KORE315152024 ECLI:DE:BGH:2024:300124BENVR32.22.0 BGH Kartellsenat 20240130 EnVR 32/22 Beschluss § 21a Abs 4 S 7 EnWG, § 21a Abs 5 S 1 EnWG, § 9 Abs 1 ARegV, § 9 Abs 3 ARegV, § 12 Abs 1 S 1 Anl 3 Nr 2

gehend BGH,

1. Oktober 2024, Az: EnVR 32/22, Beschlussnachgehend BVerfG,
2. Juni 2025, Az: 1 BvR 2661/24, Nichtannahmebeschluss DEU Bundesrepublik Deutschland Energiewirtschaftsrechtliche Verwaltungssache: Bestimmung des Produktivitätsfaktors Strom unter Verwendung der Malmquist-Methode - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor IV
3. Bei der Bestimmung des Produktivitätsfaktors entfalten § 12 ARegV und die Anlage 3 zu § 12 ARegV keine Geltung. Die vom Senat bei der Ermittlung der individuellen Effizienzwerte

§ 12AReg

V für erforderlich gehaltene Anpassung der Werte der stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (SFA) dahin, dass alle als effizient ermittelten Netzbetreiber einen Effizienzwert von 100 % erhalten, ist auf die zur Bestimmung des Produktivitätsfaktors verwendete Malmquist-Methode nicht zu übertragen.

1. Für die Bestimmung des Produktivitätsfaktors Strom ist es nicht von Bedeutung, dass der von der Bundesnetzagentur für die dritte Regulierungsperiode Gas vorgenommene Effizienzvergleich mit § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG deshalb nicht in Einklang steht, weil das dort von der Bundesnetzagentur gewählte Modell insgesamt den objektiven strukturellen Unterschieden der Versorgungsaufgaben der am Vergleich beteiligten Netzbetreiber nicht hinreichend Rechnung trägt. Auf die Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur und unter Zurückweisung der Rechtsbeschwerde der Betroffenen wird der Beschluss des
2. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom
3. März 2022 aufgehoben. Die Beschwerde gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom
4. November 2018 wird zurückgewiesen. Die Betroffene trägt die Kosten der Rechtsmittelverfahren einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur. 1 A. Mit Beschluss vom
5. November 2018 (BK4-18-056,

folgend: Festlegung) hat die Bundesnetzagentur den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen gemäß § 9 Abs. 3 ARegV (

folgend: Produktivitätsfaktor) für die dritte Regulierungsperiode auf 0,90 % festgelegt. 2 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,

folgend: 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,

folgend: 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 %. 3

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,

folgend: Festlegung vom 18. Mai 2018) die für die Anwendung dieser Methode erforderlichen Daten bei den Netzbetreibern erhoben. 4 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.). 5 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. 6 B. Die zulässige Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur ist begründet, während die

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. 7 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

der Malmquist-Methode rechtsfehlerfrei. Die Bundesnetzagentur habe die Höhe des Produktivitätsfaktors

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. 8 II. Diese Bewertung hält den Angriffen der Rechtsbeschwerde der Betroffenen, nicht aber denjenigen der Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur stand. 9 1.

§ 21aAbs. 2 Satz 1 En

WG 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

§ 21aAbs. 4 Satz 7 En

WG den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung unter Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vorsehen. Der Produktivitätsfaktor ist

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. 10

1. 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
3. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 14 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom
4. Dezember 2021 - EnVR 6/21, WM 2023, 630 Rn. 9 - Kapitalkostenabzug mwN; vom
5. Juni 2023 - EnVR 22/22, RdE 2023, 366 Rn. 8 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor III; siehe nunmehr § 21a EnWG in der seit dem
6. 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

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). 11

1. Die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ist inhaltlich nicht vollständig rechtlich determiniert (BGH, Beschluss vom
2. 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

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

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

1. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom
2. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom
3. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom
4. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom
5. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.). 12
6. 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. 13 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

den obigen Ausführungen insoweit nicht gegeben. Die Bestimmung des Produktivitätsfaktors ist

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).

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 Rn. 22). 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 Bundesnetz-agentur 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

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. 14 b) Eine andere Betrachtungsweise ist entgegen der Ansicht der Betroffenen 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

1. Dezember 2023 (BGBl. I 2023, Nr. 405, S. 30) nicht geboten. Danach müssen ökonomische Analysen, die einer Festlegung der Bundesnetz-agentur 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

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
2. Februar 2021 - 1 C 4/20, BVerwGE 171, 300 Rn. 11).

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

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

1. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom
2. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom
3. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom
4. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom
5. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.; vgl. Hahn in Säcker/Körber, TKG - TTDSG,
6. Aufl., Vor § 217 Rn. 1 ff.) bezweckt hätte, ergeben sich aus der Gesetzesbegründung nicht. Die Fragen

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 (

folgend: EltRL 2019 oder Elektrizitätsrichtlinie 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. 15 c) Ferner nimmt der Senat weder entgegen den insoweit geltenden Grundsätzen (vgl. BGH, Beschlüsse vom

1. Januar 2015 - EnVR 42/13, ZNER 2015, 129 Rn. 34 - Stadtwerke Rhede GmbH; vom
2. Dezember 2018 - EnVR 48/17, RdE 2019, 172 Rn. 8 - Eigenkapitalzinssatz; vom
3. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34) eine tatrichterliche Würdigung vor, noch wird - wie ausgeführt - durch die obigen Maßgaben der

Art. 19Abs.

4 GG und

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). 16 5.

diesen Maßstäben hält die Beurteilung des Beschwerdegerichts rechtlicher

prüfung nicht stand, die Bundesnetzagentur habe den Produktivitätsfaktor

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. 17

1. 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. Die von der Rechtsbeschwerde der Betroffenen dagegen erhobenen Einwände greifen nicht durch. 18
2. aa)Die im Einklang mit § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV stehende Entscheidung der Bundesnetzagentur, den Zeitraum von 2006 bis 2017 zu betrachten, wäre

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. Durchgreifende Rechts- oder Verfahrensfehler zeigt die Betroffene nicht auf. 19

der Törnqvist-Methode ein Produktivitätsfaktor von minus 1,41 % ergibt - ein Jahr vor und ein Jahr

einem Basisjahr umfasse sowie den Fokus auf die aktuellen Jahre lege, in denen eine konstant negative Entwicklung stattgefunden habe, wobei 2010 ein neuer Trend begonnen habe. In diesen Jahren bestehe keine starke Volatilität, was die Prognosegüte deutlich erhöhe, während der von der Bundesnetzagentur berechnete Wert nicht den aktuellen Entwicklungen entspreche. Auch der arithmetische Mittelwert, der sich ergebe, wenn eine Plausibilisierung erfolge, wie die Bundesnetzagentur sie auch bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas vorgenommen habe, sei negativ. Das Beschwerdegericht gehe demgegenüber ohne Anhaltspunkte davon aus, dass der Produktivitätsfaktor zum Ende des Stützintervalls wieder einen positiven Trend aufweise. Das sei ohne die erforderliche Heranziehung eines Sachverständigen reine Spekulation. Unzutreffend sei auch, dass ein möglichst langes Stützintervall zu wählen sei, weil eine Glättung bei nur elf Datenpunkten nicht zum Tragen kommen könne. Die Gutachter der Bundesnetz-agentur wiesen ausdrücklich darauf hin, dass die Vorteilhaftigkeit langer Zeiträume nicht das maßgebliche Argument für die Auswahlentscheidung beim Stützintervall sein könne. Mithin sei der längste gewählte Zeitraum nicht unbedingt geeignet, eine verlässliche Prognose zu gewährleisten. Hätte der Verordnungsgeber immer den längsten Zeitraum im Auge gehabt, hätte er die Vorgabe auch enger formulieren können. Vergleichbare Rahmenbedingungen seien indes erst seit 2009 gewährleistet,

dem sich die Anreizregulierung etabliert habe. Das Beschwerdegericht lege daher die Vorschrift contra legem aus; die Bundesnetz-agentur bewege sich nicht im Rahmen ihres Beurteilungsspielraums. 21 (b) Damit zeigt die Betroffene nicht auf, dass das Stützintervall 2010 bis 2017 demjenigen, das die Bundesnetzagentur gewählt hat,

den obigen Maßgaben greifbar überlegen ist. 22 (aa) Das von der Betroffenen aus dem Zusammenhang gerissene Zitat aus dem WIK-Gutachten erfolgt zusammenfassend

Ausführungen der Gutachter, wonach generell keine grundlegenden theoretischen Überlegungen existierten, an denen die Wahl des Stützintervalls ausgerichtet werden könne. Die Gutachter befassen sich sodann ausführlich mit der Verfügbarkeit statistischer Daten über lange Zeitreihen von mehreren Jahrzehnten, Investitionszyklen in der Gas- und Strombranche ab den 1970er Jahren und dem Basisjahreffekt. Sie erläutern, eine hohe Prognosegüte werde erreicht, wenn vergleichbare Rahmenbedingungen im Stützintervall und im Prognosezeitraum vorhanden seien. Zumindest sollten die Rahmenbedingungen, unter denen ein Netzbetreiber im Stützintervall und der Regulierungsperiode agiere, nicht zu verschieden sein, um aussagekräftige Ergebnisse zu erhalten. Es folgen Ausführungen zu den Rahmenbedingungen im Energiesektor vor 1998, von 1998 bis 2005 und ab 2006. Die Gutachter identifizieren das Jahr 2006 als frühestmögliches Startjahr für ein Stützintervall, das auch dem Übergang von einem kostenbasierten auf ein anreizbasiertes Regulierungsregime Rechnung trage und somit eine hohe Deckungsgleichheit mit den Bedingungen der dritten Regulierungsperiode aufweise. Sodann folgt die von der Betroffenen zitierte Aussage, die sich auf sämtliche Erwägungen und insbesondere die Frage bezieht, ob ein Stützintervall auch mehrere Jahrzehnte in die Vergangenheit zurückreichen solle. 23 Die Betroffene macht schon nicht geltend und zeigt auch nicht auf, dass es entgegen dem WIK-Gutachten theoretische und methodische Vorgaben für die Auswahl eines Stützintervalls gibt. Dass aus der maßgeblichen methodischen Sicht vergleichbare Rahmenbedingungen erst ab 2009 geherrscht hätten, wird lediglich behauptet, ohne dass sich die Betroffene mit der gegenteiligen und ausführlich begründeten Einschätzung des WIK-Gutachtens auseinandersetzt, wonach als Startjahr 2006 in Betracht kommt. Soweit die Betroffene 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 prognostische und ökonomische Wertung an die Stelle derjenigen des Beschwerdegerichts. 24 (bb)

dem klaren Wortlaut von § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV handelt es sich bei dem dort bestimmten Zeitraum von vier Jahren um einen Mindestzeitraum; eine Auslegung entgegen diesem Verordnungswortlaut nimmt das Beschwerdegericht daher nicht vor. 25

den obigen Maßgaben nicht auf. Sowohl das Beschwerdegericht, das im dortigen Verfahren einen gerichtlichen Sachverständigen hinzugezogen und eine umfangreiche Beweisaufnahme durchgeführt hat, als auch der Senat haben sich mit dem Einwand, starke Schwankungen der totalen Faktorproduktivität erlaubten keine Festlegung eines robusten Produktivitätsfaktors, bereits ausführlich befasst, weil es auch bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors für die Gasversorgungsnetze zu erheblichen Schwankungen im gewählten, auch dort längstmöglichen Stützintervall von 2006 bis 2016 gekommen ist (BGHZ 228, 286 Rn. 83 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die Bundesnetzagentur hat

den Feststellungen des Beschwerdegerichts

vollziehbar dargelegt, dass hohe Schwankungen bei der Preisentwicklung auch auf einzelnen Märkten, die den Verbraucherpreisindex bestimmen, üblich seien, ohne dass sie dort als problematisch bewertet würden. Die Schwankungen spiegelten lediglich die tatsächliche Entwicklung wider. Dem tritt die Betroffene nicht unter Darlegung eines anderen Standes der Wissenschaft entgegen, sondern behauptet lediglich eine fehlende Robustheit. 28

dem WIK-Gutachten sei zwar 2006 als frühestmöglicher Zeitpunkt für ein Stützintervall identifiziert worden. Es werde aber darauf hingewiesen, dass sich Zeiträume vor 2006 nur bedingt eigneten und dass die Vorteilhaftigkeit langer Zeiträume nicht das maßgebliche Argument sein könne. 2006 nehme daher eine Sonderstellung ein, und die Datengrundlage erweise sich als unbrauchbar. Die im Vergleich erhebliche Steigerung des Produktivitätsfaktors um 15,47 % von 2006 auf 2007 zeige, dass ein enormer Produktivitätsfortschritt suggeriert werde, der aber allein auf die Operationalisierung der Entgeltregulierung zurückzuführen sei. Die Arbeitsstunden (minus 25,98 %), das Bruttoanlagevermögen (0,38 %), die nominalen Umsatzerlöse (minus 5,23 %) und die Netzentgelte (minus 12,7 %) wiesen von 2006 auf 2007 die negativsten Veränderungsraten des gesamten Zeitraums auf, die preisbereinigten Umsatzerlöse die positivste Veränderungsrate (8,55 %). In Bezug auf die nominalen Umsatzerlöse beruhe dies auf der Bildung von erheblichen Rückstellungen für die ab 2010 erfolgte Mehrerlösabschöpfung. Es sei davon auszugehen, dass Rückstellungen in Höhe von 1,75 Mrd. € gebildet worden seien. Diese müssten zu den Umsatzerlösen 2006 hinzugerechnet und von den Umsätzen ab 2010 abgezogen werden. Allein durch die Bereinigung der Umsatzerlöse ergebe sich ein geringerer Produktivitätsfaktor von 1,15 % statt 1,82 %. Hinzu trete, dass die Daten für die Netzentgelte nicht dem Monitoringbericht 2006 hätten entnommen werden dürfen, weil

dem Stichtag 1. April 2006 Netzentgeltanpassungen stattgefunden hätten, so dass die im Monitoringbericht enthaltenen Netzentgelte nicht mit den tatsächlichen Netzentgelten übereinstimmten. Selbst im Monitoringbericht finde sich der Hinweis, dass 2006 für einen Zeitreihenvergleich nur eingeschränkt geeignet sei. Wenn die unterjährigen Netzentgeltanpassungen berücksichtigt würden, bilde die Veränderungsrate nicht den realistischen Preisverfall ab, wobei

§ 4Abs. 3 bis 5 AReg

V sämtliche Netzentgeltanpassungen mit Ausnahme der Genehmigung eines Härtefalls zum 1. Januar eines Kalenderjahrs erfolgten. Es handele sich daher ausschließlich um eine Besonderheit von 2006. Solche Entwicklungen ließen aber, was sich auch aus dem allgemeinen Rechtsgedanken des § 6 Abs. 2 Satz 1 ARegV ergebe, keinen Schluss auf künftige Entwicklungen zu. Die Betroffene fordere auch nicht die Bereinigung aller regulatorischen Effekte, sondern nur solcher, die nicht repräsentativ für die Zukunft seien. Damit werde auch die Ermittlung des Produktivitätsfaktors als Korrekturfaktor für die Verbraucherpreisentwicklung nicht obsolet. Denn bei Einbeziehung von 2006 würden sektorspezifische Produktivitätssteigerungen weitergegeben, die tatsächlich nicht existierten. Die Verzerrung ergebe sich schon aus dem negativen Veränderungswert der Netzentgelte. 30 (

1. b)Einen Rechtsfehler zeigt die Betroffene mit diesem Vorbringen nicht auf. Das Beschwerdegericht hat zu Recht angenommen, dass der gewählte Zeitraum unter Einschluss des Jahres 2006 nicht von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm bei der gewählten Berechnungsmethode zukommt. 31 (
2. aa)Dass die Rahmenbedingungen des Jahres 2006 mit denen der dritten Regulierungsperiode nicht ausreichend vergleichbar seien, trifft nicht zu. Die Gutachter der Bundesnetzagentur identifizieren das Jahr 2006 als frühestmögliches Startjahr für ein Stützintervall, das auch dem Übergang von einem kostenbasierten auf ein anreizbasiertes Regulierungsregime Rechnung trage und somit eine hohe Deckungsgleichheit mit den Bedingungen der dritten Regulierungsperiode aufweise. Die von der Betroffenen in Bezug genommene Aussage der Gutachter, dass die Vorteilhaftigkeit langer Zeiträume nicht das maßgebliche Argument sein könne, bezieht sich auf sämtliche Erwägungen und insbesondere die Frage, ob ein Stützintervall auch mehrere Jahrzehnte in die Vergangenheit zurückreichen solle. Demgegenüber meint die Betroffene, an die Vergleichbarkeit der Rahmenbedingungen müssten deutlich höhere Anforderungen gestellt werden, zeigt aber nicht auf, dass (nur) dies dem Stand der Wissenschaft entspricht oder greifbar überlegen ist. Dass die Netzentgelte in den Jahren

dem Übergang auf ein anreizbasiertes Regulierungsregime stark gesunken sind, stellt entgegen der Ansicht der Betroffenen eine tatsächliche Entwicklung dar und führt zu einer sektorspezifischen Produktivitätssteigerung, die

dem Sinn und Zweck der Anreizregulierung an die Netzkunden weitergegeben werden soll. § 9 Abs. 3 ARegV gibt zudem eine auf Vergangenheitswerten basierende Prognose vor. Das lässt schon vom methodischen Ansatz her keinen Raum für eine Bereinigung von Werten, die als nicht repräsentativ für die Zukunft empfunden werden (vgl. BGH, Beschluss vom

1. Januar 2021 - EnVR 72/19, juris Rn. 130). 32 (bb) Mit dem Vortrag zum Jahr 2006, insbesondere zur Mehrerlösabschöpfung, hat sich der Senat bereits bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas auseinandergesetzt. Er hat den Einwand der Betreiber von Gasversorgungsnetzen wegen der Besonderheiten des Jahres 2006 - wie etwa der Mehrerlösabschöpfung - seien die Umsatzerlöse verfälscht, für unzutreffend gehalten (vgl. etwa BGH, RdE 2022, 119 Rn. 33 bis 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II). Mit dem Begriff der Mehrerlösabschöpfung wird der Umstand bezeichnet, dass die Bundesnetzagentur anlässlich der Genehmigung der Preise gemäß § 23a EnWG 2005 den Netzbetreibern aufgegeben hat, die von ihnen in der Zeit ab Antragstellung bis zur Genehmigung der beantragten Tarife im Vergleich zum genehmigten Entgelt erzielten Mehrerlöse zu berechnen und kostenmindernd in der nächsten Kalkulationsperiode zu berücksichtigen ("Mehrerlös-Auflage"; vgl. BGH, Beschluss vom
2. August 2008 - KVR 39/07, RdE 2008, 323 - Vattenfall; BVerfG, Beschluss vom
3. Dezember 2009 - 1 BvR 2738/08, juris Rn. 5 ff.). Der Ausgleich des entstandenen (rechtsgrundlosen) Mehrerlöses hatte dabei nicht dadurch stattzufinden, dass der Netzbetreiber mit seinen Netznutzern auf Basis der niedrigeren Entgelte abrechnen und ihnen die gezahlten Entgelte teilweise rückerstatten musste; eine Rückabwicklung schied aus. Die Mehrerlöse waren vielmehr wie sonstige Erlöse zu behandeln und entsprechend § 9 StromNEV in der nächsten Genehmigungsperiode entgeltmindernd in Ansatz zu bringen (BGH, Beschluss vom
4. August 2008 - KVR 39/07, RdE 2008, 323 [juris Rn. 20 bis 23 mwN] - Vattenfall). Vor diesem Hintergrund sind auch die Auswirkungen der Mehrerlösabschöpfung - wie die Bundesnetzagentur zutreffend angenommen hat - durch eine regulatorische Entscheidung hervorgerufene Effekte, die die Wirklichkeit abbilden und deren Bereinigung daher nicht erforderlich ist. Die Behauptung, bei der Mehrerlösabschöpfung handele es sich nicht um eine real (un)produktive Entwicklung, sondern um die handelsrechtliche Abbildung einer nicht realen Entwicklung in der Bilanz sowie der Gewinn- und Verlustrechnung, führt dabei in die Irre, weil sie von der unrichtigen Vorstellung ausgeht, die "wahren" Umsatzerlöse seien 2006 deutlich höher gewesen beziehungsweise die Outputs seien "künstlich" reduziert. Die Bundesnetzagentur hat daher in der Festlegung (S. 26) zu Recht ausgeführt, selbst wenn eine Anpassung erwogen werde, 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. Im Übrigen liegen zu der Frage, wann in welcher Höhe von welchen Netzbetreibern Rückstellungen gebildet und aufgelöst worden sind, keine Daten vor; auch das Beschwerdegericht hat konkrete Feststellungen dazu nicht getroffen. Zudem ist die Behauptung, sämtliche Netzbetreiber hätten Rückstellungen nur und ausschließlich in 2006 und zudem exakt in der der späteren Mehrerlösabschöpfung entsprechenden Höhe gebildet, bereits nicht

vollziehbar. Zum einen war die Zulässigkeit der Mehrerlösabschöpfung erst 2009 rechtssicher geklärt (vgl. BVerfG, Beschluss vom 21. Dezember 2009 - 1 BvR 2738/08, juris Rn. 5 ff.), und zum anderen macht die Betroffene selbst geltend, die meisten Netzentgeltgenehmigungen seien 2007, ferner weitere auch 2008 erteilt worden, so dass anzunehmen ist, dass auch in diesen Jahren Rückstellungen gebildet worden sind. Nicht zu beanstanden ist vor diesem Hintergrund der Ansatz der Bundesnetzagentur in der angefochtenen Festlegung, dass der Prognose alle verfügbaren Daten zugrunde gelegt und diese nicht wegen (vermeintlicher) Sondersachverhalte geändert oder bereinigt werden, weil dies nicht möglich ist und nicht zu einer besseren Abbildung der tatsächlichen Verhältnisse führen könnte (siehe unten Rn. 40 ff.). 33

folgende Unterschätzung kommt (vgl. auch BGH, Beschluss vom

1. Mai 2023 - EnVR 16/20, juris Rn. 49 f.). Das gleiche Bild ergibt sich unter Heranziehung der von der Betroffenen vorgetragenen Ergebnisse für sämtliche mögliche Stützintervalle für einen Vergleich der Stützintervalle 2006 bis 2011 und 2006 bis 2012, 2006 bis 2016 und 2006 bis 2017 sowie 2007 bis 2016 und 2007 bis
2. Auch insoweit ist jeweils der Produktivitätsfaktor höher, wenn das Stützintervall mit dem Basisjahr und nicht im Jahr darauf endet, obwohl aufgrund des Basisjahreffekts das umgekehrte Ergebnis zu erwarten wäre. Hätte die Bundesnetzagentur das Stützintervall vor dem Basisjahr 2016 enden lassen und damit - wie von der Betroffenen bevorzugt - vollständige Basisjahrzyklen zugrunde gelegt, hätte sich im Übrigen

der Törnqvist-Methode ein Produktivitätsfaktor von 2,44 % ergeben. 36 b) Die Bundesnetzagentur rügt zu Recht, dass das Beschwerdegericht, soweit es die Heranziehung des Stützintervalls 2006 bis 2017 als rechtsfehlerhaft beanstandet, der

prüfung 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). 37 aa) Es fehlt zunächst - anders als das Beschwerdegericht meint - nicht an der für die Festlegung erforderlichen Begründung. 38

gehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen, die angesichts des eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (BGHZ 228, 286 Rn. 63 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). 39

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. 40 (

1. a)Sie hat ihre Entscheidung für das längstmögliche 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. 41 (
2. 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. 42 (
3. 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

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

teiligen 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. 43

vollziehbar, 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

oben abweichen. 44

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. 48

teile 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

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. 52

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. 55 (

1. 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. 56 (
2. 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. 57 (
3. 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. Entgegen der Ansicht der Betroffenen wird daher 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, 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

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. 58 (

1. f)Anders als in der der Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts (Urteil vom 28. Mai 2021 - 7 C 8/20, NVwZ 2022, 337 Rn. 23) zugrundeliegenden Fallgestaltung, bei der es um die Frage ging, wie sich durch Luftfilteranlagen die gegenwärtige Immissionssituation unter Berücksichtigung der technischen Beschaffenheit einerseits sowie der absehbaren konkreten betrieblichen und örtlichen Rahmenbedingungen andererseits voraussichtlich zukünftig verändern werde, gibt § 9 Abs. 3 ARegV eine auf Vergangenheitswerten basierende Prognose vor, für die mehrere ökonometrische Methoden in Betracht kommen, deren Auswahl und Anwendung der Bundesnetzagentur überlassen ist. Die Auswahl des Stützintervalls ist dabei eine von zahlreichen nur eingeschränkt gerichtlich überprüfbaren methodischen Entscheidungen, die bei der Anwendung der Törnqvist-Methode zu treffen sind (BGHZ 228, 286 Rn. 28, 73 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). 59 (
2. g)Das gleiche gilt, soweit die Betroffene meint, aus einer Mittelwertbildung entsprechend der Plausibilisierung bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas mit einem Ergebnis von minus 0,53 % und dem Unterschied zwischen den Werten von 0,49 % und 1,82 %, den der Produktivitätsfaktor

der Törnqvist-Methode für die Gasversorgungsnetze und die Stromversorgungsnetze annimmt, ergebe sich ein Plausibilisierungserfordernis sowie ein nicht belastbares Prognoseergebnis. Die Betroffene berücksichtigt dabei nicht, dass auch der sich

der Malmquist-Methode ergebende Wert des Produktivitätsfaktors für die Gasversorgungsnetze (0,92 %) deutlich unter demjenigen für die Stromversorgungsnetze liegt (1,35 %). Die Betroffene lässt ferner außer Acht, dass auch bei den Gasversorgungsnetzen das längstmögliche Stützintervall unter Einschluss des Jahres 2006 gewählt wurde, obwohl von den Netzbetreibern die gleichen Einwände im Hinblick auf behauptete erhebliche Verzerrungen wegen des Beginns der Regulierung erhoben worden sind. Vor diesem Hintergrund ist die Annahme der Bundesnetzagentur, der Produktivitätsfaktor Gas (0,49 %) sei niedriger als der Produktivitätsfaktor Strom (0,90 %), entgegen der Ansicht der Betroffenen ohne Weiteres

vollziehbar und im Hinblick auf die gewählten Zeiträume konsistent. 60

prüfung der Regulierungsentscheidung unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt und wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Acht gelassen hat (vgl. zu den insoweit geltenden Grundsätzen BGH, Beschluss vom

1. 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. 63 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
2. 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 (

folgend: Monitoring Index) die Verwendung der Indexreihe des Statistischen Bundesamts "Netznutzungsentgelte Strom" (

folgend: 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

allgemeinen und nicht

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

gelagerten 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

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. 64 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

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. 65 aa)

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. 66 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. 67

§ 19Abs. 2 Strom

NEV in der bis zum

1. 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
2. August 2011 galt eine entsprechende Untergrenze von 20 % (§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV 2009); im Zeitraum bis
3. August 2013 galten eine Untergrenze von 20 % sowie für sogenannte Bandlastverbraucher (vgl. BGH, Beschluss vom
4. 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
5. 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
7. Dezember 2017 Anwendung (§ 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV 2014, 2015, 2016). Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Pumpspeicherkraftwerke waren und sind seit dem
8. 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
9. August 2009,
10. August 2011 und
11. Dezember 2012). 68

§ 19Abs. 2 Satz 3 Strom

NEV 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

§ 29Abs. 1 und Abs. 2 Satz 1 En

WG i.V.m. § 19 Abs. 2 StromNEV und § 30 Abs. 2 Nr. 7 StromNEV vom

1. Dezember 2013 - BK4-13-739; BGH, Beschluss vom
2. 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
3. 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

der Festlegung BK4-13-739 (S. 6, 7, 38 ff.) aus den Annuitäten der Betriebsmittel errechnet, die sich aus den Betriebskosten (aufwandsgleiche Kosten

§ 5Strom

NEV) und den Kapitalkosten (kalkulatorische Abschreibungen

§ 6Strom

NEV, kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

§ 7Strom

NEV sowie kalkulatorische Steuern

§ 8Strom

NEV) zusammensetzen. Kostenmindernde Erlöse und Erträge

§ 9Strom

NEV 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

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. 69

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. 83 ff.) Monitoring Index entsprechend anzupassen. 71 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 (

folgend: entgangene Erlöse) durch den Monitoring Index als Deflator nicht sachgerecht deflationiert werden. 72

dem Wirkungsmechanismus der Deflationierung zu niedrigeren preisbereinigten Umsätzen und damit auch zu einem niedrigeren Produktivitätsfaktor, also zu einem für die Netzbetreiber vorteilhafteren Ergebnis. Der Einwand der Betroffenen, sie müsse den Vollbeweis erbringen, dass eine korrekte Deflationierung aufgrund der inkonsistenten Datengrundlage nicht möglich gewesen sei, geht daher ins Leere. Wirkt sich die Inkonsistenz nicht zu ihrem

teil aus, ist sie nicht beschwert. Soweit die Betroffene ferner behauptet, eine Kontrollrechnung unter Heranziehung des Destatis Index zeige, dass die Berechnung zu einem geringeren Produktivitätsfaktor führe, wird Gegenteiliges nicht aufgezeigt, weil die Kontrollrechnung auf einer vollständig anderen Grundlage erfolgt. 73

folgend: § 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). 75 (

1. 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. 76 (
2. 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

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. 47 ff.) - aus grundsätzlichen Erwägungen entschieden hat. 77 c) Den von der Betroffenen erhobenen Einwänden gegen die Art und Weise der vorgenommenen Deflationierung ist kein Erfolg beschieden. 78 aa) Die Betroffene macht geltend, dass eine Verzerrung durch die Netzentgelte des Jahres 2006 vorliege und zudem die von den Stromlieferanten geschätzten Netzentgelte keine belastbare Datengrundlage darstellten. Der Monitoring Index sei ungeeignet, den Stand der Wissenschaft auszufüllen. 79

folgend: PwC-Gutachten) geltend gemacht haben, die Daten aus dem Monitoringbericht 2006 seien nicht belastbar, weil 41 % der befragten 164 Netzbetreiber

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 -

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

den geltenden Maßstäben nicht zu weiteren Ermittlungen und Berechnungen, weil die Belastbarkeit jedes methodischen Ansatzes durch zusätzliche relevante Beobachtungen verbessert werden kann. 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
3. März) erfolgt daher grundsätzlich nicht, wobei dies für alle unterjährigen Erhöhungen und Absenkungen der Netzentgelte gilt. Aus dem von der Betroffenen vorgetragenen Schaubild "Entwicklung der Netzentgelte

BNetzA und Destatis" ergibt sich zudem, dass gerade in den Jahren 2006 bis 2008 kein Unterschied zwischen den beiden Indizes besteht, so dass die behauptete verzerrende Wirkung des Monitoring Index schon nicht plausibel ist. 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. Die Betroffene macht selbst geltend, dass Entgelterhöhungen in der Regel zum
2. Januar eines Jahres erfolgen, so dass entgegen ihrer Ansicht mit zahlreichen gegenläufigen Effekten zu rechnen ist. 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
3. April 2006 bis
4. März 2007 zu Netzentgeltsenkungen gekommen ist, gilt ferner das zur Berücksichtigung von Sondereffekten und der Abbildung der sektoralen Produktivitätssteigerung durch Einführung der Anreizregulierung Ausgeführte (siehe oben Rn. 31, 54). 83 bb) 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. 84

dem Kodex des Statistischen Bundesamts. Insbesondere überzeuge nicht, dass der Destatis Index nur auf einer Stichprobe beruhe, während der Monitoring Index eine Vollerhebung darstelle. Der Destatis Index decke 53 % der Niederspannungsebene, 60 % der Mittelspannungsebene und 100 % der Höchstspannungsebene ab. Schon die Art der Erhebung beim Monitoring Index werfe demgegenüber die Frage auf, ob die Abfrage tatsächlich als klassische Vollerhebung angesehen werden könne. Das Beschwerdegericht gehe demgegenüber davon aus, dass eine Vollerhebung besser sei, während es aber genauso gut vorkommen könne, dass 100 Fälle repräsentativer seien als 1000. Durch die Erhebung einer Stichprobe über alle Spannungsebenen erweise sich der Destatis Index als deutlich repräsentativer. Die Kaskadierungseffekte könnten durch eine geringfügige Anpassung berücksichtigt werden, was die Gutachter der Betroffenen vorgerechnet hätten. Ein Mehraufwand rechtfertige nicht per se die Ablehnung einer Methode. Die Präzision und Belastbarkeit stelle einen Belang mit einem besonders hohen Gewicht dar. Die Verbände hätten in der

konsultation zu Recht daraufhin gewiesen, dass bei der Ermittlung des Bruttoproduktionswerts die vorgelagerten Netzkosten in die Umsätze sowie die Aufwendungen für vorgelagerte Netze wieder einbezogen werden könnten. Außerdem würden wegen der monatlichen Erhebung des Destatis Index die Unschärfen beseitigt, die durch die unterjährigen Netzentgeltanpassungen entstünden. 85

teil identifiziert. Dem könne auch nicht entgegengehalten werden, dass Kaskadierungseffekte in der Bestimmung der Netzentgelte von Destatis berücksichtigt werden könnten. Zwar sei eine solche Berücksichtigung grundsätzlich möglich. Allerdings sei dies wie jede Umrechnung vorhandener Daten auf der Grundlage zusätzlich zu erhebender Daten mit einem größeren Maß an Unsicherheit behaftet, als dies bei der Verwendung originärer Daten der Fall sei. Dies gelte insbesondere im Streitfall, in dem der Destatis Index auf einer Stichprobe beruhe, die Umrechnung aber auf der Grundlage der bereits erhobenen Daten sämtlicher Netzbetreiber erfolgen müsse. 87 (b) Das ist nicht zu beanstanden. Soweit die Betroffene demgegenüber meint, der Monitoring Index beruhe auf einer unvollständigen Datengrundlage, weil er die Spannungsebenen nicht abbilde, ergibt sich aus den obigen Ausführungen (Rn. 65 ff.), dass dies nicht zutrifft. Denn in der Strombranche besteht die Besonderheit, dass die Netzkunden der unteren Spannungsebenen ganz überwiegend die Spannungsentgelte der Hoch- und Höchstspannungsebenen zahlen, während die Netzentgelte der dort angeschlossenen Direktverbraucher deutlich niedriger sind, was wiederum durch eine Umlage ausgeglichen wird. Zum Stand der Wissenschaft in Bezug auf die Bewertung einer Vollerhebung im Vergleich zu einer repräsentativen Erhebung zitiert die Betroffene einen Auszug aus einem Lehrbuch, der sich schon

seinem Inhalt und der unwidersprochen gebliebenen Entgegnung der Bundesnetzagentur nicht auf diesen Unterschied, sondern lediglich auf zwei unterschiedlich große Stichproben bezieht. Dadurch, dass die Gutachter der Betroffenen - im Übrigen lediglich für die Jahre 2016 und 2017 - eine Korrektur des Destatis Index vorgenommen haben, wird schon nicht aufgezeigt, dass diese zu einer gegenüber dem Monitoring Index präziseren Abbildung der Wirklichkeit geführt habe. Wie oben bereits ausgeführt, ergibt sich aus dem von der Betroffenen selbst vorgelegten Schaubild, dass gerade in den Jahren 2006 bis 2008 kein Unterschied zwischen den beiden Indizes besteht, so dass der insoweit behauptete Vorteil des monatlich erhobenen Destatis Index schon nicht

vollziehbar ist. Letztlich nimmt die Betroffene auch hier vor dem Hintergrund, dass der Destatis Index zu einem für die Netzbetreiber günstigeren Ergebnis führt, lediglich eine andere Wertung vor als die Bundesnetzagentur und ihr folgend das Beschwerdegericht. Eine fehlende Eignung des Monitoring Index wegen der behaupteten Verzerrung (dazu oben Rn. 78) 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

teile 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. 88

1. Die von der Betroffenen im Zusammenhang mit der Anwendung des Törnqvist-Index erhobenen weiteren Rügen in Bezug auf die Abschreibungen und Zinsen und ähnliche Aufwendungen bleiben ebenfalls ohne Erfolg. 89 a) Einen Rechtsfehler zeigt die Betroffene in Bezug auf die Annahme des Beschwerdegerichts, der vom Verordnungsgeber für die Berechnung der Abschreibungen im Rahmen der Kostenprüfung in §§ 6, 6a StromNEV vorgegebene kalkulatorische Ansatz sei nicht zwingend auch bei der Berechnung des Produktivitätsfaktors anzuwenden, nicht auf. Der Senat hat sich mit der daran von der Betroffenen - auch in Bezug auf die Gasversorgungsnetze - geübten Kritik bereits ausführlich auseinandergesetzt, worauf Bezug genommen wird (BGHZ 228, 286 Rn. 92 bis 103 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; Beschluss vom
2. Mai 2023 - EnVR 16/20, juris Rn. 51 bis 53 mwN). Auch vorliegend stützt sich die Betroffene auf aus dem Zusammenhang gerissene Aussagen aus der in den Parallelverfahren über die Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas durchgeführten Beweisaufnahme und auf Feststellungen des WIK-Gutachtens, die durch die getroffene Methodenentscheidung in Bezug auf die Eigenkapitalzinsen überholt ist, ohne aufzuzeigen, dass und aus welchem Grund die von der Betroffenen bevorzugte Vorgehensweise nicht lediglich für sie günstiger, sondern derjenigen der Bundesnetzagentur auch

dem Stand der Wissenschaft greifbar überlegen ist. 90 b) Gleiches gilt in Bezug auf die Heranziehung eines jährlich aktualisierten Zinses (BGHZ 228, 286 Rn. 104 bis 111 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; Beschluss vom 9. Mai 2023 - EnVR 16/20, juris Rn. 18 mwN). Der Begründung, dass die Ermittlung der Fremdkapitalzinsen im Rahmen der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung einem (vollständig) anderen Ziel dient als der Zinsansatz bei der Kostenprüfung (BGHZ 228, 286 Rn. 110 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I), setzt die Betroffene in der Sache nichts entgegen. Ein Begründungsmangel der Festlegung liegt insoweit entgegen der Ansicht der Betroffenen nicht vor, wenn es für unterschiedliche Vorgehensweisen bei der Kostenprüfung und der Ermittlung des Produktivitätsfaktors einen ohne weiteres

vollziehbaren Grund gibt. 91 8. Die von der Betroffenen im Zusammenhang mit der Anwendung des Malmquist-Index erhobenen Rügen bleiben ebenfalls ohne Erfolg. Die Betroffene zeigt durchgreifende Verfahrensfehler oder

dem obigen Prüfungsmaßstab relevante Rechtsfehler nicht auf. 92

1. a)Rechts- und verfahrensfehlerfrei hat das Beschwerdegericht angenommen, dass die Ermittlung des Produktivitätsfaktors Strom ebenso wie die Ermittlung des Produktivitätsfaktors Gas (BGHZ 228, 286 Rn. 30 ff., 112 ff., 126 ff., 139 ff., 143 ff., 152 ff. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) angesichts der vergleichbaren Vorgehensweise im methodischen Ausgangspunkt nicht zu beanstanden ist. Der in den Parallelverfahren zum Gassektor angehörte gerichtliche Sachverständige hat erläutert, dass das Verfahren Besonderheiten aufweise. Es sei zwar nicht lehrbuchmäßig, das sei angesichts der Datenlage aber auch gar nicht möglich. Es hätten methodische Kompromisse eingegangen werden müssen. Dass diese Kompromisse eine Verzerrung in eine bestimmte Richtung auslösten, hat der Sachverständige für unwahrscheinlich gehalten, wenngleich für ein abschließendes Urteil eine intensive Replikations- und Simulationsanalyse erforderlich wäre (BGHZ 228, 286 Rn. 142 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Wie der Senat bereits entschieden hat, sind hiernach keine hinreichenden Anhaltspunkte dafür vorgebracht, dass das Vorgehen der Bundesnetzagentur zur Ermittlung der Effizienzgrenzenverschiebung ungeeignet oder einem anderen Vorgehen greifbar unterlegen wäre. 93
2. b)Die Behauptung der Betroffenen, die Anzahl der Beobachtungen sei zu gering für unverzerrte Ergebnisse und es hätte auch auf die Veränderung von 2006 bis 2015 eingegangen werden können, reicht

den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) und vor dem Hintergrund der Ausführungen des gerichtlichen Sachverständigen dafür nicht aus (siehe auch OLG Düsseldorf, Beschluss vom

1. Januar 2023 - 3 Kart 525/18 Rn. 239 ff., 244 ff., 247 ff.). 94 aa) Soweit die Betroffene geltend macht, die Datenpunkte seien normativ nicht ausreichend, greift das nicht durch. Das Beschwerdegericht hat sich mit dieser Frage umfangreich und rechtsfehlerfrei auseinandergesetzt; hierauf wird Bezug genommen (Beschwerdeentscheidung S. 76 bis 79). Die Ansicht der Betroffenen, aus § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV ergebe sich, dass Daten von mindestens vier Jahren herangezogen werden müssten, trifft nicht zu. Dass die Bundesnetzagentur Datensätze aus den statischen Effizienzvergleichen der ersten drei Regulierungsperioden verwendet, die sich über deutlich mehr als vier Jahre erstrecken, steht sowohl mit dem Wortlaut als auch mit Sinn und Zweck von § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV in Einklang (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 59 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II). Soweit die Betroffene auf die Verordnungsbegründung Bezug nimmt, wonach zur Gewährleistung der Belastbarkeit der Berechnung Datenreihen für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren verwendet werden sollen, lässt sich dem lediglich entnehmen - wovon auch das Beschwerdegericht zutreffend ausgegangen ist -, dass die Berechnung belastbar sein soll. Demgegenüber hat der Verordnungsgeber die Verpflichtung, Datenreihen aus vier verschiedenen Jahren zu verwenden, nicht in die Vorschrift aufgenommen. § 27 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2 ARegV in der bis zum
2. Dezember 2023 geltenden Fassung stellt vor diesem Hintergrund und der in § 9 Abs. 1 und 3 ARegV gewährleisteten Methodenoffenheit lediglich sicher, dass die Bundesnetzagentur über die erforderliche Kompetenz zur Datenerhebung verfügt. Ferner ist darauf hinzuweisen - auch wenn es

dem Vorgesagten nicht darauf ankommt -, dass die Bundesnetzagentur die Belastbarkeit ihrer Berechnungen in besonderem Maße dadurch zu gewährleisten sucht, dass sie den Produktivitätsfaktor durch zwei verschiedene Methoden berechnet und dabei Datenreihen aus den Jahren 2006 bis 2017 und zum anderen die drei Datensätze der den Zeitraum von 2006 bis 2016 überspannenden Effizienzvergleiche zugrunde gelegt hat, so dass die Vorgabe des § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV schon aus diesem Grund erfüllt ist. 95 bb) Entgegen der Rechtsbeschwerde der Betroffenen hat das Beschwerdegericht bei seiner Beurteilung auch nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen unterlassen. Für weitere Ermittlungen bestand entgegen der Ansicht der Betroffenen kein Anlass,

dem sie schon nicht aufgezeigt hatte, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die der Bestimmung des Produktivitätsfaktors zukommt, oder ein anderes Vorgehen so deutlich überlegen ist, dass es nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann. 96

teilig auf die Robustheit der Analyse ausgewirkt, dass lediglich drei Datenpunkte zur Verfügung gestanden hätten. Damit sei aber nicht dargelegt oder aufgezeigt, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur, im Wesentlichen auf die Erkenntnisse aus den vorangegangenen Effizienzvergleichen zurückzugreifen und damit den nicht unerheblichen Zusatzaufwand, der mit einer gesonderten jährlichen Datenerhebung einhergehe, zu vermeiden, nicht geeignet oder eine andere Methode greifbar überlegen sei. 99