Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2024-08-07, Aktenzeichen 3 Kart 224/23
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2024:0807.3KART224.23.00

Tenor:
Tenorziffer 4 des Beschlusses der Bundesnetzagentur vom 02.05.2023 (BK8-22/003-A) wird aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, bei der Festlegung volatiler Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV über die Berücksichtigung etwaiger Änderungen der Verlustenergiemenge unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats erneut zu entscheiden. Im Übrigen wird die Beschwerde zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendigen Kosten der Beschwerdeführerin trägt die Bundesnetzagentur zu 70%, die Beschwerdeführerin zu 30%.
Der Beschwerdewert wird auf … € festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde gegen diesen Beschluss wird nicht zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdeführerin betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz in X und Y. In ihrem Netz befindet sich eine hohe Anzahl von Erzeugungsanlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien gewinnen und einspeisen (EE-Anlagen). Sie wendet sich gegen die Fixierung der Verlustenergiemenge auf das Basisjahr 2021 in Ziffer 4 der von der Bundesnetzagentur mit Beschluss vom 02.05.2023 (BK8-22/003-A) getroffenen Festlegung volatiler Kosten nach § 11 Abs. 5 ARegV zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten bei Verteilernetzbetreibern (in der Folge auch: VNB) in der vierten Regulierungsperiode.
Verlustenergie bezeichnet die zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste benötigte Energie (vgl. § 3 Nr. 35a EnWG). Der Umfang der Verluste in einem Elektrizitätsnetz und damit auch die Menge der zu ihrem Ausgleich erforderlichen Energie hängt maßgeblich von der angelegten Spannung, dem Widerstand des Leiters und der Strommenge ab. Während eine höhere Spannung die Netzverluste senkt, führen höhere Widerstände (etwa durch Freileitungen statt Erdkabeln) sowie Anstiege der durchgeleiteten Strommenge physikalisch bedingt zu einer Zunahme der Netzverluste. Die Betreiber von Elektrizitätsnetzen im Sinne von § 3 Nr. 16 sind zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit verpflichtet, Verlustenergie in einem marktorientierten, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu beschaffen, § 11 Abs. 1 Satz 1, § 22 Abs. 1 EnWG, § 10 StromNZV iVm § 24 EnWG in der bis zum 29.12.2023 geltenden Fassung (aF).
Da die Kosten der Verlustenergiebeschaffung aufgrund volatiler Einkaufspreise so stark schwanken können, dass es zu deutlichen Kostenüber- oder -unterdeckungen kommen kann, gestaltet die Bundesnetzagentur seit der zweiten Regulierungsperiode (Strom) durch Festlegung die Verlustenergiekosten als volatile Kosten im Sinne von § 11 Abs. 5, § 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV im Rahmen der unternehmensindividuellen Erlösobergrenzen jährlich anpassbar aus.
Nach der hier streitgegenständlichen Festlegung BK8-22/003-A vom 02.05.2023, der eine Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise vorausging, werden alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen im Sinne des § 3 Nr. 3 EnWG im Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur ab der vierten Regulierungsperiode, beginnend am 01.01.2024, verpflichtet, die Anpassung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen gemäß § 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV derart vorzunehmen, dass die Differenz der Verlustenergiekosten zwischen dem Basisjahr für die vierte Regulierungsperiode (dem Jahr 2021) und den ansatzfähigen Verlustenergiekosten, die sich aufgrund der vorgegebenen Berechnungsmethodik kalenderjährlich ergeben, als volatile Kosten berücksichtigt werden (Tenorziffer 1). Dabei ergibt sich der ansatzfähige Planwert der Verlustenergiekosten des jeweiligen Kalenderjahres aus dem Produkt eines für alle Netzbetreiber festgelegten Referenzpreises und einer jeweils unternehmensindividuell bestimmten Verlustenergiemenge.
Der sich an den Preisen der Strombörse orientierende Referenzpreis wird jährlich anhand einer im Einzelnen vorgegebener Berechnungsmethodik angepasst (Tenorziffern 2 und 3). Hingegen werden in Tenorziffer 4 der Festlegung die im Rahmen der Kostenprüfung zugebilligten Verlustenergiemengen aus dem Basisjahr 2021 unternehmensindividuell für die gesamte Regulierungsperiode fixiert; abschließend ist in Tenorziffer 6 ein Widerrufsvorbehalt vorgesehen.
Der Tenor der Festlegung lautet auszugsweise:
„(…).
2. Der ansatzfähige Planwert der Verlustenergiekosten des jeweiligen Kalenderjahres ergibt sich aus dem Produkt des Referenzpreises und der ansatzfähigen Menge. (…)
(…)
4. Die ansatzfähige Menge ergibt sich aus dem im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannten Wert des Basisjahres 2021. Die ansatzfähige Menge wird für die Dauer der vierten Regulierungsperiode festgesetzt. Eine jährliche Anpassung der ansatzfähigen Menge findet nicht statt.
6. Ein Widerruf bleibt vorbehalten.“
Ziel dieser Festlegung zu volatilen Kosten ist die Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs gemäß § 32 Abs. 1 ARegV sowie §§ 20 - 21a EnWG durch Schaffung zuverlässiger Rahmenbedingungen für die betroffenen Netzbetreiber hinsichtlich der sachgerechten Berücksichtigung von Kosten für Verlustenergie (Festlegung BK8-22/003-A Rn. 42). Damit soll die Gefahr massiver Über- oder Unterdeckungen bei den stark volatilen Beschaffungskosten für Verlustenergie minimiert und dem Ziel eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen Rechnung getragen werden. Ferner soll der Ansatz des § 21 Abs. 2 EnWG, Anreize für eine effiziente Leistungserbringung zu setzen, konsequent angewendet werden. Gleichzeitig soll die Festlegung den Zweck gemäß § 1 Abs. 1 EnWG erfüllen, auf eine preisgünstige, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Energieversorgung hinzuwirken, indem Anreize gesetzt werden, die eigenen Verlustenergiekosten des Netzbetriebs zu reduzieren und die Energieeffizienz des Netzbetriebs zu erhöhen (Festlegung BK8-22/003-A Rn. 42).
Die Begründung der Mengenfixierung auf das Basisjahr in der streitgegenständlichen Festlegung lautet auszugsweise:
„Ansatzfähige Menge
Die Verlustenergiemenge wird mit dem im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannten Wert des Basisjahres 2021 für die Dauer der vierten Regulierungsperiode festgesetzt. Eine jährliche Anpassung der Mengenkomponente findet nicht statt. Um den Netzbetreibern einen Anreiz zu geben, die Verlustenergie weiter zu optimieren, hält die Beschlusskammer es demnach weiterhin für geboten, die Verlustenergiemenge – entsprechend der Festlegung volatile Kosten Verlustenergie für die zweite und dritte Regulierungsperiode – auf den anerkannten Wert des Basisjahres 2021 zu fixieren. Die Betrachtung der vergangenen Jahre aller Netzbetreiber im Regelverfahren in der Zuständigkeit der Bundesnetzagentur hat gezeigt, dass die benötigten Mengen dieser Netzbetreiber tendenziell konstant bleiben. Jedenfalls belegen die Zahlen keine Steigerung der Verlustenergiemenge. Dies trifft – mit wenigen Ausnahmen – auch auf Netzbetreiber zu, in deren Netzgebiet in den letzten Jahren ein erheblicher Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen stattgefunden hat. Diese Tendenz bestätigt die Vorgehensweise der zweiten und dritten Regulierungsperioden und zeigt, dass eine Anreizwirkung durchaus gegeben ist. Im Hinblick auf eine sich derzeit weder abzeichnende noch belegte potentielle Umkehr dieser Tendenz verweist die Beschlusskammer auf den Widerrufsvorbehalt nach Tenorziffer 6.
Von einer Änderung des Vorgehens sieht die Beschlusskammer auch im Lichte der Stellungnahmen ab, die den Ansatz einhellig thematisiert und kritisiert haben. Im Rahmen der Mengenauswertung aller Netzbetreiber im Regelverfahren in der Zuständigkeit der Bundesnetzagentur war – entgegen des Vortrages der Netzbetreiber zur Konsultation der Festlegung zur dritten Regulierungsperiode – ein netzbetreiberübergreifender Anstieg der Verlustenergiemengen in dem Zeitraum 2017 - 2021 nur in sehr geringem Umfang festzustellen. Die Mengen blieben tendenziell konstant. Die Argumentation der Netzbetreiber beruht im Wesentlichen auf Prognosen und eigenen Szenarien für die Zukunft. Genau für das mögliche Eintreten solcher, marktweiter Szenarien hat die Beschlusskammer erneut einen Widerrufsvorbehalt aufgenommen. Dieses Vorgehen hat sich aus Sicht der Kammer bewährt. Eine Anpassung der Festlegung kommt nur bei netzbetreiberübergreifenden, erheblichen Änderungen der Verlustenergiemengen innerhalb der vierten Regulierungsperiode in Betracht. Die Beschlusskammer verweist daher auf den Widerrufsvorbehalt nach Tenorziffer 6.“
Nach den Untersuchungen der Bundesnetzagentur war die Gesamtverlustenergiemenge bei Betrachtung aller Netzbetreiber im Regelverfahren im Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur zum Ende der dritten Regulierungsperiode von 2017 bis 2021 insgesamt um 0,8% angestiegen:
Verlustenergie 2017
Verlustenergie 2018
Verlustenergie 2019
Verlustenergie 2020
Verlustenergie 2021
13.892 GWh
13.813 GWh
13.833 GWh
13.602 GWh
14.008 GWh
Für die Beschwerdeführerin ergab sich von 2017 bis 2021 – unter Zugrundelegung der von ihr zur Kostenprüfung gemeldeten Verlustenergiemengen – ein Anstieg der Verlustenergiemenge um rund 6,9%. Für den Zeitraum von 2016 bis 2021 betrug der Anstieg 12,5%.
Die im Rahmen der Kostenprüfung für das Basisjahr 2021 von der Beschwerdeführerin gemeldete Verlustenergiemenge belief sich auf 934 GWh. Sie lag damit in allen Spannungsebenen über den von der Bundesnetzagentur für Ostdeutschland festgelegten Benchmarks aus dem Verhältnis der Verlustenergiemenge zur Jahresarbeit (Bezug aus vorgelagerter Spannungsebene – EE-Einspeisung + Rückspeisung in die vorgelagerte Spannungsebene), wofür die Beschwerdeführerin einen massiven Zuwachs dezentraler Einspeisung und die geografischen Gegebenheiten ihres Netzes (lange Transportwege aufgrund Lage des Netzes zur Ostsee und zur polnischen Grenze) anführte. Nach Prüfung erkannte die Bundesnetzagentur in den Netz-/Umspannebenen Hochspannung (HS), HS/Mittelspannung (MS) und MS die von der Beschwerdeführerin gemeldete Verlustenergiemenge vollständig an. In der Niederspannung erkannte die Bundesnetzagentur zwar nicht den gesamten von der Beschwerdeführerin geltend gemachten Verlustenergiebedarf, jedoch immer noch einen im Vergleich zur Benchmark erhöhten Verlustenergiebedarf als schlüssig an und legte die anerkannte Verlustenergiemenge für 2021 – und damit für die gesamte 4. Regulierungsperiode – auf 913 GWh fest.
Für das Jahr 2022 belief sich die von der Beschwerdeführerin gemeldete Verlustenergiemenge nach dem in der mündlichen Verhandlung vorgelegten Ausdruck aus dem Regulierungskonto auf rund 938 GWh, womit sich im Zeitraum 2016 bis 2022 ein Anstieg um 13% ergibt, im Vergleich zu derjenigen des Jahres 2017 ist die zur Kostenprüfung angemeldete Verlustenergiemenge der Beschwerdeführerin 2022 um 7,3% angestiegen:
Verlustenergie 2016
Verlustenergie 2022
830/ 794* GWh
874 GWh
902 GWh
923 GWh
934/ 913 GWh**
938 GWh
Anstieg ggü Vorjahr****
5,3%
0%
3,3%
2,2%
1,2%
0,43%
Anstieg ggü 2016
8,7%
11,2
12,5%
13%
Anstieg ggü 2017
0
3,2%
5,6%
6,9%
7,3%
* Der Wert von 830 GWh ist von der Beschwerdeführerin gemeldet, der Wert von 794,1 GWh die für die dritte Regulierungsperiode anerkannte Verlustenergiemenge.
**Der Wert für 2021 in Höhe von 934 GWh entspricht dem von der Beschwerdeführerin im Kostenprüfungsantrag der vierten Regulierungsperiode angegebenen Wert. Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Kostenprüfung nur eine Verlustenergiemenge in Höhe von 913 GWh anerkannt.
Für Netzbetreiber, in deren Netz jeweils eine hohe Erzeugungsleistung von EE-Anlagen installiert ist („Energiewendenetzbetreiber“), erhob die Bundesnetzagentur ebenfalls Daten über einerseits die Entwicklung der Verlustenergiemenge wie andererseits die installierte EE-Leistung. Anlass für diese Erhebung waren Planungen für eine Netzentgeltreform aufgrund im Bundesgebiet ungleich angestiegener Kosten für den Netzausbau im Zusammenhang mit dem Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (vgl. Eckpunktepapier zu einer beabsichtigten Festlegung zur sachgerechten Verteilung von Mehrkosten zur Integration von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien). Zu diesen „Energiewendenetzbetreibern“, die nach dem im vorgenannten Eckpunktepapier geplanten Modell zur Wälzung von Mehrkosten berechtigt wären, zählt auch die Beschwerdeführerin.
Danach ergibt sich bei den 26 „Energiewendenetzbetreibern“ eine deutlich divergierende Entwicklung der Verlustenergiemengen im Zeitraum 2017 bis 2021 (Anlage BG 2 zum Schriftsatz der Bundesnetzagentur vom 18.03.2024, im Folgenden: Duplik, auf die Bezug genommen wird). Bei 12 dieser Netzbetreiber nahm die Verlustenergiemenge im Zeitraum von 2017 bis 2021 ab. Bei 14 der Energiewendenetzbetreiber nahm die Verlustenergiemenge hingegen von 2017 bis 2021 zu. Der größte Rückgang der Verlustenergiemenge bei einem Netzbetreiber im Zeitraum 2017 bis 2021 betrug -17,9% (Verlustenergiemenge der X GmbH). Der größte Anstieg bei der Verlustenergiemenge im Zeitraum 2017 bis 2021 (unter Ausklammerung des Netzes der aus Zusammenschlüssen hervorgegangenen XYZ) belief sich auf +20,1 %. Bei dieser Entwicklung der Verlustenergiemenge der „Energiewendenetzbetreiber“ im Zeitraum 2017 bis 2021 zwischen einem Rückgang bei 12 Betreibern um bis zu 17,9% und einer Zunahme bei 14 Netzbetreibern um bis zu 20,1% stieg die Gesamtmenge der Verlustenergie bei diesen „Energiewendenetzbetreibern“ im Zeitraum von 2017 bis 2021 insgesamt um 1,6%. Für den Zeitraum von 2016 bis 2021 ergibt sich bei den Energiewendenetzbetreibern netzbetreiberübergreifend ein Anstieg um insgesamt 3,8% (Duplik S. 6). Im Hinblick auf ebenfalls erhobene installierte Erzeugungsleistung von EE-Anlagen ergab sich bei allen „Energiewendenetzbetreibern“ im Zeitraum von 2016 bis 2021 jeweils ein deutlicher, mindestens zweistelliger Anstieg (Anlage BG 3 zur Duplik, auf die Bezug genommen wird). Im Netz der Beschwerdeführerin stieg die installierte EE-Einspeiseleistung 2021 im Vergleich zu 2016 um 38,1%, nämlich von 8.556.706 KW auf 11.813.405 KW.
Die Beschwerdeführerin hält die Mengenfixierung in Ziffer 4 der Festlegung für ermessensfehlerhaft. Denn es sei mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit zu erwarten, dass die Verlustenergiemenge in der vierten Regulierungsperiode in ihrem Netz physikalisch bedingt insbesondere infolge der Energiewende deutlich ansteigen werde, ohne dass sie dies nennenswert beeinflussen könne. Indem der massive Kostenanstieg infolge der deutlich stärker ansteigenden Verlustenergiemengen nicht berücksichtigt werde, werde es zu deutlichen Kostenunterdeckungen kommen.
Sie, die Beschwerdeführerin, sei bereits durch geographische Gegebenheiten strukturell benachteiligt (längere Transportwege aufgrund ländlicher Region und Grenzregion ohne direkte Verbindung zu anderen Netzen, geringe Bevölkerungs-dichte). Insbesondere führe aber ihre Stellung als Energiewendenetzbetreiberin zu einer absehbaren Zunahme der Verlustenergiemenge. Wegen der energie-wendebedingt stark ansteigenden dezentralen Einspeisung, von der sie besonders betroffen sei, steige – physikalisch bedingt – die Menge der in ihrem Netz trans-portierten Energie und damit auch die Menge der Verlustenergie. Dieser Zusammenhang sei naturwissenschaftlich belegbar, sodass es keiner empirischen Untersuchungen hierzu bedürfe; es reiche der Verweis auf die physikalische Abhängigkeit der Verlustenergiemenge von der Menge der eingespeisten Energie. Der Anstieg der Verlustenergiemenge werde in der vierten Regulierungsperiode der eigentliche Preistreiber sein, nicht so sehr die Volatilität der Einkaufspreise. Diese Zusammenhänge verkenne die Bundesnetzagentur bei der Mengenfixierung.
Sie habe ihr Netz in den vergangenen Jahren konsequent erneuert und dabei den Herausforderungen der Energiewende angepasst. So seien beispielsweise Freileitungen verkabelt, Stationen ausgewechselt oder Kabelquerschnitte erhöht worden, um die weitere Aufnahme von erneuerbaren Energien zu ermöglichen. Sie habe im Geschäftsjahr 2021 rund 153 Mio. € in den Ausbau der energetischen Infrastruktur zur Gewährleistung einer sicheren Stromversorgung sowie für die Realisierung der Energiewende investiert. Die möglichen Maßnahmen zur Begrenzung der Netzverluste durch Erweiterung von Netzverknüpfungspunkten, Verringerung des Freileitungsgrades (Ersatz durch Kabel) und Ersatz durch Betriebsmittel mit höherer Übertragungsfähigkeit seien ausgeschöpft worden. Sie investiere zur Integration der zusätzlichen EE-Erzeugungsanlagen weiter erheblich in ihr Netz, baue ihr Netz weiter aus und werde auch in der vierten Regulierungsperiode massiv investieren.
Es sei jedoch von einer erhöhten Netzbelastung und damit einem Anstieg der Verlustenergiemenge auszugehen. Die Belastung ergebe sich zum einen aus der weiteren Zunahme der Einspeisung aus EE-Anlagen, zum anderen – jedenfalls für das Hochspannungs (HS)-Netz – durch den zukünftigen weiteren Netzausbau, da in den von Bautätigkeit betroffenen Gebieten Leitungen vorübergehend abgeschaltet werden müssten, weswegen der Leistungstransport dann über die verbliebenen Systeme erfolgen müsse.
Letztlich resultiere der von ihr prognostizierte Anstieg der absoluten Verlustenergiemenge bis zum Ende der 4. Regulierungsperiode aber einzig aus der exponentiell steigenden Integration von EE-Erzeugungsanlagen. Allein auf Basis aktueller Planungen werde sich bei der Beschwerdeführerin die installierte Leistung aus EE-Anlagen bis zum Jahr 2030 auf ein Niveau von rund 30.000 MW erhöhen.
Eine erste Auswertung der Einspeisung für das Jahr 2022 deute bereits auf eine um +19 % höhere Einspeisung in der Niederspannung (NS) inklusive Mittelspannung (MS)/NS gegenüber dem Basisjahr 2021 hin. Der Energieträger Solarenergie (PV) sei dabei der Haupttreiber für die Zunahme der Erzeugungsleistung. Angesichts der deswegen zu erwartenden steigenden Belastungen des Stromnetzes könnten Maßnahmen der Beschwerdeführerin die Verlustenergiemenge nicht nennenswert beeinflussen.
Im Einzelnen stehe eine Zunahme der Verlustenergiemenge auf 1.055 GWh im Jahr 2024 und auf 1.230 GWh im Jahr 2028 zu erwarten (vgl. die von der Beschwerdeführerin erstellte Tabelle, Bl. 159 d.A.), womit von 2021 bis 2028 ein Anstieg der Verlustenergiemenge in ihrem Netz um rund 32% einträte. Bereits für 2023 sei, wie die Vertreter der Beschwerdeführerin in der mündlichen Verhandlung erläutert haben, nach den bisher vorliegenden Daten im Netz der Beschwerdeführerin von einer Gesamtverlustenergiemenge von 968 GWh auszugehen.
Der Anstieg der Verlustenergiemengen sei damit kein Ausdruck von Ineffizienz, denn jegliche Effizienzbemühungen der Beschwerdeführerin würden infolge der Änderung energiewirtschaftlicher Parameter (Lasten) von den netzphysikalischen Gesetzen aufgezehrt. Dies habe in anderem Zusammenhang auch die Bundesnetzagentur erkannt. Denn diese habe die von der Beschwerdeführerin für die 4. Regelungsperiode zur Kostenprüfung gemeldeten Verlustenergiemengen – bis auf eine Abweichung in der NS-Ebene – anerkannt, obgleich diese Werte – sachlich begründet – deutlich über den deutschlandweiten Benchmarks bzw. Aufgreifgrenzen lägen.
Insofern sei der von der Bundesnetzagentur gewählte Vergleich der Verlustenergieentwicklung aller Netzbetreiber verfehlt. Dies ergebe sich schon daraus, dass die Menge der Verlustenergie – wie die Bundesnetzagentur selbst ermittelt habe – 2017 bis 2021 netzübergreifend um 0,8% gestiegen sei. Bei der Beschwerdeführerin betrage der Anstieg hingegen 6,9%, also das 8,5-fache. Allein schon das sei fundamental. Relevante Vergleichsgruppe seien Netzbetreiber mit einer hohen Anzahl volatiler Einspeiseanlagen.
Die Bundesnetzagentur bleibe im Übrigen auch eine Erklärung dafür schuldig, warum sie nur das Basisjahr für die vierte Regulierungsperiode in ihre Betrachtungen einbeziehe und nicht – Stichwort Regulierungszyklen (vgl. Xgen) – auch das der dritten Regulierungsperiode (2016).
Da die Mengenfixierung angesichts der zu erwartenden Steigerung der Verlustenergiemenge auf unzutreffenden Annahmen basiere, erweise sie sich als von vornherein ungeeigneter methodischer Ansatz, um die Ziele der Festlegung (vgl. Rn. 42 der Festlegung) zu erreichen. Denn weder würden zuverlässige Rahmenbedingungen gesetzt oder Kosten für Verlustenergie sachgerecht berücksichtigt, noch werde der Gefahr massiver Über- oder Unterdeckungen bei den stark volatilen Beschaffungskosten begegnet, oder Anreize für eine effiziente Leistungserbringung gesetzt.
Außerdem verstoße es gegen Art. 3 Abs. 1 GG, wenn bei den Verteilernetzbetreibern die Verlustenergiemenge auf das Basisjahr 2021 fixiert werde, die Bundesnetzagentur im Rahmen der freiwilligen Selbstverpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zur Anwendung eines verbindlichen Anreizsystems für Verlustenergie jedoch eine jährliche Aktualisierung der Verlustenergiemengen akzeptiert habe. Die Anpassung der Verlustenergiemenge bei den ÜNB werde damit begründet, dass die Einflussmöglichkeiten der ÜNB auf die Verlustenergiemengen derzeit erheblich durch äußere Anforderungen an die Netzauslegung und Betriebsführung überlagert würden (FSV Verlustenergie ÜNB S. 2, Anlage zur Festlegung BK8-23/005-A). Dies zeige sich in dem für die ÜNB in der Vergangenheit beobachteten stetigen Anstieg ihrer Verlustenergiemengen, der sich mit hoher Sicherheit aufgrund des weiteren Zubaus an erneuerbarer Energie, der Veränderung des europäischen Kraftwerksparks sowie des voranschreitenden Netzausbaus künftig weiter fortsetzen werde. Ein Zuwachs erneuerbarer Energie sei aber auch für die Beschwerdeführerin zu erwarten. Ihre Energiewenderelevanz verleihe ihr eine mit der Systemrelevanz der ÜNB vergleichbare Bedeutung.
Der in Ziffer 6 der Festlegung aufgenommene Widerrufsvorbehalt ändere an der Rechtswidrigkeit der Mengenfixierung nichts. Denn er solle ausdrücklich nur bei einer netzbetreiberübergreifenden Veränderung der Verlustenergiemengen eingreifen. Er trage damit gerade nicht den bereits jetzt zu erwartenden Entwicklungen der Verlustenergiemengen bei der Beschwerdeführerin Rechnung.
Auch die Härtefallregelung nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV biete keinen hinreichenden Schutz für die Beschwerdeführerin. Zum einen sei die Mengenentwicklung vorhersehbar und damit kein für einen Härtefall erforderliches unvorhersehbares Ereignis. Im Übrigen könnte die Festlegung dahin zu deuten sein, dass sie volatile Kostenanteile abschließend regele und die Risiken einer Mengenveränderung dem Netzbetreiber zuweise, sodass daneben für die Anwendung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV kein Raum sei.
Mit ihrer am 22.06.2023 erhobenen Beschwerde beantragt die Beschwerdeführerin,
Ziffer 4 der angefochtenen Festlegung aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, in die angefochtene Festlegung eine Regelung aufzunehmen, die bei der Ermittlung der volatilen Kostenanteile die im Verlaufe der 4. Regulierungsperiode eintretenden Veränderungen der Verlustenergiemengen unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats angemessen berücksichtigt.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verteidigt die angegriffene Mengenfixierung unter Wiederholung und Vertiefung der für diese angeführten Gründe.
Die Bundesnetzagentur habe den für die Festlegung erheblichen Sachverhalt zutreffend und vollständig ermittelt und auf Grundlage der gewonnenen Erkenntnisse ihr Ermessen vertretbar dahin ausgeübt, dass sie die Verlustenergiemenge auf das Basisjahr 2021 festgeschrieben habe. Sie habe im Hinblick auf die streitgegenständliche Festlegung eine Auswertung der Verlustenergiemengen der Jahre 2017 bis 2021 durchgeführt. Einer Einbeziehung des Jahres 2016 habe es nicht bedurft. Sie habe das Jahr 2021 als Schlusspunkt gewählt, weil es sich hierbei um das Basisjahr für die vierte Regulierungsperiode handele. Sie habe davon ausgehend in der Rückschau einen Zeitraum von fünf Jahren betrachtet, weil eine Regulierungsperiode fünf Jahre dauere. Es sei daher repräsentativ, bezüglich der Entwicklung der Verlustenergiemenge ebenfalls auf einen Fünf-Jahres-Zeitraum abzustellen.
Dabei habe sie nicht nur die verteilernetzbetreiberübergreifenden Gesamtwerte der Verlustenergiemengen ausgewertet, sondern auch die einzelner Netzbetreiber und Netzbetreibergruppen. Gerade wegen der gegebenen physikalischen Zusammenhänge habe die Bundesnetzagentur – insbesondere im Hinblick auf die Umsetzung der Energie- und Wärmewende – sicherstellen wollen, dass ihre Erkenntnisse aus den letzten beiden Regulierungsperioden zur Beeinflussbarkeit der Verlustenergiemengen weiter Bestand hätten. Dies habe sich bestätigt.
Das Ergebnis der Auswertung von 2017 bis 2021 zeige, dass die jährlichen Verlustenergiemengen von allen Elektrizitätsverteilernetzbetreibern im Regelverfahren, die sich zum Ende der dritten Regulierungsperiode in Zuständigkeit der Bundesnetzagentur befanden, in dem genannten Zeitraum innerhalb einer schmalen Schwankungsbreite konstant geblieben seien. Netzbetreiberübergreifend sei die Verlustenergiemenge nur um 0,8% gestiegen. Die Bundesnetzagentur sehe sich daher in ihrer Beobachtung aus den beiden vorangegangenen Regulierungsperioden bestätigt, dass die Verlustenergiemenge in der netzwirtschaftlichen Praxis weiterhin eine beeinflussbare Größe darstelle, Verlustenergiemengen also nicht außerhalb der Beeinflussungsmöglichkeit der Netzbetreiber lägen. Daher liege es für die Bundesnetzagentur nahe, wegen der gegebenen Beeinflussbarkeit der Verlustenergiemenge Anreize zur Effizienzsteigerung gegenüber den Verteilernetzbetreibern zu setzen.
Bei der Auswertung der verschiedenen Verlustenergiemengen habe sich auch bei der Gruppe der Verteilernetzbetreiber, in deren Netzgebiet in den letzten Jahren ein erheblicher Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen stattgefunden habe, kein Befund gezeigt, der es rechtlich geboten hätte, eine andere Methode der Anreizsetzung als die der Mengenfixierung (in Kombination mit dem Referenzpreismodell) zu etablieren. Ein Gesamtanstieg der Verlustenergiemengen bei dieser Gruppe in den Jahren 2017 bis 2021 von insgesamt lediglich 1,6% (bei gleichzeitigem massiven Zuwachs von EE-Anlagen) belege, dass auch die benötigten Mengen dieser Netzbetreiber tendenziell konstant blieben. Damit könne keine Rede davon sein, dass die Mengenfixierung bei den Netzbetreibern mit überproportional hoher EE-Einspeisung die Ziele der Festlegung konterkariere. Das Gegenteil sei der Fall.
Die erhobenen Daten zeigten, dass die von der Beschwerdeführerin aufgemachte Gleichung „mehr volatile Erzeugungsanlagen = mehr Verlustenergie“ in der netzwirtschaftlichen Praxis empirisch nicht belegbar sei. Die Verlustenergiemenge bleibe vielmehr – wie Rn. 61 der angegriffenen Festlegung erläutere – im Wesentlichen konstant.
Die konkrete Situation der Beschwerdeführerin weiche hiervon nicht in einer Weise ab, die es gebieten würde, eine Fixierung der Verlustenergiemenge auf den Wert des Basisjahres nicht vorzunehmen. Nach den der Bundesnetzagentur vorliegenden Zahlen sei die Einspeiseleistung aus EE-Anlagen im Netz der Beschwerdeführerin von 2016 bis 2021 um 38,1% gestiegen. In dem 5-Jahres-Zeitraum von Beginn 2017 bis Ende 2021 sei die Verlustenergiemenge im Gesamtnetz der Beschwerdeführerin jedoch um lediglich 6,9% gestiegen. Soweit die Beschwerdeführerin auf eine Relevanz des – relativ zum Durchschnitt von 0,8% – um den Faktor 8,5 erhöhten Anstiegs der Verlustenergiemenge in ihrem Netz von 2017 bis 2021 abhebe, sei darauf hinzuweisen, dass das 8,5-fache eines Wertes nahe Null nicht signifikant sei.
Im Übrigen sei eine Festlegung nach § 29 Abs. 1 EnWG eine Allgemeinverfügung. Damit gehe eine – auch systembedingte – Pauschalierung einher, die einigen Netzbetreibern zum Vorteil und anderen zum Nachteil gereiche, wobei sich die konkreten Auswirkungen der Mengenfixierung ohnehin erst in Zukunft zeigten. Die Pauschalierung im Rahmen der streitgegenständlichen Methodenfestlegung möge ihre Grenze dort finden, wo eine Gruppe bestimmter Netzbetreiber oder möglicherweise auch nur ein einziger Netzbetreiber durch die Mengenfixierung „systemisch benachteiligt“ werde. Eine solche Benachteiligung der Beschwerdeführerin sei jedoch für den Zeitraum ab 2024 nicht erkennbar. Schließlich habe auch die Beschwerdeführerin, bevor sie in der mündlichen Verhandlung den Ausdruck aus dem Regulierungskonto vorgelegt habe, zunächst auf Basis veröffentlichter vorläufiger Daten einen Rückgang der Verlustenergiemenge im Jahr 2022 erwartet.
Die Annahmen der Beschwerdeführerin basierten auf eigenen Wertungen und Prognosen, die nicht nachvollzogen werden könnten. Die Beschwerdeführerin habe insofern das von ihr entworfene Zukunftsszenario nicht plausibel begründen können. Die Beschwerdeführerin erwarte nunmehr für die vierte Regulierungsperiode einen um ein Vielfaches höheren Anstieg der Verlustenergie, als er in der Vergangenheit eingetreten sei. Der massive Ausbau dezentraler Erzeugung fange jedoch – auch nach dem Vorbringen der Beschwerdeführerin – nicht erst in der vierten Regulierungsperiode an. Es sei nicht erklärlich, wieso die bereits in den Jahren 2017 bis 2021 erfolgte massive Integration von EE-Erzeugungsanlagen in das Netz der Beschwerdeführerin lediglich zu einem moderaten Anstieg der Verlustenergiemengen geführt habe, sich dies aber – trotz geplanter erheblicher Netzinvestitionen – in Zukunft anders verhalten solle.
Soweit die Beschwerdeführerin von einer größeren Gefahr durch steigende Mengen als durch steigende Preise spreche, sei dies nicht nachvollziehbar. Der Referenzpreis sei allein von 2022 auf 2023 um 165% gestiegen und von 2023 auf 2024 noch einmal um 62%. Im Vergleich zu den verteilernetzübergreifenden Mengenentwicklungen mit jährlichen Veränderungsraten von weniger als ± 5% liege bei den Preisen somit eine unvergleichbar höhere Volatilität vor, die unzweifelhaft für die Kosten ein deutlich höheres Risiko darstelle.
Die Mengenfixierung bei den Verteilernetzbetreibern behandele diese auch nicht verfassungswidrig ungleich gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern. Die Gruppe der Übertragungsnetzbetreiber sei insoweit nicht mit den Verteilernetzbetreibern vergleichbar. Nicht ohne Grund seien die Regelungen für Verteilernetzbetreiber in einer anderen Festlegung getroffen worden als die für Übertragungsnetzbetreiber. Denn die Beschaffung von Verlustenergie als Aufgabe aller Netzbetreiber unterliege im Falle der Übertragungsnetzbetreiber in besonderer Weise strukturellen und saisonalen Besonderheiten. Zu diesen gehörten die betrieblichen Anforderungen an die Auslastung der Betriebsmittel sowie die Sicherstellung der europäischen Versorgungssicherheit über die Grenzkuppelkapazitäten. Die Mengenentwicklung bei den Übertragungsnetzbetreibern werde durch viele externe Einflussfaktoren bestimmt, die für Verteilernetzbetreiber nur teilweise relevant seien. Schließlich nähmen Übertragungsnetzbetreiber in der deutschen und europäischen Elektrizitätswirtschaft eine systemrelevante Position ein. Nach § 12 EnWG hätten sie die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitschaft und dem Betrag ihrer Übertragungsnetze im nationalen und europäischen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und zur nationalen Versorgungssicherheit beizutragen. Außerdem unterlägen die Netzverluste der Übertragungsnetzbetreiber deutlich größeren Schwankungen. Die Abweichungen gegenüber dem Vorjahr bewegten sich von -6,1% (2019 gegenüber 2018) bis zu 9,8% (2022 gegenüber 2021) (vgl. die Tabelle auf Bl. 131 d.A., auf die verwiesen wird). Die jährlichen Schwankungen der Netzverluste der Verteilernetzbetreiber bewegten sich demgegenüber auf einem ganz anderen Niveau. Schwankungen zwischen den Jahren 2018 gegenüber 2017 und 2019 gegenüber 2018 seien jeweils kleiner als 1%. Die höchste Schwankung gegenüber dem Vorjahr ergebe sich mit 3% für das Jahr 2021 (im Vergleich zu 2020).
Für den Fall, dass sich infolge der Energiewende netzübergreifend eine maßgebliche Änderung ergebe, habe die Bundesnetzagentur im Übrigen den Widerrufsvorbehalt in Ziffer 6 aufgenommen. Außerdem sei jedenfalls ein plötzlicher Anstieg der Verlustenergiepreise nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs ein Härtefall im Sinne von § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV.
Wegen der weiteren Einzelheiten wird auf die Schriftsätze der Beteiligten, den beigezogenen Verwaltungsvorgang sowie das Protokoll der mündlichen Verhandlung vom 24.04.2024 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die Beschwerde ist zulässig und überwiegend begründet.
I. Die formgerecht und innerhalb der Beschwerdefrist, § 78 Abs. 1, § 73 Abs. 1a Satz 3 EnWG, erhobene Beschwerde ist zulässig.
1. Sie ist insbesondere als Verpflichtungsbeschwerde gemäß § 75 Abs. 1 Satz 1, Abs. 3 Satz 1, § 78 Abs. 1, Abs. 3, § 83 Abs. 4 EnWG in Form einer (Neu- )Bescheidungsbeschwerde statthaft. Die Beschwerdeführerin erstrebt mit dem Neubescheidungsantrag nicht vorrangig die Beseitigung der Festlegung, sondern eine Korrektur hinsichtlich einzelner, ihrer Ansicht nach rechtswidriger Regelungen. Dieses Rechtsschutzziel kann sie jedoch nur im Wege der Verpflichtungs- bzw. Bescheidungsbeschwerde erlangen. Zwar steht der Erlass und die Ausgestaltung der Festlegung im Ermessen der Bundesnetzagentur, die Beschwerdeführerin hat jedoch einen Anspruch auf eine ermessensfehlerfreie Entscheidung (vgl. BGH, Beschl. v. 15.05.2012 – EnVR 46/10, juris Rn. 16, Senat, Beschl. v. 28.04.2015 – VI-3 Kart 363/12 [V], juris Rn. 90 und Senat, Beschl. v. 15.3.2017 – 3 Kart 107/15 [V], juris Rn. 42).
2. Die weiteren Zulässigkeitsvoraussetzungen liegen ebenfalls vor. Gemäß § 75 Abs. 3 Satz 1 EnWG ist eine Verpflichtungsbeschwerde nur dann statthaft, wenn der Beschwerdeführer im Rahmen des zuvor durchgeführten Verwaltungsverfahrens die nunmehr begehrte Entscheidung erfolglos beantragt hat und geltend macht, auf diese einen Rechtsanspruch zu haben.
a) Es ist jedoch unschädlich, dass weder dem Beschwerdevorbringen noch dem Verwaltungsvorgang zu entnehmen ist, ob die Beschwerdeführerin hier zuvor einen Antrag bei der Bundesnetzagentur gestellt hat. Im Rahmen der Beschwerdebefugnis ist entgegen dem Wortlaut des § 75 Abs. 3 EnWG kein „Antrag“ der Betroffenen notwendig, der abgelehnt oder nicht beschieden wurde. Für den Erlass einer Festlegung nach § 29 Abs. 1 EnWG, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV bedarf es keines formellen Antrags bzw. besteht kein formelles Antragsrecht. Insofern ist kein Antragsverfahren vorauszusetzen, sondern nur eine Befassung der Regulierungsbehörde mit dem Antragsgegenstand (vgl. Senat, Beschl. v. 05.11.2014 – VI-3 Kart 90/13 [V], juris Rn. 32; Beschl. v. 15.11.2023 – VI-3 Kart 192/23 [V], juris Rn. 40). Im Übrigen ist das Begehren der Beschwerdeführerin nicht allein auf die Aufhebung der angegriffenen Ziffer 4 der Festlegung gerichtet, sondern darauf, dass eine geeignete Regelung zur Berücksichtigung von Veränderungen der Verlustenergiemenge in die Festlegung aufgenommen wird. Dem Rechtsschutzbegehren der Beschwerdeführerin kann somit allein mit der Verpflichtungsbeschwerde Genüge getan werden.
b) Die Beschwerdeführerin ist beschwerdebefugt. Sie macht einen Rechtsanspruch auf die begehrte Entscheidung geltend. Ausreichend, aber auch erforderlich ist insoweit, dass ein substantiierter Vortrag des Beschwerdeführers das Bestehen eines Rechts auf die begehrte Entscheidung als möglich erscheinen lässt. Die Beschwerdebefugnis fehlt nur dann, wenn ein Recht auf die begehrte Entscheidung offensichtlich nach keiner Betrachtungsweise bestehen kann (Senat, Beschl. v. 17.02.2010 – VI-3 Kart 4/09 [V], juris Rn. 28; Beschl. v. 19.2.2020 – VI-3 Kart 882/18 [V], juris Rn. 39; Beschl. v. 05.07.2023 – VI-3 Kart 29/22 [V], juris Rn. 75; BGH, Beschl. v. 24.05.2011 – EnVR 27/10, juris Rn. 15 mwN. – Freiwillige Selbstverpflichtung; Beschl. v. 15.05.2012 – EnVR 46/10, juris Rn. 16). An einer solchen Offensichtlichkeit fehlt es jedoch im Hinblick auf die Abhängigkeit der Verlustenergiemenge von der Menge des im Netz transportierten Stroms.
II. Die Beschwerde hat in der Sache überwiegend Erfolg.
Die Beschwerdeführerin hat einen Anspruch auf Aufhebung der mit Tenorziffer 4 ausgesprochenen Fixierung der für die 4. Regulierungsperiode ansatzfähigen Verlustenergiemenge und Neubescheidung. Der geltend gemachte Anspruch, netzbetreiberindividuelle Veränderungen der jeweiligen Verlustenergiemenge zwingend in der Festlegung zu berücksichtigen, besteht jedoch mangels Spruchreife nicht, § 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO.
Die Fixierung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge in Tenorziffer 4 der streitgegenständlichen Festlegung verstößt gegen § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV, weil sie nicht auf einer Beurteilung der voraussichtlichen Entwicklung der Verlustenergiemengen bei den einzelnen Netzbetreibern beruht. Der zugrundeliegende Ansatz, der allenfalls netzbetreiberübergreifenden Anstiegen der Verlustenergiemenge Relevanz für eine Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV zumisst, basiert auf einem unzutreffenden Verständnis des Begriffs volatiler Kosten. Denn die Volatilität der Kosten, der nach § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV begegnet werden soll, ist netzbetreiberindividuell zu verstehen (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 - EnVR 62/14, juris Rn. 9). Eine Fixierung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge ist daher rechtmäßig, wenn für keinen Netzbetreiber in der Regulierungsperiode prognostisch ein erheblicher Anstieg der Verlustenergiemenge zu erwarten steht.
Zudem fußt die Mengenfixierung auf einer unzureichenden Ermittlung der tatsächlichen Basis für die Prognose über die Verlustenergiemengenentwicklung. Denn die Bundesnetzagentur hat allein aus der Dauer der Regulierungsperiode von fünf Jahren geschlossen, als Basis für die Prognose der Entwicklung der Verlustenergiemengen der Verteilernetzbetreiber in der 4. Regulierungsperiode seien nur die Daten der fünf Jahre von 2017 bis zum Ende des Basisjahres 2021 heranzuziehen.
Tenorziffer 4 der Festlegung BK8-22/003-A war daher aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, über die Frage der Fixierung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge für die 4. Regulierungsperiode unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats erneut zu befinden.
1. Die Beschwerdeführerin hat einen Anspruch auf Aufhebung der mit Tenorziffer 4 der streitgegenständlichen Festlegung ausgesprochenen Mengenfixierung. Die Fixierung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge in Tenorziffer 4 der streitgegenständlichen Festlegung ist rechtswidrig. Sie verstößt gegen § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV.
a) Die Festlegung der Verlustenergiekosten als volatile Kosten nach § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG unterliegt gemäß der gefestigten höchstrichterlichen Rechtsprechung allerdings nur einer eingeschränkten gerichtlichen Überprüfung (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 - EnVR 62/14, juris Rn. 25; v. 12.06.2018 – EnVR 29/16, juris Rn. 14). Nach diesen Vorschriften kann die Regulierungsbehörde zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs Entscheidungen zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Abs. 5 ARegV treffen, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen für die Anerkennung von Kostenanteilen als volatil.
Die Voraussetzungen für die Festlegung von Verlustenergiekosten als volatile Kostenanteile und das Verfahren zur Ermittlung der Höhe dieser Kosten sind durch § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG jedoch nur rudimentär vorgegeben (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 - EnVR 62/14, juris Rn. 17). Die der Bundesnetzagentur eröffneten Spielräume kommen hinsichtlich einiger Aspekte (wie z.B. der Erheblichkeitsschwelle des § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV) einem Beurteilungsspielraum, hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleich (wie z.B. der Ermittlung des Referenzpreises und der Wechselwirkung mit der Festlegung der Verlustenergiemenge [BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 25; v. 12.06.2018 – EnVR 29/16, juris Rn. 14]).
Die gerichtliche Kontrolle durch das Beschwerdegericht beschränkt sich daher auf die Überprüfung, ob die Bundesnetzagentur die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 25; v. 12.06.2018 – EnVR 29/16, juris Rn. 14).
Prognoseentscheidungen, wie sie hier in Rede stehen, sind dabei nach allgemeinen Grundsätzen durch das Tatgericht darauf zu überprüfen, ob die Prognose (mithin der Schluss von bestimmten feststellbaren Tatsachen auf den wahrscheinlichen Eintritt eines künftigen Sachverhalts anhand anerkannter Erfahrungssätze) mit den zu ihrer Zeit verfügbaren Erkenntnismitteln unter Beachtung der für sie erheblichen Umstände sachgerecht erarbeitet worden ist (vgl. BVerwGE 72, 282 (286); BVerwG, Urt. v. 05.12.1986 – 4 C 13/85, juris Rn. 95). Hinsichtlich der Ermittlung des Sachverhalts ist gerichtlich zu prüfen, ob die Behörde von einer vollständig und zutreffend ermittelten Prognosebasis ausgegangen ist, mithin – unter Berücksichtigung der Datenverfügbarkeit und des erforderlichen Ermittlungsaufwands (vgl. BGH, Beschl. v. 26.01.2021 − EnVR 7/20, EnWZ 2021, 217, juris Rn. 19) – alle erreichbaren Daten berücksichtigt hat und ob diese Datenbasis ausreichend groß ist (vgl. BGH, Beschl. v. 07.06.2016 - EnVR 62/14, juris Rn. 30; v. 12.06.2018 – EnVR 29/16, juris Rn. 21).
Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; vgl. BGH, Beschl. v. 21.01.2014 - EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 27 - Stadtwerke Konstanz GmbH, v. 22.07.2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 25 - Stromnetz Berlin GmbH, v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 25).
Bei der Ausfüllung eines Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art unterliegt die Bundesnetzagentur besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen ist im Energiewirtschafts-regulierungsrecht die Bewertung der Behörde zur Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes auch darauf zu überprüfen, ob sie die Festlegung im Hinblick auf die Kriterien, die in den einschlägigen Rechtsnormen aufgeführt oder in diesen jedenfalls angelegt sind, plausibel und erschöpfend begründet hat. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Beurteilungs- oder Ermessensspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen, die angesichts des eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (BGH, Beschl. v. 22.07.2014 – EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 29 - Stromnetz Berlin GmbH; v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 42; v. 26.01.2021 – EnVR 7/20, juris Rn. 63; v. 30.01.2024 – EnVR 32/22, juris Rn. 38).
b) Diese Vorgaben finden auch im Licht der Entscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union zur Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden vom 02.09.2021 (C-718/18, RdE 2021, 534, Rn. 112 bis 138) weiterhin Anwendung (BGH, Beschl. v. 26.10.2021 - EnVR 17/20, juris Rn. 14; v. 07.12.2021 – EnVR 6/21, juris Rn. 9; v. 27.06.2023 – EnVR 22/22, juris 8; v. 30.01.2024 – EnVR 32/22, juris Rn. 10¸ vgl. iÜ nunmehr § 21a EnWG in der seit dem 29. Dezember 2023 geltenden Fassung). Angesichts der durch das Unionsrecht geforderten Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur von externen Weisungen anderer öffentlicher oder privater Stellen sind die Vorschriften der Anreizregulierungsverordnung jedoch wo auch immer möglich und bis zu der den Gerichten durch den Willen des nationalen Gesetzgebers gezogenen Grenze im Sinne einer Gewährleistung und Sicherung dieser Unabhängigkeit auszulegen. Eine gerichtliche Überprüfung erfolgt daher im Grundsatz nur noch in Bezug auf den nach diesen Maßstäben fortgeltenden nationalen Regulierungsrahmen sowie anhand unionsrechtlicher Vorgaben (BGH, Beschl. v. 26.10.2021 – EnVR 17/20, Rn. 15; v. 07.12.2021 – EnVR 6/21, juris Rn. 10; v. 30.01.2024 – EnVR 32/22, juris Rn. 10).
c) Im Streitfall ist danach die Mengenfixierung in Tenorziffer 4 der streitgegenständlichen Festlegung rechtswidrig. Sie beruht auf einer unzutreffenden Deutung des Begriffs volatiler Kosten und unzureichender Sachverhaltsaufklärung.
aa) „Volatile Kosten“ im Sinne der § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG sind netzbetreiberindividuell zu verstehen.
Volatile Kosten nach den vorgenannten Vorschriften sind solche, die bezogen auf den einzelnen Netzbetreiber starken Schwankungen – und damit auch starken Anstiegen – unterliegen können. Dies ist in der Rechtsprechung geklärt (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 19; vgl. auch bereits Senat, Beschl. v. 01.10.2014 – VI-3 Kart 62/13 [V], juris Rn. 67) und entspricht der Auffassung des Schrifttums (BerlKommEnergieR/Meinzenbacher, 4. Aufl. 2018, § 4 ARegV Rn. 25). Denn allein ein auf den einzelnen Netzbetreiber bezogenes Verständnis der „volatilen Kosten“ entspricht dem Sinn und Zweck der § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG.
(1) Nach den genannten Vorschriften kann die Bundesnetzagentur einzelne beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile als volatile Kostenanteile festlegen, wenn deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann; dies gilt insbesondere für die Kosten der Beschaffung von Verlustenergie. Mit den durch Änderung der Anreizregulierungsverordnung vom 09.09.2010 eingefügten §§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3, 11 Abs. 5, 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV sollten solche Netzbetriebskosten, die – wie etwa Verlustenergiekosten – jährlich starken Schwankungen unterliegen können und regelmäßig beschafft werden, jährlich angepasst werden können (OLG Düsseldorf, Beschl. v. 04.05.2016 – VI-5 Kart 2/15 [V], juris Rn. 39). Um zu gewährleisten, dass der Effizienzgedanke der Anreizregulierung auch für die Beschaffung von Treib- oder Verlustenergie unverändert gilt, erhielt die Regulierungsbehörde zugleich die Befugnis, einen Mechanismus festzulegen, der Anreize zur effizienten Beschaffung dieser Energiemengen setzt (BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17).
(2) Der Verordnungsgeber begründete die Einführung von § 11 Abs. 5 ARegV damit, dass die hohe Volatilität zu einer erheblichen wirtschaftlichen Mehrbelastung führen könne, die von den Unternehmen zu tragen wäre, obwohl die tatsächliche Höhe der Kosten überwiegend nicht dem Einflussbereich des Netzbetreibers unterliege. Dies könnte die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs verringern (BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17). Vor diesem Hintergrund hielt der Verordnungsgeber eine jährliche Anpassung der Erlösobergrenze und einen Ausgleich über das Regulierungskonto für sachgerecht und erforderlich (BR-Drucks. 312/10 (Beschluss), S. 17).
(3) Dementsprechend sieht der Bundesgerichtshof den sachlichen Grund für diese Regelung in dem Umstand, dass eine hohe Volatilität eines einzelnen Kostenanteils zu einer erheblichen wirtschaftlichen Mehrbelastung des betreffenden Netzbetreibers führen kann, die von ihm – wenn er nicht die Möglichkeit zu einer Anpassung der Erlösobergrenze hätte – zu tragen wäre, obwohl die tatsächliche Höhe der Kosten überwiegend nicht seinem Einflussbereich unterliegt; dies kann die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs verringern (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 19). Demnach zielt § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV auf die Reduzierung erheblicher wirtschaftlicher Mehrbelastung gerade für den einzelnen Netzbetreiber.
(4) Die netzbetreiberindividuelle Deutung der Kostenvolatilität entspricht auch der Systematik der Anreizregulierung. Denn Erlösobergrenzen – und damit auch die Frage ihrer jährlichen Anpassung – sowie Effizienzvorgaben beziehen sich auf den einzelnen Netzbetreiber, nicht auf die Gesamtheit aller Netzbetreiber (vgl. nunmehr ausdrücklich § 21a Abs. 1 Satz3 EnWG in der Fassung vom 22.12.2023). Insofern bezieht sich auch die Frage der Volatilität auf die Kosten des einzelnen Netzbetreibers, nicht auf die Volatilität eines aus den Gesamtkosten aller Netzbetreiber gebildeten Medians.
bb) Ausgehend von diesem netzbetreiberindividuellen Begriffsverständnis der volatilen Kosten ist eine Fixierung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge dann rechtmäßig, wenn nicht nur netzbetreiberübergreifend, sondern bezogen auf die einzelnen Netzbetreiber ein erheblicher Anstieg der Verlustenergiemenge nicht zu erwarten steht. Eine Festlegung volatiler Kosten zur Berücksichtigung von Verlustenergiekosten nach § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG muss dem Sinn und Zweck der Vorschriften entsprechen, die Risiken einer „erheblichen" netzbetreiberindividuellen Volatilität zu reduzieren.
Bei der Frage, ob und wie und in welchem Umfang durch regulatorische Maßnahmen eine solche Risikoreduktion vorzunehmen ist, mithin bei der Konkretisierung der Erheblichkeitsschwelle und des Erfordernisses weiterer Voraussetzungen für die Anerkennung von Kostenanteilen als volatil wie auch in Bezug auf die nähere Ausgestaltung und das Verfahren zur Ermittlung der Höhe solcher Kostenanteile einschließlich eines Mechanismus zur Schaffung von Anreizen effizienten Handelns im Einzelnen verbleiben jedoch erhebliche Spielräume, zu deren Ausfüllung die Bundesnetzagentur berufen ist (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 20). Diese Spielräume kommen bei der Konkretisierung der Erheblichkeitsschwelle im Sinne von § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV einem Beurteilungsspielraum, bei der Ermittlung des Referenzpreises und der Bestimmung seiner Wechselwirkung mit der Festlegung der Verlustenergiemenge einem Regulierungsermessen gleich (BGH, Beschl. v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 25).
Bei der Wahl der Regelungsmethode darf die Bundesnetzagentur auch zu typisierenden und pauschalierenden Regelungen greifen (vgl. BGH, Beschl. v. 29.04.2008 - KVR 28/07, juris Rn. 8 ff.). Denn Festlegungen nach § 29 Abs. 1 EnWG zielen als Allgemeinverfügungen gerade auf Regelungen mit Verbindlichkeit gegenüber einem durch allgemeine Merkmale bestimmten Personenkreis. Die Grenzen der zulässigen Typisierung werden jedoch erreicht, wenn dadurch das Ziel der § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG, erhebliche wirtschaftliche Mehrbelastungen der einzelnen Netzbetreiber zu reduzieren, verfehlt wird.
cc) Nach den vorstehenden Maßstäben ist die streitgegenständliche Fixierung der für die 4. Regulierungsperiode ansatzfähigen Verlustenergiemenge rechtswidrig. Die Bundesnetzagentur hat bei ihrer Wahl des netzbetreiberübergreifenden Regelungsansatzes verkannt, dass eine Mengenfestschreibung nur rechtmäßig ist, wenn für die einzelnen Netzbetreiber ein erheblicher Anstieg der Verlustenergiemenge nicht zu erwarten steht. Im Übrigen hat sie die Datenbasis für die Prognose, ob netzbetreiberindividuell erhebliche Anstiege der Verlustenergiemenge zu erwarten stehen, nicht tragfähig bestimmt.
(1) Die Bundesnetzagentur hat bei Festschreibung der ansatzfähigen Verlustenergiemenge die Frage netzbetreiberindividueller Anstiege der Verlustenergiemenge entgegen § 11 Abs. 5 Satz 2, § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV iVm § 29 Abs. 1 EnWG ausgeblendet. Denn der Festlegungsbegründung ist zu entnehmen, dass die Bundesnetzagentur davon ausging, die Festschreibung sei bereits dann rechtmäßig, wenn davon auszugehen sei, dass die Verlustenergiemenge aller Netzbetreiber insgesamt nicht relevant ansteigen werde. Erwartbare Anstiege der Verlustenergiemenge bei einzelnen Netzbetreibern hielt sie nach der Begründung der Festlegung für irrelevant.
(a) Die Bundesnetzagentur hat die Festschreibung der Verlustenergiemenge gerade damit begründet, dass „netzbetreiberübergreifend“ in der Vergangenheit kein relevanter Anstieg der Verlustenergiemenge (ein „netzbetreiberübergreifender Anstieg nur in sehr geringem Umfang“) zu verzeichnen gewesen und damit auch kein solcher in der 4. Regulierungsperiode zu erwarten sei (Rn. 61, 63 der Festlegung). Indem sie zugleich ausgeführt hat, dass die Zahlen „keine Steigerung der Verlustenergiemenge“ belegten und dies „mit wenigen Ausnahmen“ (Rn. 61 der Festlegung) auch auf Netzbetreiber zutreffe, in deren Netzgebiet in den letzten Jahren ein erheblicher Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen stattgefunden habe, zeigt die Festlegungs-begründung, dass die Bundesnetzagentur netzbetreiberindividuellen Anstiegen, die sie festgestellt hat, keine Bedeutung zugemessen hat. Denn aus dem Befund, dass in der Vergangenheit bei einigen wenigen Netzbetreibern, nämlich solchen mit hoher EE-Einspeisung im jeweiligen Netz, eine Steigerung der Verlustenergiemenge zu verzeichnen war, werden keine Konsequenzen gezogen.
Vielmehr zeigt die Begründung, dass die Bundesnetzagentur allenfalls der Anzahl der Netzbetreiber mit steigenden Verlustenergiemengen, nicht aber – wie erforderlich gewesen wäre – dem jeweiligen Ausmaß des Anstiegs Relevanz zugesprochen hat. Sie hat sich nur mit der Frage befasst, ob die Anzahl der Netzbetreiber mit steigender Verlustenergiemenge aufgrund von EE-Einspeisung so hoch war, dass dies der netzübergreifenden „Tendenz“ einer konstanten Verlustenergiemenge entgegenstehen würde und dies verneint. So führt sie in dem Satz, der sich unmittelbar an die Feststellung vereinzelter Verlustenergiemengenanstiege anschließt, aus, diese Tendenz bestätige die Vorgehensweise der zweiten und dritten Regulierungsperiode, und zeige, dass eine Anreizwirkung durchaus gegeben sei (Rn. 61 der Festlegung). Die relevante Frage des Ausmaßes netzbetreiberindividueller Anstiege der Verlustenergiemengen wird hingegen in der Festlegung nicht adressiert.
(b) An dem Befund ändert auch das schriftsätzliche Vorbringen der Bundesnetzagentur im Beschwerdeverfahren nichts. Zwar hat sie hier erstmals das Ausmaß des Anstiegs der Verlustenergiemengen adressiert, indem sie angegeben hat, der individuelle Anstieg der Verlustenergiemenge im Netz der Beschwerdeführerin begründe, auch wenn er ein Vielfaches des netzübergreifenden Durchschnitts betrage, keine zukünftige Wahrscheinlichkeit eines erheblichen Anstiegs, weil er sich absolut betrachtet – im Zeitraum 2017-2021 - immer noch auf niedrigem Niveau bewege. Ob diese Aussage vor dem Hintergrund, dass der für die Prognose zugrunde gelegte Jahreszeitraum nicht valide begründet ist (dazu unten II.1.c) cc) (2)) überhaupt noch Geltung beanspruchen kann, bedarf dabei keiner näheren Beleuchtung. Ebenso kann offenbleiben, ob die Bundesnetzagentur die Bedeutung dieser netzbetreiberindividuellen Bewertung bereits dadurch wieder relativiert hat, dass sie gleichzeitig schriftsätzlich hervorgehoben hat, dass auch bei „Energiewendenetzbetreibern“ zwar eine stark divergierende Entwicklung der Verlustenergiemengen zu verzeichnen sei, dies aber unschädlich sei, weil im Durchschnitt kein relevanter Mengenanstieg vorliege.
Es kommt auch nicht darauf an, dass an der rechtlichen Relevanz dieser nachträglichen Angaben zur Begründung der Mengenfestschreibung in Tenorziffer 4 schon deshalb Zweifel bestehen, weil ein „Nachschieben von Gründen“ bei Regulierungsentscheidungen engen Grenzen unterliegt. Denn dabei bestehen besondere Begründungsanforderungen. Eine fehlende Begründung kann daher nicht in entsprechender Anwendung des § 45 Abs. 2 VwVfG im gerichtlichen Beschwerdeverfahren nachgeholt werden, weil die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu beschränken ist, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat (vgl. BGH, Beschl. v. 22.07.2014 - EnVR 59/12, juris Rn. 29; v. 07.06.2016 – EnVR 62/14, juris Rn. 46).
(c) Die Vertreter der Bundesnetzagentur haben in der mündlichen Verhandlung vor dem Senat erklärt, dass sie netzbetreiberindividuelle Anstiege der Verlustenergiemenge nicht für relevant erachteten. Man habe den einzelnen Netzbetreiber nicht zum Ausgangspunkt der Erwägungen gemacht und sehe Anpassungsbedarf allenfalls dann, wenn sich bei einer Gruppe von Netzbetreibern Änderungen der Verlustenergiemengen abzeichneten (vgl. Protokoll, Bl. 188 d.A.). Damit wird deutlich, dass das Risiko erheblicher netzbetreiberindividueller Mengenanstiege bewusst nicht betrachtet worden ist.
(d) Der Widerrufsvorbehalt in Tenorziffer 6 der Festlegung ist nicht geeignet, eine Anpassung bei netzbetreiberindividuellen erheblichen Anstiegen der Verlustenergiemenge zu ermöglichen. Denn nach Rn. 63 der Festlegung soll ein Widerruf nur bei netzbetreiberübergreifenden, erheblichen Änderungen der Verlustenergiemengen in Betracht kommen.
(e) Auch die Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV adressiert das Problem netzbetreiberindividueller erheblicher Anstiege der Verlustenergiemenge nicht.
(aa) Nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV kann auf Antrag des Netzbetreibers eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV ist als Ausnahmeregelung eng auszulegen. Die Anwendung der Härtefallregelung darf nicht zu einer allgemeinen Billigkeitskontrolle der sich nach den einzelnen Vorgaben der Anreizregulierungsverordnung ergebenden Erlösobergrenzen führen (BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 73).
(bb) Als Beispiel für ein danach erforderliches „unvorhersehbares Ereignis“ hat der Verordnungsgeber in der Verordnungsbegründung Naturkatastrophen und Terroranschläge angeführt (BR-Drucks. 417/07, S. 45). Darauf ist der Begriff zwar bei einer am Sinn und Zweck der Härtefallregelung orientierten Auslegung nicht beschränkt. Als unvorhersehbares Ereignis i. S. des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV kommt danach auch ein Umstand in Betracht, der im Genehmigungsverfahren, ohne dass es auf die subjektiven Erkenntnismöglichkeiten der Regulierungsbehörde oder des betroffenen Netzbetreibers im Zeitpunkt der Behördenentscheidung ankäme, wegen des Zeitversatzes zu dem maßgeblichen Basisjahr nach den hierfür maßgeblichen Vorschriften nicht berücksichtigungsfähig war (BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 74). Der Eintritt eines unvorhersehbaren Ereignisses ist jedoch zu verneinen, wenn der betreffende Umstand durch speziellere Anpassungs- und Korrekturregelungen der Anreizregulierungsverordnung abschließend geregelt oder nach den einschlägigen gesetzlichen Regelungen und deren Wertungen dem Risikobereich des Netzbetreibers zugewiesen ist. Ein Ereignis ist vielmehr dann unvorhersehbar, wenn es sich um ein außergewöhnliches Ereignis handelt, das außerhalb des Risikobereichs des Netzbetreibers liegt (vgl. BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 81).
(cc) Eine nicht zumutbare Härte setzt voraus, dass die Entgeltbildung nach den Maßgaben der Anreizregulierungsverordnung zu einem für den Netzbetreiber wirtschaftlich untragbaren Ergebnis führt (BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 84). Zur Beantwortung der Frage, ob für den Netzbetreiber durch den Eintritt des unvorhersehbaren Ereignisses eine nicht zumutbare Härte entstanden ist, darf nicht nur die gestiegene einzelne Kostenposition in den Blick genommen werden, sondern es ist eine Gesamtbetrachtung der Kosten- und Vermögenssituation des Netzbetreibers anzustellen (BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 83; v. 31.1.2012 – EnVR 16/10, juris Rn. 43; v. 09.10.2012 – EnVR 86/10, juris Rn. 45 ff.).
(dd) Nach diesen Maßstäben können im Streitfall erhebliche Mehrkosten aufgrund Anstiegs der Verlustenergiemenge bei einzelnen Netzbetreibern, ausgelöst durch steigende EE-Einspeisung, keinen Härtefall nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV begründen.
Zum einen stellt ein solcher Anstieg angesichts der im Grundsatz bekannten physikalischen Abhängigkeit der Verlustenergiemenge von der durchgeleiteten Strommenge und der ebenfalls bekannten Zunahme an EE-Einspeisung kein „wegen des Zeitversatzes zu dem maßgeblichen Basisjahr nach den hierfür maßgeblichen Vorschriften nicht berücksichtigungsfähiges Ereignis“ dar. Insofern unterscheiden sich die im Grundsatz bekannten Gesetzmäßigkeiten der Verlustenergie-mengenentwicklung bei steigender Strommenge von den plötzlichen rasanten Kostensteigerungen bei der Verlustenergiebeschaffung von 50 bzw. 100% bezogen auf das Basisjahr 2006, die der Bundesgerichtshof als „unvorhersehbares Ereignis“ eingestuft hat (BGH, Beschl. v. 28.06.2011 – EnVR 48/10, juris Rn. 75, 81 f.).
Zum anderen scheidet die Anwendung von § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV auf netzbetreiberindividuelle Steigerungen der Verlustenergiemenge hier aus, weil die angegriffene Mengenfixierung das Risiko der erheblichen Kostensteigerung aufgrund netzbetreiberindividueller Anstiege der Verlustenergiemenge gerade dem jeweiligen Netzbetreiber zuweist. Die Anwendung der Härtefallregelung bei erheblichen netzbetreiberindividuellen Anstiegen der Verlustenergiemenge käme einer Umkehrung des von der streitgegenständlichen Festlegung gewählten netzbetreiberübergreifende Ansatzes gleich. Dazu ist die Härtefallregelung nach den vorgenannten Maßstäben nicht angetan.
(2) Von den vorgenannten Punkten abgesehen leidet die Mengenfixierung in Tenorziffer 4 der Festlegung zudem daran, dass die Bundesnetzagentur den erforderlichen Sachverhalt für die Prognose, ob netzbetreiberindividuell erhebliche Anstiege der Verlustenergiemenge zu erwarten stehen, nicht vollständig ermittelt hat. Die Begründung, warum als Prognosebasis nur die Daten der Jahre 2017-2021 heranzuziehen sind, ist nicht tragfähig.
(a) Im Ausgangspunkt zutreffend hat die Bundesnetzagentur erkannt, dass für die Prognose, wie sich die Verlustenergiemengen in der 4. Regulierungsperiode entwickeln werden, auf die netzbetreiberindividuellen Daten der Vergangenheit zurückzugreifen ist. Der Einwand der Beschwerdeführerin, wegen der physikalischen Abhängigkeit der Verlustenergiemenge von derjenigen des transportierten Stroms seien empirische Untersuchungen überflüssig, geht fehl. Die Verlustenergiemenge ist physikalisch betrachtet gerade nicht allein von der Strommenge abhängig, wie die von der Bundesnetzagentur erhobenen Daten auch zeigen.
Insofern hat sie Daten über die Verlustenergiemengenentwicklung für alle Elektrizitätsverteilernetzbetreiber im Regelverfahren, die sich zum Ende der dritten Regulierungsperiode in ihrer Zuständigkeit befunden haben, für den Zeitraum 2017 bis 2021 erhoben (s. Tabelle, VV 4-6, auf die Bezug genommen wird). Dabei hat sie die Entwicklung der Verlustenergie nicht nur insgesamt, sondern auch – wie erforderlich – netzbetreiberindividuell ermittelt.
(b) Allerdings fehlt es an einer validen Bestimmung der Prognosebasis in zeitlicher Hinsicht. Denn die Bundesnetzagentur hat allein die Jahre 2017-2021 für die Prognosebildung herangezogen, nicht die ihr ebenfalls vorliegenden Daten des Jahres 2016. In der Festlegung findet sich hierfür keine Begründung. Die von ihr hierfür im Beschwerdeverfahren allein vorgebachte Erklärung, eine Regulierungsperiode dauere fünf Jahre, daher habe man auch fünf vergangene Jahre betrachtet und als Endpunkt das Basisjahr gewählt, trägt nicht. Dabei kommt es nicht darauf an, ob diese Erläuterung nach den Grundsätzen der Überprüfung von Regulierungsentscheidungen überhaupt als „nachgeschobener Grund“ zu berücksichtigen ist (vgl. oben II. 1. c) cc) (1) (b)). Er ist für sich genommen ungeeignet zur Begründung der Auswahl der Datengrundlage, insbesondere der Nichtberücksichtigung der Daten des Jahres 2016.
Für eine taugliche Prognose muss die ausgewählte Datengrundlage aussagekräftig, insbesondere hinreichend groß sein. Danach wäre gerade ein längerer statt eines kürzeren Zeitraums in die Betrachtung einzubeziehen. Denn die Berücksichtigung eines möglichst großen Zeitraums ermöglicht angesichts der damit größeren Datenmenge eine sicherere Prognose über die Zukunft (vgl. BGH, Beschl. v. 30.01.2024 – EnVR 32/22, juris Rn. 39 ff.).
Bei Einbeziehung eines größeren Zeitraums ergäbe sich jedoch gerade für die Beschwerdeführerin ein deutlich höherer Anstieg der Verlustenergiemenge als derjenige von 6,9%, den die Bundesnetzagentur im hiesigen Beschwerdeverfahren als Grund für die fehlende Signifikanz des Anstiegs angeführt hat. Denn während sich der Anstieg der Verlustenergiemenge von 2017 bis 2021 im Netz der Beschwerdeführerin auf 6,9% belief, stieg die Menge bei Betrachtung der Jahre 2016 bis 2021 um 12,5% und damit fast um das Doppelte.
Gerade angesichts dessen ist das Abstellen auf die Daten der Jahre 2017 bis 2021 mit Verweis auf die Dauer der Regulierungsperiode hier unzureichend. Zwar ist es nicht per se ausgeschlossen, das Jahr 2016 nicht in die Prognosebasis einzubeziehen. Dies käme etwa in Betracht, wenn die Daten des Jahres 2016 für die zukünftige Entwicklung der Verlustenergiemenge nicht repräsentativ wären, weil die Verlustenergiemengen in dem Jahr atypisch waren oder der hier in Rede stehende Effekt des Anstiegs der Verlustenergiemenge durch Zubau von EE-Eispeisungsanlagen erst in den Jahren ab 2017 stattfand. Die hier angeführte Dauer der Regulierungsperiode allein ist indes zur Bestimmung der Datenauswahl untauglich. Die Aussagekraft vergangener Entwicklungen für die Zukunft korrespondiert nicht ohne weiteres mit der Länge eines Regulierungsintervalls. Es gibt insofern keinen Grundsatz, dass die Länge der Regulierungsperiode die Länge des für die Prognosebildung herangezogenen Zeitraums vorgeben würde.
2. Die Beschwerdeführerin hat allerdings keinen Anspruch darauf, dass in die Festlegung zwingend eine Regelung aufgenommen wird, die bei der Ermittlung der volatilen Kostenanteile die im Verlaufe der 4. Regulierungsperiode eintretenden netzbetreiberindividuellen Veränderungen der Verlustenergiemenge berücksichtigt.
Ein solcher Anspruch ergibt sich entgegen der Auffassung der Beschwerdeführerin nicht aus dem Gebot der Gleichbehandlung, Art. 3 Abs. 1 GG, weil die Kosten der Verlustenergiebeschaffung nach der freiwilligen Selbstverpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber mit jährlich aktualisierten Verlustenergiemengen ermittelt werden. Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber betreiben zwar beide Elektrizitätsversorgungsnetze, zeichnen sich aber ansonsten durch hinreichend viele Unterschiede aus, sodass sie nach dem EnWG gerade nicht gleichbehandelt werden. Bereits in tatsächlicher Hinsicht bestehen Unterschiede von solcher Art und solchem Gewicht (etwa in Bezug auf Spannung und Leitungslängen), dass ihre Gleichbehandlung durch Art. 3 Abs. 1 GG nicht verlangt wird. Im Übrigen wirken, wie die Bundesnetzagentur ausführt, auf die Verlustenergiemengen der ÜNB auch noch andere Faktoren, die für Verteilernetzbetreiber nur teilweise relevant sind, wie z.B. die Kraftwerksverfügbarkeit, Leitungsbau, europäische Transite und Neubau von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Leitungen/Konverter. Insofern ist die von der Beschwerdeführerin angeführte eigene „Energiewenderelevanz“ mit der Systemrelevanz der vier Übertragungsnetzbetreiber offenkundig nicht vergleichbar.
Ob netzbetreiberindividuelle Veränderungen der Verlustenergiemenge zwingend in der Festlegung berücksichtigt werden müssen, hängt vielmehr davon ab, ob netzbetreiberindividuelle erhebliche Steigerungen der Verlustenergiemenge zu erwarten sind. Diesbezüglich ist die Sache noch nicht spruchreif, § 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO, sodass die Bundesnetzagentur unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats neu zu befinden haben wird.
Dabei folgt allerdings ein Zwang zur Berücksichtigung individueller Mengenänderungen, anders als die Beschwerdeführerin meint, nicht schon daraus, dass die Verlustenergiemenge in ihrem Netz im Zeitraum 2017 bis 2021 mit 6,9% im Vergleich zum netzübergreifenden Durchschnitt von 0,8% um das 8,6-fache angestiegen ist. § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV beschränkt die Befugnis zur Anerkennung volatiler Kostenanteile auf solche, die die dort genannte Erheblichkeitsschwelle überschreiten. Damit ist es nicht unvereinbar, auch die absolute Höhe des Anstiegs der Verlustenergiemenge und der daraus resultierenden wirtschaftlichen Mehrbelastungen zu berücksichtigen, statt nur die relative.
III. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. Da die Beschwerdeführerin mit ihrer Beschwerde überwiegend Erfolg hat, entspricht es billigem Ermessen, der Bundesnetzagentur die gerichtlichen Kosten des Beschwerdeverfahrens sowie die zur zweckentsprechenden Rechtsverfolgung notwendigen Aufwendungen der Beschwerdeführerin zu 80% und der Beschwerdeführerin zu 20% aufzuerlegen.
IV. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO.
V. Die Rechtsbeschwerde war nicht zuzulassen, weil die streitentscheidenden Rechtsfragen zur rechtlichen Einordnung volatiler Kosten sowie der Anforderungen an die Prognosebasis in der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofes geklärt sind und damit weder grundsätzliche Bedeutung haben (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG), noch die Fortbildung des Rechts oder die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs erfordert (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG).

Rechtsmittelbelehrung:
Gegen die Nichtzulassung der Rechtsbeschwerde ist die Nichtzulassungsbeschwerde gegeben. Diese ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich beim Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf einzulegen. Auf die Pflicht zur elektronischen Einreichung durch professionelle Einreicher/innen ab dem 01.01.2022 durch das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten vom 10.10.2013, das Gesetz zur Einführung der elektronischen Akte in der Justiz und zur weiteren Förderung des elektronischen Rechtsverkehrs vom 05.07.2017 und das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 05.10.2021 wird hingewiesen. Die elektronische Form wird durch die Einreichung eines elektronischen Dokuments gewahrt, das für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet ist und von der verantwortenden Person qualifiziert elektronisch signiert ist und auf einem zugelassenen elektronischen Übermittlungsweg gemäß § 4 Abs. 1 der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung - ERRV) oder von ihr selbst auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht wird. Weitere Voraussetzungen, insbesondere zu den zugelassenen Dateiformaten und Übermittlungswegen sowie zur qualifizierten elektronischen Signatur, ergeben sich aus der ERRV in der jeweils gültigen Fassung. Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung.
Die Nichtzulassungsbeschwerde ist durch einen beim Oberlandesgericht Düsseldorf oder beim Bundesgerichtshof einzureichenden Schriftsatz binnen einem Monat zu begründen. Diese Frist beginnt mit der Einlegung der Nichtzulassungsbeschwerde und kann auf Antrag von dem Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts (Bundesgerichtshof) verlängert werden. Die Begründung muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Beschwerdeentscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird.
Die Nichtzulassungsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Nichtzulassungsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§ 87 Abs. 4 Satz 1, § 80 Satz 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 20 - 21a EnWG
§ 10 StromNZV
§ 24 EnWG
§ 12 EnWG
§ 21a EnWG
§ 4 ARegV
§ 3 ZPO
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 11 Abs. 5 ARegV
§ 3 Nr. 35a EnWG
§ 22 Abs. 1 EnWG
§ 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV
§ 3 Nr. 3 EnWG
§ 6 Abs. 1 ARegV
§ 32 Abs. 1 ARegV
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 1 Abs. 1 EnWG
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 73 Abs. 1a Satz 3 EnWG
§ 83 Abs. 4 EnWG
§ 75 Abs. 3 Satz 1 EnWG
§ 75 Abs. 3 EnWG
§ 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV
§ 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV
§ 21a Abs. 1 Satz3 EnWG
§ 45 Abs. 2 VwVfG
§ 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO
§ 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 130a Abs. 4 ZPO
§ 55a Abs. 4 VwGO
§ 80 Satz 2 EnWG
§ 4 Abs. 1 der Verordnung
Art. 3 Abs. 1 GG
Art. 3 Abs. 1 GG

Zitierte Entscheidungen: BVerwGE 72, 282
06 KW auf 11.81
3 Kart 363/12
3 Kart 107/15
3 Kart 90/13
3 Kart 192/23
3 Kart 4/09
3 Kart 882/18
3 Kart 29/22
4 C 13/85
3 Kart 62/13
5 Kart 2/15