Gründe

1A. Mit Beschluss vom 28. November 2018 (BK4-18-056, nachfolgend: Festlegung) hat die Bundesnetzagentur den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen gemäß § 9 Abs. 3 ARegV (nachfolgend: Produktivitätsfaktor) für die dritte Regulierungsperiode auf 0,90 % festgelegt.

2Vor der Entscheidung holte die Bundesnetzagentur zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors ein Gutachten des Wissenschaftlichen Instituts für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH (WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vom 10. Juli 2017, nachfolgend: WIK-Gutachten) ein, das die Anwendung zweier unterschiedlicher Methoden empfahl (Festlegung S. 10). Sie erhob bei den Netzbetreibern auf der Grundlage des Beschlusses vom 31. Januar 2018 (BK4-17-094, nachfolgend: Festlegung vom 31. Januar 2018) Daten für die Jahre 2006 bis 2017 aus der Gewinn- und Verlustrechnung, zum Sachanlagevermögen und zum Personalaufwand. Auf der Grundlage des Gutachtens und der erhobenen und plausibilisierten Daten ermittelte die Bundesnetzagentur mithilfe eines Törnqvist-Indexes, der die Produktivität von Unternehmen als Verhältnis zwischen Ausbringungsmengen (Output) und den hierfür benötigten Produktionsfaktoren (Input) auf der Grundlage von Daten aus der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung abbildet, einen Produktivitätsfaktor von 1,82 %.

3Nach einem weiteren, als Malmquist-Methode bezeichneten Verfahren, bei dem die Änderungen statischer Effizienzwerte von Unternehmen für unterschiedliche Perioden verglichen werden, ermittelte die Bundesnetzagentur anhand der Daten der für die ersten drei Regulierungsperioden durchgeführten Effizienzvergleiche einen Produktivitätsfaktor von 1,35 %. Zuvor hatte sie aufgrund des Beschlusses vom 18. Mai 2018 (BK4-18-001, nachfolgend: Festlegung vom 18. Mai 2018) die für die Anwendung dieser Methode erforderlichen Daten bei den Netzbetreibern erhoben.

4Da 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.).

5Die 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.

6B. Die zulässige Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur ist begründet, während die nach den dafür geltenden Maßstäben (BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 52/18, RdE 2019, 456 Rn. 76 mwN - Eigenkapitalzinssatz II) zulässige Rechtsbeschwerde der Betroffenen ohne Erfolg bleibt.

7I. Das Beschwerdegericht hat angenommen, die Bundesnetzagentur habe die Höhe des Produktivitätsfaktors rechtsfehlerhaft ermittelt. Die von der Bundesnetzagentur zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile des Produktivitätsfaktors angewandte Residualbetrachtung, bei der sie auf die Veränderungsrate des Verbraucherpreisgesamtindex abgestellt und eine gemeinsame Abbildung der Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung vorgenommen habe, sei zwar nicht zu beanstanden. Auch sei die Ermittlung des Produktivitätsfaktors nach der Malmquist-Methode rechtsfehlerfrei. Die Bundesnetzagentur habe die Höhe des Produktivitätsfaktors nach der Törnqvist-Methode aber rechtswidrig bestimmt. Die Auswahlentscheidung hinsichtlich des Stützintervalls sei rechtsfehlerhaft, weil sich das Stützintervall 2006 bis 2017 bei der wegen der Einbeziehung des Jahres 2006 erforderlichen Plausibilisierung nicht als hinreichend aussagekräftig und belastbar erweise und andere Stützintervalle, insbesondere das Stützintervall 2007 bis 2017, dem gewählten als Prognosegrundlage deutlich überlegen seien. Zu beanstanden sei ferner, dass die Bundesnetzagentur den sogenannten Monitoring Index als Deflator für die Umsatzerlöse herangezogen habe. Ihre Annahme, er sei als Deflator geeignet, obgleich hierin die Netzentgelte der Ebenen oberhalb der Mittelspannung nicht unmittelbar enthalten seien, sei nicht tragfähig.

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

91. Nach § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG werden in der Anreizregulierung für eine Regulierungsperiode unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben Obergrenzen für die Höhe der Netzzugangsentgelte oder die Gesamterlöse aus Netzzugangsentgelten vorgegeben. Die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Obergrenze müssen nach § 21a Abs. 4 Satz 7 EnWG den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung unter Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vorsehen. Der Produktivitätsfaktor ist nach der auf der Grundlage von § 21a Abs. 6 EnWG von der Bundesregierung erlassenen Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV ein Korrekturfaktor für den durch das Statistische Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex. Durch ihn soll gewährleistet werden, dass bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen berücksichtigt wird, ob und gegebenenfalls in welchem Maße sich die Produktivität der Netzbetreiber abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt. Er wird gemäß § 9 Abs. 1 ARegV ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.

102. Diese Regelungen finden auch vor dem Hintergrund der Entscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union vom 2. September 2021 (C-718/18, RdE 2021, 534 Rn. 112 bis 138) weiterhin Anwendung (BGH, Beschlüsse vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 14 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 7. Dezember 2021 - EnVR 6/21, WM 2023, 630 Rn. 9 - Kapitalkostenabzug mwN; vom 27. Juni 2023 - EnVR 22/22, RdE 2023, 366 Rn. 8 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor III; siehe nunmehr § 21a EnWG in der seit dem 29. Dezember 2023 geltenden Fassung sowie Rn. 14). Angesichts der durch das Unionsrecht geforderten Unabhängigkeit der Bundesnetzagentur von externen Weisungen anderer öffentlicher oder privater Stellen sind die Vorschriften der Anreizregulierungsverordnung sowie der Strom- und der Gasnetzentgeltverordnung jedoch wo auch immer möglich und bis zu der den Gerichten durch den Willen des nationalen Gesetzgebers gezogenen Grenze im Sinne einer Gewährleistung und Sicherung dieser Unabhängigkeit auszulegen. Eine gerichtliche Überprüfung erfolgt daher im Grundsatz nur noch in Bezug auf den nach diesen Maßstäben fortgeltenden nationalen Regulierungsrahmen sowie anhand unionsrechtlicher Vorgaben (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 15 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; WM 2023, 630 Rn. 10 - Kapitalkostenabzug).

113. Die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ist inhaltlich nicht vollständig rechtlich determiniert (BGH, Beschluss vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Demgemäß sind Auswahlentscheidungen der Bundesnetzagentur, die sie bei der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, der Wahl einer zu seiner Ermittlung geeigneten Methode und deren Modellierung und Anwendung im Einzelnen zu treffen hat, nur eingeschränkt gerichtlich überprüfbar, nämlich nur - insoweit aber vollständig - darauf hin, ob die materiell-rechtlichen und verfahrensrechtlichen Grenzen eingehalten worden sind, die die Bundesnetzagentur zu beachten hatte (BGH, aaO, Rn. 27). Zu prüfen ist daher stets, ob die Regulierungsbehörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs - hier die Ermittlung des Produktivitätsfaktors gemäß § 21a Abs. 4 Satz 7, Abs. 6 EnWG, § 9 Abs. 1 und Abs. 3 Satz 1 ARegV nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen - ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemein gültige Wertmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Eine von der Bundesnetzagentur bei der Wahl der Methode oder der Anwendung der gewählten Methode getroffene Auswahlentscheidung kann von Rechts wegen nur dann beanstandet werden, wenn sich feststellen lässt, dass der gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm nach dem durch die Entscheidung der Regulierungsbehörde auszufüllenden gesetzlichen Rahmen zukommt, oder wenn ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen ist, dass die getroffene Auswahlentscheidung nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann. Dieser eingeschränkte Prüfungsmaßstab folgt aus den Grenzen der rechtlichen Determinierung und Determinierbarkeit der Aufklärung und Bewertung komplexer ökonomischer Zusammenhänge im Allgemeinen und des bei der (prognostischen) Abschätzung des Produktivitätsfaktors regulatorisch relevanten Sachverhalts sowie der regulatorischen Aufgaben im Besonderen und ist deshalb sowohl mit Art. 19 Abs. 4 GG als auch mit dem Anspruch auf Gewährung effektiven Rechtsschutzes vereinbar (st. Rspr., BGH, Beschlüsse vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom 29. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.).

124. 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.

13a) Soweit behauptet worden ist, der Bundesnetzagentur werde ein Spielraum in Bezug auf die Einhaltung des Standes der Wissenschaft eröffnet (vgl. Mohr/Müller, EuZW 2023, 1069, 1075 mwN), trifft dies nicht zu. Eine dem Stand der Wissenschaft widersprechende Methode ist greifbar ungeeignet; ein Beurteilungsspielraum ist nach den obigen Ausführungen insoweit nicht gegeben. Die Bestimmung des Produktivitätsfaktors ist nach den bereits zum Produktivitätsfaktor Gas getroffenen Feststellungen auf der Grundlage zweier wissenschaftlich anerkannter Methoden erfolgt (BGHZ 228, 286 Rn. 31 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Nach umfangreicher Beweisaufnahme hat das Beschwerdegericht bereits zum Produktivitätsfaktor Gas angenommen, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur dem Stand der Wissenschaft nicht widerspricht, demgegenüber aber die von den betroffenen Netzbetreibern favorisierte Methode, die der gerichtliche Sachverständige als wissenschaftlich nicht anerkannt bezeichnet hatte, zu einem unsicheren Ergebnis führt (ebenda Rn. 40). In Anwendung der wissenschaftlich anerkannten Methoden (Törnqvist-Index und Malmquist-Index) zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors sowohl im Gas- als auch im Elektrizitätssektor sind sodann zahlreiche weitere Methodenentscheidungen - wie etwa zum Stützintervall und zum Deflator - zu treffen, für die es grundlegende theoretische Überlegungen, Leitlinien oder branchenweit anerkannte Vorgaben indes nicht gibt (siehe etwa zum Stützintervall 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 nach dem gesetzlichen Rahmen zukommt, oder eine andere Entscheidung deutlich überlegen ist. Erst auf der Grundlage eines solchen Vorbringens kann das Beschwerdegericht gehalten sein, weitere Ermittlungen anzustellen.

14b) 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 22. 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 nach ihrem zeitlichen und inhaltlichen Geltungsanspruch keine Anwendung (vgl. BVerwG, Urteile vom 1. Dezember 1972 - IV C 6.71, BVerwGE 41, 227 [juris Rn. 15]; vom 18. Februar 2021 - 1 C 4/20, BVerwGE 171, 300 Rn. 11). Nach der Gesetzesbegründung (BT-Drucks. 20/7310 vom 19. Juni 2023, S. 2, 115) sollen damit die bisher in den betroffenen Rechtsverordnungen enthaltenen Verfahrens- und Transparenzvorschriften in das Energiewirtschaftsgesetz überführt werden. Der Regulierungsbehörde soll es ermöglicht werden, ein über fast 20 Jahre entstandenes Regulierungsrecht einschließlich der dazugehörigen Anwendungs- und Auslegungspraxis zu erhalten. Brüche in der Rechtsanwendung sollen vermieden werden. Durch § 73 Abs. 1b Satz 2 EnWG soll der Maßstab für die rechtliche Beurteilung ökonomischer Analysen klargestellt werden. Die Regelung überführt unter anderem § 9 Abs. 3 ARegV, wonach die Bundesnetzagentur den Produktivitätsfaktor jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln hat, in das Energiewirtschaftsgesetz. Daraus ergibt sich klar, dass der Gesetzgeber Regelungen für die Zukunft treffen und den zeitlichen und inhaltlichen Geltungsbereich der Vorschrift nicht auf bereits vor der Entscheidung des Unionsgerichtshofs ergangene Festlegungen, für die - wie ausgeführt - die bisherigen Regelungen weiter gelten, erstrecken wollte. Auch Anhaltspunkte, dass der Gesetzgeber eine Änderung der ihm bekannten und mit der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichts im Einklang stehenden ständigen Rechtsprechung des Senats (BGH, Beschlüsse vom 26. Januar 2021 - EnVR 7/20, BGHZ 228, 286 Rn. 14 bis 28, insb. Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; vom 26. Oktober 2021 - EnVR 17/20, RdE 2022, 119 Rn. 16 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 14 f. und EnVR 17/20, juris Rn. 3; vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 38 mwN - REGENT; BVerwG, Urteil vom 29. März 2017 - 6 C 1/16, BVerwGE 158, 301 Rn. 31 f.; vgl. Hahn in Säcker/Körber, TKG - TTDSG, 4. Aufl., Vor § 217 Rn. 1 ff.) bezweckt hätte, ergeben sich aus der Gesetzesbegründung nicht. Die Fragen nach der zukünftigen Auslegung von § 73 Abs. 1b EnWG und der Vereinbarkeit der Vorschrift mit den Vorgaben der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (nachfolgend: EltRL 2019 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.

15c) Ferner nimmt der Senat weder entgegen den insoweit geltenden Grundsätzen (vgl. BGH, Beschlüsse vom 27. Januar 2015 - EnVR 42/13, ZNER 2015, 129 Rn. 34 - Stadtwerke Rhede GmbH; vom 11. Dezember 2018 - EnVR 48/17, RdE 2019, 172 Rn. 8 - Eigenkapitalzinssatz; vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34) eine tatrichterliche Würdigung vor, noch wird - wie ausgeführt - durch die obigen Maßgaben der nach Art. 19 Abs. 4 GG und nach Unionsrecht gebotene effektive Rechtsschutz ausgehöhlt. Vielmehr geht es darum, den Bereich der tatrichterlichen Überprüfung und Würdigung in der gebotenen Weise von dem Spielraum abzugrenzen, der der Regulierungsbehörde bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors zusteht (BGH, Beschluss vom 3. März 2020 - EnVR 26/18, RdE 2020, 319 Rn. 32 und Rn. 36 bis 38 - Eigenkapitalzinssatz III; BVerfG, Nichtannahmebeschluss vom 29. Juli 2021 - 1 BvR 1588/20, juris Rn. 2).

165. Nach diesen Maßstäben hält die Beurteilung des Beschwerdegerichts rechtlicher Nachprüfung nicht stand, die Bundesnetzagentur habe den Produktivitätsfaktor nach der Törnqvist-Methode rechtswidrig bestimmt, weil sich das Stützintervall 2006 bis 2017 bei der wegen der Einbeziehung des Jahres 2006 erforderlichen Plausibilisierung nicht als hinreichend aussagekräftig und belastbar erweise und andere Stützintervalle, insbesondere das Stützintervall 2007 bis 2017, dem gewählten als Prognosegrundlage deutlich überlegen seien.

17a) 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.

18aa) Die im Einklang mit § 9 Abs. 3 Satz 2 ARegV stehende Entscheidung der Bundesnetzagentur, den Zeitraum von 2006 bis 2017 zu betrachten, wäre nach den obigen Grundsätzen nur dann zu beanstanden, wenn der gewählte Zeitraum von vornherein ungeeignet wäre, die Funktion zu erfüllen, die ihm bei der gewählten Berechnungsmethode zukommt, oder wenn ein anderer Zeitraum unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen wäre, dass die Auswahlentscheidung der Bundesnetzagentur als nicht mehr mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden könnte (BGHZ 228, 286 Rn. 73 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Von diesem Maßstab ist das Beschwerdegericht zutreffend ausgegangen. Durchgreifende Rechts- oder Verfahrensfehler zeigt die Betroffene nicht auf.

19(1) Entgegen der Ansicht der Betroffenen ist ein Betrachtungszeitraum von 2010 bis 2017 nicht so deutlich überlegen, dass das gewählte Stützintervall nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann.

20(a) Die Betroffene stellt darauf ab, dass das Stützintervall 2010 bis 2017 - bei dessen Zugrundelegung sich nach der Törnqvist-Methode ein Produktivitätsfaktor von minus 1,41 % ergibt - ein Jahr vor und ein Jahr nach 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, nachdem 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, nach den obigen Maßgaben greifbar überlegen ist.

22(aa) Das von der Betroffenen aus dem Zusammenhang gerissene Zitat aus dem WIK-Gutachten erfolgt zusammenfassend nach 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.

23Die 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) Nach 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(2) Die Betroffene macht erfolglos geltend, zu Beginn des Stützintervalls zeige sich eine fehlende Robustheit.

26(a) Sie führt aus, das Beschwerdegericht meine zu Unrecht, dass das gewählte Stützintervall nicht bereits deshalb ungeeignet sei, weil die totale Faktorproduktivität und demgemäß auch die jährlichen Werte des Produktivitätsfaktors im gewählten Stützintervall stark streuten, was insbesondere auf Schwankungen bei den Umsatzerlösen und dort auf die als Deflator verwendeten Netzentgelte zurückzuführen sei. Das überzeuge nicht. Die Schwankungen hätten offensichtlich einen ergebnisverzerrenden Einfluss und zeigten eine fehlende Robustheit. Die Bundesnetzagentur mache lediglich geltend, dass die erheblichen Schwankungen unschädlich, weil nicht ungewöhnlich seien. Sie zeige aber nicht auf, dass der Produktivitätsfaktor robust gegenüber minimalen methodischen Veränderungen wie der Wahl des Stützintervalls sei. Ein Beurteilungsspielraum entbinde nicht von der Prüfung, inwieweit von einem hinreichend belastbaren Ermittlungsergebnis ausgegangen werden könne. Zweifel daran müssten sich ergeben, wenn anerkannte Methoden zu (vollständig) unterschiedlichen Ergebnissen gelangten. Wenn sich durch das Weglassen eines einzigen Jahres im Stützintervall die Prognose erheblich verändere, sei die Prognose nicht belastbar.

27(b) Damit zeigt die Betroffene Vortrag, dass der gewählte Zeitraum von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm im Rahmen der gewählten Berechnungsmethode zukommt, nach 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 nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts nachvollziehbar 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(3) Die Rüge der Betroffenen, 2006 dürfe entgegen der Ausführungen des Beschwerdegerichts nicht in das Stützintervall einbezogen werden, weil in diesem Jahr keine vergleichbaren Rahmenbedingungen vorhanden gewesen seien, das Jahr deshalb ein "Ausreißerjahr" darstelle und die Prognosegüte verzerrt werde, greift nicht durch.

29(a) Die Betroffene macht geltend, für eine hohe Prognosegüte dürften die Rahmenbedingungen des Stützintervalls und des Prognosezeitraums nicht zu unterschiedlich sein, wie im WIK-Gutachten hervorgehoben werde. Referenzzeiträume seien denklogisch nur dann zum Vergleich geeignet, wenn sie auf übergreifenden Konzepten oder Ansätzen beruhten. Die Netzbetreiber hätten ihren Antrag auf Genehmigung der Netzentgelte gemäß § 23a EnWG erstmals zum 29. Oktober 2005 stellen müssen. In der Regel seien die Netzentgelte erst im und für das Jahr 2007 genehmigt worden, teilweise erst 2008. Soweit sie 2006 genehmigt worden seien, sei das nicht zu Beginn des Jahres geschehen. Daher habe die Verbändevereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung vom 13. Dezember 2001 (VV II + Strom) 2006 und 2007 rechtlich fortgewirkt. Durch die Einbeziehung der Daten von 2006 würden heterogene, nicht vergleichbare Daten aus verschiedenen Regulierungssystemen berücksichtigt, da die meisten Verteilernetzbetreiber erst 2007 tatsächlich reguliert worden seien. Es würden mithin Daten, die aus der VV II + Strom resultierten, mit Daten verglichen, denen das System der Entgeltregulierung zugrunde liege. Nach 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 nach 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 nach § 4 Abs. 3 bis 5 ARegV 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(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(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 nach 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 nach 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 26. 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 14. August 2008 - KVR 39/07, RdE 2008, 323 - Vattenfall; BVerfG, Beschluss vom 21. 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 14. 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 nachvollziehbar. 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(4) Die Betroffene zeigt auch keinen Rechtsfehler auf, soweit das Beschwerdegericht davon ausgeht, dass ein Stützintervall, in dem sich ein etwaiger Basisjahreffekt auswirkt, nicht von vornherein ungeeignet ist.

34(a) Die Betroffene macht geltend, es treffe nicht zu, dass sich die Netzbetreiber durch die Verschiebung von Investitionen ins Basisjahr ungerechtfertigte Vorteile im Regulierungssystem verschafft hätten. Es sei nicht überzeugend, dass durch den Basisjahreffekt eintretende negative Effekte unberücksichtigt bleiben dürften, weil er auch erlössteigernde Wirkung habe. Das Beschwerdegericht habe an anderer Stelle zutreffend erkannt, dass der Basisjahreffekt erheblichen Einfluss auf die Festlegung des Produktivitätsfaktors habe. Gleichwohl habe sich die Bundesnetzagentur nicht mit dem Basisjahreffekt auseinandergesetzt, obwohl ihre eigenen Gutachter das Problem adressiert hätten. Da die gerichtliche Kontrolle eines Gestaltungsspielraums, der der Behörde eingeräumt sei, grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken sei, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt habe, erweise sich die Festlegung als materiell rechtswidrig, weil sie offensichtlich an einem teilweisen Abwägungsausfall und Begründungsdefizit leide.

35(b) Die Betroffene zeigt schon nicht auf, dass sie diese Rüge in der Beschwerdeinstanz erhoben hat. Abgesehen davon greift sie auch in der Sache nicht durch. Wie der Senat bereits im Hinblick auf die Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas entschieden hat, hätte nur dann Anlass für eine Auseinandersetzung mit dem Basisjahreffekt bestanden, wenn im Konsultationsverfahren entsprechende Einwände erhoben worden wären oder wenn sich dieser Gesichtspunkt der Bundesnetzagentur bei Erlass der Festlegung als erörterungsbedürftig aufgedrängt hätte (BGHZ 228, 286 Rn. 76 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Dafür ist nichts festgestellt und nichts erkennbar. Soweit das Beschwerdegericht zu Recht darauf hinweist, dass der Basisjahreffekt selbst nicht zu Veränderungen bei der Produktivitätsmessung führt, sondern eine solche Veränderung durch eine unvollständige Abbildung des dem Basisjahreffekt zugrundeliegenden Investitionszyklus verursacht werden kann, reicht - wie der Senat bereits entschieden hat (BGHZ 228, 286 Rn. 74 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) - das allein nicht aus, um die greifbare Überlegenheit eines anderen Stützintervalls zu begründen. Vor diesem Hintergrund musste die Bundesnetzagentur, die - wie unten noch im Einzelnen ausgeführt wird (siehe Rn. 39 ff.) - ihre Entscheidung für das längstmögliche Stützintervall 2006 bis 2017 erschöpfend und plausibel begründet hat, in der Begründung nicht im Einzelnen auf den Basisjahreffekt eingehen. Dies gilt umso mehr, als sich aus den von der Betroffenen in Bezug genommenen Ausführungen des WIK-Gutachtens ergibt, dass die Gutachter der Bundesnetzagentur den Umstand, dass die Netzbetreiber in den Basisjahren bei überdurchschnittlichen Investitionen eine unterdurchschnittliche Produktivität aufweisen, sowohl beim Törnqvist-Index als auch beim Malmquist-Index für von untergeordneter Bedeutung gehalten haben. Dem entspricht, dass sich etwa bei der Heranziehung des (alternativen) Stützintervalls 2007 bis 2011, in dem die Produktivitätsentwicklung auf der Grundlage der vom Beschwerdegericht festgestellten Wirkungsweise des Basisjahreffekts zweimal unter- und keinmal überschätzt wird (von 2007 auf 2008 und von 2010 auf 2011), ein höherer Produktivitätsfaktor ergibt (2,91 %) als bei Heranziehung des bis auf das letzte Jahr deckungsgleichen weiteren denkbaren Stützintervalls 2007 bis 2012 (2,81 %), in dem es zu einer solchen Überschätzung ohne nachfolgende Unterschätzung kommt (vgl. auch BGH, Beschluss vom 9. 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 2017. 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 nach der Törnqvist-Methode ein Produktivitätsfaktor von 2,44 % ergeben.

36b) Die Bundesnetzagentur rügt zu Recht, dass das Beschwerdegericht, soweit es die Heranziehung des Stützintervalls 2006 bis 2017 als rechtsfehlerhaft beanstandet, der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt und wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Acht gelassen hat (vgl. zu den insoweit geltenden Grundsätzen BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34).

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

38(1) Bei der Ausfüllung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums unterliegt die Bundesnetzagentur besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen ist im Energiewirtschaftsregulierungsrecht die Bewertung der Behörde zur Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes auch darauf zu überprüfen, ob sie die Festlegung im Hinblick auf die Kriterien, die in den einschlägigen Rechtsnormen aufgeführt oder in diesen jedenfalls angelegt sind, plausibel und erschöpfend begründet hat. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Beurteilungs- oder Ermessensspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen, die angesichts des eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (BGHZ 228, 286 Rn. 63 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).

39(2) Nach diesen Maßstäben hat die Bundesnetzagentur ihre Entscheidung plausibel und erschöpfend begründet. Sowohl bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas als auch des Produktivitätsfaktors Strom hat die Bundesnetzagentur sich aus den gleichen Gründen für die Heranziehung der Daten des jeweils längstmöglichen Zeitraums einschließlich der Daten des Jahres 2006 und ohne Bereinigung der Daten um (vermeintliche) Sondereffekte entschieden.

40(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(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(c) Die Bundesnetzagentur hat ihre Entscheidung, der Prognose alle verfügbaren Daten zugrunde zu legen und diese nicht wegen (vermeintlicher) Sondersachverhalte zu ändern oder zu bereinigen, damit begründet, dass dies zu zahlreichen weiteren Unsicherheiten führe und zudem teilweise auch nicht möglich sei (Festlegung S. 23 bis 25). So stehe der vorgeschlagenen Herausrechnung der Daten der Offshore-Anbindungen entgegen, dass sonst die Branche des Elektrizitätsversorgungsnetzbetriebs insgesamt nicht vollständig abgedeckt würde, einzelne Netzbetreiber in Gänze unberücksichtigt blieben und Anpassungen bei den Daten erfolgen müssten, die zu Lücken bei den Umsatzerlösen und den Inputfaktoren führen würden, während der Verordnungsgeber sich entschieden habe, den Produktivitätsfaktor auch auf Offshore-Anbindungen zur Anwendung kommen zu lassen. Es werde auch nicht der Forderung gefolgt, eine Anpassung der Daten der Gewinn- und Verlustrechnung durchzuführen, um Veränderungen durch das 2016 in Kraft getretene Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetz Rechnung zu tragen. Dies sei mit der Begründung verlangt worden, es habe sich eine Verschiebung eines Teils der sonstigen betrieblichen Erträge in die Umsatzerlöse der Jahre 2016 und 2017 ergeben, so dass es an der Vergleichbarkeit mit den Vorjahren fehle. Dem sei indes nicht zu folgen, weil eine solche Datenanpassung nicht möglich sei. Jede pauschale Anpassung würde daher zu einer Verzerrung führen. Die Konsultationsteilnehmer hätten selbst befürwortet, aus methodischen Gründen auf eine möglichst lange Zeitreihe abzustellen. Das würde aber faktisch unmöglich, wenn solche "Brüche", die zudem die vor dem handelsrechtlichen Hintergrund tatsächlich bestehenden Gegebenheiten in der Branche unmittelbar widerspiegelten, das Stützintervall zwingend begrenzten oder stets mehr oder minder willkürliche Anpassungen der Datenbasis vorgenommen werden müssten. Denn in diesem Fall wäre es nur folgerichtig, auch bezüglich anderer Aspekte sowie Sondersachverhalte zu überprüfen, ob Daten ausgesondert werden müssten oder sich eine Bereinigung oder Herausrechnung von Einzelpositionen aufdränge. Durch eine solche dem Umfang nach nicht absehbare Entfernung von Daten der Gewinn- und Verlustrechnung komme es aber nicht zu einer besseren Abbildung der tatsächlichen Gegebenheiten. Es sei daher insgesamt nicht sachgerecht, entsprechende Daten unberücksichtigt zu lassen oder sonstige Anpassungen oder Verschiebungen von Einzelpositionen durchzuführen. Das werde dadurch gestützt, dass eine Bereinigung vermeintlicher Sondersachverhalte auch immer zu für die Netzbetreiber nachteiligen Ergebnissen führen könnte. Entsprechendes gelte für die Mehrerlösabschöpfung. Auch insoweit sei es nicht sachgerecht, Anpassungen durchzuführen, zumal solche auf Grund der vorhandenen Daten nicht vollständig möglich seien. Schließlich komme es insoweit auf den Zeitraum an, in dem die Rückzahlungen tatsächlich erfolgt seien, und nicht auf den Zeitraum, in dem die Rückstellungen gebildet worden seien. Dafür hätten aber individuell verschiedene Zeiträume von bis zu neun Jahren gewählt werden können. Die Auswirkungen der Mehrerlösabschöpfung würden sich aufgrund der individuell gewählten Rückzahlungsdauer auch auf diesen individuellen Zeitraum verteilen und gingen zum Teil über das Jahr 2017 hinaus.

43(3) Die Bundesnetzagentur rügt vor diesem Hintergrund zu Recht, das Beschwerdegericht hätte nicht davon ausgehen dürfen, dass sie die Belastbarkeit der Daten des Jahres 2006 selbst in Frage gestellt und daher in der Festlegung eine entsprechende Plausibilisierung für erforderlich gehalten und vorgenommen habe. Denn aus der oben wiedergegebenen Begründung ergibt sich, dass die Bundesnetzagentur ihre Untersuchungen zum Einfluss der Daten des Jahres 2006 auf den Produktivitätsfaktor lediglich im Hinblick auf die im Konsultationsverfahren geäußerte Kritik vorgenommen hat ("dennoch"). Es ist daher nachvollziehbar, dass sie jeweils Zeiträume untersucht hat, bei denen die Daten für 2006 nicht, diejenigen für 2007 aber wohl enthalten waren. Angesichts des über den gesamten Zeitraum sinkenden Produktivitätsfaktors war es konsequent, die Stützintervalle ohne 2006 so zu bilden, dass sie die höheren Werte der Vergangenheit widerspiegelten. Denn die Prüfung bezog sich vor dem Hintergrund der Kritik darauf, dass die Ergebnisse für das Intervall 2006 bis 2017 im Vergleich mit den positive Werte aufweisenden möglichen anderen Intervallen des Zeitraums nicht erheblich nach oben abweichen.

44(4) Es bedurfte entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts auch keiner Begründung dafür, aus welchen Gründen die Bundesnetzagentur in der angegriffenen Festlegung - anders als bei der Robustheitsprüfung des Produktivitätsfaktors Gas - nicht auf die Stützintervalle abgestellt hat, die sich ergeben, wenn das Stützintervall jeweils um das am längsten zurückliegende Jahr verkürzt wird.

45(a) Bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas hat die Bundesnetzagentur ausweislich der dortigen Begründung (Festlegung vom 21. Februar 2018 - BK4-17-093, S. 20) - anders als vorliegend - eine Robustheitsprüfung wegen der dort festgestellten, über den gesamten Erhebungszeitraum aufgetretenen starken Schwankungen des Produktivitätsfaktors für erforderlich gehalten. Sie hat auf der Grundlage der Annahme, dass (kürzere) Zeiträume der jüngeren Vergangenheit aussagekräftiger seien als weiter zurückliegende Zeiträume, das Stützintervall jeweils um das am längsten zurückliegende Jahr verkürzt.

46(b) Vergleichbare Schwankungen über das gesamte Stützintervall sind hier indes nicht zu beobachten, und die Prüfung erfolgte - wie dargestellt - vor anderem Hintergrund und mit anderer Zielsetzung. Soweit die Betroffene einwendet, auch im Strombereich streuten die Werte stark, verkennt sie, dass der Senat auf vergleichbare Schwankungen abstellt, die sich angesichts des ab 2010 einsetzenden, von der Betroffenen selbst behaupteten anhaltenden Negativtrends nicht wie beim Produktivitätsfaktor Gas beobachten lassen. Eine Begründung für das unterschiedliche Vorgehen war deshalb nicht erforderlich (vgl. auch BGHZ 228, 286 Rn. 89 bis 91 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Entgegen der Ansicht der betroffenen Netzbetreiber lässt sich der Auswahl der Vergleichsintervalle daher auch kein Anzeichen dafür entnehmen, dass eine ergebnisoffene Prüfung von vornherein nicht stattgefunden habe.

47bb) Vor diesem Hintergrund hat das Beschwerdegericht die Heranziehung des Stützintervalls 2006 bis 2017 zu Unrecht als rechtsfehlerhaft beanstandet. Es hat sich mit der Begründung der Festlegung nicht ausreichend auseinandergesetzt und dadurch seinen Blick rechtsfehlerhaft auf die Einbeziehung des Jahres 2006 und die von ihm für erforderlich gehaltene Plausibilisierung des Stützintervalls 2006 bis 2017 verengt. Dabei hat es außer Betracht gelassen, dass die Bundesnetzagentur in fehlerfreier Ausübung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums die (grundlegende) Abwägungsentscheidung getroffen hat, alle verfügbaren plausibilisierten Daten zu verwenden. Zu Unrecht hat das Beschwerdegericht daher angenommen, dass eine Plausibilisierung des von der Bundesnetzagentur nach dem Törnqvist-Index errechneten Werts durch einen Vergleich mit denjenigen Werten erforderlich sei, die sich bei Heranziehung verschiedener weiterer, mit dem Jahr 2017 endender Stützintervalle ergäben und aus den abweichenden Werten geschlossen, dass das Stützintervall 2007 bis 2017 dem von der Bundesnetzagentur gewählten deutlich überlegen sei.

48(1) Zwar geht das Beschwerdegericht im rechtlichen Ausgangspunkt zutreffend davon aus, dass es von den Umständen des Einzelfalls abhängt, ob und gegebenenfalls in welchem Umfang die Bundesnetzagentur vor einer methodischen Entscheidung oder bei deren Umsetzung verpflichtet ist, Alternativen zu prüfen oder sich um eine zusätzliche Absicherung des gefundenen Ergebnisses zu bemühen. Es legt seiner Entscheidung ferner zutreffend zugrunde, dass es insbesondere darauf ankommt, ob sich bei der Verfolgung eines gewählten Ansatzes Anhaltspunkte dafür ergeben, dass und gegebenenfalls in welcher Beziehung und in welchem Umfang eine grundsätzliche Methodenentscheidung oder die Weichenstellung in einem Einzelpunkt der Untersuchung einer erneuten Überprüfung bedarf, um ein verlässliches und aussagekräftiges Ergebnis zu gewinnen (BGHZ 228, 286 Rn. 23 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).

49(2) Zu Unrecht meint das Beschwerdegericht aber, dass solche Anhaltspunkte hier gegeben seien und durch eine vergleichende Betrachtung mit anderen Stützintervallen ohne 2006 ein verlässlicheres und aussagekräftigeres Ergebnis gewonnen werden könne. Denn es lässt außer Betracht, dass Auswahlentscheidungen der Bundesnetzagentur, die sie bei der Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, der Wahl einer zu seiner Ermittlung geeigneten Methode und deren Modellierung und Anwendung im Einzelnen zu treffen hat, nur eingeschränkt gerichtlich überprüfbar sind, nämlich nur - insoweit aber vollständig - darauf hin, ob die materiell-rechtlichen und verfahrensrechtlichen Grenzen eingehalten worden sind, die die Bundesnetzagentur zu beachten hatte (BGHZ 228, 286 Rn. 27 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Entgegen der Auffassung der betroffenen Netzbetreiber nimmt der Senat damit keine Tatsachenwürdigung vor. Vielmehr geht es darum, den Bereich der tatrichterlichen Überprüfung und Würdigung in der gebotenen Weise von dem Spielraum abzugrenzen, der der Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung ihres Beurteilungsspielraums zusteht (vgl. BGH, Beschluss vom 3. März 2020 - EnVR 26/18, RdE 2020, 319 Rn. 32 - Eigenkapitalzinssatz III).

50(3) Der Ansatz der Bundesnetzagentur ist in seiner Gesamtheit davon geprägt, dass der Prognose alle verfügbaren Daten zugrunde gelegt und diese nicht wegen (vermeintlicher) Sondersachverhalte geändert oder bereinigt werden. Das beruht auf der Annahme, dass der längstmögliche Zeitraum am besten für eine Prognose geeignet ist, weil er zahlreiche - insbesondere auch regulierungsbedingte - tatsächliche Gegebenheiten und Effekte abbildet und zugleich glättet, die angesichts der stets möglichen (regulierungsbedingten) strukturellen Veränderungen im Energiesektor mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit auch im Prognosezeitraum erwartet werden können. Die Bundesnetzagentur hat ihrer Prognose folglich alle verfügbaren Daten zugrunde gelegt und weder die Daten der Offshore-Anbindungen herausgerechnet, noch Daten aufgrund der durch das Inkrafttreten des Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetzes eingetretenen Veränderungen oder wegen der Rückzahlungen aufgrund der Mehrerlösabschöpfung angepasst.

51(4) Das ist ein ausreichend begründeter, sachlich möglicher und plausibler Ansatz. Er beruht auf der in nicht zu beanstandender Ausübung des Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums der Bundesnetzagentur getroffenen Annahme, es könne auch im Prognosezeitraum der dritten Regulierungsperiode mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit zu strukturellen Veränderungen mit erheblichen Auswirkungen auf den Produktivitätsfaktor kommen. Die Bundesnetzagentur hat den Zielkonflikt, der in der Bestimmung eines sogenannte "Brüche" berücksichtigenden Stützintervalls und der Heranziehung der verfügbaren Daten liegt, erkannt, die Vor- und Nachteile möglicher Lösungen aufgezeigt und sich für die größtmögliche Datenbasis ohne Datenbereinigungen entschieden. Dabei hat sie rechtsfehlerfrei darauf abgestellt, dass die aus methodischen Gründen vorzugswürdige Berücksichtigung möglichst langer Zeitreihen faktisch unmöglich werde, wenn die die tatsächlichen Gegebenheiten widerspiegelnden "Brüche" durch eine Anpassung der Datengrundlage oder des Stützintervalls berücksichtigt werden müssten. Das ist nach den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 157 mwN - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; BGH, RdE 2022, 119 Rn. 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II) nicht zu beanstanden, zumal in diesem Fall auch gegenläufige Effekte, die sich zugunsten der betroffenen Netzbetreiber auswirken, herauszurechnen wären. Ein Abwägungsfehler ist weder aufgezeigt noch erkennbar.

52(5) Im Streitfall ergeben sich aus der Beurteilung des Beschwerdegerichts auch keine Umstände, die die Wahl eines anderen Stützintervalls zwingend oder greifbar überlegen erscheinen lassen.

53(a) Das Beschwerdegericht legt seiner Beurteilung zugrunde, dass die jährliche Veränderungsrate des Produktivitätsfaktors für 2006 auf 2007 mit 15,47 % den höchsten ermittelten Wert annehme und den zweithöchsten, für 2009 auf 2010 ermittelten Wert von 7,87 % um das Doppelte übersteige. Zudem wiesen fünf der sechs die totale Faktorproduktivität bestimmenden Parameter in den Jahren 2006 bis 2007 die negativsten und positivsten Veränderungsraten des gesamten Zeitverlaufs auf. Die Höhe der Netzentgelte 2006 sei durch den Übergang vom Regelungsregime des verhandelten zu dem des regulierten Netzzugangs geprägt gewesen. Zu Anfang des Jahres 2006 hätten noch die - höheren - verhandelten Netzentgelte gegolten, und die Netzentgeltgenehmigungen der Bundesnetzagentur seien erst im Verlauf des Jahres 2006 sowie 2007 erfolgt. Da die Netzentgelte als Deflator verwendet würden, wirke sich ihre Höhe in erheblicher Weise auf die Ermittlung des Bruttoproduktionswerts aus. Ferner hätten zahlreiche Netzbetreiber Rückstellungen für später abzuschöpfende Mehrerlöse gebildet. Das habe zu einer Minderung der Umsatzerlöse in diesem Jahr geführt.

54(b) Diese Umstände spiegeln indes lediglich die tatsächlichen Gegebenheiten wider. Sie konnten daher nach dem Ansatz der Bundesnetzagentur Berücksichtigung finden. Das Beschwerdegericht hat nicht feststellen können, dass die Datengrundlage für das Jahr 2006 in einem Maße unzureichend oder unzuverlässig gewesen wäre, dass die Einbeziehung dieses Jahres in das von der Bundesnetzagentur gewählte Stützintervall bereits wegen der mangelnden Datenqualität ausscheiden müsse. Dies zugrunde gelegt, führt die Berücksichtigung der Daten von 2006, einschließlich der diesem Jahr zugeschriebenen, sich aus der unterjährigen Veränderung der Netzentgelte und der Mehrerlösabschöpfung ergebenden Auswirkungen, entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts und der betroffenen Netzbetreiber nicht zu einer "Verzerrung" des Produktivitätsfaktors, sondern bildet lediglich die tatsächlichen Verhältnisse der regulatorisch geprägten Branche ab.

55(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(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(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 nach der Rechtsprechung des Senats eingeräumte Beurteilungsspielraum nicht derart beschnitten werden, dass eine andere prognostische und ökonomische Beurteilung bereits Anlass gibt, die getroffene Einzelentscheidung als beurteilungsfehlerhaft anzusehen.

58(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(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 nach 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 nach 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 nachvollziehbar und im Hinblick auf die gewählten Zeiträume konsistent.

60(6) Schließlich steht die Ansicht des Beschwerdegerichts, die Plausibilisierung durch einen Vergleich mit anderen Stützintervallen ohne 2006 ergebe, dass das Stützintervall 2007 bis 2017 greifbar überlegen sei, im Widerspruch zu seinem rechtlichen Ausgangspunkt. Wie oben dargelegt, geht das Beschwerdegericht im Einklang mit der Rechtsprechung des Senats (BGHZ 228, 286 Rn. 74 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; BGH, RdE 2022, 119 Rn. 35 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II) davon aus, dass es nicht erforderlich sei, die Datengrundlage um regulatorische Effekte - auch "Einmaleffekte" - zu bereinigen, und dass die Einbeziehung von 2006 nicht wegen mangelnder Datenqualität ausscheiden müsse. Dies zugrunde gelegt, kann indes mit einem solchen regulatorischen "Einmaleffekt" nicht das Erfordernis einer Plausibilisierung begründet werden, die durch eine ohne ihn durchgeführte Vergleichsbetrachtung erfolgen soll. Eine solche Plausibilisierung müsste zwingend scheitern, weil ein regulatorischer "Einmaleffekt" stets ergebnisrelevant sein wird. Soweit die betroffenen Netzbetreiber dem entgegenhalten, aus diesem Umstand und zudem schon aus der Bezeichnung ergebe sich, dass ein "Einmaleffekt" keine Grundlage für eine Prognose sein könne, greift das nicht durch. Denn der Ansatz der Bundesnetzagentur beruht nicht auf der Annahme, dass sich ein "Einmaleffekt" in eben dieser Form wiederholen werde, sondern darauf, dass im regulatorischen Umfeld "Einmaleffekte" mit erheblichen Auswirkungen auf den Produktivitätsfaktor mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit jederzeit vorkommen können.

61(7) Entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts führt schließlich der Umstand, dass das von der Bundesnetzagentur gewählte Stützintervall mit einem Basisjahr beginnt und mit einem auf ein Basisjahr folgenden Jahr endet, nicht zu dem Erfordernis einer Plausibilisierung des von der Bundesnetzagentur herangezogenen Stützintervalls. Das Beschwerdegericht geht - wie oben ausgeführt - zutreffend davon aus, dass das gewählte Stützintervall 2006 bis 2017 nicht schon aus diesem Grund ungeeignet ist (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 70 bis 76 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Es handelt sich bei dem sogenannten Basisjahreffekt - worauf die Bundesnetzagentur zutreffend hinweist - um einen von vielen die tatsächlichen Gegebenheiten abbildenden Umstände auf der Grundlage der bei der Törnqvist-Berechnung heranzuziehenden handelsrechtlichen Betrachtung und damit um einen weiteren sogenannten Sondersachverhalt, gegen dessen Bereinigung sich die Bundesnetzagentur generell entschieden hat. Soweit - wie bereits ausgeführt - das Beschwerdegericht zu Recht darauf hinweist, dass der Basisjahreffekt selbst nicht zu Veränderungen bei der Produktivitätsmessung führt, sondern eine solche Veränderung durch eine unvollständige Abbildung des dem Basisjahreffekt zugrundeliegenden Investitionszyklus verursacht werden kann, lässt sich die Annahme des Beschwerdegerichts, der Basisjahreffekt habe erhebliche Auswirkungen, weder mit den Ausführungen im WIK-Gutachten noch den sich bei Betrachtung der einzelnen Stützintervalle ergebenden Werte für den Produktivitätsfaktor in Einklang bringen (siehe oben Rn. 35).

626. Mit Erfolg greift die Bundesnetzagentur auch die Beurteilung des Beschwerdegerichts an, der für die als Outputfaktor verwendeten Bruttoumsatzerlöse gewählte Deflator sei rechtswidrig. Sie rügt zu Recht, dass das Beschwerdegericht der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt und wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Acht gelassen hat (vgl. zu den insoweit geltenden Grundsätzen BGH, Beschluss vom 9. Juli 2019 - EnVR 41/18, ZNER 2019, 431 Rn. 34). Vergeblich rügt demgegenüber die Betroffene, dass der Monitoring Index zur Deflationierung auch aus weiteren - vom Beschwerdegericht zurückgewiesenen - Gründen ungeeignet sei.

63a) Die Bundesnetzagentur hat in dem angegriffenen Beschluss ausgeführt (Festlegung S. 26 bis 34), dass die Produktivitätsentwicklung der Elektrizitätsnetzwirtschaft durch die Veränderung der totalen Faktorproduktivität abgebildet wird, die durch die Division von Output- durch Inputfaktoren berechnet wird. Aus der Entwicklung des preisbereinigten Bruttoproduktionswerts unter Berücksichtigung der Vorleistungen ergebe sich der Outputfaktor für das jeweils betrachtete Jahr, und durch eine Division der einzelnen Jahre im Vergleichszeitraum ergäben sich Outputindizes der Jahre 2006 bis 2017. Der preisbereinigte Bruttoproduktionswert werde durch die Summe der abgefragten und sodann preisbereinigten Umsatzerlöse, der preisbereinigten Bestandsveränderungen sowie der preisbereinigten aktivierten Eigenleistungen abgebildet. Zur Deflationierung der Umsatzerlöse eigneten sich die durchschnittlichen Netzentgelte der Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden. Die Netzentgelte seien den jährlichen Monitoringberichten entnommen und mit den jeweiligen durchschnittlichen (sich aus einem Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums von 2018 ergebenden) Verbrauchsanteilen gewichtet worden. Im Konsultationsverfahren hätten die Marktteilnehmer anstelle der Deflationierung der Umsatzerlöse mit Hilfe der durchschnittlichen Netzentgelte aus den Monitoringberichten (nachfolgend: Monitoring Index) die Verwendung der Indexreihe des Statistischen Bundesamts "Netznutzungsentgelte Strom" (nachfolgend: Destatis Index) vorgeschlagen. Damit habe sich die Beschlusskammer ausführlich auseinandergesetzt und sich vom Statistischen Bundesamt die Zusammensetzung und Ermittlung des Destatis Index sowie seine Zwecke erläutern lassen. Im Ergebnis halte sie aber für die Festlegung des Produktivitätsfaktors den Monitoring Index für besser geeignet als den nach allgemeinen und nicht nach Besonderheiten der einzelnen Wirtschaftssektoren differenzierenden Grundsätzen ermittelten Destatis Index. Der Destatis Index beruhe nicht wie der Monitoring Index auf einer Vollerhebung, sondern nur auf einer Stichprobe. Er berücksichtige alle Spannungsebenen und die gemäß Preisblatt zu zahlenden Netzentgelte. Im Gegensatz hierzu würden im Monitoring Index die Netzentgelte der Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden zunächst nur der Mittel- bis Niederspannungsebene berücksichtigt. Jedoch würden in diesen Netzentgelten die Netzentgelte der Ebenen oberhalb der Mittel- und Niederspannungsebene durchgereicht und tatsächlich durch die Kunden der Mittel- und Niederspannungsebene bezahlt (Entgeltbildungskonvention der sogenannten Kaskadierung). Für die Stromnetzbranche sei die Besonderheit erheblich, dass Netzentgelte für Nutzungen höherer Ebenen nicht direkt den Kunden höherer Ebenen, sondern Kunden der Mittel- und Niederspannungsnetzbetreiber in Rechnung gestellt würden. Damit entfielen zum Beispiel 90 % bis 95 % des Netzentgeltvolumens der Übertragungsnetzbetreiber nicht auf Kunden der Übertragungsnetzbetreiber, sondern auf Kunden der nachgelagerten Ebenen. Für die Kunden der Höchstspannungsebenen hätten sich die zur Anwendung gekommenen Preise sogar rückläufig entwickelt, da ein Großteil der an die Übertragungsnetze angeschlossenen Letztverbraucher Sondervertragskunden darstellten. So seien im Zeitablauf sukzessive Rabatte von 50 %, 80 % oder 100 % gewährt worden. Aktuell würden nach der Methode des physikalischen Pfads individuelle Rabattierungen von etwa 85 % gewährt. Diese Rabatte überkompensierten den optischen Netzentgeltanstieg des Standardpreisblatts der Übertragungsnetzbetreiber erheblich. Besonders gewichtige Letztverbraucher wie Pumpspeicherkraftwerke seien inzwischen zu 100 % von den Netzentgelten befreit. Die Preisentwicklung der Netzentgelte der an der Übertragungsnetzebene angeschlossenen Letztverbraucher könne jedenfalls nicht ohne Berücksichtigung der gewichtigen tatsächlich vorhandenen Individualisierungen aus einem Standardpreisblatt abgeleitet werden. Die Veränderungen der Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber gingen somit in die Netzentgeltveränderung der Mittel- und Niederspannung mit ein. Der Monitoring Index stelle auf die Angaben der Lieferanten zu den tatsächlich gezahlten Netzentgelten insgesamt ab. Wegen des Abstellens auf die tatsächlichen Umsätze laut Jahresabschluss und den Besonderheiten des deutschen Netzentgeltsystems, in dem nominale Netzentgelte wegen Privilegierungstatbeständen und korrespondierenden Umlagen nicht den tatsächlich von einer Kundengruppe gezahlten Netzentgelten entsprächen, halte die Beschlusskammer dies für einen wesentlichen Vorteil in der hier anzustellenden Betrachtung. Die Auswahl eines Preisindexes zur Deflationierung der Umsatzerlöse der Stromnetzbetreiber sei von großer Bedeutung, da der ermittelte Produktivitätsfaktor sehr sensitiv darauf reagiere. Insoweit sei eine möglichst an den tatsächlichen Gegebenheiten orientierte Ermittlung der Preisentwicklungen notwendig. Der Monitoring Index sei tatsächlich in der Lage, realitätsgerechte, regional unterschiedliche Spannbreiten der Netzentgelte in der für die Ermittlung des Produktivitätsfaktors nötigen Granularität abzubilden. Insofern solle die geeignetste Quelle Anwendung finden. Das sei der Monitoring Index, der aufgrund der Vollerhebung sowohl die regionalen Preisveränderungen als auch die tatsächlich gezahlten Netzentgelte und auch die Netzentgeltsteigerung der vorgelagerten Netzebenen abbilde. Durch diesen Preisindex werde die Entwicklung im Stromnetzmarkt im Produktivitätsfaktor sachgerecht und in vertretbarer Weise abgebildet. Der sachgerechten Entwicklung der Netzentgelte der im Monitoring Index verwendeten Kundengruppen und deren Gewichtung als Abbildung des Gesamtmarkts messe die Beschlusskammer deshalb bei der Frage der Deflationierung der Umsätze ein besonderes Gewicht bei.

64b) Das ist entgegen der Ansicht des Beschwerdegerichts ein ausreichend begründeter, sachlich möglicher und plausibler Ansatz. Die Bundesnetzagentur deflationiert alle Umsatzerlöse mit Hilfe des Monitoring Index, der auf einer Vollerhebung der durchschnittlich gezahlten und nach Kundengruppen gewichteten Netzentgelte der beiden unteren Spannungsebenen beruht. In nicht zu beanstandender Ausübung ihres Beurteilungs- und Entscheidungsspielraums nimmt die Bundesnetzagentur an, dass die Preisentwicklung in den unteren Spannungsebenen die tatsächlichen Gegebenheiten im Strommarkt (insgesamt) sachgerecht und in vertretbarer Weise abbilde. Zu Unrecht meint das Beschwerdegericht demgegenüber, die Bundesnetzagentur habe keine tragfähige Begründung für die Eignung des Monitoring Index als Deflator gegeben.

65aa) Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts zahlten die Kunden der unteren Spannungsebenen im maßgeblichen Zeitraum 2006 bis 2017 sowohl die Netzentgelte ihrer eigenen Spannungsebenen als auch zu einem überwiegenden Teil von jedenfalls - den Vortrag der betroffenen Netzbetreiber zugrunde gelegt - 88 % der Netzentgelte der oberen Spannungsebenen. In der Entwicklung der von den Kunden der unteren Spannungsebenen gezahlten Netzentgelte spiegelt sich aus diesem Grund auch die Entwicklung der Netzentgelte der oberen Spannungsebenen zu einem ganz erheblichen Teil wider.

66bb) 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(1) Nach § 19 Abs. 2 StromNEV in der bis zum 25. August 2009 geltenden Fassung durfte ein individuelles Netzentgelt nicht weniger als 50 % des veröffentlichten Netzentgelts betragen (§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV 2005). Im Zeitraum bis 3. August 2011 galt eine entsprechende Untergrenze von 20 % (§ 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV 2009); im Zeitraum bis 21. August 2013 galten eine Untergrenze von 20 % sowie für sogenannte Bandlastverbraucher (vgl. BGH, Beschluss vom 23. Februar 2021 - EnVR 6/20, juris Rn. 17) eine Befreiungsmöglichkeit (§ 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV 2011) beziehungsweise - teilweise rückwirkend für 2012 und 2013 - bis zum 31. Dezember 2013 gestaffelte Untergrenzen von 10 %, 15 % und 20 % (§ 19 Abs. 2 Satz 3, § 32 Abs. 7 StromNEV 2013; vgl. EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T-196/19, Rn. 2 bis 15). Ebensolche Untergrenzen fanden bis zum 31. Dezember 2017 Anwendung (§ 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV 2014, 2015, 2016). Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Pumpspeicherkraftwerke waren und sind seit dem 4. August 2011 unter bestimmten Voraussetzungen von den Netzentgelten vollständig freigestellt und hatten folglich (gar) keine Netzentgeltanstiege zu verzeichnen (siehe § 118 Abs. 6 [früher Abs. 7] EnWG in den Fassungen vom 21. August 2009, 5. August 2011 und 28. Dezember 2012).

68(2) Nach § 19 Abs. 2 Satz 3 StromNEV 2009 wie auch erneut in der ab dem 1. Januar 2014 geltenden Fassung von § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV hatte das Bandlastverbrauchern anzubietende individuelle Netzentgelt ihren Beitrag zu einer Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der Netzkosten widerzuspiegeln. Um diesen Beitrag zu ermitteln, verwendete die Bundesnetzagentur im hier maßgeblichen Zeitraum die Methode des physikalischen Pfads (vgl. Festlegung hinsichtlich der sachgerechten Ermittlung individueller Netzentgelte nach § 29 Abs. 1 und Abs. 2 Satz 1 EnWG i.V.m. § 19 Abs. 2 StromNEV und § 30 Abs. 2 Nr. 7 StromNEV vom 11. Dezember 2013 - BK4-13-739; BGH, Beschluss vom 23. Februar 2021 - EnVR 6/20, juris Rn. 18). Dabei wird ausgehend vom betreffenden Netzanschlusspunkt des Letztverbrauchers eine fiktive Leitungsmitnutzung bis zu einer geeigneten Stromerzeugungsanlage auf bereits bestehenden Trassen berechnet. Die Berechnung der Betriebsmittelannuitäten hat sich dabei an den Vorgaben und Maßstäben aus §§ 4 ff. StromNEV zu orientieren (Festlegung BK4-13-739, S. 6, 7, 42 f.). Hintergrund ist, dass viele große Letztverbraucher in der Nähe großer Stromerzeugungsanlagen liegen (Begründung zur Stromnetzentgeltverordnung, BR-Drucks. 245/05 vom 14. April 2005, S. 40) und daher deutlich geringere Kosten entstehen würden, wenn sie sich unmittelbar über eine Direktleitung an die jeweilige in der Nähe befindliche Erzeugungsanlage anschließen würden. Um dies zu vermeiden, werden die Kosten für den Anschluss an das Netz der allgemeinen Versorgung für diese Kunden durch die Methode des physikalischen Pfads gedeckelt; sie zahlen nur noch die Kosten, die anfallen würden, wenn sie direkt an die in der Nähe befindliche große Erzeugungsanlage angeschlossen wären. Die Differenz zwischen den Kosten der fiktiven Leitungsnutzung und den allgemeinen Netzentgelten, die der Letztverbraucher aufgrund des veröffentlichten Preisblatts des Netzbetreibers zu zahlen hätte, stellt den Beitrag des Letztverbrauchers zu einer Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der Netzkosten der jeweiligen Netzebene im Sinn von § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV dar. Dabei werden die Kosten des physikalischen Pfads nach der Festlegung BK4-13-739 (S. 6, 7, 38 ff.) aus den Annuitäten der Betriebsmittel errechnet, die sich aus den Betriebskosten (aufwandsgleiche Kosten nach § 5 StromNEV) und den Kapitalkosten (kalkulatorische Abschreibungen nach § 6 StromNEV, kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 7 StromNEV sowie kalkulatorische Steuern nach § 8 StromNEV) zusammensetzen. Kostenmindernde Erlöse und Erträge nach § 9 StromNEV sind nur insoweit zu berücksichtigen, als sie nicht auf individuell geleistete Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse entfallen. Die Kosten für Verlustenergie sind abweichend von § 10 StromNEV als eigene Kostenposition miteinzubeziehen. Gegebenenfalls sind noch Kosten für Netzreservekapazität - in der Höchstspannungsebene aber keine Kosten für Systemdienstleistungen - zu berücksichtigen (Festlegung BK4-13-739, S. 8). Diese Berechnung führt zu Netzentgelten, die erheblich unter den sich aus den Preisblättern ergebenden allgemeinen Netzentgelten liegen, weil diese gemäß §§ 15 ff. StromNEV anhand der Gesamtkosten des Netzes und unabhängig von der räumlichen Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung und dem Ort der Entnahme ermittelt werden. Aufgrund der Art der Berechnung einerseits der individuellen Netzentgelte nach der Methode des physikalischen Pfads und andererseits der in den allgemeinen Preisblättern enthaltenen Netzentgelte ist ferner anzunehmen, dass die Steigerungen der individuellen Netzentgelte in der Regel geringer ausfielen als die Steigerungen der allgemeinen Netzentgelte. Denn die Ermittlung der individuellen Netzentgelte beruht nur auf bestimmten - wenigen und bereits vorhandenen - Betriebsmitteln, während die allgemeinen Netzentgelte die Steigerung der Gesamtkosten des Netzes insgesamt widerspiegeln.

69(3) Vor diesem Hintergrund ist die unter Hinweis auf diese Umstände erfolgte Annahme der Bundesnetzagentur im angefochtenen Beschluss gerechtfertigt, dass die (tatsächlich) gezahlten Netzentgelte auf den oberen Spannungsebenen im maßgeblichen Zeitraum gesunken sind (Festlegung S. 28) und die Entwicklung der von den Letztverbrauchern auf den oberen Spannungsebenen gezahlten Netzentgelte deutlich hinter der Entwicklung der Netzentgelte der unteren Spannungsebenen zurückgeblieben ist. Eine Deflationierung dieser Umsatzerlöse unter Verwendung des Monitoring Index wirkt sich daher zugunsten der betroffenen Netzbetreiber aus, weil die Preisentwicklung bezogen auf die oberen Spannungsebenen durch den Monitoring Index überschätzt wird. Eine Berücksichtigung der tatsächlichen Preisentwicklung auf den höheren Spannungsebenen würde also allenfalls zu einem geringeren Deflator und damit zu Lasten der Netzbetreiber zu höheren preisbereinigten Umsätzen sowie im Ergebnis zu einem höheren Produktivitätsfaktor führen.

70(4) Soweit dies von den betroffenen Netzbetreibern unter Hinweis darauf in Zweifel gezogen wird, es komme auf das Ausmaß an, in dem die individuellen Netzentgelte im Vergleich zu den im Monitoring Index abgebildeten Netzentgelten gestiegen seien, sind konkrete Anhaltspunkte dafür, dass es zu einem solchen stärkeren Anstieg gekommen sein könnte, nicht dargelegt und im Hinblick auf die obigen Ausführungen auch nicht ersichtlich. Selbst die Möglichkeit eines solchen stärkeren Anstiegs unterstellt, war die Bundesnetzagentur nach den geltenden Maßstäben (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 146 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) nicht dazu verpflichtet, die im Zeitraum ab 2012 erfolgten Veränderungen der individuellen Netzentgelte aufwändig zu ermitteln und den von ihr in fehlerfreier Ausübung ihres Beurteilungsspielraums verwendeten (vgl. Rn. 83 ff.) Monitoring Index entsprechend anzupassen.

71cc) Zu Unrecht geht das Beschwerdegericht - wie die Bundesnetzagentur mit Recht rügt - davon aus, dass die den Netzbetreibern der oberen Spannungsebenen durch die individuellen Netzentgelte entgangenen und ihnen seit 2012 gemäß § 19 Abs. 2 Satz 7 StromNEV 2011, § 9 KWKG 2002 (beziehungsweise gemäß § 19 Abs. 2 Satz 13 bis 15 StromNEV 2013, § 19 Abs. 2 Satz 13 bis 15 StromNEV 2015, §§ 26, 28, 30 KWKG 2016) in einem Umlageverfahren zu erstattenden Erlöse (nachfolgend: entgangene Erlöse) durch den Monitoring Index als Deflator nicht sachgerecht deflationiert werden.

72(1) Allerdings nimmt das Beschwerdegericht zunächst zutreffend an, dass es sich (lediglich) zum Vorteil der Netzbetreiber auswirkt, wenn ein erheblicher Anteil der Netzbetreiber bei der Datenerhebung für das Verfahren zur Festlegung des Produktivitätsfaktors die Umsatzerlöse ohne die entgangenen Erlöse im Sinne des § 19 Abs. 2 Satz 13 StromNEV angegeben hat. Wenn die Umsatzerlöse ab 2012 teilweise ohne die Erstattungszahlungen angegeben worden sind, führt dies nach dem Wirkungsmechanismus der Deflationierung zu niedrigeren preisbereinigten Umsätzen und damit auch zu einem niedrigeren Produktivitätsfaktor, also zu einem für die Netzbetreiber vorteilhafteren Ergebnis. 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 Nachteil 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(2) Soweit die entgangenen Erlöse von den Netzbetreibern als Bestandteil der Umsatzerlöse angegeben worden sind, werden sie unter Verwendung des Monitoring Index sachgerecht deflationiert. Anhaltspunkte dafür, dass der Monitoring Index die Preisentwicklung insoweit nicht sachgerecht widerspiegelt, sind weder dargelegt noch ersichtlich.

74(a) Die durch den Ausgleich der entgangenen Erlöse verursachten Kosten wurden zunächst auf der Grundlage eines Beschlusses der Bundesnetzagentur vom 14. Dezember 2011 (BK8-11-024) und sodann gemäß § 19 Abs. 2 Satz 14 und 15 StromNEV 2013 als Aufschlag anteilig auf die Letztverbraucher umgelegt (nachfolgend: § 19 StromNEV-Umlage; vgl. EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T 196/19 Rn. 11). Diese Umlage ist nicht als Gegenleistung für die Netznutzung anzusehen, sondern stellt eine Zwangsabgabe dar, die zwar an den Tatbestand der Netznutzung anknüpft, aber der Kompensation von Mindererlösen dient, die der Gesamtheit der Netzbetreiber aufgrund der Genehmigung von individuellen Netzentgelten entstanden sind (BGH, Beschluss vom 6. Oktober 2015 - EnVR 32/13, RdE 2016, 65 Rn. 20 - Netzentgeltbefreiung I; EuG, Urteil vom 6. Oktober 2021 - T 196/19 Rn. 78 bis 98, insb. Rn. 98 - AZ/Kommission).

75(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(c) Das Beschwerdegericht hat seinen Blick in Verkennung dieses Ansatzes auf den Umstand verengt, dass die Netzbetreiber der oberen Spannungsebenen wegen der entgangenen Erlöse so gestellt werden, als wenn sie die Netzentgelte gemäß ihrem Standardpreisblatt generiert hätten. Es hat zu Unrecht angenommen, die Bundesnetzagentur habe bei der Betrachtung der Deflationierung der entgangenen Erlöse auf die individuellen Netzentgelte abgestellt und eine Preisbereinigung sei daher nicht für alle Umsatzerlöse erfolgt. Das trifft nicht zu. Ebenso wie die Preisbereinigung aller anderen Umsatzerlöse hat die Bundesnetzagentur auch die Preisbereinigung der entgangenen Erlöse mit Hilfe des Monitoring Index vorgenommen, mithin anhand der Preisentwicklung der unteren Spannungsebenen. Die Bundesnetzagentur hat bei der Entscheidung, welcher der beiden verfügbaren Indizes herangezogen werden solle, die (grundlegende) Abwägungsentscheidung getroffen, eine Deflationierung anhand der Preisentwicklung vorzunehmen, die bei den Kundengruppen stattgefunden hat, die die Netzentgelte tatsächlich zahlen. Sie hat dadurch die Entwicklung im Stromnetzmarkt im Produktivitätsfaktor sachgerecht und in vertretbarer Weise abgebildet gesehen. Das ist nach dem anzuwendenden Prüfungsmaßstab nicht zu beanstanden (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 146 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Es sind keine Anhaltspunkte dafür festgestellt oder aufgezeigt, dass eine Deflationierung (auch) der entgangenen Erlöse unter Verwendung des Monitoring Index nicht sachgerecht erfolgen konnte, zumal erhebliche gegenläufige Effekte dadurch aufgetreten sind, dass zahlreiche Netzbetreiber die entgangenen Erlöse nicht angegeben haben und die Preisentwicklung bei den individuellen Netzentgelten deutlich hinter dem Monitoring Index zurückgeblieben ist. Bei der mit Wirkung ab 2012 erfolgten Umstellung auf das Umlageverfahren handelt es sich zudem - worauf die Bundesnetzagentur zu Recht hingewiesen hat - um einen von zahlreichen die tatsächlichen Gegebenheiten abbildenden Strukturbrüchen, gegen deren Bereinigung sich die Bundesnetzagentur - wie bereits ausgeführt (vgl. Rn. 47 ff.) - aus grundsätzlichen Erwägungen entschieden hat.

77c) Den von der Betroffenen erhobenen Einwänden gegen die Art und Weise der vorgenommenen Deflationierung ist kein Erfolg beschieden.

78aa) 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(1) Zur Begründung trägt sie vor, da 2006 die Netzentgelte unterjährigen Anpassungen unterlegen hätten, spiegele der Index nicht die tatsächlichen Netzentgelte wider. Die Netzentgelte des Monitoring Index seien daher unzutreffend. Auch deckten die im Index berücksichtigten Kundengruppen - Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden - den gesamten Stromtransport nicht ab. In den Monitoringberichten erfolge nur eine Durchschnittsbildung der Entgelte. Schon diese Art der Erhebung begründe Zweifel, ob die Abfrage geeignet sei, die tatsächlich gezahlten Entgelte zu ermitteln. Es sei offensichtlich, dass die Erhebung mit Ungenauigkeiten einhergehe, auch weil sich die Erhebungsmethodik mehrfach geändert und ein Interpretationsspielraum bestanden habe. Es stehe im Raum, dass nur vereinfachte Schätzungen vorgenommen oder lediglich die Netzentgelte eines Kerngebiets angegeben würden. Die Fälle der Direktversorgung würden nicht erfasst. Diese Mängel hätten sich auch ergebnisrelevant ausgewirkt, weil unter Zugrundelegung des Destatis Index der Produktivitätsfaktor ein anderes Ergebnis aufweise.

80(2) Damit wird kein Rechtsfehler aufgezeigt.

81(a) Das Beschwerdegericht hat ausgeführt, der Umstand, dass der Monitoring Index bei den Lieferanten und nicht unmittelbar bei den Netzbetreibern erhoben worden sei, begründe keine Zweifel an dessen Eignung zur Abbildung der in die Umsatzerlöse eingeflossenen Entgelte. Auch Daten, die aus verschiedenen Quellen - im Streitfall einerseits von den Netzbetreibern und andererseits von Lieferanten - stammten, könnten bei entsprechender Datenqualität konsistent sein und zu sachgerechten Ergebnissen führen. Es lägen auch keine Anhaltspunkte dafür vor, dass die Lieferanten die Angaben nicht mit der erforderlichen Sorgfalt gemacht hätten und in erheblichem Umfang fehlerhafte Daten gemeldet worden seien. Es seien keine konkreten Anhaltspunkte dafür vorgetragen, dass die Vorgaben der Bundesnetzagentur, die sie an die Lieferanten gerichtet habe, im Zeitverlauf inkonsistent gewesen seien. Auf die Belastbarkeit der für 2006 erhobenen Daten komme es nicht an. Da andere in Betracht kommende Verfahren zur Deflationierung auf anderen Datenquellen beruhten, die mit eigenen Unsicherheiten behaftet seien und zudem in der Umsetzung weitere methodische Entscheidungen erforderten, stehe es der Plausibilität der von der Bundesnetzagentur bei der Deflationierung ermittelten Ergebnisse nicht entgegen, dass die Heranziehung anderer Indizes zu abweichenden Ergebnissen führe.

82(b) Das ist nicht zu beanstanden. Die Betroffene nimmt in der Rechtsbeschwerde den von ihr behaupteten Vortrag im Beschwerdeverfahren schon nicht in Bezug. Dass die Realität durch eine aufgrund einer ökonometrischen Methode erfolgte Schätzung nicht vollständig abgebildet werden kann, weil dies unmöglich ist, steht außer Frage, widerspricht aber nicht dem Stand der Wissenschaft. Auf die obigen Ausführungen zur sachgerechten Deflationierung unter Berücksichtigung der Preisentwicklung, die bei denjenigen Kundengruppen stattgefunden hat, die die Netzentgelte tatsächlich zahlen, kann Bezug genommen werden (Rn. 64 ff.). Soweit die betroffenen Netzbetreiber unter Bezugnahme auf das vorgelegte Gutachten der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (nachfolgend: PwC-Gutachten) geltend gemacht haben, die Daten aus dem Monitoringbericht 2006 seien nicht belastbar, weil 41 % der befragten 164 Netzbetreiber nach dem Stichtag der Datenabfrage für den Monitoringbericht am 1. April 2006 unterjährig eine Anpassung der Netzentgelte vorgenommen hätten, greift das nicht durch. Das Beschwerdegericht hat zu Recht angenommen, dem lasse sich schon nicht entnehmen, dass die auf der Grundlage des Monitoring Index angesetzten Daten in so erheblichem Umfang von den tatsächlich vereinbarten Entgelten abgewichen seien, dass sie nicht verwendbar wären. Zudem hat es festgestellt, dass nur einem Teil der Netzbetreiber unterjährig Netzentgeltgenehmigungen erteilt worden sind und dies ganz überwiegend erst zum Jahresende 2006 hin geschehen ist. Auf dieser Grundlage war die Bundesnetzagentur - was das Beschwerdegericht offengelassen hat - nach den dafür geltenden Maßgaben (BGHZ 228, 286 Rn. 18, 80 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) nicht gehalten, die Höhe der Netzentgeltanpassungen zu ermitteln und eine alternative Berechnung durchzuführen. Denn es hätten sich auf dieser anderen Datengrundlage zwar möglicherweise zuverlässigere Ergebnisse gewinnen lassen. Das allein zwingt indes nach den geltenden Maßstäben nicht zu weiteren Ermittlungen und Berechnungen, weil die Belastbarkeit jedes methodischen Ansatzes durch zusätzliche relevante Beobachtungen verbessert werden kann. Im vorliegenden Fall werden die Daten für den Monitoring Index jährlich zum 1. April erhoben. Eine Berücksichtigung unterjähriger Änderungen (mithin: Änderungen im Zeitraum vom 2. April bis 31. März) erfolgt daher grundsätzlich nicht, wobei dies für alle unterjährigen Erhöhungen und Absenkungen der Netzentgelte gilt. Aus dem von der Betroffenen vorgetragenen Schaubild "Entwicklung der Netzentgelte nach 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 1. 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 2. April 2006 bis 31. 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).

83bb) 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(1) Die Betroffene führt zur Begründung ihrer Ansicht aus, der Destatis Index werde aus der gewichteten Aggregation von drei Dienstleistungsebenen gebildet. Die Gewichtung entspreche dabei dem jeweiligen Anteil der Dienstleistungen am gesamten Erzeugerpreisindex für gewerbliche Produkte. Dagegen deckten die Netzentgelte aus den Monitoringberichten nur die Ebenen der Niederspannung und der Mittelspannung ab, obwohl die Hoch- und Höchstspannungsebene einen signifikanten Anteil am Stromletztverbrauch hätten. Folglich liege der Deflationierung eine unvollständige Datengrundlage zugrunde. Die Netzentgelte der Hoch- und Höchstspannungsebenen machten einen erheblichen Teil an der Gesamtsumme der Umsatzerlöse der Netzbetreiber aus und seien deutlicher gestiegen als die Entgelte der unteren Spannungsebenen. Selbst wenn die von der Bundesnetzagentur angeführten Kaskadierungseffekte berücksichtigt würden, gehe mindestens die Entwicklung von über 10 % der Umsatzerlöse der Netzbetreiber nicht in die Berechnung des Produktivitätsfaktors ein, so dass der Destatis Index greifbar überlegen sei. Dieser sei auch ein wissenschaftlich anerkannter statistischer Index, erstellt nach 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 Nachkonsultation 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(2) Damit wird kein Rechtsfehler aufgezeigt.

86(a) Das Beschwerdegericht hat ausgeführt, zu Recht habe die Bundesnetzagentur darauf hingewiesen, dass bei der Verwendung des Destatis Index spiegelbildlich zum Kaskadierungseffekt eine Übergewichtung der Netzentgelte der vorgelagerten Netzebenen drohe, und habe dies als Nachteil 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 nach 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 nachvollziehbar 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 Nachteile des Destatis Index gegenüber dem Monitoring Index identifiziert, die unter anderem die Datenerhebung (Stichprobe der Netzbetreiber gegenüber Datenabfrage bei allen Lieferanten) betreffen sowie die Indexbildung (Berücksichtigung aller Spannungsebenen mit der Folge der Übergewichtung der Netzentgelte der vorgelagerten Netzebenen gegenüber Berücksichtigung nur der Mittel- bis Niederspannungsebenen und damit der Besonderheiten des deutschen Netzentgeltsystems, in dem nominelle Netzentgelte nicht den tatsächlich von einer Kundengruppe gezahlten Netzentgelten entsprechen). Sie hat sich mit dieser Begründung in beanstandungsfreier Ausfüllung ihres Entscheidungsspielraums bei der Methodenwahl (BGHZ 228, 286 Rn. 27 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) für die Verwendung des Monitoring Index entschieden.

887. 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.

89a) 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 9. 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 nach dem Stand der Wissenschaft greifbar überlegen ist.

90b) 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 nachvollziehbaren Grund gibt.

918. Die von der Betroffenen im Zusammenhang mit der Anwendung des Malmquist-Index erhobenen Rügen bleiben ebenfalls ohne Erfolg. Die Betroffene zeigt durchgreifende Verfahrensfehler oder nach dem obigen Prüfungsmaßstab relevante Rechtsfehler nicht auf.

92a) 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.

93b) 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 nach 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 11. Januar 2023 - 3 Kart 525/18 Rn. 239 ff., 244 ff., 247 ff.).

94aa) 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 28. 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 nach 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.

95bb) 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, nachdem 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(1) Die Betroffene behauptet, sie habe umfangreichen ökonometrischen Sachvortrag vorgebracht, warum die Ermittlung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors auf Basis von drei Stützpunkten nicht dem Stand der Wissenschaft genüge. Das trifft indes nicht zu. Umfangreicher ökonometrische Sachvortrag findet sich an den in Bezug genommenen Stellen des Beschwerdevortrags nicht.

97(a) Die Betroffene nimmt Vortrag aus dem Beschwerdeverfahren in Bezug, wonach es weder sachgerecht noch wissenschaftlich sei, einen intertemporalen Trend auf der Grundlage von nur drei Zeitpunkten und zwei Veränderungsraten zu messen. Dabei handelt es sich allerdings um eine nicht weiter ausgeführte bloße Behauptung. Soweit das Beschwerdevorbringen sich zum Beleg auf eine Aussage des Polynomics Gutachtens (Die Ermittlung des technologischen Fortschritts anhand von Unternehmensdaten vom 24. August 2016, S. 21) bezieht, findet sich diese Aussage dort nicht. Darin wird lediglich erläutert, um den Produktivitätsfaktor zu bestimmen, stünden drei Methoden, unter anderem die Malmquist-Methode zur Auswahl.

98(b) Soweit die Betroffene auf die in der Beschwerdeinstanz in Bezug genommene Veröffentlichung von Oxera (Wissenschaftlicher Standard zur Ermittlung des XGen vom 17. November 2017, S. 7 und 19) verweist, hat sich das Beschwerdegericht damit ausführlich und überzeugend auseinandergesetzt. Es hat zutreffend ausgeführt, dass Oxera nur konstatiere, es habe sich nachteilig 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(2) Die von der Betroffenen wiedergegebenen Aussagen des Gerichtsgutachters aus dem Gutachten vom 4. Februar 2019 sind nach der umfangreichen Anhörung durch das Beschwerdegericht im Verfahren betreffend die Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas, durch die vom Beschwerdegericht dort getroffenen Feststellungen und die Senatsentscheidung vom 26. Januar 2021 (BGHZ 228, 286 Rn. 31 f., 33 ff., 39 ff., 112 ff. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) überholt. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur widerspricht weder dem Stand der Wissenschaft noch ist sie aus anderen Gründen, insbesondere nicht wegen einer greifbar überlegenen Alternative zu beanstanden. Auch mit den Aussagen des Gerichtsgutachters hat sich das Beschwerdegericht umfangreich und zutreffend auseinandergesetzt und von weiteren Sachverhaltsermittlungen abgesehen. Darauf, ob sich diese Aussagen auf die Stromversorgungsnetze übertragen lassen, kommt es daher nicht an.

100c) Die Betroffene zeigt auch keinen Rechtsfehler auf, soweit das Beschwerdegericht den Einwand der Betroffenen nicht für durchgreifend gehalten hat, die Entscheidung der Bundesnetzagentur, die Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens nicht zu berücksichtigen, sei ermessensfehlerhaft, rechtsfehlerhaft und unzureichend begründet. Auch insoweit kann auf die erschöpfende und rechts- und verfahrensfehlerfreie Begründung des Beschwerdegerichts Bezug genommen werden, der der Senat auch in der Sache beitritt (Beschwerdeentscheidung S. 80 bis S. 85). Insbesondere ist die Bundesnetzagentur - wenn sie zur Gewährleistung einer besonderen Belastbarkeit ihrer Berechnungen den Produktivitätsfaktor nach zwei verschiedenen Methoden berechnet - schon nicht gehalten, lediglich aufgrund des Umstands, dass sie zur Berechnung nach der einen Methode eine Datenerhebung durchführt, auch für die andere Methode weitere, zusätzliche Daten zu erheben, zumal § 9 Abs. 3 Satz 3 ARegV sie dazu berechtigt, auf die Verwendung der Daten aus dem vereinfachten Verfahren zu verzichten (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 59 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II). Soweit die Betroffene rügt, es sei nicht belegt, dass die fehlende Einbeziehung der Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens keine Auswirkungen auf die Höhe des Produktivitätsfaktors gehabt habe, kommt es darauf nicht an. Abgesehen davon, dass § 9 Abs. 3 Satz 3 ARegV dies ausdrücklich zulässt, wird damit allenfalls aufgezeigt, dass sich auf einer anderen Datengrundlage möglicherweise zuverlässigere Erkenntnisse hätten gewinnen lassen. Das reicht jedoch nicht aus, weil auf der Hand liegt, dass sich die Belastbarkeit der Ergebnisse nahezu jedes methodischen Ansatzes durch zusätzliche relevante Beobachtungen verbessern lässt (BGHZ 228, 286 Rn. 146 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).

101d) Dem Einwand, die zahlreichen endogenen und exogenen Strukturveränderungen zwischen den einzelnen Effizienzvergleichen führten zwangsläufig zu Ungenauigkeiten, die Datengrundlage sei daher ungeeignet und systematisch inkonsistent, ist kein Erfolg beschieden. Verfahrens- oder Rechtsfehler zeigt die Betroffene damit nicht auf.

102aa) Zur Begründung führt die Betroffene aus, Hintergrund der Ungenauigkeiten seien zahlreiche strukturelle Veränderungen am Markt, wie etwa Netzbetreibergründungen, -ausgründungen, -auflösungen und -fusionen sowie Netzübergänge und -abspaltungen. Es habe auch zahlreiche exogene Veränderungen wie die Einführung der Anreizregulierungsverordnung und deren erhebliche Änderungen, Anpassung des Rechtsrahmens durch die Rechtsprechung und Änderung der Prüfpraxis der Bundesnetzagentur gegeben. Diese Änderungen seien nicht durch Produktivitätsveränderungen, sondern durch regulatorische Eingriffe und Netzveränderungen zu erklären, so dass die verwendeten Daten ungeeignet seien. Vor allem aber werde die Datengrundlage dadurch inkonsistent, dass die Vergleichsparameter höchst unterschiedlich gewesen seien. Durch Überkreuzparameter könne dem nicht abgeholfen werden. Überkreuzparameter seien keine Vergleichsparameter in den statischen Effizienzvergleichen gewesen; die Aufholeffekte, die nunmehr identifiziert worden seien, habe es also nie gegeben. Das Ziel, Aufholeffekte von Verschiebungen der Effizienzgrenze abzugrenzen, könne daher denklogisch nicht erreicht werden (dieses Vorbringen nachfolgend: Einwand 1). Damit habe sich das Beschwerdegericht nicht auseinandergesetzt. Es hätte zumindest den Sachverhalt weiter aufklären und Sachverständigenbeweis erheben müssen. In jedem Fall ermessensfehlerhaft sei die Behandlung der von der E.      GmbH und der H.                GmbH vorgenommenen Netzintegrationen. Die von diesen Gesellschaften betriebenen Hochspannungsnetze seien in der dritten Regulierungsperiode teilweise in die N.            GmbH und teilweise in die E.        GmbH beziehungsweise in die A.    AG, die B.        AG und die S.                    AG integriert worden. Die Bundesnetzagentur ignoriere diese Netzintegrationen, obwohl die Netzbetreiber dadurch nicht mehr strukturell vergleichbar seien. Es sei nicht nachvollziehbar, dass dies keinen nennenswerten Einfluss auf die Berechnungen haben solle (Einwand 2). Es sei widersprüchlich und fehlerhaft, wenn die Bundesnetzagentur damit argumentiere, dass die Erweiterung der Datengrundlage gerechtfertigt sei, weil dadurch die Robustheit erhöht werde, während die nicht durchgeführte Erhebung bei den Teilnehmern des vereinfachten Verfahrens damit gerechtfertigt werde, dass dies wegen der ausreichenden Marktabdeckung nicht notwendig sei (Einwand 3). Jedenfalls aber im Lichte des § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG, auf dessen Rechtsgedanken zurückzugreifen sei, sei die Ermessensausübung fehlerhaft. Wenn die Bundesnetzagentur einen Kosten-Malmquist auf der Basis der Dateneinhüllungsanalyse und der stochastischen Effizienzgrenzenanalyse durchführe, müsse sie objektive strukturelle Unterschiede zwischen den Regulierungsperioden berücksichtigen. Beruhe die Verschiebung der Effizienzgrenze auf einer Umstrukturierung des Unternehmens, werde dieser Umstand als technologischer Fortschritt fehlinterpretiert. Es werde ein Vergleich vorgenommen, obwohl nach der Netzintegration eine völlig andere Versorgungsaufgabe wahrgenommen werde. Auf eine Ergebnisverbesserung komme es dabei nicht an (Einwand 4). Erstmals im Schriftsatz vom 6. November 2023 macht die Betroffene nunmehr geltend, die Mittelwertbildung sei nicht geeignet, ein zuverlässiges Ergebnis sicherzustellen, weil die Verwendung der sTOTEX zu einer Verzerrung zum Nachteil der Netzwirtschaft führe. Alle sTOTEX-Werte lägen deutlich über den Werten für TOTEX (Einwand 5).

103bb) Rechts- oder Verfahrensfehler werden mit diesem Vorbringen, das ganz überwiegend lediglich in einer Wiederholung des erstinstanzlichen Vortrags besteht und sich mit den Ausführungen des Beschwerdegerichts nicht auseinandersetzt, nicht aufgezeigt.

104(1) Es trifft nicht zu, dass sich das Beschwerdegericht mit Einwand 1 nicht auseinandergesetzt hat. Einwand 1 ist bereits in zahlreichen Verfahren bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas erhoben worden und darauf gerichtet, dass die von der Bundesnetzagentur gewählte Methode nicht geeignet sei. Damit haben sich sowohl das Beschwerdegericht unter Durchführung einer umfangreichen Beweisaufnahme als auch der Senat bereits ausführlich auseinandergesetzt und begründet, warum dies nicht durchgreift. Das Beschwerdegericht hat darauf zu Recht verwiesen. Im Rahmen der Malmquist-Methode wirken sich nach dem rechtsfehlerfrei gewählten methodischen Ansatz der Bundesnetzagentur regulatorische Entscheidungen zwangsläufig auf die mit dem Malmquist-Index berechneten Ergebnisse aus. Regulatorische Zahlen können vom Einfluss einer sich ändernden oder auch fehlerhaften Regulierungspraxis jedoch nicht frei sein (BGH, Beschlüsse vom 26. Januar 2021 - EnVR 72/19, juris Rn. 128 f. sowie EnVR 101/19, juris Rn. 135; BGHZ 228, 286 [juris Rn. 154 bis 157] - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Ferner ist nach der Funktionsweise des Malmquist-Index die Bildung von Überkreuzparametern erforderlich geworden. Entgegen der Ansicht der Betroffenen ergibt sich daraus nicht, dass das methodische Ziel von vornherein nicht erreicht werden könnte. Denn der Malmquist-Index in seiner von der Bundesnetzagentur gewählten Ausgestaltung setzt lediglich auf den Parametern der Effizienzvergleiche auf und betrachtet die Entwicklung dieser Parameter über die Zeit. Es ist daher schon nicht nachvollziehbar, aus welchen Gründen die Anzahl der Überkreuzparameter verzerrende Wirkung haben könnte. Den entsprechenden Erläuterungen der Bundesnetzagentur ist die Betroffene in ihrem Schriftsatz vom 6. November 2023 auch nicht mehr entgegengetreten. Das Beschwerdegericht hat bei seiner Beurteilung auch nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen unterlassen. Für die Erforderlichkeit weiterer Ermittlungen bestanden entgegen der Ansicht der Betroffenen keine Anhaltspunkte, zumal sie auch hier auf bereits überholte Aussagen von Polynomics aus dem Konsultationsverfahren und des gerichtlichen Sachverständigen aus den im Parallelverfahren erstatteten Gutachten verweist.

105(2) Mit Einwand 2 hat sich das Beschwerdegericht auseinandergesetzt und darauf hingewiesen, das von der Betroffenen vorgelegte Privatgutachten bezeichne es lediglich als zweifelhaft, ob es sachgerecht sei, die Effizienzgrenzenverschiebungen für die von Netzintegrationen von Hochspannungsnetzen betroffenen Netzbetreiber zu ermitteln und dies bei Malmquist Berechnungen zu berücksichtigen. Zu Recht nimmt es an, damit sei schon nicht aufgezeigt, dass der Ansatz der Bundesnetzagentur dem Stand der Wissenschaft widerspricht oder sich durch das von der Betroffenen bevorzugte Ergebnis einer Herausrechnung dieser Netzbetreiber plausiblere Ergebnisse erzielen lassen. Das Beschwerdegericht führt auch aus, dass sich der Einwand der Betroffenen, die von der Bundesnetzagentur durchgeführten Sensitivitätsanalysen seien nicht nachvollziehbar, nach umfangreichen Erörterungen in der mündlichen Verhandlung und Überprüfungen durch den Privatgutachter der Betroffenen als unzutreffend erwiesen hat, woraufhin die Betroffene von der Rüge abgerückt ist. Dass Einwand 2 nunmehr erneut erhoben wird, ist vor diesem Hintergrund nicht nachvollziehbar. Zudem ist davon auszugehen, dass die Sensitivitätsanalyse zu einem Malmquist-Wert von 1,33 % geführt hat, mithin ein Einfluss auf den festgesetzten Wert von 0,9 % ausgeschlossen erscheint.

106(3) Vor diesem Hintergrund kommt es auf die Einwände 3 und 4, mit denen ebenfalls der Umgang mit den Netzintegrationen der E.        GmbH und der H.            GmbH im Rahmen des Effizienzvergleichs gerügt wird, nicht mehr an. Zutreffend hat das Beschwerdegericht zudem ausgeführt, dass § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG hier nicht herangezogen werden kann, weil es an einer vergleichbaren Interessenlage fehlt. Während es dort um die Ermittlung der (relativen) Effizienz des einzelnen Unternehmens im Verhältnis zu den übrigen in den Effizienzvergleich einbezogenen Netzbetreibern geht, steht bei der Festlegung des Produktivitätsfaktors und damit auch der Anwendung des Malmquist-Index die Effizienzentwicklung der gesamten Branche im Fokus. In diesem Zusammenhang stellt sich die Berücksichtigung von Effizienzverbesserungen aufgrund von Unternehmensumstrukturierungen nicht als fehlerhaft dar. Denn § 9 Abs. 1 ARegV will nicht nur Produktivitätsverbesserungen durch technologischen Fortschritt adressieren, sondern gerade auch Anreize dafür setzen, die Produktivität der Branche durch effizienzsteigernde unternehmerische Entscheidungen zu verbessern. Davon abgesehen zeigt die Betroffene nicht auf, dass die konkret bezeichneten Unternehmen nach der Umstrukturierung aufgrund ihrer Unternehmensstruktur im Effizienzvergleich nicht mehr hätten berücksichtigt werden dürfen.

107(4) Mit Einwand 5 verweist die Betroffene lediglich auf die Rechtsbeschwerdeerwiderung der Bundesnetzagentur, die dort indes ausführt, bei den 32 Einzelergebnissen aus Schritt 1b könne gerade nicht beobachtet werden, dass Werte für die TOTEX systematisch unter den Werten für die sTOTEX lägen. Soweit die Betroffene dem nunmehr entgegentritt, handelt es sich um neuen Sachvortrag, der in der Rechtsbeschwerdeinstanz gemäß § 88 Abs. 2, 4 EnWG nicht mehr eingeführt werden kann. Abgesehen davon zeigt die Betroffene keine Ergebnisrelevanz auf, da sich nach ihrem Vortrag bei der von ihr bevorzugten Vorgehensweise ein Produktivitätsfaktor von 1 % ergibt.

108cc) Danach hat das Beschwerdegericht bei seiner Beurteilung nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen unterlassen. Für die Erforderlichkeit weiterer Ermittlungen bestanden entgegen der Ansicht der Betroffenen keine Anhaltspunkte, zumal sie auch hier auf durch die Erkenntnisse in den Verfahren zur Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas bereits überholte Aussagen von Polynomics aus dem Konsultationsverfahren und dem dort bestellten Gerichtssachverständigen verweist.

109e) Nicht durchgreifend ist der Einwand der Betroffenen, die fehlende Robustheit des Produktivitätsfaktors führe zur Rechtswidrigkeit der Festlegung.

110aa) Zur Begründung führt die Betroffene aus, die Ergebnisse der Malmquist-Methode schwankten stark. Die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Mittelwertbildung sei nicht geeignet, ein zuverlässiges Ergebnis sicherzustellen. Es liege nahe, dass die große Streubreite durch strukturelle Veränderungen im Markt, wie etwa Netzbetreibergründungen, -ausgründungen, -auflösungen und -fusionen sowie Netzübergänge und -abspaltungen, und durch exogene Veränderungen verursacht sei. Die Robustheit des Produktivitätsfaktors sei nicht hinreichend untersucht worden. Die Methodenrobustheit sei aber vom Stand der Wissenschaft umfasst. Sie sei nur gegeben, wenn Veränderungen der Stichprobe, der Datendefinitionen, der Vergleichsparameter, der funktionalen Form, der Annahmen bezüglich des Skaleneffekts, des Stützintervalls, des Gewichtungsschemas und der Indexreihen zu keiner deutlichen Veränderung der Ergebnisse führten. Auch die Konfidenzintervallberechnung habe diese Unsicherheiten nicht ausräumen können. Die Betroffene habe zahlreiche Beweisangebote beigebracht und die Anwendung des Bestabrechnungsgebots gefordert, damit den Unsicherheiten bei Anwendung der Methode ausreichend Rechnung getragen werde. Durch die Mittelwertbildung würden methodische Unsicherheiten manifestiert. Damit setzten sich weder die Bundesnetzagentur noch das Beschwerdegericht auseinander.

111bb) Damit zeigt die Betroffene weder einen Verfahrensfehler noch einen Rechtsfehler auf.

112(1) Nachdem der Senat - wie bereits oben ausgeführt - auf der Grundlage der nach umfangreicher Beweisaufnahme des Beschwerdegerichts erfolgten Feststellungen zu dem Ergebnis gelangt ist, dass die Malmquist-Methode in der von der Bundesnetzagentur gewählten Ausgestaltung (BGHZ 228, 286 Rn. 113 f. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) gerade auch im Hinblick auf die gewählte Mittelwertbildung und die nicht durchgeführte Bestabrechnung nicht zu beanstanden ist (ebenda Rn. 115 ff., 122 ff., 125), hatte das Beschwerdegericht keine Veranlassung, sich mit der Frage erneut zu befassen. Zu Recht hat es angenommen, die Betroffene zeige keine Gesichtspunkte auf, die vorliegend eine abweichende Entscheidung rechtfertigen oder erfordern könnten. Dem ist die Betroffene in der Sache nicht entgegengetreten; sie wiederholt lediglich Aussagen aus den Privat- und Gerichtsgutachten von 2018 und 2019 sowie ihre Behauptung, Abhilfe schaffe nur eine Bestabrechnung, die einen validen und robusten Produktivitätsfaktor ermögliche. Das trifft allerdings schon nicht zu, weil die von der Betroffenen geforderte Bestabrechnung lediglich zu einer Eliminierung von Werten führt (BGHZ 228, 286 Rn. 124 aE - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Dass die verbleibenden Werte sodann eine geringere Streubreite aufweisen, sagt über die Robustheit des Produktivitätsfaktors nichts aus. Demgegenüber gilt die Bestabrechnung gemäß § 12 Abs. 3 und Abs. 4a ARegV allein für die Festlegung des individuellen Effizienzwerts des einzelnen Netzbetreibers und führt nicht zu einer Korrektur des Effizienzvergleichs als solchem. Schließlich zeigt die Betroffene nicht auf, dass die Bestabrechnung einen geringeren Produktivitätsfaktor ergeben würde als den festgesetzten Wert von 0,90 %.

113(2) Vor diesem Hintergrund hat das Beschwerdegericht bei seiner Beurteilung auch nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen zur Robustheit des Produktivitätsfaktors unterlassen. Solche waren entgegen der Ansicht der Betroffenen nicht erforderlich, zumal sie auch hier auf bereits überholte Aussagen von Polynomics aus dem Konsultationsverfahren verweist. Es ist weder ausreichend dargelegt, dass der Ansatz der Bundesnetzagentur ungeeignet, noch, dass eine Bestabrechnung greifbar überlegen wäre.

114f) Schließlich greift auch die in der mündlichen Verhandlung erhobene Rüge nicht durch, die Festlegung des Produktivitätsfaktors Strom sei schon deshalb aufzuheben, weil der Bundesgerichtshof mit zum Effizienzvergleich ergangenen Beschlüssen vom 26. September 2023 (EnVR 43/22, WM 2023, 2286 - Effizienzvergleich II sowie die Parallelverfahren EnVR 37/21, juris und EnVR 44/22, juris) die stochastische Effizienzgrenzenanalyse (SFA) für rechtswidrig erklärt habe.

115aa) Mithilfe des Effizienzvergleichs werden die unternehmensindividuellen Effizienzwerte der Netzbetreiber ermittelt, die die Grundlage für die bei der Festlegung der Erlösobergrenzen einzubeziehenden Effizienzvorgaben bilden. Nach § 12 Abs. 1 Satz 1 ARegV führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden - der Dateneinhüllungsanalyse (DEA) und der SFA -, unter Berücksichtigung der dort genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 ARegV jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Der Senat hat in den Beschlüssen vom 26. September 2023 (EnVR 43/22, aaO Rn. 66 bis 71; EnVR 44/22, aaO Rn. 67 bis 72; EnVR 37/21, aaO Rn. 42 bis 47) für die Festlegung des individuellen Effizienzwerts der dortigen Betroffenen bei der Bestimmung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen ausgesprochen, dass nach der Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV für Netzbetreiber, die im Effizienzvergleich als effizient ausgewiesen werden, ein Effizienzwert in Höhe von 100 % gilt. Das bedeutet, dass sowohl bei der DEA als auch bei der SFA die als am effizientesten ausgewiesenen Unternehmen einen Effizienzwert von 100 % erhalten müssen. Dem steht nicht entgegen, dass die rechnerische Erreichbarkeit eines Effizienzwerts von 100 % in der SFA aufgrund des methodenimmanenten Abzugs der Störtermkomponente selbst für den effizientesten Netzbetreiber ausgeschlossen ist, weil ein Wert von 100 % für die relativ effizientesten Unternehmen auch auf andere Weise - etwa durch Zuschläge oder Anhebung des Niveaus - festgesetzt werden kann (EnVR 43/22, aaO Rn. 69 f. - Effizienzvergleich II).

116bb) § 9 ARegV sieht indes die Anwendung des § 12 ARegV bei der Bestimmung des Produktivitätsfaktors nicht vor (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 117 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die Anlage 3 zu § 12 ARegV gilt daher nicht für die Bestimmung des Produktivitätsfaktors. Es fehlt auch - ebenso wie bei der Bestabrechnung (BGHZ 228, 286 Rn. 117 ff. - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I) - an einer vergleichbaren Interessenlage, die eine entsprechende Anwendung erfordern würde oder rechtfertigen könnte.

117(1) Eine vergleichbare Interessenlage ergibt sich nicht schon daraus, dass die Bundesnetzagentur bei der Berechnung des Malmquist-Indexes dieselben Methoden wie beim Effizienzvergleich anwendet, auf die Daten der bisherigen Effizienzvergleiche zurückgreift und dabei ähnliche datenbezogene und methodische Unsicherheiten bestehen wie beim Effizienzvergleich (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 119 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I).

118(2) Während es bei der Ermittlung der Effizienzwerte nach § 12 ARegV darum geht, den Abstand eines konkreten Unternehmens von der gegenwärtigen Effizienzgrenze der Netzwirtschaft, die durch die (relativ) effizientesten Netzbetreiber gebildet wird, zu bestimmen, ist für § 9 ARegV zu ermitteln, ob und inwiefern sich die Produktivität der gesamten Branche abweichend von der Gesamtwirtschaft entwickelt (vgl. BGHZ 228, 286 Rn. 120 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die (zusätzliche) Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV gilt allein für die Festlegung der individuellen Effizienzwerte der einzelnen Netzbetreiber. Sie soll angesichts des Umstands, dass dafür nach der Anreizregulierungsverordnung eine doppelte Bestabrechnung vorzunehmen ist (vgl. EnVR 43/22, aaO Rn. 24), so dass einige Netzbetreiber ihre Effizienzwerte aus der DEA und andere aus der SFA erhalten, sicherstellen, dass gleichwohl alle als effizient ermittelten Netzbetreiber einen Effizienzwert von 100 % erhalten. Das ist indes angesichts des methodenimmanenten Abzugs der Störtermkomponente selbst für den effizientesten Netzbetreiber bei der SFA ausgeschlossen. Die genannte Vorgabe dient daher dem Schutz der Netzbetreiber, deren Effizienzwert anhand der SFA bestimmt wird, und der Sicherung der Vergleichbarkeit zwischen den Netzbetreibern beim statischen Effizienzvergleich gemäß §§ 12 bis 14 ARegV. Ein entsprechendes Bedürfnis besteht beim Produktivitätsfaktor nicht, weil sich aus ihm keine konkreten Effizienzvorgaben für die einzelnen Netzbetreiber ergeben, sondern die generelle Produktivitätsentwicklung ermittelt werden soll. Der Senat hat vor diesem Hintergrund entgegen der Ansicht der Rechtsbeschwerde nicht die SFA für rechtswidrig erklärt. Er hat lediglich aufgrund der zusätzlichen Vorgabe in Nr. 2 Satz 2 der Anlage 3 zu § 12 ARegV bei der Festsetzung der individuellen Effizienzwerte eine Anpassung für erforderlich gehalten. Diese bedarf nach dem Sinn und Zweck des § 9 ARegV keiner Übertragung auf die Malmquist-Methode in der Ausgestaltung der Bundesnetzagentur.

119(3) Auch dem Umstand, dass der Bundesgerichtshof den von der Bundesnetzagentur für die dritte Regulierungsperiode Gas vorgenommenen Effizienzvergleich für mit § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG nicht in Einklang stehend erachtet hat, weil das dort von der Bundesnetzagentur gewählte Modell insgesamt den objektiven strukturellen Unterschieden der Versorgungsaufgaben der am Vergleich beteiligten Netzbetreiber nicht hinreichend Rechnung trägt (Beschlüsse vom 26. September 2023 - EnVR 43/22, WM 2023, 2286 Rn. 43 ff. - Effizienzvergleich II sowie die Parallelverfahren EnVR 37/21, juris Rn. 20 ff. und EnVR 44/22, juris Rn. 44 ff.), kommt für den Produktivitätsfaktor Strom keine Bedeutung zu. Es ist weder vorgetragen noch ersichtlich, dass vergleichbare objektive strukturelle Unterschiede bei den Elektrizitätsnetzbetreibern bestehen und auch dort zur Rechtswidrigkeit des durchgeführten Effizienzvergleichs führen (könnten). Erst recht ist nicht ersichtlich, dass eine etwaige - bisher noch nicht erfolgte - Änderung der individuellen Effizienzwerte der Betreiber von Gasverteilernetzen Auswirkungen auf den nach der Malmquist-Methode ermittelten Produktivitätsfaktor Strom haben könnte.

120g) Aus dem Ausgeführten ergibt sich schließlich, dass das Beschwerdegericht das rechtliche Gehör der Betroffenen nicht verletzt hat.

1219. Entgegen der Ansicht der Betroffenen steht das Unionsrecht dem der Bundesnetzagentur eingeräumten Beurteilungsspielraum und Regulierungsermessen nicht entgegen. Eine Vorlage an den Unionsgerichtshof ist nicht veranlasst. Da der Unionsgerichtshof § 9 Abs. 3 ARegV für unionsrechtswidrig erklärt hat, kann diese Vorschrift keine Maßstäbe vorgeben, nach denen die Entscheidung der Bundesnetzagentur gemäß Art. 37 Abs. 16 und 17 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (nachfolgend: EltRL 2009 oder Elektrizitätsrichtlinie 2009; nunmehr Art. 60 Abs. 7 und Abs. 8 EltRL 2019) zu kontrollieren wäre. Dass der Prüfungsmaßstab des Senats gegen den sich aus Art. 37 Abs. 1, 6, 8 und 10 EltRL 2009 [Art. 58 und Art. 59 EltRL 2019 in Verbindung mit den dort genannten Verordnungen] ergebenden Rechtsrahmen verstößt, zeigt die Betroffene nicht auf und ist auch nicht ersichtlich (BGH, RdE 2022, 119 Rn. 48 bis 50 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II).

122a) Die unionsrechtlichen Regelungen beschränken sich auf wenige Zielvorgaben. Die von der Regulierungsbehörde festzulegenden Tarife und Methoden sind so zu gestalten, dass die notwendigen Investitionen in die Netze so vorgenommen werden können, dass die Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist (Art. 37 Abs. 6 Buchst. a Satz 2 EltRL 2009, Art. 59 Abs. 7 Buchst. a Halbsatz 2 EltRL 2019; BGH, Beschluss vom 28. Juni 2022 - EnVR 16/20, juris Rn. 21 aE). Dabei stellt die Regulierungsbehörde sicher, dass für die Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber angemessene Anreize geschaffen werden, sowohl kurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern, die Marktintegration und die Versorgungssicherheit zu fördern und entsprechende Forschungsarbeiten zu unterstützen (Art. 37 Abs. 8 EltRL 2009; vgl. Art. 58 Buchst. f EltRL 2019). Dem Wortlaut von Art. 37 Abs. 6 Buchst. a EltRL 2009 ("gestalten") kann insoweit entnommen werden, dass das Unionsrecht die Festsetzung der Tarife oder Methoden als Gestaltungsaufgabe ansieht. Dabei ist es Sache des innerstaatlichen Rechts der einzelnen Mitgliedstaaten, die zuständigen Gerichte zu bestimmen und die Verfahrensmodalitäten für solche Verfahren zu regeln, die den Schutz der dem Einzelnen aus dem Unionsrecht erwachsenden Rechte gewährleisten (EuGH, Urteil vom 16. Juli 2020 - C-771/18, juris Rn. 62 - Kommission/Ungarn). Nach diesen Grundsätzen kommen die Maßstäbe zur Anwendung, die die Gerichte nach §§ 81 ff. EnWG zu beachten haben (BGH, Beschluss vom 5. Juli 2022 - EnVR 77/20, RdE 2022, 527 Rn. 37 - REGENT), hier mithin der vom Senat für die Abschätzung des Produktivitätsfaktors entwickelte Prüfungsmaßstab.

123b) Vor diesem Hintergrund zeigt die Betroffene nicht auf und ist es auch nicht ersichtlich, dass der der Bundesnetzagentur bei der Abschätzung eines Einzelelements eingeräumte Beurteilungsspielraum gegen den von der Richtlinie vorgegebenen Rahmen verstößt oder die Bundesnetzagentur den sich aus der Richtlinie oder der Charta der Grundrechte ergebenden Verfahrensanforderungen nicht nachgekommen wäre.

124III. Die Beschwerdeentscheidung kann hiernach keinen Bestand haben, soweit sie den Einwänden der Betroffenen stattgibt. Sie erweist sich auch nicht gemäß § 88 Abs. 5, § 85 EnWG in Verbindung mit § 144 Abs. 4 VwGO sowie § 561 ZPO insoweit jedenfalls im Ergebnis als richtig, als die Festlegung aufzuheben und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung zu verpflichten wäre (vgl. auch BVerwG, Urteil vom 24. November 2022 - 5 C 9/21, BVerwGE 177, 154 Rn. 7). Denn die von der Betroffenen mit ihrer Beschwerde über die oben unter II behandelten Einwände hinaus geltend gemachten und vom Beschwerdegericht nicht vollständig erledigten weiteren Einwände gegen die angefochtene Festlegung führen ebenfalls nicht zu ihrer Rechtswidrigkeit (nachfolgend unter 1 und 2). Der Senat kann gemäß § 88 Abs. 5, § 85 EnWG in Verbindung mit § 144 Abs. 3 Nr. 1 VwGO (zur Anwendung verwaltungsgerichtlicher Grundsätze vgl. BGH, Beschluss vom 18. Februar 2003 - KVR 24/01, BGHZ 154, 21 [juris Rn. 18] - Verbundnetz II; Kalwa/Göge in Elspas/Graßmann/Rasbach, EnWG, 2. Aufl., § 85 Rn. 5; Johanns/Roesen in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 85 EnWG Rn. 1; van Rossum in BeckOK EnWG, Stand 1. September 2023, § 85 Rn. 5; Laubenstein/Bourazeri in Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG, 4. Aufl., § 85 Rn. 2) abschließend entscheiden und die Beschwerde gegen die angefochtene Festlegung zurückweisen (nachfolgend unter 3).

1251. Der Einwand, die Bundesnetzagentur habe die Verfahrensbeteiligten nicht ausreichend zum festgelegten Produktivitätsfaktor angehört, greift nicht durch.

126a) Gemäß § 67 Abs. 1 EnWG hat die Bundesnetzagentur den Beteiligten vor einer abschließenden Sachentscheidung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Das setzt voraus, dass die Beteiligten sich zu allen entscheidungserheblichen Tatsachen äußern und damit Verfahren und Ergebnis beeinflussen können. Dafür muss ihnen die beabsichtigte Entscheidung so konkret umschrieben werden, dass sie erkennen können, zu welchen Fragen eine Äußerung zweckmäßig ist (Burmeister in Bourwieg/Hellermann/Hermes, EnWG, 4. Aufl., § 67 Rn. 3; Turiaux in Kment, EnWG, 2. Aufl., § 67 Rn. 4; Wende in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 67 EnWG Rn. 3, 5 f.; Theobald/Werk in Theobald/Kühling, Energierecht, Stand: Juni 2023, § 67 EnWG Rn. 10). Allerdings müssen nicht alle erdenklichen rechtlichen Erwägungen mitgeteilt werden, insbesondere dann nicht, wenn sie sich aufdrängen und die Beteiligten ohnehin mit ihnen rechnen müssen (Wende in Säcker, aaO, Rn. 6; Elspas/Heinichen in Elspas/Graßmann/Rasbach, EnWG, 2. Aufl., § 67 Rn. 3).

127b) Nach diesen Maßgaben sind die Beteiligten zur Ableitung des festgelegten Produktivitätsfaktors ausreichend angehört worden.

128aa) Die Bundesnetzagentur hat den betroffenen Marktteilnehmern gemäß § 67 EnWG bei der Konsultation vom 19. Oktober bis 9. November 2018 und erneut bei der Nachkonsultation vom 15. bis 26. November 2018 (Festlegung S. 2 und 6) Gelegenheit zur Stellungnahme gegeben. Dabei enthielt der Beschlussentwurf, der Grundlage für die Konsultation war, die unter Anwendung der Malmquist-Methode und der Törnqvist-Methode ermittelten Werte von 1,36 % und 1,83 % (Konsultationsentwurf S. 9). Ferner hat die Bundesnetzagentur darauf hingewiesen, sie beabsichtige, sich am unteren Rand der durch diese Werte eröffneten und als plausibel erachteten Bandbreite zu orientieren. Es stelle sich ferner wegen des Unterschieds zum Produktivitätsfaktor Gas die Frage, ob gegebenenfalls spezifische zusätzliche Aspekte des Elektrizitätsversorgungsnetzbetriebs zu berücksichtigen seien (Konsultationsentwurf S. 46).

129bb) Diese Information reichte nach den obigen Grundsätzen aus. Den Marktteilnehmern wurden die konkreten Werte und die Kriterien für die Ableitung des Produktivitätsfaktors mitgeteilt. Angesichts des Unterschieds zum deutlich niedrigeren Produktivitätsfaktor Gas musste sich die Frage eines zusätzlichen Sicherheitsabschlags förmlich aufdrängen. Die Bundesnetzagentur hat denn auch - ohne dass es für die vorliegende Entscheidung darauf ankäme - unwidersprochen geltend gemacht, dass zahlreiche Beteiligte zur Frage eines Sicherheitsabschlags Stellung genommen hätten. Die Betroffene zeigt im Übrigen keinen erheblichen Vortrag auf, den sie anlässlich einer solchen Nach-Nachkonsultation gehalten hätte.

1302. Schließlich hat die Bundesnetzagentur das methodische Vorgehen beim Sicherheitsabschlag auch ausreichend begründet.

131a) Zur Ableitung des Produktivitätsfaktors hat die Bundesnetzagentur in der angegriffenen Festlegung ausgeführt (Festlegung S. 64), Törnqvist-Index und Malmquist-Index stellten international anerkannte und grundsätzlich gleichwertig geeignete wissenschaftliche Methoden zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors dar. Die unterschiedlichen Ergebnisse von 1,35 % (Malmquist-Index) und 1,82 % (Törnqvist-Index) könnten sowohl durch die Methodik als auch im Wesentlichen durch die Datengrundlage und die unterschiedlichen Stützintervalle begründet werden. Das sich ergebende Wertespektrum werde in der ausgewiesenen Bandbreite von 1,35 % bis 1,82 % als noch plausibel erachtet. Jedoch seien beiden Methoden Gesichtspunkte immanent, auf Grund derer sich derzeit kein eindeutiger Vorteil für die Anwendung einer der beiden genannten Methoden ergebe. Die Beschlusskammer sehe es daher unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Bedeutung des Produktivitätsfaktors sowie des Umstands, dass es sich um die erstmalige Festlegung im Elektrizitätsversorgungsbereich handle, zur Sicherstellung eines validen, aber auch erreichbaren und übertreffbaren Werts als angemessen an, sich sicherheitshalber am unteren Rand der genannten Bandbreite zu orientieren. Auf diese Weise werde den gegebenenfalls bestehenden Restunsicherheiten gesondert Rechnung getragen. Im Hinblick darauf, dass demnach der maßgebliche Wert von 1,35 % deutlich von dem für die Gasversorgungsnetze festgelegten Produktivitätsfaktor von 0,49 % abweiche, halte es die Beschlusskammer für angemessen, den erstmals festzulegenden Produktivitätsfaktor Strom analog anderer Regulierungsentscheidungen mit einem Abschlag von einem Drittel des rechnerisch-methodischen Werts zu versehen, um keine unbeabsichtigten Brüche zwischen den beiden Sektoren zu verursachen.

132b) Das ist nicht zu beanstanden und stellt nach den angeführten Maßgaben (siehe oben Rn. 38) eine ausreichende und nachvollziehbare Begründung dafür dar, auf welche Weise der auf 0,90 % festgelegte Wert abgeleitet worden ist. Da es einem lediglich zugunsten der Netzbetreiber vorgenommenen Sicherheitsabschlag immanent ist, dass er auf einer Abschätzung beruht, ist die dafür gegebene knappe Begründung ausreichend. Dies gilt umso mehr, als die Bundesnetzagentur zugunsten der Netzbetreiber in zweifacher Hinsicht Sicherheitsabschläge vorgenommen hat, indem sie zunächst in Bezug auf die Ergebnisse der angewandten Methoden eine "Best-of"-Auswahl zugunsten des niedrigeren Werts getroffen und diesen Wert sodann erneut um ein Drittel reduziert hat. Angesichts dieser erheblichen Abschläge relativieren sich auch die von den Netzbetreibern geltend gemachten Einwände gegen den Törnqvist-Index. Selbst wenn es bei Anwendung des Törnqvist-Index - wie nicht - zu "Verzerrungen" zu Lasten der Netzbetreiber gekommen wäre, bestehen vor diesem Hintergrund keine Anhaltspunkte dafür, dass der festgelegte Wert nicht mit den Vorgaben des § 9 Abs. 3 ARegV im Einklang stünde. Es ist nicht dargelegt oder ersichtlich, dass die durch die Netzentgeltabsenkungen im Laufe des Jahres 2006 behauptete Verzerrung bei der Deflationierung nach der Törnqvist-Methode zu einem Produktivitätsfaktor führen könnte, der unter 1,35 % - und schon gar nicht unter 0,90 % - läge. Sogar bei Zugrundelegung des vom Beschwerdegericht für vorzugswürdig gehaltenen Stützintervalls 2007 bis 2017 ergibt sich bei einer Mittelwertbetrachtung der nach der Malmquist- und Törnqvist-Methode ermittelten Werte von 0,53 % und 1,35 % ein über dem festgelegten Wert von 0,90 % liegender Wert von 0,94 %. Das erhellt, dass die von den betroffenen Netzbetreibern beanstandeten "Verzerrungen" jedenfalls durch die zu ihren Gunsten vorgenommenen Sicherheitsabschläge ausgeglichen werden.

133c) Ohne Erfolg rügt die Betroffene, sie habe vorgetragen, es hätte sich aufdrängen müssen, wie in den ersten beiden Regulierungsperioden einen Sicherheitsabschlag von 50 % vorzunehmen. Der Vortrag ist nicht geeignet, einen Begründungsmangel aufzuzeigen. Die Bundesnetzagentur hatte keine Veranlassung, die Höhe des Sicherheitsabschlags an der vom Verordnungsgeber der Anreizregulierungsverordnung selbst getroffenen Festlegung des Produktivitätsfaktors für die ersten beiden Regulierungsperioden auszurichten, da diese auf einer vollständig anderen Sachverhaltsgrundlage erfolgt ist. Im 2. Referenzbericht Anreizregulierung vom 26. Januar 2006 hatte die Bundesnetzagentur als Zwischenstand ihrer Überlegungen und als Grundlage für Stellungnahmen der betroffenen Wirtschaftskreise eine erste Berechnung unter Heranziehung vorhandener Daten für 1977 bis 1997, unter anderem aus der Fachserie 18, Reihe 1.3 und der Genesis Datenbank des Statistischen Bundesamts, für den Energiesektor vorgenommen und einen Produktivitätsfaktor von 2,54 % ermittelt (2. Referenzbericht, S. 5, 25 ff., 31). In ihrem nach Auswertung der Stellungnahmen erstellten Bericht nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG, der der Anreizregulierungsverordnung zugrunde gelegen hat (vgl. BGH, Beschluss vom 31. Januar 2012 - EnVR 16/10, RdE 2012, 203 Rn. 28) hat sie indes nicht diesen Wert, sondern die Festlegung eines Produktivitätsfaktors von 1,5 % bis 2 % vorgeschlagen (Bericht, S. 14 f.) und zur Begründung ausgeführt, der Wert erscheine vor dem Hintergrund internationaler Erfahrungen als angemessen. Dies zeigten Festlegungen zwischen 1,5 % und 2 % in den Niederlanden, Norwegen und Österreich. Der Verordnungsgeber hat demgegenüber einen Sicherheitsabschlag auf 1,25 % vorgenommen. Die Bundesnetzagentur hatte nach der auf der Grundlage von ihr bei den Netzbetreibern erhobenen Daten durchgeführten (vollständig) anderen Berechnung des Produktivitätsfaktors 2018 im vorliegenden Verfahren keine Veranlassung, auf das Vorgehen bei der Festsetzung des Produktivitätsfaktors durch den Verordnungsgeber im Jahr 2007 zurückzugreifen, zumal insoweit unklar ist, ob der Verordnungsgeber von den ermittelten 2,54 % oder den vorgeschlagenen 1,5 % bis 2 % ausgegangen ist.

1343. Einer Entscheidung des Senats gemäß § 88 Abs. 5, § 85 EnWG in Verbindung mit § 144 Abs. 3 Nr. 1 VwGO steht schließlich nicht entgegen, dass sich das Beschwerdegericht - nach seiner Rechtsansicht folgerichtig - nicht mit dem von der Betroffenen gestellten Antrag auf Einsicht in die das Jahr 2006 betreffenden Akten des Verfahrens zur Festlegung vom 31. Januar 2018 (nachfolgend: Plausibilisierungsakten) befasst hat. Denn das Beschwerdegericht hätte die Verwaltungsvorgänge zum bestandskräftig abgeschlossenen Verfahren zur Datenerhebung (Festlegung vom 31. Januar 2018) nicht gemäß § 82 Abs. 1, Abs. 3 Satz 1 EnWG beiziehen müssen.

135a) Entgegen der Ansicht der Betroffenen hat das Beschwerdegericht bei seiner Beurteilung nicht unter Verstoß gegen den Untersuchungsgrundsatz des § 82 Abs. 1, Abs. 3 Satz 1 EnWG weitere Sachverhaltsermittlungen in Gestalt der Beiziehung der Verwaltungsvorgänge zum bestandskräftig abgeschlossenen Verfahren zur Datenerhebung und der Aufklärung zur Datenqualität unterlassen. Es hat sich mit dem von der Betroffenen gestellten Antrag auf Beiziehung und Verwertung der Plausibilisierungsakten und dem weiteren Vortrag zur Datenqualität 2006 vielmehr nicht befasst, weil dies aus seiner maßgeblichen Sicht nicht erforderlich war.

136b) Der von der Betroffenen gehaltene Vortrag ist nicht geeignet, die Verpflichtung zu weiteren Ermittlungen zu begründen. Das kann der Senat auf der Grundlage des Vortrags der Betroffenen nach den dafür geltenden Grundsätzen (vgl. BVerwG, Urteile 16. Mai 2007 - 6 C 23/06, BVerwGE 129, 42 [juris Rn. 22]; Eichberger in Schoch/Schneider, Verwaltungsrecht, Stand März 2023, § 144 VwGO Rn. 67 bis 71; Neumann/Korbmacher in Sodan/Ziekow, VwGO, 5. Aufl., § 144 Rn. 40 f.) selbst beurteilen; einer Zurückverweisung bedarf es nicht, weil weitere Tatsachenfeststellungen nicht erforderlich sind.

137aa) Nach ständiger Rechtsprechung des Senats bedeutet die Verpflichtung des zur Rechtskontrolle der Entscheidung der Regulierungsbehörde berufenen Gerichts zu überprüfen, ob die Regulierungsbehörde bei ihrer Entscheidung von einer zutreffenden Tatsachengrundlage ausgegangen ist, keine Verpflichtung zur vollständigen Nachprüfung der Validität der Datengrundlagen einer gewählten Methode. Die Regulierungsbehörde hat vielmehr gerade deshalb eine Methodenwahl zu treffen, weil es regelmäßig bei der Erfassung ökonomischer Gegebenheiten und Zusammenhänge nicht die eine richtige und in jeder Hinsicht zuverlässige Methode gibt (BGHZ 228, 286 Rn. 19 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I). Die Validität der Datengrundlagen gehört deshalb zu den Umständen, die die Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung des Standes der wissenschaftlichen Erkenntnis zu prüfen und zu bewerten und zu anderen Gesichtspunkten wie der Datenverfügbarkeit, dem erforderlichen Ermittlungsaufwand sowie rechtlichen Vorgaben etwa zur Fehlertoleranz in Beziehung zu setzen hat. Ob die Daten von der Regulierungsbehörde zuverlässig ermittelt worden sind, braucht das Beschwerdegericht im Regelfall nicht nachzuprüfen. Das hat nur dann zu geschehen, wenn der Vortrag der Beteiligten oder der Sachverhalt als solcher bei sorgfältiger Überlegung der sich aufdrängenden Möglichkeiten dazu Anlass gibt (BGH, Beschluss vom 11. November 2008 - KVR 60/07, BGHZ 178, 285 Rn. 32 mwN - E.ON/Stadtwerke Eschwege).

138bb) Vor diesem Hintergrund zeigt die Betroffene keine Anhaltspunkte dafür auf, dass grundlegende Fehler oder erhebliche Verzerrungen der Datengrundlage vorliegen und sich dies aus den Plausibilisierungsakten ergeben könnte (vgl. auch zur Festlegung des Produktivitätsfaktors Gas BGHZ 228, 286 Rn. 68 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor I; BGH, RdE 2022, 119 Rn. 37 bis 40 - Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II; Beschluss vom 9. Mai 2023 - EnVR 16/20, juris Rn. 37 bis 45).

139(1) Gemäß der Festlegung zur Datenabfrage zur Ermittlung des Produktivitätsfaktors für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen (BK4-17-094) hat die Bundesnetzagentur bei 860 Netzbetreibern jeweils für die Jahre 2006 bis 2016 insgesamt 22 Einzeldaten aus der Gewinn- und Verlustrechnung, 37 Einzeldaten zum Bestand des Sachanlagevermögens und 86 Strukturdaten abgefragt (Festlegung S. 14 bis 18). Die jeweils 145 Einzeldaten enthaltenden Datensätze, insgesamt mithin über 120.000 Einzeldaten, wurden in dem in der Festlegung beschriebenen Verfahren auf ihre Plausibilität hin überprüft (Festlegung S. 18, 19). 850 der 860 Datensätze wurden als plausibel eingestuft.

140(2) Die Betroffene macht geltend, die Bundesnetzagentur habe selbst vorgetragen, dass zunächst nahezu alle Datensätze als auffällig eingestuft worden seien, weil sie keine oder unvollständige Datenlieferungen und auffällige Werte enthalten hätten. Unstreitig sei, dass die Angaben der Netzbetreiber insbesondere zum Jahr 2006 selbst nach mehrfacher Aktualisierung nicht in sich stimmig gewesen seien. Die Betroffene hat fünf bei der Datenerhebung an die Bundesnetzagentur gerichtete Schreiben von Netzbetreibern aus dem Zeitraum Mai bis August 2018, eine noch vor der Datenerhebung und Plausibilisierung erfolgte Stellungnahme des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (nachfolgend: BDEW) sowie eine nach Abschluss der Datenerhebung im Konsultationsverfahren der hier angegriffenen Festlegung eingereichte Stellungnahme der B.                                       GmbH (nachfolgend: B.                  ) vorgelegt. Daraus ergibt sich im Einzelnen Folgendes:

141(a) Die Betroffene hat einen per E-Mail geführten Schriftverkehr (Anlage Bf 17) zwischen einem Netzbetreiber und der Bundesnetzagentur sowie weitere vier Schreiben von Netzbetreibern im Zusammenhang mit der Datenübermittlung vorgelegt (Anlagen Bf 18 bis Bf 21), auf die sie in der Rechtsbeschwerde Bezug nimmt. Aus der Anlage Bf 17 ergibt sich, dass dem dortigen Netzbetreiber ein Einzelwert für 2006 (vermiedene Netzentgelte) nicht mehr vorlag, aber nach zwei Nachfragen der Bundesnetzagentur auf der Grundlage interner Aufzeichnungen im August 2018 bis auf zwei Stellen hinter dem Komma rekonstruiert werden konnte. Aus dem Schreiben eines Netzbetreibers vom 30. Mai 2018 (Anlage Bf 18) lässt sich entnehmen, dass drei Einzelwerte für 2006 (vermiedene Netzentgelte, entnommene Jahresarbeit, zeitgleiche Jahreshöchstlast) unter Heranziehung der Werte für 2007 und 2008 geschätzt wurden sowie ein aufzuteilender Wert (Aufteilung der Verlustenergie auf die verschiedenen Spannungs- und Umspannebenen) unter Heranziehung der dem Bescheid der Landesregulierungsbehörde für die Erlösobergrenze von 2014 bis 2018 zugrundeliegenden maximalen Grenzwerte schätzweise aufgeteilt wurde. Im Schreiben eines Netzbetreibers vom 31. Mai 2018 (Anlage Bf 19) wird zur Interpretation der übermittelten Daten darauf hingewiesen, dass der Netzbetrieb bis zum 1. Juli 2007 durch die E KG durchgeführt worden sei. Sodann sei das Netz an die zu diesem Datum gegründete E GmbH verpachtet worden. Erst ab Gründung der E GmbH sei die Aufstellung eines Tätigkeitsabschlusses erfolgt. Aus diesem Grund seien für 2006 und 2007 teilweise sachgerechte Annahmen und Schlüsselungen erfolgt. Zur Datenqualität wird ausgeführt, es gebe bei einigen Daten, gerade die Jahre 2006 bis 2008 betreffend, Probleme hinsichtlich der Quellenverfügbarkeit, so dass die Qualität der Daten im Zeitverlauf nicht immer als gleichwertig anzusehen sei. Teilweise hätten Datenpunkte auf Basis anderer Jahre interpoliert oder auf Basis verfügbarer Informationen geschätzt werden müssen. In einem Schreiben eines weiteren Netzbetreibers vom 30. Mai 2018 (Anlage Bf 20) wird ausgeführt, die Netzgesellschaft sei zum 1. Juli 2007 gegründet worden. Analog zum Vorgehen beim Produktivitätsfaktor Gas seien deshalb für die Jahre 2006 und 2007 qualifizierte Schätzungen vorgenommen worden; gleiches gelte für weitere nicht mehr vorgehaltene Einzeldaten. Insgesamt bestünden Bedenken hinsichtlich der Verwendbarkeit der übermittelten Datensätze für ein belastbares und sachgerechtes Ergebnis. Es sei auch zu befürchten, dass eine Vielzahl von Daten auf unterschiedliche Weise ermittelt worden sei und eine Vergleichbarkeit daher fehle. Im Schreiben vom 31. Mai 2018 (Anlage Bf 21) führt ein weiterer Netzbetreiber aus, alle Daten seien in bestmöglicher Qualität zusammengestellt worden. Sie seien entweder direkt ermittelt oder unmittelbar abgeleitet worden. Wie bereits in der Stellungnahme des BDEW vom 12. Januar 2018 angemerkt worden sei, gebe es bei einigen Daten, gerade aus den frühen Jahre 2006 und 2007, Probleme hinsichtlich der Quellenverfügbarkeit, so dass hier teils abweichende Vorgehensweisen hätten gewählt werden müssen.

142(b) In der Stellungnahme des BDEW zur Datenerhebung vom 12. Januar 2018 wird vorgetragen, für 2006 sei mit einer deutlich eingeschränkten Verfügbarkeit und Qualität der Daten zu rechnen. Dies sei bei der Erhebung, Plausibilisierung und Verwendung der Daten zu berücksichtigen. Wenn sich die Einschätzung bestätige, dass die Daten 2006 von vielen Netzbetreibern nicht oder nur in einer unzureichenden Qualität bereitgestellt werden könnten, solle auf die Erhebung und Verwendung der Daten verzichtet werden.

143(c) In der Stellungnahme des B.                     vom 15. November 2018 zum Konsultationsentwurf (Anlage Bf 23) werden zahlreiche auch sodann von den Netzbetreibern vorgebrachte Einwände geltend gemacht, wie etwa grundlegende Bedenken im Hinblick auf die Methodik und die fehlende Bereinigung der Daten um Sondereffekte (etwa Mehrerlösabschöpfung, strukturelle Brüche wie Veränderungen der Versorgungsstruktur oder Änderungen der Anreizregulierungsverordnung). Hinsichtlich der Datenerhebung wird ausgeführt (Stellungnahme S. 5), im Zuge der operativen Beratung von rund 100 Netzbetreibern (Strom und Gas) seien umfassende Einblicke gewonnen worden, die bei der Ausfüllung der Erhebungsbögen entstanden seien. Es habe erhebliche Diskrepanzen in der Datenverfügbarkeit, der Ausfüllung und sodann der Plausibilisierung der Erhebungsbögen gegeben. Im Zuge der Erhebung hätten Abschätzungen vorgenommen werden müssen. Auch in der Erfassung seien erhebliche Abweichungen zwischen Unternehmen aufgetreten. Dies sei umso deutlicher, je weiter das Betrachtungsjahr zurückliege. Insbesondere 2006 und 2007 seien häufig Abschätzungen vorgenommen worden, da in diesen Jahren erstmalig Tätigkeitsabschlüsse erstellt worden seien. Auch bei der Plausibilisierung sei es zu "kritikwürdigem Vorgehen bzw. Maßnahmen" der Bundesnetzagentur gekommen. Hervorzuheben sei die teilweise fehlerhafte Plausibilisierung durch Vergleiche und fehlerhafte Interpretationen der Informationen aus den Kostenprüfungen, den Monitoring-Berichten und dem Bundesanzeiger. Zum Teil seien Abweichungen identifiziert worden, die auf fehlerhafte Bearbeitung seitens der Bundesnetzagentur zurückzuführen gewesen seien. Dazu zählten etwa fehlerhafte Ausweisung der Umsatzzahlen (Ansatz der Umsatzerlöse des Gesamtunternehmens anstelle der Tätigkeiten), fehlerhafte Bereinigung von EEG- und KWKG-Erlösen, fehlerhafte Saldierung und Ausweisung von vorgelagerten Netzkosten und Baukostenzuschüssen sowie Netzanschlusskostenbeiträgen und die Fehlinterpretation verschiedener Geschäftsmodelle. Es verwundere daher nicht, wenn die Zeitreihen zum Teil deutliche Sprünge enthielten. Dies führe insbesondere in den Jahren 2006 und 2007 zu "Zweifeln hinsichtlich der Belastbarkeit der erfassten und weiterverwendeten Daten". Zusammenfassend wird ausgeführt (Stellungnahme S. 10), allein anhand der Datenqualität sei zu erwarten gewesen, dass das Jahr 2006 nach kritischer Prüfung den Datenanforderungen der Bundesnetzagentur nicht entsprochen hätte und die Jahre 2007 bis 2010 als Ausreißer hätten bereinigt werden müssen. Die Erfahrungen bei der Ausfüllung der Erfassungsbögen "deuteten darauf hin", dass die Plausibilisierung der Bundesnetzagentur "z. T. sehr robust (grob)" gewesen sei.

144(3) Es trifft zunächst nicht zu, dass zwischen den Parteien unstreitig ist, die Angaben der Netzbetreiber seien selbst nach mehrfacher Aktualisierung noch immer nicht in sich stimmig gewesen. Die Betroffene gibt den Vortrag der Bundesnetzagentur aus der Beschwerdeerwiderung unzutreffend wieder. Im Gegenteil hat die Bundesnetzagentur, wie auch in der Festlegung dargelegt, eine umfassende Plausibilisierung vorgenommen, wobei - nach teilweise mehrfachen Nachfragen - schließlich 850 von 860 Datensätzen als plausibel und vollständig eingestuft werden konnten (Festlegung S. 19). So ergibt sich auch aus dem vorgelegten Schriftverkehr mit einem Netzbetreiber (Anlage Bf 17), dass die Bundesnetzagentur durch mehrfache Nachfragen wegen eines Einzelwerts für die Vollständigkeit des Datensatzes gesorgt hat.

145(4) Aus der Stellungnahme des BDEW ergibt sich nichts dafür, dass die Plausibilisierungsakten Anhaltspunkte für grundlegende Fehler oder erhebliche Verzerrungen der Datengrundlage enthalten könnten, denn in dieser Stellungnahme wird lediglich schon vor Beginn der Datenerhebung die Besorgnis geäußert, die Daten könnten möglicherweise nicht oder nicht in ausreichender Qualität bereitgestellt werden.

146(5) Solche Anhaltspunkte ergeben sich ferner weder aus den weiteren vier vorgelegten Schreiben noch aus der Stellungnahme des B.                   .

147(a) Den vier Schreiben der Netzbetreiber (Anlage Bf 18 bis 21) lässt sich lediglich entnehmen, dass in Bezug auf bestimmte Einzeldaten Schätzungen vorgenommen werden mussten, wobei das Bemühen erkennbar ist, sachgerecht zu schätzen und zu schlüsseln. Aus der Stellungnahme des B.                       (Anlage Bf 23) ergibt sich, dass einige Unternehmen über sämtliche Daten verfügten, während andere sie teilweise schätzen mussten. Allein der Umstand, dass in einigen - nicht allen - Fällen sachgerechte Schätzungen und Schlüsselungen stattgefunden haben, begründet indes weder einen Anhaltspunkt für grundlegende Fehler noch für erhebliche Verzerrungen der Datengrundlage. Dass eine Datengrundlage, bei der einige Einzeldaten sachgerecht geschätzt werden, dem Stand der Wissenschaft widerspricht, macht die Betroffene schon nicht geltend und ist auch nicht ersichtlich. Auch Anhaltspunkte für grundlegende Verzerrungen ergeben sich daraus nicht. Verzerrungen im Hinblick auf die Datengrundlage als Ganzes können lediglich dann auftreten, wenn Werte systematisch unter- oder überschätzt werden. Dafür ist aber nichts dargetan.

148(b) Soweit die Stellungnahme Zweifel an der Art und Weise der durchgeführten Plausibilisierung äußert, ist schon nicht dargelegt, dass die gerügten und - laut der Stellungnahme - bei der Plausibilisierung zutage getretenen Fehler nicht anschließend korrigiert worden sind. Im Gegenteil spricht der Umstand, dass Abweichungen identifiziert und damit bereinigt werden konnten, für eine sachgerecht durchgeführte Plausibilisierung und eine sachgerechte Reaktion darauf. Hinzu tritt, dass sich der Stellungnahme auch keinerlei Quantifizierung der behaupteten Mängel entnehmen lässt. Weder wird angegeben, wie viele Stromnetzbetreiber das B.                   beraten hat, noch, welche fehlerhaften Daten in welchem Umfang Eingang in die Erhebungsbögen gefunden hätten oder in welchem Umfang die gerügten Abweichungen vorgekommen seien. Dass Einzeldatensätze möglicherweise Fehler enthalten, kann die Belastbarkeit der Datengrundlage angesichts ihrer Breite nicht in Frage stellen (vgl. BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, RdE 2014, 276 Rn. 71, 85 - Stadtwerke Konstanz GmbH).

149C. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG; die Festsetzung des Gegenstandswerts folgt aus § 50 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 GKG und § 3 ZPO.