Schleswig-Holsteinisches Oberlandesgericht (Schleswig-Holstein, )
Beschluss vom 2014-10-02, Aktenzeichen 16 Kart 3/13
ECLI: ECLI:DE:OLGSH:2014:1002.16KART3.13.0A

Tenor:
Die Beschwerde wird auf Kosten der Beschwerdeführerin zurückgewiesen.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdegegnerin hat mit der angegriffenen Festlegung eine generelle Regelung zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten als volatile Kosten für die Zweite Regulierungsperiode getroffen.
Die Festlegung stehe unter dem Vorzeichen, dass - da die Kosten volatil seien - eine jährliche Anpassung erforderlich sei und sie - weil der Netzbetreiber Einfluss auf die Höhe seiner Beschaffungskosten habe - einer Effizienzkontrolle zu unterziehen seien (S. 3 des Beschlusses). Gestützt auf § 29 Abs. 1 EnWG i. V. m. § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV habe die Beschlusskammer die Gefahr massiver Über- oder Unterdeckungen bei den stark volatilen Beschaffungskosten für Verlustenergie minimieren und zugleich Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzen wollen (S. 5).
Gemäß § 4 Abs. 3 S. 1 Nr. 3 ARegV passen Verteilnetzbetreiber ihre jeweilige Erlösobergrenze für volatile Kostenanteile nach § 11 Abs. 5 ARegV jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres selbständig an, und zwar entsprechend der Anlage 1 zur ARegV (sog. Regulierungsformel) um die Differenz zwischen den Kosten der Verlustenergiebeschaffung des Basisjahres (VK0) und den Verlustenergiekosten (VKt), die sich aufgrund der Berechnungsmethodik ergeben, die Gegenstand der Festlegung ist. Danach sollen sich die jährlich im Voraus zu bemessenden Kosten aus der Multiplikation eines jährlich vorab zu ermittelnden sog. Referenzpreises mit einer als fix gesetzten Verlustenergiemenge ergeben.
Der Referenzpreis soll nach dem tagesgenauen (und damit - in Bezug auf die jeweilige Einkaufsmenge- ungewichteten) Durchschnittspreis aller im vom 1. Juli bis 30. Juni reichenden jeweiligen Zeitraum vor dem Zieljahr an der European Energy Exchange (EEX) gehandelten sog. Phelix-Year-Futures für sog. base-loads (Preise für die Grundlast eines Tages) und sog. peak-loads (Preise für Zeiten der Spitzenlast) berechnet werden (S. 7). Dabei werde gemäß einer Datenabfrage für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode eine Gewichtung von 76 % base-Preis und 24 % peak-Preis zugrunde gelegt.
Als ansatzfähige Menge soll der im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannte Wert des Basisjahres 2011 für die Dauer der zweiten Regulierungsperiode ohne eine jährliche Anpassung zugrunde gelegt werden. Entgegen den Stellungnahmen im Beteiligungsverfahren habe eine Überprüfung der Verlustenergiemengen der Jahre 2007 bis 2011 bei den 98 im Regelverfahren (zum sog. Effizienzvergleich) beteiligten Verteilnetzbetreibern keinen Hinweis auf einen bedeutsamen Anstieg der Verlustenergiemengen aufgrund eines Ansteigens der Einspeisung aus dezentraler Erzeugung ergeben, wonach es die Beschlusskammer für sachgerecht halte, den Wert des Basisjahres 2011 zu fixieren, um den Netzbetreibern Anreiz zu geben, die Verlustenergie weiter zu optimieren.
Die Erlösobergrenze sei hiernach um die Differenz zwischen den festgestellten Kosten im Basisjahr und den für das jeweilige Jahr ansatzfähigen Kosten anzupassen. Die Unterschiedsbeträge zwischen den tatsächlichen Beschaffungskosten und den ansatzfähigen Kosten dürften die Netzbetreiber als Bonus behalten bzw. seien von ihnen als Malus zu tragen (S. 8). Wenn derart die tatsächlichen Verlustenergiekosten im Effizienzvergleich Berücksichtigung fänden und zusätzlich eine Begrenzung über den Referenzpreis erfolge, so liege darin kein „Doppel-Benchmarking“. Es handele sich um zwei verschiedene rechtliche Vorgaben. Der Referenzpreis diene (nur) dazu, zusätzliche Anreize gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV zu geben im Sinne einer Beschaffungspreisobergrenze und stelle somit keine Zielvorgabe im Sinne des Effizienzvergleichs dar. Die Festlegung gewährleiste zudem, dass die im Rahmen des Gesamtkosteneffizienzvergleichs ermittelten Ineffizienzen in den Verlustenergiekosten durch Optimierung der Beschaffung oder der Mengen abgebaut werden könnten.
Hiergegen wendet sich die Beschwerde der Beschwerdeführerin, die im Gebiet von …. ein Stromversorgungsnetz betreibt. Sie begehrt die Aufhebung des Beschlusses und eine Neubescheidung unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats.
Sie trägt vor, sie habe in den Jahren 2007 bis 2012 folgende Verlustenergiemengen errechnet:
2007: 4.258.869 kWh
2008: 4.231.137 kWh
2009: 4.230.725.kWh
2010: 4.330.766 kWh
2011: 4.223.959 kWh
2012: 4.505.814 kWh
Gegen die Festlegung wendet sie sich zunächst mit dem Einwand mangelnder Begründung gemäß § 39 Abs. 1 S. 2 VwVfG, wozu sie sich auf eine Entscheidung des OLG Brandenburg vom 20. Oktober 2011 (Kart W 10/09, Rn 99 bei juris) bezieht, das gemeint hat, die Bundesnetzagentur habe im Rahmen des Effizienzvergleichs zur Bestimmung der Erlösobergrenzen das Vergleichsmodell nicht nachvollziehbar dargestellt. Das müsse, so meint die Beschwerdeführerin, erst recht für die vergleichsweise weniger komplexe Ermittlung des Referenzpreises für Verlustenergie gelten. Bei der anteiligen Gewichtung zwischen base-load- und peak-load-Preis seien Begründungstiefe und Nachvollziehbarkeit ungenügend; die angeblich genommene Stichprobe von 98 Einzelwerten werde weder im Hinblick auf die herangezogenen Daten - größere oder kleinere Netzbetreiber - noch auch im Hinblick auf die Größe der Stichprobe und auch nicht im Hinblick auf die statistische Vorgehensweise erläutert, wie überhaupt, wie sie (Bl. 124f.) nachschiebt, nicht nachzuvollziehen sei, wie die Beschwerdegegnerin base- und peak-load-Werte ermittelt haben wolle, wenn sie wie bei ihr, der Beschwerdeführerin, nur einen durchschnittlichen Beschaffungspreis abgefragt habe.
Die mangelnde Begründung wiege umso schwerer, als der auf dem Benchmarking beruhende Referenzpreis als Beschaffungspreisobergrenze anzusehen sein solle. Die mit der daran anknüpfenden Bonus/Malus-Regelung intendierten Anreize könnten nicht greifen, wenn der Referenzpreis in einem intransparenten Verfahren ermittelt worden sei (Bl. 55f.).
Des Weiteren sei auch die Ausreißerbereinigung nicht plausibilisiert worden. Für eine sachgerechte Bereinigung hätten zumindest Extremwerte oberhalb einer 1,5fachen Standardabweichung (nicht erst ab einer 2fachen Standardabweichung) aus der Stichprobe entfernt werden müssen (Bl. 58f.).
Inhaltlich sei die Bestimmung der Preiskomponente rechtswidrig. Gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV könnten bilanzielle und kalkulatorische Kosten nur insoweit angesetzt werden, als sie den Kosten eines effizienten Netzbetreibers entsprächen. Die dabei anzusetzenden Kosten erfassten nach §§ 4 Abs. 2, 5, 6, 7, 8, 9 StromNEV die aufwandsgleichen Kosten, die kalkulatorischen Abschreibungen, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung sowie die kalkulatorischen Steuern unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge. Gemäß § 4 Abs. 2, S. 3 StromNEV seien Netzverluste hingegen ausschließlich nach § 10 StromNEV zu berücksichtigen. Nach § 10 Abs. 2 StromNEV ergäben sich die anerkennungsfähigen Kosten aber aus den tatsächlichen Kosten der Beschaffung der Verlustenergie. Aus all dem folge, dass diese Kosten nicht der Effizienzvorgabe des § 4 Abs. 1 StromNEV unterlägen, soweit nicht - wie ihr gegenüber nicht - § 10 Abs. 1 StromNZV (Pflicht zu Netzbetreiber mit 100.000 Kunden oder mehr) einschlägig sei (Bl. 59ff.).
Ein Benchmarking des Referenzpreises sei auch deshalb unzulässig, weil in der Anreizregulierung gemäß § 21 a Abs. 1 EnWG die §§ 21 Abs. 2, S. 2 bis Abs. 4 EnWG, also auch Abs. 3, der das Vergleichsverfahren nach §§ 22 bis 26 StromNEV regele, keine Anwendung fänden (Bl. 61f.).
Die Orientierung an Börsenpreisen widerspreche der Systematik der Anreizregulierung, weil danach die tatsächliche Beschaffung über Ausschreibungsverfahren zu erfolgen habe, und auch dem Prinzip der Methodenrobustheit (Bl. 115f.).
Weiter sei - hilfsweise - die Gewichtung bei der Berechnung des Referenzpreises nicht sachgerecht, weil sie die tatsächliche Preisentwicklung nicht abbilde. Der peak-Anteil falle deutlich höher aus als 24 % und habe richtigerweise mit 40 % (zu 60 % für den base-load-Preis) berücksichtigt werden müssen. Anderenfalls sei der Grundsatz der Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Regulierungsvorgaben, § 21 a Abs. 5, S. 4 EnWG, verletzt. Denn ihr, der Beschwerdeführerin, sei eine Unterschreitung des Referenzpreises ebenso wenig möglich wie anderen Netzbetreibern mit weniger als 100.000 Kunden (Bl. 62f., 121f.). Der Zugang zur Strombörse sei - abgesehen davon, dass sie die Zulassungsvoraussetzungen nach der Börsenordnung erfüllen müsse - technisch aufwendig. Tatsächlich habe sie - wie andere kleinere Netzbetreiber auch - stets die zusätzlichen Margen der Stromhändler zu tragen. Allein die Management- und Strukturierungskosten führten zu höheren Preisen, sodass die Beschwerdeführerin im Jahr 2014 13,6 % über dem Referenzpreis liegen werde (Bl. 64). Die Vorteile größerer Netzbetreiber, die größere Mengen bezögen und sich zudem direkt an der Strombörse eindecken könnten, bestünden für kleinere Verteilnetzbetreiber selbst dann nicht, wenn sie Bietergemeinschaften bildeten. Der Referenzpreis habe daher nicht für alle Netzbetreiber einheitlich reguliert werden dürfen.
Weiter hilfsweise bringt sie vor, die Beschwerdegegnerin habe die Grundregeln der Durchschnittsbildung missachtet (Bl. 65f.). Es komme - wie im GWB - nicht auf einen Durchschnittspreis, sondern auf den höchsten unverzerrten Wettbewerbspreis an. Deswegen habe die Beschwerdegegnerin einen Sicherheitsaufschlag hinzurechnen müssen (Bl. 52). Richtigerweise habe die Beschwerdegegnerin grundsätzlich ohnehin die tatsächlichen Verlustenergiekosten der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln und diese, wenn es mit zumutbarem Aufwand möglich sei, zugrunde zu legen (Bl. 66). Dabei habe sie auch die Gründe für möglicherweise hohe Verlustenergiekosten erforschen und die Bemühungen der Netzbetreiber zum Erhalt günstiger Preise ermitteln müssen.
Darüber hinaus flössen die Verlustenergiekosten in der im Basisjahr bestehenden Höhe in den Effizienzvergleich ein und unterlägen bereits damit einem Benchmarking. Die Festsetzung des Referenzpreises stelle damit ein rechtswidriges Doppel-Benchmarking dar, das am Maßstab des § 21 a Abs. 1 EnWG verboten sei (Bl. 66).
Schließlich sei auch die Fixierung der Verlustenergiemengen auf das Basisjahr rechtswidrig (Bl. 67). Richtigerweise habe die Festlegung erlauben müssen, die tatsächlichen Mengen eines jeden Jahres bei der Ermittlung der Verlustenergie anzusetzen und die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Verlustenergie unterliege keiner Effizienzvorgabe, weshalb auch die Mengen, so wie sie anfielen, anzuerkennen seien. Bei den Mengen liege auf der Hand, dass die Netzbetreiber sie nur sehr begrenzt beeinflussen könnten. Auch stiegen sie aufgrund der ständig steigenden Einspeisemengen aus dezentraler Erzeugung unweigerlich an. Die Beschwerdegegnerin, die die Steigerungen als solche nicht in Abrede stelle, lege nicht näher dar, dass diese „keine bedeutsamen“ seien.
Die Beschwerdeführerin beantragt,
den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 20. März 2013 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin analog § 113 Abs. 5 S. 2 VwGO zu verpflichten, eine Neubescheidung mit Wirkung zum 1. Januar 2013 unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen.
Die Beschwerdegegnerin beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie hält schon den Antrag der Beschwerdeführerin für verfehlt; es gebe, da die Festlegung im Ermessen der Regulierungsbehörde stehe und für eine Ermessensreduzierung auf Null nichts vorgetragen sei, keinen Anspruch auf den Erlass einer bestimmten Festlegung (Bl. 79/80). In der Sache verteidigt sie ihre Festlegung.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde hat keinen Erfolg.
Der Senat erachtet die Beschwerde insgesamt - und also auch hinsichtlich des Antrags auf Neubescheidung - für zulässig. Ungeachtet des der Regulierungsbehörde in der Ermächtigungsnorm des § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV („kann“) eingeräumten Entschließungsermessens kann auf eine Verpflichtung zu einer Neubescheidung (unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats) angetragen werden, weil es einer sachgerechten Regelung des seit Anbeginn der Netzregulierung bestehenden Problems unzweifelhaft und dringend bedarf (nicht zuletzt, weil der bisher von der höchstrichterlichen Rechtsprechung gewiesene Weg einer Korrektur unangemessener Ergebnisse über einen pauschalierenden Härtefallantrag, § 4 Abs. 1 Nr. 2 ARegV, praktisch kaum gangbar war) und gerade mit diesem Ziel die ARegV in den §§ 6 Abs. 1 S. 2, 4 Abs. 3 Nr. 3 und 11 Abs. 5 ARegV mit Wirkung zum 9. September 2010 geändert worden ist, sodass die Beschwerdegegnerin vernünftigerweise nicht hätte untätig bleiben dürfen. In jedem Fall ist die Beschwerde insoweit zulässig, als die Beschwerdeführerin die Aufhebung einer Festlegung verlangt, die - ihrem Vorbringen zufolge - rechtswidrig sei und sie in ihren Rechten verletze.
Indes ist die Festlegung in der Sache nicht zu beanstanden.
A.
Ermächtigungsgrundlage ist § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV.
Danach kann zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 EnWG genannten Zwecke die Regulierungsbehörde Entscheidungen u. a. durch Festlegungen nach § 29 Abs. 1 EnWG treffen zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Abs. 5 ARegV, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfange in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile i. S. des § 11 Abs. 5 ARegV gelten.
B.
Der Beschluss ist formell einwandfrei ergangen.
Er ist entgegen der Rüge der Beschwerde insbesondere zureichend begründet, § 73 Abs. 1 EnWG.
Nach allgemeinen verwaltungsrechtlichen Grundsätzen muss die Begründung inhaltlich und vom Umfang so gehalten sein, dass die Möglichkeit besteht, sich mit den maßgeblichen Erwägungen auseinanderzusetzen. In Anlehnung an § 36 Abs. 1 VwVfG ist erforderlich, dass die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitgeteilt werden, die die Behörde zu ihrer Entscheidung bewogen haben (Britz/Hellermann/Hermes-Hanebeck, EnWG, Kommentar, 2. Auflage, § 73 Rn 8), wobei keine überspannten Anforderungen gestellt werden dürfen (vgl. Säcker/Bruhn, Berliner Kommentar zum Energierecht, 2. Auflage, § 73 Rn 5). Insgesamt muss die Begründung so vollständig sein, dass sie dem Betroffenen eine Überprüfung in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht ermöglicht einschließlich der Entscheidung, ob er dagegen vorgehen will oder nicht (vgl. Britz u. a. - Hanebeck, a. a. O.).
Diesen Anforderungen genügt die angefochtene Festlegung.
1.
Insbesondere ist entgegen der Rüge der Beschwerde zureichend dargelegt, wie die Beschwerdegegnerin das Verhältnis zwischen base-load- und peak-load-Käufen ermittelt hat (S. 5 des Beschlusses).
Die Beschwerdegegnerin hat die seinerzeit vorliegenden Angaben von 98 Betreibern, die am Regelverfahren der Effizienzwertbestimmung teilgenommen haben, herangezogen, sie um Extremwerte (> 2fache Standardabweichung) bereinigt (wobei sieben Einzelwerte eliminiert worden seien) und sodann einen ungewichteten Durchschnitt aus den jeweils insgesamt gezahlten Preisen gebildet.
Nach diesen Angaben kann man zwar (weil die verwandten Daten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der jeweiligen Netzbetreiber sind, die gemäß § 31 Abs. 3 ARegV nicht veröffentlicht werden) nicht nachrechnen, aber doch allemal hinreichend verstehen, wie die Beschwerdegegnerin zu der Gewichtung gelangt ist, und man kann sich auch dazu positionieren, ob man dieses Vorgehen gutheißen kann oder nicht - was dann ja die Beschwerdeführerin auch umfangreich tut.
2.
Ein Begründungsmangel liegt auch nicht etwa im Hinblick auf die Darstellung der Ermittlungen der Folgen der Einspeisung dezentraler Energieerzeuger für die Verlustenergiemenge vor.
Die Festlegung führt insoweit aus, dass die Überprüfung der Verlustenergiemengen der Jahre 2007 bis 2011 für die genannten 98 Verteilnetzbetreiber im Regelverfahren keinen Hinweis darauf geliefert habe, dass ein Anstieg der Einspeisung aus dezentralen Erzeugungsanlagen zu einem bedeutsamen Anstieg der Verlustenergiemengen führe (S. 8).
Das kann man ebenfalls inhaltlich verstehen (wenngleich - erneut - aus den bereits genannten Gründen nicht nachrechnen); und man kann sich dazu, ggf. auch ablehnend verhalten, nämlich darstellen, dass dies konkret oder auch nur im Allgemeinen unrichtig sei.
3.
Entgegen der weiteren Rüge der Beschwerde erfordert auch nicht etwa die Intention der Festlegung eine weiter gehende Begründung. Die Akzeptanz oder Nichtakzeptanz der Entscheidung hängt von der gegebenen Begründungstiefe offensichtlich nicht ab. Die Beschwerdeführerin hält unabhängig vom Vorliegen weiterer Erläuterungen das von der Bundesnetzagentur gefundene Ergebnis in beiden vorgenannten Hinsichten - Verhältnis zwischen base-load- und peak-load-Käufen bzw. Einspeisung dezentraler Energieerzeuger - für falsch und greift die Festlegung überdies auch noch aus anderen Gründen an. All diese Fragen sind indes solche der materiellen Rechtmäßigkeit der angegriffenen Festlegung und haben mit einer formell mangelnden Begründung nichts zu tun.
4.
Es ist auch nicht zu sehen, dass, wie die Beschwerde weiter vorbringt, die vermeintlich zu knappe Begründung die mit der Festlegung intendierte Anreizfunktion konterkarierte. Der „Anreiz“ (richtiger hier wohl: der Kostendruck) geht davon aus, dass die Netzbetreiber gehalten sind, Verlustenergie zu „gebenchmarkten“, tendenziell durchschnittlichen Preisen einzukaufen. Um sich an diesen Vorgaben orientieren zu können, muss man deren Herleitung weder rechnerisch nachvollziehen noch billigen können.
C.
Auch die materiell-rechtlichen Einwände der Beschwerde gegen die Festlegung gehen fehl. Diese ist inhaltlich und im Ergebnis nicht zu beanstanden.
Unberechtigt ist die grundlegende Rüge der Beschwerde, den Netzbetreibern dürften durch die Festlegung bezüglich der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie keine „Effizienzvorgaben“ gemacht werden, d.h. keine regulatorischen Grenzen gesetzt werden.
a)
Die Ermächtigungsnorm des § 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV, die zeitgleich mit den bereits erwähnten Änderungen des §§ 6 Abs. 1 S. 2, 4 Abs. 3 Nr. 3 und 11 Abs. 5 ARegV mit Wirkung zum 9. September 2010 eingeführt worden ist, setzt ausdrücklich und selbstverständlich voraus, dass die Regulierungsbehörde Festlegungen treffen darf, die im Ergebnis gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden (H.v. Senat). Ganz allgemein darf die Behörde zur Erreichung der in § 1 Abs. 1 EnWG genannten Ziele Festlegungen zu volatilen Kostenanteilen treffen. Dass sie danach berechtigt ist, Regelungen insbesondere zum Verfahren zu treffen, schließt nach dem Zweck der Ermächtigung - Anreize zu setzen bzw. Effizienzvorgaben zu machen - die Einführung diesbezüglicher regulativer Standards nicht aus, sondern ein.
b)
Nichts anderes folgt auch aus den von der Beschwerde in Bezug genommenen Vorschriften der StromNEV.
Diese Vorschriften betreffen schon im Ansatz nicht das hier in Rede stehende Problem einer angemessenen jährlichen Anpassung der Erlösobergrenze. Sie regeln vielmehr die Bemessung des sog. Ausgangsniveaus, § 6 ARegV, das in der Anreizregulierung den kostenbezogenen Startpunkt bildet, auf den dann das Benchmarking-Instrumentarium der ARegV aufsetzt.
Es gibt insoweit aber auch keine Wertungswidersprüche zwischen diesen beiden unterschiedlichen Regelungsbereichen oder, wie die Beschwerde es in der Replik noch bezeichnet, Verstöße gegen die Systematik der ARegV. Insbesondere folgt nicht aus § 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV (wonach sich die Kostenposition „Verlustenergie“ aus den tatsächlichen Kosten der Beschaffung im abgelaufenen Kalenderjahr ergibt, dass diese tatsächlichen Kosten nicht einer Effizienzprüfung unterzogen werden dürften. Das Gegenteil ist der Fall:
Auch für diese Kostenposition gilt der allgemeine Grundsatz der Netzkostenermittlung gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV. Danach sind bilanzielle und kalkulatorische Kosten des Netzbetriebes nur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Aus § 4 Abs. 2 StromNEV ergibt sich, welche Kosten insoweit zu berücksichtigen sind, nämlich die aufwandsgleichen Kosten nach § 5, die kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 7 sowie die kalkulatorischen Steuern nach § 8 unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge nach § 9 (jeweils StromNEV). Dass es im letzten Satz des Absatzes 2 des § 4 StromNEV heißt, dass „Netzverluste nach § 10 zu berücksichtigen“ sind, ist - wie manch andere Regelung in den oft mit heißer Nadel von Ökonomen gestrickten und im Ausschuss ad hoc geänderten und ergänzten Verordnungen - sprachlich nicht vollauf gelungen, kann aber nach dem augenscheinlichen Sinn und Zweck der Regelungen nicht dazu führen, die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als eine von den übrigen Netzkosten völlig verschiedene Kostenart zu behandeln, für die der Grundsatz des § 4 Abs. 1 StromNEV nicht gälte. Das ist mit dem Aufbau des Teils 2 Abschnitt 1 der StromNEV nicht vereinbar, die eine Kostenartenrechnung einschließlich der Verlustenergiekosten und sodann in § 11 deren periodenübergreifende Saldierung vorsieht.
Des Weiteren spricht auch § 10 Abs. 1 S. 1 StromNEV dafür, dass hinsichtlich der Verlustenergiekosten Vorgaben gemacht werden dürfen. Dort heißt es entgegen dem Zitat der Beschwerde (Bl. 34) nicht, dass die Kosten der Beschaffung von Verlustenergie bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz zu bringen sind, sondern, dass diese Kosten in Ansatz gebracht werden können. Das „können“ gibt gerade Spielraum dafür, ob und in welchem Umfang dies erfolgt, und der Maßstab dafür ist - wie stets - das Kostenniveau eines strukturell vergleichbaren effizienten Netzbetreibers i. S. von § 4 Abs. 1 StromNEV. Dass sich - wiederum sprachlich leicht verunglückt - gemäß § 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV die Kostenposition aus den tatsächlichen Beschaffungskosten ergibt, kann dann vernünftigerweise nur heißen, dass eine solche Effizienzbemessung von den tatsächlichen Kosten des jeweiligen Netzbetreibers auszugehen hat, ohne dass es im Ergebnis auch strikt bei diesen bleiben müsste.
Entsprechend ist auch - schon einige Zeit vor Einführung der Anreizregulierung und erst recht vor der Ergänzung der ARegV im Hinblick auf das Problem der Volatilität der Verlustenergie - die StromNZV vom 25. Juli 2005 in §§ 10 Abs. 1, 27 Abs. 1 Nr. 6 ganz selbstverständlich davon ausgegangen worden, dass den Stromnetzbetreibern Vorgaben gemacht werden dürfen, wie sie durch marktorientierte, transparente und diskriminierungsfreie Ausschreibungsverfahren die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie zu senken haben. Dafür, dass, wie die Beschwerde meint, diese Regelung eine Ausnahmebestimmung gegenüber den andernfalls als fix zu behandelnden Kosten für Verlustenergie sein solle, geben weder die StromNZV noch (wie ausgeführt) die StromNEV irgendeinen Anhalt. Ein solcher lässt sich insbesondere nicht daraus gewinnen, dass gemäß § 10 Abs. 1 S. 3 StromNZV „kleinen“ Verteilnetzbetreibern (mit weniger als 100.000 Kunden) ein solches Ausschreibungsverfahren erspart bleiben soll: Die Auferlegung einer Pflicht zur Ausschreibung ist nur eine regulatorische Maßnahme zur Erreichung von Effizienzverbesserungen bislang quasi-monopolistischer Netzbetreiber, und zwar eine, die für große Netzbetreiber taugt; sie schließt nicht aus, mit anderen oder weiteren Mitteln dafür Sorge zu tragen, dass auch kleinere Netzbetreiber effizienter wirtschaften (hier: einkaufen).
Tatsächlich hatte die Regulierungsbehörde denn auch, ohne dass sich daran irgendjemand gestoßen hätte, schon im Rahmen der kostenbasierten Entgeltgenehmigungen die Ist-Kosten für Verlustenergie gemäß § 4 Abs. 1 StromNEV einer Effizienzprüfung unterzogen dergestalt, dass sie Mengen und Preise der Beschaffung der Verlustenergie verglichen hat.
Nach all dem hat die Beschwerdegegnerin durch die Festlegung durchaus allgemeine Vorgaben für die Bestimmung der als effizient anzusehenden Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie machen dürfen. Nachdem es um die Bestimmung einer Kostenposition geht, die nun einmal durch die Faktoren Menge und Preis bestimmt wird, liegt auf der Hand, dass dies darüber laufen muss, dass entweder der zugrunde zu legende Preis oder die zugrunde zu legende Menge oder aber beides wettbewerbsanalog standardisiert wird.
Dass die Beschwerdegegnerin den als angemessen bzw. effizient anzusehen Standardpreis (sog. Referenzpreis) für die jährliche Anpassung der als volatil bestimmten Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie nach Maßgabe eines Abgleiches der durchschnittlichen Börsenpreise in einem zeitnah vorher gelegenen Jahreszeitraum bemisst, ist nicht zu beanstanden.
Ein Benchmarking anhand der realen Kosten ist nicht etwa deshalb unzulässig, weil - wie die Beschwerde einwendet - die Beschwerdegegnerin durch § 21 a Abs. 1 EnWG methodisch daran gehindert wäre, regulative Festlegungen auf der Grundlage einer Durchschnittbildung aus empirischen Daten zu bilden, weil nach dieser Vorschrift in der Anreizregulierung die Bestimmungen über das in § 21 Abs. 3 EnWG genannte Vergleichsverfahren ausgeschlossen seien. Das liegt neben der Sache.
Die in Bezug genommene Vorschrift ( §21a Abs. 1 EnWG ) legitimiert die Einführung einer Anreizregulierung. Sie lautet: Soweit eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne von § 21 Abs. 2 S. 1 erfolgt, können nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach Abs. 26 S. 1 Nr. 1 Netzzugangsentgelte der Betreiber von Energieversorgungsnetzen abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 auch durch eine Methode bestimmt werden, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt (H. v. Senat).
Der Inhalt der Vorschrift ist im Kern, dass anstelle einer kostenorientierten Entgeltbindung gemäß § 21 EnWG die Netzzugangsentgelte auch in anderer Weise reguliert werden können, dies nach Maßgabe einer Rechtsverordnung - der ARegV. Die allgemeinen Anforderungen an eine solche Anreizregulierung beschreiben sodann die Abs. 2 bis 5 des § 21a EnWG, und dies in gleicher Weise, wie die Abs. 2 bis 4 des § 21 EnWG die allgemeinen Vorgaben für eine kostenorientierte Entgeltbildung beschreiben. Wenn es demgemäß in § 21 a Abs. 1 EnWG heißt, dass die Netzzugangsentgelte auch durch eine von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 abweichende Methode bestimmt werden können, so werden damit nicht bestimmte Maßgaben oder Verfahren, die bei der kostenorientierten Entgeltbestimmung zu beachten sind, verboten, sondern es wird vielmehr lediglich die Bindung an die für die Kostenregulierung vorgesehenen Verfahren für die andersartige Anreizregulierung gelockert bzw. die Anreizregulierung auch für andere - abweichende - Standardisierungskonzepte geöffnet.
Im Übrigen hat die Beschwerdegegnerin vorliegend auch gar kein Vergleichsverfahren in dem Sinn angewandt, wie es § 21 Abs. 3 EnWG im Auge hat. Das in den §§ 22ff. StromNEV näher ausgestaltete Vergleichsverfahren ist eine besondere Methode zur Ermittlung angemessener Entgelte, Erlöse und Kosten im Rahmen der - überholten - kostenorientierten Entgeltbildung; mit der hier vorgenommenen regulativen Standardisierung schlicht anhand eines empirisch ermittelten Durchschnittswerts hat das nichts zu tun.
Das Verständnis der Beschwerde (ein Verbot kostendämpfender Vorgaben) lässt sich auch nicht mit dem Hinweis darauf rechtfertigen, dass § 6 Abs. 1 S. 1 ARegV für die in der zweiten Regulierungsperiode eigens vorzunehmende Kostenprüfung (nur) auf die Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der StromNEV verweist (und nicht auf den Teil 3, der das Vergleichsverfahren regelt). Auch daraus ergibt sich keineswegs, dass für die Kostenprüfung vergleichende Verfahrensweisen ausgeschlossen wären. Die Beschränkung der Verweisung auf die §§ 4 bis 11 StromNEV erklärt sich vielmehr daraus, dass es im Rahmen der Anreizregulierung, bei der nicht mehr genaue Endpreise, sondern eine Erlösobergrenze und für diese das Ausgangsniveau zu bestimmen ist, für die Netzkostenermittlung nur noch auf die Kostenartenrechnung (geregelt eben in Teil 2 Abschnitt 1 StromNEV), nicht aber mehr auf die Kostenstellenrechnung und die Kostenträgerrechnung ankommt (die in Teil 2 Abschnitt 2 und 3 geregelt ist); der letzteren beiden Rechnungsarten bedarf es nur für die Umrechnung der Kosten in angemessene Preise.
Zu Unrecht rügt die Beschwerde, dass die Berechnung des Referenzpreises nicht sachgerecht sei, weil sie die tatsächliche Preisentwicklung nicht abbilden könne (aa) und der peak-Anteil deutlich höher ausfalle als von der Beschwerdegegnerin angenommen (bb).
aa)
Die Bildung eines Referenzpreises für die Verlustenergiebeschaffung ist als solche sachgerecht.
Es handelt sich, wie sachlich unstreitig ist, um volatile Kosten, also um solche, die stark schwanken. Wenn denn nach dem Willen des Verordnungsgebers - sachgerechterweise - der Sprunghaftigkeit dieser Kosten dadurch Rechnung getragen werden soll, dass alljährlich im Voraus eine Kostenanpassung einkalkuliert wird, so setzt dies notwendigerweise eine Prognoseentscheidung und damit eine Setzung vorab voraus. Es liegt auf der Hand, dass in einem solchen Fall die Marktpreise in einem möglichst knapp vorausliegenden Jahreszeitraum einen mindestens tauglichen - und tatsächlich, da es ja um die realen Kosten gehen soll: unschlagbar vorzugswürdigen - Orientierungsrahmen abgeben. Nur durch eine Verlängerung dieser Marktpreise auf das Zieljahr kann die notwendige vorgreifliche Einstellung eines bestimmten Betrages in die Erlösobergrenze des jeweils kommenden Jahres sichergestellt werden. Und nur eine generelle, für alle Netzbetreiber gleiche Regelung kann auch die erforderliche Rechts- und Planungssicherheit gewährleisten.
Entgegen der Beschwerde liegt darin nicht, wie aber die Replik noch geltend macht, ein Verstoß gegen das Gebot der Methodenrobustheit (weil die ARegV von einer Beschaffung der Verlustenergie durch Ausschreibungsverfahren - und nicht über die Börse - ausgehe). Die Methodenrobustheit ist eine spezifische Anforderung an den Effizienzvergleich gemäß § 21a EnWG. Nach § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG muss die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben so gestaltet sein, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führt. Mit dieser Bestimmung wird auf die statistische Robustheit von Schätzverfahren - den nach der Anlage 3 zur ARegV in Ansatz zu bringenden Methoden der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der Stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (SFA) - Bezug genommen. In der Statistik wird ein Testverfahren robust genannt, wenn es nicht sensibel auf Ausreißer reagiert. Mit Robustheit in diesem Sinne hat indes die Kritik der Beschwerdeführerin nichts zu tun. Sie meint lediglich, dass die Anknüpfung an die Börsenpreise „systemwidrig“ sei.
Auch von einer Systemwidrigkeit kann indes keine Rede sein. Mit der Anknüpfung an Börsenpreise liegt ein einfacher, transparenter und in gewissen auch Grenzen kalkulierbarer Maßstab vor, der damit genau den Anforderungen entspricht, den die Netzbetreiber - und ebenso auch die Beschwerdeführerin - bei den ihnen auferlegten regulatorischen Maßgaben einfordern. Das vermeintlich „systemkonforme“ Abstellen auf die Ergebnisse der Ausschreibungen gemäß § 10 StromNZV einzelner Netzbetreiber, die deren betriebsbezogene Daten umfassen, könnte diesen berechtigten Anforderungen offensichtlich nicht in gleichem Maße entsprechen und würde sich dem erwartbar dem stereotypen Einwand mangelnder Nachvollziehbarkeit ausgesetzt sehen. Daneben ist auch weder vorgetragen noch sonst ersichtlich, dass sich die Börsenpreise von den über den Marktweg einer Ausschreibung erzielten Preisen gravierend unterschieden.
bb)
Es ist insoweit auch die - für eine realistische Abbildung des effizienten Gesamtaufwands erforderliche - Bestimmung des Verhältnisses von peak-load- zu base-load-Preisen nicht zu beanstanden.
(1)
Was insoweit zunächst den Prüfungsmaßstab angeht, so ist zu beachten, dass es im Rahmen der hierbei notwendigerweise anzuwendenden statistischen Methoden stets Kontingenz gibt (d.h. die Möglichkeit, es auch anders zu machen). Man kann, bezogen auf den vorliegenden Fall, auf vorliegende Daten zurückgreifen oder weitere ermitteln; man kann Gruppen (z.B. größere und kleinerer Netzbetreiber) bilden oder das lassen; man kann eine Ausreißerbereinigung mit 2facher oder 1 ½ facher Standardabweichung durchführen; man kann unterschiedliche Mittelwertbildungsverfahren anwenden; man kann die Einkaufspreise am Maß der jeweiligen Einkaufsmengen gewichten oder auch nicht. In allen Fällen kommt man zu unterschiedlichen Werten, von denen man vorab nicht wissen kann, welcher Wert die zukünftige Entwicklung am besten abbilden wird. Es ist auch keineswegs gesagt, dass das jeweils aufwändigste Verfahren das beste Ergebnis bringen wird.
Die ökonometrisch gegebene relative Methodenoffenheit und der Umstand, dass man vorab eben nicht wissen kann, welche wie gefundene Prognose der späteren Realität einmal am nächsten kommen wird, führt zur Anerkennung eines sog. sektorspezifischen Regulierungsermessens (vgl. zu dessen Begriff und Grund auch Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09 Rn. 69ff. bei juris). Dieser von den mit Energiewirtschaftssachen befassten Oberlandesgerichten seit jeher vertretenen Auffassung (vgl. OLG Stuttgart, Beschluss vom 25. März 2010, 202 EnWG 2009, Rn 156 bei juris [Vorgehensspielraum]; OLG München, Beschluss vom 25. November 2010, Kart 17/09, S. 16 [weites Regulierungsermessen und Einschätzungsprärogative], OLG Düsseldorf, Beschluss vom 12. Januar 2011, VI-3 Kart 185/09, Rn 9 bei juris [Einschätzungs- und Gestaltungsfreiraum]; OLG Koblenz, Beschluss vom 28. April 2011, W 41/09. Kart, S. 13 [Beurteilungsspielraum]; OLG Frankfurt, Beschluss vom 17. Mai 2011, 11 W 16/09 (Kart), S. 25 [Regulierungsermessen und Einschätzungsprärogative] hat sich nunmehr - jedenfalls für den Bereich des Effizienzvergleichs - auch der Bundesgerichtshof angeschlossen (vgl. Beschluss vom 21. Januar 2014, EnVR 12/12 - Stadtwerke Konstanz). Die Eröffnung eines solchen Regulierungsermessens hat zur Folge, dass die Vorgehensweise der Behörde solange nicht als fehlerhaft anzusehen ist, als sie nicht logische oder methodische Fehler enthält oder genügende Anhaltspunkte dafür bestehen, dass die von der Beschwerdeführerin präferierte Vorgehensweise sich aus wissenschaftlicher Perspektive als eindeutig überlegen darstellt (vgl. Senat, a.a.O., Rn. 73 bei juris).
(2)
Vor diesem Hintergrund ist es im methodischen Ansatz nicht zu beanstanden, wenn die Beschwerdegegnerin für die Bestimmungen der Anteile von base- zu peak-load auf Daten zurückgreift, die ihr für die Bestimmung des Ausgangsniveaus für die zweite Regulierungsperiode übermittelt worden sind.
Es ist vielmehr offensichtlich sinnvoll, auf die vorhandenen Daten von konkret von der Regulierung betroffenen Netzbetreibern abzustellen. Bessere Daten gab es zum Zeitpunkt der Festlegung nicht.
Der Verzicht auf eine geringe Anzahl noch nicht gemeldeter Daten einzelner weiterer Teilnehmer am Regelverfahren (vgl. Beschwerdeerwiderung S. 4, Bl. 92) erscheint schon aus pragmatischen Gründen als ohne weiteres vertretbar. Es ist auch weder vorgetragen noch sonst ersichtlich, dass und wie - und: mit welchem besseren Ergebnis - die Ermittlung sonst hätte durchgeführt werden sollen.
Unberechtigt ist insoweit auch der in der Replik noch vorgebrachte Einwand, es erschließe sich nicht, wie die Beschwerdegegnerin zu den base- und peak-load-Daten gelangt sei, wenn sie - wie bei der Beschwerdeführerin - nur undifferenziert die durchschnittlichen Beschaffungspreise abgefragt habe. Die Angabe allein der durchschnittlichen Beschaffungspreise trifft auf Netzbetreiber zu, die, wie auch die Beschwerdeführerin, am vereinfachten Verfahren, § 24 ARegV, teilgenommen haben; dagegen sind bei den Teilnehmern am Regelverfahren weitere Daten erfragt worden.
(3)
Auch die vorgenommene Ausreißerbereinigung ist - am selben Maßstab gemessen - nicht zu beanstanden.
Dass die Durchführung einer Ausreißerbereinigung überhaupt sinnvoll ist, stellt auch die Beschwerde nicht in Frage. Die Wahl einer zweifachen Standardabweichung ist, wie die Beschwerdegegnerin (Bl. 96) unwidersprochen dargelegt hat, gängig und also vertretbar. Für die von ihr favorisierte Anwendung einer 1 ½ -fachen Standardabweichung vermag die Beschwerde keine Gründe vorzubringen, und es gibt solche auch nicht, weil es sich, wie ausgeführt, um nichts anderes als eine kontingente Selektion handelt.
Darauf, dass die Verwendung einer 1 ½-fachen Standardabweichung auch nur zu einem höchst geringfügig veränderten Ergebnis (76,6% zu 23,4%, Bl. 96) geführt hätte, kommt es schon nicht mehr an, ebenso wenig darauf, dass sich (vgl. Beschwerdeerwiderung S. 14f., Bl. 102f.) unterdessen der base-load-Preis und der peak-load-Preis so stark angenähert haben, dass die wirtschaftliche Bedeutung der Gewichtung an Bedeutung verliert.
Es sind auch im Übrigen keine Gründe dafür ersichtlich, warum die von der Beschwerde favorisierte Gewichtung von 60 zu 40 vorzugswürdig sein sollte. Zu ihren eigenen tatsächlichen Verhältnissen trägt die Beschwerdeführerin nicht ansatzweise vor. Auch dafür, dass im Allgemeinen dieses Verhältnis der Realität besser gerecht werde, ist nichts ersichtlich. Vielmehr ist auch in dem der Festlegung vorausgegangenen Konsultationsverfahren die regelmäßige Forderung der Netzbetreiber, eine Verteilung von 70 : 30 anzunehmen, nicht näher begründet worden und hat in erster Linie nur dazu gedient, einen Sicherheitszuschlag zu erreichen.
Es besteht daher für den Senat auch kein Anlass, die von der Beschwerdeführerin vorgenommenen Berechnungen nachzuprüfen. Die Ermittlung der herangezogenen Daten ist Sache der Regulierungsbehörde. Wegen des Amtsermittlungsgrundsatzes gibt es im Verwaltungsverfahren keine formelle Darlegungs- und Beweislast wie im Zivilprozess, sondern nur eine materielle Beweislast dahin, dass die Nichterweislichkeit einer bestimmten Tatsache regelmäßig zu Lasten der Behörde geht. Gleichermaßen gilt im vorliegenden Verwaltungsrechtsstreit der Untersuchungsgrundsatz. Das Beschwerdegericht hat den Sachverhalt von Amts wegen zu erforschen, § 82 Abs. 1 EnWG. Im Rahmen des Untersuchungsgrundsatzes bestimmt sich der Umfang seiner Aufklärungspflicht nach den Umständen. Die erstmalige Sachaufklärung obliegt der Regulierungsbehörde. Vom Gericht aufzuklären sind die rechtserheblichen, für die Entscheidung notwendigen Tatsachen. Dabei muss Anlass für eine gerichtliche Ermittlung bestehen. Es müssen weder alle vorgetragenen Tatsachen von Amts wegen nachgeprüft werden noch wegen jeder möglichen Unvollständigkeit Ermittlungen angestellt werden (Britz u.a.-Preedy, § 82, Rn. 3). Abgesehen davon, dass - wie stets - unstreitige oder offenkundige Tatsachen als gegeben hingenommen oder unterstellt werden dürfen, ist die Aufklärungspflicht auch begrenzt durch die Mitwirkung der Verfahrensbeteiligten, was sich aus § 82 Abs. 3 EnWG ergibt; denn auch dann, wenn die Verfahrensbeteiligten ihren Vortrag nicht hinreichend konkretisieren, braucht das Gericht dies vorbehaltlich seiner Erörterungspflichten nicht an ihrer Stelle zu tun und entsprechend zu ermitteln (Säcker-Stockmann, § 82 Rn. 5 m.N.). Was den dazu wechselseitig erforderlichen Vortrag angeht, gilt wie stets: Von der Substanz und Tragweite der Einwände hängt auch ab, wie intensiv die Verteidigung zu sein hat. Und von den aus der Auswertung dieser Einlassungen sich ergebenden Fragestellungen hängt auch ab, bis in welche Tiefe die weitere Ermittlung des Gerichts zu gehen hat (vgl. Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 66ff. bei juris). Hier fehlt es, wie schon ausgeführt, an jedem konkreten Vortrag der Beschwerdeführerin, aus dem sich ergeben könnte, dass das durchschnittliche Verhältnis von base- zu peak-load tatsächlich ein anderes sein könnte.
Zu Unrecht rügt die Beschwerde weiter, sie könne die ihr gesetzte Vorgabe konkret nicht erreichen.
Was insoweit zunächst den Prüfungsmaßstab der Regulierungsvorgabe angeht, so kommt der Beschwerdegegnerin ebenfalls ein gewisser Spielraum zu, der nach Meinung des Senats am besten mit dem schon erwähnten sachgebietsspezifischen Ausdruck des Regulierungsermessens beschrieben werden kann. Ein solcher Gestaltungsspielraum ist, was die Vorab-Bestimmung der in die Erlösobergrenze einzubeziehenden volatilen Verlustenergiekosten angeht, in der ARegV selbst angelegt. Wenn gemäß § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV Anreize gesetzt werden dürfen, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden (H.v. Senat), so geht es offensichtlich nicht darum, lediglich einen bestimmten Ist-Wert festzustellen, sondern regulativ vorzugeben, was zukünftig erreicht werden soll. Das umfasst, abgesehen davon, dass eine nur eingeschränkt überprüfbare Prognoseentscheidung zu treffen ist (was wird im kommenden Jahreszeitraum der erwartbare erreichbare Preis sein?), auch eine komplexe Bewertung der Frage, was den Netzbetreibern in einer generalisierenden Betrachtung zugemutet werden kann.
Vor diesem Hintergrund ist die von der Beschwerdegegnerin vorgegebene Orientierung des Referenzpreises am Mittelwert der Einkaufspreise zu billigen.
Geht man - was auch die Beschwerde nicht in Zweifel zieht - davon aus, dass die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie dem Grunde nach beeinflussbar sind (was sich schon daraus versteht, dass die Preise schwanken und man die Wahl hat, zu welchem Zeitpunkt man wieviel einkauft), so muss man auch akzeptieren, dass es einen guten (effizienten) und einen weniger guten (ineffizienten) Einkauf und damit in generalisierender Betrachtungsweise einen allgemeinen Grenzpreis geben kann und muss. Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht fehlsam, diesen nach dem Durchschnitt der Börsenpreise zu bemessen. Denn darin drückt sich aus, was im Vorjahreszeitraum grundsätzlich zu erreichen möglich gewesen wäre. Ebenso lässt ein Durchschnittspreis die Annahme zu, dass er nicht zuletzt aufgrund des Geschicks des Netzbetreibers im Jahresverlauf auch hat unterboten werden können.
Fraglich könnte dies nur sein, wenn ein durchschnittliches Einkaufspreisniveau, wie die Beschwerde behauptet, überhaupt nur großen Netzbetreibern möglich wäre und kleine das selbst mit Einkaufs- bzw. Ausschreibungsgemeinschaften nicht erreichen könnten. Das diesbezügliche Vorbringen bleibt aber ohne genügende Substanz. Nach eigenen Angaben der Beschwerdeführerin (Bl. 51) wird sie im Jahr 2014 den Referenzpreis um 13,6 % überschreiten. Daraus lässt sich nicht ableiten, dass ihr eine Unterschreitung niemals möglich wäre, zumal, da sie zu den von ihr insoweit unternommenen Anstrengungen gar nichts vorträgt. Zutreffend weist die Beschwerdegegnerin (Beschwerdeerwiderung S. 16, Bl. 104) darauf hin, dass die ARegV für kleinere Netzbetreiber keine anderen Effizienzmaßstäbe vorsieht und die Zuerkennung von Boni für kleinere Unternehmen der in der ARegV vorgesehenen Wettbewerbsanalogie widerspräche, weil sich an einem funktionierenden Markt ein Unternehmen nicht durchsetzen könnte, wenn es unter Hinweis auf seine (geringe) Größe teurer wäre als seine größeren Konkurrenten. Im Übrigen hat die Modellbildung im Rahmen des Effizienzvergleichs, wie der Senat aus diesbezüglichen Verfahren weiß, dies in dem Sinn bestätigt, dass die Unternehmensgröße kein erklärungsgeeigneter sog. Kostentreiber ist.
c)
Die Beschwerdeführerin kann auch nicht in allgemeiner Weise verlangen, dass die Beschwerdegegnerin die tatsächlichen Preise für einzelne Unternehmen zugrunde zu legen habe. Das wird mit dem Hinweis auf Entscheidungen zum GWB gefordert, denen zufolge auf den „höchsten unverzerrten Wettbewerbspreis“ abzustellen sei.
Dabei vermag die Beschwerde allerdings schon nicht darzulegen, inwieweit der hier gewählte Durchschnittspreis von einem solchen unverzerrten Wettbewerbspreis überhaupt abwiche. Darüber hinaus dürfte es im Rahmen einer generellen Festlegung, derer es im Interesse der Netzbetreiber dringend bedarf, auch ausgeschlossen sein, schon im Vorhinein den Preis zu ermitteln, den das jeweilige Unternehmen real am Markt erreichen kann. Das geht zum einen wegen des prognostischen Charakters und zum anderen auch deshalb nicht, weil dazu die Bundesnetzagentur praktisch den Verlustenergieeinkauf anstelle der Netzbetreiber durchführen oder ihn doch mindestens engmaschig begleiten müsste; das ist dem Problem denn doch nicht angemessen und ersichtlich eine Überforderung der Agentur mit Einzelheiten einer wettbewerblichen „Performance“, die die ARegV gerade in die Verantwortung der Netzbetreiber stellen will.
Dementsprechend leitet die Beschwerde aus dem Hinweis auf den unverzerrten Wettbewerbspreis auch kein konkret für sie höheres Preisniveau ab, sondern meint lediglich, es müsse deswegen ein gewisser Sicherheitsaufschlag gemacht werden. Das erscheint indes nicht gerechtfertigt. Sicherheitszuschläge hat die Bundesnetzagentur im Rahmen der Netzentgeltregulierung hier und da gemacht. Erstmals hat dieser Gedanke bei der Bestimmung des im Rahmen der Kostenprüfung als effizient anzusehenden Umlaufvermögens Anwendung gefunden. Weiter ist er im Rahmen der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in Ansatz gebracht worden. Schließlich hat der BGH (etwa Beschluss vom 14. August 2008, KVR 42/07, Rn 54 ff.) entsprechend dem Stand der damaligen Diskussion für die Bestimmung des sog. EK II-Zinssatzes einen - empirisch durch Sachverständige als ggf. existent zu ermittelnden - Risikozuschlag den sog. risikolosen Zinssatz erwogen. In den beiden Fällen, in denen die Bundesnetzagentur einen Risikozuschlag anerkannt hat, lag dem zugrunde, dass es für eine hinreichend genaue Bemessung eines Standardsatzes keine zureichende Datengrundlage gab. Das ist hier anders. Es gibt mit den täglichen, kontinuierlichen Börsendaten ausreichend Informationen aus zeitnahen Zeiträumen und also keinen Datenmangel. Die Frage eines Aufschlags beim EK-II-Zinssatz hat der Verordnungsgeber durch Änderung der StromNEV beendet; gemäß § 7 Abs. 7 StromNEV bemisst sich der Zins jetzt allein nach verschiedenen Umlaufsrenditen; Zuschläge sind unzulässig.
Es ist des Weiteren auch nicht zu beanstanden, dass die Festlegung für die Anpassung der Erlösobergrenze um die volatilen Kosten lediglich Veränderungen des Referenzpreises, nicht aber Veränderungen bei der tatsächlichen Menge der in einem jeden Jahr angefallenen Verlustenergie zulässt und also die Mengen als über die Regulierungsperiode hinweg fix behandelt. Auch insofern dringt die Beschwerde mit ihrem Einwand nicht durch, es müssten jeweils die tatsächlichen Mengen der Beschaffung der Verlustenergie angesetzt werden.
Wie schon ausgeführt, ist die Beschwerdegegnerin am Maßstab der einschlägigen Vorschriften nicht gehindert (sondern vielmehr gehalten), regulatorisch-begrenzende Vorgaben zu machen. Insoweit erscheint auch ohne weiteres der Gedanke nachvollziehbar, dass mit der Fixierung der Mengen auf das Basisjahr ein zusätzlicher Anreiz geschaffen wird, auch die Menge der Verlustenergie zu senken. Dies erscheint tatsächlich sogar als ein geeigneter Mechanismus, um etwaige unternehmensindividuelle Verfehlungen des Referenzpreises zu kompensieren, weil man über geringere Mengen auch bei teils höheren Preisen noch zu geringeren Kosten insgesamt kommen kann.
Entgegen der Rüge der Beschwerde zielt die Fixierung der Menge daher eher auf eine Entlastung der Netzbetreiber denn auf eine weitere Belastung. Anders wäre es nur, wenn man davon ausgehen müsste, dass durch die steigende Einspeisung aus dezentraler Erzeugung die Verlustenergiemengen im Verlauf der zweiten Regulierungsperiode, wie die Beschwerde (Bl. 68) behauptet, „unweigerlich“ stiegen. Die Beschwerdegegnerin hat dazu die ihr vorliegenden Daten ausgewertet (Bl. 285ff. VV) und dazu schon im Beschluss ausgeführt, dass danach ein solcher Zusammenhang nicht habe festgestellt werden können. Das ist, auch wenn die Auswertung von der Beschwerdeführerin nicht im Einzelnen überprüft werden kann (weil sie Daten enthält, die gemäß § 31 Abs. 2 ARegV nicht weitergegeben werden dürfen), unter den hier gegebenen Umständen hinzunehmen: Die Annahme mit Zunahme dezentraler Erzeugung steigender Verlustenergie ist, wie den Stellungnahmen im Konsultationsverfahren zu entnehmen ist, nicht mehr als eine Vermutung der Netzbetreiber, die empirisch nicht gesichert ist. Aus den Angaben der Beschwerdeführerin über ihre eigenen Verlustenergiemengen lässt sich ein solcher Zusammenhang erst recht nicht ableiten; vielmehr sind danach von 2007 bis 2011 recht kontinuierliche und zuletzt sogar sinkende Mengen angefallen. Dass all dies etwaigen Ansätzen der Beschwerdeführerin zur Eindämmung der Verlustenergie geschuldet wäre, während die auf die dezentrale Einspeisung entfallenden Verlustenergiemengen nennenswert gestiegen seien, ist nicht ansatzweise dargelegt und lässt sich auch mit dem im Senatstermin noch vorgetragenen Anstieg der Energie aus dezentraler Erzeugung (von rd. 30.5 Mio. kWh in 2011 auf rd. 37,5 Mio. kWh in 2012) allein nicht begründen. Von daher besteht auch insoweit kein Anlass, die Ermittlungen der Beschwerdegegnerin weiterer Überprüfung zu unterziehen.
5.
Schließlich erscheint die Festlegung auch nicht deshalb als rechtswidrig, weil es sich dabei um ein unzulässiges „Doppel-Benchmarking“ handele, da die Kosten für die Verlustenergie einmal über das Benchmarking bei den Kosten und ein anderes Mal über den Effizienzwert reguliert würden.
Ein solches Doppel-Benchmarking liegt zwar - entgegen der bloß begrifflich-formalen Unterscheidung der Beschwerdegegnerin zwischen der Anwendung des Effizienzwertbestimmungsverfahrens einerseits (auf das sie den Ausdruck der „Effizienzvorgabe“ beschränkt sehen will) und einer „Beschaffungspreisobergrenze“ andererseits (Beschluss S. 8f.) - durchaus vor. Dies ist aber, wie schon ausgeführt, keineswegs durch § 21 a Abs. 1 EnWG ausgeschlossen. De lege lata entspricht es ganz offensichtlich dem Konzept der ARegV. Diese sieht grundlegend vor, dass gemäß § 6 Abs. 1 ARegV schon bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus für die Bestimmung der Erlösobergrenzen normativ-regulatorische Einschränkungen gemacht werden sollen. Sehenden Auges will die ARegV auf diesen bereits „gebenchmarkten“ Kostenblock bzw. die darin enthaltenen beeinflussbaren Kosten den Effizienzwert anwenden. Für praktisch alle Elemente der Kostenartenrechnung gibt es „deckelnde“ Vorgaben. Das gilt im Rahmen der aufwandsgleichen Kostenpositionen etwa für die Fremdkapitalzinsen, die gemäß § 5 Abs. 2 StromNEV höchstens in Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen anerkannt werden können. Das gilt gleichermaßen für die kalkulatorischen Abschreibungen, bei denen die Bundesnetzagentur Vorgaben für die Bestimmung der Tagesneuwerte gemacht hat und bei denen die StromNEV mit Folgen für die Eigenkapitalverzinsung eine bestimmte Eigenkapitalquote regulativ vorgeschrieben hat (letzteres das alte Problem der sog. „doppelten Deckelung“). Nicht anders sieht es bei der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung aus, bei der die Bundesnetzagentur über das Capital asset pricing-Modell gemäß § 7 Abs. 6 StromNEV/GasNEV nähere Festlegungen getroffen hat. Gleichermaßen ist, was eine weitere „Zumutung“ enthält, die Gewerbesteuer auf rein kalkulatorischer Basis und unabhängig von ihrem tatsächlichen Anfallen zu berücksichtigen. Es ist vor diesem Hintergrund nicht einzusehen, warum für die gleichfalls als variabel anzusehende Position der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie etwas anderes gelten sollte, und es ist ebenso wenig einzusehen, warum solcherlei Deckelungen beim Ausgangsniveau zulässig sein sollten und aber bei der jährlichen Anpassung der speziellen volatilen Kostenart Verlustenergie nicht.
Vor dem Hintergrund der nahezu auf jede Kostenposition umfangreich schon vor der Anwendung des Effizienzwerts angesetzten Standardisierung kann auch nicht, wie aber teilweise vertreten (vgl. Scholz/Richter, Die Kostenprüfung in der Anreizregulierung, RdE 2011, 295) angenommen werden, dass ein Rückgriff auf die „überkommene Prüfungspraxis aus der kostenorientierten Regulierung auf eine Aushöhlung des die Anreizregulierung prägenden Effizienzvergleichsmodells und die Umgehung der hierfür vorgegebenen Standards“ hinausliefe. Diese Auffassung macht im Ergebnis geltend, dass die Kostenprüfung in der Anreizregulierung darauf zu beschränken sei, Kosten auszunehmen, deren Ineffizienz sich „schon bei isolierter Betrachtung und ohne Vergleich mit anderen Netzbetreiber als ineffizient“ erweise. Diese Position ist nach Meinung des Senats schon dogmatisch unrichtig aufgehängt, weil sie (ebenso wie die Beschwerdeführerin) aus der Nichterwähnung des Vergleichsverfahrens, §§ 22 ff. StromNEV, in § 6 ARegV darauf schließen will, dass jedwedes vergleichende Verfahren unter der Geltung der ARegV unzulässig wäre. Daneben erscheint die Annahme auch methodisch nicht gut vertretbar, weil nicht recht verständlich ist, wie sich ohne eine vergleichende Betrachtung mit Rücksicht auf die Verhältnisse anderer Netzbetreiber die Effizienz eines „idealen, hypothetischen Netzbetreibers“ (a. a. O., S. 298) darstellen lassen sollte. Schließlich passt das zur Abgrenzung vorgeschlagene Begriffspaar der „konkreten“ Kosten des einzelnen Netzbetreibers einerseits und des „allgemeinen“ Effizienzvergleichs auch deshalb nicht, weil die Kostenprüfung weit mehr als von der quasi „handgesteuerten“ Kostenausscheidung im Einzelfall von standardisierten Vorgaben für Struktur und Verhältnisse eines effizienten Netzbetreibers lebt. Richtigerweise muss man nach dem offensichtlichen Konzept der ARegV davon ausgehen, dass ein mindestens doppeltes Benchmarking in dem vorgenannten Sinne - erst Kostenprüfung, dann Effizienzwertanwendung - gewollt ist. Tatsächlich handelt es sich dabei um ein mindestens dreifaches Benchmarking, weil die Netzbetreiber neben all dem auch noch vor den Kostensenkungsvorgaben stehen, die sich aus der Anwendung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ergeben. Nimmt man schließlich noch das Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV hinzu, das gemäß § 19 Abs. 2 ARegV jedenfalls im Lauf der zweiten Regulierungsperiode angewendet werden soll, handelt es sich sogar um ein vierfaches Benchmarking.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.
D.
Der Senat lässt die Rechtsbeschwerde zu. Die Frage der Rechtmäßigkeit der Festlegung hat grundsätzliche Bedeutung im Sinne von § 86 Abs. 2 S. 1 EnWG und ist bislang höchstrichterlich noch nicht geklärt, § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG.
E.
Gegen diesen Beschluss ist die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof zugelassen. Die Rechtsbeschwerde ist binnen einer Frist von einem Monat nach Zustellung dieses Beschlusses schriftlich beim Schleswig-Holsteinischen Oberlandesgericht in Schleswig, Gottorfstraße 2, 24837 Schleswig, einzulegen. Die Rechtsbeschwerde muss durch einen Rechtsanwalt unterzeichnet sein; das gilt nicht für Rechtsbeschwerden der Regulierungsbehörden.

Rechtsmittelbelehrung:

Zitierte Normen: §§ 4 Abs. 2, 5, 6, 7, 8, 9 StromNEV
§§ 21 Abs. 2, S. 2 bis Abs. 4 EnWG, also auch Abs. 3, der das Vergleichsverfahren nach §§ 22 bis 26 StromNEV
§§ 6 Abs. 1 S. 2, 4 Abs. 3 Nr. 3 und 11 Abs. 5 ARegV
§§ 22ff. StromNEV
§§ 4 bis 11 StromNEV
§§ 22 ff. StromNEV, in § 6 ARegV
§§ 18 ff. ARegV
§ 10 StromNEV
§ 6 ARegV
§ 4 StromNEV
§ 21 EnWG
§ 21a EnWG
§ 10 StromNZV
§ 24 ARegV
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV
§ 4 Abs. 3 S. 1 Nr. 3 ARegV
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 6 Abs. 1 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 a ARegV
§ 39 Abs. 1 S. 2 VwVfG
§ 4 Abs. 1 StromNEV
§ 4 Abs. 2, S. 3 StromNEV
§ 10 Abs. 2 StromNEV
§ 10 Abs. 1 StromNZV
§ 21 a Abs. 1 EnWG
§ 21 a Abs. 5, S. 4 EnWG
§ 113 Abs. 5 S. 2 VwGO
§ 4 Abs. 1 Nr. 2 ARegV
§ 1 Abs. 1 EnWG
§ 73 Abs. 1 EnWG
§ 36 Abs. 1 VwVfG
§ 31 Abs. 3 ARegV
§ 10 Abs. 1 S. 2 StromNEV
§ 4 Abs. 2 StromNEV
§ 10 Abs. 1 S. 1 StromNEV
§ 10 Abs. 1 S. 3 StromNZV
§ 21 Abs. 3 EnWG
§ 6 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 82 Abs. 1 EnWG
§ 82 Abs. 3 EnWG
§ 7 Abs. 7 StromNEV
§ 31 Abs. 2 ARegV
§ 5 Abs. 2 StromNEV
§ 19 Abs. 2 ARegV
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 S. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG

Zitierte Entscheidungen: 16 Kart 48/09 R
3 Kart 185/09
11 W 16/09
16 Kart 48/09