Bundesgerichtshof (Bundesrepublik Deutschland, )
Beschluss vom 2024-01-30, Aktenzeichen EnVR 36/22
ECLI: ECLI:DE:BGH:2024:300124BENVR36.22.0

Tenor:
Auf die Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur und unter Zurückweisung der Rechtsbeschwerde der Betroffenen wird der Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 16. März 2022 aufgehoben.
Die Beschwerde gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 28. November 2018 wird zurückgewiesen.
Die Betroffene trägt die Kosten der Rechtsmittelverfahren einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur.

Tatbestand:

Entscheidungsgründe:
A. Mit Beschluss vom 28. November 2018 (BK4-18-056, nachfolgend: Festlegung) hat die Bundesnetzagentur den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen gemäß § 9 Abs. 3 ARegV (nachfolgend: Produktivitätsfaktor) für die dritte Regulierungsperiode auf 0,90 % festgelegt.
Vor der Entscheidung holte die Bundesnetzagentur zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors ein Gutachten des Wissenschaftlichen Instituts für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH (WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vom 10. Juli 2017; nachfolgend: WIK-Gutachten) ein, das die Anwendung zweier unterschiedlicher Methoden empfahl (Festlegung S. 10). Sie erhob bei den Netzbetreibern auf der Grundlage des Beschlusses vom 31. Januar 2018 (BK4-17-094, nachfolgend: Festlegung vom 31. Januar 2018) Daten für die Jahre 2006 bis 2017 aus der Gewinn- und Verlustrechnung, zum Sachanlagevermögen und zum Personalaufwand. Auf der Grundlage des Gutachtens und der erhobenen und plausibilisierten Daten ermittelte die Bundesnetzagentur mithilfe eines Törnqvist-Indexes, der die Produktivität von Unternehmen als Verhältnis zwischen Ausbringungsmengen (Output) und den hierfür benötigten Produktionsfaktoren (Input) auf der Grundlage von Daten aus der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung abbildet, einen Produktivitätsfaktor von 1,82 %.
Nach einem weiteren, als Malmquist-Methode bezeichneten Verfahren, bei dem die Änderungen statischer Effizienzwerte von Unternehmen für unterschiedliche Perioden verglichen werden, ermittelte die Bundesnetzagentur anhand der Daten der für die ersten drei Regulierungsperioden durchgeführten Effizienzvergleiche einen Produktivitätsfaktor von 1,35 %. Zuvor hatte sie aufgrund des Beschlusses vom 18. Mai 2018 (BK4-18-001, nachfolgend: Festlegung vom 18. Mai 2018) die für die Anwendung dieser Methode erforderlichen Daten bei den Netzbetreibern erhoben.
Da die Bundesnetzagentur keine der beiden Methoden als überlegen ansah, stellte sie zugunsten der Netzbetreiber auf den niedrigeren Wert ab und nahm im Hinblick auf den für Gasversorgungsnetze festgesetzten Produktivitätsfaktor von 0,49 % zur Vermeidung unbeabsichtigter Brüche zwischen beiden Sektoren zusätzlich einen Abschlag von einem Drittel vor (Festlegung S. 63 f.).
Die Betroffene, die ein Elektrizitätsverteilernetz betreibt, hat - wie auch zahlreiche weitere Netzbetreiber - die Festlegung mit der Beschwerde angegriffen. Das Beschwerdegericht hat den Beschluss der Bundesnetzagentur aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, über die Festlegung des Produktivitätsfaktors unter Beachtung der Rechtsauffassung des Beschwerdegerichts erneut zu entscheiden. Dagegen wenden sich die Bundesnetzagentur und die Betroffene mit der vom Beschwerdegericht zugelassenen Rechtsbeschwerde. Die Bundesnetzagentur strebt die Zurückweisung der Beschwerde der Betroffenen an. Die Betroffene begehrt, die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung unter Berücksichtigung weiterer, vom Beschwerdegericht abweichend beurteilter rechtlicher Gesichtspunkte zu verpflichten.
B. Die zulässige Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur ist begründet, während die nach den dafür geltenden Maßstäben (BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 52/18, RdE 2019, 456 Rn. 76 mwN - Eigenkapitalzinssatz II) zulässige Rechtsbeschwerde der Betroffenen ohne Erfolg bleibt.
I. Das Beschwerdegericht hat angenommen, die Bundesnetzagentur habe die Höhe des Produktivitätsfaktors rechtsfehlerhaft ermittelt. Die von der Bundesnetzagentur zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile des Produktivitätsfaktors angewandte Residualbetrachtung, bei der sie auf die Veränderungsrate des Verbraucherpreisgesamtindex abgestellt und eine gemeinsame Abbildung der Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung vorgenommen habe, sei zwar nicht zu beanstanden. Auch sei die Ermittlung des Produktivitätsfaktors nach der Malmquist-Methode rechtsfehlerfrei. Die Bundesnetzagentur habe die Höhe des Produktivitätsfaktors nach der Törnqvist-Methode aber rechtswidrig bestimmt. Die Auswahlentscheidung hinsichtlich des Stützintervalls sei rechtsfehlerhaft, weil sich das Stützintervall 2006 bis 2017 bei der wegen der Einbeziehung des Jahres 2006 erforderlichen Plausibilisierung nicht als hinreichend aussagekräftig und belastbar erweise und andere Stützintervalle, insbesondere das Stützintervall 2007 bis 2017, dem gewählten als Prognosegrundlage deutlich überlegen seien. Zu beanstanden sei ferner, dass die Bundesnetzagentur den sogenannten Monitoring Index als Deflator für die Umsatzerlöse herangezogen habe. Ihre Annahme, er sei als Deflator geeignet, obgleich hierin die Netzentgelte der Ebenen oberhalb der Mittelspannung nicht unmittelbar enthalten seien, sei nicht tragfähig.
II. Diese Bewertung hält den Angriffen der Rechtsbeschwerde der Betroffenen, nicht aber denjenigen der Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur stand.
1. Nach § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG werden in der Anreizregulierung für eine Regulierungsperiode unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben Obergrenzen für die Höhe der Netzzugangsentgelte oder die Gesamterlöse aus Netzzugangsentgelten vorgegeben. Die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze müssen nach § 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung unter Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vorsehen. Der Produktivitätsfaktor ist nach der auf der Grundlage von § 21a Abs. 6 EnWG von der Bundesregierung erlassenen Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV ein Korrekturfaktor für den durch das Statistische Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex. Durch ihn soll gewährleistet werden, dass bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen berücksichtigt wird, ob und gegebenenfalls in welchem Maße sich die Produktivität der Netzbetreiber abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt. Er wird gemäß § 9 Abs. 1 ARegV ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.
2. Diese Regelungen finden auch vor dem Hintergrund der Entscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union vom 2. September 2021 (C-718/18, RdE 2021, 534 Rn. 112 bis 138) weiterhin Anwendung (BGH, Beschlüsse vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 14 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 7. Dezember 2021 - EnVR 6/21, WM 2023, 630 Rn. 9 - Kapitalkostenabzug mwN; vom 27. Juni 2023 - EnVR 22/22, RdE 2023, 366 Rn. 8 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor III; siehe nunmehr § 21a EnWG in der seit dem 29. Dezember 2023 geltenden Fassung sowie Rn. 14). Angesichts der durch das Unionsrecht geforderten Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur von externen Weisungen anderer öffentlicher oder privater Stellen sind die Vorschriften der Anreizregulierungsverordnung sowie der Strom- und der Gasnetzentgeltverordnung jedoch wo auch immer möglich und bis zu der den Gerichten durch den Willen des nationalen Gesetzgebers gezogenen Grenze im Sinne einer Gewährleistung und Sicherung dieser Unabhängigkeit auszulegen. Eine gerichtliche Überprüfung erfolgt daher im Grundsatz nur noch in Bezug auf den nach diesen Maßstäben fortgeltenden nationalen Regulierungsrahmen sowie anhand unionsrechtlicher Vorgaben (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 15 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; WM 2023, 630 Rn. 10 - Kapitalkostenabzug).
3. Die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ist inhaltlich nicht vollständig rechtlich determiniert (BGH, Beschluss vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Demgemäß sind Auswahlentscheidungen der Bundesnetzagentur, die sie bei der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, der Wahl einer zu seiner Ermittlung geeigneten Methode und deren Modellierung und Anwendung im Einzelnen zu treffen hat, nur eingeschränkt gerichtlich überprüfbar, nämlich nur - insoweit aber vollständig - darauf hin, ob die materiell-rechtlichen und verfahrensrechtlichen Grenzen eingehalten worden sind, die die Bundesnetzagentur zu beachten hatte (BGH, aaO, Rn. 27). Zu prüfen ist daher stets, ob die Regulierungsbehörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs - hier die Ermittlung des Produktivitätsfaktors gemäß § 21a Abs. 4 Satz 7, Abs. 6 EnWG, § 9 Abs. 1 und Abs. 3 Satz 1 ARegV nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen - ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemein gültige Wertmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Eine von der Bundesnetzagentur bei der Wahl der Methode oder der Anwendung der gewählten Methode getroffene Auswahlentscheidung kann von Rechts wegen nur dann beanstandet werden, wenn sich feststellen lässt, dass der gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm nach dem durch die Entscheidung der Regulierungsbehörde auszufüllenden gesetzlichen Rahmen zukommt, oder wenn ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen ist, dass die getroffene Auswahlentscheidung nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann. Dieser eingeschränkte Prüfungsmaßstab folgt aus den Grenzen der rechtlichen Determinierung und Determinierbarkeit der Aufklärung und Bewertung komplexer ökonomischer Zusammenhänge im Allgemeinen und des bei der (prognostischen) Abschätzung des Produktivitätsfaktors regulatorisch relevanten Sachverhalts sowie der regulatorischen Aufgaben im Besonderen und ist deshalb sowohl mit Art. 19 Abs. 4 GG als auch mit dem Anspruch auf Gewährung effektiven Rechtsschutzes vereinbar (st. Rspr., BGH, Beschlüsse vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom 29. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.).
4. Daran hält der Senat auch unter Berücksichtigung der Einwände der betroffenen Netzbetreiber (vgl. Rieger, N&R 2021, Heft 03-04, Beilage, S. 10 ff.; Rosin/Bourazeri, RdE 2021, 248 ff.; Richter, N&R 2023, 186 ff.; Richter, N&R 2023, 235 ff.) bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors für die Elektrizitätsversorgungsnetze fest.
a) Soweit behauptet worden ist, der Bundesnetzagentur werde ein Spielraum in Bezug auf die Einhaltung des Standes der Wissenschaft eröffnet (vgl. Mohr/Müller, EuZW 2023, 1069, 1075 mwN), trifft dies nicht zu. Eine dem Stand der Wissenschaft widersprechende Methode ist greifbar ungeeignet; ein Beurteilungsspielraum ist nach den obigen Ausführungen insoweit nicht gegeben. Die Bestimmung des Produktivitätsfaktors ist nach den bereits zum Produktivitätsfaktor Gas getroffenen Feststellungen auf der Grundlage zweier wissenschaftlich anerkannter Methoden erfolgt (BGHZ 228, 286 Rn. 31 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Nach umfangreicher Beweisaufnahme hat das Beschwerdegericht bereits zum Produktivitätsfaktor Gas angenommen, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur dem Stand der Wissenschaft nicht widerspricht, demgegenüber aber die von den betroffenen Netzbetreibern favorisierte Methode, die der gerichtliche Sachverständige als wissenschaftlich nicht anerkannt bezeichnet hatte, zu einem unsicheren Ergebnis führt (ebenda Rn. 40). In Anwendung der wissenschaftlich anerkannten Methoden (Törnqvist-Index und Malmquist-Index) zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors sowohl im Gas- als auch im Elektrizitätssektor sind sodann zahlreiche weitere Methodenentscheidungen - wie etwa zum Stützintervall und zum Deflator - zu treffen, für die es grundlegende theoretische Überlegungen, Leitlinien oder branchenweit anerkannte Vorgaben indes nicht gibt (siehe etwa zum Stützintervall BGH, Beschluss vom 30. Januar 2024 - EnVR 32/22, z.Veröff.best., Rn. 22 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV). Die Annäherung an die hier besonders komplexe, durch Regulierung geprägte Realität mit ökonometrischen Methoden ist auf vielfältige Weise in einer dem Stand der Wissenschaft entsprechenden Form möglich und unterliegt in besonderer Weise prognostischen und ökonomischen Wertungen. Die pauschale Behauptung, die in Anwendung der Törnqvist- und der Malmquist-Methode erforderlichen weiteren Methodenentscheidungen der sachverständig beratenen Bundesnetzagentur widersprächen (nahezu sämtlich) dem Stand der Wissenschaft, reicht daher vor dem Hintergrund, dass es sich bei den herangezogenen Modellen um wissenschaftlich anerkannte Methoden handelt, nicht aus. Es wäre zumindest darzulegen, dass es in Bezug auf die konkret angegriffene Methodenanwendung (überhaupt) einen Stand der Wissenschaft gibt, welchen Inhalt er hat, und aus welchen Gründen die Methodenentscheidung daher greifbar ungeeignet ist, um die Funktion zu erfüllen, die ihr nach dem gesetzlichen Rahmen zukommt, oder eine andere Entscheidung deutlich überlegen ist. Erst auf der Grundlage eines solchen Vorbringens kann das Beschwerdegericht gehalten sein, weitere Ermittlungen anzustellen.
b) Eine andere Betrachtungsweise ist auch aufgrund der Einfügung von § 73 Abs. 1b Satz 2 in das Energiewirtschaftsgesetz durch das Gesetz zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl. I 2023, Nr. 405, S. 30) nicht geboten. Danach müssen ökonomische Analysen, die einer Festlegung der Bundesnetzagentur zugrunde liegen, dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Diese im Zuge der Umsetzung des Urteils des Unionsgerichthofs vom 2. September 2021 (C-718/18, RdE 2021, 534 Rn. 112 bis 138) ergangene Vorschrift findet vorliegend nach ihrem zeitlichen und inhaltlichen Geltungsanspruch keine Anwendung (vgl. BVerwG, Urteile vom 1. Dezember 1972 - IV C 6.71, BVerwGE 41, 227 [juris Rn. 15]; vom 18. Februar 2021 - 1 C 4/20, BVerwGE 171, 300 Rn. 11). Nach der Gesetzesbegründung (BT-Drucks. 20/7310 vom 19. Juni 2023, S. 2, 115) sollen damit die bisher in den betroffenen Rechtsverordnungen enthaltenen Verfahrens- und Transparenzvorschriften in das Energiewirtschaftsgesetz überführt werden. Der Regulierungsbehörde soll es ermöglicht werden, ein über fast 20 Jahre entstandenes Regulierungsrecht einschließlich der dazugehörigen Anwendungs- und Auslegungspraxis zu erhalten. Brüche in der Rechtsanwendung sollen vermieden werden. Durch § 73 Abs. 1b Satz 2 EnWG soll der Maßstab für die rechtliche Beurteilung ökonomischer Analysen klargestellt werden. Die Regelung überführt unter anderem § 9 Abs. 3 ARegV, wonach die Bundesnetzagentur den Produktivitätsfaktor jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln hat, in das Energiewirtschaftsgesetz. Daraus ergibt sich klar, dass der Gesetzgeber Regelungen für die Zukunft treffen und den zeitlichen und inhaltlichen Geltungsbereich der Vorschrift nicht auf bereits vor der Entscheidung des Unionsgerichtshofs ergangene Festlegungen, für die - wie ausgeführt - die bisherigen Regelungen weiter gelten, erstrecken wollte. Auch Anhaltspunkte, dass der Gesetzgeber eine Änderung der ihm bekannten und mit der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts im Einklang stehenden ständigen Rechtsprechung des Senats (BGH, Beschlüsse vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom 29. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.; vgl. Hahn in Säcker/Körber, TKG - TTDSG, 4. Aufl., Vor § 217 Rn. 1 ff.) bezweckt hätte, ergeben sich aus der Gesetzesbegründung nicht. Die Fragen nach der zukünftigen Auslegung von § 73 Abs. 1b EnWG und der Vereinbarkeit der Vorschrift mit den Vorgaben der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (nachfolgend: EltRL 2019; vgl. Mohr/Müller, EuZW 2023, 1069, 1075) können indes dahinstehen. Eine Änderung der Rechtsprechung des Senats für die Zeit vor dem zeitlichen Geltungsanspruch der Vorschrift wird durch sie jedenfalls nicht veranlasst.
c) Ferner nimmt der Senat weder entgegen den insoweit geltenden Grundsätzen (vgl. BGH, Beschlüsse vom 27. Januar 2015 - EnVR 42/13, ZNER 2015, 129 Rn. 34 - Stadtwerke Rhede GmbH; vom 11. Dezember 2018 - EnVR 48/17, RdE 2019, 172 Rn. 8 - Eigenkapitalzinssatz; vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34) eine tatrichterliche Würdigung vor, noch wird - wie ausgeführt - durch die obigen Maßgaben der nach Art. 19 Abs. 4 GG und nach Unionsrecht gebotene effektive Rechtsschutz ausgehöhlt. Vielmehr geht es darum, den Bereich der tatrichterlichen Überprüfung und Würdigung in der gebotenen Weise von dem Spielraum abzugrenzen, der der Regulierungsbehörde bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors zusteht (BGH, Beschluss vom 3. März 2020 - EnVR 26/18, RdE 2020, 319 Rn. 32 und Rn. 36 bis 38 - Eigenkapitalzinssatz III; BVerfG, Nichtannahmebeschluss vom 29. Juli 2021 - 1 BvR 1588/20, juris Rn. 2).
5. Nach diesen Maßstäben hält die Beurteilung des Beschwerdegerichts rechtlicher Nachprüfung nicht stand, die Bundesnetzagentur habe den Produktivitätsfaktor nach der Törnqvist-Methode rechtswidrig bestimmt, weil sich das Stützintervall 2006 bis 2017 bei der wegen der Einbeziehung des Jahres 2006 erforderlichen Plausibilisierung nicht als hinreichend aussagekräftig und belastbar erweise und andere Stützintervalle, insbesondere das Stützintervall 2007 bis 2017, dem gewählten als Prognosegrundlage deutlich überlegen seien.
a) Allerdings hat das Beschwerdegericht zu Recht und im Einklang mit der Rechtsprechung des Senats angenommen, dass das von der Bundesnetzagentur gewählte Stützintervall 2006 bis 2017 nicht deshalb ungeeignet ist, weil die beobachtete totale Faktorproduktivität und demgemäß auch die jährlichen Werte des Produktivitätsfaktors stark streuen, das Stützintervall mit einem Basisjahr beginnt und mit einem auf ein Basisjahr folgenden Jahr endet, oder das Stützintervall einen ab 2012 einsetzenden Negativtrend nicht ausreichend berücksichtigt. Es geht zutreffend davon aus, es sei nicht erforderlich, die Datengrundlage um regulatorische Effekte - auch sogenannte "Einmaleffekte" - zu bereinigen. Denn bei der Prognoseentscheidung kann - wie die Bundesnetzagentur zu Recht geltend macht - berücksichtigt werden, dass (auch) in Zukunft regulatorisch bedingte Effekte mit erheblichen Auswirkungen auf die netzwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung auftreten können. Die Feststellungen des Beschwerdegerichts rechtfertigen zudem nicht die Annahme, dass die Einbeziehung der Daten für 2006 bereits wegen einer mangelnden Datenqualität ausscheiden müsste. Der von der Rechtsbeschwerde der Betroffenen dagegen erhobene Einwand, die Bundesnetzagentur hätte wegen des erkennbaren Strukturbruchs, dass die Produktivitätsentwicklung der Netzwirtschaft zunächst bis 2009 positiv und sodann mit Ausnahme der durch den Basisjahreffekt beeinflussten Entwicklung durchgehend negativ gewesen sei, untersuchen und bewerten müssen, ob die Verhältnisse im Zeitraum 2011 bis 2017 als Prognosegrundlage für den Zeitraum 2019 bis 2023 besser geeignet gewesen seien als der Durchschnittswert für das Stützintervall von 2006 bis 2017, greift nicht durch. Damit zeigt die Betroffene nach den dafür geltenden Maßgaben (oben Rn. 11) keinen Rechtsfehler des Beschwerdegerichts auf.
aa) Die im Einklang mit § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV stehende Entscheidung der Bundesnetzagentur, den Zeitraum von 2006 bis 2017 zu betrachten, wäre nach den obigen Grundsätzen nur dann zu beanstanden, wenn der gewählte Zeitraum von vornherein ungeeignet wäre, die Funktion zu erfüllen, die ihm bei der gewählten Berechnungsmethode zukommt, oder wenn ein anderer Zeitraum unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen wäre, dass die Auswahlentscheidung der Bundesnetzagentur als nicht mehr mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden könnte (BGHZ 228, 286 Rn. 73 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Von diesem Maßstab ist das Beschwerdegericht zutreffend ausgegangen und hat angenommen, die Jahreswerte geböten nicht zwingend, einen Betrachtungszeitraum zu wählen, der frühestens ab 2010 beginnt und damit den beobachteten Negativtrend maßgeblich berücksichtigt.
bb) Die Betroffene macht nicht geltend, dass ein Betrachtungszeitraum frühestens ab 2010 so deutlich überlegen sei, dass das gewählte Stützintervall nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden könne. Sie meint vielmehr, die angefochtene Festlegung sei unzureichend begründet und ermessensfehlerhaft, weil keine weiteren Untersuchungen durchgeführt worden seien, ob es Hinweise dafür gebe, dass die Produktivitätsentwicklung mit höherer Wahrscheinlichkeit auch während des Zeitraums 2019 bis 2023 im negativen Bereich bleiben werde, und deren etwaige Ergebnisse deshalb von der Bundesnetzagentur nicht berücksichtigt worden seien.
cc) Das greift nicht durch. Es ist nicht dargetan, dass der Bundesnetzagentur bei ihrer Auswahlentscheidung ein nach den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 23, 27 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I, oben Rn. 11) relevanter Fehler unterlaufen wäre. Die Betroffene führt bereits nicht aus, welche weiteren Untersuchungen hätten durchgeführt werden können; entsprechender Vortrag im Konsultationsverfahren oder in der Tatsacheninstanz ist nicht aufgezeigt. Soweit die Rechtsbeschwerde meint, das Beschwerdegericht habe belastbare Anhaltspunkte dafür, dass es sich bei den sinkenden Werten um einen verfestigten Trend handele, zu Unrecht verneint, setzt sie lediglich ihre Wertung im Hinblick auf diese Umstände - wie etwa die Steigerung der Jahreswerte im Zeitraum 2015 bis 2017 vor dem Hintergrund des sich zunehmend abschwächenden Basisjahreffekts sowie die allgemeinen Entwicklungen im Bereich der Stromnetze und den entsprechenden Investitionsbedarf vor dem Hintergrund der gegenläufigen (positiven) Entwicklung der sich nach der Malmquist-Methode ergebenden Werte - an die Stelle derjenigen des Beschwerdegerichts.
b) Die Bundesnetzagentur rügt zu Recht, dass das Beschwerdegericht, soweit es die Heranziehung des Stützintervalls 2006 bis 2017 als rechtsfehlerhaft beanstandet, der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt und wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Acht gelassen hat (vgl. zu den insoweit geltenden Grundsätzen BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34).
aa) Es fehlt zunächst - anders als das Beschwerdegericht meint - nicht an der für die Festlegung erforderlichen Begründung.
(1) Bei der Ausfüllung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums unterliegt die Bundesnetzagentur besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen ist im Energiewirtschaftsregulierungsrecht die Bewertung der Behörde zur Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes auch darauf zu überprüfen, ob sie die Festlegung im Hinblick auf die Kriterien, die in den einschlägigen Rechtsnormen aufgeführt oder in diesen jedenfalls angelegt sind, plausibel und erschöpfend begründet hat. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Beurteilungs- oder Ermessensspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen, die angesichts des eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (BGHZ 228, 286 Rn. 63 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).
(2) Nach diesen Maßstäben hat die Bundesnetzagentur ihre Entscheidung plausibel und erschöpfend begründet. Sowohl bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas als auch des Produktivitätsfaktors Strom hat die Bundesnetzagentur sich aus den gleichen Gründen für die Heranziehung der Daten des jeweils längstmöglichen Zeitraums einschließlich der Daten des Jahres 2006 und ohne Bereinigung der Daten um (vermeintliche) Sondereffekte entschieden.
(a) Sie hat ihre Entscheidung für das längst mögliche Stützintervall damit begründet, dass grundsätzlich ein möglichst langer Zeitraum berücksichtigt werden solle. Dies solle gewährleisten, dass temporäre Effekte geglättet werden. Aus den Reihen der Konsultationsteilnehmer sei das im Stützintervall enthaltene Jahr 2006 als auffällig oder sogar als nicht plausibel bezeichnet worden, da die Daten des Jahres 2006 als erstes Jahr der Regulierung stark von denen der Folgejahre abwichen. Dies betreffe insbesondere die Werte der Positionen "Umsatz ohne Umlagen", "Aktivierte Eigenleistungen", "Personalaufwand" und "Abschreibungen". Diese Kritik verfange insgesamt nicht. Es liege in der Natur der Sache, dass sowohl Kostenpositionen als auch Umsatzerlöse von Jahr zu Jahr schwanken könnten. Die Position Umsatz ohne Umlagen liege im Jahr 2006 leicht unterhalb des Mittelwerts der Daten des Stützintervalls, der Personalaufwand genau auf dem Mittelwert. Ein nicht plausibler Unterschied der aktivierten Eigenleistungen und der Abschreibungen des Jahres 2006 könne im Vergleich zu den übrigen Jahren jedenfalls nicht festgestellt werden. Der Anstieg des Bruttoproduktionswerts des Jahres 2007 im Vergleich zu 2008 betrage rund 8 % und weise einen ähnlichen Anstieg auf wie von 2008 auf 2009. Eine Unplausibilität könne schon allein deshalb - auch in Kombination mit einem im Vergleich niedrigeren Inputindex - nicht festgestellt werden. Auch der behauptete Rückgang des Bruttoanlagevermögens könne nicht festgestellt werden, da die im Inputpreisindex verwendeten Mengen leicht stiegen. Im Vergleich hierzu seien die Vorleistungen nahezu unverändert geblieben. Die geleisteten Arbeitsstunden seien stärker zurückgegangen, jedoch nicht in unplausiblem Umfang, da es in diesem Zeitraum vermehrt zunächst zur Gründung von kleinen und anschließend wieder großen Netzgesellschaften gekommen sei. Hierzu korrelierend verhielten sich die Gewichtungsfaktoren im Vergleich zu den Folgejahren; auch hier könne keine Unplausibilität festgestellt werden. Insgesamt sei in Bezug auf die von den Marktteilnehmern kritisch betrachteten Daten des Jahres 2006 festzustellen, dass es sich um umfangreich plausibilisierte Daten aus den Jahresabschlüssen der Stromnetzbetreiber handele. Mögliche strukturelle Veränderungen bildeten daher - unabhängig davon, ob sie die Produktivität möglicherweise erhöhten oder senkten - die tatsächlichen Gegebenheiten ab. Auch deshalb sei unter diesem Gesichtspunkt ein möglichst großes Stützintervall zu bevorzugen; willkürlich einzelne Jahresdaten auszuschließen, liege neben der Sache.
(b) Die Bundesnetzagentur hat ausweislich der Begründung der Festlegung im Hinblick auf die im Konsultationsverfahren geäußerte Kritik "dennoch" (Festlegung S. 23) den Einfluss der Daten des Jahres 2006 auf den Produktivitätsfaktor erneut überprüft. Die Ermittlungen haben sich dabei auf alle gemäß § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV möglichen Stützintervalle bezogen, die mit dem Jahr 2007 beginnen. Angesichts des über den Zeitverlauf kontinuierlichen Absinkens des Produktivitätsfaktors hat dies - wenig überraschend - das Ergebnis erbracht, dass der Produktivitätsfaktor in den vier früher endenden Zeiträumen höher und in den vier später endenden Zeiträumen niedriger ist als derjenige, der sich ergibt, wenn das längstmögliche Stützintervall zugrunde gelegt wird, wobei sich ein Mittelwert von 2,05 % ergibt. Daraus hat die Bundesnetzagentur geschlossen, dass der Produktivitätsfaktor auch im Vergleich mit um das Jahr 2006 verkürzten Stützintervallen als robust anzusehen ist. Sie hat es daher als sachgerecht erachtet, die Daten des Jahres 2006 in die Törnqvist-Berechnung einzubeziehen, um einen möglichst langen Zeitraum abzudecken, der dem auf der Grundlage der Festlegung vom 31. Januar 2018 abgefragten Zeitraum entspricht. Eine Verkürzung des Stützintervalls aufgrund der aufgezeigten Schwankungen hat sie demgegenüber als willkürlich erachtet. Ein sachlicher Grund für eine Verengung des Betrachtungszeitraums sei nicht erkennbar.
(c) Die Bundesnetzagentur hat ihre Entscheidung, der Prognose alle verfügbaren Daten zugrunde zu legen und diese nicht wegen (vermeintlicher) Sondersachverhalte zu ändern oder zu bereinigen, damit begründet, dass dies zu zahlreichen weiteren Unsicherheiten führe und zudem teilweise auch nicht möglich sei (Festlegung S. 23 bis 25). So stehe der vorgeschlagenen Herausrechnung der Daten der Offshore-Anbindungen entgegen, dass sonst die Branche des Elektrizitätsversorgungsnetzbetriebs insgesamt nicht vollständig abgedeckt würde, einzelne Netzbetreiber in Gänze unberücksichtigt blieben und Anpassungen bei den Daten erfolgen müssten, die zu Lücken bei den Umsatzerlösen und den Inputfaktoren führen würden, während der Verordnungsgeber sich entschieden habe, den Produktivitätsfaktor auch auf Offshore-Anbindungen zur Anwendung kommen zu lassen. Es werde auch nicht der Forderung gefolgt, eine Anpassung der Daten der Gewinn- und Verlustrechnung durchzuführen, um Veränderungen durch das 2016 in Kraft getretene Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetz Rechnung zu tragen. Dies sei mit der Begründung verlangt worden, es habe sich eine Verschiebung eines Teils der sonstigen betrieblichen Erträge in die Umsatzerlöse der Jahre 2016 und 2017 ergeben, so dass es an der Vergleichbarkeit mit den Vorjahren fehle. Dem sei indes nicht zu folgen, weil eine solche Datenanpassung nicht möglich sei. Jede pauschale Anpassung würde daher zu einer Verzerrung führen. Die Konsultationsteilnehmer hätten selbst befürwortet, aus methodischen Gründen auf eine möglichst lange Zeitreihe abzustellen. Das würde aber faktisch unmöglich, wenn solche "Brüche", die zudem die vor dem handelsrechtlichen Hintergrund tatsächlich bestehenden Gegebenheiten in der Branche unmittelbar widerspiegelten, das Stützintervall zwingend begrenzten oder stets mehr oder minder willkürliche Anpassungen der Datenbasis vorgenommen werden müssten. Denn in diesem Fall wäre es nur folgerichtig, auch bezüglich anderer Aspekte sowie Sondersachverhalte zu überprüfen, ob Daten ausgesondert werden müssten oder sich eine Bereinigung oder Herausrechnung von Einzelpositionen aufdränge. Durch eine solche dem Umfang nach nicht absehbare Entfernung von Daten der Gewinn- und Verlustrechnung komme es aber nicht zu einer besseren Abbildung der tatsächlichen Gegebenheiten. Es sei daher insgesamt nicht sachgerecht, entsprechende Daten unberücksichtigt zu lassen oder sonstige Anpassungen oder Verschiebungen von Einzelpositionen durchzuführen. Das werde dadurch gestützt, dass eine Bereinigung vermeintlicher Sondersachverhalte auch immer zu für die Netzbetreiber nachteiligen Ergebnissen führen könnte. Entsprechendes gelte für die Mehrerlösabschöpfung. Auch insoweit sei es nicht sachgerecht, Anpassungen durchzuführen, zumal solche auf Grund der vorhandenen Daten nicht vollständig möglich seien. Schließlich komme es insoweit auf den Zeitraum an, in dem die Rückzahlungen tatsächlich erfolgt seien, und nicht auf den Zeitraum, in dem die Rückstellungen gebildet worden seien. Dafür hätten aber individuell verschiedene Zeiträume von bis zu neun Jahren gewählt werden können. Die Auswirkungen der Mehrerlösabschöpfung würden sich aufgrund der individuell gewählten Rückzahlungsdauer auch auf diesen individuellen Zeitraum verteilen und gingen zum Teil über das Jahr 2017 hinaus.
(3) Die Bundesnetzagentur rügt vor diesem Hintergrund zu Recht, das Beschwerdegericht hätte nicht davon ausgehen dürfen, dass sie die Belastbarkeit der Daten des Jahres 2006 selbst in Frage gestellt und daher in der Festlegung eine entsprechende Plausibilisierung für erforderlich gehalten und vorgenommen habe. Denn aus der oben wiedergegebenen Begründung ergibt sich, dass die Bundesnetzagentur ihre Untersuchungen zum Einfluss der Daten des Jahres 2006 auf den Produktivitätsfaktor lediglich im Hinblick auf die im Konsultationsverfahren geäußerte Kritik vorgenommen hat ("dennoch"). Es ist daher nachvollziehbar, dass sie jeweils Zeiträume untersucht hat, bei denen die Daten für 2006 nicht, diejenigen für 2007 aber wohl enthalten waren. Angesichts des über den gesamten Zeitraum sinkenden Produktivitätsfaktors war es konsequent, die Stützintervalle ohne 2006 so zu bilden, dass sie die höheren Werte der Vergangenheit widerspiegelten. Denn die Prüfung bezog sich vor dem Hintergrund der Kritik darauf, dass die Ergebnisse für das Intervall 2006 bis 2017 im Vergleich mit den positive Werte aufweisenden möglichen anderen Intervallen des Zeitraums nicht erheblich nach oben abweichen.
(4) Es bedurfte entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts auch keiner Begründung dafür, aus welchen Gründen die Bundesnetzagentur in der angegriffenen Festlegung - anders als bei der Robustheitsprüfung des Produktivitätsfaktors Gas - nicht auf die Stützintervalle abgestellt hat, die sich ergeben, wenn das Stützintervall jeweils um das am längsten zurückliegende Jahr verkürzt wird.
(a) Bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas hat die Bundesnetzagentur ausweislich der dortigen Begründung (Festlegung vom 21. Februar 2018 - BK4-17-093, S. 20) - anders als vorliegend - eine Robustheitsprüfung wegen der dort festgestellten, über den gesamten Erhebungszeitraum aufgetretenen starken Schwankungen des Produktivitätsfaktors für erforderlich gehalten. Sie hat auf der Grundlage der Annahme, dass (kürzere) Zeiträume der jüngeren Vergangenheit aussagekräftiger seien als weiter zurückliegende Zeiträume, das Stützintervall jeweils um das am längsten zurückliegende Jahr verkürzt.
(b) Vergleichbare Schwankungen über das gesamte Stützintervall sind hier indes nicht zu beobachten. Dabei stellt der Senat auf heftige Schwankungen über das gesamte Stützintervall ab, die sich hier angesichts des ab 2010 einsetzenden anhaltenden Negativtrends nicht wie beim Produktivitätsfaktor Gas beobachten lassen (vgl. Beschluss vom 30. Januar 2024 - EnVR 32/22, z.Veröff.best. Rn. 46), wobei auch im Gasbereich das Jahr 2006 - konsistent - in das Stützintervall einbezogen worden ist. Die Prüfung erfolgte daher - wie dargestellt - vor anderem Hintergrund und mit anderer Zielsetzung. Eine Begründung für das unterschiedliche Vorgehen war deshalb nicht erforderlich (vgl. auch BGHZ 228, 286 Rn. 89 bis 91 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Entgegen der Ansicht der betroffenen Netzbetreiber lässt sich der Auswahl der Vergleichsintervalle aus diesem Grund auch kein Anzeichen dafür entnehmen, dass eine ergebnisoffene Prüfung von vornherein nicht stattgefunden habe.
bb) Vor diesem Hintergrund hat das Beschwerdegericht die Heranziehung des Stützintervalls 2006 bis 2017 zu Unrecht als rechtsfehlerhaft beanstandet. Es hat sich mit der Begründung der Festlegung nicht ausreichend auseinandergesetzt und dadurch seinen Blick rechtsfehlerhaft auf die Einbeziehung des Jahres 2006 und die von ihm für erforderlich gehaltene Plausibilisierung des Stützintervalls 2006 bis 2017 verengt. Dabei hat es außer Betracht gelassen, dass die Bundesnetzagentur in fehlerfreier Ausübung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums die (grundlegende) Abwägungsentscheidung getroffen hat, alle verfügbaren plausibilisierten Daten zu verwenden. Zu Unrecht hat das Beschwerdegericht daher angenommen, dass eine Plausibilisierung des von der Bundesnetzagentur nach dem Törnqvist-Index errechneten Werts durch einen Vergleich mit denjenigen Werten erforderlich sei, die sich bei Heranziehung verschiedener weiterer, mit dem Jahr 2017 endender Stützintervalle ergäben und aus den abweichenden Werten geschlossen, dass das Stützintervall 2007 bis 2017 dem von der Bundesnetzagentur gewählten deutlich überlegen sei.
(1) Zwar geht das Beschwerdegericht im rechtlichen Ausgangspunkt zutreffend davon aus, dass es von den Umständen des Einzelfalls abhängt, ob und gegebenenfalls in welchem Umfang die Bundesnetzagentur vor einer methodischen Entscheidung oder bei deren Umsetzung verpflichtet ist, Alternativen zu prüfen oder sich um eine zusätzliche Absicherung des gefundenen Ergebnisses zu bemühen. Es legt seiner Entscheidung ferner zutreffend zugrunde, dass es insbesondere darauf ankommt, ob sich bei der Verfolgung eines gewählten Ansatzes Anhaltspunkte dafür ergeben, dass und gegebenenfalls in welcher Beziehung und in welchem Umfang eine grundsätzliche Methodenentscheidung oder die Weichenstellung in einem Einzelpunkt der Untersuchung einer erneuten Überprüfung bedarf, um ein verlässliches und aussagekräftiges Ergebnis zu gewinnen (BGHZ 228, 286 Rn. 23 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).
(2) Zu Unrecht meint das Beschwerdegericht aber, dass solche Anhaltspunkte hier gegeben seien und durch eine vergleichende Betrachtung mit anderen Stützintervallen ohne 2006 ein verlässlicheres und aussagekräftigeres Ergebnis gewonnen werden könne. Denn es lässt außer Betracht, dass Auswahlentscheidungen der Bundesnetzagentur, die sie bei der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, der Wahl einer zu seiner Ermittlung geeigneten Methode und deren Modellierung und Anwendung im Einzelnen zu treffen hat, nur eingeschränkt gerichtlich überprüfbar sind, nämlich nur - insoweit aber vollständig - darauf hin, ob die materiell-rechtlichen und verfahrensrechtlichen Grenzen eingehalten worden sind, die die Bundesnetzagentur zu beachten hatte (BGHZ 228, 286 Rn. 27 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Entgegen der Auffassung der betroffenen Netzbetreiber nimmt der Senat damit keine Tatsachenwürdigung vor. Vielmehr geht es darum, den Bereich der tatrichterlichen Überprüfung und Würdigung in der gebotenen Weise von dem Spielraum abzugrenzen, der der Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung ihres Beurteilungsspielraums zusteht (vgl. BGH, Beschluss vom 3. März 2020 - EnVR 26/18, RdE 2020, 319 Rn. 32 - Eigenkapitalzinssatz III).
(3) Der Ansatz der Bundesnetzagentur ist in seiner Gesamtheit davon geprägt, dass der Prognose alle verfügbaren Daten zugrunde gelegt und diese nicht wegen (vermeintlicher) Sondersachverhalte geändert oder bereinigt werden. Das beruht auf der Annahme, dass der längstmögliche Zeitraum am besten für eine Prognose geeignet ist, weil er zahlreiche - insbesondere auch regulierungsbedingte - tatsächliche Gegebenheiten und Effekte abbildet und zugleich glättet, die angesichts der stets möglichen (regulierungsbedingten) strukturellen Veränderungen im Energiesektor mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit auch im Prognosezeitraum erwartet werden können. Die Bundesnetzagentur hat ihrer Prognose folglich alle verfügbaren Daten zugrunde gelegt und weder die Daten der Offshore-Anbindungen herausgerechnet, noch Daten aufgrund der durch das Inkrafttreten des Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetzes eingetretenen Veränderungen oder wegen der Rückzahlungen aufgrund der Mehrerlösabschöpfung angepasst.
(4) Das ist ein ausreichend begründeter, sachlich möglicher und plausibler Ansatz. Er beruht auf der in nicht zu beanstandender Ausübung des Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums der Bundesnetzagentur getroffenen Annahme, es könne auch im Prognosezeitraum der dritten Regulierungsperiode mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit zu strukturellen Veränderungen mit erheblichen Auswirkungen auf den Produktivitätsfaktor kommen. Die Bundesnetzagentur hat den Zielkonflikt, der in der Bestimmung eines sogenannte "Brüche" berücksichtigenden Stützintervalls und der Heranziehung der verfügbaren Daten liegt, erkannt, die Vor- und Nachteile möglicher Lösungen aufgezeigt und sich für die größtmögliche Datenbasis ohne Datenbereinigungen entschieden. Dabei hat sie rechtsfehlerfrei darauf abgestellt, dass die aus methodischen Gründen vorzugswürdige Berücksichtigung möglichst langer Zeitreihen faktisch unmöglich werde, wenn die die tatsächlichen Gegebenheiten widerspiegelnden "Brüche" durch eine Anpassung der Datengrundlage oder des Stützintervalls berücksichtigt werden müssten. Das ist nach den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 157 mwN - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; BGH, RdE 2022, 119 Rn. 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II) nicht zu beanstanden, zumal in diesem Fall auch gegenläufige Effekte, die sich zugunsten der betroffenen Netzbetreiber auswirken, herauszurechnen wären. Ein Abwägungsfehler ist weder aufgezeigt noch erkennbar.
(5) Im Streitfall ergeben sich aus der Beurteilung des Beschwerdegerichts auch keine Umstände, die die Wahl eines anderen Stützintervalls zwingend oder greifbar überlegen erscheinen lassen.
(a) Das Beschwerdegericht legt seiner Beurteilung zugrunde, dass die jährliche Veränderungsrate des Produktivitätsfaktors für 2006 auf 2007 mit 15,47 % den höchsten ermittelten Wert annehme und den zweithöchsten, für 2009 auf 2010 ermittelten Wert von 7,87 % um das Doppelte übersteige. Zudem wiesen fünf der sechs die totale Faktorproduktivität bestimmenden Parameter in den Jahren 2006 bis 2007 die negativsten und positivsten Veränderungsraten des gesamten Zeitverlaufs auf. Die Höhe der Netzentgelte 2006 sei durch den Übergang vom Regelungsregime des verhandelten zu dem des regulierten Netzzugangs geprägt gewesen. Zu Anfang des Jahres 2006 hätten noch die - höheren - verhandelten Netzentgelte gegolten, und die Netzentgeltgenehmigungen der Bundesnetzagentur seien erst im Verlauf des Jahres 2006 sowie 2007 erfolgt. Da die Netzentgelte als Deflator verwendet würden, wirke sich ihre Höhe in erheblicher Weise auf die Ermittlung des Bruttoproduktionswerts aus. Ferner hätten zahlreiche Netzbetreiber Rückstellungen für später abzuschöpfende Mehrerlöse gebildet. Das habe zu einer Minderung der Umsatzerlöse in diesem Jahr geführt.
(b) Diese Umstände spiegeln indes lediglich die tatsächlichen Gegebenheiten wider. Sie konnten daher nach dem Ansatz der Bundesnetzagentur Berücksichtigung finden. Das Beschwerdegericht hat nicht feststellen können, dass die Datengrundlage für das Jahr 2006 in einem Maße unzureichend oder unzuverlässig gewesen wäre, dass die Einbeziehung dieses Jahres in das von der Bundesnetzagentur gewählte Stützintervall bereits wegen der mangelnden Datenqualität ausscheiden müsse. Dies zugrunde gelegt, führt die Berücksichtigung der Daten von 2006, einschließlich der diesem Jahr zugeschriebenen, sich aus der unterjährigen Veränderung der Netzentgelte und der Mehrerlösabschöpfung ergebenden Auswirkungen, entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts und der betroffenen Netzbetreiber nicht zu einer "Verzerrung" des Produktivitätsfaktors, sondern bildet lediglich die tatsächlichen Verhältnisse der regulatorisch geprägten Branche ab.
(c) Zutreffend stellt die Bundesnetzagentur dabei darauf ab, dass es für die Bereinigung von "Sondereffekten" keinen Anlass gibt, sondern eine solche Bereinigung im Gegenteil auch zukünftig zu einer erheblichen Unsicherheit im Hinblick darauf führen würde, welche Daten bei der Abschätzung (noch) berücksichtigt werden dürften, und ob und gegebenenfalls wie eine Datenbereinigung vorzunehmen wäre. Der Senat hat bereits anerkannt, dass dem Interesse an einer rechtzeitigen Regulierungsentscheidung und einem für alle Beteiligten geltenden Rechtsrahmen erhebliches Gewicht beigemessen werden darf (st. Rspr., BGHZ 228, 286 Rn. 24 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; Beschlüsse vom 23. März 2021 - EnVR 74/19, RdE 2021, 406 Rn. 40 - Individuelles Netzentgelt V; vom 20. Dezember 2022 - EnVR 45/21, RdE 2023, 238 Rn. 25 - Datenkorrektur). Ein methodischer Ansatz, der im Interesse der Rechtssicherheit auf eine vollständige Zeitreihe abstellt, ist daher nicht zu beanstanden. Er ist in besonderem Maße geeignet, Rechtssicherheit zu gewährleisten und rechtzeitige Regulierungsentscheidungen zu ermöglichen, weil er die Abgrenzungsschwierigkeiten vermeidet, die ansonsten auch zukünftig auftreten könnten.
(d) Vor diesem Hintergrund nimmt das Beschwerdegericht in Bezug auf die Auswahl des Stützintervalls eine andere Wertung vor als die Bundesnetz-agentur. Während diese ebenso wie bei den Gasversorgungsnetzen davon ausgeht, dass alle erhobenen und plausibilisierten Daten aus dem längstmöglichen Zeitraum einschließlich des Jahres 2006 die Wirklichkeit am besten abbilden, auch wenn dabei mögliche Strukturbrüche oder Sondereffekte einschließlich dadurch hervorgerufener Inkonsistenzen nicht bereinigt werden, meint das Beschwerdegericht, das Jahr 2006 sei bei den Stromversorgungsnetzen anders als bei den Gasversorgungsnetzen nicht zu berücksichtigen, weil es ein "Ausreißerjahr" darstelle und durch das Intervall 2007 bis 2016 die durch den Basisjahreffekt geprägten Investitionszyklen deutlich besser abgebildet würden.
(e) Welcher Ansatz die Wirklichkeit, in der auch zukünftig (regulatorische) Einmalereignisse mit erheblichen Auswirkungen auf die netzwirtschaftliche Produktivität zu erwarten sind, besser abzubilden geeignet ist, beruht auf einer prognostischen und ökonomischen Wertung und Abwägung und kann sich nicht als richtig oder falsch erweisen (vgl. auch BVerwG, Urteil vom 17. August 2016 - 6 C 50/15, BVerwGE 156, 75 Rn. 37). Da eine Erfassung und Aufbereitung aller für einen Vergleich der Ansätze erforderlichen Daten, einschließlich der für eine Isolierung und genaue Bestimmung der jeweils behauptet verzerrenden Sonder- oder Einmaleffekte erforderlichen Daten, und das damit verbundene "Durchspielen" sämtlicher damit einhergehender theoretisch möglicher Alternativen angesichts des damit verbundenen Aufwands weder möglich noch geboten ist (BGHZ 228, 286 Rn. 22 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I), stellt es letztlich eine Wertungs- und Abwägungsentscheidung dar, welchem Ansatz der Vorzug zu geben ist, damit der Produktivitätsfaktor möglichst weder unter- noch überschätzt wird. Die Prüfung, ob sich bei der Verfolgung eines gewählten Ansatzes Anhaltspunkte dafür ergeben, dass und gegebenenfalls in welcher Beziehung und in welchem Umfang die grundsätzlich getroffene Methodenentscheidung oder die Weichenstellung bei einem Einzelpunkt der Untersuchung einer erneuten Überprüfung bedarf, um ein verlässliches und aussagekräftiges Ergebnis zu gewinnen, wird daher richterlicher Beurteilung nicht entzogen. Es ist vielmehr rechtlich zu bestimmen, in welchem Umfang niemals vollständig zu vermeidende tatsächliche Unsicherheiten bei der Prognosegrundlage hinzunehmen sind und wie sie sich auswirken (BGHZ 228, 286 Rn. 23 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Dabei darf bei einer Einzelentscheidung, die bei der Anwendung einer bestimmten Methode zu treffen ist, der der Bundesnetzagentur nach der Rechtsprechung des Senats eingeräumte Beurteilungsspielraum nicht derart beschnitten werden, dass eine andere prognostische und ökonomische Beurteilung bereits Anlass gibt, die getroffene Einzelentscheidung als beurteilungsfehlerhaft anzusehen.
(6) Schließlich steht die Ansicht des Beschwerdegerichts, die Plausibilisierung durch einen Vergleich mit anderen Stützintervallen ohne 2006 ergebe, dass das Stützintervall 2007 bis 2017 greifbar überlegen sei, im Widerspruch zu seinem rechtlichen Ausgangspunkt. Wie oben dargelegt, geht das Beschwerdegericht im Einklang mit der Rechtsprechung des Senats (BGHZ 228, 286 Rn. 74 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; BGH, RdE 2022, 119 Rn. 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II) davon aus, dass es nicht erforderlich sei, die Datengrundlage um regulatorische Effekte - auch "Einmaleffekte" - zu bereinigen, und dass die Einbeziehung von 2006 nicht wegen mangelnder Datenqualität ausscheiden müsse. Dies zugrunde gelegt, kann indes mit einem solchen regulatorischen "Einmaleffekt" nicht das Erfordernis einer Plausibilisierung begründet werden, die durch eine ohne ihn durchgeführte Vergleichsbetrachtung erfolgen soll. Eine solche Plausibilisierung müsste zwingend scheitern, weil ein regulatorischer "Einmaleffekt" stets ergebnisrelevant sein wird. Soweit die betroffenen Netzbetreiber dem entgegenhalten, aus diesem Umstand und zudem schon aus der Bezeichnung ergebe sich, dass ein "Einmaleffekt" keine Grundlage für eine Prognose sein könne, greift das nicht durch. Denn der Ansatz der Bundesnetzagentur beruht nicht auf der Annahme, dass sich ein "Einmaleffekt" in eben dieser Form wiederholen werde, sondern darauf, dass im regulatorischen Umfeld "Einmaleffekte" mit erheblichen Auswirkungen auf den Produktivitätsfaktor mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit jederzeit vorkommen können.
(7) Entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts führt schließlich der Umstand, dass das von der Bundesnetzagentur gewählte Stützintervall mit einem Basisjahr beginnt und mit einem auf ein Basisjahr folgenden Jahr endet, nicht zu dem Erfordernis einer Plausibilisierung des von der Bundesnetzagentur herangezogenen Stützintervalls. Das Beschwerdegericht geht - wie oben ausgeführt - zutreffend davon aus, dass das gewählte Stützintervall 2006 bis 2017 nicht schon aus diesem Grund ungeeignet ist (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 70 bis 76 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Es handelt sich bei dem sogenannten Basisjahreffekt - worauf die Bundesnetzagentur zutreffend hinweist - um einen von vielen die tatsächlichen Gegebenheiten abbildenden Umstände auf der Grundlage der bei der Törnqvist-Berechnung heranzuziehenden handelsrechtlichen Betrachtung und damit um einen weiteren sogenannten Sondersachverhalt, gegen dessen Bereinigung sich die Bundesnetzagentur generell entschieden hat. Soweit - wie bereits ausgeführt - das Beschwerdegericht zu Recht darauf hinweist, dass der Basisjahreffekt selbst nicht zu Veränderungen bei der Produktivitätsmessung führt, sondern eine solche Veränderung durch eine unvollständige Abbildung des dem Basisjahreffekt zugrundeliegenden Investitionszyklus verursacht werden kann, lässt sich die Annahme des Beschwerdegerichts, der Basisjahreffekt habe erhebliche Auswirkungen, weder mit den Ausführungen im WIK-Gutachten noch den sich bei Betrachtung der einzelnen Stützintervalle ergebenden Werte für den Produktivitätsfaktor in Einklang bringen (siehe BGH, Beschluss vom 30. Januar 2024 - EnVR 32/22, z.Veröffentl.best., Rn. 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV).
6. Mit Erfolg greift die Bundesnetzagentur auch die Beurteilung des Beschwerdegerichts an, der für die als Outputfaktor verwendeten Bruttoumsatzerlöse gewählte Deflator sei rechtswidrig. Sie rügt zu Recht, dass das Beschwerdegericht der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt und wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Acht gelassen hat (vgl. zu den insoweit geltenden Grundsätzen BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34). Vergeblich rügt demgegenüber die Betroffene, dass der Monitoring Index zur Deflationierung auch aus weiteren - vom Beschwerdegericht zurückgewiesenen - Gründen ungeeignet sei.
a) Die Bundesnetzagentur hat in dem angegriffenen Beschluss ausgeführt (Festlegung S. 26 bis 34), dass die Produktivitätsentwicklung der Elektrizitätsnetzwirtschaft durch die Veränderung der totalen Faktorproduktivität abgebildet wird, die durch die Division von Output- durch Inputfaktoren berechnet wird. Aus der Entwicklung des preisbereinigten Bruttoproduktionswerts unter Berücksichtigung der Vorleistungen ergebe sich der Outputfaktor für das jeweils betrachtete Jahr, und durch eine Division der einzelnen Jahre im Vergleichszeitraum ergäben sich Outputindizes der Jahre 2006 bis 2017. Der preisbereinigte Bruttoproduktionswert werde durch die Summe der abgefragten und sodann preisbereinigten Umsatzerlöse, der preisbereinigten Bestandsveränderungen sowie der preisbereinigten aktivierten Eigenleistungen abgebildet. Zur Deflationierung der Umsatzerlöse eigneten sich die durchschnittlichen Netzentgelte der Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden. Die Netzentgelte seien den jährlichen Monitoringberichten entnommen und mit den jeweiligen durchschnittlichen (sich aus einem Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums von 2018 ergebenden) Verbrauchsanteilen gewichtet worden. Im Konsultationsverfahren hätten die Marktteilnehmer anstelle der Deflationierung der Umsatzerlöse mit Hilfe der durchschnittlichen Netzentgelte aus den Monitoringberichten (nachfolgend: Monitoring Index) die Verwendung der Indexreihe des Statistischen Bundesamts "Netznutzungsentgelte Strom" (nachfolgend: Destatis Index) vorgeschlagen. Damit habe sich die Beschlusskammer ausführlich auseinandergesetzt und sich vom Statistischen Bundesamt die Zusammensetzung und Ermittlung des Destatis Index sowie seine Zwecke erläutern lassen. Im Ergebnis halte sie aber für die Festlegung des Produktivitätsfaktors den Monitoring Index für besser geeignet als den nach allgemeinen und nicht nach Besonderheiten der einzelnen Wirtschaftssektoren differenzierenden Grundsätzen ermittelten Destatis Index. Der Destatis Index beruhe nicht wie der Monitoring Index auf einer Vollerhebung, sondern nur auf einer Stichprobe. Er berücksichtige alle Spannungsebenen und die gemäß Preisblatt zu zahlenden Netzentgelte. Im Gegensatz hierzu würden im Monitoring Index die Netzentgelte der Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden zunächst nur der Mittel- bis Niederspannungsebene berücksichtigt. Jedoch würden in diesen Netzentgelten die Netzentgelte der Ebenen oberhalb der Mittel- und Niederspannungsebene durchgereicht und tatsächlich durch die Kunden der Mittel- und Niederspannungsebene bezahlt (Entgeltbildungskonvention der sogenannten Kaskadierung). Für die Stromnetzbranche sei die Besonderheit erheblich, dass Netzentgelte für Nutzungen höherer Ebenen nicht direkt den Kunden höherer Ebenen, sondern Kunden der Mittel- und Niederspannungsnetzbetreiber in Rechnung gestellt würden. Damit entfielen zum Beispiel 90 % bis 95 % des Netzentgeltvolumens der Übertragungsnetzbetreiber nicht auf Kunden der Übertragungsnetzbetreiber, sondern auf Kunden der nachgelagerten Ebenen. Für die Kunden der Höchstspannungsebenen hätten sich die zur Anwendung gekommenen Preise sogar rückläufig entwickelt, da ein Großteil der an die Übertragungsnetze angeschlossenen Letztverbraucher Sondervertragskunden darstellten. So seien im Zeitablauf sukzessive Rabatte von 50 %, 80 % oder 100 % gewährt worden. Aktuell würden nach der Methode des physikalischen Pfads individuelle Rabattierungen von etwa 85 % gewährt. Diese Rabatte überkompensierten den optischen Netzentgeltanstieg des Standardpreisblatts der Übertragungsnetzbetreiber erheblich. Besonders gewichtige Letztverbraucher wie Pumpspeicherkraftwerke seien inzwischen zu 100 % von den Netzentgelten befreit. Die Preisentwicklung der Netzentgelte der an der Übertragungsnetzebene angeschlossenen Letztverbraucher könne jedenfalls nicht ohne Berücksichtigung der gewichtigen tatsächlich vorhandenen Individualisierungen aus einem Standardpreisblatt abgeleitet werden. Die Veränderungen der Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber gingen somit in die Netzentgeltveränderung der Mittel- und Niederspannung mit ein. Der Monitoring Index stelle auf die Angaben der Lieferanten zu den tatsächlich gezahlten Netzentgelten insgesamt ab. Wegen des Abstellens auf die tatsächlichen Umsätze laut Jahresabschluss und den Besonderheiten des deutschen Netzentgeltsystems, in dem nominale Netzentgelte wegen Privilegierungstatbeständen und korrespondierenden Umlagen nicht den tatsächlich von einer Kundengruppe gezahlten Netzentgelten entsprächen, halte die Beschlusskammer dies für einen wesentlichen Vorteil in der hier anzustellenden Betrachtung. Die Auswahl eines Preisindexes zur Deflationierung der Umsatzerlöse der Stromnetzbetreiber sei von großer Bedeutung, da der ermittelte Produktivitätsfaktor sehr sensitiv darauf reagiere. Insoweit sei eine möglichst an den tatsächlichen Gegebenheiten orientierte Ermittlung der Preisentwicklungen notwendig. Der Monitoring Index sei tatsächlich in der Lage, realitätsgerechte, regional unterschiedliche Spannbreiten der Netzentgelte in der für die Ermittlung des Produktivitätsfaktors nötigen Granularität abzubilden. Insofern solle die geeignetste Quelle Anwendung finden. Das sei der Monitoring Index, der aufgrund der Vollerhebung sowohl die regionalen Preisveränderungen als auch die tatsächlich gezahlten Netzentgelte und auch die Netzentgeltsteigerung der vorgelagerten Netzebenen abbilde. Durch diesen Preisindex werde die Entwicklung im Stromnetzmarkt im Produktivitätsfaktor sachgerecht und in vertretbarer Weise abgebildet. Der sachgerechten Entwicklung der Netzentgelte der im Monitoring Index verwendeten Kundengruppen und deren Gewichtung als Abbildung des Gesamtmarkts messe die Beschlusskammer deshalb bei der Frage der Deflationierung der Umsätze ein besonderes Gewicht bei.
b) Das ist entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts ein ausreichend begründeter, sachlich möglicher und plausibler Ansatz. Die Bundesnetzagentur deflationiert alle Umsatzerlöse mit Hilfe des Monitoring Index, der auf einer Vollerhebung der durchschnittlich gezahlten und nach Kundengruppen gewichteten Netzentgelte der beiden unteren Spannungsebenen beruht. In nicht zu beanstandender Ausübung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums nimmt die Bundesnetzagentur an, dass die Preisentwicklung in den unteren Spannungsebenen die tatsächlichen Gegebenheiten im Strommarkt (insgesamt) sachgerecht und in vertretbarer Weise abbilde. Zu Unrecht meint das Beschwerdegericht demgegenüber, die Bundesnetzagentur habe keine tragfähige Begründung für die Eignung des Monitoring Index als Deflator gegeben.
aa) Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts zahlten die Kunden der unteren Spannungsebenen im maßgeblichen Zeitraum 2006 bis 2017 sowohl die Netzentgelte ihrer eigenen Spannungsebenen als auch zu einem überwiegenden Teil von jedenfalls - den Vortrag der betroffenen Netzbetreiber zugrunde gelegt - 88 % der Netzentgelte der oberen Spannungsebenen. In der Entwicklung der von den Kunden der unteren Spannungsebenen gezahlten Netzentgelte spiegelt sich aus diesem Grund auch die Entwicklung der Netzentgelte der oberen Spannungsebenen zu einem ganz erheblichen Teil wider.
bb) Soweit in den oberen Spannungsebenen Letztverbraucher angeschlossen sind, nahmen diese - wovon auch das Beschwerdegericht ausgeht - in aller Regel individuelle Netzentgelte gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV in der im maßgeblichen Zeitraum 2006 bis 2017 jeweils geltenden Fassung in Anspruch, deren Entwicklung deutlich hinter der Entwicklung der Netzentgelte der unteren Spannungsebenen zurückblieb.
(1) Nach § 19 Abs. 2 StromNEV in der bis zum 25. August 2009 geltenden Fassung durfte ein individuelles Netzentgelt nicht weniger als 50 % des veröffentlichten Netzentgelts betragen (§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV 2005). Im Zeitraum bis 3. August 2011 galt eine entsprechende Untergrenze von 20 % (§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV 2009); im Zeitraum bis 21. August 2013 galten eine Untergrenze von 20 % sowie für sogenannte Bandlastverbraucher (vgl. BGH, Beschluss vom 23. Februar 2021 - EnVR 6/20, juris Rn. 17) eine Befreiungsmöglichkeit (§ 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV 2011) beziehungsweise - teilweise rückwirkend für 2012 und 2013 - bis zum 31. Dezember 2013 gestaffelte Untergrenzen von 10 %, 15 % und 20 % (§ 19 Abs. 2 Satz 3, § 32 Abs. 7 StromNEV 2013; vgl. EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T-196/19, Rn. 2 bis 15). Ebensolche Untergrenzen fanden bis zum 31. Dezember 2017 Anwendung (§ 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV 2014, 2015, 2016). Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Pumpspeicherkraftwerke waren und sind seit dem 4. August 2011 unter bestimmten Voraussetzungen von den Netzentgelten vollständig freigestellt und hatten folglich (gar) keine Netzentgeltanstiege zu verzeichnen (siehe § 118 Abs. 6 [früher Abs. 7] EnWG in den Fassungen vom 21. August 2009, 5. August 2011 und 28. Dezember 2012).
(2) Nach § 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV 2009 wie auch erneut in der ab dem 1. Januar 2014 geltenden Fassung von § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV hatte das Bandlastverbrauchern anzubietende individuelle Netzentgelt ihren Beitrag zu einer Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der Netzkosten widerzuspiegeln. Um diesen Beitrag zu ermitteln, verwendete die Bundesnetzagentur im hier maßgeblichen Zeitraum die Methode des physikalischen Pfads (vgl. Festlegung hinsichtlich der sachgerechten Ermittlung individueller Netzentgelte nach § 29 Abs. 1 und Abs. 2 Satz 1 EnWG i.V.m. § 19 Abs. 2 StromNEV und § 30 Abs. 2 Nr. 7 StromNEV vom 11. Dezember 2013 - BK4-13-739; BGH, Beschluss vom 23. Februar 2021 - EnVR 6/20, juris Rn. 18). Dabei wird ausgehend vom betreffenden Netzanschlusspunkt des Letztverbrauchers eine fiktive Leitungsmitnutzung bis zu einer geeigneten Stromerzeugungsanlage auf bereits bestehenden Trassen berechnet. Die Berechnung der Betriebsmittelannuitäten hat sich dabei an den Vorgaben und Maßstäben aus §§ 4 ff. StromNEV zu orientieren (Festlegung BK4-13-739, S. 6, 7, 42 f.). Hintergrund ist, dass viele große Letztverbraucher in der Nähe großer Stromerzeugungsanlagen liegen (Begründung zur Stromnetzentgeltverordnung, BR-Drucks. 245/05 vom 14. April 2005, S. 40) und daher deutlich geringere Kosten entstehen würden, wenn sie sich unmittelbar über eine Direktleitung an die jeweilige in der Nähe befindliche Erzeugungsanlage anschließen würden. Um dies zu vermeiden, werden die Kosten für den Anschluss an das Netz der allgemeinen Versorgung für diese Kunden durch die Methode des physikalischen Pfads gedeckelt; sie zahlen nur noch die Kosten, die anfallen würden, wenn sie direkt an die in der Nähe befindliche große Erzeugungsanlage angeschlossen wären. Die Differenz zwischen den Kosten der fiktiven Leitungsnutzung und den allgemeinen Netzentgelten, die der Letztverbraucher aufgrund des veröffentlichten Preisblatts des Netzbetreibers zu zahlen hätte, stellt den Beitrag des Letztverbrauchers zu einer Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der Netzkosten der jeweiligen Netzebene im Sinn von § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV dar. Dabei werden die Kosten des physikalischen Pfads nach der Festlegung BK4-13-739 (S. 6, 7, 38 ff.) aus den Annuitäten der Betriebsmittel errechnet, die sich aus den Betriebskosten (aufwandsgleiche Kosten nach § 5 StromNEV) und den Kapitalkosten (kalkulatorische Abschreibungen nach § 6 StromNEV, kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 7 StromNEV sowie kalkulatorische Steuern nach § 8 StromNEV) zusammensetzen. Kostenmindernde Erlöse und Erträge nach § 9 StromNEV sind nur insoweit zu berücksichtigen, als sie nicht auf individuell geleistete Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse entfallen. Die Kosten für Verlustenergie sind abweichend von § 10 StromNEV als eigene Kostenposition miteinzubeziehen. Gegebenenfalls sind noch Kosten für Netzreservekapazität - in der Höchstspannungsebene aber keine Kosten für Systemdienstleistungen - zu berücksichtigen (Festlegung BK4-13-739, S. 8). Diese Berechnung führt zu Netzentgelten, die erheblich unter den sich aus den Preisblättern ergebenden allgemeinen Netzentgelten liegen, weil diese gemäß §§ 15 ff. StromNEV anhand der Gesamtkosten des Netzes und unabhängig von der räumlichen Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung und dem Ort der Entnahme ermittelt werden. Aufgrund der Art der Berechnung einerseits der individuellen Netzentgelte nach der Methode des physikalischen Pfads und andererseits der in den allgemeinen Preisblättern enthaltenen Netzentgelte ist ferner anzunehmen, dass die Steigerungen der individuellen Netzentgelte in der Regel geringer ausfielen als die Steigerungen der allgemeinen Netzentgelte. Denn die Ermittlung der individuellen Netzentgelte beruht nur auf bestimmten - wenigen und bereits vorhandenen - Betriebsmitteln, während die allgemeinen Netzentgelte die Steigerung der Gesamtkosten des Netzes insgesamt widerspiegeln.
(3) Vor diesem Hintergrund ist die unter Hinweis auf diese Umstände erfolgte Annahme der Bundesnetzagentur im angefochtenen Beschluss gerechtfertigt, dass die (tatsächlich) gezahlten Netzentgelte auf den oberen Spannungsebenen im maßgeblichen Zeitraum gesunken sind (Festlegung S. 28) und die Entwicklung der von den Letztverbrauchern auf den oberen Spannungsebenen gezahlten Netzentgelte deutlich hinter der Entwicklung der Netzentgelte der unteren Spannungsebenen zurückgeblieben ist. Eine Deflationierung dieser Umsatzerlöse unter Verwendung des Monitoring Index wirkt sich daher zugunsten der betroffenen Netzbetreiber aus, weil die Preisentwicklung bezogen auf die oberen Spannungsebenen durch den Monitoring Index überschätzt wird. Eine Berücksichtigung der tatsächlichen Preisentwicklung auf den höheren Spannungsebenen würde also allenfalls zu einem geringeren Deflator und damit zu Lasten der Netzbetreiber zu höheren preisbereinigten Umsätzen sowie im Ergebnis zu einem höheren Produktivitätsfaktor führen.
(4) Soweit dies von den betroffenen Netzbetreibern unter Hinweis darauf in Zweifel gezogen wird, es komme auf das Ausmaß an, in dem die individuellen Netzentgelte im Vergleich zu den im Monitoring Index abgebildeten Netzentgelten gestiegen seien, sind konkrete Anhaltspunkte dafür, dass es zu einem solchen stärkeren Anstieg gekommen sein könnte, nicht dargelegt und im Hinblick auf die obigen Ausführungen auch nicht ersichtlich. Selbst die Möglichkeit eines solchen stärkeren Anstiegs unterstellt, war die Bundesnetzagentur nach den geltenden Maßstäben (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 146 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) nicht dazu verpflichtet, die im Zeitraum ab 2012 erfolgten Veränderungen der individuellen Netzentgelte aufwändig zu ermitteln und den von ihr in fehlerfreier Ausübung ihres Beurteilungsspielraums verwendeten (vgl. Rn. 67 ff.) Monitoring Index entsprechend anzupassen.
cc) Zu Unrecht geht das Beschwerdegericht - wie die Bundesnetzagentur mit Recht rügt - davon aus, dass die den Netzbetreibern der oberen Spannungsebenen durch die individuellen Netzentgelte entgangenen und ihnen seit 2012 gemäß § 19 Abs. 2 Satz 7 StromNEV 2011, § 9 KWKG 2002 (beziehungsweise gemäß § 19 Abs. 2 Satz 13 bis 15 StromNEV 2013, § 19 Abs. 2 Satz 13 bis 15 StromNEV 2015, §§ 26, 28, 30 KWKG 2016) in einem Umlageverfahren zu erstattenden Erlöse (nachfolgend: entgangene Erlöse) durch den Monitoring Index als Deflator nicht sachgerecht deflationiert werden.
(1) Allerdings nimmt das Beschwerdegericht zunächst zutreffend an, dass es sich (lediglich) zum Vorteil der Netzbetreiber auswirkt, wenn ein erheblicher Anteil der Netzbetreiber bei der Datenerhebung für das Verfahren zur Festlegung des Produktivitätsfaktors die Umsatzerlöse ohne die entgangenen Erlöse im Sinne des § 19 Abs. 2 Satz 13 StromNEV angegeben hat. Wenn die Umsatzerlöse ab 2012 teilweise ohne die Erstattungszahlungen angegeben worden sind, führt dies nach dem Wirkungsmechanismus der Deflationierung zu niedrigeren preisbereinigten Umsätzen und damit auch zu einem niedrigeren Produktivitätsfaktor, also zu einem für die Netzbetreiber vorteilhafteren Ergebnis.
(2) Soweit die entgangenen Erlöse von den Netzbetreibern als Bestandteil der Umsatzerlöse angegeben worden sind, werden sie unter Verwendung des Monitoring Index sachgerecht deflationiert. Anhaltspunkte dafür, dass der Monitoring Index die Preisentwicklung insoweit nicht sachgerecht widerspiegelt, sind weder dargelegt noch ersichtlich.
(a) Die durch den Ausgleich der entgangenen Erlöse verursachten Kosten wurden zunächst auf der Grundlage eines Beschlusses der Bundesnetzagentur vom 14. Dezember 2011 (BK8-11-024) und sodann gemäß § 19 Abs. 2 Satz 14 und 15 StromNEV 2013 als Aufschlag anteilig auf die Letztverbraucher umgelegt (nachfolgend: § 19 StromNEV-Umlage; vgl. EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T 196/19 Rn. 11). Diese Umlage ist nicht als Gegenleistung für die Netznutzung anzusehen, sondern stellt eine Zwangsabgabe dar, die zwar an den Tatbestand der Netznutzung anknüpft, aber der Kompensation von Mindererlösen dient, die der Gesamtheit der Netzbetreiber aufgrund der Genehmigung von individuellen Netzentgelten entstanden sind (BGH, Beschluss vom 6. Oktober 2015 - EnVR 32/13, RdE 2016, 65 Rn. 20 - Netzentgeltbefreiung I; EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T 196/19 Rn. 78 bis 98, insb. Rn. 98 - AZ/Kommission).
(b) Vor diesem Hintergrund hatte die Bundesnetzagentur die methodische Schwierigkeit zu lösen, dass die entgangenen Erlöse - denen auch die entsprechenden Inputfaktoren (Kapital, Arbeit und Vorleistungen) gegenüberstehen - zwar als Teil der Umsatzerlöse zu deflationieren waren, für die entgangenen Erlöse aber weder auf den oberen noch auf den unteren Spannungsebenen Netzentgelte anfallen. Sie hat dies ausweislich der Begründung erkannt ("Wegen des Abstellens auf die tatsächlichen Umsätze laut Jahresabschluss und den Besonderheiten des deutschen Netzentgeltsystems, in dem nominale Netzentgelte wegen Privilegierungstatbeständen und korrespondierenden Umlagen nicht den tatsächlich von einer Kundengruppe gezahlten Netzentgelten entsprechen", Festlegung S. 28 unten) und im Einklang mit dem von ihr gewählten methodischen Ansatz ermessensfehlerfrei dahin gelöst, dass sie (insgesamt) auf die Preisentwicklung in den unteren Spannungsebenen abgestellt hat.
(c) Das Beschwerdegericht hat seinen Blick in Verkennung dieses Ansatzes auf den Umstand verengt, dass die Netzbetreiber der oberen Spannungsebenen wegen der entgangenen Erlöse so gestellt werden, als wenn sie die Netzentgelte gemäß ihrem Standardpreisblatt generiert hätten. Es hat zu Unrecht angenommen, die Bundesnetzagentur habe bei der Betrachtung der Deflationierung der entgangenen Erlöse auf die individuellen Netzentgelte abgestellt und eine Preisbereinigung sei daher nicht für alle Umsatzerlöse erfolgt. Das trifft nicht zu. Ebenso wie die Preisbereinigung aller anderen Umsatzerlöse hat die Bundesnetzagentur auch die Preisbereinigung der entgangenen Erlöse mit Hilfe des Monitoring Index vorgenommen, mithin anhand der Preisentwicklung der unteren Spannungsebenen. Die Bundesnetzagentur hat bei der Entscheidung, welcher der beiden verfügbaren Indizes herangezogen werden solle, die (grundlegende) Abwägungsentscheidung getroffen, eine Deflationierung anhand der Preisentwicklung vorzunehmen, die bei den Kundengruppen stattgefunden hat, die die Netzentgelte tatsächlich zahlen. Sie hat dadurch die Entwicklung im Stromnetzmarkt im Produktivitätsfaktor sachgerecht und in vertretbarer Weise abgebildet gesehen. Das ist nach dem anzuwendenden Prüfungsmaßstab nicht zu beanstanden (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 146 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Es sind keine Anhaltspunkte dafür festgestellt oder aufgezeigt, dass eine Deflationierung (auch) der entgangenen Erlöse unter Verwendung des Monitoring Index nicht sachgerecht erfolgen konnte, zumal erhebliche gegenläufige Effekte dadurch aufgetreten sind, dass zahlreiche Netzbetreiber die entgangenen Erlöse nicht angegeben haben und die Preisentwicklung bei den individuellen Netzentgelten deutlich hinter dem Monitoring Index zurückgeblieben ist. Bei der mit Wirkung ab 2012 erfolgten Umstellung auf das Umlageverfahren handelt es sich zudem - worauf die Bundesnetzagentur zu Recht hingewiesen hat - um einen von zahlreichen die tatsächlichen Gegebenheiten abbildenden Strukturbrüchen, gegen deren Bereinigung sich die Bundesnetzagentur - wie bereits ausgeführt (vgl. Rn. 32 ff.) - aus grundsätzlichen Erwägungen entschieden hat.
c) Dagegen ist den von der Betroffenen erhobenen Einwänden gegen die Art und Weise der vorgenommenen Deflationierung kein Erfolg beschieden.
aa) Die Rechtsbeschwerde macht geltend, dass die Ergebnisse der Deflationierung die Eignung des Monitoring Index stark in Zweifel zögen und die Bundesnetzagentur bei der Bildung des Deflators gravierende Fehler begangen habe, die eine valide Berechnung des Produktivitätsfaktors nicht ermöglichten und mit dem Stand der Wissenschaft nicht vereinbar seien.
(1) Zur Begründung trägt sie vor, die nominalen Umsatzerlöse hätten sich von 2006 bis 2017 um 29,8 % verändert, die durchschnittlichen Netzentgelte um 4,6 % und der Gesamtstromverbrauch um -0,9 %. Aus der Divergenz sei denklogisch zu schließen, dass mindestens einer der drei Parameter fehlerhaft sein müsse. Dabei gebe es wegen der unterjährigen Änderung der Netzentgelte 2006, den Auswirkungen der Mehrerlösabschöpfung und den unstreitig fehlenden oberen Spannungsebenen im durchschnittlichen Netzentgelt Anhaltspunkte für eine erhebliche Ergebnisverzerrung. Die Betroffene habe zudem anhand empirischer Untersuchungen und Kontrollrechnungen aufgezeigt, dass die Ermittlung des Produktivitätsfaktors durch alternative Netzentgeltdeflatoren, die die oberen Spannungsebenen und die Netzentgeltanpassungen 2006 berücksichtigten oder auf den Bruttostrommengen als Outputfaktor beruhten, zu einem Produktivitätsfaktor von -0,55 % bis 0,49 % führe. Die Gesamtbetrachtung ergebe Anhaltspunkte dafür, dass der von der Bundesnetzagentur ermittelte Produktivitätsfaktor falsch sei. Das habe das Beschwerdegericht rechtsfehlerhaft unberücksichtigt gelassen.
(2) Damit wird kein Rechtsfehler aufgezeigt.
(a) Das Beschwerdegericht hat ausgeführt, gegen die Eignung des Monitoring Index als Deflator lasse sich nicht die mangelnde Plausibilität der Ergebnisse anführen. Aus den von der Betroffenen genannten Parametern lasse sich nicht schließen, dass die Datenbasis mit Blick auf die zur Deflationierung verwendeten durchschnittlichen Netzentgelte fehlerhaft sein müsse. Denn die zur Ermittlung des Outputs verwendeten Datensätze basierten jeweils auf unterschiedlichen Quellen und Erhebungsverfahren. Eine enge systematische Konsistenz sei dabei zwischen den nominalen Umsatzerlösen und dem Deflator, also den durchschnittlichen Netzentgelten zu verlangen. Dem genüge die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur, die sich um eine Abbildung realer Größen, mithin beim Deflator die tatsächlich generierten Netzentgelte, bemüht habe. Mit Blick auf den Gesamtstromverbrauch, der lediglich als Gewichtungsfaktor Verwendung finde, sei eine vergleichbar enge systematische Konsistenz nicht erforderlich, zumal konkrete Anhaltspunkte für eine Ergebnisverzerrung durch die unterschiedliche Erhebungsmethodik nicht vorlägen. Es liege im Ermessen der Bundesnetzagentur, für die Gewichtung der Netzentgelte eine andere Datenquelle zu verwenden als für die Netzentgelte selbst. Da andere in Betracht kommende Verfahren zur Deflationierung auf anderen Datenquellen beruhten, die mit eigenen Unsicherheiten behaftet seien und zudem in der Umsetzung weitere methodische Entscheidungen erforderten, stehe es der Plausibilität der von der Bundesnetzagentur bei der Deflationierung ermittelten Ergebnisse nicht entgegen, dass die Heranziehung anderer Indizes zu abweichenden Ergebnissen führe.
(b) Das ist nicht zu beanstanden. Auf die obigen Ausführungen zur sachgerechten Deflationierung unter Berücksichtigung der Preisentwicklung, die bei denjenigen Kundengruppen stattgefunden hat, die die Netzentgelte tatsächlich zahlen, kann insoweit Bezug genommen werden (Rn. 47 ff.). Soweit die betroffenen Netzbetreiber unter Bezugnahme auf das vorgelegte Gutachten der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (nachfolgend: PwC-Gutachten) geltend gemacht haben, die Daten aus dem Monitoringbericht 2006 seien nicht belastbar, weil 41 % der befragten 164 Netzbetreiber nach dem Stichtag der Datenabfrage für den Monitoringbericht am 1. April 2006 unterjährig eine Anpassung der Netzentgelte vorgenommen hätten, greift das nicht durch. Das Beschwerdegericht hat zu Recht angenommen, dem lasse sich schon nicht entnehmen, dass die auf der Grundlage des Monitoring Index angesetzten Daten in so erheblichem Umfang von den tatsächlich vereinbarten Entgelten abgewichen seien, dass sie nicht verwendbar wären. Zudem hat es festgestellt, dass nur einem Teil der Netzbetreiber unterjährig Netzentgeltgenehmigungen erteilt worden sind und dies ganz überwiegend erst zum Jahresende 2006 hin geschehen ist. Auf dieser Grundlage war die Bundesnetzagentur - was das Beschwerdegericht offengelassen hat - nach den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 18, 80 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) nicht gehalten, die Höhe der Netzentgeltanpassungen zu ermitteln und eine alternative Berechnung durchzuführen. Denn es hätten sich auf dieser anderen Datengrundlage zwar möglicherweise zuverlässigere Ergebnisse gewinnen lassen. Das allein zwingt indes nach den geltenden Maßstäben nicht zu weiteren Ermittlungen und Berechnungen, weil die Belastbarkeit jedes methodischen Ansatzes durch zusätzliche relevante Beobachtungen verbessert werden kann (zu der ohnehin parallelen Entwicklung der beiden Indizes in den Jahren 2006 bis 2008 vgl. BGH, Beschluss vom 30. Januar 2024 - EnVR 32/22, z.Veröff.best. Rn. 82 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV). Im vorliegenden Fall werden die Daten für den Monitoring Index jährlich zum 1. April erhoben. Eine Berücksichtigung unterjähriger Änderungen (mithin: Änderungen im Zeitraum vom 2. April bis 31. März) erfolgt daher grundsätzlich nicht, wobei dies für alle unterjährigen Erhöhungen und Absenkungen der Netzentgelte gilt. Die Bundesnetzagentur war nicht gehalten, alle unterjährigen Änderungen zu ermitteln und ihre Auswirkungen zu untersuchen. Denn dies hätte aus Gründen der Konsistenz über den gesamten Zeitraum erfolgen und auch gegenläufige Effekte durch unterjährige - etwa zum 1. Januar eines Jahres erfolgende - Netzentgeltsteigerungen erfassen müssen. Es ist aber nicht aufgezeigt, dass der Monitoring Index - wie auch andere auf einen Stichtag bezogene Indizes - ohne eine solche Zusatzberechnung eine Deflationierung nicht sachgerecht erlaube. Soweit es im Zeitraum vom 2. April 2006 bis 31. März 2007 zu Netzentgeltsenkungen gekommen ist, gilt ferner das zur Berücksichtigung von Sondereffekten Ausgeführte (zur Abbildung der sektoralen Produktivitätssteigerung durch Einführung der Anreizregulierung siehe ferner BGH, Beschluss vom 30. Januar 2024 - EnVR 32/22, z.Veröff.best., Rn. 31 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV).
bb) Ein durchgreifender Verfahrensfehler in Bezug auf die vom Beschwerdegericht für plausibel und nachvollziehbar angesehene Annahme der Bundesnetzagentur, Letztverbraucher, die auf einer der höheren Spannungsebenen angeschlossen seien, würden infolge ihres Abnahmeverhaltens in der Regel individuelle Netzentgelte in Anspruch nehmen, wird von der Rechtsbeschwerde nicht aufgezeigt. Anhaltspunkte dafür, dass diese Annahme unzutreffend sei, hat die Betroffene nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts nicht vorgetragen. Insoweit übergangenen Vortrag zeigt die Betroffene nicht auf. Das Beschwerdegericht verweist entgegen ihrer Behauptung schon nicht auf die in der Beschwerdeerwiderung (S. 78) enthaltene Tabelle; auch findet sich der Vortrag, insoweit bestehe ein Verständnisfehler und die Tabelle bilde von vornherein ausschließlich Netzkunden ab, die rabattierte Netzentgelte erhielten, nicht auf Seite 40 f. des Schriftsatzes vom 1. Juli 2021. Anhaltspunkte für eine Verkennung von Tatsachenvortrag bestehen daher nicht. Die Betroffene zeigt ferner nicht auf, dass sie in der Tatsacheninstanz den nunmehr in der Rechtsbeschwerde enthaltenen Vortrag zur Ermittlung der Höhe der individuellen Netzentgelte gehalten hat. Belief sich der Umsatzanteil der Letztverbraucher in den oberen Spannungsebenen, wie die Betroffene geltend macht, auf 2,89 % (2016) und 3 % (2017), würde dies im Übrigen die Annahme der Bundesnetzagentur stützen, dass der Umsatzanteil der von fremden Weiterverteilern erzielten Erlöse in den höheren Spannungsebenen (über) 95 % beträgt.
cc) Vergeblich rügt die Betroffene schließlich die Annahme des Beschwerdegerichts als rechtsfehlerhaft, dass die Bundesnetzagentur eine Auswahlentscheidung zugunsten des Monitoring Index habe treffen dürfen, weil der Destatis Index dem Monitoring Index nicht greifbar überlegen sei.
(1) Die Rechtsbeschwerde zeigt keinen in der Tatsacheninstanz gehaltenen Tatsachenvortrag dahin auf, dass der Destatis Index in der von ihr bevorzugten modifizierten Ausgestaltung dem Monitoring Index unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen ist, dass die Auswahlentscheidung der Bundesnetzagentur nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann (BGHZ 228, 286 Rn. 28 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).
(2) Eine fehlende Eignung des Monitoring Index wegen der behaupteten Verzerrung (dazu oben Rn. 61 ff.) kann, wie ausgeführt, nicht festgestellt werden. Damit sind sowohl der Monitoring Index als auch der Destatis Index für eine Deflationierung grundsätzlich geeignet. Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung (S. 28 f.) allerdings Nachteile des Destatis Index gegenüber dem Monitoring Index identifiziert, die unter anderem die Datenerhebung (Stichprobe der Netzbetreiber gegenüber Datenabfrage bei allen Lieferanten) betreffen sowie die Indexbildung (Berücksichtigung aller Spannungsebenen mit der Folge der Übergewichtung der Netzentgelte der vorgelagerten Netzebenen gegenüber Berücksichtigung nur der Mittel- bis Niederspannungsebenen und damit der Besonderheiten des deutschen Netzentgeltsystems, in dem nominelle Netzentgelte nicht den tatsächlich von einer Kundengruppe gezahlten Netzentgelten entsprechen). Sie hat sich mit dieser Begründung in beanstandungsfreier Ausfüllung ihres Entscheidungsspielraums bei der Methodenwahl (BGHZ 228, 286 Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) für die Verwendung des Monitoring Index entschieden.
7. Die von der Betroffenen im Zusammenhang mit der Anwendung des Malmquist-Index erhobenen Rügen bleiben ebenfalls ohne Erfolg. Die Betroffene zeigt durchgreifende Verfahrensfehler oder nach dem obigen Prüfungsmaßstab relevante Rechtsfehler nicht auf.
a) Der Rüge der Rechtsbeschwerde, das Beschwerdegericht habe in Bezug auf die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (SFA) den Vortrag der Betroffenen und die Rechtsprechung des Senats in seiner Entscheidung vom 26. Januar 2021 (BGHZ 228, 286 Rn. 139 bis 148 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) verkannt, greift nicht durch.
aa) Die Betroffene führt aus, zwar sei die Malmquist-Methode grundsätzlich geeignet, unternehmensindividuelle Aufholeffekte ("Catch-up") von Verschiebungen der Effizienzgrenze ("Frontier Shift") zu trennen. Die von der Bundesnetzagentur gewählte Methodik sei aber nicht in der Lage, zwischen diesen beiden Effekten zu unterscheiden. Das Beschwerdegericht habe ihren Vortrag verkannt. Sie habe anders als in dem der Entscheidung vom 26. Januar 2021 (BGHZ 228, 286 Rn. 143 bis 148 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) zugrundeliegenden Sachverhalt konkret aufgezeigt, dass die Nicht-Separierung von Effizienzgrenzenverschiebung und Aufholeffekten zu Verzerrungen führe, die die Betroffene schlechter stellten. So habe sie unter Verweis auf die von ihr vorgelegten Parteigutachten aufgezeigt, dass das Modell der Bundesnetzagentur überspezifiziert und unnötig kompliziert sei. Das führe dazu, dass es der Bundesnetzagentur aufgrund von Konvergenzproblemen nicht möglich sei, den "Catch-Up" vom "Frontier Shift" zu trennen. Sie wähle also eine Modellierung, die Aufholeffekte in der Stromnetzbranche nicht abbilden könne. Damit unterstelle sie, dass es Aufholeffekte nicht gegeben habe, was unrealistisch sei und den Produktivitätsfaktor zu Lasten der Netzbetreiber nach oben verzerre. Dieses Vorgehen sei grundsätzlich ungeeignet. Die Betroffene habe anhand konkreter Daten und Modellierungsalternativen aufgezeigt, dass eine Methode zur Separierung beider Effekte mit den vorliegenden Daten umsetzbar sei.
bb) Das greift nicht durch. Das Beschwerdegericht hat sich mit dem von ihm im Tatbestand ausführlich wiedergegebenen Vortrag der Betroffenen, dem die Bundesnetzagentur in der Sache entgegengetreten ist, auseinandergesetzt. Es hat zutreffend angenommen, dass damit keine über den Vortrag in dem der Entscheidung vom 26. Januar 2021 (aaO) zugrundeliegenden Verfahren hinausgehenden neuen Anhaltspunkte dahin aufgezeigt sind, dass das Vorgehen der Bundesnetzagentur zur Ermittlung der Effizienzgrenzenverschiebung ungeeignet oder einem anderen Vorgehen unter Berücksichtigung des damit verbundenen Aufwands und aller weiteren maßgeblichen Umstände greifbar unterlegen wäre. Der Umstand, dass die von der Betroffenen im Beschwerdeverfahren auf der Grundlage der vorgelegten Parteigutachten durchgeführte andere Modellierung zu für die betroffenen Netzbetreiber günstigeren Ergebnissen führt, reicht dafür nicht aus (BGHZ 228, 286 Rn. 56, 139 bis 148 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).
b) Gleiches gilt im Hinblick auf die Rüge, das Beschwerdegericht habe sich bei der Zurückweisung der Rüge der Betroffenen zu den bei der Dateneinhüllungsanalyse angenommenen Skalenerträgen unzureichend mit den vorgetragenen Tatsachen auseinandergesetzt und eine weitere Sachverhaltsaufklärung rechtsfehlerhaft unterlassen.
aa) Die Rechtsbeschwerde nimmt den in der Tatsacheninstanz behauptet übergangenen Vortrag nicht ausreichend in Bezug. Sie zeigt nicht auf, welche konkreten Anhaltspunkte sie in der Tatsacheninstanz dafür vorgetragen habe, dass die Annahmen der Bundesnetzagentur zu den Skalenerträgen nicht dem Stand der Wissenschaft gemäß § 9 Abs. 3 Satz 1 ARegV in der Auslegung des Senats (oben Rn. 11) entsprächen. Dass und aus welchem Grund (nur) die von der Betroffenen bevorzugten Annahmen wissenschaftlich vertretbar oder denjenigen der Bundesnetzagentur greifbar überlegen sind, ergibt sich auch aus der Rechtsbeschwerde nicht. Die Bundesnetzagentur hat insoweit nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass hinter der Annahme konstanter Skalenerträge in wettbewerblichen Bereichen die Annahme steht, dass die Unternehmen grundsätzlich ihre Betriebsgröße frei wählen und optimal anpassen können. Demgegenüber erscheine die Annahme konstanter Skalenerträge für den Zeitraum zu Beginn der Anreizregulierung, als die Netzbetreiber sich auf den neuen Regulierungsrahmen einzustellen hatten und zudem ihre Betriebsgröße nicht ohne weiteres verändern konnten, nicht realitätskonform. Ferner sei ein mit den statischen Effizienzvergleichen konsistenter Ansatz erforderlich, da der Malmquist-Index auf den Effizienzvergleichen der ersten drei Regulierungsperioden und damit auch auf den jeweils geltenden regulatorischen Vorgaben beruhe. Insbesondere besäßen die für die Skalenerträge getroffenen Annahmen eine Ergebnisrelevanz für die individuellen Effizienzwerte, setzten Anreize für die Netzbetreiber und seien daher Teil des Regelungssystems der Anreizregulierung.
bb) Vor diesem Hintergrund hat das Beschwerdegericht auch nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen unterlassen. Für die Erforderlichkeit weiterer Ermittlungen bestanden keine Anhaltspunkte, nachdem - wie ausgeführt - die Betroffene schon nicht ausreichend aufgezeigt hatte, dass die Annahme unterschiedlicher Skalenerträge von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die der Bestimmung des Produktivitätsfaktors nach dem auszufüllenden gesetzlichen Rahmen zukommt, oder ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen ist, dass die Annahme unterschiedlicher Skalenerträge nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann.
cc) Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung im Hinblick auf die von ihm angenommene beanstandungsfreie Anwendung der stochastischen Effizienzgrenzenanalyse und der Dateneinhüllungsanalyse ferner und selbständig tragend darauf gestützt, dass sich unter Berücksichtigung konstanter Skalenerträge und unter zusätzlicher Berücksichtigung der von dem Gutachter der Betroffenen vorgeschlagenen Anpassungen bei der stochastischen Effizienzgrenzenanalyse ein Produktivitätsfaktor von 1,04 % ergebe. Da der von der Bundesnetzagentur aufgrund des Sicherheitsabschlags auf 0,9 % festgelegte Produktivitätsfaktor unter diesem Wert liegt, hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass die Betroffene durch die getroffenen Annahmen insoweit nicht in ihren Rechten verletzt wird (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 125 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Soweit die Rechtsbeschwerde rügt, die Bundesnetzagentur hätte aufgrund der vorliegenden Fehler und Unsicherheiten eine Gesamtbetrachtung durchführen müssen, da in Betracht komme, dass diese in ihrer Gesamtheit zu einem niedrigeren Produktivitätsfaktor führten, greift das nicht durch, weil sich aus dem eigenen Vortrag der Betroffenen ergibt, dass die von ihr bevorzugten Annahmen und Anpassungen zu einem über 0,9 % liegenden Wert führen. Weitere Betrachtungen waren daher nicht erforderlich.
c) Die Betroffene meint ferner, das Beschwerdegericht habe ihren auf die Ergebnisaggregation bezogenen Einwand, die Verwendung der standardisierten Kosten (sTOTEX) sei ausschließlich in Kombination mit einer Bestabrechnung zu rechtfertigen, aufgrund einer verfehlten Würdigung zurückgewiesen. Einen Rechtsfehler zeigt sie indes nicht auf, sondern setzt lediglich ihre Wertung an die Stelle derjenigen des Beschwerdegerichts, ohne sich mit der Begründung des Beschwerdegerichts auseinanderzusetzen.
aa) Die Betroffene führt aus, schon im Ausgangspunkt sei ein Einbezug von sTOTEX bei Nutzung der Mittelwertbildung anstelle einer Bestabrechnung nicht sachgerecht. Die Gutachter der Betroffenen hätten gezeigt, dass der mittels sTOTEX berechnete Produktivitätsfaktor deutlich über dem mittels TOTEX berechneten liege und damit den Mittelwert nach oben verzerre. Das führe zu einem zu hohen Produktivitätsfaktor für ältere Netze und zu einer aus der unterschiedlichen Altersstruktur der Netze resultierenden Verzerrung.
bb) Damit ist kein Rechtsfehler aufgezeigt. Zutreffend führt das Beschwerdegericht aus, durch die Verwendung von sTOTEX würden Verzerrungen aus unterschiedlichen Altersstrukturen und abweichenden Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken der Netzbetreiber abgemildert, um die Vergleichbarkeit der Kapitalkosten als Teil der im Effizienzvergleich zu verwendenden Gesamtkosten möglichst zu gewährleisten. Das von der Bundesnetzagentur eingeholte Methodengutachten habe sich ausdrücklich für eine Verwendung der sTOTEX entsprechend dem Vorgehen bei den statischen Effizienzvergleichen ausgesprochen, um die Vergleichbarkeit zwischen den Netzbetreibern zu erhöhen. Dem ist die Rechtsbeschwerde nicht ausreichend entgegengetreten. Dass die Verwendung von sTOTEX zu einem höheren Produktivitätsfaktor führt, stellt danach keine Verzerrung zulasten einzelner Netzbetreiber mit älteren Netzen dar, sondern soll die Verhältnisse in der Branche insgesamt sachgerecht abbilden.
d) Schließlich greift auch die in der mündlichen Verhandlung erhobene Rüge nicht durch, die Festlegung des Produktivitätsfaktors Strom sei schon deshalb aufzuheben, weil der Bundesgerichtshof mit zum Effizienzvergleich ergangenen Beschlüssen vom 26. September 2023 (EnVR 43/22, WM 2023, 2286 - Effizienzvergleich II sowie die Parallelverfahren EnVR 37/21, juris und EnVR 44/22, juris) die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (SFA) für rechtswidrig erklärt habe.
aa) Mithilfe des Effizienzvergleichs werden die unternehmensindividuellen Effizienzwerte der Netzbetreiber ermittelt, die die Grundlage für die bei der Festlegung der Erlösobergrenzen einzubeziehenden Effizienzvorgaben bilden. Nach § 12 Abs. 1 Satz 1 ARegV führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden - der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der SFA -, unter Berücksichtigung der dort genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 ARegV jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Der Senat hat in den Beschlüssen vom 26. September 2023 (EnVR 43/22, aaO Rn. 66 bis 71; EnVR 44/22, aaO Rn. 67 bis 72; EnVR 37/21, aaO Rn. 42 bis 47) für die Festlegung des individuellen Effizienzwerts der dortigen Betroffenen bei der Bestimmung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen ausgesprochen, dass nach der Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV für Netzbetreiber, die im Effizienzvergleich als effizient ausgewiesen werden, ein Effizienzwert in Höhe von 100 % gilt. Das bedeutet, dass sowohl bei der DEA als auch bei der SFA die als am effizientesten ausgewiesenen Unternehmen einen Effizienzwert von 100 % erhalten müssen. Dem steht nicht entgegen, dass die rechnerische Erreichbarkeit eines Effizienzwerts von 100 % in der SFA aufgrund des methodenimmanenten Abzugs der Störtermkomponente selbst für den effizientesten Netzbetreiber ausgeschlossen ist, weil ein Wert von 100 % für die relativ effizientesten Unternehmen auch auf andere Weise - etwa durch Zuschläge oder Anhebung des Niveaus - festgesetzt werden kann (EnVR 43/22, aaO Rn. 69 f. - Effizienzvergleich II).
bb) § 9 ARegV sieht indes die Anwendung des § 12 ARegV bei der Bestimmung des Produktivitätsfaktors nicht vor (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 117 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die Anlage 3 zu § 12 ARegV gilt daher nicht für die Bestimmung des Produktivitätsfaktors. Es fehlt auch - ebenso wie bei der Bestabrechnung (BGHZ 228, 286 Rn. 117 ff. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) - an einer vergleichbaren Interessenlage, die eine entsprechende Anwendung erfordern würde oder rechtfertigen könnte.
(1) Eine vergleichbare Interessenlage ergibt sich nicht schon daraus, dass die Bundesnetzagentur bei der Berechnung des Malmquist-Indexes dieselben Methoden wie beim Effizienzvergleich anwendet, auf die Daten der bisherigen Effizienzvergleiche zurückgreift und dabei ähnliche datenbezogene und methodische Unsicherheiten bestehen wie beim Effizienzvergleich (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 119 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).
(2) Während es bei der Ermittlung der Effizienzwerte nach § 12 ARegV darum geht, den Abstand eines konkreten Unternehmens von der gegenwärtigen Effizienzgrenze der Netzwirtschaft, die durch die (relativ) effizientesten Netzbetreiber gebildet wird, zu bestimmen, ist für § 9 ARegV zu ermitteln, ob und inwiefern sich die Produktivität der gesamten Branche abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 120 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die (zusätzliche) Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV gilt allein für die Festlegung der individuellen Effizienzwerte der einzelnen Netzbetreiber. Sie soll angesichts des Umstands, dass dafür nach der Anreizregulierungsverordnung eine doppelte Bestabrechnung vorzunehmen ist (vgl. EnVR 43/22, aaO Rn. 24), so dass einige Netzbetreiber ihre Effizienzwerte aus der DEA und andere aus der SFA erhalten, sicherstellen, dass gleichwohl alle als effizient ermittelten Netzbetreiber einen Effizienzwert von 100 % erhalten. Das ist indes angesichts des methodenimmanenten Abzugs der Störtermkomponente selbst für den effizientesten Netzbetreiber bei der SFA ausgeschlossen. Die genannte Vorgabe dient daher dem Schutz der Netzbetreiber, deren Effizienzwert anhand der SFA bestimmt wird, und der Sicherung der Vergleichbarkeit zwischen den Netzbetreibern beim statischen Effizienzvergleich gemäß §§ 12 bis 14 ARegV. Ein entsprechendes Bedürfnis besteht beim Produktivitätsfaktor nicht, weil sich aus ihm keine konkreten Effizienzvorgaben für die einzelnen Netzbetreiber ergeben, sondern die generelle Produktivitätsentwicklung ermittelt werden soll. Der Senat hat vor diesem Hintergrund entgegen der Ansicht der Rechtsbeschwerde nicht die SFA für rechtswidrig erklärt. Er hat lediglich aufgrund der zusätzlichen Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV bei der Festsetzung der individuellen Effizienzwerte eine Anpassung für erforderlich gehalten. Diese bedarf nach dem Sinn und Zweck des § 9 ARegV keiner Übertragung auf die Malmquist-Methode in der Ausgestaltung der Bundesnetzagentur.
(3) Auch dem Umstand, dass der Bundesgerichtshof den von der Bundesnetzagentur für die dritte Regulierungsperiode Gas vorgenommenen Effizienzvergleich für mit § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG nicht in Einklang stehend erachtet hat, weil das dort von der Bundesnetzagentur gewählte Modell insgesamt den objektiven strukturellen Unterschieden der Versorgungsaufgaben der am Vergleich beteiligten Netzbetreiber nicht hinreichend Rechnung trägt (Beschlüsse vom 26. September 2023 - EnVR 43/22, WM 2023, 2286 Rn. 43 ff. - Effizienzvergleich II sowie die Parallelverfahren EnVR 37/21, juris Rn. 20 ff. und EnVR 44/22, juris Rn. 44 ff.), kommt für den Produktivitätsfaktor Strom keine Bedeutung zu. Es ist weder vorgetragen noch ersichtlich, dass vergleichbare objektive strukturelle Unterschiede bei den Elektrizitätsnetzbetreibern bestehen und auch dort zur Rechtswidrigkeit des durchgeführten Effizienzvergleichs führen (könnten). Erst recht ist nicht ersichtlich, dass eine etwaige - bisher noch nicht erfolgte - Änderung der individuellen Effizienzwerte der Betreiber von Gasverteilernetzen Auswirkungen auf den nach der Malmquist-Methode ermittelten Produktivitätsfaktor Strom haben könnte.
8. Das Unionsrecht steht dem der Bundesnetzagentur eingeräumten Beurteilungsspielraum und Regulierungsermessen nicht entgegen. Eine Vorlage an den Unionsgerichtshof ist nicht veranlasst. Da der Unionsgerichtshof § 9 Abs. 3 ARegV für unionsrechtswidrig erklärt hat, kann diese Vorschrift keine Maßstäbe vorgeben, nach denen die Entscheidung der Bundesnetzagentur gemäß Art. 37 Abs. 16 und 17 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (nachfolgend: EltRL 2009 oder Elektrizitätsrichtlinie 2009; nunmehr Art. 60 Abs. 7 und Abs. 8 EltRL 2019) zu kontrollieren wäre. Dass der Prüfungsmaßstab des Senats gegen den sich aus Art. 37 Abs. 1, 6, 8 und 10 EltRL 2009 [Art. 58 und Art. 59 EltRL 2019 in Verbindung mit den dort genannten Verordnungen] ergebenden Rechtsrahmen verstößt, zeigt die Betroffene nicht auf und ist auch nicht ersichtlich (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 48 bis 50 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II).
a) Die unionsrechtlichen Regelungen beschränken sich auf wenige Zielvorgaben. Die von der Regulierungsbehörde festzulegenden Tarife und Methoden sind so zu gestalten, dass die notwendigen Investitionen in die Netze so vorgenommen werden können, dass die Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist (Art. 37 Abs. 6 Buchst. a Satz 2 EltRL 2009, Art. 59 Abs. 7 Buchst. a Halbsatz 2 EltRL 2019; BGH, Beschluss vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 21 aE). Dabei stellt die Regulierungsbehörde sicher, dass für die Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber angemessene Anreize geschaffen werden, sowohl kurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern, die Marktintegration und die Versorgungssicherheit zu fördern und entsprechende Forschungsarbeiten zu unterstützen (Art. 37 Abs. 8 EltRL 2009; vgl. Art. 58 Buchst. f EltRL 2019). Dem Wortlaut von Art. 37 Abs. 6 Buchst. a EltRL 2009 ("gestalten") kann insoweit entnommen werden, dass das Unionsrecht die Festsetzung der Tarife oder Methoden als Gestaltungsaufgabe ansieht. Dabei ist es Sache des innerstaatlichen Rechts der einzelnen Mitgliedstaaten, die zuständigen Gerichte zu bestimmen und die Verfahrensmodalitäten für solche Verfahren zu regeln, die den Schutz der dem Einzelnen aus dem Unionsrecht erwachsenden Rechte gewährleisten (EuGH, Urteil vom 16. Juli 2020 - C-771/18, juris Rn. 62 - Kommission/Ungarn). Nach diesen Grundsätzen kommen die Maßstäbe zur Anwendung, die die Gerichte nach §§ 81 ff. EnWG zu beachten haben (BGH, Beschluss vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 37 - REGENT), hier mithin der vom Senat für die Abschätzung des Produktivitätsfaktors entwickelte Prüfungsmaßstab.
b) Vor diesem Hintergrund zeigt die Betroffene nicht auf und ist es auch nicht ersichtlich, dass der der Bundesnetzagentur bei der Abschätzung eines Einzelelements eingeräumte Beurteilungsspielraum gegen den von der Richtlinie vorgegebenen Rahmen verstößt oder die Bundesnetzagentur den sich aus der Richtlinie oder der Charta der Grundrechte ergebenden Verfahrensanforderungen nicht nachgekommen wäre.
III. Die Beschwerdeentscheidung kann hiernach keinen Bestand haben, soweit sie den Einwänden der Betroffenen stattgibt. Sie erweist sich auch nicht gemäß § 88 Abs. 5, § 85 EnWG in Verbindung mit § 144 Abs. 4 VwGO sowie § 561 ZPO insoweit jedenfalls im Ergebnis als richtig, als die Festlegung aufzuheben und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung zu verpflichten wäre (vgl. auch BVerwG, Urteil vom 24. November 2022 - 5 C 9/21, BVerwGE 177, 154 Rn. 7). Denn die von der Betroffenen mit ihrer Beschwerde über die oben unter II behandelten Einwände hinaus geltend gemachten und vom Beschwerdegericht nicht vollständig erledigten weiteren Einwände gegen die angefochtene Festlegung führen ebenfalls nicht zu ihrer Rechtswidrigkeit (nachfolgend unter 1 und 2).
1. Der Einwand, die Bundesnetzagentur habe die Verfahrensbeteiligten nicht ausreichend zum festgelegten Produktivitätsfaktor angehört, greift nicht durch.
a) Gemäß § 67 Abs. 1 EnWG hat die Bundesnetzagentur den Beteiligten vor einer abschließenden Sachentscheidung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Das setzt voraus, dass die Beteiligten sich zu allen entscheidungserheblichen Tatsachen äußern und damit Verfahren und Ergebnis beeinflussen können. Dafür muss ihnen die beabsichtigte Entscheidung so konkret umschrieben werden, dass sie erkennen können, zu welchen Fragen eine Äußerung zweckmäßig ist (Burmeister in Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG, 4. Aufl., § 67 Rn. 3; Turiaux in Kment, EnWG, 2. Aufl., § 67 Rn. 4; Wende in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 67 EnWG Rn. 3, 5 f.; Theobald/Werk in Theobald/Kühling, Energierecht, Stand: Juni 2023, § 67 EnWG Rn. 10). Allerdings müssen nicht alle erdenklichen rechtlichen Erwägungen mitgeteilt werden, insbesondere dann nicht, wenn sie sich aufdrängen und die Beteiligten ohnehin mit ihnen rechnen müssen (Wende in Säcker, aaO, Rn. 6; Elspas/Heinichen in Elspas/Graßmann/Rasbach, EnWG, 2. Aufl., § 67 Rn. 3).
b) Nach diesen Maßgaben sind die Beteiligten zur Ableitung des festgelegten Produktivitätsfaktors ausreichend angehört worden.
aa) Die Bundesnetzagentur hat den betroffenen Marktteilnehmern gemäß § 67 EnWG bei der Konsultation vom 19. Oktober bis 9. November 2018 und erneut bei der Nachkonsultation vom 15. bis 26. November 2018 (Festlegung S. 2 und 6) Gelegenheit zur Stellungnahme gegeben. Dabei enthielt der Beschlussentwurf, der Grundlage für die Konsultation war, die unter Anwendung der Malmquist-Methode und der Törnqvist-Methode ermittelten Werte von 1,36 % und 1,83 % (Konsultationsentwurf S. 9). Ferner hat die Bundesnetzagentur darauf hingewiesen, sie beabsichtige, sich am unteren Rand der durch diese Werte eröffneten und als plausibel erachteten Bandbreite zu orientieren. Es stelle sich ferner wegen des Unterschieds zum Produktivitätsfaktor Gas die Frage, ob gegebenenfalls spezifische zusätzliche Aspekte des Elektrizitätsversorgungsnetzbetriebs zu berücksichtigen seien (Konsultationsentwurf S. 46).
bb) Diese Information reichte nach den obigen Grundsätzen aus. Den Marktteilnehmern wurden die konkreten Werte und die Kriterien für die Ableitung des Produktivitätsfaktors mitgeteilt. Angesichts des Unterschieds zum deutlich niedrigeren Produktivitätsfaktor Gas musste sich die Frage eines zusätzlichen Sicherheitsabschlags förmlich aufdrängen. Die Bundesnetzagentur hat denn auch - ohne dass es für die vorliegende Entscheidung darauf ankäme - unwidersprochen geltend gemacht, dass zahlreiche Beteiligte zur Frage eines Sicherheitsabschlags Stellung genommen hätten. Die Betroffene zeigt im Übrigen keinen erheblichen Vortrag auf, den sie anlässlich einer solchen Nach-Nachkonsultation gehalten hätte.
2. Schließlich hat die Bundesnetzagentur das methodische Vorgehen beim Sicherheitsabschlag auch ausreichend begründet.
a) Zur Ableitung des Produktivitätsfaktors hat die Bundesnetzagentur in der angegriffenen Festlegung ausgeführt (Festlegung S. 64), Törnqvist-Index und Malmquist-Index stellten international anerkannte und grundsätzlich gleichwertig geeignete wissenschaftliche Methoden zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors dar. Die unterschiedlichen Ergebnisse von 1,35 % (Malmquist-Index) und 1,82 % (Törnqvist-Index) könnten sowohl durch die Methodik als auch im Wesentlichen durch die Datengrundlage und die unterschiedlichen Stützintervalle begründet werden. Das sich ergebende Wertespektrum werde in der ausgewiesenen Bandbreite von 1,35 % bis 1,82 % als noch plausibel erachtet. Jedoch seien beiden Methoden Gesichtspunkte immanent, auf Grund derer sich derzeit kein eindeutiger Vorteil für die Anwendung einer der beiden genannten Methoden ergebe. Die Beschlusskammer sehe es daher unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Bedeutung des Produktivitätsfaktors sowie des Umstands, dass es sich um die erstmalige Festlegung im Elektrizitätsversorgungsbereich handle, zur Sicherstellung eines validen, aber auch erreichbaren und übertreffbaren Werts als angemessen an, sich sicherheitshalber am unteren Rand der genannten Bandbreite zu orientieren. Auf diese Weise werde den gegebenenfalls bestehenden Restunsicherheiten gesondert Rechnung getragen. Im Hinblick darauf, dass demnach der maßgebliche Wert von 1,35 % deutlich von dem für die Gasversorgungsnetze festgelegten Produktivitätsfaktor von 0,49 % abweiche, halte es die Beschlusskammer für angemessen, den erstmals festzulegenden Produktivitätsfaktor Strom analog anderer Regulierungsentscheidungen mit einem Abschlag von einem Drittel des rechnerisch-methodischen Werts zu versehen, um keine unbeabsichtigten Brüche zwischen den beiden Sektoren zu verursachen.
b) Das ist nicht zu beanstanden und stellt nach den angeführten Maßgaben (siehe oben Rn. 23) eine ausreichende und nachvollziehbare Begründung dafür dar, auf welche Weise der auf 0,90 % festgelegte Wert abgeleitet worden ist. Da es einem lediglich zugunsten der Netzbetreiber vorgenommenen Sicherheitsabschlag immanent ist, dass er auf einer Abschätzung beruht, ist die dafür gegebene knappe Begründung ausreichend. Dies gilt umso mehr, als die Bundesnetzagentur zugunsten der Netzbetreiber in zweifacher Hinsicht Sicherheitsabschläge vorgenommen hat, indem sie zunächst in Bezug auf die Ergebnisse der angewandten Methoden eine "Best-of"-Auswahl zugunsten des niedrigeren Werts getroffen und diesen Wert sodann erneut um ein Drittel reduziert hat. Angesichts dieser erheblichen Abschläge relativieren sich auch die von den Netzbetreibern geltend gemachten Einwände gegen den Törnqvist-Index. Selbst wenn es bei Anwendung des Törnqvist-Index - wie nicht - zu "Verzerrungen" zu Lasten der Netzbetreiber gekommen wäre, bestehen vor diesem Hintergrund keine Anhaltspunkte dafür, dass der festgelegte Wert nicht mit den Vorgaben des § 9 Abs. 3 ARegV im Einklang stünde. Es ist nicht dargelegt oder ersichtlich, dass die durch die Netzentgeltabsenkungen im Laufe des Jahres 2006 behauptete Verzerrung bei der Deflationierung nach der Törnqvist-Methode zu einem Produktivitätsfaktor führen könnte, der unter 1,35 % - und schon gar nicht unter 0,90 % - läge. Sogar bei Zugrundelegung des vom Beschwerdegericht für vorzugswürdig gehaltenen Stützintervalls 2007 bis 2017 ergibt sich bei einer Mittelwertbetrachtung der nach der Malmquist- und Törnqvist-Methode ermittelten Werte von 0,53 % und 1,35 % ein über dem festgelegten Wert von 0,90 % liegender Wert von 0,94 %. Das erhellt, dass die von den betroffenen Netzbetreibern beanstandeten "Verzerrungen" jedenfalls durch die zu ihren Gunsten vorgenommenen Sicherheitsabschläge ausgeglichen werden.
C. Der Senat kann gemäß § 88 Abs. 5, § 85 EnWG in Verbindung mit § 144 Abs. 3 Nr. 1 VwGO (zur Anwendung verwaltungsgerichtlicher Grundsätze vgl. BGH, Beschluss vom 18. Februar 2003 - KVR 24/01, BGHZ 154, 21 [juris Rn. 18] - Verbundnetz II; Kalwa/Göge in Elspas/Graßmann/Rasbach, EnWG, 2. Aufl., § 85 Rn. 5; Johanns/Roesen in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 85 EnWG Rn. 1; van Rossum in BeckOK EnWG, Stand 1. September 2023, § 85 Rn. 5; Laubenstein/Bourazeri in Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG, 4. Aufl., § 85 Rn. 2) abschließend entscheiden und die Beschwerde gegen die angefochtene Festlegung zurückweisen. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG; die Festsetzung des Gegenstandswerts folgt aus § 50 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 GKG und § 3 ZPO.
Kirchhoff
Roloff
Picker
Holzinger
Kochendörfer

Rechtsmittelbelehrung:

Zitierte Normen: §§ 4 ff. StromNEV
§§ 15 ff. StromNEV
§§ 26, 28, 30 KWKG
§§ 13 und 14 ARegV
§§ 12 bis 14 ARegV
§§ 81 ff. EnWG
§ 7 ARegV
§ 21a EnWG
§ 5 StromNEV
§ 6 StromNEV
§ 7 StromNEV
§ 8 StromNEV
§ 9 StromNEV
§ 10 StromNEV
§ 9 KWKG
§ 12 ARegV
§ 9 ARegV
§ 85 EnWG
§ 561 ZPO
§ 67 EnWG
§ 3 ZPO
§ 9 Abs. 3 ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG
§ 21a Abs. 6 EnWG
§ 9 Abs. 1 ARegV
§ 21a Abs. 4 Satz 7, Abs. 6 EnWG
§ 9 Abs. 1 und Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 73 Abs. 1b Satz 2 EnWG
§ 73 Abs. 1b EnWG
§ 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV
§ 19 Abs. 2 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV
§ 32 Abs. 7 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV
§ 29 Abs. 1 und Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 30 Abs. 2 Nr. 7 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 7 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 13 bis 15 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 13 StromNEV
§ 19 Abs. 2 Satz 14 und 15 StromNEV
§ 9 Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 82 Abs. 1 EnWG
§ 12 Abs. 1 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 144 Abs. 4 VwGO
§ 67 Abs. 1 EnWG
§ 144 Abs. 3 Nr. 1 VwGO
§ 90 Satz 2 EnWG
§ 50 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 GKG
Art. 19 Abs. 4 GG

Zitierte Entscheidungen: WM 2023, 630
BGHZ 228, 286
BVerwGE 158, 301
BVerwGE 41, 227
BVerwGE 171, 300
BVerwGE 156, 75
WM 2023, 2286
BVerwGE 177, 154
BGHZ 154, 21
6 C 1/16
IV C 6.71
1 C 4/20
1 BvR 1588/20
6 C 50/15
5 C 9/21