Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2016-09-14, Aktenzeichen VI-3 Kart 175/14 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2016:0914.VI3KART175.14V.00

Tenor:
1. Auf die Beschwerde der Betroffenen vom 24.10.2014 wird der Beschluss der Beschlusskammer 9 der Bundesnetzagentur vom 22.09.2014, BK9-11-8180, aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, die Betroffene unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts neu zu bescheiden. Die weitergehende Beschwerde wird zurückgewiesen.
2. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens und die notwendigen Auslagen der Beteiligten tragen die Bundesnetzagentur zu 15 % und die Betroffene zu 85 %.
3. Der Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren wird auf … € festgesetzt.
4. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.
Die Betroffene ist Betreiberin eines Gasverteilernetzes im Sinne des § 3 Nr. 7 EnWG.
Die Beschlusskammer 9 der Bundesnetzagentur leitete am 02.09.2011 von Amts wegen ein Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen gemäß § 4 Abs. 1 und 2 ARegV i.V.m. § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG ein. Zur Ermittlung der für den Effizienzvergleich erforderlichen Vergleichsparameter gemäß § 13 Abs. 3 ARegV nahm die Bundesnetzagentur bei allen Netzbetreibern eine Strukturdatenabfrage auf Grundlage der Festlegung BK9-10/603 vom 01.03.2011 vor. In deren Anlage V1 sind Datendefinitionen festgelegt, um eine Einheitlichkeit der Angaben zu erreichen. Gemäß Anlage V1, lfd. Nr. 1 der Festlegung sind fehlende Daten, das heißt Daten die nicht vorliegen und nicht ermittelt werden können, zu berechnen oder möglichst exakt zu schätzen. Gemäß Anlage V1, lfd. Nr. 11 werden als „versorgte Fläche“ die bebaute Fläche (Gebäude und Freiflächen (nur bebaute Fläche), Flächenschlüssel 100/200) sowie Straßen, Wege und Plätze (Flächenschlüssel 510/520/530) verstanden.
Das Beraterkonsortium Frontier Economics Ltd. („Frontier“) und die Consentec GmbH („Consentec“) in Zusammenarbeit mit der TU Clausthal, Lehrstuhl Gasversorgungssysteme („ITE“) entwickelte auf Grundlage der erhobenen Daten ein Effizienzvergleichsmodell (Bericht des Beraterkonsortiums Frontier/Consentec/ITE zum Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber Gas, Anlage BF 6, nachfolgend „Bericht Effizienzvergleich“). Der im Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen durchgeführte Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber Gas für die zweite Regulierungsperiode umfasste insgesamt 186 Netzbetreiber, von denen 139 Unternehmen bereits am Effizienzvergleich zur ersten Regulierungsperiode beteiligt waren. Unter den 47 „neuen“ Netzbetreibern befanden sich 42 „alte“ Netzbetreiber, die aufgrund von Netzübernahmen und –ausgliederungen entstanden sind, und 5 Netzbetreiber, die im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode den regionalen Fernleitungsnetzbetreibern zugeordnet und im Rahmen der zweiten Regulierungsperiode aufgrund der Änderungen der Definitionen der „Betreiber von Fernleitungsnetzen“ und „Verteilernetzen“ in § 3 Nr. 5 und Nr. 37 EnWG durch das Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26.07.2011 (BGBl. Teil I 2011, Nr. 41, S. 1554-1594) nunmehr als Verteilernetzbetreiber in den Effizienzvergleich aufzunehmen waren.
Mit Beschluss vom 22.09.2014, zugestellt am 24.09.2014, legte die Bundesnetzagentur die Erlösobergrenzen der Betroffenen für die zweite Regulierungsperiode Gas (2013 bis 2017) niedriger als von der Betroffenen begehrt fest. Der durchgeführte Effizienzvergleich hatte für die Betroffene einen Effizienzwert von … % - in der ersten Regulierungsperiode waren es noch … % - ergeben. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung für Neuanlagen, die erstmals im Basisjahr 2010 aktiviert wurden, setzte die Bundesnetzagentur den Jahresanfangsbestand der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens im Rahmen der Mittelwertbildung nach § 7 Abs. 1 Satz 4 GasNEV unter Berufung auf den Grundsatz der Bilanzidentität gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 1 HGB mit Null an.
Weiterhin legte sie einen jährlichen Verteilungsfaktor von 0,2, beginnend mit der Erlösobergrenze für 2013, für den Abbau der Ineffizienzen zugrunde.
Hiergegen richtet sich die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde. Den mit der Beschwerde ursprünglich gerügten weiteren Beschwerdepunkt „Bestimmung der kalkulatorischen Gewerbesteuer“ (Antrag zu 1.d) hat die Betroffene in der mündlichen Verhandlung am 08.06.2016 zurückgenommen.
Die Betroffene meint:
Gemäß § 21a Abs. 2 EnWG könnten Effizienzvorgaben nur für solche Gruppen von Netzbetreibern definiert werden, die objektiv strukturell vergleichbar seien. Auch der Wortlaut des § 13 ARegV stelle als maßgebliches Merkmal für die Ermittlung des Effizienzwertes die strukturelle Vergleichbarkeit der in den Effizienzvergleich einbezogenen Unternehmen heraus. Grundvoraussetzung für die Durchführung des Effizienzvergleichs sei die Vergleichbarkeit der Versorgungsaufgabe aller teilnehmenden Netzbetreiber, die indes vorliegend nach Ihrer Auffassung nicht gegeben sei, so dass die Effizienzvorgaben nicht gesetzeskonform festgelegt worden seien. Die neu in den Effizienzvergleich der zweiten Regulierungsperiode einbezogenen fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber nähmen gegenüber den Verteilernetzbetreibern eine völlig andere Versorgungsaufgabe war. Im Gegensatz zu den Verteilernetzbetreibern, die Ortsverteilernetze betrieben und somit auch über ein Konzessionsgebiet verfügten, betrieben die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber lediglich Ortstransportleitungen. Ihre Aufgabe bestehe im Transport von Erdgas über weite Strecken. Dementsprechend seien wenige Endkunden, sondern vielmehr nachgelagerte Verteilernetzbetreiber an ihre Netze angeschlossen. So beeinflussten die neuen, fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber nach Aussage des Berichts Effizienzvergleich maßgeblich den Parameter „versorgte Fläche“ mit einem Anstieg des Durchschnitts gegenüber 2008 um 75 % sowie einer 200 %igen Steigerung der Standardabweichung. Auch bei der Kennzahl „zeitgleiche Jahreshöchstlast“ zeige die Datengrundlage insgesamt fünf Unternehmen auf, die deutlich höhere Kennzahlenwerte aufwiesen als alle anderen. Mithin existierten im Hinblick auf zwei (Pflicht)parameter einige Unternehmen, die Extremwerte aufwiesen. Dies verdeutliche, dass die in den Effizienzvergleich einbezogenen Unternehmen tatsächlich nicht strukturell vergleichbar seien.
Die gestiegene Heterogenität des Datensatzes des Effizienzvergleichs der zweiten Regulierungsperiode gegenüber dem Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode entfalte im Effizienzvergleich ein erhebliches Verzerrungspotential sowohl bei der Berechnung der Effizienzwerte mittels der eingesetzten Methode der Data-Envelopment-Analyse (DEA) als auch bei der Stochastic-Frontier-Analyse (SFA). Die Effizienzgrenze werde für diese Parameter von den Unternehmen mit extremen Kennzahlen sehr weit verschoben und die Effizienzgrenze bei diesen Parametern dadurch für die nachfolgenden Netzbetreiber unerreichbar, wie die Gegenüberstellung von Gesamtkosten und versorgter Fläche für den Effizienzvergleich der ersten und der zweiten Regulierungsperiode auf Seite 4 der Replik (Bl. 256 GA) deutlich zeige. So habe im Jahr 2008 der Extremwert bei 2000 Quadratkilometern und im Jahr 2012 bei 8000 Quadratkilometern gelegen, sich somit vervierfacht. Die eigentlich als Ausreißer zu identifizierenden Unternehmen blieben unentdeckt, da sie durch die strukturell nicht vergleichbaren Netzbetreiber verdeckt würden. Dies führe zu unrichtigen Effizienzwerten der einzelnen Unternehmen.
Die von der Bundesnetzagentur im Rahmen der Effizienzwertermittlung vorgenommene Ausreißeranalyse sei nicht ausreichend, um die dargelegte Verzerrung zu vermeiden. Die Bundesnetzagentur habe es unterlassen, strukturell offensichtlich nicht vergleichbare Netzbetreiber vor Durchführung der Ausreißeranalyse aus der Vergleichsgruppe zu entfernen. Bereits im Rahmen des Effizienzvergleichs zur ersten Regulierungsperiode sei von den damaligen Beratern der Bundesnetzagentur darauf hingewiesen worden, dass Netzbetreiber mit ungewöhnlich strukturellen Rahmenbedingungen die Bestimmung des Effizienzvergleichsmodells stark beeinflussen könnten. Deshalb sei eine statistische Ausreißeranalyse zur Datenvalidierung vor der eigentlichen Modelldefinition erfolgt. Erst nach Ausschluss der als auffällig identifizierten Unternehmen sei dann der Effizienzvergleich durchgeführt worden. Seitens der Bundesnetzagentur sei dies für diese zweite Festlegung nicht ausreichend geschehen, hätte aber gerade vor dem Hintergrund der gestiegenen Heterogenität der Unternehmen erfolgen müssen.
Sie rüge auch nicht die Ausreißeranalyse an sich, sondern lediglich die in die Ausreißeranalyse einbezogenen Unternehmen. Sofern die Bundesnetzagentur ausführe, es seien mehr als die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber als Ausreißer identifiziert worden, bedeute dies nicht, dass die zehn in der SFA bzw. elf in der DEA ermittelten Unternehmen allesamt als Ausreißer bei den Parametern „versorgte Fläche“ oder „Jahreshöchstlast“ aufgetreten seien. Denkbar sei daher, dass gerade für diese Parameter nur die vier oder fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber die Ausreißer darstellten.
Die im Rahmen der Kostentreiberanalyse vorgenommene Ausreißeranalyse sei demgegenüber vorliegend nicht von Belang. Denn sie habe der Parameterauswahl gedient. Der für die hier vorliegende Streitfrage relevante Parameter „versorgte Fläche“ sei gemäß § 13 Abs. 4 ARegV zwingend einzubeziehen.
Es sei davon auszugehen, dass sich dieses Verzerrungspotential auch negativ für sie ausgewirkt habe, da sie ihren Effizienzwert aus der DEA erhalte. Gemäß den Benchmarking Transparenz-Berechnungen ergebe sich der DEA-Effizienzwert der Betroffenen maßgeblich aus den beiden Parametern „versorgte Fläche“ und „Jahreshöchstlast“, bei denen die strukturell nicht vergleichbaren Unternehmen besonders auffällig seien. Schließe man die in diesen Bereichen besonders auffälligen Unternehmen von vornherein aus, bestehe die Möglichkeit, dass diese Parameter für die Betroffene weiter an Bedeutung gewinnen und sich ihre relative Position zur effizienten Grenze verbessere.
Die Bundesnetzagentur habe zudem den Vergleichsparameter „versorgte Fläche“ für die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber abweichend definiert, was ebenfalls zu mangelnder struktureller Vergleichbarkeit führe.
Die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber hätten in der Regel kein Konzessionsgebiet und damit nach der Definition der Bundesnetzagentur auch keine versorgte Fläche, was die Bundesnetzagentur auch erkannt und in ihrem Beschluss hierzu ausgeführt habe, es lägen mangels Definition bislang keine vergleichbaren Daten für die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber vor. Damit ergebe sich für die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber nach der von der Bundesnetzagentur selbst aufgestellten Definition eigentlich eine versorgte Fläche von 0 Quadratkilometern. Tatsächlich habe die Bundesnetzagentur jedoch nicht 0 Quadratkilometer angesetzt, sondern stattdessen für diese Unternehmen ein Konzessionsgebiet „geschätzt“ und darauf aufbauend einen Wert für den Parameter „versorgte Fläche“ berechnet. Der Ansatz von Nullwerten widerspreche auch nicht den gesetzlichen Vorgaben und werde z.B. bei den Verteilernetzbetreibern, sofern diese nicht über Ausspeisepunkte größer 16 bar verfügten, auch gewählt.
Durch die Schätzung setze sich die Bundesnetzagentur in Widerspruch zu ihrem Beschluss vom 01.03.2011 und der darin erfolgten Definition des Parameters „versorgte Fläche“ (BK9-10/603).
Die Bundesnetzagentur könne die Schätzung auch nicht erfolgreich auf § 30 S. 2 ARegV stützen. Denn es handele sich nicht um ein Problem fehlender Daten, sondern die Daten lägen schlicht nicht vor. Eine Anhörung der ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber stehe der Rechtswidrigkeit der Datenschätzung ebenfalls nicht entgegen.
Hilfsweise werde auch die durchgeführte Datenschätzung gerügt. Der Schätzung seien offenbar all jene Gebiete zu Grunde gelegt worden, durch welche die Leitungen der ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber verliefen oder in denen sich zu ihrem Netz gehörende Anlagen befänden, ungeachtet dessen, dass diese Gebiete gleichzeitig Gebiete anderer Netzbetreiber darstellten. Ein Verteilernetzbetreiber dürfe demgegenüber nach der Definition der Bundesnetzagentur zur „versorgten Fläche“ bei Gemeinden, die von mehreren Netzbetreibern versorgt würden, lediglich die durch Konzessionsvertrag bestehenden Flächenanteile berücksichtigen. Versorgten sie auch nachgelagerte Netzbetreiber, würde dies nicht berücksichtigt, da für die Ermittlung der versorgten Fläche nur ihr eigenes Konzessionsgebiet herangezogen werde. Auf die Abbildung auf Seite 9 des Schriftsatzes vom 25.04.2015 (Bl. 261 GA) wird Bezug genommen. Dies habe zur Folge, dass der Parameter „versorgte Fläche“ bei den Verteilernetzbetreibern gegenüber den ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreibern systematisch unterbewertet werde. Fernleitungsbetreiber erhielten für den Parameter „versorgte Fläche“ ein sehr geringes Kosten/Outputverhältnis, da Ihnen aufgrund der anderen Versorgungsaufgabe der „regionalen Fernleitung“ gegenüber der von Verteilernetzbetreibern durchgeführten Versorgungsaufgabe „lokale Verteilung“ nicht dieselben Kosten wie den übrigen Netzbetreibern entstünden und zugleich viel versorgte Fläche zugerechnet werde.
Dieses Verzerrungspotenzial habe sich für Sie durch die Verschlechterung des Effizienzwertes auch negativ ausgewirkt. Schließe man bei den Parametern „Versorgte Fläche“ und „Jahreshöchstlast“ die in diesen Dimensionen auffälligen Unternehmen von vornherein aus, bestünde die Möglichkeit, dass diese Parameter für die Betroffene an Bedeutung gewännen und sich ihre relative Position zur effizienten Grenze verbessere.
Die Festlegung der Erlösobergrenzen sei auch im Hinblick auf den von der Bundesnetzagentur zum Abbau der Ineffizienzen in Ansatz gebrachten jährlichen Verteilungsfaktor von 0,2 rechtswidrig, da die gesetzlichen Regelungen zu den Effizienzvorgaben gemäß § 21a EnWG i.V.m. § 16 ARegV missachtet worden seien.
Der angegriffene Beschluss verstoße gegen das in § 21a Abs. 5 S. 4 EnWG statuierte Gebot der Erreichbarkeit, indem der Betroffenen rückwirkende Effizienzvorgaben auferlegt worden seien. Da sie den Beschluss der Beschwerdegegnerin erst am 24.09.2014 erhalten und weder im Kalenderjahr 2013 noch in den ersten 8 Monaten und 23 Kalendertagen des Jahres 2014 eine Verpflichtung zur Reduzierung der beeinflussbaren Kosten bestanden habe, sei ihr die Erreichung der ihr vor dem 24.09.2014 auferlegten Effizienzvorgaben tatsächlich unmöglich. Selbst unterstellt, dass eine rückwirkende Festlegung der kalenderjährigen Erlösobergrenzen für eine Regulierungsperiode zulässig sei, dürften jedenfalls die Effizienzvorgaben und damit der Verteilungsfaktor nicht rückwirkend angewandt werden. Denn die vor Erlass des Bescheids angefallenen Kosten seien tatsächlich verausgabt worden und könnten nicht nachträglich rückgängig gemacht werden. Der rückwirkende Abbau von Ineffizienzen sei auch nicht zumutbar. Durch die verspätete Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen habe der Abbau der Ineffizienzen nicht mehr über die gesamte Regulierungsperiode gestreckt werden können, sondern für das Kalenderjahr 2013 sowie die abgelaufenen Teile des Jahres 2014 binnen einer juristischen Sekunde erfolgen müssen. Dieser ihr abverlangte Abbau der Ineffizienzen „auf einen Schlag“ widerspreche dem in § 16 Abs. 1 S. 1 ARegV angeordneten gleichmäßigen Abbau der Ineffizienzen.
Daraus folge, dass der Verteilungsfaktor nur in dem Zeitraum zwischen der Festlegung der Erlösobergrenze und dem Ende der Regulierungsperiode und nicht im Zeitraum zwischen dem Beginn der Regulierungsperiode und der Festlegung der Erlösobergrenzen angewandt werden dürfe. Dies lasse sich auch der Regelung in § 1 Abs. 2 S. 1 ARegV entnehmen, mit der der Verordnungsgeber vermeiden wolle, dass die Vorgaben der ARegV rückwirkend oder für einen kürzeren Zeitraum als die Regulierungsperiode angewandt würden.
Die Bundesnetzagentur könne sich nicht mit Erfolg darauf berufen, der Betroffenen sei im Rahmen der Anhörung der voraussichtliche Effizienzwert mitgeteilt worden. Zum Einen sei die Mitteilung rein informatorisch gewesen, zum Anderen habe noch ein Antrag gemäß § 15 ARegV im Raum gestanden, der erst mit Bescheid vom 22.09.2014 abgelehnt worden sei. Sie habe daher bis zuletzt davon ausgehen können, dass eine Anpassung der Erlösobergrenzen erfolgen werde.
Der Beschluss der Bundesnetzagentur sei auch deshalb rechtswidrig, weil darin der Abbau der auf das jeweilige Kalenderjahr entfallenden Ineffizienzen entgegen der Vorgaben des § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG i.V.m. § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV als auch des § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG bereits zu Beginn eines jeden Kalenderjahres, d.h. jeweils zum 01.01. gefordert werde.
Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur führe dazu, dass die Betroffene ihre auf das jeweilige Kalenderjahr entfallende Ineffizienz bereits zu Beginn eines jeden Kalenderjahres (01.01.) und damit auch zu Beginn des letzten Kalenderjahres der Regulierungsperiode (01.01.2017) abgebaut haben müsse und nicht erst zum Ende eines jeden Kalenderjahres (31.12.) und der zweiten Regulierungsperiode (31.12.2017). Aus § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV, wonach der Abbau der ermittelten Ineffizienzen zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen sein müsse, ergebe sich, dass die jeweils geltenden Effizienzvorgaben immer erst zum Ende des jeweiligen Kalenderjahres und insgesamt zum Ende der jeweiligen Regulierungsperiode erfüllt sein müssten. Dies decke sich auch mit § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG, wonach eine Obergrenze mindestens für den Beginn und das Ende der Regulierungsperiode zu bestimmen sei, mithin auch zum 31.12.2017.
Die Umsetzung der Effizienzvorgaben zum 01.01. eines jeden Kalenderjahres laufe auch der in § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG i.V.m. § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV umgesetzten ökonomischen Grundüberlegung zuwider, die Netzbetreiber – vergleichbar der im Wettbewerb stehenden Unternehmen – zur Absenkung der Kostenbasis zu veranlassen. Ein im Wettbewerb stehendes Unternehmen würde aber zunächst die Kostenbasis senken und erst anschließend die Kosteneinsparungen an seine Kunden weitergeben. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur verlange jedoch, dass die Kostensenkungen bereits zu einem Zeitpunkt weitergegeben werden müssten (nämlich am 01.01. eines jeden Kalenderjahres), zu dem diese noch nicht realisiert worden seien. Hieraus resultiere eine pönale Wirkung der Effizienzvorgabe, die vom Gesetzgeber nicht beabsichtigt werde.
Der von der Bundesnetzagentur geforderte Abbau der Ineffizienzen jeweils zum 01.01. eines Kalenderjahres verstoße auch gegen das Gebot der Erreichbarkeit, § 21a Abs. 5 S. 4 EnWG. Der Betroffenen sei es weder tatsächlich möglich noch zumutbar, die Ineffizienzen bereits zum 01.01. eines jeden Kalenderjahrs abzubauen. Die Absenkung der Kosten um die auf das jeweilige Jahr entfallenden Ineffizienzen sei nicht binnen einer juristischen Sekunde möglich, sondern erfordere erhebliche und vor allem zeitaufwendige Anstrengungen, um Verträge anzupassen, zu ändern, zu substituieren oder zu beenden. Vor dem Hintergrund dieser Unmöglichkeit sähen auch der Gesetzes- und Verordnungsgeber vor, dass der Abbau der Ineffizienzen über die gesamte Dauer eines jeden Kalenderjahres erfolgen könne. Dem System sei somit immanent, dass der Netzbetreiber über einen begrenzten Zeitraum auch seine ineffizienten Kosten wälzen dürfe, um in diesem begrenzten Zeitraum seine Strukturen soweit anzupassen, dass der Netzbetrieb effizient arbeite. Bei dem von der Bundesnetzagentur gewählten Verteilungsfaktor könne ein Netzbetreiber die jährlichen Verluste nur dann vermeiden, wie die Abbildung S. 20 der Replik (Bl. 272 GA) zeige, wenn er entweder seine Ineffizienzen sofort ab dem 01.01. eines Jahres abgebaut habe oder die festgelegten Effizienzvorgaben am Ende der jeweiligen Jahre übertreffe, um anfängliche Jahresverluste auszugleichen.
Um den gesetzlichen Vorgaben Rechnung zu tragen, müsse der Verteilungsfaktor am 01.01.2013 daher mit Null angesetzt werden. Erst ab dem 01.01.2014 dürfe der Verteilungsfaktor mit 0,2 in Ansatz gebracht werden. Nur hierdurch werde entsprechend der Vorgabe in § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV ein rechnerisch gleichmäßiger Abbau der Ineffizienzen, die Möglichkeit der Festlegung einer Erlösobergrenze für das Ende der Regulierungsperiode nach § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG sowie die Einhaltung des Gebots der Erreichbarkeit in § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG gewährleistet.
Hilfsweise, sofern ein Abbau der Ineffizienzen bereits vor dem 31.12. eines jeden Kalenderjahres der Regulierungsperiode gefordert werde, müssten die Erlösobergrenzen zu Beginn und zum Ende eines Kalenderjahres der Regulierungsperiode arithmetisch gemittelt werden. Dafür werde in der Regulierungsformel nach Anlage 1 zur ARegV für den Parameter Vt ein Wert von 0,1 angewendet und dieser Wert dann jährlich um 0,2 erhöht. Diese Vorgehensweise führe dann zu einem Abbau der ermittelten Ineffizienzen von 0,1 im ersten Jahr der Regulierungsperiode, 0,3 im zweiten Jahr, 0,3 im dritten Jahr, 0,7 im vierten Jahr und schließlich 0,9 im fünften Jahr, wie aus der Tabelle auf Seite 21 der Replik (Bl. 273 GA) ersichtlich sei. Hierdurch würde gewährleistet, dass sich Verluste und Gewinne innerhalb eines Jahres ausgleichen und es verblieben am Ende der Regulierungsperiode – entgegen der Auffassung des Senats in seiner Entscheidung vom 21.10.2015 (Az.: VI-3 Kart 169/09 (V)) - keine Ineffizienzen mehr. Da der Netzbetreiber in der ersten Hälfte des letzten Jahres einen Verlust erleide, sei er gezwungen, in der zweiten Jahreshälfte seine Effizienz weiter zu verbessern, um mittels des dann erzielten Gewinns seinen Verlust aus der ersten Jahreshälfte auszugleichen.
Die Betroffene beantragt,
den Beschluss der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 22.09.2014, Az.: BK9-11/8180, aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts erneut zu entscheiden, soweit
a) sie den Effizienzwert für die Betroffene in rechtswidriger Art und Weise ermittelt hat;
hilfsweise, sollte der Senat der Ansicht sein, dass diese von der Betroffenen vorgetragenen Erwägungen alleine für die Annahme der Rechtswidrigkeit nicht ausreichen, die Einsicht in die Datengrundlage des Effizienzvergleiches und – soweit erforderlich – Einholung der Zustimmung der Bundesnetzagentur;
b) sie es unterlässt, bei Neuanlagen, die im Basisjahr aktiviert wurden, eine Berechnung des Jahresanfangsbestands der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens vorzunehmen und den Jahresanfangsbestand daher mit Null ansetzt („Mittelwertbildung“);
c) die Bundesnetzagentur gegen das in § 21a Abs. 5 S. 4 EnWG statuierte Gebot der Erreichbarkeit verstößt, da sie eine rückwirkende Festlegung der Effizienzvorgaben vorgenommen hat und entgegen § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG und § 16 Abs. 1 S. 3 ARegV den Abbau der Ineffizienzen nicht – wie vom Gesetzgeber vorgesehen – zum 31.12. eines jeden Kalenderjahres, sondern bereits zum 01.01. eines jeden Kalenderjahres verlangt.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Die Bundesnetzagentur hält nach Erlass der Entscheidung des BGH vom 10.11.2015 (EnVR 42/14) den Antrag zu Ziffer 1.b) – Mittelwertbildung – für begründet und ist im Übrigen der Auffassung:
Sie habe den Effizienzwert rechtsfehlerfrei ermittelt. Die Betroffene habe keine konkreten Anhaltspunkte dafür aufgezeigt, dass ihre Vorgehensweise aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar erscheine.
Weder aus dem Umstand, dass 47 „neue“ Netzbetreiber und davon fünf ehemalige Fernleitungsnetzbetreiber am Effizienzvergleich teilgenommen hätten, noch aus der gestiegenen Heterogenität hinsichtlich einzelner Parameter folge eine mangelnde Vergleichbarkeit der Netzbetreiber. Im Gasbereich erfolgten von Jahr zu Jahr nicht unerhebliche Veränderungen. So entstünden jährlich etwa 50 neue Verteilernetzbetreiber, bestehende Netzbetreiber erweiterten ihre Netze oder es verändere sich ihre Versorgungsaufgabe.
Ein Ausschluss der fünf Netzbetreiber wäre nicht sachgerecht gewesen, da ihre strukturellen Unterschiede im Vergleich zu den übrigen Verteilernetzbetreibern nicht so groß gewesen seien, dass sie den Effizienzvergleich verzerrt oder die Ergebnisse der übrigen Verteilernetzbetreiber unsachgemäß beeinflusst hätten. Die Betroffene verkenne, dass die Frage der strukturellen Vergleichbarkeit der Netzbetreiber nicht allein anhand eines Parameters und der Streuung der jeweiligen Werte bestimmt werden könne, sondern mittels einer Gesamtbetrachtung der Netzbetreiber und ihrer Versorgungsaufgabe zu bewerten sei. Die Anreizregulierungsverordnung schreibe die Durchführung einer Ausreißeranalyse lediglich für die parametrische und für die nicht-parametrische Methode im Rahmen der Effizienzwertberechnung vor. Es sei daher rechtlich nicht zwingend, bereits im Rahmen der Datenvalidierung und damit vor Anwendung der beiden Methoden eine Ausreißeranalyse durchzuführen. Entgegen den Angaben der Betroffenen habe sie auch in der ersten Regulierungsperiode nicht vorab Netzbetreiber vom Effizienzvergleich ausgeschlossen. Sofern in dem von der Betroffenen zitierten Abschnitt des Gutachtens zum Effizienzvergleich für die erste Regulierungsperiode stehe, dass die auffälligen Unternehmen aus der Datenbasis und den folgenden Analysen ausgeschlossen worden seien, habe sich dies auf die Kostentreiberanalyse und die darauf aufbauende Entwicklung des Effizienzvergleichsmodells bezogen. Die in der Kostentreiberanalyse auffälligen Netzbetreiber hätten gemeinsam mit den übrigen Netzbetreibern am Effizienzvergleich teilgenommen. Dies entspreche dem Vorgehen in der zweiten Regulierungsperiode.
Die grundsätzliche Vergleichbarkeit der Daten werde durch die entsprechenden Definitionen bei der Datenabfrage sichergestellt. Die Heterogenität der Netzbetreiber bzw. ihrer Versorgungsaufgaben sowie die Vergleichbarkeit der Netzbetreiber seien getrennt voneinander zu betrachten. Die gestiegene Heterogenität der miteinander zu vergleichenden Netzbetreiber stelle keinesfalls ein Indiz für eine fehlende Vergleichbarkeit dar. Unterschiede in der Versorgungsaufgabe würden durch eine entsprechende Parameterauswahl berücksichtigt.
Sie habe im Hinblick auf die Heterogenität der Unternehmen auch eine hinreichende Ausreißeranalyse vorgenommen. Auf Grundlage der mit der Festlegung zur Datenerhebung (BK9-10/603) erhobenen Daten inklusive der Daten der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber sei – wie bereits in der ersten Regulierungsperiode – als erster Schritt der Parameterauswahl eine Kostentreiberanalyse durchgeführt worden, die sich in eine ingenieurwissenschaftlich basierte Priorisierung von Parametern und die anschließende statistische Überprüfung möglicher Wirkzusammenhänge gegliedert habe. Im Anschluss an die Einteilung möglicher Vergleichsparameter in Prioritätenlisten seien anhand der Methode der kleinsten Quadrate (Ordinary Least Squares - OLS) und der SFA (Stochastic Frontier Analysis) Wirkzusammenhänge zwischen den verschiedenen Parametern und den Kosten der Netzbetreiber untersucht worden. Ziel dieser Analysen sei gewesen, die Parameterauswahl für das Effizienzvergleichsmodell zu treffen.
Wie aus den Seiten 40 ff. des Berichts zum Effizienzvergleich für Verteilernetzbetreiber Gas hervorgehe, sei analog zum Vorgehen beim ersten Effizienzvergleich der Verteilernetzbetreiber Gas bereits bei jeder Iteration im Rahmen der Kostentreiberanalyse eine Ausreißeranalyse durchgeführt worden, um Netzbetreiber, die aus statistischer Sicht nur eingeschränkt mit der Grundgesamtheit der Netzbetreiber vergleichbar seien, aus der Datenbasis zu entfernen. Dadurch sei eine Verzerrung der Parameterauswahl durch diese Netzbetreiber ausgeschlossen worden. Dem Stand der Wissenschaft entsprechend und in Entsprechung der Vorgaben aus der Anlage 3 zur ARegV seien die Ausreißer im Rahmen der Kostentreiberanalyse mittels Cook’s Distance ermittelt worden. Diese Ausreißeranalyse sei von den Ausreißeranalysen im Rahmen der Effizienzwertermittlung zu unterscheiden. Unter den durch die Ausreißeranalyse im Rahmen der Kostentreiberanalyse als Ausreißer identifizierten Netzbetreibern hätten sich auch vier der fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber befunden. Das Netz des nicht als Ausreißer identifizierten ehemaligen Fernleitungsnetzbetreibers sei – im Gegensatz zu den Netzen der anderen ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber – in andere Netze desselben Unternehmens eingegliedert worden. Das auf diese Weise abgegrenzte Netz zeige keine besonderen strukturellen Auffälligkeiten im Vergleich zu anderen Verteilernetzbetreibern und sei deshalb nicht als Ausreißer identifiziert worden.
Auf Grundlage der zuvor ermittelten Vergleichsparameter sei im Folgenden die Ausreißeranalyse im Rahmen der Effizienzwertermittlung gemäß § 12 ARegV iVm Anlage 3 mittels DEA und SFA durchgeführt worden.
Im Rahmen der SFA seien 10 Unternehmen als Ausreißer identifiziert worden, unter denen sich erneut vier der fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber befunden hätten. Das Netz des nicht als Ausreißer identifizierten ehemaligen Fernleitungsnetzbetreibers sei – im Gegensatz zu den Netzen der anderen ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber – in andere Netze desselben Unternehmens eingegliedert worden. Das auf diese Weise abgegrenzte Netz zeige keine besonderen strukturellen Auffälligkeiten im Vergleich zu anderen Verteilernetzbetreibern und sei deshalb nicht als Ausreißer identifiziert worden. Zudem zeige eine Prüfung der Effizienzwertberechnungen, dass dieses Netz keine Besonderheiten oder Auffälligkeiten bezüglich des Einflusses auf die DEA- sowie SFA-Effizienzwerte anderer Unternehmen aufweise. Im Rahmen der DEA seien insgesamt elf Unternehmen als Ausreißer identifiziert worden. Diesen Ausführungen lasse sich auch entnehmen, dass es einen großen Abstand zwischen den als Ausreißern identifizierten Unternehmen und den übrigen Verteilernetzbetreibern gebe. Das deute darauf hin, dass alle relevanten Ausreißer identifiziert worden seien. Eine weitere Ausreißeranalyse sei demnach nicht notwendig.
Im Übrigen habe sie hinreichend dokumentiert, wie sie mit der gestiegenen Heterogenität der miteinander zu vergleichenden Netzbetreiber umgegangen sei, z.B. bei der Auswahl und Diskussion der zu verwendenden Vergleichsparameter oder bei der Diskussion über die Höhe der Schwellenwerte im Rahmen der Ausreißeranalyse.
Den Parameter „versorgte Fläche“ habe sie auch für die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber zutreffend ermittelt. Nach der Datendefinition gemäß Beschluss BK9-10/603 seien Daten, die nicht vorlägen oder nicht ermittelt werden könnten („fehlende Daten“), zu berechnen oder möglichst exakt zu schätzen. Da die fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber nicht über Konzessionen im engeren Sinne verfügten, hätten für sie nach den festgelegten Definitionen keine Werte hinsichtlich des Konzessionsgebietes, der versorgten Fläche, der Bevölkerungszahlen und des Anschluss- und Erschließungsgrades vorgelegen. Zum Zeitpunkt der Festlegung am 01.03.2011 seien die hier in Rede stehenden Netzbetreiber auch noch als Fernleitungsnetzbetreiber und nicht als Verteilernetzbetreiber einzustufen gewesen. Sie habe daher gemäß § 30 S. 2 ARegV die fehlenden Daten durch Schätzung bestimmt; dies gewährleiste das in § 21 a Abs. 5 S. 5 EnWG vorgegebene Robustheitserfordernis an den Effizienzvergleich. Die Daten seien im Sinne des § 30 ARegV notwendig zur Durchführung des Effizienzvergleichs gewesen. Eine Berechnung mit Nullwerten wäre offenkundig unrichtig gewesen, denn auch die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber versorgten eine bestimmte Fläche.
Sie habe die versorgte Fläche für die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber gemäß § 30 S. 2 ARegV rechtsfehlerfrei geschätzt. Die Schätzung des Konzessionsgebietes sei an den ursprünglichen Gedanken eines Wegenutzungsrechtes angelehnt worden. Es seien daher diejenigen amtlichen Gemeindeschlüssel herangezogen worden, durch die Leitungen eigener Netze verlaufen und in denen zum eigenen Netz gehörende Anlagen belegen sind. Auf Grundlage dieser Angaben sei die „versorgte Fläche“ mithilfe der amtlichen Flächennutzungsstatistik analog zu den versorgten Flächen der übrigen Netzbetreiber und der Betroffenen ermittelt worden. Anhand der Werte zur versorgten Fläche hätten die Angaben zur „Bevölkerungszahl“ ermittelt werden können, in dem die Information des statistischen Bundesamtes über Bevölkerungszahlen in den jeweiligen Gemeinden (amtliche Gemeindeschlüssel, AGS) verwendet worden seien. Für die Angaben zum „Anschluss und Erschließungsgrad“ sei ein derartiges Vorgehen nicht möglich gewesen. Aus diesem Grund sei für die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich ein Anschluss- und Erschließungsgrad von 100 % angesetzt worden. Dies habe – unstreitig - keinerlei nachteilige Auswirkungen auf die übrigen Verteilernetzbetreiber gehabt.
Sie habe ihr Vorgehen im Jahr 2011 mit den betroffenen Netzbetreibern diskutiert und ihnen sei mit Schreiben vom 09.03.2012 (Anlage BG 1) Gelegenheit zur Stellungnahme gegeben.
Sie habe auch den Verteilungsfaktor von 0,2 entsprechend der Vorgaben in § 16 Abs. 1 ARegV zutreffend umgesetzt. Diese Vorgehensweise werde durch die Verordnungsbegründung zu § 16 ARegV bestätigt, wonach der Verteilungsfaktor (Vt) in der Regulierungsformel so zu bestimmen sei, dass ein gleichmäßiger Abbau über den vorgegebenen Zeitraum gewährleistet werde. Für den von der Betroffenen begehrten „sanfteren“ Abbau der Ineffizienzen fänden sich in der ARegV keine Anhaltspunkte. In § 16 ARegV sei nicht geregelt, zu welchem Zeitpunkt der Verteilungsfaktor auf die Erlösobergrenze wirke. Dies ergebe sich vielmehr aus den §§ 4, 7 ARegV, wonach die Erlösobergrenze für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode jeweils nach der Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV zu bestimmen sei. Nach der Regulierungsformel werde der beeinflussbare Kostenanteil mit dem im jeweiligen Jahr t noch nicht abzubauenden Anteil der Ineffizienz (1-Vt) multipliziert. Dieser werde in die Erlösobergrenze des jeweiligen Jahres t mit einbezogen. Der beeinflussbare Kostenanteil reduziere sich also in jedem Jahr der Anreizregulierung um den sich aus der ARegV ergebenden Kürzungsanteil ((1-Vt) x KAb,0).
Die Erwägungen der Betroffenen seien mit der Rechtslage nicht vereinbar und ignorierten das der Anreizregulierungsverordnung zugrunde liegende Jährlichkeitsprinzip. Die Erlösobergrenze werde nach § 4 Abs. 2 Satz 1 ARegV für ein ganzes Jahr bestimmt. Diese jährliche Betrachtung gelte nach § 17 ARegV auch für die von der Betroffenen erhobenen Netzentgelte. Es komme auch nicht darauf an, dass die Betroffene die Ineffizienzen innerhalb einer juristischen Sekunde zum 01.01. eines Kalenderjahres abbauen müsse. Die Betroffene verkenne, dass die Effizienzvorgaben nach § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV rein rechnerisch und losgelöst von der betriebswirtschaftlichen Realität erfolgten. Ob und wie der Netzbetreiber die Effizienzvorgaben erfülle, bleibe ihm überlassen. Genauso wie es ihm unbenommen sei, die Effizienzvorgaben zu übertreffen (§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG) könne er mit dem Abbau der entsprechenden Ineffizienzen auch vor, während oder nach dem jeweiligen Kalenderjahr der Regulierungsperiode beginnen.
Die Bezugnahme des Verordnungsgebers auf den „gleichmäßigen Abbau“ in § 16 ARegV beziehe sich nicht auf einen gleichmäßigen Abbau innerhalb eines Jahres, sondern auf einen solchen über die fünf Jahre einer Regulierungsperiode. Es solle in jedem Jahr derselbe Zusatzbetrag abgebaut werden. Durch die Vorgehensweise der Betroffenen würden im ersten Jahr jedoch entweder gar keine oder nur die Hälfte der festgestellten Ineffizienzen abgebaut. Dies habe zur Folge, dass die festgestellten Ineffizienzen zum Ende der Regulierungsperiode nicht vollständig abgebaut seien. Nach beiden von der Betroffenen vertretenen Berechnungsmethoden verbleibe am Ende der Regulierungsperiode eine Ineffizienz, nach Variante 1 in Höhe von … €, wie die Tabellen auf Seite 14 der Beschwerdeerwiderung (Bl. 208 GA) zeige. Der von der Betroffenen vorgetragene „gleichmäßige Abbau“ innerhalb eines Jahres erfordere mindestens einen monats- oder tagesscharfen Abbau der Ineffizienzen, der aber ersichtlich in der ARegV nicht angelegt sei.
Der Betroffenen seien bereits mit Schreiben vom 26.11.2012 (Bl. 1956 f VV) das Ergebnis des Effizienzvergleichs und ihr Effizienzwert von … % mitgeteilt worden. Auch dem Anhörungsschreiben zur anstehenden Festsetzung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen vom 19.12.2012 (Bl. 1962 ff VV, hier insbesondere Bl. 2000 VV), seien der voraussichtliche Effizienzwert – an dem sich im Nachhinein nichts mehr geändert habe - und damit auch die individuellen Effizienzvorgaben zu entnehmen gewesen.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Antragsgegnerin gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.
Die zulässige und nach Teilrücknahme des Antrags zu 1.d) – kalkulatorische Gewerbesteuer - noch anhängige Beschwerde der Betroffenen hat teilweise – hinsichtlich des Antrags zu 1.b) – Mittelwertbildung – Erfolg. Im Übrigen (Anträge zu 1.a) und 1.c)) ist sie unbegründet.
I. Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Verpflichtungsbeschwerde in Form der Bescheidungsbeschwerde statthaft, §§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 4 EnWG.
II. In der Sache selbst ist die Beschwerde der Betroffenen teilweise begründet. Die für die zweite Regulierungsperiode festgelegten Erlösobergrenzen sind insoweit zu beanstanden, als dass die Bundesnetzagentur es unterlassen hat, bei Neuanlagen, die im Basisjahr aktiviert wurden, eine Berechnung des Jahresanfangsbestands der kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens vorzunehmen und den Jahresanfangsbestand daher mit Null angesetzt hat. Im Übrigen ist die Beschwerde der Betroffenen unbegründet.
1. Die Betroffene wendet sich ohne Erfolg gegen die Berechnung des Effizienzwertes.
a) Nach § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG werden die Effizienzvorgaben für eine Regulierungsperiode durch Bestimmung unternehmensindividueller oder gruppenspezifischer Effizienzziele auf Grundlage eines Effizienzvergleichs unter Berücksichtigung insbesondere der bestehenden Effizienz des jeweiligen Netzbetriebs, objektiver struktureller Unterschiede, der inflationsbereinigten gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung, der Versorgungsqualität und auf diese bezogener Qualitätsvorgaben sowie gesetzlicher Regelungen bestimmt. Sie müssen gemäß § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein, dass der betroffene Netzbetreiber die Vorgabe unter Nutzung der ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann. Die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben muss gemäß § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG 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. Weitere materiell-rechtliche Vorgaben überlässt § 21a Abs. 6 EnWG einer Rechtsverordnung, die die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung und ihrer Durchführung regeln (§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG) und insbesondere nähere Anforderungen an die Zuverlässigkeit einer Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben stellen kann (§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 6 EnWG). Diese Verordnungsermächtigung wird durch die Anreizregulierungsverordnung ausgefüllt.
Nach § 12 Abs. 1 ARegV führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Als anzuwendende Methoden werden in Anlage 3 Nr. 1 ARegV die Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA, partielle Kennzahlenanalyse) als nicht-parametrische und die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA, Regressionsanalyse, statistischer Zusammenhang zwischen Kosten und Kostentreibern) als parametrische Methode vorgeschrieben. Nach Anlage 3 Nr. 2 ARegV wird die Effizienzgrenze von den Netzbetreibern mit dem besten Verhältnis zwischen netzwirtschaftlicher Leistungserbringung und Aufwand gebildet. Für Netzbetreiber, die danach als effizient ausgewiesen werden, gilt ein Effizienzwert von 100 Prozent, für alle anderen Netzbetreiber ein entsprechend niedrigerer Wert. Hierdurch wird gemäß der Anforderung des § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG sichergestellt, dass die Effizienzvorgabe durch ein Leistungs-Kosten-Verhältnis definiert wird, dessen Erreichbarkeit die Zahlen der (relativ) effizientesten Netzbetreiber dokumentieren (vgl. BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 16, juris).
Die gesetzliche Vorgabe, nähere Anforderungen an die Zuverlässigkeit einer Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben zu formulieren, füllt die Anreizregulierungsverordnung durch mehrere, einander ergänzende Vorgaben aus: Zum einen schreibt Anlage 3 Nr. 5 ARegV Analysen zur Identifikation von extremen Effizienzwerten (Ausreißern) vor. Besonders weitreichende Maßnahmen werden dabei für die Dateneinhüllungsmethode vorgegeben, weil bei dieser jede Abweichung vom definierten Effizienzmaßstab als Ineffizienz interpretiert wird. Zum anderen bestimmt § 12 Abs. 3 ARegV, dass bei Abweichungen zwischen den mittels DEA und SFA ermittelten Effizienzwerten eines Netzbetreibers nur der höhere Wert maßgeblich ist. Entsprechendes gilt gemäß § 12 Abs. 4a Satz 3 ARegV, wenn sich bei der Berechnung anhand der Aufwandsparameter ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 ein abweichender Wert ergibt. Im Ergebnis wird mithin von insgesamt vier ermittelten Werten nur der höchste berücksichtigt (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 – EnVR 12/12 –, Rn. 20, juris).
Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass der Bundesnetzagentur hinsichtlich der in §§ 12 ff. und Anlage 3 ARegV enthaltenen Vorgaben ein nicht unerheblicher Entscheidungsspielraum zukommt. Sie sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig. Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht. Die Auswahl einer konkreten Methode, die den abstrakten Vorgaben der Verordnung entspricht, hat der Verordnungsgeber an zahlreichen Stellen der Regulierungsbehörde überlassen. Auch soweit er bestimmte Parameter oder Methoden vorgegeben hat, sind diese Aufzählungen nicht abschließend, sondern räumen der Regulierungsbehörde ausdrücklich die Möglichkeit ein, zusätzliche Parameter oder Methoden heranzuziehen. Die den Regulierungsbehörden eröffneten Spielräume kommen in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleich (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 10, 22 ff., juris; BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 13, juris). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offenbleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 26 f. m. w. Nachw., juris).
Dieser Entscheidungsspielraum gilt auch für den Effizienzvergleich. Dabei weist die Beurteilung der Effizienzwerte eine besondere Nähe zum Regulierungsermessen auf. Der Effizienzvergleich erfordert, wenn er die gesetzlich vorgegebene Zuverlässigkeit aufweisen soll, eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den einzelnen Netzen und Netzbetreibern, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 25, juris). Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Gerichtliche Kontrolle kann nicht weiter reichen als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Sie endet deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 25 m.w.Nachw., juris).
Der genutzte Beurteilungsspielraum ist daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27, juris). Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27, juris).
b) Ausgehend von diesen Grundsätzen ist die Ermittlung und Durchführung des Effizienzvergleichs durch die Bundesnetzagentur für die 2. Regulierungsperiode Gas und die Ermittlung der relevanten Parameter nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur hat darauf basierend den Effizienzwert für die Betroffene zutreffend auf … % festgesetzt. Es sind keine Anhaltspunkte ersichtlich, dass der Effizienzvergleich hier nicht den oben genannten Bewertungsmaßstäben genügt, etwa der Sachverhalt unvollständig oder unzutreffend ermittelt, der Effizienzvergleich als solcher fehlerhaft durchgeführt worden wäre oder die Vergleichbarkeit der Netzbetreiber fehlte. Daher hat die Bundesnetzagentur auch keinen Abwägungsfehler begangen oder gesetzliche Zielvorgaben fehlerhaft abgewogen oder nicht berücksichtigt.
aa) Die Bundesnetzagentur hat im Jahr 2012 – wie schon im Jahr 2008 für die erste Regulierungsperiode – einen Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode durchgeführt. Zur Ermittlung der notwendigen Daten, Prüfung, Analyse und Ermittlung des Effizienzvergleichs auf Basis der §§ 12 ff. ARegV hat die Bundesnetzagentur im September 2011, im Grundsatz nicht von der Betroffenen angegriffen, die Frontier Economics Ltd. („Frontier“) und die Consentec GmbH („Consentec“) in Zusammenarbeit mit der TU Clausthal, Lehrstuhl Gasversorgungssysteme (ITE) beauftragt. Diese haben im Juli 2013 ihren Bericht erstellt.
Der Bericht Effizienzvergleich und die daraufhin von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Annahmen sowie deren Umsetzung sind nicht zu beanstanden. Der Effizienzvergleich ist nachvollziehbar ermittelt und in sich plausibel.
In dem Bericht wird ausführlich erläutert, wie der Effizienzvergleich durchgeführt worden ist (vgl. Bericht Effizienzvergleich, S. 13 ff.). Die Bundesnetzagentur hatte die erforderlichen Daten (Aufwandsparameter, Vergleichsparameter, sonstige Daten) im Vorfeld ermittelt. Um eine Einheitlichkeit der Angaben zu erreichen, wurden seitens der Bundesnetzagentur mit Beschluss BK9-10/603 vom 01.03.2011 Datendefinitionen festgelegt. Daten, die nicht vorliegen und nicht ermittelt werden können („fehlende Daten“), sind danach zu berechnen oder möglichst exakt zu schätzen. Bereits im Zuge der Datenerhebung hatte die Bundesnetzagentur eine Plausibilisierung vorgenommen, etwa Wertebereichsprüfungen durchgeführt, abgefragte Daten mit extern verfügbaren Daten abgeglichen oder Strukturdaten aus der ersten Regulierungsperiode zu Kontrollzwecken herangezogen (Bericht Effizienzvergleich, S. 17 f., 52). Der Bericht Effizienzvergleich hat diese gesammelten Werte dann zusammengeführt und basierend hierauf den Effizienzvergleich durchgeführt, mathematisch-statistisch berechnet. Es wurde hierbei gesehen, dass die Grundgesamtheit sich gegenüber der ersten Regulierungsperiode wesentlich geändert hatte, nunmehr vom Effizienzvergleich 186 Netze, statt zuvor 139 Netze erfasst waren (Bericht Effizienzvergleich, S. 19 f.). Es wurden daher im Folgenden die Unterschiede zwischen der Datengrundlage 2008 und 2012 auf Basis der relativen Veränderung der Durchschnitte sowie der Standardabweichung analysiert und hierzu exemplarisch die Aufwandsparameter (standardisiert und nicht-standardisiert) sowie die vier zwingend in den Effizienzvergleich aufzunehmenden ARegV-Parameter gemäß § 13 Abs. 4 untersucht. Festgestellt wurde dabei, dass sich insbesondere der ARegV-Parameter „versorgte Fläche“, bei dem eine 75%ige Steigerung des Durchschnitts sowie eine 200 %ige Steigerung der Standardabweichung beobachtet wurden, verändert hat und die gestiegene Streuung der Kosten und ARegV-Parameter eine Heterogenität des Datensatzes vermuten lasse (Bericht Effizienzvergleich, S.20). Der Anstieg der Streuung der Daten wurde daraufhin auf Basis von Output/Input-Kennzahlen detaillierter analysiert und zur Illustration erneut die vier ARegV Parameter für die Gesamtheit der 186 Netze verwendet und daraus Kennzahlen gebildet. Zur Darstellung der Streuung der Kennzahlen dienten Box-Whisker-Diagramme, die eine grafische Darstellung der Verteilung der angeführten Kennzahlen ermöglichen. Dabei wurden sowohl der Median, das obere und untere Quartil sowie die Spannweite und Ausreißer im Datensatz dargestellt. Für die vier Kennzahlen ließen sich extreme Merkmalsausprägungen feststellen, die insbesondere für „Versorgte Fläche“ sowie „Jahreshöchstlast“ einen erheblichen Einfluss auf die Verteilung der zugehörigen Kennzahlen haben. Hieraus wurde gefolgert, dass die detaillierte Analyse der Streuung der Kennzahlen eine Indikation für die Notwendigkeit sei, bei der Parameterauswahl bzw. Kostentreiberanalyse sowie der Berechnung der Effizienzwerte darauf zu achten, dass Unternehmen mit extremen Merkmalsausprägungen keinen übermäßigen Einfluss auf die Resultate haben.
Durch eine Korrelationsanalyse wurde ermittelt, dass sich bestimmte Kostenzusammenhänge in der Grundgesamtheit für den aktuellen Effizienzvergleich verändert haben, was insbesondere für die versorgte Fläche gelte (Bericht Effizienzvergleich S. 22).
Aufgrund der Datenanalyse hat der Bericht Effizienzvergleich sodann im Wesentlichen drei Schlussfolgerungen gezogen, die bei der nachfolgenden Modellspezifikation zu beachten seien: 1) Die Zunahme der Heterogenität des gesamten Datensatzes ist eine erste Indikation, dass Anpassungen bei der Parameterauswahl und der Modellspezifikation erforderlich sein kann, 2) sie spricht tendenziell für strengere Grenzwerte im Rahmen der Ausreißeranalyse der SFA, damit Verzerrungen auf die Parameterauswahl und die Effizienzwerte durch einzelne Unternehmen mit extremen Merkmalsausprägungen verhindert werden können und 3) die Kostenzusammenhänge für die versorgte Fläche haben sich geändert, was als Hinweis darauf gesehen werden kann, dass die versorgte Fläche kein geeigneter Parameter zur Korrektur für die unterschiedlichen Größen der Gasnetzverteiler ist (Bericht Effizienzvergleich, S. 23).
Die sodann durchgeführte Parameterauswahl wurde mittels einer Kostentreiberanalyse vorgenommen, Die Ausreißeranalyse im Rahmen der Kostentreiberanalyse erfolgte durch die Cook‘s Distance. Dabei ist die Festlegung eines Schwellenwertes erforderlich. Hier gilt, dass je höher der Schwellenwert angesetzt wird, desto weniger Datenpunkte (Unternehmen) als Ausreißer identifiziert werden. Aufgrund der gegenüber dem Benchmarking 2008 gestiegenen Heterogenität der Daten wurde nicht der in 2008 gewählte Schwellenwert verwendet, sondern es wurden alternative Schwellenwerte evaluiert und letztlich der höheren Heterogenität der Daten durch einen niedrigeren, das heißt weniger strengen Schwellenwert Rechnung getragen. Der Bericht Effizienzvergleich führt an, dass auf diese Weise in verstärktem Maße dem Risiko vorgebeugt werde, dass durch die höhere Heterogenität der Daten systematische Verzerrungen bei der Parameterauswahl sowie bei der Ermittlung der Effizienzwerte entstehen. Gleichzeitig entspricht die Ausreißeranalyse im Rahmen der Kostentreiberanalyse der Ausreißeranalyse im Rahmen der SFA. Dies bedeutet, dass jene Unternehmen, die bei der SFA als Ausreißer identifiziert werden, auch bei der Modellbildung aus dem Datensample entfernt werden (Bericht Effizienzvergleich S. 42).
Für den Effizienzvergleich wurden dann neun relevante Vergleichsparameter identifiziert:
1. zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Ausspeisungen
2. versorgte Fläche
3. Leitungslänge (gesamt)
4. Anzahl der Ausspeisepunkte
5. Anzahl der potentiellen Ausspeisepunkte
6. Rohrvolumen
7. vorherrschende Bodenklasse 4 5 6, mit Leitungslänge gewichtet
8. Anzahl der Messstellen
9. Anzahl Ausspeisepunkte > 16 bar NN.
Die Effizienzwerte wurden anschließend anhand vier verschiedener Verfahren (SFA mit nicht-standardisierten Aufwandsparametern, SFA mit standardisierten Aufwandsparametern, DEA mit nicht-standardisierten Aufwandsparametern, DEA mit standardisierten Aufwandsparametern) bestimmt und die von der ARegV vorgesehene Best-of-four-Analyse durchgeführt (vgl. § 13 Abs. 3 und 4a ARegV). Darüber hinaus wurden im Rahmen sog. Second-Stage-Analysen die ermittelten Effizienzergebnisse nochmals überprüft, ohne dass sich hierbei Auffälligkeiten oder ein Veränderungsbedarf ergeben hätten (Bericht Effizienzvergleich, S. 78 ff.).
bb) Die Ermittlung der Effizienzwerte wird nicht dadurch infrage gestellt, dass die Bundesnetzagentur die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber mit in den Effizienzvergleich einbezogen hat. Der Einwand der Betroffenen, die Bundesnetzagentur hätte bereits vorab – vor Durchführung des Effizienzvergleichs – die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber mangels struktureller Vergleichbarkeit aus dem Effizienzvergleich herausnehmen müssen, ist nicht zutreffend.
Zwar sieht § 21a Abs. 2 S. 4 EnWG vor, dass Vorgaben für Gruppen von Netzbetreibern voraussetzen, dass diese strukturell vergleichbar sind. Die Betroffene verkennt indes, dass diese Voraussetzung vorliegend erfüllt ist, da die Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) eine strukturelle Vergleichbarkeit der Verteilernetzbetreiber vorgeben.
Gemäß § 12 Abs. 1 S. 1 ARegV hat die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2-4 und der §§ 13 bis 14 jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durchzuführen, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Die Vorschrift richtet sich an alle Verteilernetzbetreiber.
Die regionalen Fernleitungsnetzbetreiber sind aufgrund der Änderungen der Definitionen der „Betreiber von Fernleitungsnetzen“ und „Verteilernetzen“ in § 3 Nr. 5 und 37 EnWG durch das Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26.07.2011 (BGBl. Teil I 2011, Nr. 41, S. 1554-1594) nunmehr nicht mehr als Fernleitungsnetzbetreiber, sondern als Verteilernetzbetreiber zu qualifizieren. Die Definition in § 3 Nr. 5 EnWG ist insbesondere mit Rücksicht auf die vom 3. Energiebinnenmarktpaket geforderten, zugleich in das EnWG aufgenommenen verschärften Entflechtungsvorschriften für Fernleitungsnetzbetreiber ergänzt und konkretisiert worden, um eine trennscharfe Abgrenzung der Fernleitungsnetzbetreiber von den Verteilernetzbetreibern zu ermöglichen. Leitend war für den Gesetzgeber dabei, dass die einbezogenen Transportnetze eine europäische Dimension aufweisen, die ihre Einbeziehung in die unionsrechtlichen Vorgaben nach deren Sinn und Zweck rechtfertigt (Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, EnWG § 3 Rn. 15, beck-online).
Unter Verteilung im Sinne des § 3 Nr. 37 EnWG wird im Strom- und Gasbereich der Transport von Energie zur Ermöglichung der Versorgung von Kunden verstanden, nicht jedoch die Belieferung der Kunden selbst. Im Gasbereich wird auf den Transport über örtliche oder regionale Leitungsnetze abgestellt. Im Rahmen der Novellierung des EnWG wurde durch das Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften der Halbsatz 2 eingefügt, wonach „der Verteilung von Gas auch solche Netze dienen, die über Grenzkopplungspunkte verfügen, über die ausschließlich ein anderes, nachgelagertes Netz aufgespeist wird“. Hierdurch wird klargestellt, dass nicht bereits jeder Grenzübergangspunkt zu einer Einstufung als Transportnetz im Sinne von Nr. 31 führt. Dies soll dem Umstand Rechnung tragen, dass einige in Deutschland gelegene Verteilernetzbetreiber, insbesondere im Gasbereich, ihre Versorgungsquelle in einem Nachbarland haben, sonst aber unstreitig als Verteilernetz einzustufen sind (Danner/Theobald/Theobald, EnWG, 88. EL 2016, § 3 Rn. 276-280, beck-online).
Die regionalen Fernleitungsnetzbetreiber transportieren ebenso wie die Verteilernetzbetreiber Gas zur Belieferung von Kunden. Insoweit liegt auch eine einheitliche Versorgungsaufgabe vor.
Da die regionalen Fernleitungsnetzbetreiber, wie zuvor ausgeführt, von Gesetzes wegen als Verteilernetzbetreiber einzustufen sind und § 21 Abs. 1 S. 1 ARegV vorschreibt, dass ein bundesweiter Effizienzvergleich für alle Verteilernetzbetreiber durchzuführen ist, sind die regionalen Fernleitungsnetzbetreiber qua Gesetz mit den übrigen Verteilernetzbetreibern strukturell vergleichbar.
Der Behauptung der Betroffenen, die Bundesnetzagentur habe im Rahmen der ersten Regulierungsperiode Verteilernetzbetreiber vom Effizienzvergleich ausgeschlossen, hat die Bundesnetzagentur widersprochen. Die von der Betroffenen zitierte Passage unter Ziffer 5.02 des Gutachtens zum Effizienzvergleich der ersten Regulierungperiode (Anlage BF 9), auffällige Netzbetreiber seien aus der Datenbasis und den folgenden Analysen ausgeschlossen worden, bezieht sich auf die Vorgehensweise im Hinblick auf die Kostentreiberanalyse und Modellfindung. Sobald die relevanten Vergleichsparameter identifiziert waren, wurden für alle am Effizienzvergleich teilnehmenden Unternehmen Effizienzwerte sowohl mittels der DEA als auch mittels der SFA ermittelt.
cc) Der Bericht Effizienzvergleich und die Bundesnetzagentur haben im Übrigen, wie unter Ziffer aa) ausgeführt, die Problematik der gewachsenen Grundgesamtheit sowie die Heterogenität der Datensätze gesehen und dies etwa im Rahmen der Ausreißeranalyse berücksichtigt (Bericht Effizienzvergleich, S. 40). Um eine Verzerrung der Parameterauswahl durch einzelne Unternehmen mit starken Merkmalsausprägungen zu verhindern, wurde im Rahmen der Kostentreiberanalyse eine Ausreißeranalyse durchgeführt. Dabei erfolgte eine Orientierung an den in Anlage 3 Ziffer 5 ARegV durchgeführten Methoden, wobei die „Cook’s Distance“-Analyse zur Anwendung gelangte. So sind im Rahmen der „Cook’s Distance“-Analyse Ausreißer eliminiert worden (Bericht Effizienzvergleich, S. 40 ff.). Der Bericht hat im Hinblick auf die höhere Heterogenität der Daten ferner einen gegenüber der ersten Regulierungsperiode niedrigeren, d.h. weniger strengen Schwellenwert angesetzt, um zu verhindern, dass durch die höhere Heterogenität systematische Verzerrungen entstehen (Bericht Effizienzvergleich, S. 41 f.).
Die Gruppe der als Ausreißer identifizierten Unternehmen bestand im Rahmen der SFA aus insgesamt zehn Unternehmen. Darunter befanden sich vier der fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber. Dabei handelt es sich um die gleichen Unternehmen, die schon bei der Parameterauswahl im Rahmen der Kostentreiberanalyse als Ausreißer definiert werden, da im Rahmen der Kostentreiberanalyse und des Effizienzvergleichs die gleiche Modellspezifikation sowie die gleiche Methodik der Ausreißeranalyse (Cook‘s Distance) verwendet wurden.
Trotz der gestiegenen Heterogenität ist die Streuung der Effizienzwerte, gemessen an der Standardabweichung, im Rahmen der SFA-Ermittlung sogar gesunken. Die Effizienzwerte der Unternehmen haben sich in der Gesamtheit tendenziell angenähert (Bericht Effizienzvergleich, S. 70), die durchschnittliche Effizienz ist von 82,4 % in 2008 auf 88,4 bzw. 89,9 % (nicht standardisierte bzw. standardisiert) in 2012 gestiegen.
Die bei der DEA-Berechnung erfolgte Ausreißerermittlung mittels Dominanz- und Supereffizienzanalyse (Anlage 3 ARegV) hat dazu geführt, dass elf Unternehmen eliminiert worden waren. Im Ergebnis hat sich die Streuung der Effizienzwerte auch bei dieser Berechnungsmethode nur geringfügig geändert, ist leicht von 15 %/15,7 % (Effizienzvergleich 2008, nicht-standardisierte Aufwandsparameter/standardisierte Aufwandsparameter) auf 16,9 %/16,7 % (Effizienzvergleich 2012, nicht-standardisierte Aufwandsparameter/standardisierte Aufwandsparameter) angestiegen (Bericht Effizienzvergleich, S. 75). Die durchschnittliche Effizienz ist von 77,78 % bzw. 77,10 % (nicht standardisierte bzw. standardisiert) in 2008 auf 78,19 % bzw. 78,04 % (nicht standardisiert bzw. standardisiert) in 2012 gestiegen.
Die durchschnittliche Effizienz über alle Unternehmen liegt im Fall des Best-of-four Verfahrens bei 92,1 % (2008 lag er bei 87,3 %). Dies macht deutlich, dass mit der gestiegenen Anzahl der Netze keineswegs eine besondere Unsicherheit der Daten einhergeht oder dies die Netzbetreiber benachteiligt.
dd) Der Parameter „versorgte Fläche“ ist für die ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber nicht ermessensfehlerhaft geschätzt worden.
Der Einwand der Betroffenen, die Bundesnetzagentur hätte entsprechend der Definition in ihrer Festlegung einen Parameterwert „Null“ ansetzen müssen, ist unzutreffend.
Die Bundesnetzagentur hat vielmehr nachvollziehbar darauf verwiesen, dass zum Zeitpunkt der Datenabfrage diese fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber noch nicht als Verteilernetzbetreiber einzustufen waren, so dass die Informationen hinsichtlich des Konzessionsgebietes, der versorgten Fläche, der Bevölkerungszahlen und des Anschluss- und Erschließungsgrades nicht ermittelt werden konnten. Die Bundesnetzagentur hat damit den Parameter „versorgte Fläche“ für die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber auch nicht abweichend definiert und keine uneinheitliche Datengrundlage geschaffen. Vielmehr hat sie sachlich zutreffend die fehlenden Daten – wie es § 30 Satz 2 ARegV für den Effizienzvergleich ausdrücklich vorsieht – geschätzt. Entgegen der Ansicht der Betroffenen wäre es daher auch nicht sachgerecht, die fehlenden Werte durch „Nullwerte“ zu ersetzen. Denn eine Fläche wird von jedem Gasverteilernetzbetreiber versorgt, nur die jeweilige Größe muss bestimmt werden. Das Argument der Betroffenen, auch bei dem Parameter Ausspeisepunkt größer 16 bar komme es zu der Angabe von Nullwerten, überzeugt daher nicht. Denn anders als bei der „versorgten Fläche“ gibt es Netzbetreiber, die nicht über Ausspeisepunkte größer 16 bar verfügten.
Die Bundesnetzagentur hat die „versorgte Fläche“ der ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber auch nicht ermessensfehlerhaft geschätzt. Die Bundesnetzagentur hat die Schätzung des Konzessionsgebietes an den ursprünglichen Gedanken eines Wegenutzungsrecht angelehnt und all diejenigen amtlichen Gemeindeschlüssel herangezogen, durch die Leitungen der regionalen Fernleitungsnetzbetreiber verlaufen und in denen zu deren Netz gehörende Anlagen belegen sind. Auf Grund dieser Gemeinden wurden die „versorgte Fläche“ mithilfe der amtlichen Flächennutzungsstatistik analog zu den versorgten Flächen der übrigen Netzbetreiber ermittelt und anhand der Werte zur versorgten Fläche die Angaben zur „Bevölkerungszahl“ festgestellt. Für die Angaben zum „Anschluss – und Erschließungsgrad“ wurde für die fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich ein Anschluss- und Erschließungsgrad von 100 % angesetzt, was sich jedoch unstreitig nicht negativ auf die übrigen Verteilernetzbetreiber ausgewirkt hat.
Diese Vorgehensweise bei der Schätzung des Konzessionsgebiets ausgehend vom Gemeindegebiet, näher strukturiert nach Bevölkerungszahlen und Erschließungsgrad ist nicht zu beanstanden. Sie berücksichtigt das Gebiet, das von den regionalen Verteilernetzbetreibern tatsächlich mit Gas versorgt wird. Die alternative Addition der einzelnen Konzessionsgebiete wäre zu aufwendig gewesen.
ee) Der Bericht hat sich im Übrigen eingehend mit der Rolle der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber und deren Auswirkung auf den Effizienzvergleich befasst und die hieraus resultierende Problematik gesehen. Es ist nicht erkennbar, dass die Verteilernetzbetreiber durch die Sonderrolle der ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber benachteiligt werden. So sind etwa im Rahmen der SFA-Ausreißeranalyse vier der fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber ausgeschieden worden, weil diese den Grenzwert der Cook’s Distance sehr deutlich überschritten hatten (Bericht Effizienzvergleich, S. 68). Lediglich ein ehemaliger regionaler Fernleitungsnetzbetreiber ist nicht als Ausreißer identifiziert worden, weil sein Netz in andere Netze desselben Unternehmens eingegliedert worden war, sich nachvollziehbar gegenüber anderen Verteilernetzbetreibern insoweit keine Auffälligkeiten ergeben hatten (Bericht Effizienzvergleich, S. 68, Fußnote).
Die Effizienzwerte wurden auch zutreffend gemäß § 12 ARegV i.V.m. Anlage 3 Nr. 1 und 5 ARegV anhand der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der Stochastischen Effizienzanalyse (Stoachastic Frontier Analysis, SFA) ermittelt und abgeglichen.
Bei der Ermittlung des Effizienzwertes wurde besonderes Augenmerk auf eine Ausreißeranalyse, bereits bei jeder Iteration, gelegt. Anlage 3 Ziffer 5 ARegV sieht eine Ausreißeranalyse vor, fordert aber entgegen der Auffassung der Betroffenen nicht, dass eine solche bereits im Rahmen der Datenvalidierung zu erfolgen hat.
Dass die Ausreißeranalyse sich auch ausgewirkt hat, zeigt sich daran, dass mehrere Unternehmen nicht in den Effizienzvergleich einbezogen worden sind. So wurden Ausreißer identifiziert und aus der Erhebung eliminiert, wie etwa vier der fünf ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber.
c) Soweit die Betroffene für den Fall, dass der Senat die Ermittlung des Effizienzwertes für rechtmäßig hält, geltend macht, die für sie negativen Folgen müssten nach § 15 ARegV berücksichtigt werden, hätte sie einen entsprechenden Antrag vor der Regulierungsbehörde stellen müssen. Besonderheiten in der Versorgungsaufgabe der Betroffenen sind im Übrigen nicht ersichtlich.
2. Der Hilfsantrag zu 1.a) hat keinen Erfolg. Die Bundesnetzagentur ist nicht verpflichtet, Einsicht in die vollständige Datengrundlage zu gewähren. Mit der Übersendung des Vorgangs unter Schwärzung der Betriebsgeheimnisse anderer Unternehmen hat sie den Anspruch der Betroffenen hinreichend erfüllt. Ein weitergehender Anspruch auf eine umfassende Einsicht in das dem Effizienzvergleich zu Grunde liegende Datenmaterial besteht nicht (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 72 ff., juris).
Die Betroffene kann auch nicht verlangen, dass sie den Effizienzwert „nachrechnen“ können muss. Der Bundesgerichtshof hat klargestellt, dass ein solcher Anspruch im Rahmen der Berechnung des Effizienzwertes nicht besteht (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, RdE 2014, 276, „Stadtwerke Konstanz GmbH“). Vielmehr sei das Spannungsverhältnis des einzelnen Netzbetreibers an möglichst weitgehender Transparenz des Effizienzvergleichs und dem berechtigten Interesse aller an diesem Vergleich beteiligten Netzbetreiber, ihre Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, zu berücksichtigen. Der Bundesgerichtshof hält die Einschränkung insoweit für sachgerecht, weil anhand der Datengrundlage allenfalls die Rechenschritte formal nachvollziehbar wären, hierbei aber Fehler eher fern liegend seien (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, RdE 2014, 276, „Stadtwerke Konstanz GmbH“).
Entgegen der Auffassung der Betroffenen liegen weder konkrete Anhaltspunkte vor, die Zweifel an der Richtigkeit der übermittelten Daten begründen könnten, noch hat die Betroffene entsprechende Anhaltspunkte dargelegt. Soweit die Betroffene die Ermittlung des Effizienzvergleichs beanstandet, beruht dies allein auf einer angeblich fehlerhaft von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Schätzung des Parameters „Versorgte Fläche“ für Fernleitungsnetzbetreiber, indes nicht auf der Vermutung, die ehemaligen Fernleitungsnetzbetreiber hätten vorsätzlich fehlerhafte Daten übersendet.
3. Der Antrag der Betroffenen zu 1.b) ist begründet.
Bei der Bildung des Mittelwerts zwischen Jahresanfangs- und Jahresendbestand gemäß § 7 I 4 GasNEV ist für Neuanlagen, die im Laufe des Geschäftsjahres angeschafft oder fertiggestellt wurden, im Anfangsbestand dieses Jahres der volle Betrag der maßgeblichen Anschaffungs- und Herstellungskosten anzusetzen (BGH EnVR 42/14; EnWZ 2016, 86, beck-online; OLG Düsseldorf, Beschluss vom 27.05.2015 – VI-3 Kart 115/14 (V) juris). Die Bundesnetzagentur hat keine Einwände erhoben, sondern hält den Antrag ebenfalls für begründet.
4. Die für die erste Regulierungsperiode festgelegten Erlösobergrenzen sind im Hinblick auf den streitigen Beschwerdepunkt „Verteilungsfaktor“ nicht zu beanstanden (Antrag zu 1.c)). Zu Recht hat die Beschlusskammer 9 den Verteilungsfaktor zum Abbau der Ineffizienzen in der ersten Regulierungsperiode mit 0,2 im ersten und jeweils weiteren 0,2 in den Folgejahren in Ansatz gebracht.
a) § 16 ARegV regelt die im Rahmen der Erlösobergrenzenfestsetzung zu berücksichtigenden Effizienzvorgaben durch Anwendung eines Verteilungsfaktors.
Insoweit bestimmt § 21a Abs. 2 EnWG, dass die Anreizregulierung die Vorgabe von Obergrenzen für eine Regulierungsperiode unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben enthält. Die unternehmensindividuellen Effizienzvorgaben werden gemäß § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG auf der Grundlage eines Effizienzvergleiches ermittelt. Mit ihnen soll der Netzbetreiber an die Effizienzgrenze des im Effizienzvergleich ermittelten (relativ) effizienten Unternehmens (Best-Practice-oder Frontier-Unternehmen) herangeführt werden, indem er veranlasst wird, individuelle Effizienzdefizite abzubauen und den Rückstand gegenüber dem effizienten Unternehmen aufzuholen (vgl. Schütz/Schreiber in: Holznagel/Schütz, ARegV, § 21a EnWG Rn. 169 f). Dieser Rückstand des Netzbetreibers zur Kostenbasis des Best-Practice-Unternehmens stellt seine individuelle Ineffizienz dar (Meinzenbach in: Säcker, BerlKommEnR, 3. Aufl. 2014, § 21a EnWG, RN 112). Nach § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG sind Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen. Schließlich müssen Effizienzvorgaben so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein, dass sie mit den Netzbetreibern möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichbar und übertreffbar sind, § 21a Abs. 5 S. 4 EnWG.
Diese normativen Vorgaben werden in §§ 12 bis 16 ARegV umgesetzt. §§ 12 bis 14 ARegV regeln die Durchführung des Effizienzvergleichs, § 15 ARegV die Ermittlung der Ineffizienzen, § 16 ARegV die Bestimmung der Effizienzvorgaben. § 15 Abs. 3 ARegV sieht vor, dass aus dem nach §§ 12 bis 14 ARegV oder im vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV ermittelten und gegebenenfalls nach § 15 Abs. 1 ARegV wegen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe bereinigten Effizienzwert die im Rahmen der individuellen Effizienzvorgaben abzubauenden Ineffizienzen ermittelt werden. Die Ineffizienzen ergeben sich dabei aus der Differenz zwischen den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem – gegebenenfalls bereinigten - Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten. Nach § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV hat die Festlegung der Erlösobergrenzen durch die Regulierungsbehörde so zu erfolgen, dass die nach §§ 12 bis 15 ARegV ermittelten Ineffizienzen unter Anwendung eines Verteilungsfaktors rechnerisch innerhalb einer oder mehrerer Regulierungsperioden gleichmäßig abgebaut werden (individuelle Effizienzvorgabe). Der Verteilungsfaktor dient damit der rechnerischen Verteilung der abzubauenden individuellen Ineffizienz auf eine oder mehrere Regulierungsperioden (Krüger in: Holznagel/Schütz, ARegV, § 7 RN 44). In der Regulierungsformel nach Anlage 1 zu § 7 ARegV wird die individuelle Effizienzvorgabe durch den Verteilungsfaktor Vt repräsentiert. Für die erste Regulierungsperiode bestimmt § 16 Abs. 1 Satz 2 ARegV, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen erst nach zwei Regulierungsperioden abgeschlossen sein muss, für die folgenden Regulierungsperioden regelt § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen sein soll.
b) Nach diesen Grundsätzen hat die Bundesnetzagentur den Verteilungsfaktor zutreffend mit 0,2 im zweiten und jeweils weiteren 0,2 in den Folgejahren in Ansatz gebracht.
Da eine Regulierungsperiode nach § 3 Abs. 2 ARegV jeweils fünf Jahre dauert, sind die Ineffizienzen aufgrund der Vorgabe in § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV in der hier streitgegenständlichen zweiten Regulierungsperiode innerhalb von fünf Jahren abzubauen, wobei der Abbau nach § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV gleichmäßig zu erfolgen hat. Dies wird mathematisch dadurch gewährleistet, dass der in der Regulierungsformel gemäß Anlage 1 zu § 7 ARegV zu berücksichtigende Verteilungsfaktor mit jeweils zwei Zehnteln bzw. 0,2 pro Jahr berücksichtigt wird (Krüger in: Holznagel/Schütz, ARegV, § 7 Rn. 49; Albrecht/Mallossek/Petermann in: Holznagel/Schütz, ARegV, § 16 Rn. 10; Säcker/Meinzenbach in: Säcker, BerlKommEnR, 2. Aufl. 2010, Bd. 1, § 16 ARegV (Anhang zu § 21a), RN 3; a.A. Weyer, RdE 2008, 261, 266; Hummel in: Danner/Theobald, Energierecht, 87. EL, Januar 2016, § 16 ARegV, Rn. 9). Mit diesem Ansatz wird gleichzeitig auch sichergestellt, dass der Abbau der Ineffizienzen zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen ist, wie es § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV vorsieht.
c) Der angegriffene Beschluss der Bundesnetzagentur verstößt nicht gegen das in § 21a Abs. 5 S. 4 EnWG statuierte Gebot der Erreichbarkeit, weil die Bundesnetzagentur der Betroffenen die Effizienzvorgaben erst am 24.09.2014 auferlegt und damit für das Jahr 2013 und für mehr als 8 Monate des Kalenderjahres 2014 rückwirkend vorgenommen hat.
aa) Wie bereits ausgeführt ist die Erlösobergrenze gemäß § 4 Abs. 2 ARegV für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen, wobei die erste Regulierungsperiode nach § 3 Abs. 1 S. 1 ARegV am 01.01.2009 beginnt und die nachfolgenden Regulierungsperioden jeweils am 01.01. des auf das letzte Kalenderjahr der vorangegangenen Regulierungsperiode folgenden Jahres. Da eine Regulierungsperiode gemäß § 3 Abs. 2 ARegV fünf Jahre dauert, die erste Regulierungsperiode Gas gemäß § 34 Abs. 1b S. 1 ARegV abweichend hiervon vier Jahre (vom 01.01.2009 bis 31.12.2012), war die Bundesnetzagentur verpflichtet, die Erlösobergrenze für die zweite Regulierungsperiode erstmals für den 01.01.2013 zu bestimmen. Folge des Jährlichkeitsprinzips ist es demnach auch, dass der Abbau der Ineffizienzen mit der jährlich festgesetzten Erlösobergrenze zum 01.01. eines jeden Kalenderjahres berücksichtigt wird, erstmals für die zweite Regulierungsperiode zum 01.01.2013. Dies folgt auch aus § 21a Abs. 2 S. 3 EnWG, wonach Obergrenzen mindestens für den Beginn und das Ende der Regulierungsperiode vorzusehen sind. Einen erlösobergrenzenfreien Zeitraum gibt es zwangsläufig nicht.
bb) Ausgehend von diesen Grundsätzen hätte die Festlegung der Erlösobergrenzen mit einem für die Betroffene verbindlichen jährlichen Verteilungsfaktor von 0,2 grundsätzlich noch 2012 im Wege der Festlegung entsprechend § 32 Abs. 1 Nr. 1 ARegV erfolgen müssen, um einen Abbau der Ineffizienzen verteilt über das gesamte Jahr 2013 zu ermöglichen. Allerdings sieht Art. 37 Abs.10 der RL 2009/72/EG vor, dass die Regulierungsbehörden befugt sind, vorläufig geltende Übertragungs- und Verteilungstarife festzulegen oder zu genehmigen und über geeignete Ausgleichsmaßnahmen zu entscheiden, falls sich die Festlegung der Tarife verzögert. Entsprechend ist in der Neuregelung des § 20 Abs. 1 Satz 2 EnWG, durch die die Richtlinie umgesetzt worden ist, geregelt, dass Netzbetreiber verpflichtet sind, zum 15. Oktober eines jeden Jahres für das Folgejahr vorläufige Entgelte zu veröffentlichen, wenn die Entgelte für den Netzzugang bis zum 15.10. nicht ermittelt worden sind. Wenn aber vorläufige Regelungen im Zusammenhang mit der Festlegung der Erlösobergrenze für ein Kalenderjahr zulässig sind, muss auch eine rückwirkende endgültige Festlegung von Erlösobergrenzen für das folgende Kalenderjahr zulässig sein.
Vor diesem Hintergrund war es ausreichend, dass die Bundesnetzagentur der Betroffenen bereits mit Schreiben vom 26.11.2012 das Ergebnis des Effizienzvergleichs und ihren Effizienzwert von … % (Bl. 1956 f VV) mitgeteilt sowie im Rahmen einer Anhörung zur Festlegung der Erlösobergrenzen für die erste Regulierungsperiode am 19.12.2012 die beabsichtigte Entscheidung zu den Erlösobergrenzen als Entwurf zur Kenntnisnahm zugeleitet hat, aus deren Anlage 1 sich die Berechnung der Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode ergab (Bl. 1962 ff, 2000 VV). Neben dem Verteilungsfaktor von 0,2 wies der Beschlussentwurf für die Jahre 2013 bis 2017 beeinflussbare Kostenanteile auf, die denen in der endgültigen Festsetzung entsprachen (Bl. 1997, 2450 VV). Auf Basis der mitgeteilten Daten war die Betroffene bereits Ende 2012 in der Lage, ihre beeinflussbaren Kosten für 2013 anzupassen.
Dass die Betroffene noch einen Antrag gemäß § 15 ARegV gestellt hatte, der erst mit Bescheid vom 22.09.2014 abgelehnt worden war, führt zu keinem anderen Ergebnis. Denn so lange der Antrag gemäß § 15 ARegV noch nicht entschieden war, musste die Betroffene von dem ihr mitgeteilten Effizienzwert ausgehen und ihre beeinflussbaren Kosten anpassen.
Die Effizienzvorgaben erfolgen zudem rein rechnerisch und losgelöst von der betriebswirtschaftlichen Realität. Die Betroffene kann mithin mit dem Abbau der Ineffizienzen sowohl vor, aber auch nach dem jeweiligen Kalenderjahr der Regulierungsperiode beginnen.
Daher stellt die nachträgliche erfolgte Festlegung keine unzulässige Rückwirkung dar und verstößt auch nicht gegen das in § 21a Abs. 5 S. 4 statuierte Gebot der Erreichbarkeit und Zumutbarkeit.
d) Der angegriffene Beschluss ist auch nicht deshalb rechtswidrig, weil darin der Abbau der auf das jeweilige Kalenderjahr entfallenden Ineffizienzen jeweils zum 01.01. gefordert wird. Dass aufgrund der Festlegung der Erlösobergrenzen jeweils zum 01.01. eines Kalenderjahres auch der Verteilungsfaktor zum 01.01. des jeweiligen Kalenderjahres in Ansatz gebracht wird und dadurch der beeinflussbare Kostenanteil bereits durch die auf dieses Kalenderjahr entfallende Ineffizienz vermindert wird, missachtet weder die Vorgaben in § 16 ARegV noch liegt ein Verstoß gegen die gesetzlichen Vorgaben in § 21a EnWG vor.
aa) Entgegen der Ansicht der Betroffenen gebietet die Vorgabe „zum Ende der Regulierungsperiode“ in § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV nicht, den Verteilungsfaktor so zu bestimmen, dass der Abbau der Ineffizienzen insgesamt erst am Ende der Regulierungsperiode, d.h. am 31.12.2017 vollendet ist und dementsprechend auch in den Vorjahren der Regulierungsperiode jeweils erst am 31.12. abgeschlossen sein muss. Was unter „zum Ende der Regulierungsperiode“ zu verstehen ist, ergibt sich nicht unmittelbar aus § 16 Abs. 1 ARegV, insbesondere ist in § 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV nicht vom „31.12.“ die Rede. § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV gibt allerdings vor, dass der Verteilungsfaktor bei der „Festlegung der Erlösobergrenzen“ durch die Regulierungsbehörde“ anzuwenden ist. Die Festlegung der Erlösobergrenzen hat nach § 4 Abs. 2 ARegV jedoch für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu erfolgen, wobei die zweite Regulierungsperiode nach §§ 3 Abs. 1, 34 Abs. 1b ARegV am 01.01.2013 beginnt. Demnach sind auch die Erlösobergrenzen der Folgejahre jeweils zum 01.01. eines Kalenderjahres zu bestimmen. Zwangsläufige Folge des damit vorgegebenen Jährlichkeitsprinzips ist es, dass der Abbau der Ineffizienzen mit der jährlich festgesetzten Erlösobergrenze zum 01.01 eines Kalenderjahres berücksichtigt wird. Dies ist auch in der Regulierungsformel nach Anlage 1 zu § 7 ARegV so vorgesehen. Danach wird der beeinflussbare Kostenanteil (KAb,0) in jedem Jahr um den abzubauenden Anteil der Ineffizienz gekürzt. Dies geschieht durch den Formelbestandteil ((1-Vt) x KAb,0).
Etwas anderes ergibt sich auch nicht aus § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG, wonach Obergrenzen mindestens für den Beginn und das Ende der Regulierungsperiode vorzusehen sind. Denn auch diesbezüglich ist mit dem „Ende der Regulierungsperiode“ nicht der 31.12. eines Jahres, sondern lediglich das letzte Jahr der Regulierungsperiode gemeint. Insoweit geht auch § 21a EnWG vom Jährlichkeitsprinzip aus. So bestimmt § 21a Abs. 3 Satz 1 EnWG, dass die Regulierungsperiode zwei Jahre nicht unterschreiten und fünf Jahre nicht überschreiten darf. Bei einer zweijährigen Regulierungsperiode müsste daher für das erste und das letzte Jahr jeweils eine Erlösobergrenze gebildet werden. Es würde aber wenig Sinn machen, die Erlösobergrenze zum 01.01. des ersten Jahres und zum 31.12. des zweiten Jahres festzusetzen. Denn für den Netzbetreiber bestünde wenig Anreiz, seine Kosten vor dem 31.12. des zweiten Jahres zu senken. Damit würde aber die mit der Anreizregulierung bezweckte Wirkung, den Netzbetreiber zu Effizienzsteigerungen zu motivieren, verfehlt.
bb) Der Ansatz eines Verteilungsfaktors von 0,2 ab der zweiten Regulierungsperiode wird auch durch die Verordnungsbegründung zu § 16 ARegV bestätigt. Dort heißt es zur Ermittlung des Verteilungsfaktors ausdrücklich (vgl. BR-Drs. 417/97 vom 15.06.2007, S. 60f.):
„…Für die erste Regulierungsperiode sind die Erlösobergrenzen auf der Grundlage der Regulierungsformel nach Anlage 1 so festzulegen, dass die ermittelten Ineffizienzen rechnerisch innerhalb von zwei Regulierungsperioden, d.h. bei einer Länge von jeweils fünf Jahren pro Regulierungsperiode in zehn Jahren abgebaut werden. … Der Verteilungsfaktor (Vt) in der Regulierungsformel ist so zu bestimmen, dass ein gleichmäßiger Abbau über den vorgegebenen Zeitraum gewährleistet ist. Zum Verteilungsfaktor i.H.v. ein Zehntel im ersten Jahr der ersten Regulierungsperiode ist somit in jedem folgenden Jahr der ersten Regulierungsperiode jeweils ein Zehntel hinzu zu addieren. In den darauf folgenden Regulierungsperioden hat der Abbau der Ineffizienzen innerhalb von jeweils einer Regulierungsperiode, d.h. innerhalb von fünf Jahren zu erfolgen. Zum Verteilungsfaktor i.H.v. ein Fünftel im ersten Jahr der Regulierungsperiode ist somit in jedem folgenden Jahr der Regulierungsperiode jeweils ein Fünftel hinzu zu addieren.“ (Hervorhebung durch Senat)
Damit hat der Verordnungsgeber hinreichend deutlich gemacht, dass der Verteilungsfaktor ab der zweiten Regulierungsperiode im ersten Jahr 1/5 beträgt und in den folgenden Jahren bis zum Ende der zweiten Regulierungsperiode jeweils um 1/5 erhöht wird.
Die amtliche Verordnungsbegründung kann auch zur Auslegung des § 16 ARegV herangezogen werden. Denn, wie ausgeführt, ergibt sich weder aus § 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG noch aus § 16 Abs. 1 ARegV, dass die auf das jeweilige Kalenderjahr einer Regulierungsperiode entfallenden Ineffizienzen erst mit dem Ablauf des jeweiligen Kalenderjahres abgebaut sein müssen. Bei den vom Verordnungsgeber angeführten Werten handelt es sich auch nicht lediglich um ein – unzutreffendes – Zahlenbeispiel für die Gleichmäßigkeit des Abbaus der Ineffizienzen. Dagegen spricht schon, dass der Verordnungsgeber mit dem Ansatz eines Fünftels pro Jahr den Abbau der Ineffizienzen innerhalb der fünfjährigen zweiten Regulierungsperiode mathematisch exakt umsetzt. Dementsprechend hat der Verordnungsgeber auch nicht die Formulierung „zum Beispiel“ gewählt, sondern die Werte als gegeben dargestellt („Zum Verteilungsfaktor i.H.v. ein Fünftel…ist…jeweils ein Fünftel hinzu zu addieren“).
cc) Die Umsetzung der Effizienzvorgaben jeweils zum 01.01. eines jeden Jahres läuft auch nicht der „ökonomischen Grundüberlegung“ zuwider, den Netzbetreiber - vergleichbar der im Wettbewerb stehenden Unternehmen – zur Absenkung der Kostenbasis zu veranlassen. Allein die Tatsache, dass die abzubauenden Ineffizienzen erlösmindernd wirken, setzt für den Netzbetreiber einen Anreiz, seine Kosten zu minimieren, um dadurch seinen Gewinn zu maximieren. Dabei sind im System der Anreizregulierung zwar die im Basisjahr ermittelten Kosten ausschlaggebend für die Festsetzung der Erlösobergrenzen. Im Übrigen sind die Erlösobergrenzen jedoch von der weiteren Kostenentwicklung im Wesentlichen abgekoppelt. Vor diesem Hintergrund ist unerheblich, dass ein im Wettbewerb stehendes Unternehmen zunächst die Kostenbasis senken und erst anschließend die Kosteneinsparungen an seine Kunden weitergeben würde. Zwar mag es sein, dass der Netzbetreiber Kostensenkungen bereits zu einem Zeitpunkt an die Netznutzer weitergeben muss, zu dem diese noch nicht realisiert wurden. Dies wird im System der Anreizregulierung jedoch dadurch kompensiert, dass der Netzbetreiber die Effizienzvorgaben im Laufe der Regulierungsperiode durch entsprechende Kostensenkungen unterschreiten und dennoch die nach der festgelegten Erlösobergrenze zulässigerweise vereinnahmten Erlöse in voller Höhe behalten kann. Ferner ist zu berücksichtigen, dass es den Netzbetreibern auch schon in der Vergangenheit nach § 21 Abs. 2 EnWG nicht erlaubt war, ineffiziente Kosten an die Netzkunden weiterzugeben. Insoweit hat mit der Anreizregulierung kein Systemwechsel stattgefunden (Müller-Kirchbauer in: Danner/Theobald, EnWG, § 21a EnWG, Rn. 87ff).
dd) Der Ansatz eines Verteilungsfaktors von 0,2 pro Jahr verstößt schließlich auch nicht gegen das in § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG normierte Gebot der Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit der Effizienzvorgaben. Wie bereits ausgeführt, geht es im Rahmen der Anreizregulierung nicht darum, die tatsächlichen Kosten der Erlösobergrenze exakt nachzufahren. Vielmehr ist die Kostenentwicklung von der Erlösobergrenze grundsätzlich unabhängig. Vor diesem Hintergrund muss der Netzbetreiber die Absenkung seiner Kosten nicht „binnen einer juristischen Sekunde“ zum 01.01 eines jeden Jahres durchführen. Vielmehr steht es allein in seinem unternehmerischen Planungs- und Handlungsermessen, wann er welche Kosten senkt. Ohnehin bestand auch vor Beginn der Anreizregulierung nach § 21 Abs. 2 EnWG die Verpflichtung, die Kosten effizient zu halten. Vor diesem Hintergrund hat die Bundesnetzagentur eine sofortige Umsetzung der Effizienzergebnisse für geboten gehalten (Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG vom 30.06.2006, Rn. 268).
Entgegen der Ansicht der Betroffenen sind nicht jegliche Effizienzvorgaben zu Beginn der Regulierungsperiode ausgeschlossen, sondern nur die initiale Absenkung auf das Effizienzniveau des Frontierunternehmens. Ein solcher Übergangszeitraum bis zum vollständigen Abbau der Ineffizienzen bleibt den Netzbetreibern jedoch beim Ansatz eines Verteilungsfaktors von 0,2 pro Jahr zweifellos erhalten.
Soweit dem Netzbetreiber im Einzelfall dennoch nicht möglich ist, die für ihn festgelegte individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung aller ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen zu erreichen und zu übertreffen, sieht § 16 Abs. 2 ARegV die Möglichkeit einer Anpassung der Effizienzvorgabe vor. Da es sich um eine Ausnahmeregelung handelt, muss allerdings der Netzbetreiber nachweisen, dass er vorher alle Rationalisierungsreserven ausgeschöpft hat. Dafür ist nach dem Vorbringen der Betroffenen nichts ersichtlich. Die Betroffene wendet sich auch nicht gegen die individuelle Unzumutbarkeit der Effizienzvorgabe, sondern gegen die generelle Vorgabe eines Abbaus der Ineffizienzen zum 01.01. eines Jahres. Dies steht jedoch, wie ausgeführt, im Einklang mit den Vorschriften des EnWG und der ARegV.
ee) Die von der Betroffenen angeführten Berechnungsmethoden sind hingegen mit den Vorgaben in § 16 ARegV nicht vereinbar. So führen beide Berechnungsansätze schon nicht, wie in § 16 Abs. 1 Satz 2 ARegV vorgesehen, zum vollständigen Abbau der Ineffizienzen innerhalb der ersten beiden Regulierungsperioden. Der vorrangig verfolgte Ansatz eines Verteilungsfaktors von Null im ersten Jahr der ersten Regulierungsperiode und sodann von 0,2 in den Folgejahren führt am Ende der zwei Regulierungsperioden zu einer Ineffizienz in Höhe von € …. Bei Zugrundelegung des hilfsweise begehrten arithmetischen Mittels kommt es am Ende der zweiten Regulierungsperiode zu einer fortbestehenden Ineffizienz in Höhe von € …. Wegen der Einzelheiten der Berechnung wird auf die Tabellen der Bundesnetzagentur auf Seiten 13, 14 der Beschwerdeerwiderung (Bl. 207, 208 GA) verwiesen.
Der Einwand der Betroffenen, sie sei, weil sie in der ersten Jahreshälfte des letzten Jahres der Regulierungsperiode Verluste erleide, gezwungen, ihre Effizienz weiter zu verbessern, um mittels des dann erzielten Gewinns ihre Verluste auszugleichen, steht dem nicht entgegen. Denn es verbleibt dabei, dass ausweislich der Vorgaben in dem Beschluss zur Festsetzung der Erlösobergrenzen eine Ineffizienz in der genannten Höhe verbleiben würde und es allein im Ermessen der Betroffenen stünde, ob sie durch überobligatorische Einsparungen einen Abbau der Ineffizienzen zum Ende der Regulierungsperiode erreicht.
Entgegen § 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV kommt es bei den Berechnungsmethoden der Betroffenen auch nicht zu einem gleichmäßigen Abbau der Ineffizienzen, da im ersten Jahr – anders als in den Folgenjahren - entweder gar keine Ineffizienz oder nur die Hälfte der Ineffizienzen abgebaut wird, wie die Bundesnetzagentur in der Tabelle auf Seite 13, 14 der Beschwerdeerwiderung (Bl. 207, 208 GA), auf die Bezug genommen wird, zutreffend veranschaulicht hat.
5. Soweit die Betroffene schließlich mit ihrem Antrag zu 1.d) gerügt hat, die Bundesnetzagentur habe die kalkulatorische Gewerbesteuer unzutreffend ermittelt, hat sie diesen Antrag in der mündlichen Verhandlung am 08.06.2016 zurückgenommen. Über diesen war daher nicht mehr zu entscheiden.
I. Über die Kosten des Beschwerdeverfahrens war gemäß § 90 S. 1 EnWG nach billigem Ermessen zu entscheiden. Da die Betroffene mit ihrer Beschwerde teilweise – hinsichtlich des Antrags zu Ziffer 1.b) Erfolg hatte, ist es sachgerecht, die Kosten des Verfahrens entsprechend des Anteils der Beteiligten am Obsiegen bzw. Unterliegen zu quoteln.
II. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO. Das mit der Beschwerde verbundene Interesse der Betroffenen bewertet der Senat im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach übereinstimmenden Angaben der Beteiligten mit … €. Hiervon entfallen … € auf den Antrag zu 1.a), … € auf den Antrag zu 1.b) und … € auf den Antrag zu 1.c).
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben und der Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung dienen (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EnWG).
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

Tatbestand:

Entscheidungsgründe:

Rechtsmittelbelehrung:

Zitierte Normen: §§ 4, 7 ARegV, wonach die Erlösobergrenze für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode jeweils nach der Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV
§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 4 EnWG
§§ 12 ff. und Anlage 3 ARegV
§§ 12 bis 16 ARegV umgesetzt. §§ 12 bis 14 ARegV regeln die Durchführung des Effizienzvergleichs, § 15 ARegV die Ermittlung der Ineffizienzen, § 16 ARegV die Bestimmung der Effizienzvorgaben. § 15 Abs. 3 ARegV
§§ 12 bis 14 ARegV oder im vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV ermittelten und gegebenenfalls nach § 15 Abs. 1 ARegV
§§ 12 bis 15 ARegV
§§ 3 Abs. 1, 34 Abs. 1b ARegV
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG
§ 13 ARegV
§ 21a EnWG
§ 16 ARegV
§ 15 ARegV
§ 12 ARegV
§ 30 ARegV
§ 17 ARegV
§ 7 ARegV
§ 112a EnWG
§ 3 ZPO
§ 3 Nr. 7 EnWG
§ 4 Abs. 1 und 2 ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 13 Abs. 3 ARegV
§ 3 Nr. 5 und Nr. 37 EnWG
§ 7 Abs. 1 Satz 4 GasNEV
§ 252 Abs. 1 Nr. 1 HGB
§ 21a Abs. 2 EnWG
§ 13 Abs. 4 ARegV
§ 30 S. 2 ARegV
§ 21a Abs. 5 S. 4 EnWG
§ 16 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 1 Abs. 2 S. 1 ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 3 EnWG
§ 16 Abs. 1 Satz 3 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 16 Abs. 1 Satz 1 ARegV
§ 21 Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 16 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 21 a Abs. 5 S. 5 EnWG
§ 16 Abs. 1 ARegV
§ 4 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG
§ 21a Abs. 6 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 6 EnWG
§ 12 Abs. 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 12 Abs. 3 ARegV
§ 12 Abs. 4a Satz 3 ARegV
§ 13 Abs. 3 und 4a ARegV
§ 21a Abs. 2 S. 4 EnWG
§ 12 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 3 Nr. 5 und 37 EnWG
§ 3 Nr. 5 EnWG
§ 3 Nr. 37 EnWG
§ 21 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 30 Satz 2 ARegV
§ 7 I 4 GasNEV
§ 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG
§ 16 Abs. 1 Satz 2 ARegV
§ 3 Abs. 2 ARegV
§ 4 Abs. 2 ARegV
§ 3 Abs. 1 S. 1 ARegV
§ 34 Abs. 1b S. 1 ARegV
§ 21a Abs. 2 S. 3 EnWG
§ 32 Abs. 1 Nr. 1 ARegV
§ 20 Abs. 1 Satz 2 EnWG
§ 21a Abs. 3 Satz 1 EnWG
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 16 Abs. 2 ARegV
§ 90 S. 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EnWG

Zitierte Entscheidungen: 3 Kart 169/09
3 Kart 115/14
1 ARegV am 01.01
1b ARegV am 01.01
21a EnWG vom 30.06