Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2014-10-01, Aktenzeichen VI-3 Kart 62/13 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2014:1001.VI3KART62.13V.00

Tenor:
Die Beschwerde der Betroffenen vom 02.04.2013 gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 20.03.2013, BK8-12/011, wird zurückgewiesen.
Die Betroffene hat die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur zu tragen.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Betroffene betreibt ein Elektrizitätsnetz …. Mit ihrer Beschwerde wendet sie sich gegen die Berechnung der Verlustenergiekosten.
Die Bundesnetzagentur hatte mit der „Festlegung volatiler Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten in der zweiten Regulierungsperiode“ vom 20.03.2013, BK 8-12/011, Verlustenergiekosten als volatile Kosten eingestuft. Ferner hat sie den Berechnungsmodus vorgegeben, nach dem alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen ab der zweiten Regulierungsperiode, beginnend mit dem 01.01.2014, die ansatzfähigen Verlustenergiekosten zu berechnen, und entsprechend die Erlösobergrenzen anzupassen haben (Tenorziffer 1). Danach ergeben sich die im jeweiligen Kalenderjahr ansatzfähigen Verlustenergiekosten aus dem Produkt des Referenzpreises und der ansatzfähigen Menge (Tenorziffer 2). Der Referenzpreis für die zu berücksichtigenden Verlustenergiekosten wird auf der Basis eines 12-monatigen Durchschnittspreises, beginnend 18 Monate vor dem jeweiligen Lieferjahr, ermittelt. Der Referenzpreis wird anhand an der EEX-Strombörse gehandelter Tages-Börsenkurse, zu 76 % aus dem Baseload-Preis und zu 24 % aus dem Peakload-Preis, berechnet. Der Baseload- und Peakload-Preis ergibt sich dabei jeweils als tagesgenauer (ungewichteter) Durchschnittspreis aller im genannten Jahres-Zeitraum gehandelten Phelix-Year-Futures (Baseload- bzw. Peakload-Futures). Die in der jeweiligen Regulierungsperiode ansatzfähige Verlustenergiemenge verändert sich hingegen nicht kalenderjährlich, sondern bestimmt sich anhand des nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannten Wertes des Basisjahres 2011 und bleibt für die Regulierungsperiode unverändert. Ein Ist-Abgleich findet nicht statt, tatsächliche Mehr- oder Mindererlöse werden damit nicht ausgeglichen, Differenzen kann der Netzbetreiber als Bonus behalten bzw. hat sie als Malus zu tragen (Tenorziffer 3).
Die Bundesnetzagentur hat die Festlegung auf § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV gestützt. Mit der Festlegung sollten die durch die Kostenschwankungen in Bezug auf das Basisjahr 2011 entstehenden Kostenüber- und –unterdeckungen berücksichtigt und jährlich angepasst werden können, weil die Beschaffungspreise für die Verlustenergiekosten volatil seien. Die Regelung sorge so für die Verlässlichkeit der Kostenerstattung. Weil der Netzbetreiber Einfluss auf die Höhe der Beschaffungskosten habe, sei es zwingend erforderlich, die Kosten einer Effizienzkontrolle zu unterziehen. Die Festlegung diene der Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs (§ 32 Abs. 1 ARegV, §§ 20 – 21a EnWG).
Zur Ermittlung der Referenzpreise hatte die Bundesnetzagentur die tatsächlichen Preise für die Beschaffung von Verlustenergie ausgewertet, die von den Verteilernetzbetreibern im Regelverfahren zum 30.06.2012 im Rahmen der Datenbankabfrage für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode übermittelt worden waren. Die Behörde verweist in der Festlegung darauf, dass sie 98 Einzelwerte heranzogen und diese um oberhalb der 2-fachen Standardabweichung liegende Ex-tremwerte bereinigt habe. Nachdem die im Konsultationsverfahren ursprünglich geplante Aufteilung des Baseload-/Peakload-Verhältnisses von 80% zu 20% erheblich kritisiert worden war, hatte die Bundesnetzagentur konkrete Daten ausgewertet. Anhand der Datengrundlage hatte sich dann ein ungewichteter Durchschnitt der Baseload-/Peakload-Preise von 76% zu 24% ergeben. Dieses Aufteilungsverhältnis ist in die Festlegung übernommen worden.
Die Fixierung der Verlustenergiemenge auf den Wert des Basisjahres 2011 sei sachgerecht, weil die Menge langfristig durch den Netzbetreiber beeinflusst werden könne und so ein Anreiz gesetzt werde, die Verlustenergiemenge zu senken. § 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNEV erlaube, dass ein Verfahren zur Bestimmung der Netzverluste und damit zur Bestimmung von effizienten Verlustenergiemengen geregelt werden könne, mithin erst Recht eine Regelung der Mengenkomponente möglich sei. Sie habe auch die Verlustenergiemengen der Jahre 2007 - 2011 für die 98 Verteilernetzbetreiber überprüft und keinen Hinweis gefunden, dass die gestiegene Einspeisung aus dezentraler Erzeugung zu einem bedeutsamen Anstieg der Verlustenergiemengen führe. In Anlehnung zur freiwilligen Selbstverpflichtung „Verlustenergie“, mit der für die erste Regulierungsperiode die Verlustenergiekosten geregelt worden seien, sei es daher sachgerecht, die Verlustenergiemenge des Basisjahres 2011 für die Regulierungsperiode festzuschreiben.
Die Bundesnetzagentur verweist in der Festlegung darauf, dass die Verlustenergiekosten des Basisjahres dem Effizienzvergleich nach den §§ 12 ‑ 14 ARegV unterlägen. Der Referenzpreis setze als Beschaffungspreisobergrenze zusätzliche Anreize gem. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV und gewährleiste so, Ineffizienzen zu verringern. Kaufe ein Netzbetreiber günstiger als die ansatzfähigen Kosten ein, dürfe er die Differenz als Bonus behalten, im umgekehrten Fall habe er ggfs. die Mehrkosten zu tragen. Es werde auch kein „Doppelbenchmarking“ vorgenommen. Vielmehr beeinflussten die tatsächlichen Verlustenergiekosten als Teil der beeinflussbaren und vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach §§ 12 – 14 ARegV den Effizienzwert nach § 12 ARegV.
In der „Festlegung des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie und des Verfahrens zur Bestimmung der Netzverluste gemäß § 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV i.V.m. § 10 StromNZV“ (Festlegung „Beschaffung“) vom 21.10.2008, BK 6-08-006, hatte die Bundesnetzagentur bereits ein Verfahren zur Beschaffung von Verlustenergiekosten für Netzbetreibern mit mehr als 100.000 Kunden geregelt. Danach haben Netzbetreiber die Verlustenergiemenge entweder durch Ausschreibung oder eigenhändig über die Strombörse zu beschaffen. Bei einer Ausschreibung ist die Losgröße auf 50.000 MWh beschränkt. Diese Grenze gilt sinngemäß auch für den Energiebezug über die Strombörse. Die Festlegung gestattet, Ausschreibungsgemeinschaften zu bilden.
Die Betroffene hat im Jahr 2011 … € für die Beschaffung von Verlustenergie aufgewendet. Sie ermittelt und bezieht die Verlustenergiemengen nach dem in der Festlegung „Beschaffung“ geregelten Ausschreibungsverfahren. Für die Jahre 2007 – 2015 ergeben sich folgende tatsächliche bzw. ausgeschriebene Verlustenergiemengen:
2007
…. MWh
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Anerkannt wurden im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode nicht die tatsächlich im Basisjahr 2011 verbrauchte Menge von …. MWh, sondern lediglich …. MWh. Hintergrund war – wie die Bundesnetzagentur in der Sitzung erläutert hat -, dass für die verschiedenen Netzebenen Verlustenergie-Durchschnittswerte gebildet und angesetzt worden waren.
Für das Jahr 2014 beträgt der sich nach der Festlegung ergebende Referenzpreis 47,107 €/MWh. Aufgewandt hat die Betroffene hingegen … €/MWh, mithin ... €/MWh mehr (für 2015 ... €/MWh mehr).
Die Betroffene hält die streitgegenständliche Festlegung für rechtswidrig. Ihr stehe ein Neubescheidungsanspruch zu. Die Bundesnetzagentur habe ihr Aufgreifermessen („ob“) ausgeübt und sei hieran nach dem Grundsatz der Selbstbindung der Verwaltung gebunden. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV ermächtige auch nur zum Erlass von Festlegungen, die das Verfahren beträfen, nicht dazu, weitere Voraussetzungen zu definieren.
Es fehle an einer ausreichenden Begründung und Darlegung der statistischen Vorgehensweise, wie der Referenzpreis ermittelt worden sei. Die Bundesnetzagentur habe lediglich eine kaum überprüfbare, unspezifizierte Datengrundlage mitgeteilt. Es sei unklar, welche Daten die Bundesnetzagentur zur Vergleichsbetrachtung herangezogen habe, etwa ob es sich um größere oder eher kleinere Netzbetreiber gehandelt habe und warum lediglich eine Stichprobe von 98 Einzelwerten berücksichtigt worden sei. Im Rahmen einer Ausreißerkontrolle hätten alle Extremwerte oberhalb einer 1,5-fachen Standardabweichung unberücksichtigt bleiben müssen. Außerdem hätten auch Ausreißer „nach unten“ eliminiert werden müssen. Bei der Durchschnittberechnung des Referenzpreises sei der Peak-Anteil deutlich höher, mit mindestens 40%, anzusetzen. Die Ermittlung des Referenzpreises widerspreche dem Grundsatz der Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Regulierungsvorgaben (§ 21a Abs. 5 S. 4 EnWG).
Die beabsichtigten Anreize, Kosten zu senken, könnten nicht erreicht werden, weil der Referenzpreis intransparent ermittelt werde. Es fehlten auch – anders als beim Effizienzvergleich – Korrekturmechanismen (z.B. „Best-of-four“). Außerdem hätten nicht nur die Teilnehmer des Regelverfahrens, sondern auch des vereinfachten Verfahrens in die Stichprobe einbezogen werden müssen. Wären auch kleinere Netzbetreiber berücksichtigt worden, hätte dies zu tendenziell höheren Beschaffungspreisen geführt.
Die Ermittlung des Referenzpreises sei nicht nachvollziehbar und eine unzulässige Effizienzvorgabe. Effizienzvorgaben könnten nach § 21a Abs. 5 EnWG allein auf der Grundlage eines Effizienzvergleichs erfolgen. Die Bezugnahme auf den Börsenpreis sei ein unzulässiges „Benchmarking“. So widerspreche es den Grundsätzen des Effizienzvergleichs nach § 16 Abs. 1 ARegV, den ansetzbaren Verlustenergiepreis bereits im ersten Jahr der zweiten Regulierungsperiode auf den Börsen-Referenzpreis zu kürzen. Darüber hinaus werde die Betroffene dadurch benachteiligt, dass die Bundesnetzagentur in den Effizienzvergleich nach den §§ 12 ff., 14 ARegV als Aufwandsparameter die höheren, tatsächlichen Verlustenergiekosten einfließen lassen. Dadurch werde der Effizienzwert nach unten beeinflusst, obwohl die tatsächlichen Verlustenergiekosten sich wegen des mit der streitbefangenen Festlegung geregelten Referenzpreises nicht erlösobergrenzenwirksam auswirkten.
Die Netzbetreiber müssten die tatsächlich entstandenen Verlustenergiekosten ansetzen dürfen. Zwar seien nach § 4 Abs. 1 StromNEV die Kosten des Netzbetriebs nur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprächen. § 4 Abs. 2 S. 3 StromNEV sehe jedoch vor, dass Netzverluste ausschließlich nach § 10 StromNEV ‑ nach § 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV anhand der tatsächlichen Kosten ‑ zu berechnen seien. Zwar sei zusätzlich das Ausschreibungsverfahren nach § 10 Abs. 1 StromNZV zu beachten, die Preise unterlägen aber dennoch nicht der Effizienzvorgabe des § 4 Abs. 1 StromNEV. Über das Ausschreibungsverfahren hinausgehende Beschränkungen seien unzulässig und widersprüchlich. Daher griffen nicht die Effizienzanforderungen des § 4 Abs. 1 StromNEV.
Es sei der Betroffenen nicht möglich, Verlustenergie zum Börsen-Referenzpreis zu beschaffen. So lägen ihre Beschaffungskosten im Jahr 2014 um …% über dem nach dem Referenzpreis anerkannten Kosten. Der bürokratische Aufwand, der mit einer Zulassung zum Handel an den EEX-Märkten und Beschaffung über die Strombörse erforderlich sei, würde bei der Betroffenen zu außer Verhältnis stehenden Kostensteigerungen führen. Es sei nicht sachgerecht, die Verlustenergiekosten für alle Netzbetreiber, einschließlich der Übertragungsnetzbetreiber, einheitlich zu regulieren. So könnten Übertragungsnetzbetreiber oder große Verteilernetzbetreiber Verlustenergie aufgrund der größeren Mengen zu deutlich günstigeren Preisen beschaffen (…). Jedenfalls wäre ein Sicherheitsaufschlag auf die ermittelten tatsächlichen Verlustenergiepreise vorzunehmen gewesen.
Ferner sei nicht nur der Referenzpreis, sondern auch die Verlustenergiemenge jährlich und damit die Erlösobergrenze anzupassen. So richte die Beschaffung von Verlustenergie sich ausschließlich nach § 10 StromNEV und unterliege - wie erläutert - nicht einer Effizienzvorgabe nach § 4 Abs. 1 StromNEV. Auch könnten die Verlustmengen vom Netzbetreiber nur beschränkt beeinflusst werden, weil sie von vielen externen Faktoren abhingen. Es widerspreche der Eigenart volatiler Kostenbestandteile, diese für eine Regulierungsperiode zu fixieren. Durch die dezentrale Einspeisung stiegen auch die Verlustenergiemengen. Die Fixierung der Verlustenergiemenge verstoße gegen § 21 EnWG, verhindere eine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung. Auch § 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV erlaube keine entsprechende Beschränkung, sondern gestatte als Befugnisnorm nur den Erlass einer Festlegung, mit der ausschließlich Vorgaben zur messtechnischen Ermittlung gemacht werden könnten.
Die Betroffene beantragt,
den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 20.03.2013, Az. BK8-12/011, aufzuheben und die Beschwerdegegnerin analog § 113 Abs. 5 S. 2 VwGO zu verpflichten, eine Neubescheidung mit Wirkung zum 01.01.2014 unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen,
hilfsweise die angefochtene Festlegung aufzuheben.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verweist auf die Gründe ihres Beschlusses und darauf, dass kein Anspruch auf Neubescheidung bestehe. Die Frage, „ob“ ein neuer Bescheid zur Regelung der Verlustenergie erlassen werde, liege im Ermessen der Behörde.
Die Festlegung könne hinsichtlich der Bestimmung der Preis- und Mengenkomponente auf die Ermächtigung nach § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 30 Absatz 1 Nr. 4a ARegV gestützt werden. Die 2010 geschaffene ARegV-Bestimmung erlaube ausdrücklich, Kostenanteile als volatil festzulegen und Anreize zu setzen, Kosten nur in einem effizienten Umfang in der Erlösobergrenze zu berücksichtigen. Es bestehe auch kein Widerspruch zu § 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV, der Festlegungen zur Bestimmung der Netzverluste erlaube. Mit der streitgegenständlichen Festlegung würden jedoch keine Maßstäbe zur Ermittlung der Netzverluste gesetzt, sondern bestimmt, welche Verlustenergiemengen anerkannt würden. § 11 Abs. 5 ARegV verdeutliche, dass Verlustenergiekosten, anders als Treibenergiekosten, nicht ipso jure als volatil gelten sollten. Den Regulierungsbehörden solle vielmehr ermöglicht werden, neben der Einstufung als volatile Kosten im Hinblick auf den Effizienzgedanken auch die Art und Weise der Berechnung auszugestalten. § 21a Abs. 4 S. 6 EnWG erlaube es, Effizienzvorgaben für die beeinflussbaren und vorübergehend nicht beeinflussbaren Kosten zu setzen.
Die Festlegung sei auch ausreichend begründet und die Ermittlung des Referenzpreises, die Gewichtung von Base-/Peakloadpreis transparent dargestellt. So sei ursprünglich beabsichtigt gewesen, die beiden Preise im Verhältnis 80% zu 20% zu gewichten. Im Hinblick auf die im Konsultationsverfahren geäußerte Kritik sei das Gewichtungsverhältnis dann anhand der tatsächlich gemeldeten Daten zu den Verlustenergiekosten berechnet worden. Es seien die Preise für die Beschaffung von Verlustenergie ausgewertet worden, die die Verteilernetzbetreiber im Regelverfahren zum 30.06.2012 im Rahmen der Datenabfrage für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode übermittelt hätten. Hierbei seien die Daten von 98 der insgesamt 109 am Regelverfahren beteiligten Verteilernetzbetreiber berücksichtigt worden. Auf eine Auswertung der nicht gemeldeten Daten sei verzichtet worden, um das Festlegungsverfahren nicht zu verzögern. Es sei nicht erforderlich, die am vereinfachten Verfahren teilnehmenden Unternehmen einzubeziehen. So könne auch der Effizienzwert für die Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens aus dem Regelverfahren abgeleitet werden (vgl. § 24 Abs. 2 ARegV). Es sei nicht zwingend, dass kleinere Unternehmen höhere Verlustenergiekosten tragen müssten. Im Übrigen sei es der Anreizregulierung fremd, nach der Größe der Netzbetreiber abgestufte Effizienzmaßstäbe anzuwenden.
Anschließend seien die Werte um Ausreißer bereinigt worden, die ober- und unterhalb der zweifachen Standardabweichung gelegen hätten und so sieben Einzelwerte aus der Stichprobe entfernt worden. Mithilfe einer Zielwertsuche sei dann die Gewichtung ermittelt worden. Sofern man, wie von der Betroffenen gefordert, Einzelwerte herausrechne, die oberhalb einer 1,5-fachen Standardabweichung lägen, würde dies im Übrigen dazu führen, acht Einzelwerte nicht zu berücksichtigen und eine Gewichtung des Baseload- und Peakloadpreises von 76,6% zu 23,4% ergeben. Es sei nicht nachvollziehbar, warum eine Gewichtung und Preisermittlung anhand der tatsächlichen Beschaffungspreise fehlerhaft und eine stärkere, pauschale Gewichtung des höheren Peakpreises geboten sein soll. Im Übrigen näherten sich die beiden Preise in der jüngeren Vergangenheit zunehmend stark an. Das Gericht könne auch Einblick in die Datengrundlage nehmen, aber wegen zu beachtender Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse nicht die Betroffene.
Die Festlegung setze die Vorgaben der Anreizregulierung um und schaffe Anreize zur Kostensenkung bei der Beschaffung von Verlustenergie. So unterlägen auch die Verlustenergiekosten dem Effizienzgebot. Die jährliche Anpassung der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie durch die Festlegung und die Anerkennung der tatsächlich angefallenen Verlustenergiekosten bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode seien voneinander unabhängig. So regelten die §§ 4 Abs. 2 S. 3 und 10 StromNEV lediglich die Ermittlung des Ausgangsniveaus und träfen keine weitergehende Aussage hinsichtlich einer jährlichen Anpassung der Erlösobergrenzen. Bei der Festsetzung des Referenzpreises als Beschaffungspreisobergrenze handle es sich auch nicht um ein rechtswidriges Benchmarking oder einen unzulässigen Effizienzvergleich. Vielmehr solle lediglich ein sachgerechter Wert für die Gewichtung des Base- und Peakloadpreises ermittelt werden. Die Vorgaben der Festlegung ermöglichten, Ineffizienzen durch die Optimierung der Verlustenergiebeschaffung abzubauen. Gerade für kleinere Netzbetreiber würden Anreize gesetzt, Verlustenergie effizient zu beschaffen, sei es etwa durch die Bildung von Einkaufsgemeinschaften oder eine Optimierung des Beschaffungszeitpunktes.
Dem stehe die Berücksichtigung im Effizienzvergleich nicht entgegen. Es handele sich vielmehr um ein Wesensmerkmal volatiler Kostenanteile, dass sie einerseits in den Effizienzvergleich einflössen, daher wie vorübergehend nicht beeinflussbare bzw. beeinflussbare Kostenanteile behandelt würden, andererseits in § 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV eine – gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV durch Effizienzvorgaben beschränkbare – jährliche Anpassung wie bei dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile erfolge. Im Übrigen richte der Referenzpreis sich nicht wie bei dem Effizienzvergleich am effizientesten Netzbetreiber, sondern am Durchschnitt nahezu aller am Regelverfahren teilnehmender Netzbetreiber aus, einige Netzbetreiber hätten den Referenzpreis unter-, andere überschritten.
Mit der Festlegung habe auch die Verlustenergiemenge geregelt und für die Regulierungsperiode auf den Wert des Basisjahres 2011 festgelegt werden dürfen. So unterliege die Menge der verbrauchten Verlustenergie dem Effizienzgebot, müsse gewährleistet sein, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt würden. Nachdem im Konsultationsverfahren diese Regelung im Hinblick auf die gestiegene Einspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen kritisiert worden sei, habe die Bundesnetzagentur den Einfluss der Einspeisung aus dezentraler Erzeugung auf die Verlustenergiemenge untersucht. Ein genereller Zusammenhang im Betrachtungszeitraum 2007 ‑ 2011 sei nicht festgestellt worden.
§ 10 StromNEV stehe der Mengenregelung nicht entgegen, betreffe ausschließlich die Bestimmung des Ausgangsniveaus. Auch § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG sei nicht verletzt. Die Festlegung ermögliche eine angemessene, wettbewerbsfähige und risikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die
zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur sowie das Protokoll der Senatssitzung vom 17.09.2014 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde ist unbegründet.
I.
Die Beschwerde ist zulässig.
Die Betroffene erstrebt mit dem Neubescheidungsantrag die Aufhebung des angefochtenen Bescheides und den Erlass eines neuen, über die erlassene Festlegung hinausgehenden, sie begünstigenden Verwaltungsaktes.
Sie ist beschwerdebefugt, weil durch den in der Festlegung gewählten Abrechnungsmodus jedenfalls auch die Gefahr einer Kostenunterdeckung und damit die Möglichkeit einer Beeinträchtigung von Rechten der Betroffenen bestehen kann.
II.
Die Beschwerde ist unbegründet, die angegriffene Festlegung ist rechtmäßig. Die Betroffene hat daher weder einen Neubescheidungsanspruch noch als Minus einen Anspruch auf Aufhebung der Festlegung.
1.
Die Festlegung ist formell rechtmäßig.
Die Bundesnetzagentur hat die Festlegung ausreichend begründet.
Die Behörde hat in ihrem Bescheid gemäß § 39 VwVfG hinreichend deutlich gemacht, warum und wie sie die Verlustenergiekosten berechnen will (vgl. zu den Anforderungen an die Begründungspflicht: BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 29 ff.). Die Bundesnetzagentur hat erläutert, wie sie die Grundlagen der Referenzpreisbildung ermittelt und den Referenzpreis berechnet hat. Sie hat in ihre Entscheidung auch die Stellungnahmen im Konsultationsverfahren einbezogen. So hat die Bundesnetzagentur etwa das Verhältnis von Baseload- und Peakload-Preis anhand tatsächlicher Daten neu berechnet, nachdem entsprechende Einwendungen im Konsultationsverfahren gemacht worden waren.
Im Übrigen kann eine fehlende Begründung im gerichtlichen Beschwerdeverfahren in entsprechender Anwendung des § 45 Abs. 2 VwVfG nachgeholt werden (vgl. Sachs in Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. Auflage 2014, § 45, Rdnr. 101 ff.).
2.
Die Festlegung ist auch materiell-rechtlich nicht zu beanstanden.
a)
Die Bundesnetzagentur hat die Festlegung zutreffend auf § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV gestützt.
Nach § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegung zu volatilen Kostenanteilen und zu den Voraussetzungen treffen, unter denen diese als volatil gelten. Anders als die Betroffene meint, erlaubt die Ermächtigung nicht nur Regelungen, die das Verfahren betreffen. Im Gegenteil, die Formulierung „insbesondere zum Verfahren“ macht deutlich, dass gerade keine Einschränkung auf Verfahrensregeln beabsichtigt war, sondern es sich hierbei nur um eine beispielhafte Aufzählung handelt. Andernfalls hätte der Verordnungsgeber den Begriff „nur zum Verfahren“ gewählt. Die Norm erlaubt vielmehr allgemein, die Voraussetzungen zu bestimmen, ob und unter welchen Bedingungen bestimmte Kosten als volatil anzusehen sind. Auch die Verordnungsbegründung verdeutlicht, dass keineswegs nur Verfahrensregeln, sondern Anreize zur effizienten Beschaffung der Energiemengen ermöglicht werden sollten (BR-Drucks. 312/10 vom 09.07.2010, S. 17).
Dies passt auch zu § 11 Abs. 5 ARegV, der bestimmt, dass beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile durch die Bundesnetzagentur als volatil nach § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV eingestuft werden können. Lediglich für Treibenergie-Kosten sieht § 11 Abs. 5 ARegV vor, dass diese von vornherein, auch ohne Entscheidung der Bundesnetzagentur, als volatil gelten. Mit der streitgegenständlichen Festlegung hat die Bundesnetzagentur bestimmt, dass die Verlustenergiekosten als volatil eingeordnet werden („ob“) und im Rahmen der Ermächtigung normiert, welche weiteren Kriterien gelten.
b)
Die Bundesnetzagentur hat ihr Aufgreifermessen mit der streitgegenständlichen Festlegung gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4a i.V.m. § 11 Abs. 5 ARegV rechtmäßig ausgeübt, die Kosten für Verlustenergie als volatil eingestuft und die Voraussetzungen geregelt.
Sie hat hinsichtlich der in der Festlegung gemachten Vorgaben ihren Beurteilungsspielraum bzw. ihr Regulierungsermessen in nicht zu beanstandender Weise ausgeübt.
aa)
Die Festlegung bestimmt den Referenzpreis in vertretbarer Weise.
Den Regulierungsbehörden steht – wie der Bundesgerichtshof im Rahmen der Überprüfung des Effizienzvergleichs und des Qualitätselements entschieden hat – im Rahmen der rechtlichen Vorgabenbei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris 10, 25 ff.; BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 13). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offen bleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris Rn. 26 f. m. w. Nachw.).
Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass sich dies auf die gerichtliche Kontrolldichte auswirke, diese nicht weiter reichen könne als die materiell-​rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Die Kontrolle ende deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 25 m. w. Nachw.). Der genutzte Beurteilungsspielraum ist daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BGH Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27). Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27, juris). Auch im Rahmen einer Festlegung nach § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV steht der Regulierungsbehörde ein weites Regulierungsermessen zu (Meyer/Paulus in Holznagel/Schütz, ARegV, 1. Aufl. 2013, § 11, Rn. 136 f.).
Ausgehend von diesen Grundsätzen ist die Berechnungsweise des Referenzpreises nicht zu beanstanden.
Der relevante, jährliche anzupassende Referenzpreis bestimmt sich nach einem Durchschnittspreis aller innerhalb eines 12-Monats-Zeitraums gehandelten Phelix-Year-Futures. Es wird daher die tatsächliche Preisentwicklung abgebildet. Es ist hierbei naheliegend, auf Werte aus der Vergangenheit zurückzugreifen, um für die einzelnen Jahre einer Regulierungsperiode einen Preis festzusetzen.
Soweit die Betroffene beanstandet, dass die Werte nicht erreichbar seien, überzeugt dies nicht. Die Bundesnetzagentur hat in der mündlichen Verhandlung erläutert, dass der Referenzpreis nach den tatsächlichen Durchschnittspreisen der von der Berechnung erfassten Netzbetreiber berechnet worden sei. Sie hat auch das Verhältnis von Baseload-/Peakload-Preis anhand tatsächlicher Werte ermittelt. Die Auswertung fast aller am Regelverfahren beteiligten Netzbetreiber hat das von der Bundesnetzagentur ermittelte Verhältnis ergeben. Es ist daher nicht ersichtlich, wie die Betroffene durch die gewählte Aufteilung von 76% zu 24% strukturell benachteiligt sein sollte. Soweit sie vorträgt, dass der Peakload-Anteil deutlich höher anzusetzen sei, 40% betragen müsse, hat sie hierzu keine überprüfbaren Gründe vorgetragen.
Die Betroffene hat auch in der Sitzung eingeräumt, dass die tatsächlichen Beschaffungspreise ausgewertet worden seien, aber geltend gemacht, dass nicht die Daten aller Netzbetreiber berücksichtigt worden seien. Es war auch nicht erforderlich, die Daten aller Netzbetreiber auszuwerten. Die Daten beruhen auf einer breiten, sicheren Datenbasis. Dass Angaben einiger Netzbetreiber fehlten, stellt die Berechnungsweise nicht infrage (vgl. etwa zu Unsicherheiten bei möglicherweise nicht eindeutiger Beschriftung einer Eingabemaske und Auswirkungen auf den Effizienzvergleich: BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, RdE 2014, 276; zum Qualitätselement: BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 49). So hat der Bundesgerichtshof etwa im Verfahren hinsichtlich des Qualitätselements deutlich gemacht, dass bei der Auswertung der Daten von rund 2/3 der betroffenen Netzbetreiber der Vorwurf unzureichender Datenerhebung schon „im Ansatz nicht nachvollziehbar“ gewesen sei (Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 49).
Die Behörde hat auch eine sachgerechte Ausreißerkontrolle vorgenommen und das Ergebnis plausibilisiert. Es hat sich im Beschwerdeverfahren ergeben, dass der ermittelte Baseload-/Peakload-Preis auch dann in derselben Größenordnung gelegen hätte, wenn – wie die Betroffene verlangt ‑ nicht Werte außerhalb der 2-fachen, sondern der 1,5-fachen Standardabweichung eliminiert worden wären. Im Übrigen wären dann auch nur die Werte eines weiteren Netzbetreibers nicht berücksichtigt worden. Die Bundesnetzagentur hat ferner klargestellt, dass nicht nur Ausreißer „nach oben“, sondern auch „nach unten“ unberücksichtigt geblieben seien. Eine darüber hinausgehende Plausibilisierung war nicht geboten. Anders als etwa bei der Berechnung des Effizienzvergleichs, in den zahlreiche Variablen einfließen und der daher mit besonderen Unsicherheiten verbunden ist, sodass weitere Plausibilisierungsmethoden sinnvoll erscheinen mögen, war hier lediglich ein sachgerechter, sich am Börsenkurs orientierender Durchschnittspreis für Verlustenergie zu bestimmen.
Die Bundesnetzagentur hat auch ausreichend erläutert, wie sie den Referenzpreis ermittelt hat. Sie war nicht dazu verpflichtet, etwa die beteiligten Unternehmen zu benennen. Die Betroffene hat keinen Anspruch darauf, umfassende Einsicht in das zu Grunde liegende Datenmaterial zu nehmen (vgl. zum Effizienzvergleich: BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, RdE 2014, 276, juris Rn. 72; vgl. zum Qualitätselement: BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 24 ff.). Vielmehr haben die Regulierungsbehörden zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen ggfs. die Einsicht in Unterlagen zu versagen (§ 30 VwVfG, § 71 S. 1 EnWG, § 84 Abs. 2 S. 2 EnWG; BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris Rn 81 ff.). Eine Offenlegung ist daher in diesen Fällen auch nicht geboten, um einer Betroffenen die Möglichkeit zu geben, die inhaltliche Richtigkeit zu überprüfen oder eigene Berechnungen vorzunehmen (BGH, a.a.O., juris Rn. 83, 86). Vielmehr hat eine Betroffene diese Einschränkung im Hinblick auf das Spannungsverhältnis zwischen den ggfs. berechtigten Interessen eines Netzbetreibers und den berechtigten Interesse aller an einem Vergleich beteiligten Netzbetreiber, ihre Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren, hinzunehmen. Die Behörde ist auch nicht zu einer anonymisierten Offenlegung oder einer Auswertung durch einen zur Verschwiegenheit verpflichteten Gutachter verpflichtet (BGH, a.a.O., juris Rn. 94, 96).
Eine Offenlegung kommt nach § 84 Abs. 2 S. 4 EnWG nur dann in Betracht, wenn nach Abwägung aller Umstände des Einzelfalles die Bedeutung der Sache das Interesse Dritter an der Geheimhaltung überwiegt (BGH, a.a.O. Rn. 81). Eine weitergehende Offenlegung war nach diesen Grundsätzen jedoch nicht geboten. Die Bundesnetzagentur hat die Datengrundlage plausibel dargelegt. Sie hat erläutert, dass sie aus einer Stichprobe von 109 am Regelverfahren teilnehmenden Netzbetreibern 98 ausgewählt und auf Basis der tatsächlichen Daten den Referenzpreis berechnet habe. Sie hat nachvollziehbar dargestellt, dass aus Zeitgründen darauf verzichtet worden sei, die Daten aller 109 Netzbetreiber auszuwerten. Es sind keine Anhaltspunkte ersichtlich, dass die Bundesnetzagentur die Auswertung einseitig zum Nachteil der Netzbetreiber vorgenommen haben könnte. Vielmehr ist sie auf die Einwendungen der Netzbetreiber im Konsultationsverfahren eingegangen und hat das Baseload-/Peakload-Verhältnis im Verfahren zugunsten der Netzbetreiber verändert. Sie hat ferner die Ausreißerkontrolle nachvollziehbar erläutert.
Es war auch entbehrlich, die Daten der am vereinfachten Verfahren teilnehmenden Netzbetreiber auszuwerten. § 24 ARegV verdeutlicht, dass für diese kleineren Netzbetreiber aus Gründen der Verwaltungsvereinfachung gesonderte Regeln gelten sollen, die nur bedingt mit dem Regelverfahren vergleichbar sind und die Bestimmungen der Anreizregulierung nur eingeschränkt umsetzen.
Die Bundesnetzagentur weist auch zutreffend darauf hin, dass ein einheitlicher Preis für alle Netzbetreiber festgesetzt werden kann. Auch in einem freien, nicht regulierten Markt müssten Wettbewerber sich ggfs. mit größeren oder effizienter arbeitenden Unternehmen messen lassen. Um den Wettbewerb zu intensivieren, ist das Ausschreibungsvolumen je Los im Übrigen auf 50.000 MWh beschränkt, sodass auch größere Netzbetreiber nicht „Einzelpakete“ mit größeren Volumina bilden und hieraus Preisvorteile erzielen können (vgl. Tenorziffer 10 der Festlegung „Beschaffung“, Begründung S. 26). Die Grenze von 50.000 MWh ist auch bei der Beschaffung über die Börse zu beachten. Im Übrigen hat es der Bundesgerichtshof nicht beanstandet, ggfs. auf bedeutend größere Vergleichsunternehmen abzustellen (vgl. etwa zum Preismissbrauch: BGH, Beschluss vom 28.06.2005, KVR 17/04, „Stadtwerke Mainz“, BGHZ 163, 282). Dass ggfs. Übertragungsnetzbetreiber Energie günstiger beschaffen können, stellt die Berechnungsmethode daher nicht infrage. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur nur die Daten von Verteilernetzbetreibern ausgewertet, Übertragungsnetzbetreiber nicht berücksichtigt (Bl. 93 GA). Vor diesem Hintergrund ist auch nicht ersichtlich, warum ein Sicherheitszuschlag auf den ermittelten Referenzpreis hätte hinzuaddiert werden müssen.
Bei der Bestimmung eines Referenzpreises handelt es sich weder um ein unzulässiges Benchmarking noch steht die Regelung im Widerspruch zum Effizienzvergleich. Die Bundesnetzagentur verweist mit Recht darauf, dass lediglich ein sachgerechter Wert für den Preis der Verlustenergie pro MWh ermittelt werden soll.
Es ist zulässig, neben den durch den Effizienzvergleich gemachten Vorgaben weitere Anreize zur Kostensenkung zu setzen und so Ineffizienzen abzubauen. Der Senat hat bereits entschieden, dass § 10 Abs. 1 StromNEV, wonach die tatsächlichen Kosten der Verlustenergie angesetzt werden können, unter dem Vorbehalt des § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG, § 4 Abs. 1 StromNEV steht, die Kosten denen eines „effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen“ müssen, „unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung“ (OLG Düsseldorf, Beschluss vom 24.10.2007, VI-3 Kart 26/07 (V), ZNER 2008, 167, juris Rn. 24 ff.). Als Kosten für Verlustenergie können daher nur solche Kosten berücksichtigt werden, die denen eines vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Dies macht deutlich, dass neben dem Effizienzvergleich noch andere Anreize gesetzt werden können. Auch in der Verordnungsbegründung zur Ergänzung des § 11 Abs. 5 und § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV wird klargestellt, dass die Bundesnetzagentur ermächtigt werden soll, Anreize zur effizienten Beschaffung der Energiemengen zu setzen (BR-Drucks. 312/10 vom 09.07.2010, S. 17).
Hier ermittelt die Bundesnetzagentur den Referenzpreis anhand der tatsächlichen Kosten eines durchschnittlich effizienten Netzbetreibers und stellt so sicher, dass nur angemessene, „durchschnittlich“ anfallende Kosten im Sinne des § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG, § 4 Abs. 1 StromNEV berücksichtigt werden. Es geht nicht darum, im Rahmen eines Benchmarks „die Besten“ zu ermitteln und nur auf dieser Basis Kosten anzuerkennen. Vielmehr wird der „übliche Preis“ für Verlustenergie ermittelt. Ein Netzbetreiber hat verschiedene Möglichkeiten auf die Verlustenergiekosten Einfluss zu nehmen, etwa durch die Wahl von Ausschreibungszeitpunkten und ‑zeiträumen, der Losgröße, der Langfristkomponente, der Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften und die Form der Beschaffung des langfristig prognostizierbaren Verlustenergiebedarfs (vgl. hierzu: OLG Düsseldorf, Beschluss vom 17.02.2010, VI-3 Kart 4/09, ZNER 2010, 398, juris Rn. 41). So erlaubt etwa die Festlegung „Beschaffung“, Ausschreibungsgemeinschaften zu bilden (Tenorziffer 11c).
Auch der Grundsatz der Erreichbarkeit oder Übertreffbarkeit ist daher nicht verletzt (§ 21a Abs. 5 S. 4 EnWG). Die Bundesnetzagentur hat die tatsächlichen Daten von 98 Verteilernetzbetreibern ausgewertet, Ausreißer eliminiert und auf dieser Basis einen Durchschnittswert/-verhältnis ermittelt. Diese Durchschnittswertberechnung berücksichtigt mithin Betreiber, die die Ziele unter- als auch überschreiten. Der Referenzpreis richtet sich gerade nicht am Besten aus, sondern am Durchschnitt.
bb)
Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen Ihres Regulierungsermessens in nicht zu beanstandender Weise die Berechnung der Verlustenergiemenge bestimmt. Es bestand keine Verpflichtung, neben der Preiskomponente auch die Mengenkomponente jährlich anpassbar auszugestalten.
§ 11 Abs. 5 ARegV bestimmt, dass Verlustenergie nur dann als volatiler Kostenanteil berücksichtigt wird, wenn die Bundesnetzagentur dies festgelegt hat. Die Bundesnetzagentur kann damit – anders als bei Treibenergie ‑ darüber entscheiden, „ob“ Verlustenergiekosten als volatil eingestuft werden. Bleibt es der Regulierungsbehörde aber nach der ARegV überlassen, ob sie überhaupt derartige Kosten als volatil einordnet, kann sie dann erst recht bestimmen, nur einzelne, den Preis bestimmende Faktoren jährlich anpassbar auszugestalten.
Hier liegt es auch nahe, vor allem die Preiskomponente volatil, jährlich anzupassen, weil besonders der Energiepreis, weniger die Menge, erheblich schwankt. Wie jedenfalls der Verlustenergieverbrauch der Betroffenen zeigt, ändert sich ihr Verbrauch in einem vergleichsweise geringen, vorhersehbaren Rahmen. So liegt der Verlustenergieverbrauch der Betroffenen seit 2010 nur mit eher geringen Schwankungen jeweils um …. MWh.
Es ist auch nicht erkennbar, dass die Betroffene durch diese Berechnungsweise benachteiligt wird. So hat sie schriftsätzlich nur unüberprüfbar behauptet, dass sich die Verlustenergiemenge durch die vermehrte dezentrale Einspeisung erhöhe. Die Betroffene hat dann in der mündlichen Verhandlung klargestellt, dass sie zwar nicht derzeit, aber für die Zukunft deutlich höhere Verlustenergiemengen befürchte. Die Bundesnetzagentur hat darauf verwiesen, dass sie den Einfluss der dezentralen Einspeisung untersucht und keinen generellen Zusammenhang festgestellt habe. Der Senat hat keine Veranlassung, die Feststellungen der Bundesnetzagentur infrage zu stellen. Vielmehr zeigt die Entwicklung der Verlustenergiemenge bei der Betroffenen, dass bei ihr ‑ trotz des gerichtsbekannten starken Zuwachses der dezentralen Einspeisung in den letzten Jahren – die Verlustenergiemenge nicht angestiegen ist. Für das Jahr 2015 hat die Betroffene sogar nur noch eine Verlustenergiemenge von …. MWh ausgeschrieben. Dieses für 2015 ausgeschriebene Volumen liegt unterhalb der anerkannten Menge von …. MWh (Basisjahr 2011). Die Betroffene geht ersichtlich selbst davon aus, dass sie im Jahr 2015 weniger als die von Bundesnetzagentur zugestandene Verlustenergiemenge verbrauchen wird. Es ist daher nicht erkennbar, wie sie durch die Deckelung auf eine Verlustenergiemenge, die sie bereits 2015 voraussichtlich unterschreiten wird, nicht hinnehmbar und dauerhaft belastet sein soll.
III.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG.
Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren hat der Senat bereits in der Sitzung im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf ... Euro festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständliche Frage grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG hat und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG 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. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 12 ff., 14 ARegV
§§ 4 Abs. 2 S. 3 und 10 StromNEV
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG
§ 12 ARegV
§ 10 StromNEV
§ 10 StromNEV
§ 21 EnWG
§ 39 VwVfG
§ 30 VwVfG
§ 24 ARegV
§ 3 ZPO
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 6 Abs. 1 ARegV
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV
§ 32 Abs. 1 ARegV
§ 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNEV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV
§ 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV
§ 21a Abs. 5 S. 4 EnWG
§ 21a Abs. 5 EnWG
§ 16 Abs. 1 ARegV
§ 4 Abs. 1 StromNEV
§ 4 Abs. 2 S. 3 StromNEV
§ 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV
§ 10 Abs. 1 StromNZV
§ 4 Abs. 1 StromNEV
§ 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV
§ 113 Abs. 5 S. 2 VwGO
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 30 Absatz 1 Nr. 4a ARegV
§ 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 21a Abs. 4 S. 6 EnWG
§ 24 Abs. 2 ARegV
§ 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV
§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 45 Abs. 2 VwVfG
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 71 S. 1 EnWG
§ 84 Abs. 2 S. 2 EnWG
§ 84 Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 10 Abs. 1 StromNEV
§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 90 Satz 2 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG

Zitierte Entscheidungen: BGHZ 163, 282
3 Kart 26/07
3 Kart 4/09