgesehen sei.
In dazu abgegebenen Stellungnahmen wurde insbesondere die Differenzierung zwischen Neu- und Bestandsanlagen kritisiert, etwa mit der Begründung, dass es stets nur ein und dieselbe Renditeerwartung als Opportunitätskosten alternativer Anlagen geben könne. Gefordert wurde deshalb eine generelle Neufestlegung der Eigenkapitalzinssätze. Diese Kritik wurde in den Stellungnahmen zum Beschlussentwurf aufrechterhalten, der bis zum 6. Dezember 2023 konsultiert wurde und sich nur geringfügig von den schon im Juni 2023 avisierten Regelungen unterschied. Bis dahin hatten bereits zahlreiche Netzbetreiber Anträge auf nachträgliche Abänderung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 gemäß § 29 Abs. 2 EnWG gestellt. Weitere Anträge folgten. Die Beschwerdeführerin schloss sich dem Kreis der Antragsteller mit Schreiben vom 18. Dezember 2023 an.
Mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 traf die Beschlusskammer 4, der die Zuständigkeit von der Großen Beschlusskammer übertragen worden war, für die Rest- oder Gesamtdauer der vierten Regulierungsperiode Gas und Strom (d.h. ab dem Januar 2024 bis zum 31. Dezember 2027 bzw. 31. Dezember 2028) im Wesentlichen folgende Regelung für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag: Der Eigenkapitalzinssatz nach Steuer ergibt sich als Summe aus dem Durchschnitt der Monatswerte des jeweiligen Kalenderjahres der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines Wagniszuschlags von 3,00 %. Dieser wird mit einem Steuerfaktor von 1,226 multipliziert. Für den Antrag auf Genehmigung des Kapitalkostenaufschlags zum 30. Juni eines Jahres ist zunächst ein Planwert basierend auf dem Durchschnitt der Monatswerte des ersten Quartals anzuwenden. Liegen bei Antragstellung jahresscharfe Umlaufsrenditen vor, wird der Planwert durch den tatsächlichen Zinssatz ersetzt. Nach Nr. 2 der Entscheidungsformel gilt die Festlegung für nach dem 31. Dezember 2023 erstmals als Anlagen im Bau oder Fertiganlagen aktivierte Anschaffungs- und Herstellungskosten. Werden Anlagen im Bau nach dem 31. Dezember 2023 in Fertiganlagen umgebucht, werden sie ab dem Zeitpunkt der Umbuchung mit dem Zinssatz laut Nr. 1 der Entscheidungsformel verzinst.
In den Gründen ihrer Entscheidung befasste sich die Bundesnetzagentur mit der in der Konsultation erhobenen Forderung nach einer generellen Neufestlegung des Eigenkapitalzinssatzes für die vierte Regulierungsperiode. Dem Begehren, den Zinssatz auch für Bestandsanlagen anzuheben, hielt sie drei Argumente entgegen („Erhöhte Planbarkeit“, „Absicherungsmöglichkeiten von Zinsänderungen“ und „Langlebigkeit von Netzinvestitionen“). Eine zwingende Notwendigkeit zur Einbeziehung der Bestandsanlagen in die Neuregelung sei nicht erkennbar.
Nach Erlass der vorgenannten Festlegung legten zahlreiche Netzbetreiber Beschwerde ein. Das von der Beschwerdeführerin initiierte Verfahren (VI-3 Kart 317/24 [V]) zählt zu den später mit Beschluss vom 10. Juni 2024 im ersten Komplex nach § 78a EnWG ausgesetzten Verfahren.
Kurz nach Erlass der Festlegung vom 17. Januar 2024 – und zwar am oder ab dem 23. Februar 2024 – reagierte die Bundesnetzagentur per Email eines Beschlusskammermitglieds auf die bis dahin zahlreich gestellten Anträge auf Abänderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021. Es heißt darin jeweils:
„Auch wenn ein formelles Antragsrecht … nicht besteht, hat die Beschlusskammer die in Ihrem Schreiben vorgebrachten Argumente zum Anlass genommen zu prüfen, ob die festgelegten Eigenkapitalzinssätze weiterhin den gesetzlichen Voraussetzungen genügen oder ob von Amts wegen ein Verfahren nach § 29 Abs. 2 EnWG einzuleiten ist.
Ohnehin beobachtet die Beschlusskammer fortlaufend die … relevanten Gegebenheiten. …
Die Beschlusskammer hat sich in den vergangenen Monaten intensiv mit den nach der Festlegung … eingetretenen Entwicklungen auseinandergesetzt. Soweit notwendig hat die Beschlusskammer mit der Festlegung … vom 17.01.2024 … reagiert. Zur Begründung der Angemessenheit des Eigenkapitalzinssatzes für Neuanlagen wird auf den vorgenannten Beschluss verwiesen.
Für die von Ihnen geforderte Anpassung des Eigenkapitalzinssatzes für die vierte Regulierungsperiode sieht die Beschlusskammer hingegen kein Erfordernis. In Bezug auf Bestandsinvestitionen sind die für die vierte Regulierungsperiode festgelegten Zinssätze weiterhin angemessen, wettbewerbsfähig und risikoangepasst …“
Die Beschwerdeführerin macht mit ihrer Beschwerde – anknüpfend an ihre Antragsschrift vom 18. Dezember 2023 – einen Anspruch auf Anpassung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 geltend und begründet ihre Beschwerde im Wesentlichen wie folgt:
Der besagte Anspruch stehe ihr unter dem Gesichtspunkt einer erheblichen Veränderung der Sach- und Rechtslage zu. Substanzielle Änderungen seien mit der Zinswende, den veränderten Rahmenbedingungen für Gas- und Stromnetzbetreiber und der Neuausrichtung des Regulierungsrahmens eingetreten. Ab Mitte des Jahres 2012 habe der Zinssatz für die Einlagefazilität konstant 0 % oder -0,5 % betragen. Nach dem Beginn des russischen Angriffskriegs sei er zwischenzeitlich auf 4,0 % angehoben worden. Daneben seien auch der Hauptrefinanzierungs- und der Spitzenrefinanzierungssatz deutlich nach oben angepasst worden. Diese Umstände seien in Anbetracht der vorherigen Niedrig- oder Nullzinsphase als außergewöhnlich zu bezeichnen. Dies zeige sich auch an den am „kurzen Ende“ deutlich gestiegenen Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten, die nach § 7 Abs. 4 Satz 1 StromNEV bzw. GasNEV zugrunde zu legen seien.
Infolgedessen veränderten sich auch die Erwartungswerte für Investitionen in deutsche Netzbetreiber. Da das Risiko einer entsprechenden Investition höher sei als bei einer Investition in sichere deutsche Anleihen bester Bonität, müsse die Rendite höher ausfallen. Insoweit genüge ein Blick auf den MSCI World ETF, um die Unangemessenheit zu belegen. Die Kapitalbeschaffung für meist kommunal gehaltene Netzbetreiber sei zunehmend schwierig, obgleich der Bedarf an Kapital nicht sinke, sondern deutlich steige. Private Kapitalgeber seien kaum bis gar nicht zu finden, was etwa das Geschehen im Zusammenhang mit dem geplanten Verkauf eines Übertragungsnetzbetreibers veranschauliche. Selbst staatliche Rentenfonds aus anderen Ländern hätten sich aus dem Bieterprozess zurückgezogen. Hinsichtlich der Verteilernetzebene werde der Mangel an privaten Investoren schon dadurch unterstrichen, dass sich die Netzbetreiber meist in staatlicher Hand befänden. Ein Aufbau von Eigenkapital aus eigener Kraft sei nicht möglich.
Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweise, dass es nur um den nicht absehbaren Investitionsneubedarf gehe und die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinreichend sei, treffe dies nicht zu. Die Energiewende sei spätestens seit dem Jahre 2010 fester Bestandteil der deutschen Energiepolitik. Auch ein Altinvestor erwarte über den ganzen Zeitraum einer Investition eine angemessene Rendite. Ergänzend werde auf die Ausführungen in dem Verfahren VI-3 Kart 330/24 [V] aus dem ersten Musterverfahrenskomplex Bezug genommen
Die Bundesnetzagentur könne dem Anpassungsverlangen auch nicht entgegenhalten, dass sie Preisgünstigkeit und Verbraucherfreundlichkeit zu gewährleisten habe. Daran werde vielmehr deutlich, dass seitens der Bundesnetzagentur sachfremde Erwägungen berücksichtigt worden seien. In erster Linie gehe es um Versorgungssicherheit. Eine günstige Versorgung habe keinen Zweck, wenn sie nicht sicher sei. Dass es zu hohen Kosten für die Netznutzer kommen könne, sei dem Wälzungsmechanismus immanent. Durch das veränderte Nutzungsverhalten trügen die Netznutzer maßgeblich dazu bei, dass die Anforderungen an den Netzbetrieb zunähmen. Eine größere Beteiligung der Netznutzer sei also verursachungsgerecht.
Ein weiterer Umstand, der zur veränderten Sachlage beitrage, seien die besonderen Rahmenbedingungen für Gasnetzbetreiber. Der Einbau neuer Gasheizungen werde aufgrund gesetzlicher Änderungen ab dem Jahre 2025 weitgehend unmöglich. Im industriellen Bereich sähen die gesetzlichen Rahmenbedingungen eine Substitution von Erdgas durch Wasserstoff vor. Die Netzbetreiber hätten einen ungeahnten Kundenverlust zu erwarten, müssten aber gleichzeitig der Aufgabe der Daseinsvorsorge weiterhin nachkommen. In der Folge ergäben sich stark steigende Betriebskosten bei deutlich sinkender Rendite.
Auch die veränderten Wettbewerbsbedingungen für Stromnetzbetreiber leisteten einen Beitrag. Die Stromnetze müssten in Zukunft die politisch gewollten Transformationsprozesse in erheblichem Maße auffangen. Hieraus ergäben sich stark steigende Betriebskosten mit sehr hohem Ausbaubedarf bei zugleich deutlich sinkender Rendite und damit sinkender Attraktivität für Investoren.
Dass im Bereich der Stromverteilernetze bereits derzeit eher eine Art „Mangelverwaltung“ an Stelle einer „Investitionsflut“ vorherrsche, zeigten jüngere gesetzliche Änderungen (vgl. § 14a EnWG). Laut Presseberichten rechne die Bundesnetzagentur für den Zeitraum bis zum Jahre 2045 mit einem Investitionsbedarf von 150 bzw. 300 Milliarden Euro im Bereich der Verteiler- bzw. Übertragungsnetze.
Schließlich sei auch der neuerlich veränderte Regulierungsrahmen ein Umstand, der die Rechtslage verändert habe. Kern der Neuregelungen sei die Stärkung der Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur. Sie sei insbesondere nicht mehr daran gebunden, den zehnjährigen Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten für ihre Festlegung zu verwenden. Von dem erweiterten Handlungsspielraum mache sie zu Unrecht keinen ausreichenden Gebrauch.
Aufgrund der dargestellten Veränderungen sei die Bundesnetzagentur zur Anpassung verpflichtet. Das Ermessen sei „auf Null“ reduziert. Die Notwendigkeit, die besagten Herausforderungen in den Netzentgelten abzubilden, habe der Gesetzgeber im Rahmen eines intendierten Ermessens bereits vorgegeben (§ 21 Abs. 2 Sätze 5 und 6 EnWG). Die Bundesnetzagentur müsse daher die Entwicklungen zwingend berücksichtigen, zumal auch eine Gefahr für die Versorgungssicherheit drohe. Die dauerhafte Erfüllung der Daseinsvorsorge setze eine umfangreiche Ausstattung mit Finanzmitteln voraus, die auch eine Erweiterung der Infrastruktur gewährleiste. Nun sei aber zu befürchten, dass wichtige Netzinvestitionen verschoben würden und somit langfristiger Schaden für die leitungsgebundene Energieversorgung drohe.
Darüber hinaus ergebe sich eine Ermessensreduzierung „auf Null“ auch aus der Selbstbindung der Bundesnetzagentur. In den gegen die Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 geführten Beschwerdeverfahren habe die Bundesnetzagentur wiederholt betont, dass bei einer „spürbaren Änderung des Zinsumfelds“ die Möglichkeit einer nachträglichen Änderung der festgelegten Eigenkapitalzinssätze bestünde. Dass eine solche Änderung eingetreten sei, habe die Bundesnetzagentur insbesondere mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 anerkannt. Die Bundesnetzagentur verhalte sich daher widersprüchlich, wenn sie im hiesigen Verfahren von der Angemessenheit der Zinssätze ausgehe.
Der Umfang der Anpassungen der streitigen Festlegung werde durch § 29 Abs. 2 EnWG nicht beschränkt. Im Hinblick auf die veränderte Sachlage halte sie eine Erhöhung der Eigenkapitalzinssätze um jeweils mindestens 400 Basispunkte für angemessen. Diese Forderung orientiere sich an der Erhöhung der Leitzinsen. In zeitlicher Hinsicht sei eine Anpassung jedenfalls ab Beginn der vierten Regulierungsperiode (Gas: 2023; Strom: 2024) unausweichlich, da sich das Zinsumfeld bereits während des Jahres 2022 signifikant geändert habe.
Dass der Beginn des geforderten Anpassungszeitraums in der Vergangenheit liege, stehe dem Anspruch nicht entgegen. Diskutiert worden sei diese Frage bislang vor allem im Hinblick auf nachteilige Anpassungen. Hier gehe es jedoch um eine ihr günstige Änderung. Zudem seien der Anreizregulierung Rückwirkungen im Allgemeinen nicht fremd. In vielen Bereichen diene das Regulierungskonto dem Ausgleich von Differenzen.
Mit nachgelassenem Schriftsatz vom 19. August 2025 hat die Beschwerdeführerin ihr Vorbringen ergänzt und vertieft. Die vom Bundesgerichtshof postulierte Eigenkapitalknappheit könne schon insgesamt nicht maßgeblich sei. Ein Netzbetreiber könne aufgrund seiner gesetzlichen Verpflichtungen dem Netz nicht einfach Kapital entziehen. Netzbetreiberindividuelle Umstände könnten darüber hinaus auch deshalb nicht maßgeblich sein, weil dann kein Raum mehr für Härtefallanträge bliebe. Demnach müsse zumindest ein Gesamtüberblick in der Branche vorgenommen werden. Unabhängig davon seien aber selbst die vom Senat in mündlicher Verhandlung angedeuteten Voraussetzungen erfüllt, weil eine offensichtliche und konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze bestehe. Diese Frage sei beweisbedürftig, wobei die Bundesnetzagentur die Beweislast träfe. Ihr selbst sei es nicht zumutbar, eine Untersuchung für die gesamte Branche vorzunehmen. Eine adäquate Prüfung seitens der Bundesnetzagentur sei nie erfolgt. Die notwendige Beschaffung von Eigenkapital funktioniere lediglich mittels der Beteiligung eines Investors, der Kapital für Anteile biete, oder über eine Kapitalerhöhung des Bestandsgesellschafters. Weil die meisten Netzbetreiber kommunale Gesellschafter hätten, sei eine Kapitalerhöhung bereits aus kommunal- und finanzverfassungsrechtlichen Gründen nicht immer möglich, jedenfalls aber wirtschaftlich schwer darstellbar. Das Verschuldungsniveau habe im Jahr 2024 einen Rekordstand erreicht. Viele Stadtwerke seien ebenfalls hoch verschuldet und bräuchten gerade mehr Eigenkapital, um überhaupt kreditwürdig zu sein. Hervorzuheben sei weiterhin der Umstand, dass sich eine Eigenkapitalknappheit nicht an einer festen Eigenkapitalquote festmachen lasse, sondern an anderen – bereits zu beobachtenden – Faktoren (z.B. Netzengpässe, abnehmende Versorgungsqualität). Zwar handele es sich bei der Eigenkapitalquote in der Betriebswirtschaft grundsätzlich um eine angemessene Bilanzkennzahl des Controllings. Im Netzbetrieb habe sie aber keine Aussagekraft über die Angemessenheit der Eigenkapitalverzinsung. So sei zu bedenken, dass die Eigenkapitalverzinsung lediglich eine kalkulatorische Kostenposition darstelle, die bei der Berechnung der Netzentgelte eine Rolle spiele. Die Frage nach der Eigenkapitalquote sei zirkelschlüssig, weil sie maßgeblich durch die in Streit stehende Eigenkapitalverzinsung bestimmt werde.
Die Beschwerdeführerin beantragt gemäß ihrer klarstellenden Erklärung in mündlicher Verhandlung,
die Bundesnetzagentur zu verpflichten, die Festlegung der Eigenkapitalzinssätze für Alt- und Neuanlagen für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetzen für die vierte Regulierungsperiode in der Anreizregulierung vom 12. Oktober 2021 (BK4-21-055 und BK4-21-056) dahingehend nachträglich anzupassen, dass die festgelegten Eigenkapitalzinssätze ab dem Beginn der vierten Regulierungsperiode mindestens um 400 Basispunkte, mithin auf 9,0 %, erhöht wird.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie hält den – auch in den Verfahren gegen die Festlegung vom 17. Januar 2024 erhobenen – Vorwurf, sie habe zu wenig unternommen, um die Zinswende regulatorisch abzubilden, für ungerechtfertigt. Ihre Reaktion in Gestalt der Festlegung vom 17. Januar 2024 sei ausreichend gewesen. Sie schätze die Veränderung des Zinsumfelds nicht als derart gravierend und nachhaltig ein, dass die von ihr am 12. Oktober 2021 festgelegten Zinssätze (auch perspektivisch) zu nicht mehr angemessenen Ergebnissen führen würden. Darin sehe sie sich durch die Leitzinssenkungen seit Juni 2024 bestätigt.
Soweit die Beschwerdeführerinnen Anfechtungsbeschwerden erhoben hätten, seien diese bereits unzulässig. Ihre Emails hätten keinen Regelungscharakter. Dies ergebe sich insbesondere aus der äußeren Form, dem Umstand, dass lediglich eine Beisitzerin geantwortet habe, sowie dem Inhalt, namentlich den Ausführungen zum Nichtbestehen eines formellen – vom Antragserfordernis im Sinne des § 75 Abs. 3 EnWG zu unterscheidenden – Antragsrechts im Sinne von § 29 Abs. 2 EnWG.
Die Anfechtungs- und Verpflichtungsbeschwerden seien im Übrigen auch unbegründet. Sie habe ihr Ermessen angesichts der veränderten Rahmenbedingungen dahingehend ausgeübt, dass sie die Festlegung vom 17. Januar 2024 erlassen habe. Ihr Ermessen sei nicht darauf reduziert, die Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 nach § 29 Abs. 2 EnWG zu ändern. Dazu sei sie auch nicht aufgrund einer Zusage verpflichtet.
Entgegen der Auffassung der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen sei es nicht das hauptsächliche Ziel der Festlegung vom 17. Januar 2024 gewesen, auf das aktuelle Zinsumfeld zu reagieren. Hauptsächlicher Grund sei vielmehr der durch das sogenannte Osterpaket ausgelöste Investitionsbedarf gewesen. Der Vorwurf, sie habe selbst erkannt, dass sich ihre Einschätzungen vom 12. Oktober 2021 als unzutreffend erwiesen hätten, sei haltlos. Vielmehr habe sie sich für den Erlass der Festlegung vom 17. Januar 2024 und gleichzeitig dagegen entschieden, ein Verwaltungsverfahren nach § 29 Abs. 2 EnWG zu eröffnen.
Ihr Ermessen, die Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 zu ändern, sei nicht „auf Null“ reduziert. Die Festlegungen seien nicht einmal rechtswidrig geworden. Die StromNEV bzw. GasNEV sehe eine historische Durchschnittsbildung zur Bestimmung des risikolosen Zinssatzes vor. Betrachte man die historische Entwicklung, werde ersichtlich, dass der signifikante Anstieg nicht außerordentlich sei. Spitzenwerte, die in einzelnen Jahren erreicht worden seien, seien nicht so repräsentativ, dass sie die neue Bemessungsgrundlage für den risikolosen Bestandteil des Eigenkapitalzinssatzes sein sollten. Es sei vielmehr sachgerecht, die Festlegung auf Basis geglätteter Durchschnittswerte vorzunehmen. Auch in der Methode zur Ermittlung der Marktrisikoprämie zeige sich der Vorteil von langen historischen Zeitreihen.
Die Festlegungen vom 12. Oktober 2021 seien auch nicht unter dem Gesichtspunkt eines Missverhältnisses von Eigenkapital- und Fremdkapitalzinssatz rechtswidrig geworden. Die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen beriefen sich insoweit insbesondere auf einen Fremdkapitalzinssatz im Sinne von § 10a Abs. 7 ARegV in Höhe von 4,37 % bzw. 4,38 %. Auf solche Vergleiche komme es aber nicht an, weil die Prämisse, dass die Fremdkapitalzinsen der Netzbetreiber im Jahre 2023 derart von der Zinswende betroffen gewesen seien, unrichtig sei. Diese hätten sich historisch niedrige Fremdkapitalzinssätze sichern können. Dies gelte für die Netzbetreiber, die über ihre Unternehmensfinanzierung in eine Konzernfinanzierung eingebunden seien. Gemessen am Umsatz handele es sich um die Mehrheit der Netzbetreiber.
Dass die tatsächlichen Fremdkapitalkosten auch 2023 tatsächlich unter dem regulatorisch festgelegten Eigenkapitalzins gelegen hätten, lasse sich aus den Jahresberichten ablesen. Im Konzernabschluss der … – der wichtigsten Muttergesellschaft in der Branche – werde ausgeführt, dass sich der allgemeine Refinanzierungszinssatz zwischen 2022 und 2023 nicht wesentlich verändert habe (2,59 % bzw. 2,66 %). Weiterhin sei das in der Netzbranche – namentlich von … und … – begebene Anleihevolumen als Hinweis darauf zu interpretieren, dass Muttergesellschaften flächendeckend Zinssicherungsgeschäfte durchführten.
Die Festlegungen vom 12. Oktober 2021 seien auch nicht aufgrund einer Veränderung der Rahmenbedingungen für Gas- oder Stromnetzbetreiber rechtswidrig geworden. Sie habe seinerzeit bereits anhand einer Risikoanalyse geprüft, ob vorgebrachte Risiken (unter anderem aufgrund der vorgegebenen Dekarbonisierung oder Lieferkettenprobleme) bestünden und gegebenenfalls aufgefangen würden. Wie die Festlegungen vom 8. November 2022 (BK9-22-614) und 17. Januar 2024 verdeutlichten, reagiere sie auf Veränderungen der Verhältnisse. Hinzu komme, dass die von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen geäußerten Erwartungen zur Aufgabe der Erdgasnutzung nicht die vierte Regulierungsperiode beträfen. Sie würden Gegenstand des zukünftigen (neuen) Ordnungsrahmens sein.
Entsprechendes gelte für den Bereich der Stromnetze. Die Herausforderungen der Stromnetzbetreiber infolge der Dekarbonisierung und des damit verbundenen Zubaus erneuerbarer Energien habe sie sorgfältig geprüft und darauf mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 angemessen reagiert.
Die nachträgliche Rechtswidrigkeit der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 lasse sich auch nicht an der Neuausrichtung des Regulierungsrahmens infolge des Urteils des Gerichtshofs der Europäischen Union vom 2. September 2021 (C-718/18) festmachen. Die Beschwerdebegründungen ließen den Hinweis darauf vermissen, dass sie die tatsächlichen Änderungen frühzeitig erkannt und hierauf mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 reagiert habe. Ob ihr Aufgreifermessen „auf Null“ reduziert gewesen sei, könne dahinstehen, da sie tätig geworden sei. Eine Ermessensreduzierung hinsichtlich des Auswahlermessens sei hingegen nicht zu bejahen. Ihr sei ein weites Instrumentarium an die Hand gegeben worden. Der Einwand, sie sei nicht mehr daran gebunden, den zehnjährigen Durchschnitt der Umlaufsrendite zu verwenden bzw. könne sich hinter diesem „nicht mehr verstecken“, gehe deshalb fehl. Die Gründe dafür, warum die Regelung nicht auf bis einschließlich 2023 aktivierte Bestandsanlagen erstreckt worden sei, habe sie in der Festlegung vom 17. Januar 2024 dargelegt.
Ein Anspruch auf Abänderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 ergebe sich auch nicht aus einer Zusage oder Selbstbindung. Aus den besagten Beschlüssen gehe nicht mit der nötigen Deutlichkeit hervor, dass sie eine rechtsverbindliche Zusage habe treffen wollen. Der dort gebrauchte Begriff der „Zinswende“ sei völlig unbestimmt.
Mit Schriftsatz vom 5. Juni 2025 hat die Bundesnetzagentur ihr Vorbringen ergänzt und geltend gemacht, dass von den Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen keine relevanten Anhaltspunkte für eine Eigenkapitalknappheit vorgebracht worden seien. Kapitalanleger qualifizierten etwa den größten deutschen Energiekonzern (…) als „sicheren Hafen“. Der Aktienwert sei seit Januar 2025 um mehr als 30 % gestiegen. Das Geschäft mit den Stromnetzen werde als der „größte Gewinnbringer“ bezeichnet. Ein Abzug von Eigenkapital in relevantem Umfang sei auch sonst nicht zu beobachten. Bei einem Übertragungsnetzbetreiber habe es eine Kapitalerhöhung im Umfang von … Euro gegeben und eine weitere sei schriftlich vereinbart. Auch ein anderer Übertragungsnetzbetreiber habe finanzstarke Investoren gefunden. Überdies würden Finanzmittel durch Anleihen erfolgreich akquiriert. Dass der niederländische Staat seine Anteile an der Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 453/24 [V] und VI-3 Kart 468/24 [V] (bzw. der entsprechenden unmittelbaren Gesellschafterin) nicht verkauft habe, habe deutsche haushaltsverfassungsrechtliche Gründen gehabt. Auch die Investitionsfähigkeit bleibe gewährleistet. So habe etwa … in den Jahren 2024 und 2025 seine Investitionspläne erweitert. Entsprechende Entwicklungen ließen sich auch bei zahlreichen weiteren Netzbetreibern beobachten.
Auch die Kritik an der Berücksichtigung von Effekten einer Fremdkapitalfinanzierung gehe fehl. 70 bis 80 % der Umsätze aus Netzentgelten im Strombereich entfielen auf Netzbetreibergesellschaften, die in der Regel durch eine Konzernmutter mit dem notwendigen Eigenkapital ausgestattet würden. So erfolge auch die Absicherung gegen Zinsänderungsrisiken auf Konzernebene. Bei kleineren Netzbetreibern würden Absicherungsgeschäfte zum Teil indirekt über kommunale Haushalte bewirkt.
Im Fall der das Netzgeschäft prägenden Konzernfinanzierung werde der Kapitalbedarf auf Unternehmensebene geplant. Die Netztöchter würden durch die Finanzierungsstruktur der Muttergesellschaft geprägt. Dies bedeute, dass auch das Rating der Muttergesellschaft an dem tatsächlichen Verhältnis von Fremd- und Eigenkapital ausgerichtet sei. Die Vorteile, die sich aus der Zinsdifferenz ergäben, verblieben einseitig beim Netzbetreiber.
Wegen des weiteren Vorbringens der Verfahrensbeteiligten wird auf die gewechselten Schriftsätze nebst Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang sowie das Protokoll der Senatssitzung vom 2. Juli 2025 Bezug genommen, in der die Musterverfahren aus beiden Komplexen im allseitigen Einverständnis gemeinsam verhandelt worden sind.

Entscheidungsgründe:
Die Beschwerde hat insgesamt keinen Erfolg.
I. Der Senat hat bereits Zweifel, ob die Beschwerde zulässig ist. Es könnte jedenfalls am Rechtsschutzbedürfnis fehlen.
1. Das Rechtsschutzziel der Beschwerdeführerin besteht ausweislich ihres Antrags und ihrer Beschwerdebegründung darin, die Bundesnetzagentur zu verpflichten, die Eigenkapitalzinssätze für die gesamte Dauer der (jeweiligen) vierten Regulierungsperiode auf eine bestimmte Mindesthöhe anzuheben. Die Beschwerdeführerin stützt ihre Forderung auf eine nachträgliche Veränderung des Zinsumfelds. Sie hat darüber hinaus mit einem am 6. März 2024 eingegangenen Schriftsatz Beschwerde gegen die Festlegung vom 17. Januar 2024 eingelegt (VI-3 Kart 317/24 [V]). Diese Beschwerde ist bislang nicht begründet worden. Es handelt sich um ein im ersten Musterverfahrenskomplex durch Beschluss vom 10. Juni 2024 nach § 78a EnWG ausgesetztes Verfahren. Die Verfahrensbevollmächtigten der hiesigen Beschwerdeführerin hatten dort ein anderes Verfahren (VI-3 Kart 330/24 [V]) als Musterverfahren im Sinne von § 78a Abs. 3 EnWG benannt.
2. Danach könnte die hiesige, erst im Juni 2024 eingelegte Beschwerde schon unzulässig sein. So kommt bereits in Betracht, dass ihr Streitgegenstand und derjenige des älteren Verfahrens VI-3 Kart 317/24 [V] identisch sind. Zumindest ist zweifelhaft, ob ein schutzwürdiges Interesse daran besteht, sowohl im hiesigen als auch im Verfahren VI-3 Kart 317/24 [V] geltend zu machen, dass die Bundesnetzagentur die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze nach Eintritt der Zinswende in einem weitergehenden Umfang an das veränderte Umfeld hätte anpassen müssen. An einem entsprechenden Rechtsschutzbedürfnis für die hiesige Beschwerde dürfte es insbesondere fehlen, wenn man annimmt, dass die Bundesnetzagentur bereits mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 über die Nichtpassung der am 12. Oktober 2021 vorgegebenen Eigenkapitalzinssätze mit Regelungswirkung entschieden und dazu auch keine weiteren (Zweit-) Bescheide erlassen hat. Beides hält der Senat für zutreffend. Auf die Ausführungen in dem in der Sache VI-3 Kart 330/24 [V] am heutigen Tag verkündeten Senatsbeschluss wird Bezug genommen.
II. Die Beschwerde ist insgesamt unbegründet. Insbesondere ist das Ermessen der Bundesnetzagentur, die Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 zu ändern und auf diesem Wege die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze in einem über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehenden Umfang an die nachträglich veränderten Verhältnisse anzupassen, nicht „auf Null“ reduziert. Die Bundesnetzagentur ist auch nicht dazu zu verpflichten, eine (neuerliche) Entscheidung über eine Änderung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats zu treffen. Sie hat eine sogenannte gesamthafte Anpassung bereits in der Festlegung vom 17. Januar 2024 ermessensfehlerfrei abgelehnt und konnte in ihrer Reaktion auf den individuellen Änderungsantrag der Beschwerdeführerin auf das bereits gefundene Ergebnis Bezug nehmen.
1. Eine über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehende Anhebung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze kann die Beschwerdeführerin nicht unter dem Gesichtspunkt einer Ermessensreduzierung „auf Null“ beanspruchen.
a) Unter welchen Voraussetzungen die Bundesnetzagentur dazu verpflichtet ist, nach Erlass ihrer Festlegung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV eine neuerliche Entscheidung über die Höhe der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze zu treffen, ist weder im nationalen Recht ausdrücklich geregelt noch explizit unionsrechtlich vorgegeben.
aa) Bei den mit dem Gesetz zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl. Teil I Nr. 405, S. 1) neu eingeführten Regelungen, auf welche die Festlegung vom 17. Januar 2024 gestützt worden ist, handelt es sich um Kompetenznormen. Ausdrückliche Vorgaben dazu, inwieweit die Bundesnetzagentur die Verpflichtung trifft, eine für die vierte Regulierungsperiode bereits getroffene Entscheidung durch Erlass einer neuen Festlegung ganz oder zum Teil zu ersetzen, enthalten sie nicht.
Entsprechendes gilt für § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG. Dieser Regelung ist zwar zu entnehmen, dass es der Regulierungsbehörde möglich ist, von ihr festgelegte oder genehmigte Bedingungen und Methoden nachträglich zu ändern, soweit dies erforderlich ist, um sicherzustellen, dass sie weiterhin den Voraussetzungen für eine Festlegung oder Genehmigung genügen. Dies umfasst die Befugnis zur Anpassung einer Entscheidung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV (vgl. BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 19; Senatsbeschluss vom 30. August 2023 – VI-3 Kart 129/21 [V], juris Rn. 286). Berechtigt hierzu ist die Bundesnetzagentur insbesondere, wenn sich ihre (frühere) Einschätzung über die zukünftige Entwicklung in wesentlichen Punkten als unzutreffend erwiesen hat (vgl. BGH, Beschluss vom 9. April 2019 – EnVR 57/18, EnWZ 2019, 309 Rn. 22). Die Norm gibt aber nicht vor, unter welchen Voraussetzungen die Bundesnetzagentur dazu verpflichtet ist, von ihrer Befugnis „von Amts wegen oder auf Antrag“ (so BT-Drucks. 15/3917, S. 62) Gebrauch zu machen.
Sicheren Aufschluss hierüber gibt auch nicht die Regelung des § 51 Abs. 1 Nr. 1 VwVfG, nach der die Behörde über die Aufhebung oder Änderung eines unanfechtbaren Verwaltungsakts zu entscheiden hat, wenn sich die dem Verwaltungsakt zugrundeliegende Sach- oder Rechtslage nachträglich zugunsten des Betroffenen geändert hat. Zum einen zählt § 51 VwVfG nicht zu den allgemeinen verwaltungsverfahrensrechtlichen Vorschriften, die nach § 29 Abs. 2 Satz 2 EnWG ausdrücklich „unberührt bleiben“. Zum anderen knüpft diese Regelung an die Unanfechtbarkeit des Verwaltungsakts und einen individuellen Antrag an. Hier geht es jedoch um einheitlich gegenüber allen Netzbetreiber erfolgte (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 19), aber nicht zwangsläufig zeitgleich in Bestandskraft erwachsende (vgl. BGH, Beschluss vom 16. Dezember 2014 – EnVR 54/13, EnWZ 2015, 180 Rn. 18 ff.) Festlegungen. Darauf ist die Regelung des § 51 VwVfG nicht zugeschnitten.
bb) Ebenso wenig enthält das Unionsrecht ausdrückliche Regelungen dazu, unter welchen Voraussetzungen die nationale Regulierungsbehörde dazu verpflichtet ist, die mit ausreichendem Vorlauf vor deren Inkrafttreten festgelegten Methoden im Sinne von Art. 59 Abs. 7 RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 41 Abs. 6 RL 2009/73/EG (zukünftig Art. 78 Abs. 7 RL (EU) 2024/1788) während ihrer Geltungsdauer zu ändern oder zu ersetzen. So ist in Art. 60 Abs. 1 Satz 1 RL (EU) 2019/944 und Art. 41 Abs. 10 Satz 1 RL 2009/73/EG lediglich von Änderungsbefugnissen die Rede.
b) Auch in der Rechtsprechung ist bislang nicht geklärt, unter welchen Voraussetzungen die Bundesnetzagentur dazu verpflichtet ist, nach Erlass ihrer Festlegungen im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV eine neuerliche Entscheidung über die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze zu treffen.
aa) Einen Anspruch auf Änderung eines bestandskräftigen Verwaltungsakts hat der Bundesgerichtshof bereits bejaht, wenn dessen Aufrechterhaltung „schlechthin unerträglich“ sei (vgl. BGH, Beschluss vom 23. März 2021 – EnVR 74/19, EnWZ 2021, 310 Rn. 21) und lediglich offengelassen, ob § 29 Abs. 2 EnWG – anders als etwa § 49 Abs. 1 und Abs. 2 VwVfG – auch zu Änderungen für die Vergangenheit ermächtigt (BGH, Beschlüsse vom 23. März 2021 aaO Rn. 19; vom 12. Juli 2016 – EnVR 15/15, EnWZ 2017, 80 Rn. 33).
Diese Rechtsprechung ist hier indes nicht einschlägig. Denn soweit die Festlegungen vom 12. Oktober 2021 gegenüber einem Teil der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen in Bestandskraft erwachsen sind, ergibt sich dies in erster Linie aus der rechtskräftigen Zurückweisung ihrer Beschwerden durch die Beschlüsse des Bundesgerichtshofs vom 17. Dezember 2024 (EnVR 80/23; EnVR 94/23; jeweils juris) und vom 25. Februar 2025 (EnVR 83/23; EnVR 86/23; EnVR 92/23; jeweils juris). Die Aufrechterhaltung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 kann danach – rechtskraftunabhängig – nicht schlechthin unerträglich sein, weil dies voraussetzte, dass der Verwaltungsakt schon bei seinem Erlass offensichtlich rechtswidrig war (vgl. BGH, Beschluss vom 23. März 2021 aaO Rn. 23). Der Bundesgerichtshof hat jedoch in seinen Beschlüssen vom 17. Dezember 2024 (unter anderem EnVR 94/23, juris Rn. 18 ff.) und vom 25. Februar 2025 (etwa EnVR 92/23, juris Rn. 18 ff.) im Einzelnen aufgezeigt, dass das methodische Vorgehen der Bundesnetzagentur rechtmäßig gewesen sei und dass nach den getroffenen Feststellungen im maßgeblichen Zeitpunkt des Erlasses der Festlegungen keine Umstände vorgelegen hätten, aufgrund derer eine – vom Senat (etwa Beschluss vom 30. August 2023 – VI-3 Kart 718/21 [V], juris Rn. 248 ff.) noch für notwendig gehaltene – zusätzliche Plausibilisierung des gefundenen Ergebnisses durch die Anwendung anderer Methoden zwingend erforderlich gewesen wäre. Soweit Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen meinen, dass der Bundesgerichtshof zu Unrecht zu diesem Schluss gelangt sei, ist deren Kritik zur Darlegung einer offensichtlichen Rechtswidrigkeit der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 von vornherein ungeeignet.
bb) Über den vorgenannten, an anfängliche offensichtliche Rechtswidrigkeit anknüpfenden Anspruch hinaus hat der Senat in seinen Entscheidungen vom 30. August 2023 (unter anderem VI-3 Kart 129/21 [V], juris Rn. 286) ausgeführt, dass das Ermessen der Bundesnetzagentur, ihre Prognoseentscheidung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV nachträglich zu ändern, bei einer geänderten Sachlage, die die Entscheidung nachträglich rechtswidrig werden lasse, regelmäßig „auf Null“ reduziert sein dürfte. Der Senat hat dabei aber noch nicht im Einzelnen konkretisiert, unter welchen Voraussetzungen von einer derart geänderten Sachlage und einer daraus folgenden Ermessensreduzierung auszugehen sei.
c) Diese nunmehr entscheidungserhebliche Frage entscheidet der Senat dahin, dass die Bundesnetzagentur in erster Linie eine Verpflichtung zur Prüfung der Notwendigkeit einer Änderung oder Ergänzung ihrer Beschlüsse über die Höhe der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze trifft, wenn konkrete Anhaltspunkte darauf hinweisen, dass ihre frühere Einschätzung über die zukünftige Entwicklung in wesentlichen Punkten unzutreffend gewesen sein könnte. Die bezeichnete Pflicht zur Prüfung ist nicht gleichzusetzen mit einer Abänderungspflicht. Dafür ist vielmehr entscheidend, ob die kalkulatorische Rendite die tatsächlichen Verhältnisse – aktuell wie voraussichtlich – schlechterdings nicht mehr angemessen widerspiegelt. Ein wesentliches Kennzeichen für eine solche Ermessensreduzierung „auf Null“ ist eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze (Art. 59 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 78 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2024/1788 [vormals Art. 41 Abs. 6 Buchst. a RL 2009/73/EG]). An ihr kann es trotz einer drastischen nachträglichen Veränderung der Verhältnisse fehlen, wenn die Regulierungsbehörde zumindest zum Teil darauf reagiert hat.
aa) Die Voraussetzungen der Prüf- und Abänderungspflicht sind rechtsgebietsspezifisch zu bestimmen. Vorschriften des Post- und Telekommunikationsrechts geben darüber angesichts des unterschiedlichen rechtlichen Rahmens (vgl. BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 32) – anders als zum Teil geltend gemacht wird – keinen Aufschluss.
bb) Aus den Spezifika der Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze folgt, dass die Bundesnetzagentur nur unter engen Voraussetzungen dazu verpflichtet sein kann, eine von ihr für eine Regulierungsperiode bereits getroffene Entscheidung wegen veränderter Umstände oder neuer Erkenntnisse abzuändern oder sonst ganz oder zum Teil zu ersetzen.
(1) Dies legt bereits das Art. 59 Abs. 7 RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 41 Abs. 6 RL 2009/73/EG (oder Art. 78 Abs. 7 RL (EU) 2024/1788) zu entnehmende Gebot einer ex-ante-Regulierung (vgl. zu Art. 23 Abs. 2 Buchst. a RL 2003/54/EG EuGH, Urteil vom 29. Oktober 2009 - C-274/08, juris Rn. 32 ff.) nahe. Das Unionsrecht sieht vor, dass die Regulierungsbehörde ihre Entscheidungen im Voraus – und zwar mit ausreichendem Vorlauf – für einen bestimmten zukünftigen Zeitraum trifft. Es liegt im Wesen solcher Entscheidungen, dass sich die ihnen zugrundeliegenden Annahmen in der Rückschau als unzutreffend erweisen können. Eine regelmäßige unterperiodische Neuprognose unter äußerstenfalls mehrfacher Wiederholung des besonders komplexen Verfahrens (BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 – EnVR 52/18, juris Rn. 142) der Festlegung der Eigenkapitalzinssätze ist damit unvereinbar. So besteht stets die Möglichkeit, dass sich der in der Festlegung berücksichtigte „Stand der Wissenschaft“ weiterentwickelt und nunmehr der zuvor angewendeten Methodik widerspricht. Erst recht veränderlich ist die „durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals“ von Netzbetreibern auf ausländischen Märkten im Sinne von § 7 Abs. 5 Nr. 2 StromNEV bzw. GasNEV, weil es sich systembedingt um eine Momentaufnahme handelt, da auch die Entscheidungen ausländischer Regulierungsbehörden in regelmäßigen Abständen durch nachfolgende Akte ersetzt werden.
(2) Dass strenge Maßstäbe anzulegen sind, folgt sich zudem aus einem wesentlichen Element des bisherigen normativen Regulierungssystems, dessen materielle Unionsrechtskonformität der Gerichtshof der Europäischen Union in seinem Urteil vom 2. September 2021 (C-718/18, RdE 2021, 534) nicht in Zweifel gezogen hat. Systemprägend ist eine kalkulatorische Betrachtung, die von vornherein nicht den Anspruch erhebt, die tatsächlichen aktuellen Verhältnisse exakt abzubilden, und den Netzbetreibern zugleich zumutet, dass Veränderungen von kalkulatorisch an sich beachtlichen Parametern nicht sofort Berücksichtigung finden.
(a) Die Entgeltregulierung zielt darauf ab, wettbewerbsähnlliche Zustände zu erzeugen oder zu simulieren (OLG Düsseldorf, Beschluss vom 16. Februar 2017 – VI-5 Kart 24/16 [V], EnWZ 2017, 315 Rn. 76). Es soll ein sogenanntes wettbewerbsanaloges Entgelt (vgl. BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 16) gewährleistet werden. Das pauschalierende kalkulatorische System (so BGH, Beschluss vom 7. Dezember 2021 – EnVR 22/21, juris Rn. 58) bildet die Realität aber nicht exakt ab. Geht es von vornherein nur um eine „Annäherung an die Realität“ (vgl. zur Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors BGH, Beschluss vom 30. Januar 2024 – EnVR 32/22, juris Rn. 12), liegt es in der Natur der Sache, dass diese nicht stets gleich gut gelingt.
(b) Darüber hinaus muten die regulatorischen Vorgaben es den Netzbetreibern zu, dass ein Anstieg kalkulatorisch grundsätzlich berücksichtigungsfähiger Kosten erst zu einem späteren Zeitpunkt in die Entgeltbildung eingeht. Auch dies spricht dafür, eine Verpflichtung zur Anpassung bereits getroffener Festlegungen im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV nur unter engen Voraussetzungen zu bejahen.
So unterliegt es keinen grundsätzlichen Bedenken, dass im pauschalierenden System des Kapitalkostenaufschlags nicht sämtliche Positionen Berücksichtigung finden (vgl. BGH, Beschluss vom 5. Mai 2020 – EnVR 26/19, juris Rn. 44 [zur kalkulatorischen Gewerbesteuer]) oder dass Kosten des Netzbetreibers für die operative Abwicklung von EEG-Strom nicht zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteilen zählen (vgl. Senatsbeschluss vom 8. November 2023 – VI-3 Kart 32/22 [V], juris Rn. 59 ff.). Dies kann jeweils jedenfalls bis zur nächsten Regulierungsperiode einen negativen Einfluss auf die Höhe der tatsächlich zu erzielenden Rendite haben. Den Netzbetreibern wird dieser Effekt zugemutet.
cc) Die Bundesnetzagentur ist infolge der bezeichneten Spezifika der Regulierung aber nicht davon entbunden, die Notwendigkeit einer Änderung oder Ergänzung der von ihr getroffenen Festlegungen im Lichte erheblich veränderter Verhältnisse zu prüfen. Vielmehr ist sie dazu verpflichtet, wenn konkrete Anhaltspunkte darauf hinweisen, dass ihre früheren Annahmen in wesentlichen Punkten unzutreffend waren.
Dies folgt schon daraus, dass die Lebensfähigkeit der Netze (Art. 59 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 78 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2024/1788 oder Art. 41 Abs. 6 Buchst. a RL 2009/73/EG]) sicherzustellen ist. Ob diesem Gebot entsprochen oder vielmehr die Lebensfähigkeit gefährdet wird, richtet sich nicht nach vergangenen Verhältnissen oder solchen in ferner Zukunft. Gerade deshalb ist in Art. 60 Abs. 1 Satz 1 RL (EU) 2019/944 und Art. 41 Abs. 10 Satz 1 RL 2009/73/EG von Änderungsbefugnissen die Rede.
Nur eine derartige Verpflichtung zur Überprüfung von Festlegungen im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV entspricht im Übrigen der Bedeutung, die der kalkulatorischen Verzinsung im Gesamtsystem beizumessen ist. Die Frage, mit welchem Zinssatz die kalkulatorische Verzinsung zu erfolgen hat, hat – auch wenn die Höhe der festgesetzten Erlösobergrenzen von einer Vielzahl anderer Faktoren abhängt – typischerweise entscheidenden Einfluss auf das Gesamtergebnis. Ihr kommt eine ähnliche Funktion zu wie der Festlegung einer Gewinnspanne, denn sie bringt zum Ausdruck, welcher Vermögenszuwachs dem Netzbetreiber als Ergebnis seiner Tätigkeit zustehen soll (BGH, Beschluss vom 8. Oktober 2019 – EnVR 58/18, juris Rn. 40).
dd) Eine zwingende Verpflichtung zur nachträglichen Änderung einer Festlegung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV oder zum Erlass einer diese ersetzenden Entscheidung besteht aber erst dann, wenn die kalkulatorische Rendite die tatsächlichen Verhältnisse – aktuell wie voraussichtlich – schlechterdings nicht mehr angemessen wiedergibt. Wesentliches Kennzeichen dafür ist eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze (Art. 59 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 78 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2024/1788 [vormals Art. 41 Abs. 6 Buchst. a RL 2009/73/EG]).
(1) Mit der Prüfung, ob eine in § 7 Abs. 4 und Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV vorgeschriebene Berechnungsweise zu Ergebnissen führt, die die tatsächlichen Wertverhältnisse „schlechterdings nicht mehr angemessen wiedergeben können“, hat der Bundesgerichtshof (BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 – EnVR 52/18, juris Rn. 107) den (materiellen) Gestaltungsspielraum des Verordnungsgebers umschrieben und zugleich zum Ausdruck gebracht, inwieweit Abweichungen zwischen den regulatorischen Vorgaben bzw. Annahmen und der Realität äußerstenfalls hinnehmbar sind. Darum geht es auch hier.
Für die Anlegung der bezeichneten strengen Kriterien spricht im Weiteren, dass so ein gewisser Gleichlauf hergestellt wird mit den Voraussetzungen einer Anpassung der Erlösobergrenze gemäß § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV wegen einer auf Kostensteigerungen zurückgehenden Aufzehrung der regulatorisch zugestandenen Rendite. Für die Frage, ob durch den Eintritt eines unvorhersehbaren Ereignisses eine unzumutbare Härte entstanden ist, ist dort eine Gesamtbetrachtung der Kosten- und Vermögenssituation des Netzbetreibers anzustellen (siehe BGH, Beschluss vom 30. April 2013 – EnVR 64/10, BeckRS 2013, 14430 Rn. 21). Es liegt fern, weitaus großzügigere Maßstäbe anzulegen, wenn es nicht um die netzbetreiberindividuelle Minderung der Rendite, sondern um eine netzbetreiberübergreifende Anhebung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze wegen einer generellen Veränderung des Zinsniveaus geht.
(2) Wesentliches Kennzeichen für eine Ermessensreduzierung „auf Null“ ist eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer (hinreichend eigenkapitalfinanzierten) Lebensfähigkeit der Netze (Art. 59 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 78 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2024/1788 [vormals Art. 41 Abs. 6 Buchst. a RL 2009/73/EG]). Dies ergibt sich aus zwei Gründen:
Erstens stellt der Bundesgerichtshof bereits im Rahmen der Prüfung, ob die Regulierungsbehörde das mit einer bestimmten Methode erzielte Ergebnis einer ergänzenden Plausibilitätsprüfung hätte unterziehen müssen, darauf ab, ob „konkrete Anhaltspunkte für eine Eigenkapitalknappheit“ gegeben waren (so BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 22) oder eine „konkret zu erwartende Entwicklung“ feststellbar war, wonach „weniger Eigenkapital in die Netze investiert wird“ (BGH, Beschluss vom 25. Februar 2025 – EnVR 93/23, juris Rn. 22). Kommt es danach selbst bei einer auf den Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung bezogenen Rechtmäßigkeitskontrolle nicht bloß auf kalkulatorische oder methodische Gesichtspunkte, sondern vor allem auf tatsächliche Umstände an, die einen „Anhaltspunkt für eine mögliche Gefährdung der Lebensfähigkeit“ darstellen können (so BGH, Beschluss vom 25. Februar 2025 aaO), ist es angezeigt, eine nachträgliche Anpassungspflicht nur unter noch strengeren Voraussetzungen zu bejahen. Denn grundsätzlich entspricht es dem System, erst in den Festlegungen für die nächste Regulierungsperiode auf neu eingetretene Umstände zu reagieren.
Zweitens betrifft eine unterperiodische Veränderung der Verhältnisse nicht allein die Netzbetreiber oder deren Renditeerwartungen. Vielmehr können solche Entwicklungen – z.B. ein sprunghafter Anstieg der Inflation – auch Bedeutung haben für das Gewicht, das anderen von der Regulierungsbehörde zu verfolgenden Zielen beizumessen ist, die eventuell im Widerspruch zum Renditeinteresse der Netzbetreiber stehen. Für eine Ermessenreduzierung „auf Null“ muss deshalb offenbar sein, dass ein Zuwarten bis zur Neufestlegung der Bedingungen für die nächste Regulierungsperiode ausgeschlossen ist. Dies ist erst der Fall, wenn eine (hinreichend eigenkapitalfinanzierte) Lebensfähigkeit der Netze (Art. 59 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2019/944 bzw. Art. 78 Abs. 7 Buchst. a RL (EU) 2024/1788 oder Art. 41 Abs. 6 Buchst. a RL 2009/73/EG]) offensichtlich konkret gefährdet ist.
Aus Sicht des Senats lässt sich dafür auch das Urteil des Gerichtshofs der Europäischen Union vom 16. Juli 2020 in der Rechtssache C-771/18 anführen. Denn in diesem hat der Gerichtshof die Möglichkeit einer unionsrechtskonformen Gewinnreduktion implizit vorausgesetzt, indem er zu Art. 14 Abs. 1 VO (EG) Nr. 714/2009 und Art. 13 Abs. 1 VO (EG) Nr. 715/2009 entschieden hat, dass deren Ziele durchaus wirksam erreicht werden können, ohne dass die Netzzugangsentgelte sämtliche den Netzbetreibern tatsächlich entstandenen Kosten widerspiegeln müssen (EuGH, Urteil vom 16. Juli 2020 – C-771/18, juris Rn. 46). Den Einwand der Europäischen Kommission, die Gewinne der Netzbetreiber erreichten kein angemessenes Niveau, wenn sie die streitigen Kosten nicht weitergeben dürften, hat der Gerichtshof der Europäischen Union in diesem Zusammenhang zurückgewiesen (vgl. EuGH aaO Rn. 48).
d) Unter Anlegung der vorgenannten Maßstäbe ist es jedenfalls im Ergebnis nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur sich mit der Festlegung vom 17. Januar 2024 auf eine Anpassung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung für Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag beschränkt hat. Das Ermessen der Bundesnetzagentur, die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze in einem über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehenden Umfang anzuheben, war und ist nicht „auf Null“ reduziert.
aa) Zwar sind die Netzbetreiber voraussichtlich für die gesamte Dauer der vierten Regulierungsperiode von einem gewichtigen Sondereffekt nachteilig betroffen. Seine Auswirkungen werden aber insbesondere durch die Festlegung vom 17. Januar 2024 abgeschwächt. Die sich danach derzeit ergebende kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung ist bei einer – grundsätzlich gebotenen – regulierungsperiodenübergreifenden kalkulatorischen Betrachtung nicht schlechthin unangemessen niedrig.
(1) Wird – wie gemäß § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV – der risikolose Basiszinssatz unter schematischer Heranziehung eines bestimmten mehrjährigen (hier zehnjährigen) Durchschnitts bestimmt, ohne für eine weitere Glättung durch Ober- und Untergrenzen zu sorgen, ist darin die Möglichkeit einer spürbaren Entkoppelung der festgelegten kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze vom jeweils aktuellen Niveau des risikolosen Zinssatzes angelegt. Davon sind die Netzbetreiber derzeit nachteilig betroffen.
Bis zum Beginn der vierten Regulierungsperiode hatte die Niedrigzinsphase einen verhältnismäßig geringen Einfluss auf die Höhe des regulatorischen Basiszinssatzes im Sinne von § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV. So war dieser in den für die dritte Regulierungsperiode getroffenen Festlegungen vom 5. Oktober 2016 (BK4-16-160 und BK4-16-161, jeweils S. 4) noch auf 2,49 % bestimmt worden, obwohl die ihm zugrundeliegenden Renditen bereits im Jahre 2014 im Begriff waren, auf durchschnittlich unter 1 % zu sinken. In der Folgezeit betrug der Abstand zwischen dem Eigenkapitalzinssatz für Neuanlagen nach Steuer (5,64 %) und dem Jahresdurchschnitt der Umlaufsrenditen bisweilen mehr als 5 %-Punkte. Erst seit Beginn der vierten Regulierungsperiode, d.h. mit deutlichem Zeitverzug, wird die Niedrigzinsphase regulatorisch mit dem Zehnjahresmittel von 0,74 % abgebildet, was den Hauptgrund für das Absinken der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze im Vergleich zur dritten Regulierungsperiode darstellt.
Sodann ist es jedoch – diesmal in umgekehrter Richtung – zu einer abermaligen Entkoppelung der regulatorischen risikolosen Verzinsung vom tatsächlichen Zinsniveau gekommen. So war am 17. Januar 2024 – d.h. im Festlegungszeitpunkt und somit nach Beginn der vierten Regulierungsperiode – eine deutliche Abweichung des jüngsten Durchschnitts der Umlaufsrenditen von dem Zehnjahresmittel zu verzeichnen, das den Festlegungen vom 12. Oktober 2021 zugrunde liegt (2,90 % im Jahre 2023 gegenüber 0,74 %). Dem vorausgegangen war eine außergewöhnliche Entwicklung, deren Bedeutung und Gewicht anhand der Reaktionen der Europäischen Zentralbank veranschaulicht wird. Der Rat der Europäischen Zentralbank hatte angesichts hoher Inflationsraten den Zinssatz für das Hauptrefinanzierungsgeschäft von dem seit März 2016 erreichten Niveau von 0,00 % bis September 2023 in mehreren Schritten auf bis zu 4,5 % angehoben, so dass er nur knapp unterhalb seines bisherigen Höchstwerts (4,75 % ab dem Oktober 2000) blieb. Auch der Zinssatz für die Einlagefazilität, der im Juni 2014 erstmals negativ festgelegt (-0,1 %) und im September 2019 auf -0,5 % abgesenkt worden war, stieg kurzfristig stark an und erreichte im September 2023 mit 4,0 % seinen Höhepunkt seit dem Jahre 1999.
Dass das am 12. Oktober 2021 nach § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV bestimmte Zehnjahresmittel von 0,74 % – ein nahezu vollständiges Abbild der Niedrigzinsphase in ihrer deutlichsten Ausprägung – wenigstens in den letzten Jahren der vierten Regulierungsperiode noch einmal repräsentativ für das dann aktuelle Niveau der risikolosen Basisverzinsung werden könnte, ist nicht anzunehmen. Zwar konnte die weitere Entwicklung weder am 17. Januar 2024 mit Gewissheit vorhergesagt werden noch ist dies nunmehr möglich. Ernsthafte Anzeichen dafür, dass sich die Basisverzinsung abermals 1 % annähern könnte, werden von den Musterverfahrensbeteiligten aber nicht aufgezeigt und sind auch sonst nicht ersichtlich. Insbesondere wird die Feststellung der Bundesnetzagentur, die rund zehn Jahre andauernde Phase niedriger Zinsen sei nunmehr beendet (S. 3 der Festlegung vom 17. Januar 2024), nicht dadurch in Frage gestellt, dass die Europäische Zentralbank die Leitzinssätze im Nachgang zum Festlegungserlass schrittweise wieder gesenkt hat (zuletzt im Juni 2025 auf 2,15 % [Hauptrefinanzierungsgeschäft] bzw. 2 % [Einlagefazilität]).
(2) Der beschriebene Sondereffekt ist aus mehreren Gründen von besonderem Gewicht.
Dies folgt erstens aus dem als erheblich zu bewertenden nominalen Abstand zwischen dem regulatorischen Zehnjahresmittel (0,74 %) und dem nach Eintritt der Zinswende erreichten Niveau der risikolosen Verzinsung. Die Fortgeltung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 hat hiernach bei wirtschaftlicher Betrachtung im Ausgangspunkt einen ähnlichen Effekt wie eine fiktive, während einer gedachten Fortdauer der Niedrigzinsphase vorgenommene nachträgliche Kürzung des seinerzeit ermittelten Wagniszuschlags (3,7 % x 0,81 + 0,395 %-Punkte = 3,39 %) um etwa oder mehr als 2 %-Punkte.
Zweitens ist in Anlehnung an die Rechtsprechung zur unzumutbaren Härte im Sinne von § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV wegen einer auf Kostensteigerungen zurückgehenden Aufzehrung der regulatorisch zugestandenen Rendite (vgl. BGH, Beschluss vom 31. Januar 2012 – EnVR 16/10, ZNER 2012, 272 Rn. 43) zu berücksichtigen, dass sich der hier in Rede stehende Sondereffekt aller Voraussicht nach nicht bloß zeitweilig, sondern über die gesamte Dauer der vierten Regulierungsperiode auswirkt. Denn die Zinswende ist im Wesentlichen schlagartig vor Beginn dieser Regulierungsperiode und kurz nach Erlass der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 eingetreten.
Drittens handelt es sich bei der vierten Regulierungsperiode in Abhängigkeit vom Investitionsvolumen der jüngeren und jüngsten Vergangenheit um eine für die Eigenkapitalverzinsung großer Teile des Anlagevermögens besonders bedeutsame Phase, weil die Verzinsung eines Anlageguts über dessen Nutzungsdauer hinweg wegen der Abschreibungen abnimmt. Dies wirkt sich in erster Linie nachteilig bei Nachbasisjahrinvestitionen aus, soweit sie von der Festlegung vom 17. Januar 2024 nicht erfasst werden. Aber auch schon in den Jahren ab 2013 oder 2015 sind die Investitionen namentlich der Stromnetzbetreiber ausweislich des Monitoringberichts 2024 nahezu ausnahmslos erheblich angestiegen (Übertragungsnetzbetreiber: von 1,08 Milliarden Euro im Jahre 2013 auf 4,67 Milliarden Euro im Jahre 2021; Verteilernetzbetreiber: von 3,8 Milliarden Euro im Jahre 2015 auf 4,83 Milliarden Euro im Jahre 2021).
(3) Die für die Netzbetreiber nachteiligen Wirkungen des Sondereffekts werden allerdings gemindert.
In den Blick zu nehmen sind zunächst etwaige netzbetreiberseitige Vorteile, die sich aus der Fortgeltung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 ergeben könnten. So bietet die Festlegung vom 17. Januar 2024 zumindest Anhaltspunkte dafür, dass sich der Verzicht auf eine (vollständige) unterperiodische Neufestlegung des Wagniszuschlags zu Gunsten der Netzbetreiber auswirken könnte. Zum einen hat die Bundesnetzagentur darin auf Basis einer aktualisierten Betrachtung von der Vornahme eines Wagniskorrekturzuschlags um 0,395 %-Punkte abgesehen. Zum anderen ist im Ergebnis unstreitig, dass die Bundesnetzagentur bei einer Neufestlegung des Beta-Faktors zu einem niedrigeren Wert als am 12. Oktober 2021 gelangte.
Jedenfalls führt aber die Festlegung vom 17. Januar 2024 zu einer Erhöhung der kalkulatorischen Gesamtverzinsung mit der Maßgabe, dass der Anstieg netzbetreiberindividuell vom jeweiligen Investitionsvolumen der vierten Regulierungsperiode und dem Zeitpunkt der Aktivierung der Anschaffungs- und Herstellungskosten abhängt.
(4) Die sich danach aus der kombinierten Anwendung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 und 17. Januar 2024 ergebende kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung ist bei einer – grundsätzlich gebotenen – regulierungsperiodenübergreifenden kalkulatorischen Betrachtung nicht schlechthin unangemessen niedrig.
(a) Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung vom 17. Januar 2024 weder die dadurch bewirkte branchenweite durchschnittliche Erhöhung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung prognostiziert noch beispielhaft errechnet, wie sich das Verhältnis von Bestandsanlagen zu Neuinvestitionen zu entwickeln habe, um eine bestimmte Steigerung der kalkulatorischen Gesamtrendite zu erzielen. Anhaltspunkte hierfür ergeben sich aber aus dem von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen vorgelegten oder in Bezug genommenen NERA-Gutachten vom 27. September 2024. Dort wird prognostiziert, dass der Anteil der Anlagegüter, die in den Anwendungsbereich der Festlegung vom 17. Januar 2024 fallen, bei Stromnetzen von unter 20 % im Jahre 2024 auf knapp 60 % im Jahre 2024 ansteigen wird, während die Neuinvestitionsquote im Gasnetz selbst im Jahre 2027 – dem letzten Jahr der vierten Regulierungsperiode – unter 20 % liegen wird. Auf Basis der weiteren gutachterlichen Annahmen wird bei einer branchenweiten Betrachtung ein Anstieg der durchschnittlichen kalkulatorischen Gesamteigenkapitalverzinsung auf 5,09 % nach Steuer im Jahre 2028 abgeschätzt. Danach kann ein Netzbetreiber nur im Fall einer extrem – möglicherweise unrealistisch – hohen Neuinvestitionsquote zum Ende der vierten Regulierung eine kalkulatorische Verzinsung erzielen, die ungefähr 3 %-Punkte oberhalb aktueller (Plan-) Werte für den Basiszinssatz im Kapitalkostenaufschlag liegt.
(b) Im Rahmen der Prüfung, ob eine Festlegung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV wegen einer schlechthin unangemessen niedrigen kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung ausnahmsweise nachträglich abzuändern ist, ist eine langfristige und damit regulierungsperiodenübergreifende Betrachtung anzustellen.
Dass im regulatorischen System auf die Perspektive eines langfristigen Investors abgestellt werden kann, ist in der Rechtsprechung anerkannt (vgl. BGH, Beschlüsse vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 59; vom 27. Januar 2015 – EnVR 42/13, juris Rn. 42). Ebenso ist geklärt, dass das Auftreten von Sondereffekten im aktuellen Zeitraum nicht ohne weiteres Zweifel an der Angemessenheit des Ergebnisses zu begründen vermag, welches mit einer Methode erzielt worden ist, bei der ein auf langfristigen Datenreihen beruhender Durchschnittswert herangezogen wird (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 79/23, juris Rn. 38). Erst recht muss dies für die Frage gelten, ob eine Festlegung im Sinne von § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV nachträglich abzuändern ist.
(c) Der zu verzeichnende, von individuellen Umständen des Netzbetreibers abhängige Abstand zwischen dem (Misch-) Eigenkapitalzinssatz, der sich in Anwendung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 und 17. Oktober 2024 ergibt, und dem aktuellen Niveau risikoloser Verzinsung ist retrospektiv nicht schlechterdings auffällig. Eine solche Entkoppelung vom tatsächlichen Umfeld ist vielmehr in § 7 Abs. 4 StromNEV bzw. GasNEV angelegt und kann sich für die Netzbetreiber zeitweise vor- oder eben nachteilig auswirken.
So weist die Bundesnetzagentur mit Recht darauf hin, dass der Jahresdurchschnitt der Umlaufsrenditen etwa seit dem Ende der ersten Regulierungsperiode bis zum Beginn der Zinswende – d.h. weit in die dritte Regulierungsperiode hinein – durchgehend mehr als 2 %-Punkte niedriger war als das den regulierungsbehördlichen Festlegungen jeweils zugrunde gelegte Zehnjahresmittel.
Dass der (Misch-) Eigenkapitalzinssatz aus kalkulatorischer Sicht schlechterdings unangemessen niedrig sei, folgt auch nicht aus einem Vergleich mit kalkulatorischen Fremdkapitalzinsen. Auch hier gilt, dass nicht allein die gegenwärtigen Verhältnisse bewertet werden dürfen, sondern vielmehr im Grundsatz eine langfristige Betrachtung angestellt werden muss. Ein Anspruch auf Abänderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 kann deshalb nicht allein auf den – für sich genommen in der Tat auffälligen – Befund gestützt werden, dass der Fremdkapitalzinssatz nach § 10a Abs. 7 Sätze 4 und 5 ARegV im Jahr 2023 oberhalb des für die vierte Regulierungsperiode festgelegten kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes (nach Steuer) gelegen und dessen Niveau im Jahr 2024 zumindest annähernd erreicht hat.
Ebenso wenig genügt hierfür die Feststellung, dass die Differenz zwischen dem regulatorischen Eigenkapitalzinssatz nach Steuer und dem nach § 10a Abs. 7 Sätze 4 und 5 ARegV bzw. der Festlegung vom 14. August 2023 (BK4-23-001) bestimmten Fremdkapitalzinssatz im langjährigen Mittel weitaus größer als der seit Januar 2023 zu beobachtende Abstand ist (3,755 % statt 0,5596 % laut der Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 27/24 [V] und VI-3 Kart 886/24 [V]). Zwar wird insoweit eine langfristige Betrachtung angestellt. In deren Rahmen werden aber zu Unrecht nur die Regelungen in § 10a Abs. 7 Sätze 4 und 5 ARegV bzw. aus der Festlegung vom 14. August 2023 als Orientierungshilfe heranzogen. Bei § 10a Abs. 7 Sätze 4 und 5 ARegV handelt es sich um erst mit der Verordnung zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung und der Stromnetzentgeltverordnung vom 27. Juli 2021 (BGBl. Teil I Nr. 49, S. 3229) eingeführte Vorschriften, die nicht exemplarisch für die Höhe des insgesamt regulatorisch anerkannten Aufwands für Fremdkapitalzinsen sind. Dafür ist vielmehr in erster Linie die Regelung in § 5 Abs. 2 StromNEV bzw. GasNEV maßgeblich, nach der es auf die tatsächliche kapitalmarktübliche Höhe der Zinsen ankommt. Daraus ergibt sich – weil bei der Prüfung der Kapitalmarktüblichkeit auf den Zeitpunkt der Kreditaufnahme abzustellen ist (Schütz/Schütte in Holznagel/Schütz, ARegV 2. Auflage § 5 StromNEV bzw. GasNEV Rn. 19) – wiederum die Möglichkeit einer Entkoppelung der regulatorischen Betrachtung von den tatsächlichen aktuellen Verhältnissen. Auch dies kann sich für die Netzbetreiber vor- oder nachteilig auswirken. Insbesondere ist – was von Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen allenfalls pauschal und damit unerheblich bestritten wird – denkbar, dass während der Niedrigzinsphase eine langfristige Nachfinanzierung zu Konditionen möglich war, die weitaus günstiger waren als diejenigen, die in den zuvor regulatorisch anerkannten Zinsaufwand Eingang gefunden hatten.
(d) Eine solche Mitberücksichtigung vergangener Entwicklungen ist nicht unzulässig. Zu Unrecht meinen die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen, dass bei einem solchen Ansatz – dem die Bundesnetzagentur in der Festlegung vom 17. Januar 2024 gefolgt ist – faktisch vermeintliche historische Überrenditen abgeschöpft würden und die maßgebliche Perspektive eines Investors grundlegend verkannt werde.
Zwar dürfte es der Bundesnetzagentur untersagt sein, bei ihrer im Vorfeld der Regulierungsperiode zu treffenden Entscheidung über die Höhe der kalkulatorischen (Eigen-) Kapitalverzinsung ein mittels einer beanstandungsfreien Methode erzieltes und für sich genommen als angemessen bewertetes Ergebnis auf ein die Bandbreite vertretbarer Zinssätze unterschreitendes Niveau zu korrigieren, um so einen Ausgleich für eine in der Vergangenheit zu großzügig bemessene kalkulatorische Rendite zu schaffen. Aus der „Vorwärtsgewandtheit des Eigenkapitalzinssatzes“ lässt sich jedoch nicht schließen, dass sich die Angemessenheit der Verzinsung nach tagesaktuellen Gegebenheiten richten müsse. Vielmehr geht es um die Frage, ob eine über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehende nachträgliche Anpassung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 zwingend erforderlich ist. Dazu ist der gegenwärtige Sondereffekt zu gewichten. Um ihn einzuordnen, sind auch historische Entwicklungen zu berücksichtigen.
(e) Soweit danach die Verhältnisse aus der Vergangenheit in die Betrachtung einzubeziehen sind, ist es – anders als ein Teil der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen meint – auch nicht verkürzend und fehlerhaft, dass sich die Bundesnetzagentur in der Festlegung vom 17. Januar 2024 in erster Linie auf die Entwicklung der regulatorischen risikolosen Verzinsung konzentriert hat.
Zwar kann ein Vergleich einzelner Parameter, die der Festlegung des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes zugrunde liegen, von geringer Aussagekraft sein (vgl. BGH, Beschluss vom Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 80/23, juris Rn. 27). Gleichwohl ist es zulässig, sich auf die Entwicklung der Umlaufsrenditen im Verlaufe der Regulierungsperioden zu konzentrieren. Dies folgt schon daraus, dass sich sämtliche bisherigen Eigenkapitalzinssatzfestlegungen der Bundesnetzagentur insgesamt als rechtmäßig erwiesen haben (vgl. etwa BGH, Beschlüsse vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 7; vom 9. Juli 2019 – EnVR 52/18, juris Rn. 32 ff.; vom 11. Dezember 2018 – EnVR 48/17, juris Rn. 4 ff.; vom 27. Januar 2015 – EnVR 39/13, juris Rn. 10 ff.).
bb) Es ist auch nicht festzustellen, dass die vorgenannte langfristige Betrachtung im Lichte der tatsächlichen Verhältnisse schlechterdings nicht mehr angemessen ist. Insbesondere sind weder dem Vortrag der Beschwerdeführerin noch dem Vorbringen der anderen Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen ausreichende Anhaltspunkte dafür zu entnehmen, dass eine hinreichend eigenkapitalfinanzierte Lebensfähigkeit der Netze konkret gefährdet sein könnte mit der Folge, dass nicht mehr bis zur Neufestlegung der (Eigen-) Kapitalverzinsung für die fünfte Regulierungsperiode zugewartet werden dürfte.
(1) Im Ausgangspunkt haben die Beschwerdeführerinnen (in beiden Musterverfahrenskomplexen) allerdings erhebliche Anhaltspunkte dafür dargelegt, dass die Eigenkapitalverzinsung, die derzeit faktisch erzielbar ist, für einen großen Teil der (potentiellen) Kapitalgeber zu gering sein könnte. Jedenfalls lassen die zur Untermauerung der Behauptung vorgebrachten Einzeltatsachen in ihrer Gesamtheit diesen Schluss zu.
(a) Bereits die aus der Festlegung vom 17. Januar 2024 folgende Notwendigkeit, einen netzbetreiberspezifischen Mischzinssatz für die Restdauer der vierten Regulierungsperiode zu prognostizieren, kann die Bereitschaft zur Tätigung eines Investments in deutsche Netzbetreiber mindern. Denn dieser Schritt dürfte die Komplexität einer von international agierenden Kapitalgebern vorgenommenen Prüfung nochmals erhöhen. Hat ein solcher Investor gleichwohl das voraussichtliche Verhältnis von Bestandsanlagen zu Neuinvestitionen mit hinreichender Verlässlichkeit bestimmt und den kalkulatorischen Gesamtzinssatz jahresscharf prognostiziert, wird er konstatieren, dass die in Deutschland gegenwärtig gestattete kalkulatorische Gesamtrendite selbst bei einer hohen Neuinvestitionsquote vom internationalen Durchschnitt abfällt (die etwa auf S. 29 des NERA-Gutachtens vom 27. September 2024 unter den dort getroffenen Annahmen auf 6,64 % nach Steuer beziffert wird). Zudem wird ein solcher Investor die mit Anleihen oder Hybrid-Anleihen erzielbaren Renditen in den Blick nehmen. Hierzu ist insbesondere im NERA-Gutachten vom 27. September 2024 (S. 35 f.) aufgezeigt worden, dass die Emissionsrenditen regulärer Anleihen für deutsche Übertragungsnetzbetreiber bzw. ihre Muttergesellschaften nach Beginn der vierten Regulierungsperiode allenfalls knapp unterhalb des am 12. Oktober 2021 festgelegten regulatorischen Eigenkapitalzinssatzes nach Steuer von 4,13 % lagen. Zuvor im Jahre 2022 begebene Anleihen waren teils sogar mit (etwa oder fast) 5 % verzinst worden. Renditen für sogenannte Hybrid-Anleihen lagen im Zeitraum zwischen Januar bis September 2024 gemäß der Darstellung im NERA-Gutachten (S. 36) ebenfalls oberhalb von 4,13 %.
Darüber hinaus haben die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen – insbesondere mit den von NERA erarbeiteten Gutachten sowie der als Anlage zum Verhandlungsprotokoll gereichten Stellungnahme – eine Vielzahl von weiteren Anzeichen für erheblich erschwerte Bedingungen bei der Einwerbung von Eigenkapital aufgelistet. So wird unter anderem die Einschätzung zitiert, dass derzeit niemand anderes als Pensionskassen investieren könne. Ferner wird das Ergebnis einer Umfrage unter Infrastrukturunternehmen wiedergegeben, ausweislich derer 86 % die Eigenkapitalverzinsung als „sehr unattraktiv“ oder „unattraktiv“ bewertet haben. Überdies werden Forderungen nach einer Reduktion des Ausbautempos referiert. Solche Äußerungen können schon angesichts der in den Musterbeschwerdeverfahren vorgetragenen (Kapitalmarkt-) Daten (insbesondere zur Höhe der Zinsen, die derzeit mit der Bereitstellung von Fremdkapital erzielbar sind) nicht als offenkundig haltlose Forderungen nach maximalem Gewinn qualifiziert werden, zumal weitere aktuelle Studien ebenfalls konstatieren, dass eine Stärkung der Eigenkapitalbasis durch externe private Investoren angesichts ihrer Renditeerwartungen und der Knappheit der Kapitalangebotsseite eine Erhöhung der Eigenkapitalverzinsung voraussetzte (vgl. etwa Kölschbach Ortego/Gassen/Steitz, Stromnetzausbau: Kapital mobilisieren, Netzentgelte reduzieren, S. 8 [Juni 2025]; Kaczmarczyk/Krebs, Finanzierungsoptionen für den Stromnetzausbau und ihre Auswirkungen auf die Netzentgelte, S. 18 f. [Januar 2025]).
(b) Soweit die Bundesnetzagentur der Behauptung der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen entgegentritt, stützt sie sich im Wesentlichen lediglich auf ambivalente Indizien, d.h. solche, die auf die Richtigkeit ihrer Annahmen hinweisen könnten, aber auch gegenteilige Schlussfolgerungen zulassen.
So handelt es zwar sich bei dem von der Bundesnetzagentur angeführten Kursanstieg der …-Aktie grundsätzlich um ein starkes Indiz für eine bei diesem Konzern erwartete gute Gewinnentwicklung. Von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen wird aber im Gegenzug auf die Halbierung des Aktienkurses der (Mit-) Eigentümerin eines deutschen Übertragungsnetzbetreibers seit Beginn des Jahres 2023 hingewiesen. Welchen Einfluss darauf jeweils die Höhe der kalkulatorischen Rendite hatte, ist zwischen den Verfahrensbeteiligten streitig.
Dass namentlich Übertragungsnetzbetreiber in jüngster Vergangenheit externe Investoren gefunden haben oder bei ihnen Kapitalerhöhungen durch Bestandsgesellschafter durchgeführt werden, erbringt ebenfalls keinen Beweis für die Richtigkeit der behördlichen Annahmen zur Attraktivität der Eigenkapitalverzinsung.
So widerlegt der Umstand, dass einzelne Transaktionen gelingen, nicht die Behauptung, dass es unter den gegenwärtigen Rahmenbedingungen eine Angebotsknappheit auf Kapitalgeberseite gebe. Hinzu kommt, dass die Einzelheiten und Hintergründe derartiger geschäftlicher Entscheidungen unbekannt sind. Sollte es etwa zutreffen, dass bei einem der angeführten Geschäfte – anders als üblich – von einem Unternehmenswert unter dem Wert der Regulated Asset Base ausgegangen worden sei, könnte daraus durchaus auf einen Mangel an Attraktivität der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung geschlossen werden. Ebenso lässt sich möglicherweise auch der Umstand deuten, dass überhaupt Verkaufsabsichten gebildet worden sind. Namentlich der zu Beginn des Jahres 2023 initiierte, unter anderem im NERA-Gutachten vom 2. April 2025 dargelegte Verkaufsprozess des niederländischen Staates, d.h. des Eigentümers der Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 453/24 [V] und VI-3 Kart 468/24 [V], mag in diesem Zuge als Beispiel dafür angeführt werden können, dass eine Desinvestition nicht bewusst und gewollt ausgeblieben, sondern vielmehr bislang misslungen ist.
Auch das von der Bundesnetzagentur vorgetragene Festhalten an Investitionsprogrammen oder deren Ausweitung erbringt keinen unwiderlegbaren Beweis dafür, dass die regulatorisch zugestandene bzw. erzielbare Rendite aus Investorensicht hinreichend attraktiv sei. Daraus kann in erster Linie nur auf die Fähigkeit zur Durchführung dieser Investitionen unter Erfüllung gesetzlicher Pflichten geschlossen werden. Inwieweit sie eigenkapitalfinanziert werden und welchen Einfluss dies auf die Konditionen der Fremdkapitalfinanzierung hat, ist unbekannt.
Dass ausweislich des Vorbringens der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen aus den Sachen VI-3 Kart 429/24 [V] (erster Musterverfahrenskomplex) und VI-3 Kart 801/24 [V] (zweiter Musterverfahrenskomplex) auch derzeit noch die Möglichkeit bestehen kann, durch Optimierung der Finanzstruktur eine tatsächliche Rendite oberhalb der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze zu erzielen, stellt die Behauptung der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen ebenfalls nicht in Frage.
In den beiden Verfahren haben die Musterverfahrensbeschwerdeführerin zu ihren – aus ihrer Sicht irrelevanten – Buchrenditen des Jahres 2024 und den für maßgeblich gehaltenen bereinigten „tatsächlichen Eigenkapitalrenditen“ vorgetragen. Letztere liegen jeweils merklich oberhalb des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes vor Steuer, der sich zu Beginn der vierten Regulierungsperiode in kombinierter Anwendung der Festlegungen vom 17. Januar 2024 und 12. Oktober 2021 ergeben könnte. Die beiden Beschwerdeführerinnen erklären diese Abweichung mit pauschal erwähnten „erheblichen Anstrengungen“ einschließlich einer „Optimierung der Finanzierungsstrukturen“. Dies weist darauf hin, dass die regulatorischen Vorgaben zum Teil Optimierungschancen eröffnen. So konnte es sich etwa für die Netzbetreiber in der jüngeren Vergangenheit, wenn Fremdkapital zu günstigen Konditionen aufgenommen werden konnte, vorteilhaft auswirken, dass § 10a Abs. 7 Satz 1 ARegV eine bestimmte Kapitalstruktur (40 % Eigenkapital und 60 % Fremdkapital) unterstellt.
Dem steht allerdings gegenüber, dass sich etwaige Optimierungschancen rechtlich nicht erweitert haben, sondern nunmehr faktisch – jedenfalls in der Tendenz – verringern dürften, während zugleich – dies gilt angesichts der vorgetragenen Investitionsvolumina zumindest für die Stromnetze – von einer deutlich erhöhten Wahrscheinlichkeit für die Notwendigkeit eines Einbehalts erzielter Gewinne auszugehen ist. So können infolge der abrupten Beendigung der Niedrigzinsphase und der Inflationsentwicklung – eingedenk der Anpassungen nach § 8, § 9 ARegV – Kostensteigerungen zu verzeichnen sein, die kalkulatorisch nicht oder nicht sofort abgebildet werden. Dies gilt etwa mit Blick auf die Möglichkeit eines zumindest schrittweisen Anstiegs des gesamten Fremdfinanzierungsaufwands. Dieser wird zwar teilweise (vgl. dazu Lüdtke-Handjery/Paust/Weyer in Holznagel/Schütz, ARegV 2. Auflage § 23 Rn. 127 sowie die Festlegung vom 14. August 2023 – BK4-23-001), aber nicht vollständig ohne nennenswerten Zeitverzug kalkulatorisch nachvollzogen. Dass sich hierdurch die tatsächlich erzielbare Rendite mindert, ist selbst dann zu besorgen, wenn man mit der Bundesnetz-agentur auf Basis der von ihr vorgenommenen stichprobenhaften Analyse von Geschäftsberichten annimmt, dass Netzbetreiber sogenannte Absicherungsgeschäfte getätigt haben. Denn derartige Geschäfte – deren Üblichkeit zwischen den Verfahrensbeteiligten streitig ist – können naturgemäß nur zeitweilig einen Schutz vor übermäßig hohen Fremdfinanzierungskosten bieten. Davon abgesehen sind noch weitere Kostensteigerungen denkbar, die regulatorisch (vorerst) unberücksichtigt bleiben. So könnte es sich etwa bei einer umfangreichen Investitionstätigkeit nachteilig auswirken, dass im Kapitalkostenaufschlag operative Kosten nicht mittels einer Betriebskostenpauschale abgebildet werden (vgl. BGH, Beschluss vom 5. Mai 2020 – EnVR 59/19, juris Rn. 48), zumal die Bundesnetzagentur in der Festlegung vom 17. Januar 2024 auch nicht im Einzelnen festgestellt hat, dass diese Nichtberücksichtigung durch anderweitige, vorteilhaft wirkende Mechanismen ausgeglichen oder gar überkompensiert wird.
(2) Allerdings hat keine der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen – und zwar weder in diesem noch im anderen Musterverfahrenskomplex – umfassend und hinreichend substantiiert zu den (eigenen) Renditen der Vergangenheit und den Gewinnerwartungen für die Zukunft vorgetragen. Schon deshalb kann nicht angenommen werden, dass die derzeit erzielbare Eigenkapitalverzinsung derart gering ist, dass das Ermessen der Bundesnetzagentur zu einer über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehenden Anpassung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze „auf Null“ reduziert sein könnte.
(a) Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs ist es einem Netzbetreiber, der sich auf die Pflicht zur Plausibilisierung eines Ergebnisses beruft, das die Regulierungsbehörde nach beanstandungsfreier Auswahl und Anwendung einer Methode zur Ermittlung des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes erzielt hat, möglich und zumutbar, zur eigenen Eigenkapitalausstattung, zur eigenen Investitionsplanung und zu den eigenen Renditen im Hinblick auf die vergangene Regulierungsperiode vorzutragen und daraus Prognosen für die Zukunft im Hinblick auf den Maßstab des § 21 Abs. 2 EnWG abzuleiten (vgl. BGH, Beschluss vom 25. Februar 2025 – EnVR 92/23, juris Rn. 22).
(b) Ein solcher Vortrag ist dem Netzbetreiber ebenso zumutbar, wenn er sich auf eine regulierungsbehördliche Pflicht zur nachträglichen Abänderung einer Eigenkapitalzinssatzfestlegung beruft. Die dagegen gerichteten Einwände greifen nicht durch.
(aa) Dass die vom Bundesgerichtshof in den Blick genommenen Daten – gegebenenfalls in Verbindung mit weiteren Finanzkennzahlen – von beträchtlicher Aussagekraft sein können, zeigt sich schon daran, dass ihnen von Kapitalgebern Relevanz beigemessen wird. So wird etwa von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen auf die Existenz von fremdkapitalgeberseitigen Vorgaben oder Richtwerten zu dem EBITDA-Zinsdeckungsgrad, dem dynamischen Verschuldungsgrad, der Finanzverbindlichkeitenquote sowie der Eigenkapitalquote hingewiesen. Der einzelnen Musterverfahrensbeschwerdeführerin wird in diesem Zuge auch keine branchenweite Untersuchung abverlangt, wohl aber Vortrag dazu, ob sich gerade aus ihrer Situation ableiten lässt, dass die kalkulatorische Rendite die tatsächlichen Verhältnisse schlechterdings nicht mehr angemessen widerspiegelt, d.h. die „Annäherung an die Realität“ vollständig misslungen ist. Wird darüber hinaus auch das Vorbringen anderer Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen aus der heterogenen Gruppe der Netzbetreiber in die Würdigung einbezogen, kann sich dies nur zu Gunsten des Einzelnen auswirken.
(bb) Soweit es um die Rendite geht, kann die bisherige bilanzielle (handelsrechtliche) Rendite zumindest den Ausgangspunkt der Betrachtung bilden. Um Verzerrungen infolge etwaiger Sondereffekte zu vermeiden, ist es möglich, auf einen mehrjährigen Durchschnittswert abzustellen. Darüber hinaus ist es denkbar, eine sogenannte bereinigte Betrachtung vorzunehmen, soweit hierzu etwa wegen unterschiedlicher kalkulatorischer und handelsrechtlicher Abschreibungsdauern Veranlassung bestehen sollte. Dies veranschaulicht namentlich das Vorbringen einzelner Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen aus den beiden Komplexen (VI-3 Kart 429/24 [V] und VI-3 Kart 801/24 [V]).
(c) Keine der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen hat jedoch umfassend und substantiiert zu den (eigenen) Renditen der Vergangenheit und den Gewinnerwartungen für die Zukunft vorgetragen.
(aa) In den Verfahren VI-3 Kart 429/24 [V] und VI-3 Kart 801/24 [V] sind Prognosen über die Entwicklung bestimmter Finanzkennzahlen (Eigenkapitalquote, Finanzverbindlichkeitenquote, dynamischer Verschuldungsgrad, EBITDA-Zinsdeckungsgrad) angestellt worden. Angaben zu den – aus Sicht der beiden Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen irrelevanten, weil überhöhten – Buchrenditen und den von ihnen für maßgeblich gehaltenen bereinigten „tatsächlichen Eigenkapitalrenditen“ finden sich indes nur für das Jahr 2024. Letztere liegen – wie schon aufgezeigt – jeweils merklich oberhalb des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes vor Steuer, der sich zu Beginn der vierten Regulierungsperiode in kombinierter Anwendung der Festlegungen vom 17. Januar 2024 und 12. Oktober 2021 ergeben könnte.
(bb) Die Beschwerdeführerin der Verfahren VI-3 Kart 27/24 [V] und VI-3 Kart 886/24 [V] hat keinerlei konkrete Daten zu den eigenen historischen und voraussichtlichen Renditen unterbreitet, sondern verweist auf die Verhältnisse einer dritten Netzgesellschaft. Exakte Angaben zur früheren und zukünftig erwarteten Rendite finden sich auch in deren Stellungnahme nicht. Dort wird vielmehr vorgetragen, dass die Kapitalbeschaffung in den vergangenen beiden Jahren nur durch außergewöhnliche Umstände habe erfolgen können, und dass diese Spielräume zukünftig nicht mehr existierten, weil die kommunalen Kapitalgeber selbst vor erheblichen finanziellen Herausforderungen stünden und die Erfahrung gemacht hätten, dass die Renditen aus Netzinvestitionen seit dem Jahr 2009 kontinuierlich gesunken seien.
(cc) An der gebotenen umfassenden und konkreten Darstellung fehlt es auch in den Verfahren VI-3 Kart 453/24 [V] und VI-3 Kart 468/24 [V], VI-3 Kart 61/24 [V] und VI-3 Kart 549/24 [V] sowie VI-3 Kart 330/24 [V] und VI-3 Kart 551/24 [V].
Die Beschwerdeführerinnen der Musterverfahren VI-3 Kart 330/24 [V] und VI-3 Kart 551/24 [V] kritisieren im Wesentlichen den vom Bundesgerichtshof angelegten Maßstab und meinen, dass sich eine Eigenkapitalknappheit in der Netzbranche nicht an einer festen Eigenkapitalquote festmachen lasse, sondern an anderen Faktoren (z.B. Netzanschlussdauern und Netzengpässen). Konkrete Daten werden nicht umfassend unterbreitet. Vielmehr wird die Situation der Netzbetreiber und ihrer (oftmals kommunalen) Eigenkapitalgeber bloß pauschal umschrieben. Auch im Verfahren VI-3 Kart 61/24 [V] wird im Kern lediglich geltend gemacht, dass es rechtlich fehlerhaft sei, die individuelle Eigenkapitalsituation in den Blick zu nehmen. Dieses Vorbringen wird in der Sache VI-3 Kart 549/24 [V] um Ausführungen zu einem seit 2018 erfolgten und weiter zu erwartenden Anstieg der Finanzverbindlichkeiten und dessen abstrakt bezeichnete Folgen ergänzt. Die Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 453/24 [V] und VI-3 Kart 468/24 [V] beschränkt sich im Wesentlichen darauf, einen mit der höheren Attraktivität einer Fremdfinanzierung erklärten Rückgang der Eigenkapitalquote ihrer unmittelbaren Gesellschafterin darzulegen und aufzuzeigen, weshalb sich dieser Prozess angesichts des Investitionsvolumens der nächsten Jahre fortsetzen werde. Konkrete Angaben zur tatsächlichen (gegebenenfalls bereinigten) Rendite finden sich nicht.
(dd) Schließlich genügt auch der in den Beschwerdeverfahren VI-3 Kart 372/24 [V], VI-3 Kart 500/24 [V] und VI-3 Kart 501/24 [V] gehaltene Vortrag nicht den vom Bundesgerichtshof formulierten Anforderungen.
Die Beschwerdeführerinnen haben in einer Tabelle die anonymisierten Ergebnisse einer von ihnen initiierten Befragung zahlreicher Strom- und Gasverteilernetzbetreiber zusammengefasst. Der vorgelegten Auswertung ist eine deutliche Streuung der Einzelwerte zur Eigenkapitalquote und – soweit aufgelistet – Gewinnentwicklung in den Jahren zwischen 2019 und 2024 zu entnehmen. Vereinzelt wird angegeben, dass seit dem Jahr 2019 durchgehend Verluste ausgewiesen worden seien. Vergleichsweise selten erreichen oder übertreffen die für das Jahr 2024 genannten Gewinne nominal das Niveau der Jahre 2019 oder 2020, obwohl es ausweislich der Tabelle seither grundsätzlich zu einer signifikanten Investitionstätigkeit gekommen sein dürfte. Allerdings sind die Eigenkapitalquoten – so das Vorbringen der Beschwerdeführerinnen – bei 42 % der befragten Strom- und 57 % der Gasverteilernetzbetreiber stabil geblieben oder sogar angestiegen. Dass dies – wie pauschal vorgetragen wird – „ganz überwiegend“ auf Gewinnthesaurierungen, Kapitalerhöhungen oder Quersubventionierungen aus wettbewerblichen Bereichen zurückzuführen gewesen sei, die allein dazu gedient hätten, eine weitere Verteuerung der Fremdkapitalkosten zu vermeiden, ist der Tabelle nicht zu entnehmen. Nicht nachvollzogen werden kann anhand der Daten zudem, dass – wie vorgetragen – die Gewinne der Tätigkeiten bei 50 % der befragten Netzbetreiber unterhalb der kalkulatorisch zugestandenen Eigenkapitalverzinsung gelegen hätten und worauf dies im Einzelnen zurückzuführen sein könnte. Überdies finden sich in der Tabelle keine konkreten Gewinnprognosen.
(3) Darüber hinaus fehlt es an Hinweisen auf das Vorliegen einer weiteren – und zwar zentralen – Voraussetzung der hier in Rede stehenden Ermessensreduzierung „auf Null“, aufgrund derer die Bundesnetzagentur verpflichtet (gewesen) sein könnte, die kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze in einem über die Festlegung vom 17. Januar 2024 hinausgehenden Umfang an veränderte Verhältnisse anzupassen. Dem Vorbringen der Musterverfahrensbeteiligten sind keine Anhaltspunkte dafür zu entnehmen, dass eine hinreichend eigenkapitalfinanzierte Lebensfähigkeit der Netze derart gefährdet sein könnte, dass nicht mehr bis zur Neufestlegung der (Eigen-) Kapitalverzinsung für die fünfte Regulierungsperiode zugewartet werden dürfte. Aus diesem Grund ist auch nicht Beweis durch Einholung eines Sachverständigengutachtens zur Frage einer vermeintlichen (drohenden) Eigenkapitalknappheit zu erheben.
(a) Ob eine Gefahrenlage im vorgenannten Sinn besteht, richtet sich nach dem Zeitpunkt und Art der notwendigen Eigenkapitalbildung bzw. -zufuhr.
Die Bedeutung des voraussichtlichen Zeitpunkts einer notwendigen Eigenkapitalzufuhr folgt im Wesentlichen aus der Investorensicht. Für den Investor kommt es auf die zukünftigen Renditeaussichten an. Das hat wiederum Einfluss auf das Gewicht, das den gegenwärtigen regulatorischen Rahmenbedingungen bei einer Entscheidung für oder gegen ein Investment in einen deutschen Netzbetreiber beizumessen ist. Zu Beginn einer Regulierungsperiode wird die Höhe der in den nächsten Jahren tatsächlich erzielbaren Rendite von großer Relevanz sein. Mit weiterem Zeitverlauf verlieren die aktuell maßgeblichen Vorgaben – etwa die behördlichen Festlegungen zur Eigenkapitalzinssatzhöhe – jedoch zunehmend an Bedeutung. Je geringer der zeitliche Abstand zur nächsten Regulierungsperiode ist, desto wichtiger wird die Frage, welche Rendite unter den zukünftigen regulatorischen Rahmenbedingungen erzielbar sein wird.
Die Bedeutung der Art der notwendigen Eigenkapitalzufuhr ergibt sich aus einem faktischen Unterschied zwischen Bestandsgesellschaftern und Neuinvestoren. Erstere konnten zumindest potentiell von etwaigen Vorteilen der Niedrigzinsphase der jüngeren Vergangenheit profitieren. Bei ihnen kann deshalb tendenziell eher von einer übergangsweise vorhandenen Bereitschaft zur Verwendung von Gewinnen aus dem Netzgeschäft zum Zwecke der Stabilisierung von Finanzkennzahlen auszugehen sein.
Ob eine Eigenkapitalzufuhr bzw. -bildung notwendig ist, richtet sich nicht strikt nach der verordnungsrechtlich vorgesehenen Finanzierungsstruktur, sondern nach den tatsächlichen Verhältnissen. Denn bei der maximalen kalkulatorischen Eigenkapitalquote von 40 % handelt es sich um eine Obergrenze. Eine Eigenkapitalquote von mehr als 40 % ist nicht schützenswert, weil sie bei Betreibern von Strom- und Gasnetzen Indiz für einen unzureichenden Wettbewerb ist (BGH, Beschluss vom 5. Mai 2020 – EnVR 26/19, juris Rn. 43).
(b) Unter Anlegung der vorgenannten Maßstäbe sind keine hinreichenden Anhaltspunkte dafür erkennbar, dass die Bundesnetzagentur schon am 17. Januar 2024 nicht mehr bis zur Neufestlegung der Bedingungen für die fünfte Regulierungsperiode zuwarten durfte oder ein solches Zuwarten zumindest jetzt nicht mehr hinnehmbar sei.
(aa) Das Vorbringen der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen aus den beiden Komplexen zu ihren eigenen Finanzkennzahlen oder denjenigen anderer Netzbetreiber gibt darauf keinen Hinweis.
(aaa) Die Beschwerdeführerinnen der Musterverfahren VI-3 Kart 330/24 [V] und VI-3 Kart 551/24 [V] sowie VI-3 Kart 61/24 [V] und VI-3 Kart 549/24 [V] haben – wie schon dargelegt – allenfalls punktuell konkret zu den eigenen Verhältnissen vorgetragen. Soweit ein Anstieg der Finanzverbindlichkeiten angeführt und geltend gemacht wird, dass sich dies in steigenden Zinslasten niederschlagen und auf die Höhe der Netzentgelte auswirken werde, gibt dies keinen Hinweis auf das Vorliegen der Voraussetzungen einer Ermessensreduzierung „auf Null“, zumal nicht einmal angegeben wird, auf welchem Niveau sich die Eigenkapitalquote derzeit befindet.
(bbb) Die Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 453/24 [V] und VI-3 Kart 468/24 [V] hat insbesondere vorgebracht, dass es nicht effizient sei, für mehrjährige Projekte vorab die gesamte Finanzierung aufzunehmen, was sowohl für Eigen- als auch Fremdkapital gelte. Eigenkapital sei in der Vergangenheit in Tranchen vom Eigentümer erbracht worden. Die Liquidität werde anhand der Vorgaben von Ratingagenturen mindestens für die nächsten … sichergestellt. Dies könne durch verbindliche Kreditlinien erfolgen, wobei der Zinssatz in der Regel bei Abruf festgelegt werde. Die längerfristige Finanzierung finde sodann zumeist – nicht maßnahmenscharf – über Anleihen statt. Darüber hinaus verweist sie auf das Haushaltsdefizit des niederländischen Staates, eine jüngst von diesem erfolgte oder zugesagte Bereitstellung von Fremdkapital und die in den letzten Jahren signifikant gesunkene Eigenkapitalquote ihrer unmittelbaren Gesellschafterin. Angesichts der Kosten infolge ihrer Ausbauverpflichtungen – die ins Verhältnis zum geschätzten Unternehmenswert zu setzen seien – müssten Milliardenbeträge pro Jahr an Eigenkapital aufgebracht werden, um einen weiteren Rückgang der Eigenkapitalquote zu verhindern. Dies erscheine fast unmöglich.
Auch damit sind die strengen Voraussetzungen einer Ermessensreduzierung „auf Null“ nicht dargelegt. Nachvollziehbar ist im Ausgangspunkt, dass die Musterverfahrensbeschwerdeführerin aufgrund des von ihr beschriebenen Investitionsvolumens einen voraussichtlichen Rückgang der Eigenkapitalquote beschreibt, sollte eine Zufuhr von externem Eigenkapital ausbleiben. Dass sie sich hierbei auf die Verhältnisse ihrer unmittelbaren Gesellschafterin konzentriert, mag damit zu erklären sein, dass eventuell (auch) auf dieser Ebene der Finanzbedarf organisiert wird. Ohne nähere Angaben zur früheren und erwarteten zukünftigen Rendite kann indes schon nicht beurteilt werden, ob zumindest in einem gewissen Umfang mit einer Bildung von weiterem Eigenkapital durch Gewinne aus dem Netzgeschäft gerechnet werden könnte.
Selbst wenn zu Gunsten der Musterverfahrensbeschwerdeführerin unterstellt wird, dass es an jeder Bereitschaft hierzu auf Seiten des niederländischen Staates fehlt, ist nicht erkennbar, dass eine hinreichend eigenkapitalbasierte Finanzierung nur durch eine Anhebung der für die vierte Regulierungsperiode maßgeblichen Eigenkapitalzinssätze gewährleistet werden kann, d.h. ein Zuwarten bis zur Neufestlegung der Bedingungen für die fünfte Regulierungsperiode schon am 17. Januar 2024 ausgeschlossen war oder zumindest derzeit nicht mehr in Betracht kommt. Die Musterverfahrensbeschwerdeführerin war offensichtlich dazu im Stande, den auf den schon verstrichenen Teilzeitraum der vierten Regulierungsperiode entfallenden Finanzierungsbedarf zu decken. Inwieweit dafür weiteres Eigenkapital bereitgestellt worden ist oder werden musste, legt sie nicht dar. Ebenso wenig wird erläutert, mit welchen etwaigen Tranchen ursprünglich – d.h. vor Eintritt der Zinswende – gerechnet wurde und ob sich die Erwartungen (z.B. infolge gestiegener Investitionsvolumina) als unrichtig erwiesen haben. Es wird zudem nicht im Einzelnen aufgezeigt, dass eine Fremdkapitalfinanzierung der in den nächsten Jahren anstehenden Investitionen ohne weitere Eigenkapitalzufuhr unmöglich oder nur zu unvertretbaren Bedingungen denkbar wäre. Schließlich fehlt es an Vortrag dazu, ob ihre Bemühungen bei der Suche nach externen Investoren als endgültig gescheitert anzusehen seien.
(ccc) Die Beschwerdeführerinnen der Musterverfahren VI-3 Kart 429/24 [V] und VI-3 Kart 801/24 [V] machen unter Bezugnahme auf eine prognostizierte Entwicklung von Finanzkennzahlen (Eigenkapitalquote, Finanzverbindlichkeitenquote, dynamischer Verschuldungsgrad, EBITDA-Zinsdeckungsgrad) geltend, dass nicht mehr zugewartet werden dürfe. Sie haben dabei jeweils „bedenkliche Bereiche“ gekennzeichnet und zum Teil individuelle Grenzwerte angegeben.
Anhand dieser Darstellungen wird nicht ersichtlich, dass eine Anhebung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für die vierte Regulierungsperiode unumgänglich ist, um erforderliche Investitionen durchzuführen. Ihnen ist zu entnehmen, dass ein Unter- bzw. Überschreiten von Grenzwerten oder das Erreichen „bedenklicher Bereiche“ fast ausnahmslos frühestens am Ende der vierten Regulierungsperiode oder eher während der fünften Regulierungsperiode erwartet wird. Zu diesem Zeitpunkt sind aus Investorensicht indes die regulatorischen Rahmenbedingungen der fünften Regulierungsperiode maßgeblich. Dass die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen die geltend gemachte Abwärtsentwicklung bereits im Jahre 2024 hätten umkehren müssen oder dies zumindest nunmehr – d.h. im laufenden Kalenderjahr 2025 – zwingend erforderlich ist, um die notwendigen Investitionen zu realisieren, wird nicht aufgezeigt. Davon abgesehen kann auf Basis der unvollständigen Renditeangaben nicht geprüft werden, ob von der Fähigkeit und Bereitschaft auszugehen sein könnte, Gewinne aus dem Netzgeschäft zur Stabilisierung von Kennzahlen zu verwenden. Ebenso bleibt offen, ob Bemühungen zur Einwerbung externer Investoren erwogen oder vergeblich entfaltet worden sind.
(ddd) Die Beschwerdeführerin der Musterverfahren VI-3 Kart 27/24 [V] und VI-3 Kart 886/24 [V] beschreibt die Situation einer anderen Netzgesellschaft und deren geplante Investitionsvolumina. Diese setzt sie in das Verhältnis zu dem der Netzgesellschaft im Jahre 2025 „zur Verfügung stehenden“ Eigenkapital. Der dargelegte Investitionsbedarf der Jahre 2025 bis 2030 ist etwa um den Faktor … höher als die für das Jahr 2025 angegebene Eigenkapitalsumme. Unter Zugrundelegung dieser Daten macht sie geltend, dass die erforderliche Eigenkapitalquote (typischerweise … %) bei einer reinen Fremdfinanzierung im Jahr 2028 deutlich unterschritten würde.
Auch damit sind die Voraussetzungen einer Ermessensreduzierung „auf Null“ nicht dargetan. Anhand der vorgelegten Stellungnahme kann schon nicht im Einzelnen nachvollzogen werden, auf welche Weise der Finanzierungsbedarf des als „Netzgesellschaft“ beschriebenen Netzbetreibers organisiert wird. Ebenso wenig kann in Ermangelung konkreter und nachvollziehbarer Prognosen beurteilt werden, ob zukünftig – wie pauschal behauptet – kein Spielraum mehr für den Verzicht auf Ausschüttungen besteht.
(eee) Das Vorliegen der Voraussetzungen einer Ermessensreduzierung „auf Null“ lässt sich auch nicht den Ergebnissen der Abfrage entnehmen, welche die Beschwerdeführerinnen der Verfahren VI-3 Kart 372/24 [V], VI-3 Kart 500/24 [V] und VI-3 Kart 501/24 [V] vorgelegt haben.
Der Abfrage ist – wie schon aufgezeigt – eine breite Streuung der Einzelwerte zu entnehmen. Teils sind die für den Zeitraum von 2019 bis 2024 aufgelisteten Eigenkapitalquoten trotz mutmaßlich signifikanter Investitionstätigkeit unverändert sehr hoch oder unverändert recht niedrig. Eine eindeutige und offensichtliche Tendenz lässt sich nicht ausmachen. An einer konkreten, auf die jeweiligen Unternehmen bezogenen Beschreibung und Erläuterung der Daten fehlt es ebenso wie an umfassenden Prognosen für die Zukunft, da nur die für die Folgejahre erwarteten oder geplanten Investitionsvolumina beziffert werden. Die Möglichkeit zur Verwendung von Gewinnen aus dem Netzgeschäft zur Stabilisierung von Finanzkennzahlen wird demgegenüber lediglich pauschal verneint.
(bb) Ausreichende Anhaltspunkte für eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze ergeben sich schließlich auch nicht im Rahmen einer Gesamtwürdigung aller Einzeltatsachen einschließlich der beigebrachten Stellungnahmen Dritter.
(aaa) Dies gilt zunächst für die Stellungnahmen und Gutachten von NERA. NERA räumt zum Teil selbst ausdrücklich ein, dass die eigenen Schlussfolgerungen auf im Wesentlichen ambivalenten Indizien beruhen. So muss etwa ein schleppender Netzausbau mitnichten stets Folge eines Kapitalmangels sein, sondern kann seine Ursache etwa in langwierigen Genehmigungsprozessen oder einem Fachkräftemangel haben. Zudem wird von NERA implizit bestätigt, dass die aktuelle kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung für Investoren mit zunehmendem Zeitverlauf an Bedeutung verliert, da Äußerungen des Inhalts zitiert werden, dass man in „der nächsten Regulierungsperiode andere Bedingungen … brauchen“ bzw. „sehr genau“ auf den zukünftigen Regulierungsrahmen achten werde. Auch dies spricht für die Zulässigkeit eines Zuwartens und gegen eine offensichtliche konkrete Gefährdung einer hinreichend eigenkapitalfinanzierten Lebensfähigkeit der Netze, zumal Transaktionen bisweilen noch gelingen, Investitionen durchaus ausgeweitet werden und auch die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen nicht dazu im Stande waren, anhand ihrer eigenen Verhältnisse die Voraussetzungen einer Ermessensreduzierung „auf Null“ darzutun.
(bbb) Das Vorgesagte gilt entsprechend für die weiteren Stellungnahmen Dritter, auf welche sich die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen beziehen.
So ist der vorgelegten VKU-Umfrage zwar zu entnehmen, dass durchschnittlich mit mehr als einer Verdoppelung des Anlagevermögens zum Stand 31. Dezember 2022 gerechnet wird, was im Ausgangspunkt abermals für einen erheblichen Eigenkapitalbedarf spricht. Betrachtet wird hier aber nicht allein die vierte Regulierungsperiode, sondern eine gesamte Dekade. Der Hauptteil des identifizierten Investitionsbedarfs entfällt zudem nicht auf Stromnetze und Stromerzeugung (25 %), sondern auf das Wärmenetz und die Wärmeerzeugung (28 %). Soweit Finanzierungslücken ausgemacht werden, die auf die begrenzte Innenfinanzierungskraft zurückgehen, findet sich kein Hinweis darauf, dass deren Schließung unmöglich sei. Insbesondere werden keine Feststellungen dazu getroffen, dass Vorgaben von Fremdkapitalgebern verfehlt werden würden. Vielmehr findet Erwähnung, dass viele Stadtwerke „als finanziell solide aufgestellt gelten würden“. Soweit ein Rückgang der bilanziellen Eigenkapitalquote angesprochen wird, wird in der in Bezug genommenen weiteren Studie („Kommunale Versorger und Konzerne – finanzielle Verfassung am Scheideweg“) ein Medianwert für das Jahr 2021 von 33,1 % genannt. Als mögliche Erklärung für den zu beobachtenden Abwärtstrend wird ausdrücklich das bis Beginn des Jahres 2022 niedrige Zinsniveau – d.h. nicht der Zinsanstieg – genannt.
2. Die Bundesnetzagentur ist – anders als ein Teil der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen meint – auch nicht aufgrund einer Zusicherung gemäß § 38 VwVfG dazu verpflichtet gewesen, von einer auf Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag beschränkten Maßnahme abzusehen und stattdessen die Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 abzuändern. Eine solche Zusicherung ergibt sich insbesondere nicht aus den in den besagten Festlegungen getätigten Ausführungen zur Änderungsbefugnis nach § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG.
a) Bei einer Zusicherung handelt es sich um die behördliche Zusage, einen bestimmten Verwaltungsakt später zu erlassen oder zu unterlassen. Sie bedarf zu ihrer Wirksamkeit der schriftlichen Form (§ 38 Abs. 1 Satz 1 VwVfG). Das Bundesverwaltungsgericht hat dazu entschieden, dass eine behördliche Erklärung in einer komplexen und politisch hoch umstrittenen Planfeststellungsentscheidung, die auch als deren Begründung verstanden werden könne, regelmäßig nur dann als rechtsverbindliche Zusicherung zu qualifizieren sei, wenn der Rechtsbindungswille entweder in der Entscheidungsformel des Bescheids oder für den Empfänger in anderer Weise deutlich hervorgetreten sei (vgl. BVerwG, Beschluss vom 24. Oktober 2012 – 4 C 12/12, juris Rn. 5). Dieser Maßstab ist auch hier anzulegen. Denn regulierungsbehördliche Festlegungen zur Höhe der Eigenkapitalverzinsung stellen nicht minder komplexe Entscheidungen dar.
b) Danach ist den Festlegungen vom 12. Oktober 2021 eine Zusicherung nicht zu entnehmen. Die Bundesnetzagentur hat darin anlässlich der in der Konsultation zum Teil geäußerten Befürchtung, es könne zum Eintritt einer Zinswende kommen, zum Ausdruck gebracht, dass sie sich der Änderungsbefugnis nach § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG bewusst sei. Eine Anpassung der Festlegungen für den Fall, dass sich die Befürchtungen bewahrheiten sollten, ist damit nicht rechtsverbindlich angekündigt worden. Denn die Bundesnetzagentur hat zugleich hervorgehoben, dass eine solche Änderung unter dem Vorbehalt der Erforderlichkeit stehe, ohne auch nur im Ansatz zu konkretisieren, unter welchen genauen Voraussetzungen denn die Notwendigkeit hierzu bestünde. Angesichts der Vielzahl an Gesichtspunkten, die im Rahmen einer solchen – zum damaligen Zeitpunkt noch nie erfolgten – Prüfung möglicherweise zu berücksichtigen sein könnten, konnte aus Sicht eines objektiven Dritten nicht von dem Vorliegen eines Rechtsbindungswillens ausgegangen werden.
c) Anderes ergibt sich – weder für sich genommen noch in der Gesamtschau – auch nicht aus den weiteren öffentlich oder in früheren Beschwerdeverfahren getätigten Erklärungen der Bundesnetzagentur.
Soweit etwa in der Pressemitteilung vom 14. Juli 2021 der Begriff „Zusage“ verwendet worden war, ging es wiederum lediglich um die Änderungsbefugnis, nicht aber um deren Nutzung, zumal die Ausführungen in der besagten Mitteilung mit dem Vorbehalt verknüpft wurden, dass Dritte nicht unnötig belastet werden dürften. Nahezu wortgleiche einschränkende Zusätze enthielt auch die im Zuge des Erlasses der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 veröffentlichte Pressemitteilung vom 20. Oktober 2021, in der nur vage von bereits getroffenen „Vorkehrungen“ die Rede war. Entsprechendes gilt für die Ausführungen der Bundesnetzagentur zu Änderungsbefugnissen in früheren Beschwerdeverfahren (siehe etwa S. 3 der Beschwerdeerwiderung aus der Sache VI-3 Kart 813/21 [V]). Eine Zusicherung im rechtlichen Sinn ist den vorgenannten Erklärungen nicht zu entnehmen. Sie konnten lediglich die Erwartung wecken, dass die Bundesnetzagentur im Fall des Eintritts einer Zinswende nicht untätig bleiben, sondern eine Prüfung vornehmen werde. Erst recht gilt dies für öffentliche Äußerungen des Inhalts, dass man „die Verzinsung im Blick“ habe.
3. Die Bundesnetzagentur ist schließlich auch nicht dazu zu verpflichten, eine (neuerliche) Entscheidung über eine Änderung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 zu treffen, wie sei von den Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen beantragt worden war. Sie hat sich mit dieser Frage bereits in der Festlegung vom 17. Januar 2024 befasst und dort eine Anpassung der am 12. Oktober 2021 festgelegten Eigenkapitalzinssätze fehlerfrei abgelehnt. Auf dieses bereits gefundene Ergebnis konnte die Bundesnetzagentur in ihrer Reaktion auf die individuellen Änderungsanträge Bezug nehmen.
a) Jedenfalls in den Gründen der Entscheidung vom 17. Januar 2024 hat die Bundesnetzagentur sich mit der Frage befasst, ob die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung in weitergehendem Umfang an die veränderten Verhältnisse anzupassen sei. So hat sie die Forderung nach einer generellen Neufestlegung der Zinssätze erwähnt, aber gemeint, dass eine zwingende Notwendigkeit zur Einbeziehung von Bestandsanlagen in die Neuregelung nicht erkennbar sei.
Die Verwendung des Begriffs der „Bestandsanlage“ (oder „Bestandsinvestition“) lässt auch nicht die Deutung zu, dass sich die Bundesnetzagentur ihrer Antwort auf die Frage nach einer Änderung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 in der Festlegung vom 17. Januar 2024 noch enthalten haben könnte. Soweit die Bundesnetzagentur vorbringt, dass es sich hierbei um ein Synonym für vor dem 1. Januar 2024 fertiggestellte Nachbasisjahrinvestitionen gehandelt habe, nimmt sie eine unzulässige Begriffsverengung vor. Denn träfe diese Deutung zu, stellten die weiteren Ausführungen zum zeitlichen Anwendungsbereich der Festlegung vom 17. Januar 2024 eine offensichtlich überflüssige Zweitbegründung dar. Zudem ergäbe sich ein unauflösbarer Widerspruch dazu, dass die Bundesnetzagentur in ihren ab Februar 2024 versandten Emails in unmittelbarem Zusammenhang mit der Forderung nach einer Festlegungsänderung gemäß § 29 Abs. 2 EnWG abermals das Wort „Bestandsinvestitionen“ verwendet hat.
b) Die am 17. Januar 2024 getroffene Ermessensentscheidung der Bundesnetzagentur über den Anwendungsbereich des neu festgelegten Zinssatzes und der damit verknüpfte Entschluss, von weitergehenden Anpassungen der Eigenkapitalverzinsung abzusehen, sind nicht zu beanstanden. Soweit sie solche Änderungen abgelehnt hat, beruht dies insbesondere nicht auf unzutreffenden tatsächlichen Annahmen. Die Bundesnetzagentur hat am 17. Januar 2024 auch nicht gegen Begründungs- oder Ermittlungspflichten verstoßen.
aa) Die Bundesnetzagentur hat der Forderung nach einer gesamthaften Anpassung der Eigenkapitalzinssätze drei Argumente entgegengehalten. Erstens hat sie darauf verwiesen, dass ihre Praxis, die Eigenkapitalzinssätze weit vor Beginn der jeweiligen Regulierungsperiode festzulegen, eine belastbare Planungsgrundlage biete, weil Investitionen schon zu diesem Zeitpunkt hinsichtlich ihrer monetären Rückflüsse bewertet werden könnten. Jedem Marktteilnehmer habe es freigestanden, eventuelle Desinvestitionen anzudenken. Das Gegenteil sei indes beobachtbar gewesen. Angesichts der bekannt gegebenen Verzinsung seien erhebliche zusätzliche Investitionsprogramme aufgelegt worden. Zweitens hat die Bundesnetzagentur ausgeführt, dass Netzbetreiber sich gegen das Risiko einer Zinsänderung hätten absichern können und auch abgesichert hätten. Die vergangenen Jahre seien durch ein niedriges Zinsumfeld geprägt gewesen. Einbehaltene Gewinne hätten genutzt werden können, um in Zukunft erforderliches Eigenkapital aufzubauen. Drittens hat die Bundesnetzagentur auf die Langfristigkeit von Netzinvestitionen verwiesen. Bezüglich der Eigenkapitalrentabilität solcher Wirtschaftsgüter sei nicht auf Momentaufnahmen, sondern primär auf die gesamte Nutzungsdauer abzustellen. Über die gesamte Nutzungsdauer sei weiterhin anzunehmen, dass auch für bestehende Netzinvestitionen eine angemessene Rendite erreicht werde. Eine zwingende Notwendigkeit zur Einbeziehung der Bestandsanlagen in die Neuregelung sei daher nicht erkennbar.
bb) Die in der Festlegung vom 17. Januar 2024 angestellten Erwägungen sind nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur hat ihre Entscheidung bedenkenfrei auf Basis eines einheitlichen Kerngedankens nach einem strengen Maßstab ausgerichtet. Anhaltspunkte für eine „zwingende Notwendigkeit“ hat sie unter beispielhafter Nennung einzelner Aspekte verneint, ohne gegen Ermittlungs- oder Begründungspflichten zu verstoßen. Insbesondere beruht ihre so gefasste Entscheidung nicht auf unrichtigen tatsächlichen Annahmen.
(1) Die von der Bundesnetzagentur formal getrennt vorgebrachten drei Gesichtspunkte sind auf einen einheitlichen Kerngedanken zurückzuführen. Sie hat zutreffend erkannt, dass bei jeder Eigenkapitalzinssatzfestlegung die Möglichkeit besteht, die zukünftigen Verhältnisse unrichtig zu prognostizieren, und gemeint, dass die daraus folgenden Chancen und Risiken bei einer langfristigen Betrachtung in einem ausgewogenen Verhältnis stünden. Daraus hat sie den – richtigen – Schluss gezogen, dass eine unterperiodische Anhebung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze nur dann angezeigt oder gar obligatorisch ist, wenn dies „zwingend“ erforderlich erscheint. An diesem Maßstab hat die Bundesnetzagentur ihre Entscheidung ausgerichtet.
(a) Dass dem Entschluss, von einer sogenannten gesamthaften Anpassung abzusehen, dieser einheitliche Kerngedanke zugrunde liegt, ergibt sich aus der inhaltlichen Verknüpfung der von der Bundesnetzagentur angeführten drei Argumente.
Einen wesentlichen netzbetreiberseitigen Vorteil des Regulierungssystems hat die Bundesnetzagentur an erster Stelle in der Schaffung regulatorischer Gewissheit erblickt, die dadurch hergestellt wird, dass Eigenkapitalzinssatzfestlegungen eine bestimmte Geltungsdauer haben und eine unterperiodische Abänderung unterbleibt. Die Bundesnetzagentur hat dabei nicht etwa unterstellt, dass die Planungssicherheit der Netzbetreiber durch eine ihnen günstige – und am 12. Oktober 2021 immerhin schon angedachte – Anpassung der Festlegungen an ein „unerwartet“ verändertes Zinsumfeld beeinträchtigt werden könnte. Sie hat vielmehr eine regulierungsperiodenübergreifende Sichtweise eingenommen. Denn sie hat bereits im Abschnitt zur „Planungssicherheit“ beispielhaft auf die Verhältnisse während der vorherigen Niedrigzinsphase verwiesen. Damit hat sie ihr erstes Argument verbunden mit den an dritter Stelle gebrachten Ausführungen, in denen sie auf die „Langlebigkeit von Netzinvestitionen“ und die während ihrer Lebensdauer zu beobachtenden Schwankungsbreiten der risikolosen Verzinsung eingegangen ist.
Diese Verknüpfung des Argumentationsstrangs kommt auch in den Erwägungen zu den „Absicherungsmöglichkeiten von Zinsänderungen“ zum Ausdruck. Hier ist die Bundesnetzagentur wiederum davon ausgegangen, dass sich Abweichungen zwischen der Realität und regulatorischen Annahmen bei einer langfristigen Betrachtung nicht bloß zu Ungunsten, sondern auch zu Gunsten der Netzbetreiber auswirken können. So hat die Bundesnetzagentur auf die Möglichkeit verwiesen, in einem Umfeld niedriger Zinsen auf der Ebene der Muttergesellschaft zu günstigen Konditionen Fremdkapital aufzunehmen und dieses als Eigenkapital in die Netztochter einzubringen.
(b) Mit der so verknüpften Begründung hat die Bundesnetzagentur insgesamt zum Ausdruck gebracht, dass sie eine Abänderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 lediglich dann vornehmen würde, wenn dies ohne jeden Zweifel erforderlich wäre. Sie hat sich mithin an den Kriterien einer Ermessensreduzierung orientiert.
Ausweislich des letzten Satzes des die Frage der sogenannten gesamthaften Anpassung betreffenden Begründungsteils hat die Bundesnetzagentur insoweit einen besonders strengen Maßstab angelegt, indem sie ausdrücklich eine „zwingende Notwendigkeit zur Einbeziehung der Bestandsanlagen in die Neuregelung“ verneint hat. Damit hat sich die Bundesnetzagentur primär an den Kriterien orientiert, auf die es im Rahmen einer Ermessensreduzierung ankommt. Dass diese Kriterien die gesamte Entscheidung gegen eine Anpassung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 prägen und tragen sollten, ergibt sich zum einen aus der Stellung des zitierten Satzes im Text und zum anderen aus der Art der Argumentation und deren inhaltliche Verknüpfung. So hat die Bundesnetzagentur nicht etwa nach Auswertung einer gutachterlichen Stellungnahme die These aufgestellt, dass die Angemessenheit eines Eigenkapitalzinssatzes in Höhe von 4,13 % nach Steuer im Jahr 2024 ebenso zu bejahen sei wie es am 12. Oktober 2021 noch der Fall war. Vielmehr hat sie diesen Zinssatz lediglich als „sachgerecht“ bewertet, „Momentaufnahmen“ für unerheblich erklärt und die Angemessenheit erst auf Basis einer langfristigen Betrachtung bejaht.
Schließlich bestätigt auch der Verfahrensablauf, dass sich die Bundesnetzagentur an den Kriterien einer Ermessensreduzierung orientiert hat. Sie hatte sich bereits im Juni 2023 auf die Möglichkeit einer nur punktuellen Anhebung der Eigenkapitalzinssätze innerhalb des Kapitalkostenaufschlags konzentriert und gerade nicht erwogen, ergebnisoffen die Zweckmäßigkeit einer Abänderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 zu prüfen.
(2) Die so begründete Entscheidung beruht auch nicht auf (möglicherweise) unrichtigen Sachverhaltsannahmen.
(a) Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs beinhaltet die gerichtliche Kontrolle einer regulierungsbehördlichen Entscheidung die Prüfung, ob die Regulierungsbehörde den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat (vgl. BGH, Beschluss vom 7. Juni 2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 25). Daran anknüpfend hat der Senat in den Beschwerdeverfahren gegen die Festlegung vom 14. August 2023 (BK4-23-001), mit welcher der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz im Kapitalkostenaufschlag für Verteilernetzbetreiber neu bestimmt worden ist, mit Hinweisbeschluss vom 13. November 2024 infrage gestellt, ob die Bundesnetzagentur von zutreffenden Annahmen zur Wirklichkeit der Investitionsfinanzierung ausgegangen sei. In dieser Festlegung hatte sich die Bundesnetzagentur eingehend – über mehrere Absätze hinweg – mit tatsächlichen oder aus ihrer Sicht gebotenen Finanzierungsabläufen und Prozessen bei der Beschaffung von Fremdkapital befasst. Die dortigen Beschwerdeführerinnen waren der behördlichen Darstellung entgegengetreten. Der Bundesnetz-agentur wurde hierauf aufgegeben, ihre tatsächlichen Erkenntnisse darzulegen. Die besagten Verfahren sind später nach einer außergerichtlichen Übereinkunft übereinstimmend für erledigt erklärt worden.
(b) Zu Unrecht wird von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen geltend gemacht, dass (auch) die am 17. Januar 2024 begründete Entscheidung gegen eine gesamthafte Anpassung auf unzutreffenden Annahmen im Sinne des Hinweisbeschlusses vom 13. November 2024 beruhe.
(aa) Dies gilt zunächst für die Erwägungen zur „Planungssicherheit“. Dass es im Oktober 2021 möglich gewesen sei, den aus damaliger Sicht innerhalb der gesamten Regulierungsperiode zu erwartenden Kapitalbedarf für Investitionsvorhaben einschließlich der voraussichtlichen Notwendigkeit einer Verwendung von Mittelrückflüssen zu prognostizieren, ist in den Musterbeschwerdeverfahren schon nicht substantiiert bestritten worden.
(bb) Die Ausführungen zur „Absicherung von Zinsänderungen“ beruhen ebenfalls nicht auf unzutreffenden tatsächlichen Annahmen.
Der Vorwurf, die Bundesnetzagentur habe Eigen- und Fremdkapital verwechselt, verfängt nicht. Sie hat vielmehr in diesem Zusammenhang sowohl Fremd- als auch Eigenkapital betrachtet und darauf verwiesen, dass sich das Zinsumfeld der jüngeren Vergangenheit bei der Fremdkapitalaufnahme günstig ausgewirkt und Spielräume eröffnet habe.
Die Richtigkeit dieses allgemeinen Befunds wird nicht erheblich bestritten. Die Bundesnetzagentur hat mit ihrer Duplik (aus dem ersten Musterverfahrenskomplex) das Ergebnis einer stichprobenhaften Analyse von Geschäftsberichten dargelegt, ausweislich dessen Zinsänderungsrisiken durchaus adressiert werden. Mit den angeführten Einzeltatsachen hat sich keine der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen substantiiert befasst. Streitig ist lediglich, ob sich die Bundesnetzagentur fehlerhaft an einzelnen Beispielen orientiert und es somit versäumt habe, einen „typischen“ Sachverhalt zu ermitteln, der einer generalisierenden Betrachtung zugrunde gelegt werden könnte. Entsprechendes gilt für die Kritik, die sich gegen die Ausführungen zum Leverage-Effekt richtet. Von keiner Musterverfahrensbeschwerdeführerin ist substantiiert bestritten worden, dass es im Fall der Konzernangehörigkeit einer Netzgesellschaft bisweilen vorteilhaft sein kann, den regulatorisch jeweils optimalen Eigenkapitalanteil teilweise durch eine Fremdkapitalaufnahme auf übergeordneter Ebene zu erreichen (vgl. KMPG/Frontier, Weiterentwicklung der Kapitalkostenvergütung für Betreiber von Strom- und Gasversorgungsnetzen, S. 22 f. [Juni 2018]). Auch hier beschränken sich die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen auf Vorwürfe des Inhalts, dass die Bundesnetzagentur den Effekt ungenau – etwa unter Ausblendung der Renditeanforderungen auf der Ebene der Muttergesellschaft – beschrieben oder aber zu Unrecht die Konzernfinanzierung als „typisch“ erachtet habe.
Auf diese Einzelheiten kommt es indes nicht an. Die Bundesnetzagentur hat sich im Abschnitt „Absicherungsmöglichkeiten gegen Zinsänderungen“ ersichtlich auf die Erörterung einzelner Beispiele beschränkt, d.h. in der Festlegung erkennbar nicht den Anspruch erhoben, anhand der von ihr betrachteten „Bilanzdaten großer Netzbetreiber“ allgemeingültige Feststellungen zu treffen. Angesichts der Heterogenität der Branche ist offensichtlich, dass dies allenfalls nach einer umfangreichen Datenerhebung und -auswertung gelingen könnte. Dazu ist es gerade wegen des von der Bundesnetzagentur angelegten strengen Maßstabs nicht gekommen. Eine „zwingende Notwendigkeit“ zur Anpassung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 hat sie von vornherein verneint und dies – wie aufgezeigt – zu Recht.
(cc) Anders als teilweise geltend gemacht wird, hat die Bundesnetzagentur ihre Entscheidung gegen eine gesamthafte Anpassung auch nicht auf unzutreffende Annahmen zum Neuinvestitionsbedarf durch das Osterpaket gestützt.
Von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen wird zum Teil vorgetragen, dass in erster Linie Inflation und Nachfrageeffekte bei Lieferanten die Investitionsvolumina der vierten Regulierungsperiode beeinflussten, während die vom Osterpaket vorgesehenen Maßnahmen jedenfalls in diesem Zeitraum von untergeordneter Bedeutung seien. Dahingehende Aufklärungsbemühungen hat die Bundesnetzagentur ausweislich der Begründung der Festlegung vom 17. Januar 2024 nicht entfaltet. Daraus folgt jedoch nicht, dass die Bundesnetzagentur sich bei ihrer Entscheidung gegen eine gesamthafte Anpassung auf unrichtige Annahmen zum Neuinvestitionsbedarf gestützt hat. Das behördliche Unterlassen erklärt sich vielmehr mit dem von der Bundesnetzagentur gewählten Ansatz. Der Eintritt der Zinswende sowie die nach Beginn des Ukrainekriegs seitens des Gesetzgebers ergriffenen Maßnahmen bildeten den Anlass für den Festlegungserlass. Aus diesen Veränderungen seit dem 12. Oktober 2021 hat die Bundesnetzagentur auf die Notwendigkeit einer zumindest teilweisen Anhebung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze geschlossen, d.h. prognostiziert, dass es nunmehr einer gewissen Besserstellung der Netzbetreiber bedürfe. Weil sie jedoch zugleich der rechtlich zutreffenden Auffassung war, dass eine unterperiodische Abänderung der allgemeinen Eigenkapitalzinssatzfestlegungen nicht „zwingend“ erforderlich war, hat sie sich für eine Regelung entschieden, die vor allem diejenigen Netzbetreiber begünstigt, die bei pauschalierender Betrachtung aufgrund hoher Investitionsvolumina am Ehesten einen Bedarf an Einwerbung bzw. Bildung von Eigenkapital haben könnten.
(3) Es ist im konkreten regulatorischen Kontext auch nicht ermessensfehlerhaft, dass die Bundesnetzagentur sich an den Kriterien einer Ermessenreduzierung orientiert und somit der Sache nach von einer vollständig ergebnisoffenen Prüfung abgesehen hat.
Zwar obliegt es der Bundesnetzagentur, die Erforderlichkeit einer Änderung oder Ergänzung der vor ihr nach § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV getroffenen Festlegungen zu prüfen, wenn – wie hier – konkrete Anhaltspunkte darauf hinweisen, dass ihre früheren Annahmen in wesentlichen Punkten unzutreffend waren. Daraus folgt aber nicht, dass zunächst ergebnisoffen ein Verfahren nach § 29 Abs. 2 EnWG einzuleiten gewesen wäre. Die Bundesnetzagentur war auch nicht dazu verpflichtet, der Frage nachzugehen, ob ein Eigenkapitalzinssatz von 4,13 % nach Steuer aus gutachterlicher Sicht weiterhin angemessen war oder ob eine Änderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 im Lichte der mannigfaltigen Aspekte, die seitens der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen vorgebracht werden (etwa zu den Auswirkungen eines verzögerten Netzausbaus oder einer zunehmenden Fremdfinanzierung), angezeigt sein könnte. Denn die hier in Rede stehende Prüfpflicht unterscheidet sich von dem allgemeinen Verfahren zur Vorab-Festlegung der kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für eine Regulierungsperiode in einem wesentlichen Punkt. Bei der bislang gemäß § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV zu treffenden Entscheidung kommt es darauf an, das Ziel einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals zu erreichen. Der Maßstab bei der Prüfung der Notwendigkeit einer Änderung solcher Festlegungen ist hingegen ein anderer. Dort kommt es zentral auf die Frage an, ob Abweichungen zwischen der eingetretenen Realität und ursprünglichen Annahmen übergangsweise hinzunehmen sind. Daran hat sich die rechtliche Kontrolle auszurichten. Die grundlegenden situativen Unterschiede dürfen in diesem Zuge nicht nivelliert werden. Gerade dazu käme es aber, verlangte man der Bundesnetzagentur ab, das ursprüngliche Festlegungsverfahren schon deshalb vollständig zu wiederholen, weil inzwischen konkrete Anhaltspunkte für die Unrichtigkeit ihrer ursprünglichen Annahmen bestehen.
Unschädlich ist danach auch, dass die Bundesnetzagentur weder beispielhaft die potentielle netzbetreiberindividuelle Gesamthöhe der kalkulatorischen Verzinsung nach kombinierter Anwendung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 und 17. Januar 2024 prognostiziert noch diesen Wert oder einen branchenweiten Schätzwert mit der durchschnittlichen Verzinsung im Ausland verglichen hat. Eine Verpflichtung zur Abänderung der Beschlüsse vom 12. Oktober 2021 bestand – wie aufgezeigt – nicht. Die auf Neuanlagen im Kapitalkostenaufschlag beschränkte behördliche Reaktion war vielmehr (noch) ausreichend. Die Bundesnetzagentur war deshalb auch nicht gehalten, die im Jahre 2021 nach § 7 Abs. 5 Nr. 2 StromNEV bzw. GasNEV vorgenommene Prüfung zu wiederholen. Die allgemeine Wirkungsweise der Festlegung vom 17. Januar 2024 bedurfte keiner weitergehenden Erläuterung. Inwieweit sie konkret zu einer Besserstellung führt, hängt von netzbetreiberindividuellen Umständen ab.
(4) Entgegen der Auffassung der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen war es auch nicht widersprüchlich, den am 12. Oktober 2021 festgelegten Eigenkapitalzinssatz einerseits – soweit es um Neuanlagen geht – als nicht mehr angemessen, andererseits aber dessen „Fortgeltung im Übrigen“ als sachgerecht zu bewerten.
Dies ist ebenfalls Konsequenz der rechtlich zutreffenden Erkenntnis, dass eine unterperiodische Abänderung der allgemeinen Eigenkapitalzinssatzfestlegungen nicht „zwingend“ erforderlich war. Die Bundesnetzagentur hat vor diesem Hintergrund ein Mittel gewählt, das – wie schon aufgezeigt – diejenigen Netzbetreiber begünstigt, die bei pauschalierender Betrachtung aufgrund hoher Investitionsvolumina am Ehesten einen Bedarf an Einwerbung oder Bildung von Eigenkapital haben könnten.
c) Soweit die Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen noch weitere Einwände gegen die Festlegung vom 17. Januar 2024 erheben, haben sie auch damit keinen Erfolg. Solche Angriffe sind dem ersten Musterverfahrenskomplex zuzurechnen und dort mit rechtzeitig eingelegten Beschwerden geltend zu machen. Davon abgesehen hat der Senat mit den am heutigen Tag im ersten Komplex verkündeten Beschlüssen entschieden, dass die Festlegung vom 17. Januar 2024 insgesamt rechtmäßig ist. Darauf wird Bezug genommen.
d) Die Bundesnetzagentur hat sich nach dem Vorgesagten bereits in der Festlegung vom 17. Januar 2024 eingehend und rechtsfehlerfrei mit der Frage einer etwaigen Änderung der Eigenkapitalzinssatzfestlegungen vom 12. Oktober 2021 befasst. Darauf konnte sie in ihren Reaktionen auf individuelle Anpassungsanträge Bezug nehmen. Von Seiten der Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen wird zu Unrecht geltend gemacht, dass die Bundesnetzagentur zumindest wegen einer formell rechtswidrigen Handhabung der Anträge verpflichtet sei, eine (gegebenenfalls neuerliche) Entscheidung durch Verwaltungsakt zu treffen.
aa) Die Bundesnetzagentur hat bei Abfassung der Email nicht gegen Begründungspflichten im Sinne von § 73 EnWG verstoßen.
Nach Auffassung des Senats hat die Bundesnetzagentur mit der Email lediglich auf eine bereits getroffene Regelung hingewiesen. Es handelt sich somit weder um eine Festlegung (§ 73 Abs. 1b Satz 1 EnWG) noch um eine sonstige Entscheidung im Sinne von § 73 Abs. 1 Satz 1 EnWG. Darauf kommt es aber nicht einmal an. Selbst wenn die behördliche Reaktion als Verwaltungsakt zu qualifizieren sein sollte, stand es der Bundesnetzagentur unter den gegebenen Umständen frei, auf ihre kurz zuvor in der Festlegung vom 17. Januar 2024 angestellten Erwägungen Bezug zu nehmen.
bb) Die Bundesnetzagentur hat auch nicht entgegen § 67 Abs. 1 EnWG davon abgesehen, den Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen vor der abschließenden Sachentscheidung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben.
(1) § 67 Abs. 1 EnWG setzt grundsätzlich voraus, dass die Beteiligten sich zu allen entscheidungserheblichen Tatsachen äußern und damit Verfahren und Ergebnis beeinflussen können. Dafür muss ihnen die beabsichtigte Entscheidung so konkret umschrieben werden, dass sie erkennen können, zu welchen Fragen eine Äußerung zweckmäßig ist (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2024 – EnVR 94/23, juris Rn. 55).
(2) Dagegen hat die Bundesnetzagentur nicht verstoßen. Ob die Email überhaupt eine Sachentscheidung im Sinne von § 67 Abs. 1 EnWG darstellt, kann wiederum dahinstehen. Selbst wenn man sie als Verwaltungsakt qualifizierte, wurde den Musterverfahrensbeschwerdeführerinnen in hinreichendem Umfang Gelegenheit zur Stellungnahme eingeräumt.
Die Bundesnetzagentur war hier in Ermangelung einer entsprechenden Ermessensreduzierung „auf Null“ nicht dazu verpflichtet, ein förmliches Verwaltungsverfahren einzuleiten, das unmittelbar eine Änderung der Festlegungen vom 12. Oktober 2021 gemäß § 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG zum Gegenstand hat. Sie konnte diese Frage vielmehr auch in einem anderen sachverwandten Verfahren prüfen. Dem ist die Bundesnetzagentur mit dem Erlass des Beschlusses vom 17. Januar 2024 nachgekommen. In dem dieser Festlegung vorausgegangenen Verfahren hatten die Beschwerdeführerinnen im Rahmen der Konsultation hinreichend Gelegenheit, ihre Argumente für eine sogenannte gesamthafte Anpassung der Eigenkapitalzinssätze vorzutragen. Sie hatten zudem vor Festlegungserlass jeweils ihren individuellen Abänderungsantrag gestellt.
C.
I. Die Kostenentscheidung folgt aus § 90 EnWG.
II. Die Festsetzung des Gegenstandswerts beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG in Verbindung mit § 3 ZPO. Da das hierfür maßgebliche wirtschaftliche Interesse der Beschwerdeführerin nicht konkret zu beziffern ist, hat der Senat auf einen pauschal geschätzten Auffangstreitstreit zurückgegriffen. Dabei hat er sich an seiner Vorgehensweise in den bisherigen Beschwerdeverfahren gegen Festlegungen nach § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. GasNEV orientiert. Dies ist angesichts der in den Musterbeschwerdeverfahren erhobenen Forderung, die Festlegungen vom 12. Oktober 2021 für (nahezu) die gesamte vierte Regulierungsperiode abzuändern, angemessen.
D.
Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung war nach § 86 Abs. 2 EnWG zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben und die Fortbildung des Rechts eine Entscheidung durch den Bundesgerichtshof erfordert.

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. Auf die Pflicht zur elektronischen Einreichung durch professionelle Einreicher/innen ab dem 1. Januar 2022 durch das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten vom 10. Oktober 2013, das Gesetz zur Einführung der elektronischen Akte in der Justiz und zur weiteren Förderung des elektronischen Rechtsverkehrs vom 5. Juli 2017 und das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 5. Oktober 2021 wird hingewiesen. Die elektronische Form wird durch die Einreichung eines elektronischen Dokuments gewahrt, das für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet ist und von der verantwortenden Person qualifiziert elektronisch signiert ist und auf einem zugelassenen elektronischen Übermittlungsweg gemäß § 4 Abs. 1 der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung - ERRV) oder von ihr selbst auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht wird. Weitere Voraussetzungen, insbesondere zu den zugelassenen Dateiformaten und Übermittlungswegen sowie zur qualifizierten elektronischen Signatur, ergeben sich aus der ERRV in der jeweils gültigen Fassung. 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 Rechtsbeschwerde 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: § 78a EnWG
§ 14a EnWG
§ 51 VwVfG
§ 5 StromNEV
§ 9 ARegV
§ 38 VwVfG
§ 73 EnWG
§ 90 EnWG
§ 3 ZPO
§ 547 ZPO
§ 7 Abs. 4 StromNEV
§ 29 Abs. 2 EnWG
§ 7 Abs. 4 Satz 1 StromNEV
§ 75 Abs. 3 EnWG
§ 10a Abs. 7 ARegV
§ 78a Abs. 3 EnWG
§ 7 Abs. 6 StromNEV
§ 29 Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 51 Abs. 1 Nr. 1 VwVfG
§ 29 Abs. 2 Satz 2 EnWG
§ 49 Abs. 1 und Abs. 2 VwVfG
§ 7 Abs. 5 Nr. 2 StromNEV
§ 7 Abs. 4 und Abs. 6 StromNEV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV
§ 7 Abs. 6 StromNEV
§ 5 Abs. 2 StromNEV
§ 10a Abs. 7 Satz 1 ARegV
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 38 Abs. 1 Satz 1 VwVfG
§ 73 Abs. 1b Satz 1 EnWG
§ 73 Abs. 1 Satz 1 EnWG
§ 67 Abs. 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 EnWG
§ 130a Abs. 4 ZPO
§ 55a Abs. 4 VwGO
§ 80 Satz 2 EnWG
§ 10a Abs. 7 Sätze 4 und 5 ARegV handelt es sich um erst mit der Verordnung
§ 4 Abs. 1 der Verordnung
Art. 14 Abs. 1 VO
Art. 13 Abs. 1 VO

Zitierte Entscheidungen: 3 Kart 129/21
3 Kart 317/24
3 Kart 330/24
3 Kart 453/24
3 Kart 468/24
3 Kart 317/24
3 Kart 330/24
3 Kart 317/24
7 RL (EU) 2019/94
6 RL 2009/73
7 RL (EU) 2024/17
1 RL (EU) 2019/94
1 RL 2009/73
3 Kart 718/21
5 Kart 24/16
3 Kart 32/22
3 Kart 27/24
3 Kart 886/24
3 Kart 453/24
3 Kart 468/24
3 Kart 429/24
3 Kart 801/24
3 Kart 429/24
3 Kart 801/24
3 Kart 61/24
3 Kart 549/24
3 Kart 551/24
3 Kart 453/24
3 Kart 372/24
3 Kart 500/24
3 Kart 501/24
3 Kart 468/24
3 Kart 27/24
3 Kart 886/24
3 Kart 372/24
3 Kart 500/24
4 C 12/12
3 Kart 813/21