Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2010-04-21, Aktenzeichen VI-3 Kart 128/09 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2010:0421.VI3KART128.09V.00

Tenor:
Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 8 der gegnerischen Bundesnetzagentur vom 13. Januar 2009 - BK8-08/1863-11 - in Ziffer 12 aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, über den Härtefallantrag der Betroffenen unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats erneut zu entscheiden. Die weitergehende Beschwerde wird zurückgewiesen.
Die Beschwerdeführerin hat die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der gegnerischen Bundesnetzagentur zu tragen.
Der Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren wird auf € festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Beschwerdeführerin betreibt ein Elektrizitätsverteilnetz, dessen Gebiet die Stadt B. sowie die Städte C., D., E., F., G. und Teile von H. umfasst. Sie ist vorgelagerte Netzbetreiberin für das Teilnetz I. der J.. Den Netzbetrieb hat sie zum 1. Januar 2007 von der K. für Versorgungsunternehmen übernommen. Im September 2008 leitete die Beschlusskammer 8 der gegnerischen Bundesnetzagentur gegen sie von Amts wegen das Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen nach § 4 Abs. 1 und 2 der ARegV i.V.m. § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG ein. Mit Blick darauf hatte die Betroffene bereits zuvor die Einbeziehung eines pauschalierten Investitionszuschlags und eine zusätzliche Erhöhung der Erlösobergrenze wegen einer unzumutbaren Härte angesichts der gestiegenen Kosten für die Verlustenergiebeschaffung beantragt. Im Rahmen des Verwaltungsverfahrens übermittelte die Betroffene erforderliche Daten und Informationen; desweiteren hatte sie Gelegenheit, sich u.a. zu der beabsichtigten Entscheidung der Beschlusskammer zu äußern. Der durchgeführte Effizienzvergleich hatte für die Betroffene einen Effizienzwert von 100 % ergeben.
Durch den angegriffenen Beschluss hat die Beschlusskammer die Erlösobergrenzen der Betroffenen für die erste Regulierungsperiode wie folgt festgelegt:
. . .
Den Antrag auf Anerkennung eines Härtefalls bezüglich der Kostensteigerung für die Beschaffung von Verlustenergie hat die Beschlusskammer abgelehnt. Des Weiteren hat sie einen Auflagenvorbehalt zur Mehrerlösabschöpfung getroffen.
Hiergegen wendet sich die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde.
Die Betroffene meint, die Beschlusskammer habe schon das Ausgangsniveau zur Ermittlung der Erlösobergrenze rechtswidrig bestimmt. Als Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen der ersten Regulierungsperiode sei gem. § 6 Abs. 2 ARegV das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Genehmigung der Netzentgelte gem. § 23a EnWG vor Beginn der Anreizregulierung, die auf der Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 oder früher basiere, heranzuziehen. Die Beschlusskammer habe für das Ausgangsniveau die Kosten der letzten Entgeltgenehmigung vom 12. März 2008, die auf der Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 beruhe, zugrundegelegt und dabei die seither gestiegenen Kosten für Verlustenergie nicht berücksichtigt. Diese hätten sich im Kalenderjahr 2009 gegenüber dem Kalenderjahr 2006 um insgesamt € = 111 % erhöht. Diesen erheblichen Anstieg der für das Jahr 2009 zu erwartenden Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie hätte sie im Rahmen des § 6 Abs. 2 ARegV berücksichtigen müssen. Das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Genehmigung der Netzentgelte sei lediglich heranzuziehen und damit nicht unbesehen zugrundezulegen. Aufgrund ihrer Pflicht zu gesetzmäßigem Handeln sei sie verpflichtet gewesen, die zum Entscheidungszeitpunkt geltende höchstrichterliche Rechtsprechung zu beachten. Da der Bundesgerichtshof mit Beschluss vom 14. August 2008 (KVR 36/07) festgestellt habe, dass entgegen der Rechtsprechung der Oberlandesgerichte Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie im Falle gesicherter Erkenntnisse auch mit Planwerten in Ansatz gebracht werden könnten, hätte sie die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie für das Jahr 2009, jedenfalls aber für das Jahr 2008 berücksichtigen müssen, da nach § 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV die Regelung des § 3 Abs. 1 Satz 5 2. Halbsatz StromNEV entsprechend gelte. Jedenfalls aber hätte sie dem auf die gestiegenen Beschaffungskosten bezogenen Härtefallantrag gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV stattgeben müssen, wenn sie das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten § 23a EnWG - Genehmigung auf der Grundlage des Jahres 2006 - als maßgeblich ansehe. Die im Jahre 2009 gegenüber dem Jahr 2006 deutlich erhöhten Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie stellten ein unvorhersehbares Ereignis dar. Nach der Gesamtsystematik der Anreizregulierungsverordnung müsse von einem Härtefall ausgegangen werden, wenn sich die Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 % erhöhen. In diesem Fall sei nämlich von einer Änderung der Versorgungsaufgabe in erheblichem Umfang gem. § 10 Abs. 2 Satz 3 ARegV auszugehen. Hier betrage die Kostenerhöhung für Verlustenergie 5,6 %. Die Nichtanerkennung der gestiegenen Verlustenergiekosten bedeute auch deshalb einen Härtefall, weil die nicht anerkannte Differenz im Verhältnis zu der anerkannten Eigenkapitalverzinsung erheblich sei, denn sie mache 50 % aus. Sollte der Senat § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV deshalb nicht unmittelbar für anwendbar halten, weil die Regelung nach ihrem Wortlaut nur für eine Anpassung der Erlösobergrenzen gelte und diese das Vorhandensein einer Festlegung impliziere, komme hilfsweise eine analoge Anwendbarkeit bei der erstmaligen Bestimmung der Erlösobergrenzen in Betracht.
Eine Anpassung müsse weiterhin erfolgen, weil der Bundesgerichtshof mit Beschluss vom 14. August 2008 (KVR 42/07) für den Eigenkapitalzinssatz II festgestellt habe, dass insoweit ein Risikozuschlag zu berücksichtigen sei. Da die Beschlusskammer dies bei der als Ausgangsniveau herangezogenen Netzentgeltgenehmigung unterlassen habe, hätte sie das Ausgangsniveau entsprechend anpassen müssen.
Nichts anderes gelte, soweit nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs (Beschluss vom 14. August 2008 KVR 39/07) bei der Eigenkapitalverzinsung auch geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau im Anlagevermögen hätten berücksichtigt werden müssen. Da dies nicht geschehen sei, wäre auch dies bei der Festlegung der Erlösobergrenzen nachzuholen gewesen.
Auch sei eine auf der unstreitig erhöhten Bemessungsgrundlage vorzunehmende Anpassung der kalkulatorischen Gewerbesteuer gem. § 8 StromNEV unterblieben. Bei ihr sei als Ausgangsgröße auf die kalkulatorisch ermittelte Eigenkapitalverzinsung nach § 7 StromNEV abzustellen. Obwohl die Beschlusskammer die Eigenkapitalverzinsung angepasst habe, habe sie dies inkonsequenterweise nicht auch bei der Höhe der kalkulatorischen Gewerbesteuer berücksichtigt.
Des Weiteren habe sie die Gewerbesteuer rechtsfehlerhaft nicht als dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteil berücksichtigt, so dass sie fälschlich (nur) dem sektoralen Produktivitätsfaktor unterläge. Die Gewerbesteuer entziehe sich entgegen der Rechtsauffassung der Beschlusskammer jeglicher Beeinflussbarkeit durch sie – die Betroffene – und sei daher als dauerhaft nicht beeinflussbarer Kostenanteil einzustufen. Dies entspreche auch den Vorgaben in § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 ARegV, weil sie eine Betriebssteuer sei, denn sie knüpfe an den Betrieb eines stehenden gewerblichen Unternehmens im Sinne des Einkommenssteuergesetzes an. In der steuerrechtlichen Literatur zu §§ 74 f. AO werde die Gewerbesteuer ebenfalls als Betriebssteuer angesehen. Auch ihre Bemessungsgrundlage – die Kapitalkosten - sei dauerhaft nicht beeinflussbar, was sich für Altanlagen auswirke.
Rechtsfehlerhaft gehe die Beschlusskammer weiter davon aus, dass es sich bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie um beeinflussbare Kosten handele. Mit den stetig steigenden Preisen für die Verlustenergiebeschaffung entstehe für die Betroffene eine jährlich wachsende Kostenunterdeckung, die durch entsprechend stärkere Reduzierung anderer Kostenpositionen ausgeglichen werden müsse. Dies sei faktisch unmöglich, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden und stelle wegen der Unerreichbarkeit der Effizienzvorgaben einen Verstoß gegen § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG dar. Die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie unterlägen auch einer wirksamen Verfahrensregulierung gem. § 11 Abs. 2 Satz 2 und 4 ARegV i.V.m. § 10 StromNEV, da die Bundesnetzagentur mit ihrer Festlegung vom 21. Oktober 2008 zu dem Aktenzeichen BK 6-08-006 das Ausschreibungsverfahren für Verlustenergie und zum Verfahren zur Bestimmung der Netzverluste umfassend wirksam geregelt habe. Dass diese Festlegung nicht ausdrücklich als wirksame Verfahrensregulierung festgelegt worden sei, sei unerheblich, da eine regulierungsbehördliche Verfahrensfestlegung einer solchen nicht bedürfe. Hilfsweise mache sie geltend, dass sie jedenfalls die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie objektiv nicht beeinflussen könne. In reinen Verteilnetzen ließen sich die Verlustenergiemengen nicht beeinflussen, da sie übermäßig – insbesondere mit wachsender Netzlast – bei der Spitzenlastzeit anfielen. Ebenso wenig beeinflussbar seien die Kosten für die Beschaffung der technisch zwingend entstehenden Verlustmengen. Ihre Kostenhöhe folge zwangsläufig einer einheitlichen Preisentwicklung, da die Betroffene wie alle anderen Netzbetreiber sie nach Maßgabe der Festlegung der Bundesnetzagentur vom 21. Oktober 2008 durch Ausschreibung am Markt beschaffen müsse.
Der von ihr unter dem 14. März 2008 beantragte und von der Beschlusskammer in Höhe von € p.a. bewilligte pauschalierte Investitionszuschlag sei der Höhe nach rechtswidrig. Die Beschlusskammer sei verpflichtet gewesen, bei der Festlegung der Erlösobergrenzen einen solchen von kumuliert 1 % pro Jahr der Regulierungsperiode in den Erlösobergrenzen zu berücksichtigen. Nach dem Wortlaut des § 25 Abs. 2 ARegV sei die kumulierte Gewährung des pauschalierten Investitionszuschlags von je einem weiteren 1 % pro Jahr der Regulierungsperiode angezeigt. Der Zusatz "pro Kalenderjahr" könne nur bedeuten, dass der pauschalierte Investitionszuschlag jährliche Neuinvestitionen in Höhe von 1 % des Referenzwerts erleichtern solle. Auch die verordnungsgeberische Intention der Vorschrift, Investitionen in die Energieversorgungsnetze in der Startphase der Anreizregulierung nicht zu behindern, spreche dafür, nicht nur die im Jahr der ersten Regulierungsperiode notwendigen Investitionskosten zu erfassen.
Schließlich sei die Beschlusskammer bei der Berechnung der jährlichen Erlösobergrenzen rechtswidrig nicht von einem gesamtwirtschaftlichen, sondern von einem sektoralen Produktivitätsfortschritt ausgegangen.
Die Regelung in § 9 ARegV verstoße gegen § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG sowie gegen § 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 5 EnWG und damit gegen höherrangiges Recht. Jedenfalls aber sei es rechtswidrig, dass der Verordnungsgeber den sektoralen Produktivitätsfaktor für die beiden ersten Regulierungsperioden in § 9 Abs. 2 betragsmäßig bestimmt habe. Dies widerspreche dem Prinzip der sog. Methodenrobustheit, das in § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG seine gesetzliche Grundlage finde. Die pauschale Vorabfestlegung in Höhe des sektoralen Produktivitätsfortschritts werde auch nicht durch die in den Berichten der Bundesnetzagentur dargestellten und im Verordnungsverfahren diskutierten erheblichen methodischen Probleme und eine nicht verfügbare adäquate Datengrundlage gerechtfertigt. Aus Gründen der Rechtssicherheit dürfe es eine generelle sektorale Produktivitätsvorgabe nicht geben bis die erforderliche Datengrundlage für eine wirtschaftswissenschaftlich fundierte Berechnung vorliege. Dass der errechnete Wert von 2,54 % und erst recht eine von einer Kalkulation losgelöste Pauschalvorgabe nicht sachgerecht sei, belege eine im Auftrag der L. angefertigte Analyse der M. zur Herleitung des sektoralen Produktivitätsfaktors. Diese komme zu dem Ergebnis, dass der Energiesektor sogar eine geringere Produktivitätssteigerung als die Gesamtwirtschaft aufweise. Eine pauschale Festlegung hätte auch deshalb unterbleiben müssen, weil aufgrund unzureichender Datengrundlage der methodisch richtige Malmquist-Index nicht habe angewandt werden können. Daran ändere auch eine vergleichende Betrachtung international üblicher Bandbreiten, die zwischen 1,5 % und 2 % für die vorübergehende Festlegung eines generellen Produktivitätsfaktors lägen, nichts. Diese ließen weder Rückschlüsse auf die Produktivitätsveränderung in der deutschen Netzwirtschaft zu noch sei sichergestellt, dass international durchgeführte Berechnungen voll umfänglich mit dem in § 9 ARegV definierten generellen Produktivitätsfaktor tatsächlich vergleichbar seien.
Selbst bei unterstellter Rechtmäßigkeit läge ein Verstoß gegen die gesetzliche Vorgabe darin, dass sich der Faktor für den sektoralen Produktivitätsfortschritt gemäß der Regulierungsformel auch auf vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile beziehe. Diese zählten nach der Legaldefinition des § 11 Abs. 1 zu den nicht beeinflussbaren Kostenanteilen. Nach dem klaren Wortlaut des § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG dürften Effizienzvorgaben indessen ausdrücklich "nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil bezogen sein".
Soweit sich ihre Beschwerde ursprünglich auch auf singulär genutzte Betriebsmittel, den Auflagenvorbehalt der Mehrerlössaldierung und die Behandlung der Erlöse aus der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen i.S.v. § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 StromNEV als dauerhaft nicht beeinflussbare Erlöse i.S.d. § 11 Abs. 2 Nr. 13 ARegV erstreckt hat, hat die Betroffene sie insoweit mit Schriftsatz vom 11. Januar 2010 und in der Senatssitzung zurückgenommen.
Sie beantragt,
den Festlegungsbeschluss der Beschwerdegegnerin vom 13. Januar 2009,
Aktenzeichen BK 8-08/1863-11, aufzuheben und die Beschwerdegegnerin
analog § 113 Abs. 5 Satz 2 VWGO zu verpflichten, einen Festlegungsbeschluss mit Wirkung zum 1. Januar 2009 unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen.
Die Bundesnetzagentur bittet um Zurückweisung der Beschwerde, indem sie die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe verteidigt.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze nebst Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur, die mit Beschluss vom 22. Februar 2010 erteilten Hinweise und das Protokoll der Senatssitzung vom 24. Februar 2010 Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde der Betroffenen hat aus den in der Senatssitzung mit den Beteiligten erörterten Gründen in der Sache nur in geringem Umfang - vorläufig - Erfolg. Die für die erste Regulierungsperiode festgelegten Erlösobergrenzen sind im Grundsatz nicht zu beanstanden. Soweit es um die Anerkennung eines Härtefalls bezüglich der Kostensteigerung für die Beschaffung von Verlustenergie für das Jahr 2009 geht, wird die Bundesnetzagentur– unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats – allerdings zu prüfen haben, ob die Erlösobergrenze angesichts dieser bei der gebotenen Berücksichtigung der Gesamtkostensituation anzupassen ist.
Im Einzelnen:
1. Bestimmung des Ausgangsniveaus
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene dagegen, dass die Beschlusskammer als Ausgangsniveau für die Bestimmung ihrer Erlösobergrenze für die erste Regulierungsperiode das Ergebnis der Kostenprüfung ihrer letzten – bestandskräftigen - Entgeltgenehmigung vom 12. März 2008 zugrundegelegt hat, ohne dies in verschiedener Hinsicht anzupassen. Ihre Rüge, die Beschlusskammer hätte das sich aus der Entgeltgenehmigung ergebende Ausgangsniveau auch um die Plankosten des Jahres 2009 wie auch mit Blick auf die Erkenntnisse der einschlägigen BGH-Rechtsprechung zur Berücksichtigungsfähigkeit verschiedener Kostenbestandteile korrigieren müssen, geht fehl. Ebenso wenig war sie verpflichtet, die höhere Eigenkapitalverzinsung auch bei der kalkulatorischen Gewerbesteuer in Ansatz zu bringen.
1.1. Der Verordnungsgeber sieht in § 6 Abs. 1 ARegV grundsätzlich vor, dass das Ausgangsniveau durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der jeweiligen Netzentgeltverordnung zu ermitteln ist. Diese hat im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Basis der Daten des (dann) letzten abgeschlossenen Geschäftsjahrs – des Basisjahrs - zu erfolgen. Durch den Verweis auf § 3 Abs. 1 Satz 4 2.HS GasNEV und § 3 Abs. 1 Satz 5 2. HS StromNEV, nach denen gesicherte Erkenntnisse über das Planjahr in die Kostenartenrechnung einfließen können, ist klargestellt, dass auch insoweit Plandaten berücksichtigt werden können (§ 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV). Vor dem Hintergrund, dass die erste Regulierungsperiode zum 1.01.2009 begonnen hat, hätte daher eine solche Kostenprüfung im Jahre 2007 auf der Basis des Geschäftsjahres 2006 erfolgen müssen. Dieses ist in § 6 Abs. 1 Satz 5 ARegV auch ausdrücklich als Basisjahr festgelegt worden.
Für die erste Regulierungsperiode bestimmt § 6 Abs. 2 ARegV indessen davon abweichend, dass das Ergebnis der Kostenprüfung der "letzten" Genehmigung der Netzentgelte nach § 23a EnWG vor Beginn der Anreizregulierung heranzuziehen ist. Sinn und Zweck dieser Übergangsregelung ist es ersichtlich, eine (erneute) Kostenprüfung und den damit für rd. 1.500 Netzbetreiber und die Regulierungsbehörden verbundenen Aufwand auch angesichts des Zeitfaktors zu vermeiden. Nach dem Inkrafttreten der Anreizregulierungsverordnung am 6. November 2007 standen den Regulierungsbehörden bis zum Beginn der ersten Regulierungsperiode nur noch 14 Monate für die erstmals durchzuführenden Verfahren zur Festlegung der Erlösobergrenzen und acht Monate für den Effizienzvergleich zur Verfügung. Mit Blick darauf hatte die Bundesnetzagentur schon im Rahmen ihres Berichts nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung angeregt, als Ausgangsniveau für die erste Regulierungsperiode die in der letzten Entgeltprüfung genehmigten Entgelte heranzuziehen, sofern diese sehr zeitnah vor dem Beginn der ersten Regulierungsperiode erfolgt (s. Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG vom 30.06.2006, S. 159, Tz 734).
Die "letzte" Entgeltgenehmigung ist auf Empfehlung des Wirtschaftsausschusses zeitlich dahin präzisiert worden, dass sie "auf der Datengrundlage des Geschäftsjahres 2006 oder eines früheren Geschäftsjahres basiert" (BR-Drs. 417/07 (Beschluss) vom 21.09.2007, S. 2 f.). Ziel dessen war es, eine möglichst einheitliche Datenbasis und eine geordnete Abwicklung des Effizienzvergleichs sicherzustellen. Vor dem Hintergrund in der Praxis erwogener Möglichkeiten sollte klargestellt werden, dass im Jahre 2008 ggfs. gestellte Entgeltgenehmigungsanträge, die auf dem Geschäftsjahr 2007 basieren, und daraus resultierende Ergebnisse der Kostenprüfung nicht zu berücksichtigen sind (s. zu der entsprechenden Empfehlung Elspas, et 2007 (Heft 6), S. 8, 10). Hatte der Netzbetreiber auf Basis der Kostenlage 2006 keinen Antrag auf Genehmigung von Netzentgelten gestellt, sollte eine Kostenprüfung ebenfalls nicht erfolgen, in einem solchen Fall ist das Ergebnis der Kostenprüfung maßgeblich, die der Entgeltgenehmigung mit der letzten verfügbaren Datengrundlage zugrunde lag. Damit ist dem Umstand Rechnung getragen worden, dass es in der zweiten Netzentgeltgenehmigungsrunde gängige Praxis war, die Netzentgeltbescheide aus der ersten Entgeltgenehmigungsrunde bis zum 31.12.2008 zu verlängern. Entsprechendes sieht § 34 Abs. 3 ARegV für die kleinen Netzbetreiber vor, die am vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV teilnehmen. Hatte der Netzbetreiber in der so gen. zweiten Entgeltgenehmigungsrunde u.a. entsprechend § 32 Abs. 5 StromNEV/ § 32 Abs. 6 GasNEV keine Erhöhung der Netzentgelte beantragt, findet § 6 ARegV keine Anwendung. Das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenze ergibt sich vielmehr aus dem Ergebnis der letzten abgeschlossenen Entgeltgenehmigung zuzüglich eines jährlichen Inflationsausgleichs für die Jahre 2005 und 2006.
1.2. Vor diesem Hintergrund ist für die von der Betroffenen begehrte Anpassung des Ergebnisses der in der letzten Entgeltgenehmigung von der Regulierungsbehörde vorgenommenen Kostenprüfung kein Raum. Der Verordnungsgeber hat von einer Überprüfung des Ergebnisses der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung ausdrücklich abgesehen. Im Einzelnen:
1.2.1. Plankosten in Höhe von weiteren € für die Beschaffung von Verlustenergie im Jahre 2009 waren nicht entsprechend § 3 Abs. 1 Satz 5 2. HS StromNEV zu berücksichtigen, da eine solche Anpassung der maßgeblichen Kostenbasis in § 6 Abs. 2 ARegV– anders als bei der Kostenprüfung nach § 6 Abs. 1 ARegV – nicht ausdrücklich vorgesehen ist. Höhere Beschaffungskosten können daher in der ersten Regulierungsperiode – sofern die Voraussetzungen im Einzelfall vorliegen – nur zu einer der vom Verordnungsgeber in der Anreizregulierungsverordnung vorgesehenen Korrekturmöglichkeiten führen (ebenso: OLG Stuttgart, Beschluss vom 21.01.2010, Az. 202 EnWG 3/09, S. 18 BA; s. dazu auch: Schneider IR 2009, 170, 171).
1.2.2. Das Ergebnis der in der Entgeltgenehmigung vom vorgenommenen Kostenprüfung ist auch nicht zu korrigieren, weil die Regulierungsbehörde nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs aus dem Jahre 2008 zugunsten der Betroffenen weitere Kostenpositionen hätte berücksichtigen müssen. Korrekturen sind weder hinsichtlich der Plankosten für die Verlustenergiebeschaffung des Jahres 2008, für Anlagen im Bau und geleistete Vorauszahlungen in der Verzinsungsbasis noch für den Ansatz eines Risikozuschlags bei der Verzinsung des überschießenden Eigenkapitals vorzunehmen. Auch insoweit kann die Betroffene nur auf die vom Verordnungsgeber vorgesehenen Korrekturmöglichkeiten zurückgreifen.
Schon aus dem Wortlaut des § 6 Abs. 2 ARegV, der der Regulierungsbehörde vorgibt, dass das Ergebnis der Kostenprüfung der letzten Entgeltgenehmigung heranzuziehen ist, folgt, dass die Regulierungsbehörde dies keiner weiteren Überprüfung unterziehen soll. Dies zeigt auch ein Vergleich der unterschiedlichen Regelungsgehalte der Absätze 1 und 2 des § 6 ARegV, wonach im Falle des § 6 Abs. 1 das zu bestimmende Ausgangsniveau der Erlösobergrenze eine aktive eigene Ermittlung der Regulierungsbehörde erfordert, während im Falle des Abs. 2 auf das Ergebnis der Kostenprüfung im Rahmen der Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG zurückzugreifen ist, die auf der Datengrundlage des Basisjahres 2006 oder früher beruht. Auch Systematik sowie Sinn und Zweck der Norm lassen nur dieses Verständnis zu. § 6 Abs. 2 ARegV stellt die Ausnahme zu der Regel dar, dass die Regulierungsbehörde eine Kostenprüfung vornehmen soll und bestimmt näher, aus welcher Entgeltgenehmigung daher das Ergebnis der Kostenprüfung heranzuziehen ist. § 34 ARegV trifft eine entsprechende Regelung für die kleinen Netzbetreiber, welche am vereinfachten Verfahren teilnehmen. Dass in § 34 Abs. 3 Satz 2 ARegV von "Kosten, die im Rahmen der letzten Genehmigung der Netzentgelte nach § 23a EnWG anerkannt worden sind" die Rede ist, ändert an der inhaltlichen Vergleichbarkeit der beiden Regelungen nichts. Die anderslautende Formulierung in § 34 ARegV erklärt sich vielmehr aus dem Umstand, dass in den Fällen des § 34 Abs. 3 ARegV aufgrund der Verlängerung oder Erstreckung der ersten Netzentgeltgenehmigung bis zum Beginn der Anreizregulierung im Rahmen dieser zweiten Entgeltgenehmigung keine Kostenprüfung durchgeführt wurde. Vor dem Hintergrund, dass mit diesen Regelungen – wie bereits dargestellt – zum einen eine möglichst einheitliche Datenbasis und die Vermeidung erneuter Kostenprüfungen sichergestellt werden sollte, ist das Ergebnis der Kostenprüfung aus der letzten § 23a EnWG-Genehmigung in unveränderter Form für die Bestimmung der Erlösobergrenze in der ersten Regulierungsperiode zu übernehmen. Damit scheidet eine Aktualisierung der Ergebnisse der Kostenprüfung nach dem Willen des Verordnungsgebers aus. Andernfalls käme es faktisch zu einem nachträglichen (Teil-)Genehmigungsverfahren, womit von einer Grundvoraussetzung, dem einheitlichen Ausgangsniveau, Abstand genommen würde (vgl. auch OLG Stuttgart, a.a.O., S. 9; OLG Brandenburg, Beschluss vom 12.01.2010, Az. Kart W 7/09, Rn 36 ff., zitiert nach juris; a.A. Rosin RdE 2009, 37, 40).
1.2.3. Ebenso wenig war die Beschlusskammer verpflichtet, die kalkulatorische Gewerbesteuer mit Blick auf die von ihr zu Gunsten der Betroffenen vorgenommene Anpassung der Eigenkapitalverzinsung zu aktualisieren.
Die Beschlusskammer hat allerdings die mit der Entgeltgenehmigung vom vorgegebene Eigenkapitalverzinsung mit Blick auf den mit Beschluss vom 7. Juli 2008 entsprechend § 7 Abs. 6 StromNEV festgelegten höheren Zinssatz angepasst, um diese Festlegung nicht leerlaufen zu lassen (ebenso Hummel, in Danner/Theobald, EnWG, Juni 2008, Rdnr. 21 zu § 6 ARegV; Weyer, RdE 2008, 261, 263; für ein Hinausschieben Böwing/Franz/Sömantri, et 2007 (Heft 6), S. 14, 15 f.). Gem. § 7 Abs. 6 StromNEV hatten die Regulierungsbehörden über die Anwendung der Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 EnWG vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 ARegV, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung zu entscheiden. Dem Umstand, dass die Regulierungsbehörde selbst den Zinssatz für die Verzinsung des Eigenkapitals für die erste Regulierungsperiode höher als in § 7 Abs. 4 StromNEV festgelegt hat - und zwar ausdrücklich für die Bestimmung der Erlösobergrenze nach § 6 ARegV -, hat sie durch die Anpassung dieses Kostenfaktors an die geänderte Rechtslage Rechnung getragen. Daraus erwächst jedoch kein Anspruch des Netzbetreibers auf Anpassung der Kostenpositionen, die an die Kostenposition Eigenkapitalverzinsung nur als Berechnungsfaktor anknüpfen. Insoweit muss es bei der Vorgabe des § 6 Abs. 2 ARegV bleiben.
2. Gewerbesteuer
Fehl geht auch die Rüge, die Bundesnetzagentur hätte die Gewerbesteuer als Betriebssteuer i.S.d. §§ 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG, 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 ARegV anerkennen müssen, weil es sich um einen dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteil handele.
Der Verordnungsgeber hat in dem Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV festgeschrieben, welche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten sollen. Insoweit hat er von der Ermächtigung des § 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG Gebrauch gemacht, nach der er in der Rechtsverordnung nach Satz 1 auch Regelungen dazu treffen kann, welche Kostenanteile dauerhaft oder vorübergehend als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten. Vorgaben dazu enthält § 21a Abs. 4 Satz 1, Satz 6 EnWG. In Satz 2 und Satz 3 hat der Gesetzgeber beispielhaft aufgezählt, welche Kosten zwingend zu den nicht beeinflussbaren Kosten zu zählen sind oder als solche zu gelten haben. Dabei handelt es sich um nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete, gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten, Konzessionsabgaben sowie Betriebssteuern, also exogene, durch tatsächliche Begebenheiten oder den Gesetzgeber vorgegebene Kosten, die der Netzbetreiber weder der Art noch der Höhe nach selbst beeinflussen kann. Diese hat der Verordnungsgeber in den Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 mit Nr. 1, 2, 3 und 7 ARegV übernommen. Daneben hat er weitere Kosten als nicht beeinflussbar gelten lassen und so von der ihm eingeräumten Möglichkeit Gebrauch gemacht, sie als dauerhaft nicht beeinflussbar zu fingieren. Dies hat zur Folge, dass sie den Effizienzvorgaben entzogen sind und der Netzbetreiber die von der Regulierungsbehörde bestimmte Erlösobergrenze – und auch seine Entgelte - autonom bei einer Kostenänderung innerhalb der Regulierungsperiode entsprechend § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3, Satz 4 ARegV anpassen kann.
Als nicht beeinflussbare Kostenanteile, auf die sich Effizienzvorgaben nicht beziehen dürfen, sehen § 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG, § 11 Abs. 2 S. 2 Nr. 3 ARegV Betriebssteuern vor. Darunter fallen nach dem Willen des Verordnungsgebers alle Steuern, die in der Steuerbilanz abzugsfähige Betriebsausgaben sind (BR-Drs. 417/07, S. 51). Um eine solche handelt es sich indessen bei der Gewerbesteuer schon nicht, denn ihre Abzugsfähigkeit ist infolge der Unternehmenssteuerreform entfallen (§ 4 Abs. 5 b EStG). Unabhängig davon ist der diesbezügliche Anteil der nach § 6 Abs. 2 ARegV als Ausgangsbasis heranzuziehenden Gesamtkosten aber auch deshalb nicht zu berücksichtigen, weil nach § 8 StromNEV nur ein kalkulatorischer Gewerbesteueransatz auf der Grundlage der anerkannten kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung in die Gesamtkosten des Netzbetriebs einfließt. So weist die Betroffene auch in anderem Zusammenhang darauf hin, dass die Gewerbesteuer eine rein kalkulatorische Kostenposition sein soll, die auf der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung fußt (unter Bezugnahme auf BGH, Kartellsenat, Beschluss vom 14.08.2008 – KVR 34/07 (V) – Rn. 86).
3. Verlustenergiekosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile/gestiegene Beschaffungskosten als unzumutbare Härte
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene auch dagegen, dass die Beschlusskammer die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie den dauerhaft beeinflussbaren Kostenanteilen zugeordnet hat (s. 3.1. und 3.2.). Ob die gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie und andere nachträglich veränderte Faktoren eine Anpassung der Erlösobergrenze gemäß § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV rechtfertigen, wird die Bundesnetzagentur erneut zu prüfen haben (s. 3.3.).
3.1. Bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie handelt es sich – wie der Senat schon in den bei ihm anhängigen Beschwerdeverfahren im Zusammenhang mit der Anerkennung freiwilliger Selbstverpflichtungserklärungen als wirksame Verfahrensregulierung entschieden hat (vgl. nur: Beschlüsse vom 17.02.2010, VI-3 Kart 7/09 (V); VI-3 Kart 21/09 (V)) - nicht um dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten nach § 21a Abs. 4 EnWG, § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV.
3.1.1. Der Verordnungsgeber hat in dem Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV festgeschrieben, welche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten sollen. Insoweit hat er – wie bereits oben unter 2. ausgeführt - von der Ermächtigung des § 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG Gebrauch gemacht, nach der er in der Rechtsverordnung nach Satz 1 auch Regelungen dazu treffen kann, welche Kostenanteile dauerhaft oder vorübergehend als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten.
Von dem Katalog des § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV werden die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie nicht erfasst, sie gelten daher nicht schon qua Verordnung als nicht beeinflussbar.
3.1.2. Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie sind grundsätzlich objektiv vom Netzbetreiber beeinflussbare Kosten, so dass sie auch nach der gesetzgeberischen Wertung des § 21a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG nicht den Effizienzvorgaben entzogen sind und von daher auch nicht einer Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3 ARegV ab dem zweiten Jahr der Regulierungsperiode unterliegen können.
Nach § 21a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG dürfen sich die Effizienzvorgaben nicht auf den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteil beziehen, weil es sich insoweit um Kosten der Netzbetreiber handelt, auf deren Höhe sie nicht einwirken können. Beeinflussbar sind damit all die Kosten, an deren Entstehung das Unternehmen in irgendeiner Weise beteiligt war und ist, d.h. solche, die durch Entscheidungen des Netzbetreibers beeinflusst werden. Dabei kommt es allein auf die abstrakte Möglichkeit der Beeinflussbarkeit an (Groebel in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, Rdnr. 44 ff. zu § 21a). In den Regelbeispielen des § 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG hat der Gesetzgeber beispielhaft aufgeführt, welche Kostenanteile er als tatsächlich nicht beeinflussbar ansieht. Dazu gehören – wie bereits oben ausgeführt - nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete, gesetzliche Abnahme- und Vergütungspflichten, Konzessionsabgaben sowie Betriebssteuern, also exogene, durch tatsächliche Begebenheiten oder den Gesetzgeber vorgegebene Kosten, die der Netzbetreiber weder der Art noch der Höhe nach selbst beeinflussen kann.
Um objektiv nicht beeinflussbare Kosten handelt es sich bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie indessen nicht (a.A. OLG Naumburg, a.a.O., Rn 43, jedoch ohne nähere Begründung). Bei der Beschaffung von Verlustenergie haben die Netzbetreiber zwar die Vorgaben einzuhalten, die sich aus § 22 Abs. 1 EnWG, § 10 Abs. 1 StromNZV ergeben; die Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie können aber selbst dann in verschiedener Hinsicht noch beeinflusst werden. Von daher hat der Verordnungsgeber schon im Grundsatz davon abgesehen, die Beschaffungskosten für Verlustenergie entsprechend der Ermächtigung des § 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG in den Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des § 11 Abs. 2 ARegV aufzunehmen. Er hat der Regulierungsbehörde mit § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 ARegV lediglich die Möglichkeit eingeräumt, diese Kosten dann als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten zu lassen, wenn sie sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen.
3.2. Die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie gelten auch nicht als dauerhaft nicht beeinflussbar i.S.d. § 11 Abs. 2 Satz 2 ARegV.
Wie der Senat in den Beschwerdeverfahren anderer Netzbetreiber im Zusammenhang mit einer wirksamen Verfahrensregulierung bei der Beschaffung von Verlustenergie festgehalten hat, steht dem schon entgegen, dass die Regulierungsbehörde weder die von ihr selbst erlassene so gen. Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch die freiwillige Selbstverpflichtung der Betroffenen als wirksame Verfahrensregulierung nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV festgelegt hat und die Betroffene auf eine solche Festlegung auch keinen Anspruch hätte.
3.2.1. In § 11 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV hat der Verordnungsgeber vorgesehen, dass auch solche Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbar gelten können, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der maßgeblichen nationalen oder europäischen Zugangsverordnung unterliegen. Zu diesen gehören gem. § 11 Abs. 2 Satz 2 Nr. 3 ARegV auch Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie. In Satz 4 definiert der Verordnungsgeber die Voraussetzungen, die an eine wirksame Verfahrensregulierung zu stellen sind. Es muss eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs entweder durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt sein und die Regulierungsbehörde muss dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV festlegen. Als umfassend reguliert kann die Regulierungsbehörde - wie der Verordnungsbegründung zu entnehmen ist - den betreffenden Bereich nicht nur dann ansehen, wenn der Netzbetreiber i.S.d. Vorgaben des § 21a Abs. 4 EnWG keine Möglichkeit der eigenständigen Kostenbeeinflussung hat, sondern auch dann, wenn diese nur geringfügig sind (BR-Drs. 417/07, S. 52). Damit ermächtigt der Verordnungsgeber die Regulierungsbehörde, nicht nur solche Kostenanteile der Netzbetriebsführung als nicht durch den Netzbetreiber beeinflussbar anzusehen, die auf objektiv von außen wirkenden Umständen beruhen, die seiner unternehmerischen Einflussnahme entzogen sind, sondern auch solche, die eine geringfügige Einflussnahme im Rahmen der Betriebsführung zulassen.
Das Verfahren der Beschaffung von Verlustenergie hat die Bundesnetzagentur weder auf der Grundlage ihrer Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch auf der Grundlage der von der Betroffenen abgegebenen freiwilligen Selbstverpflichtung als wirksam verfahrensreguliert festgelegt und damit die Kosten nicht als dauerhaft nicht beeinflussbar anerkannt. § 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV sieht als formelle Komponente einer wirksamen Verfahrensregulierung und damit der Anerkennung als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten die förmliche Festlegung vor. Diese hat vor Beginn der Regulierungsperiode für deren Dauer zu erfolgen. Mit ihr soll vermieden werden, dass im Verlauf der Regulierungsperiode Unklarheiten darüber entstehen, ob für bestimmte Bereiche eine wirksame Verfahrensregulierung anzunehmen ist (BR-Drs. 417/07 vom 15.06.2007, S. 52). Eine solche förmliche Feststellung und damit Festlegung muss auch deshalb erfolgen, weil § 4 Abs. 3 Satz 1 ARegV den Netzbetreiber ermächtigt, die von der Regulierungsbehörde bestimmte Erlösobergrenze nachträglich zum 1. Januar eines Kalenderjahres – und damit gem. § 17 Abs. 2, 3 ARegV auch seine Entgelte – eigenständig anzupassen, wenn sich solche als nicht beeinflussbar geltenden Kosten i.S.d. § 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV nachträglich ändern. Gem. § 4 Abs. 3 Satz 2 ARegV bedarf es in solchen Fällen nicht der erneuten Festlegung der Erlösobergrenze durch die Regulierungsbehörde, die bloße Mitteilung nach § 28 Nr. 1 ARegV reicht insoweit aus.
Gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 10. Dezember 2008, mit dem diese die Festlegung des der freiwilligen Selbstverpflichtung der Betroffenen zugrunde liegenden Verfahrens als wirksame Verfahrensregulierung abgelehnt hat, hat diese ein Rechtsmittel nicht eingelegt, so dass die Entscheidung bestandskräftig ist.
3.2.2. Schließlich kann die Betroffene unabhängig davon auch nicht mit Erfolg einwenden, dass die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als dauerhaft nicht beeinflussbar zu gelten hätten.
3.2.2.1. Anspruch auf eine solche Anerkennung hat der Netzbetreiber nur dann, wenn die Verfahrensregulierung derart ausgestaltet ist, dass ihm keine Möglichkeit einer eigenständigen Kostenbeeinflussung mehr verbleibt. Dies ist unstreitig weder auf der Grundlage der Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - noch auf der Grundlage des Verfahrens, das der freiwilligen Selbstverpflichtung der Betroffenen zugrundeliegt, der Fall.
Bei dem von ihr - der Betroffenen - vorgeschlagenen Verfahrensmodell können die Kosten für die Beschaffung der Verlustenergie – worauf der Senat schon in den weiteren bei ihm anhängig gewesenen Beschwerdeverfahren hingewiesen hat - in verschiedener Hinsicht noch beeinflusst werden. Objektiv möglich sind ihr Einflussnahmen etwa durch die Wahl von Ausschreibungszeitpunkten und –zeiträumen, der Losgröße der Langfristkomponente, der Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften, die Form der Beschaffung des langfristig prognostizierbaren Verlustenergiebedarfs und die Art und Weise der Prognose des zu beschaffenden Bedarfs sowie durch die fehlenden Vorgaben für die Beschaffung der Kurzfristkomponente.
Auch die in der Festlegung ‚Beschaffungsrahmen’ vom 21.10.2008 – BK6-08-006 - von der Beschlusskammer getroffenen Vorgaben belassen - wie sie in dieser Entscheidung zutreffend ausgeführt hat - nach der erklärten Zielsetzung, aber auch materiell für Verteilnetzbetreiber noch Spielräume einer Kostenbeeinflussung, so dass die Beschaffungskosten objektiv beeinflussbar sind.
3.2.2.2. Die Anerkennung von solchen objektiv auch nur geringfügig beeinflussbaren Beschaffungskosten als dauerhaft nicht beeinflussbar kann der einzelne Netzbetreiber nicht beanspruchen. Die Entscheidung als solche steht – wie der Senat schon in den diesbezüglichen Beschwerdeverfahren ausgeführt hat – im Ermessen der Regulierungsbehörde, das nicht seinen Interessen dient, sondern seine wirtschaftlichen Interessen nur berührt. In der Sache hat die Regulierungsbehörde unter Abwägung der im Einzelfall zu berücksichtigenden Umstände, insbesondere der Kosten der betroffenen Netzbetreiber und der Interessen der mit den Kosten letztlich belasteten Netznutzer sowie der gesetzlich vorgesehenen Anpassungsmechanismen zu prüfen, ob und unter welchen Voraussetzungen die Anerkennung von objektiv – nur geringfügig - beeinflussbaren Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten sachgerecht und geboten ist. Dabei kann sie unter Berücksichtigung der existierenden Vorgaben und des zu betrachtenden Beschaffungsmarkts vorhandene Verhaltensspielräume weiter reduzieren oder aber davon absehen, des Weiteren kann sie ergänzend hierzu ein spezifisches Anreizmodell entwickeln. Bei einer umfassenden Wertung all dieser Gesichtspunkte handelt es sich daher letztlich um die Frage, ob und ggfs. wie unter Berücksichtigung aller Umstände das - vom Gesetz- und Verordnungsgeber legitimierte - Abweichen von der gesetzgeberisch vorgegebenen Methode sachgerecht und geboten ist. Die Entscheidung dieser Frage und damit das der Regulierungsbehörde eingeräumte Ermessen dient nicht unmittelbar rechtlich geschützten Interessen des betroffenen Netzbetreibers, sondern vornehmlich den mit den Zielvorgaben des § 32 Abs. 1 ARegV in den Blick genommenen Interessen. Rechtlich geschützt ist sein Interesse nur, soweit es um die deklaratorische Feststellung seiner Kosten als nicht beeinflussbar geht. Soll dies indessen im Wege der Fiktion festgestellt werden, wird nur sein wirtschaftliches Interesse an einer solchen Feststellung berührt.
3.3. Vorläufigen Erfolg hat die Beschwerde allerdings insoweit, als die Bundesnetzagentur erneut über den – hilfsweise gestellten - Antrag der Betroffenen zu entscheiden hat, ob die Erlösobergrenze u.a. angesichts der erheblichen Steigerung der Beschaffungskosten gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV anzupassen ist. (Tenor zu 12, S. 54 des B.)
3.3.1. Eine Anpassung der bestimmten Erlösobergrenze kann auf Antrag des Netzbetreibers nachträglich erfolgen, wenn ihre Beibehaltung durch den Eintritt eines unvorhersehbaren Ereignisses für ihn eine nicht zumutbare Härte bedeuten würde. Als Beispiel für ein solches unvorhersehbares Ereignis hat der Verordnungsgeber in der Verordnungsbegründung Naturkatastrophen und Terroranschläge angeführt (BR-Drs. 417/07 vom 15.06.07, S. 45). Ein solcher Antrag kann seiner Zielsetzung entsprechend jederzeit gestellt werden, die zeitlichen Vorgaben für den Fall des Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 gelten hier nicht.
3.3.2. Nach Auffassung des Senats stellt die Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV eine Auffangregelung dar, die grundsätzlich dann eingreifen muss, wenn die übrigen vom Verordnungsgeber vorgesehenen Anpassungsmöglichkeiten nicht einschlägig oder ausreichend sind, und die Beibehaltung der festgesetzten Erlösobergrenze andernfalls zu einer unzumutbaren Härte führen würde (a.A. OLG Brandenburg, Beschluss vom 12.01.2010, Az. Kart W 2/09, S. 8 f.; OLG Stuttgart, Beschluss vom 21.01.2010, Az. 202 EnWG 3/09, S. 17; OLG Naumburg, Beschluss vom 5.11.2009, Az. 1 W 1/09 (EnWG), S. 17). In einem solchen Fall lässt § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV die Anpassung der Erlösobergrenze aufgrund einer von der Regulierungsbehörde zu treffenden Ermessensentscheidung zu.
Härtefallregelungen stellen eine gesetzliche Ausprägung des verfassungsrechtlichen Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit dar (vgl. nur: BVerfGK 7, 465; 477). Sie sollen gewährleisten, dass auch in Ausnahmefällen, die wegen ihrer atypischen Ausgestaltung nicht im Einzelnen vorhersehbar sind und sich deshalb nicht mit abstrakten Merkmalen erfassen lassen, ein Ergebnis erzielt wird, das dem Normergebnis in seiner grundsätzlichen Zielrichtung gleichwertig ist (BVerwGE 90, 202, 208; zu einer ungeschriebenen Härtefallregelung BGH, Beschluss des Kartellsenats vom 14.08.2008, KVR 35/07 "Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße", Rn 51 ff.). Die Regelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV knüpft daher auch an ein unvorhersehbares Ereignis an. Da es entscheidend darauf ankommt, welche Perspektive man für maßgeblich erachtet, ist dieser Begriff allerdings mehrdeutig. Versteht man ihn – wie die Bundesnetzagentur - objektiv, so ist die Regelung restriktiv zu handhaben. Stellt man indessen auf die subjektiven Erkenntnismöglichkeiten der Regulierungsbehörde im Zeitpunkt ihrer Entscheidung ab, gelangt man zu einer weiten Auslegung der Regelung. In einem solchen Fall reichen auch solche zu Mehrkosten führenden Umstände aus, die in gewissem Sinne zwar vorhersehbar waren, von der Regulierungsbehörde indessen im maßgeblichen Entscheidungszeitpunkt nicht anerkannt wurden bzw. werden konnten (so auch Missling, IR 2008, 201, 202; Schneider, IR 2009, 194; Hummel, a.a.O., Rn 37 zu § 4).
Dafür, dass ihr ein solches Verständnis zukommen soll, spricht schon der – allerdings in anderem Zusammenhang geäußerte - Wille des Verordnungsgebers. Im Zuge des Erlasses der Verordnung zum Erlass von Regelungen über Messstelleneinrichtungen im Strom- und Gasbereich (MessZV) hat er den Härtefallantrag nach § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV als Anpassungsmöglichkeit für den Fall in Betracht gezogen, dass einem Netzbetreiber während einer Regulierungsperiode erhebliche Mehrkosten entstehen sollten, für die eine Verbuchung auf dem Regulierungskonto mit Ausgleich in der nächsten Regulierungsperiode entsprechend § 5 Abs. 1 S. 3 ARegV nicht hinreichend erschiene (BR-Drs. 568/08 vom 8.08.2008, S. 33; s.a. Missling, a.a.O.). Ähnlich hatte der Wirtschaftsausschuss eine entsprechende Ergänzung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV um "wesentliche Änderungen der nicht beeinflussbaren Kosten nach § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 8 sowie den Sätzen 2 und 3" angeregt, mit der er dem Umstand Rechnung tragen wollte, dass ein massiver Anstieg wirtschaftlich bedeutender Kosten u.U. zu Liquiditätsproblemen und damit zu einer nicht zumutbaren Härte führen könne (Empfehlung vom 7.09.2007, BR-Drs. 417/1/07, S. 2). Ein solches Verständnis hatte im Übrigen auch die Bundesnetzagentur ihrem Arbeitsentwurf eines Eckpunktepapiers der Beschlusskammern 6 und 8 "zur Berücksichtigung von Kostensteigerungen bei den Verteilnetzbetreibern im Rahmen der ersten Regulierungsperiode der Anreizregulierung" vom 23. Juni 2008 zugrunde gelegt.
3.3.3. Die Systematik der Anreizregulierung sowie die Vereinbarkeit mit höherrangigem Recht gebieten ebenfalls dieses Verständnis.
Als Regulierungsmethode ist es der Anreizregulierung systemimmanent, dass sie bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen von generalisierenden, typisierenden und pauschalisierenden Vorgaben ausgeht. Sie stellt eine komplexe Methode mit einer Reihe von Faktoren dar, die in die – für den Netzbetreiber entscheidende - Erlösobergrenze einfließen. Dass die Anreizregulierung den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, das sich aus § 21 Abs. 1 und 2 EnWG ergebende Gebot angemessener Entgelte und daher auch die in § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG gezogene Grenze der Erreich- und Übertreffbarkeit achtet, soll durch verschiedene Anpassungs- und Korrekturmechanismen sichergestellt werden.
Die Anpassungsmechanismen des § 4 ARegV beziehen sich indessen nur auf Veränderungen während der Regulierungsperiode. § 4 Abs. 3 ARegV berücksichtigt Änderungen des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8, von enumerativ aufgeführten nicht beeinflussbaren Kostenanteilen des § 11 Abs. 2 ARegV und gemäß den Qualitätsvorgaben nach Maßgabe des § 19 ARegV. Die Erlösobergrenze kann gem. § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 ARegV weiter angepasst werden im Falle einer nachhaltigen und somit langfristigen Veränderung der Versorgungsaufgabe während der Regulierungsperiode. Durch diesen Erweiterungsfaktor (§ 10 ARegV) wird berücksichtigt, dass sich die tatsächlichen Umstände, welche die Versorgungsaufgabe prägen, im Laufe der Regulierungsperiode ändern können. Davon zu unterscheiden ist der Ausgleich kurzfristiger, prognosebedingter Mengenabweichungen, der durch das Regulierungskonto des § 5 ARegV erfasst wird.
Mit diesen erst auf Veränderungen während der Regulierungsperiode reagierenden Anpassungsmöglichkeiten können indessen nicht solche Kostensteigerungen und eine aus ihnen resultierende Härte kompensiert werden, die darauf beruhen, dass sich der Verordnungsgeber angesichts des engen Zeitfensters im Zusammenhang mit der Einführung der Anreizregulierung dafür entschieden hat, in generalisierender, typisierender und pauschalisierender Weise an eine bereits erfolgte Kostenprüfung anzuknüpfen. So wird das Ausgangsniveau zur Bestimmung der Erlösobergrenze gem. § 6 Abs. 2 ARegV durch die letzte Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG bestimmt, die auf der Datengrundlage des Geschäftsjahrs 2006 oder früher beruht. Sofern in dieser Entgeltgenehmigung nicht Plankosten des Jahres 2008 Berücksichtigung gefunden haben, führt dies zu einem Zeitversatz von mindestens drei Jahren, nämlich zwischen dem Jahr, dem die der Kostenprüfung zugrunde liegenden Daten entstammen und 2009 als dem ersten Jahr der Regulierungsperiode. Daraus resultiert auch deshalb eine Beeinträchtigung der Aktualität der Daten, weil nach der Vorgabe des § 6 Abs. 2 ARegV für die erste Anreizregulierungsperiode - anders als § 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV es für die zweite Regulierungsperiode vorsieht - Planwerte keine Berücksichtigung finden können. In tatsächlicher Hinsicht kommt hier noch hinzu, dass die in der zweiten Entgeltgenehmigungsrunde erlassenen Bescheide der Regulierungsbehörden in materieller Hinsicht verschiedene Kostenpositionen nicht berücksichtigt haben, die nach den Grundsatzentscheidungen des Bundesgerichtshofs vom 14.08.2008 hätten Berücksichtigung finden müssen.
Die Korrektur einzelner, in die Erlösobergrenze einfließender Faktoren ist weiter in § 15 und § 16 Abs. 2 ARegV vorgesehen. Der Schutz des einzelnen Netzbetreibers vor einer Überforderung durch die Anreizregulierung wird ganz wesentlich durch § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG geleistet. Danach muss jeder Netzbetreiber die individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung ihm möglicher und zumutbarer Maßnahmen erreichen und übertreffen können. Die Vereinbarkeit mit dieser Vorgabe sichert die – allein - auf die Effizienzvorgabe bezogene Härtefallregelung des § 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV, wonach die Regulierungsbehörde die Effizienzvorgabe abweichend festlegen kann, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass er die für ihn festgelegte individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung aller ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen nicht erreichen und übertreffen kann. Eine weitere Anpassungsmöglichkeit enthält § 15 ARegV, wonach der Effizienzwert zu bereinigen ist, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass strukturelle Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe durch den – naturgemäß pauschalisierenden, typisierenden und generalisierenden - Effizienzvergleich nicht hinreichend berücksichtigt worden sind.
Diese Anpassungsmöglichkeiten, insbesondere die des Härtefalls des § 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV versagen indessen dann, wenn – wie hier – der durchgeführte Effizienzvergleich eine 100%ige Effizienz für den Netzbetreiber ergibt. Ebenso wenig wie für ihn ein Aufschlag auf den Effizienzwert (§ 15 Abs. 1 ARegV) in Betracht kommt, können für ihn abzubauende Ineffizienzen ermittelt werden, so dass eine abweichende Bestimmung der individuellen Effizienzvorgabe ausscheidet (§ 16 ARegV).
Für den Netzbetreiber, dessen Erlösobergrenze ausgehend von einer 100 %igen Effizienz ermittelt worden ist, können daher Mehrkosten, welche die Regulierungsbehörde bei ihrer die Ausgangsbasis bildenden Entgeltentscheidung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen nicht berücksichtigt hat, nur im Rahmen des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV zu einer Anpassung der Erlösobergrenze führen, soweit deren Beibehaltung andernfalls zu einer unzumutbaren Härte führen würde.
3.3.4. Vor diesem Hintergrund hätte die Beschlusskammer den von der Betroffenen angeführten Gesichtspunkt - die gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie – mit Blick auf ihre Amtsermittlungspflicht (§ 68 Abs. 1 EnWG, § 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV) zum Anlass nehmen müssen, die Frage einer unzumutbaren Härte näher aufzuklären. Dies hat sie unterlassen, da sie den Anwendungsbereich schon in grundsätzlicher Hinsicht als nicht eröffnet angesehen und von daher nur noch ergänzend betont hat, dass allein die gestiegenen Beschaffungskosten eine unzumutbare Härte nicht begründen könnten.
Zutreffend hat die Beschlusskammer allerdings weiter ausgeführt, dass sich der Blick auf eine einzelne Kostenart und deren möglicherweise überproportionale Steigerung verbietet, so dass nur eine – unzumutbare - Veränderung der Gesamtkostensituation entscheidend sein kann. Andernfalls würde völlig unberücksichtigt bleiben, dass die Steigerung einer einzelnen Kostenart durch kostensenkende Effekte im Übrigen ausgeglichen oder relativiert werden kann. Erforderlich ist daher eine Gesamtbetrachtung der Kosten- und Vermögenssituation des Netzbetreibers (s. zu § 6 Abs. 6 StromNEV: BGH, Beschluss des Kartellsenats vom 14.08.2008, KVR 35/07 "Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße", Rn 51; zur ARegV: Schneider, IR 2009, 194, 197). In diese sind zum einen alle Kostensteigerungen, zum anderen aber auch etwaige Kostensenkungen einzubeziehen. Die Frage der Zumutbarkeit hängt weiter davon ab, ob - und ggfs. inwieweit - eine Kostensteigerung dem Netzbetreiber zuzurechnen ist, sie also von ihm durch effizientes Handeln hätte vermieden oder aber jedenfalls begrenzt werden können. Der mit der Entgeltregulierung in § 21, § 21a EnWG aufgestellte Maßstab fordert gerade Anreize zu Effizienzsteigerungen und Wettbewerbsbezug, so dass das regulierte Unternehmen nicht den vollständigen Ersatz seiner entstehenden Kosten beanspruchen kann und ihm nur bei hinreichenden Bemühungen um einen effizienten Betrieb die Erlöse zukommen müssen, die den dauerhaften Erhalt seines Unternehmens ermöglichen.
Vor dem Hintergrund, dass die Bundesnetzagentur bei ihrer die Ausgangsbasis der Erlösobergrenze bildenden Entgeltentscheidung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen Mehrkosten des Jahres 2009 nicht berücksichtigt hat, hätten die von der Betroffenen vorgetragenen Aspekte – die gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie – ihr daher Anlass geben müssen, Ermittlungen dazu anzustellen, ob sich die Gesamtkostensituation der Betroffenen derart verändert hat, dass die Beibehaltung der Erlösobergrenze für sie eine unzumutbare Härte bedeutet. Gem. § 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV hat sie die insoweit erforderlichen Tatsachen zu ermitteln. Daneben besteht § 26 Abs. 2 VwVfG allerdings eine Mitwirkungslast der Betroffenen, die im Rahmen dessen zu der Ermittlung des Sachverhalts insbesondere durch Angabe der notwendigen Tatsachen und Beweismittel beizutragen hat (BGH, Beschluss vom 3. März 2009, EnVR 79/07, S. 9 BA). Diese gebotene Aufklärung hat die Beschlusskammer unterlassen, so dass die Entscheidung über den Härtefallantrag aufzuheben und über diesen – unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats – erneut zu entscheiden ist.
4. Sektoraler Produktivitätsfaktor
Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene dagegen, dass die Beschlusskammer bei der Ermittlung der Erlösobergrenzen entsprechend §§ 9, 7 ARegV den sektoralen Produktivitätsfaktor berücksichtigt hat.
4.1. § 9 ARegV regelt die Bestimmung des in der Regulierungsformel vorgesehenen generellen sektoralen Produktivitätsfaktors.
Mit ihm will der Verordnungsgeber dem Umstand Rechnung tragen, dass die internationalen Erfahrungen mit Anreizregulierungssystemen gezeigt haben, dass in monopolistisch strukturierten Wirtschaftsbereichen wie den Strom- oder Gasnetzen bei der Simulation von Wettbewerb durch Einführung einer Anreizregulierung höhere Produktivitätssteigerungen zu realisieren sind als in wettbewerblich organisierten Märkten. In letzteren zwingen die Marktkräfte die Marktteilnehmer dazu, Produktivitätsfortschritte zu realisieren und die daraus resultierenden Zugewinne in Form von niedrigeren Preisen an die Kunden weiterzugeben. Dort drückt die allgemeine Inflationsrate die Differenz zwischen der Wachstumsrate der Inputpreise und der Rate des generellen Produktivitätswachstums aus. Von daher hat der Verordnungsgeber es als notwendig angesehen, im Rahmen der Anreizregulierung bei der Bestimmung der Erlösobergrenze nicht nur zu berücksichtigen, wie ein Netzbetreiber seine individuelle Effizienz gegenüber anderen Netzbetreibern verbessern kann (individuelle Effizienzvorgabe) sondern auch, wie sich die Produktivität der gesamten Branche abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt (BR-Drs. 417/07, S. 48; Meinzenbach, Die Anreizregulierung als Instrument zur Regulierung von Netznutzungsentgelten im neuen EnWG, 2008, S. 251 f.). Der sektorale Produktivitätsfaktor korrigiert damit den Verbraucherpreisgesamtindex des § 8 ARegV, um eine angemessene Geldwertentwicklung der spezifischen Branche zu erfassen (s.a. Müller-Kirchenbauer in: Danner/Theobald, EnWG, Rdnr. 4 ff. zu § 21a; Groebel in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, Rdnr. 29 zu § 21a). Durch den Verbraucherpreisgesamtindex wird nicht nur die allgemeine Geldwertentwicklung abgebildet, sondern auch die inflationsbereinigte gesamtwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung berücksichtigt. Daher legt § 9 Absatz 1 ARegV fest, dass der sektorale Produktivitätsfortschritt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung zu ermitteln ist. In Absatz 2 hat der Verordnungsgeber diese prozentuale Abweichung für die erste Regulierungsperiode auf 1,25 % p.a. und für die zweite auf 1,5 % p.a. festgelegt. Ab der dritten Regulierungsperiode wird der Faktor nach Maßgabe des Absatz 3 durch die Regulierungsbehörde berechnet.
4.2. Die grundsätzliche Kritik der Betroffenen an der Implementierung dieses sektoralen Produktivitätsfortschritts in die Methodik der Anreizregulierung geht fehl. Dass der Verordnungsgeber damit die ihm in § 21a Abs.6 Satz 1 Nr. 2 EnWG eingeräumte Verordnungsbefugnis überschritten hat und die Regelung des § 9 ARegV daher nichtig ist, ist weder ersichtlich noch dargetan.
Ohne Erfolg rügt die Betroffene, die Berücksichtigung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in der Regulierungsformel verstoße gegen die gesetzgeberischen Vorgaben in § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG und § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG.
Der Verordnungsgeber übt ihm gesetzlich übertragene Rechtssetzungsbefugnis aus. Ihm steht schon von daher Gestaltungsfreiheit zu. Bei seiner verordnungsgeberischen Entscheidung handelt es sich um ein sachverständiges Urteil mit prognostischer Tendenz und Elementen des Wertens, Bewertens und Abwägens (vgl. nur: BVerfGE 40, 352, 355; BVerwGE 18, 336; 60, 25, 45; 56, 31, 47; BayVerfGH VerwRspr. 1981, 257, 264 f.). Der Verordnungsgeber entscheidet grundsätzlich frei nicht nur über das ob und wann, sondern auch über den Inhalt der Verordnung. Seine Gestaltungsfreiheit ist in formeller Hinsicht nur durch die gesetzgeberischen Vorabentscheidungen eingegrenzt (Art. 80 Abs. 1 GG). In materieller Hinsicht darf er von der eingeräumten Gestaltungsfreiheit nur zweckentsprechend Gebrauch machen und muss sich in den Grenzen bewegen, die ihm durch das höherrangige Recht, insbesondere das Verfassungsrecht gezogen sind. Nur darauf kann sich auch die gerichtliche Kontrolle erstrecken, ihre Reichweite richtet sich nach Art und Umfang der verordnungsgeberischen Gestaltungsfreiheit.
Hier hat der Gesetzgeber die Bundesregierung in § 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG ermächtigt, die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung nach den Absätzen 1 bis 5 und ihrer Durchführung durch Rechtsverordnung zu regeln. Schon die Natur der zu regelnden Materie, die Entwicklung einer Regulierungsmethode, bringt es mit sich, dass dem Verordnungsgeber ein weiter Gestaltungsfreiraum eingeräumt ist. Daher gibt § 21a in den Absätzen 2 – 5 EnWG auch nur die inhaltlichen Grundlagen für die Anreizregulierung vor. Sie bilden lediglich die wesentlichen Eckpfeiler des Anreizregulierungskonzepts ab, sind aber zugleich methodenoffen, da die Regulierungsbehörde das Anreizregulierungsmodell entwickeln soll (BT-Drs. 15/5268). In § 112a EnWG hat der Gesetzgeber die Bundesnetzagentur dementsprechend verpflichtet, unter Beteiligung der Länder, der Wissenschaft sowie der betroffenen Wirtschaftskreise einen "Bericht zur Einführung der Anreizregulierung" vorzulegen, der den Verordnungsgeber erst in die Lage versetzen sollte, die Methodik der Anreizregulierung durch Rechtsverordnung näher zu bestimmen. Entsprechend sieht § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG lediglich vor, dass die Regulierungsbehörde zu Beginn der Regulierungsperiode Vorgaben für die festzulegenden Obergrenzen setzen soll, konkret nennt der Gesetzgeber nur dabei zu berücksichtigende Effizienz- und Qualitätsvorgaben. § 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG legt weiter fest, dass die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung vorsehen müssen. Die Verordnungsermächtigung führt daher auch konkret an, dass die Verordnung insbesondere Regelungen zum Verfahren bei der Berücksichtigung der Inflationsrate treffen kann (§ 21a Abs. 6 Satz 2 EnWG). Zu den individuellen Effizienzvorgaben gibt § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG lediglich vor, dass diese durch die Bestimmung unternehmensindividueller oder gruppenspezifischer Effizienzziele auf Grundlage eines Effizienzvergleichs unter Berücksichtigung insbesondere der bestehenden Effizienz des jeweiligen Netzbetriebs, objektiver struktureller Unterschiede, der inflationsbereinigten gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung, der Versorgungsqualität und auf dieser bezogener Qualitätsvorgaben sowie gesetzlicher Regelungen bestimmt werden sollen. § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG bestimmt weiter, dass die individuellen Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen sind, weil sie nach § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG mit möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichbar und übertreffbar sein müssen.
Mit der konkreten Berücksichtigung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors hat der Verordnungsgeber den ihm eingeräumten Gestaltungsspielraum nicht überschritten. § 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG räumt ihm ausdrücklich die Ermächtigung ein, die Methode der Anreizregulierung und damit auch – Art und Weise - der Berücksichtigung der gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung näher auszugestalten. § 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG sieht zwingend vor, dass die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung vorsehen müssen. Regelungen zum Verfahren der Berücksichtigung der Inflationsrate sind daher im Katalog des § 21a Abs. 6 Satz 2 EnWG ausdrücklich aufgeführt (Nr. 5).
Von dieser Ermächtigung hat der Verordnungsgeber - sachgerecht - Gebrauch gemacht. Regelungen zum - generellen sektoralen oder gesamtwirtschaftlichen - Produktivitätsfortschritt sind letztlich solche der allgemeinen Geldwertentwicklung (ebenso OLG Stuttgart, Beschlüsse vom 21.01.2010, Az. Kart W 4/09, S. 12 f.; Kart W 7/09, S. 14 f.; a.A. OLG Brandenburg, Beschlüsse vom 12.01.2010, Az. Kart W 1/09, S. 10 f.; Kart W 3/09, S. 14 f.; Kart W 4/09, S. 12 f.; Kart W 7/09, S. 14 f.). Mit der allgemeinen sektoralen Produktivitätssteigerungsrate hat der Verordnungsgeber lediglich die im Verbraucherpreisindex abgebildete gesamtwirtschaftliche Produktivitätsentwicklung korrigiert und auf diese Weise den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung sachgerecht ausgestaltet. Diese Korrektur war aus seiner Sicht notwendig, um der durch nationale und internationale Analysen und Erfahrungen belegten Produktivitätsentwicklung auf monopolistischen Märkten nach Einführung eines Anreizregulierungssystems Rechnung zu tragen (s. dazu eingehend: Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zur Einführung einer Anreizregulierung nach § 21a EnWG vom 30.06.2006, S. 21 f.; 166 ff.; Meinzenbach, S. 260 ff.).
Ein Verstoß gegen § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG, nach dem die individuellen Effizienzvorgaben nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil zu beziehen sind, oder gegen § 21a Abs. 5 Satz 1, der die Bestimmung der individuellen Effizienzvorgabe näher regelt, lässt sich damit nicht feststellen. Der Verbraucherpreisindex, mit dem die allgemeine Geldentwertung auszugleichen ist, ist mit § 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG als zu berücksichtigender Parameter im Rahmen der Vorgaben für die Erlösobergrenze vorgesehen. Da der allgemeine sektorale Produktivitätsfaktor diesen nur korrigiert, ist auch er zulässiger Bestandteil der Vorgaben für die Erlösobergrenzen und nicht Teil der individuellen Effizienzvorgabe. Die Vorgaben des § 21a Abs. 5 Satz 1 und § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG finden auf ihn schon keine Anwendung (ebenso OLG Stuttgart, a.a.O.; Az. 202 EnWG 3/09, S. 31; 202 EnWG 19/09, S. 14; a.A. OLG Naumburg, Beschluss vom 5.11.2009, Az. 1 W 6/09 (EnWG), zitiert nach juris, Rn 52, 58 ff.).
Letztlich kommt dies auch in der Regulierungsformel zum Ausdruck, mit der die Erlösobergrenze ermittelt wird. Die ermittelten Gesamtkosten des Netzbetreibers werden auf die drei verschiedenen Kostenanteile – dauerhaft nicht beinflussbare, vorübergehend nicht beeinflussbare und beeinflussbare – verteilt und sodann unterschiedlichen Einflussfaktoren ausgesetzt, von denen es abhängt, in welcher Höhe sie in die Erlösobergrenze eingehen. Die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile unterliegen keinen weiteren Senkungsvorgaben oder Beeinflussungen, sondern werden in ihrer Höhe übernommen. Die verbleibenden Kosten werden durch den individuell ermittelten Effizienzwert auf beeinflussbare und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile aufgeteilt. Letztere werden ermittelt, indem die nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile verbliebenen Kosten mit dem bereinigten Effizienzwert multipliziert werden (§§ 11 Abs. 3, 15 ARegV). Die verbleibenden Kosten stellen die beeinflussbaren Kostenanteile dar (§ 11 Abs. 4 ARegV). Nur sie unterliegen entsprechend der Vorgabe des § 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG der individuellen Effizienzvorgabe und werden mit dem Verteilungsfaktor für die Ineffizienzen (1-Vt) multipliziert, da sie innerhalb der Regulierungsperioden abgebaut werden sollen (§ 16 Abs. 1 ARegV). Weitere Faktoren beziehen sich sowohl auf die beeinflussbaren als auch auf die vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile. Sie werden zunächst mit dem Ergebnis der Division des Verbraucherpreisindex des jeweiligen Jahres (VPIt) durch den Verbraucherpreisindex des Basisjahres (VPIo) abzüglich des generellen sektoralen Produktivitätsfortschritts (PFt) multipliziert (§§ 8, 9 ARegV). Des Weiteren können sie mit dem Erweiterungsfaktor multipliziert werden (EFt; § 10 ARegV) und Zu- oder Abschläge zur Gewährleistung der Netzzuverlässigkeit und –leistungsfähigkeit vorgenommen werden (Qt; §§ 18 – 21 ARegV).
Die konkrete Höhe des sektoralen Produktivitätsfortschritts ist ebenso wenig zu beanstanden. Die Einschätzung des Verordnungsgebers, inwieweit in Strom- oder Gasnetzen als monopolistisch strukturierten Wirtschaftsbereichen bei der Simulation von Wettbewerb durch Einführung einer Anreizregulierung höhere Produktivitätssteigerungen zu realisieren sind als in wettbewerblich organisierten Märkten, ist angesichts ihres prognostischen Charakters gerichtlich nur eingeschränkt überprüfbar. Dass der Verordnungsgeber unsachgemäße Erwägungen angestellt hat, ist nicht ersichtlich. Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen des von ihr erstellten Berichts nach § 112a EnWG zur Einführung einer Anreizregulierung nach § 21a EnWG die Verwendung des so gen. Törnquist-Index als wissenschaftlich anerkannten methodischen Ansatz für die erstmalige Ermittlung des Xgen-Faktors vorgeschlagen. Der – ebenfalls wissenschaftlich anerkannte - so gen. Malmquist-Index liefere zwar genauere Ergebnisse, sei jedoch sehr datenintensiv und daher für die erstmalige Ermittlung nicht empfehlenswert (S. 168). Vor dem Hintergrund, dass der von ihr auf diese Weise ermittelte Wert von 2,54 % p.a. mit Unsicherheitsfaktoren – etwa durch fehlende sektorspezifische Daten, angesichts der untersuchten Zeitintervalle einschließlich deren Gewichtung - behaftet ist, andererseits aber nationale und internationale Studien belegen, dass regelmäßig von einem positiven allgemeinen X-Wert im Energiebereich auszugehen ist und in anderen europäischen Staaten überdies Faktoren in einer Größenordnung von 1,5 % und 2 % festgesetzt worden sind, hat der Verordnungsgeber einen Sicherheitsabschlag vorgenommen und den Produktivitätsfortschritt für die erste Regulierungsperiode auf 1,25 % und für die zweite auf 1,5 % p.a. festgesetzt. Der Einwand, das aus § 21a Abs. 5 Satz 5 abgeleitete Erfordernis der Methodenrobustheit sei bei der Festlegung der in § 9 Abs. 2 ARegV normierten Werte nicht eingehalten worden, geht schon deshalb ins Leere, weil auch Satz 5 sich nach seiner systematischen Stellung ausschließlich auf Effizienzvorgaben bezieht (ebenso OLG Stuttgart, a.a.O., Az. 202 EnWG 3/09, S. 32 BA; 202 EnWG 19/09, S. 14 BA).
Im Übrigen ist durch die Anpassungsmöglichkeiten der ARegV sichergestellt, dass der Netzbetreiber nur Vorgaben erhält, die er unter Nutzung ihm möglicher und zumutbarer Maßnahmen auch erreichen und übertreffen kann. Für die Betroffene als 100% effizienter Netzbetreiber wird dies durch die weit zu verstehende Härtefallregelung des § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV entsprechend §§ 21 Abs. 1, 2, 21a Abs. 3, Abs. 5 Satz 4, Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG garantiert (s.o. 3.3.). Damit ist dem verfassungsrechtlich zu beachtenden Grundsatz der Verhältnismäßigkeit Rechnung getragen.
5. Pauschalierter Investitionszuschlag (Punkt 4.2.2. des B., S. 35 ff.)
Schließlich ist auch der in die jährlichen Erlösobergrenzen einbezogene pauschalierte Investitionszuschlag nicht zu beanstanden.
5.1. Gemäß § 25 Abs. 1 ARegV ist auf Verlangen des (Verteiler-)Netzbetreibers bei den vor Beginn einer Regulierungsperiode nach §§ 32 Abs. 1 Nr. 1, 4 ARegV festzulegenden jährlichen Erlösobergrenzen nach Maßgabe der Absätze 2 – 5 ein pauschalierter Investitionszuschlag einzubeziehen. Da Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen gem. § 23 ARegV ein Investitionsbudget beantragen können, handelt es sich um eine Regelung, die nur für Verteilernetzbetreiber gilt (§ 25 Abs. 5 ARegV). Mit ihr soll sichergestellt werden, dass auch insoweit notwendige Investitionen in die Energieversorgungsnetze in der Startphase der Anreizregulierung nicht behindert werden (BR-Drs. 417/07, S. 70; s.a. Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG vom 30.06.2006, Tz 606 ff.). Der pauschalierte Investitionszuschlag (im Folgenden PIZ) ist gem. § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 12 ARegV Bestandteil der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten. Gem. § 25 Abs. 2 ARegV darf er pro Kalenderjahr 1 Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 bestimmten Kapitalkosten nicht überschreiten. Liegen die Kapitalkosten aus den tatsächlich erfolgten Investitionen des Netzbetreibers unter diesem Wert, erfolgt in der folgenden Regulierungsperiode ein Ausgleich der Differenz, liegen sie darüber, findet kein Ausgleich statt (§ 25 Abs. 3 ARegV).
5.2. Ohne Erfolg rügt die Betroffene, dass die Beschlusskammer den PIZ in die jährlichen Erlösobergrenzen nur einfach mit 1 % der so ermittelten Kapitalkosten einbezogen hat. Ihr Einwand, es müsse eine kumulierte Berücksichtigung erfolgen, geht fehl.
Schon der Wortlaut der Norm, die Verordnungshistorie und die Systematik der Regelung sprechen nur für eine einfache jährliche Berücksichtigung des PIZ. Gem. § 25 Abs. 1 ARegV ist auf Verlangen des Netzbetreibers in die vor Beginn der Regulierungsperiode festzulegende Erlösobergrenze ein pauschalierter Investitionszuschlag nach Maßgabe der Absätze 2-5 einzubeziehen. Dieser darf nach Abs. 2 pro Kalenderjahr 1 % der Kapitalkosten nicht überschreiten. Mit dieser Regelung wollte der Verordnungsgeber den pauschalierten Investitionszuschlag im Kalenderjahr auf ein Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV bestimmten Kapitalkosten begrenzen (BR-Drs. 417/07, S. 70), es handelt sich entgegen der Annahme der Betroffenen also um eine Obergrenze. Dementsprechend knüpft auch die Ausgleichsregelung des Abs. 3 (nur) daran an, ob die Kapitalkosten aus den tatsächlich erfolgten Investitionen in der Regulierungsperiode pro jeweiliges Kalenderjahr unter dem Wert nach Abs. 2 liegen. Damit ist für ein anderes Verständnis kein Raum (a.A. Missling, IR 2008, 201, 204, Ruge DVBl 2008, 956, 962).
C.
1. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. Da die Beschwerde nur in einem geringen Umfang – und insoweit auch nur vorläufig – Erfolg hat, entspricht es der Billigkeit, dass die Betroffene die Gerichtskosten zu tragen und der gegnerischen Bundesnetzagentur die entstandenen notwendigen Auslagen zu erstatten hat.
2. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO. Das mit der Beschwerde verbundene Interesse der Betroffenen an einer höheren Festsetzung der Erlösobergrenzen für die erste Regulierungsperiode bemisst der Senat ihren Angaben entsprechend auf €. Da die Betroffene wegen der gestiegenen Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie eine Korrektur des Ausgangsniveaus nur mit Blick auf Plankosten für das Jahr 2009 begehrt, war der insoweit maßgebliche Wert nur für dieses Jahr in Ansatz zu bringen.
D.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG erfordert.

Rechtsmittelbelehrung:
Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 74 f. AO
§§ 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG, 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 ARegV
§§ 9, 7 ARegV
§§ 11 Abs. 3, 15 ARegV
§§ 8, 9 ARegV
§§ 21 Abs. 1, 2, 21a Abs. 3, Abs. 5 Satz 4, Abs. 6 Satz 2 Nr. 4 EnWG
§§ 32 Abs. 1 Nr. 1, 4 ARegV
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 23a EnWG
§ 8 StromNEV
§ 7 StromNEV
§ 10 StromNEV
§ 9 ARegV
§ 112a EnWG
§ 112a EnWG
§ 21a EnWG
§ 24 ARegV
§ 6 ARegV
§ 6 ARegV
§ 23a EnWG
§ 34 ARegV
§ 34 ARegV
§ 3 ARegV
§ 4 ARegV
§ 19 ARegV
§ 10 ARegV
§ 5 ARegV
§ 15 ARegV
§ 16 ARegV
§ 8 ARegV
§ 21a EnWG
§ 23 ARegV
§ 3 ZPO
§ 4 Abs. 1 und 2 der ARegV
§ 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG
§ 6 Abs. 2 ARegV
§ 6 Abs. 1 Satz 2 ARegV
§ 3 Abs. 1 Satz 5 2. Halbsatz StromNEV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV
§ 10 Abs. 2 Satz 3 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG
§ 11 Abs. 2 Satz 2 und 4 ARegV
§ 25 Abs. 2 ARegV
§ 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 5 EnWG
§ 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG
§ 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG
§ 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 StromNEV
§ 11 Abs. 2 Nr. 13 ARegV
§ 113 Abs. 5 Satz 2 VWGO
§ 6 Abs. 1 ARegV
§ 6 Abs. 1 Satz 5 ARegV
§ 34 Abs. 3 ARegV
§ 32 Abs. 6 GasNEV
§ 34 Abs. 3 Satz 2 ARegV
§ 7 Abs. 6 StromNEV
§ 21 Abs. 2 EnWG
§ 7 Abs. 4 StromNEV
§ 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 7 EnWG
§ 21a Abs. 4 Satz 1, Satz 6 EnWG
§ 11 Abs. 2 Satz 1 mit Nr. 1, 2, 3 und 7 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3, Satz 4 ARegV
§ 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG
§ 11 Abs. 2 S. 2 Nr. 3 ARegV
§ 4 Abs. 5 b EStG
§ 21a Abs. 4 EnWG
§ 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 21a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG
§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2, Satz 3 ARegV
§ 21a Abs. 4 Satz 1, 6 EnWG
§ 22 Abs. 1 EnWG
§ 10 Abs. 1 StromNZV
§ 11 Abs. 2 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2 Nr. 3 ARegV
§ 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 1 ARegV
§ 17 Abs. 2, 3 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 2, 3 ARegV
§ 4 Abs. 3 Satz 2 ARegV
§ 28 Nr. 1 ARegV
§ 32 Abs. 1 ARegV
§ 5 Abs. 1 S. 3 ARegV
§ 21 Abs. 1 und 2 EnWG
§ 4 Abs. 3 ARegV
§ 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 ARegV
§ 16 Abs. 2 ARegV
§ 16 Abs. 2 Satz 1 ARegV
§ 15 Abs. 1 ARegV
§ 68 Abs. 1 EnWG
§ 27 Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 ARegV
§ 6 Abs. 6 StromNEV
§ 26 Abs. 2 VwVfG
§ 9 Absatz 1 ARegV
§ 21a Abs.6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG
§ 21a Abs. 6 Satz 2 EnWG
§ 11 Abs. 4 ARegV
§ 16 Abs. 1 ARegV
§ 9 Abs. 2 ARegV
§ 25 Abs. 1 ARegV
§ 25 Abs. 5 ARegV
§ 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 12 ARegV
§ 25 Abs. 2 ARegV
§ 25 Abs. 3 ARegV
§ 14 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. Abs. 2 ARegV
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
Art. 80 Abs. 1 GG

Zitierte Entscheidungen: BVerwGE 90, 202, 208
BVerfGE 40, 352, 355
BVerwGE 18, 336
DVBl 2008, 956, 962
08 KVR 39/07
21a EnWG vom 30.06
02 EnWG 3/09
3 Kart 7/09
3 Kart 21/09
1 W 1/09
02 EnWG 19/09
1 W 6/09