BGH 12.06.2018 - EnVR 29/16

I.

Die Betroffene betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz in Nordrhein-Westfalen. Für die zweite Regulierungsperiode nimmt sie am vereinfachten Verfahren gemäß § 24 ARegV teil. Sie wendet sich gegen die von der Landesregulierungsbehörde getroffene Festlegung für die zweite Regulierungsperiode zur Berücksichtigung von Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 Satz 2 ARegV durch Elektrizitätsverteilernetzbetreiber vom 20. Januar 2015 (VB4-38-20/2.2; MBl. NRW 2015, S. 101). Die Festlegung regelt im Tenor unter anderem folgendes:

"1. Alle Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen im Sinne des § 3 Nr. 3 EnWG im Zuständigkeitsbereich der Landesregulierungsbehörde NRW werden ab der zweiten Regulierungsperiode (beginnend am 1.1.2014) verpflichtet, die Anpassung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen gemäß § 4 Abs. 3 Nr. 3 ARegV derart vorzunehmen, dass die Differenz der Verlustenergiekosten zwischen dem Basisjahr für die zweite Regulierungsperiode (VK0) und den ansatzfähigen Verlustenergiekosten, die sich aufgrund der vorgegebenen Berechnungsmethodik kalenderjährlich ergeben (VKt), als volatile Kosten berücksichtigt wird.

2. Die ansatzfähigen Verlustenergiekosten des jeweiligen Kalenderjahres ergeben sich aus dem Produkt des Referenzpreises und der ansatzfähigen Menge. Die Berechnung des Referenzpreises erfolgt anteilig gewichtet aus dem Baseload-Preis zu 76% und dem Peakload-Preis zu 24%. Der Baseload-Preis ergibt sich dabei als tagesgenauer (ungewichteter) Durchschnittspreis aller im Zeitraum 1.7.t-2 bis 30.6.t-1 gehandelten Phelix-Year-Futures (Baseload) für das Lieferjahr t. Der Peakload-Preis ergibt sich als tagesgenauer (ungewichteter) Durchschnittspreis aller im Zeitraum 1.7.t-2 bis 30.6.t-1 gehandelten Phelix-Year-Futures (Peakload) für das Lieferjahr t. Die ansatzfähige Menge entspricht dem im Rahmen der Bestimmung des Ausgangsniveaus nach § 6 Abs. 1 ARegV anerkannten Wert des Basisjahres 2011. Die ansatzfähige Menge wird für die Dauer der zweiten Regulierungsperiode festgesetzt; eine jährliche Anpassung findet nicht statt."

Der Festlegung ging eine Konsultation voraus, in deren Rahmen die beteiligten Wirtschaftskreise Gelegenheit zur Stellungnahme hatten. Die Festlegung entspricht inhaltlich im Wesentlichen der von der Bundesnetzagentur für ihren Zuständigkeitsbereich getroffenen Festlegung vom 20. März 2013 (BK8-12/011; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de), die Gegenstand des Senatsbeschlusses vom 7. Juni 2016 (EnVR 62/14, RdE 2016, 462 - Festlegung volatiler Kosten) war.

Unter anderem nach den Maßgaben der angefochtenen Festlegung setzte die Landesregulierungsbehörde mit Bescheid vom 17. November 2015 für die Betroffene die kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode Strom (2014 bis 2018) fest. Mit ihrer Beschwerde macht die Betroffene geltend, die Festlegung vom 20. Januar 2015 beruhe auf formellen und materiellen Rechtsfehlern. Sie begehrt, die Festlegung aufzuheben und die Landesregulierungsbehörde zum Erlass einer neuen Festlegung zu verpflichten, hilfsweise die Aufhebung der Festlegung. Das Beschwerdegericht hat die Beschwerde zurückgewiesen. Dagegen wendet sich die Betroffene mit der vom Beschwerdegericht zugelassenen Rechtsbeschwerde.

II.

Die Rechtsbeschwerde ist unbegründet.

1. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung (OLG Düsseldorf, RdE 2016, 362), soweit für das Rechtsbeschwerdeverfahren noch von Interesse, im Wesentlichen wie folgt begründet:

Die von der Betroffenen in formeller Hinsicht gegen die Festlegung vorgebrachten Rügen hätten keinen Erfolg. Die Landesregulierungsbehörde habe den Beschluss ausreichend begründet. Insbesondere habe sie hinreichend deutlich erläutert, welche Gründe für das konkrete Verfahren und die dabei gewählten Methoden sprächen, mit denen den Netzbetreibern Anreize zur effizienten Beschaffung gesetzt werden sollten und auf welche Weise sie insbesondere die Grundlagen der Referenzpreisbildung ermittelt und den Referenzpreis berechnet habe.

Entgegen der Auffassung der Betroffenen sei die Festlegung auch in materieller Hinsicht rechtmäßig. Die Landesregulierungsbehörde habe die Festlegung zutreffend auf § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV gestützt. Bei der Festlegung der Vorgaben für die Ermittlung der ansatzfähigen Verlustenergiekosten stehe der Landesregulierungsbehörde ein Gestaltungsspielraum zu, der nur einer eingeschränkten gerichtlichen Kontrolle unterliege.

Vor diesem Hintergrund sei die festgelegte Berechnungsweise des Referenzpreises nicht zu beanstanden. Mit dem Durchschnittspreis aller innerhalb eines 12-Monats-Zeitraums gehandelten Phelix-Year-Futures werde die tatsächliche Preisentwicklung bei der Beschaffung von Verlustenergie abgebildet. Das Verhältnis von Baseload- zu Peakload-Preisen sei anhand tatsächlicher Werte der von fast allen am Regelverfahren beteiligten Netzbetreibern der Bundesnetzagentur mitgeteilten Daten ermittelt worden. Dies stelle eine ausreichend gesicherte Datenbasis dar. Die Landesregulierungsbehörde habe daneben nicht die ihrer Regulierung unterliegenden (kleinen) Netzbetreiber in den Blick nehmen müssen. Für eine differenzierte Betrachtung bestehe kein Anlass, weil die Anreizregulierungsverordnung keine unterschiedlichen, insbesondere keine abgestuften Effizienzmaßstäbe für große und kleine Netzbetreiber vorsehe. Die Betroffene mache ohne Erfolg geltend, der Peakload-Anteil müsse 40% betragen. Es sei bereits nicht empirisch belegt, dass die Höhe der Verlustenergiekosten mit zunehmender Größe des Netzbetreibers sinke. Zwar sei die Menge der zu beschaffenden Verlustenergie bei kleinen Netzbetreibern zwangsläufig kleiner. Auch solche Netzbetreiber könnten aber - etwa durch Bildung von Einkaufsgemeinschaften - Verlustenergie kostengünstig einkaufen. Belege dafür, dass sich eine entsprechende Nachfragemacht so nicht erreichen lasse, bringe die Betroffene nicht vor. Die Zuerkennung von Boni für kleinere Netzbetreiber widerspräche zudem der in der Anreizregulierungsverordnung vorgesehenen Wettbewerbsanalogie, weil sich ein Unternehmen in einem funktionierenden Markt nicht durchsetzen könnte, wenn es infolge seiner geringen Größe teurer als größere Wettbewerber wäre.

Schließlich begegne es auch keinen Bedenken, dass die angefochtene Festlegung rückwirkend für die Jahre 2014 und 2015 erlassen worden sei. Darin liege kein Verstoß gegen das Rückwirkungsverbot. Das Verbot echter und unechter Rückwirkung betreffe allein Rechtsnormen und deren Wirkung. Hier gehe es indes nicht um eine Änderung der maßgeblichen Vorschriften, sondern um die von der Landesregulierungsbehörde zu deren Konkretisierung erlassene Festlegung einheitlicher Leitlinien gegenüber den betroffenen Netzbetreibern. Davon abgesehen bestünden hier auch keine aus dem Gebot der Rechtssicherheit und des Vertrauensschutzes herrührenden sachlichen Grenzen für die angeordnete Rückwirkung der Festlegung. Mit der Verfahrenseinleitung und der Eröffnung der Konsultation am 2. August 2013 sei für die betroffenen Netzbetreiber der Erlass der - für die gesamte Dauer der zweiten Regulierungsperiode Geltung beanspruchenden - Festlegung vorhersehbar gewesen. Zudem habe die Landesregulierungsbehörde dies bereits im Jahr 2012 in der für die restlichen drei Jahre der ersten Regulierungsperiode erlassenen Festlegung angekündigt. Außerdem sei die Betroffene mit Blick auf das Effizienzgebot ohnehin verpflichtet gewesen, Verlustenergie effizient zu beschaffen.

2. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Nachprüfung stand.

a) Das Beschwerdegericht hat - was der Senat nach Erlass der Beschwerdeentscheidung in Bezug auf die im Wesentlichen gleichlautende Festlegung der Bundesnetzagentur entschieden und im Einzelnen begründet hat (Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 - Festlegung volatiler Kosten) und von der Rechtsbeschwerde auch nicht in Zweifel gezogen wird - zu Recht angenommen, dass die Festlegung von der Ermächtigungsgrundlage des § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV gedeckt ist (Senatsbeschluss aaO Rn. 12 ff.) und der Regulierungsbehörde bei der Festlegung der Verlustenergiekosten als volatile Kosten und der näheren Ausgestaltung der Berechnungsmethode ein Entscheidungsspielraum zuzubilligen ist (Senatsbeschluss aaO Rn. 16 ff.).

Ebenfalls rechtlich nicht zu beanstanden sind die Maßstäbe, die das Beschwerdegericht zur Überprüfung der angefochtenen Festlegung herangezogen hat. Die der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräume kommen hinsichtlich einiger Aspekte einem Beurteilungsspielraum (wie z.B. bei der Erheblichkeitsschwelle des § 11 Abs. 5 Satz 2 ARegV), hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleich (wie z.B. bei der Ermittlung des Referenzpreises und der Wechselwirkung mit der Festlegung der Verlustenergiemenge). Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Sie beschränkt sich auf die Überprüfung, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 25 mwN - Festlegung volatiler Kosten).

Soweit die Entscheidung der Regulierungsbehörde der gerichtlichen Nachprüfung unterliegt, ist im Rechtsbeschwerdeverfahren allerdings nicht derselbe Prüfungsmaßstab anzulegen wie in der Beschwerdeinstanz. Vielmehr obliegt die Überprüfung, ob das methodische Vorgehen der Regulierungsbehörde nach den dargelegten Kriterien zu beanstanden ist, in erster Linie dem Tatrichter. Denn ihr Ergebnis hängt im Wesentlichen von den Tatsachen ab, aus denen sich Schlussfolgerungen im Hinblick auf Vor- und Nachteile unterschiedlicher in Betracht kommender methodischer Vorgehensweisen ziehen lassen. Diese Schlussfolgerungen sind zwar zum Teil rechtlicher Natur. Die hierfür anzustellenden Erwägungen sind mit der Feststellung der dafür maßgeblichen Tatsachen jedoch so eng verwoben, dass auch sie im Wesentlichen dem Bereich der tatrichterlichen Würdigung zuzuordnen sind. Die Entscheidung des Tatrichters kann deshalb in der Rechtsbeschwerdeinstanz nur eingeschränkt dahingehend überprüft werden, ob er erhebliches Vorbringen der Beteiligten unberücksichtigt gelassen, wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Betracht gelassen oder offenkundig fehlgewichtet oder der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung sonst unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt hat (vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 26 mwN - Festlegung volatiler Kosten).

b) Nach diesen Maßgaben ist es nicht zu beanstanden, dass das Beschwerdegericht die Festlegung für materiell rechtmäßig gehalten hat.

Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht rechts- und verfahrensfehlerfrei angenommen, dass die Landesregulierungsbehörde die Gewichtungsanteile der Preiskomponente sachgerecht ermittelt hat, indem sie hierfür lediglich die vorhandenen Daten der "großen" Netzbetreiber herangezogen hat. Die in der Festlegung bestimmte Bildung des Referenzpreises für die Beschaffung von Verlustenergie ist aus Rechtsgründen ebenfalls nicht zu beanstanden. Dies gilt auch im Hinblick darauf, dass sich die streitgegenständliche Festlegung (nur) an die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen richtet, die - wie die Betroffene - nach § 54 Abs. 2 Satz 1 EnWG in den originären Zuständigkeitsbereich einer Landesregulierungsbehörde fallen, weil an ihr Netz weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind.

aa) Das Beschwerdegericht hat die Nichtberücksichtigung der Daten "kleiner" Netzbetreiber damit begründet, dass die Anreizregulierungsverordnung keine unterschiedlichen, insbesondere keine abgestuften Effizienzmaßstäbe für "große" und "kleine" Netzbetreiber vorsehe. Daneben hat es - wenn auch im Zusammenhang mit der Frage nach einem Bonus für kleinere Netzbetreiber - ausgeführt, ein solcher Bonus würde der in der Anreizregulierungsverordnung vorgesehenen Wettbewerbsanalogie widersprechen, weil sich ein Unternehmen in einem funktionierenden Markt nicht durchsetzen könnte, wenn es infolge seiner geringeren Größe teurer als größere Wettbewerber wäre. Diese Maßstäbe, die das Beschwerdegericht der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung zu Grunde gelegt hat, sind aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden.

bb) Der Grundsatz der Wettbewerbsanalogie ergibt sich aus § 21 Abs. 2 Satz 1 und Satz 2 EnWG. Er ist zwar unmittelbar nur auf die kostenorientierte Netzentgeltgenehmigung anwendbar (vgl. dazu Senatsbeschlüsse vom 3. März 2009 - EnVR 79/07, RdE 2010, 19 Rn. 14 mwN - SWU Netze und vom 9. November 2010 - EnVR 1/10, ZNER 2011, 181 Rn. 27 - Bahnstromfernleitungen) und erlaubt insoweit für die Kostenseite nur die Berücksichtigung solcher Kosten oder Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach bei (fiktiver) Zugrundelegung wettbewerblicher Bedingungen einstellen würden (§ 21 Abs. 2 Satz 2 EnWG; vgl. Senatsbeschluss vom 3. März 2009, aaO). Der Grundsatz ist aber - was die Regelung in § 21a Abs. 4 Satz 2 und 5 EnWG zeigt - auch für die Anreizregulierung von Bedeutung. Danach werden der nicht beeinflussbare Kostenanteil an dem Gesamtentgelt nach § 21 Abs. 2 EnWG und der beeinflussbare Kostenanteil nach § 21 Abs. 2 bis 4 EnWG zu Beginn einer Regulierungsperiode ermittelt; nur auf letzteren beziehen sich die Effizienzvorgaben (§ 21a Abs. 4 Satz 6 EnWG). Bei volatilen Kostenanteilen, die an sich beeinflussbare Kostenanteile sind, handelt es sich um einen Sonderfall, weil sie einerseits - wie beeinflussbare Kostenanteile - in den Effizienzvergleich einfließen, andererseits aber eine jährliche Anpassung der Erlösobergrenze ermöglichen (§ 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 ARegV) und in dieser Hinsicht wie dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile behandelt werden.

Aufgrund dessen ist es nicht zu beanstanden, dass das Beschwerdegericht die von der Landesregulierungsbehörde herangezogene Datenbasis hat ausreichen lassen, weil es von seinem Standpunkt aus nur auf die Daten der "großen" Netzbetreiber ankommt. Dies deckt sich mit § 24 Abs. 2 Satz 2 ARegV, wonach im Rahmen des vereinfachten Verfahrens ab der zweiten Regulierungsperiode der Effizienzwert als gewichteter durchschnittlicher Wert aller an dem bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12 bis 14 ARegV ermittelten Effizienzwerte gebildet wird, so dass dabei die Daten der am vereinfachten Verfahren teilnehmenden "kleinen" Netzbetreiber ebenfalls keine Berücksichtigung finden (vgl. Senatsbeschluss vom 25. April 2017 - EnVR 17/16, RdE 2017, 344 Rn. 90 f. - Stadtwerke Werl GmbH). Aufgrund dessen geht mangels Erheblichkeit auch die von der Rechtsbeschwerde hilfsweise erhobene Aufklärungsrüge, das Beschwerdegericht hätte die Datengrundlage weiter hinterfragen und des Weiteren auch die Daten "kleinerer" Netzbetreiber berücksichtigen müssen, ins Leere.

cc) Die erhobene Datenbasis (98 von insgesamt 109 "großen" Netzbetreibern) ist ausreichend groß (vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 30 - Festlegung volatiler Kosten). Dagegen bringt die Rechtsbeschwerde nichts Substantielles vor. Dies gilt insbesondere für ihren Einwand, die der Datenerhebung unterfallenden Netzbetreiber seien strukturell nicht vergleichbar. Das Beschwerdegericht ist rechts- und verfahrensfehlerfrei davon ausgegangen, dass das Verfahren der Landesregulierungsbehörde zur Bestimmung der Gewichtungsanteile der Preiskomponente nicht zu beanstanden ist. Nachdem in der bis zum 31. Dezember 2013 geltenden Festlegung das Base-Peak-Verhältnis noch 80% zu 20% betragen hatte, hat die Landesregulierungsbehörde in dem im August 2013 eingeleiteten Konsultationsverfahren - in Übereinstimmung mit der Festlegung der Bundesnetzagentur vom 20. März 2013 - ein Base-Peak-Verhältnis von 76% zu 24% vorgeschlagen. Dies beruhte darauf, dass die Bundesnetzagentur in dem von ihr eingeleiteten Konsultationsverfahren zunächst ein Base-Peak-Verhältnis von 80% zu 20% angekündigt und nach Auswertung der Daten von 98 Netzbetreibern und Eliminierung von Ausreißern das Base-Peak-Verhältnis auf 76% zu 24% ermittelt und entsprechend festgelegt hatte (vgl. dazu im Einzelnen Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016, aaO Rn. 35). Dagegen ist nichts zu erinnern. Die Rechtsbeschwerde zeigt keinen Vortrag auf, dem das Beschwerdegericht hätte entnehmen müssen, dass das von der Landesregulierungsbehörde festgelegte Verhältnis zwischen Baseload- und Peakload-Preisen aus methodischer Sicht unvertretbar wäre. Wie bereits ausgeführt begegnet die Heranziehung lediglich der Daten der "großen" Netzbetreiber keinen Bedenken. Soweit die Rechtsbeschwerde einwendet, die Daten der erheblich größeren Netzbetreiber wie namentlich der W.    GmbH hätten das Gesamtergebnis verzerrt, legt sie dies weder nachvollziehbar dar noch verweist sie auf einen entsprechenden Vortrag in der Beschwerdeinstanz.

Durch den Ansatz eines jährlichen Durchschnittspreises fordert die Festlegung von den Netzbetreibern nicht das ökonomisch Bestmögliche im Sinne einer absoluten Effizienz. Die Netzbetreiber sollen den Beschaffungsvorgang so effizient gestalten und ihre Netze so strukturieren, dass sich ihre durchschnittlichen Einkaufspreise im Rahmen der durchschnittlichen Börsenpreise bewegen. Allerdings trifft den einzelnen Netzbetreiber das Risiko der punktuellen Beschaffung, das "große" Netzbetreiber im Gegensatz zu kleineren Netzbetreibern durch die Wahl möglichst vieler Beschaffungszeitpunkte in einem gewissen Maß nivellieren können, während dies "kleineren" Netzbetreibern nur eingeschränkt, immerhin aber über die gesamte Regulierungsperiode hinweg durchaus möglich ist. Darüber hinaus können "kleinere" Netzbetreiber das Prognoserisiko - was die Festlegung der Bundesnetzagentur hinsichtlich des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie vom 21. Oktober 2008 (BK6-08-006) zulässt und die Rechtsbeschwerde in Bezug auf die W.    GmbH selbst vorträgt - durch die Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften verkleinern (vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 32 - Festlegung volatiler Kosten). Die von der Rechtsbeschwerde - ohnehin erst im Rechtsbeschwerdeverfahren - vorgetragenen Daten von ihr ausgewählter einzelner Netzbetreiber können dies nicht widerlegen. Aufgrund dessen ist auch - entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde - ein Sicherheitsaufschlag auf den Referenzpreis nicht geboten (vgl. dazu Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016, aaO Rn. 33).

dd) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde folgt aus § 21 Abs. 2 Satz 1, § 21a Abs. 2 Satz 2, Abs. 4 Satz 4 EnWG nicht das zwingende Erfordernis, für unterschiedliche Gruppen jeweils strukturell vergleichbarer Netzbetreiber inhaltlich unterschiedliche Vorgaben zu machen. Eine solche Gruppenbildung ist in diesen Vorschriften nur als Möglichkeit vorgesehen und kann allenfalls im Einzelfall von Rechts wegen notwendig sein, wenn sie zur Erreichung der mit der Anreizregulierung verfolgten Ziele geeignet und erforderlich ist. Dabei sind allerdings auch die berechtigten Interessen der Netznutzer und die in § 1 EnWG normierten Ziele einer möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität in den Blick zu nehmen (vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 23 - Festlegung volatiler Kosten).

Anders als die Rechtsbeschwerde meint, ergibt sich aus § 13 Abs. 4 ARegV oder aus § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV nichts anderes. Die Vergleichsparameter nach § 13 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 bis 3 ARegV dienen dazu, im Rahmen des Effizienzvergleichs die Versorgungsaufgabe eines Netzbetreibers einschließlich der Gebietseigenschaften möglichst gut zu erfassen. Die Vergleichsparameter müssen aber exogen, d.h. nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmt sein (vgl. Senatsbeschluss vom 9. Oktober 2012 - EnVR 88/10, RdE 2013, 22 Rn. 51 - SWM Infrastruktur GmbH). Da dies bei den Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie nicht der Fall ist, kann die Rechtsbeschwerde aus dieser Vorschrift nichts für sich herleiten. Entsprechendes gilt für die Regelung des § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV, nach der im Rahmen der Bestimmung des Qualitätselements bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, wobei dies durch Gruppenbildung erfolgen kann. Dies soll dem Umstand Rechnung tragen, dass die Versorgungsstruktur eine starke, vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare Wirkung auf die Netzzuverlässigkeit hat und das Qualitätsniveau im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Relation etwa in ländlichen Gebieten geringer sein kann als in städtischen Gebieten (vgl. Senatsbeschluss vom 22. Juli 2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 Rn. 55 - Stromnetz Berlin GmbH).

Das Erfordernis einer Differenzierung zwischen "großen" und "kleinen" Netzbetreibern lässt sich schließlich entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde auch nicht der Regelung des § 10 Abs. 1 Satz 4 StromNZV entnehmen, wonach Netzbetreiber, an deren Verteilernetz weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, von der Verpflichtung ausgenommen sind, für die Beschaffung von Verlustenergie ein Ausschreibungsverfahren durchzuführen. Hierbei handelt es sich lediglich um eine verfahrenstechnische Erleichterung, die das Gebot der effizienten Betriebsführung und den Grundsatz der Wettbewerbsanalogie unberührt lässt. Vielmehr lässt es die Festlegung der Bundesnetzagentur hinsichtlich des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie vom 21. Oktober 2008 (BK6-08-006) zu, dass sich "kleinere" Netzbetreiber durch die Bildung von Ausschreibungsgemeinschaften an einem Ausschreibungsverfahren beteiligen können.

c) Ohne Erfolg wendet sich die Rechtsbeschwerde gegen die rückwirkende Geltung der Festlegung für die Jahre 2014 und 2015.

aa) Die rückwirkende Anwendbarkeit der Festlegung ergibt sich aus Tenorziffer 1 und gehört gemäß § 43 Abs. 1 Satz 2 VwVfG NRW als Regelung ihres zeitlichen Geltungsbereichs zu ihrem Inhalt (vgl. BVerwGE 88, 278, 281). § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV lässt dies zu. Anders als § 32 Abs. 1 Nr. 4 ARegV fordert zwar § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV nach seinem Wortlaut nicht, dass die Festlegung für die gesamte Dauer der Regulierungsperiode ergeht; die Norm verbietet dies aber auch nicht. Vielmehr kommt der Regulierungsbehörde auch insoweit ein Regulierungsermessen zu. Die Einstufung der Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als volatile Kostenanteile nicht nur für die restliche, sondern für die gesamte Regulierungsperiode ist auch sachgerecht. Sie knüpft an die bis zum 31. Dezember 2013 im Zuständigkeitsbereich der Landesregulierungsbehörde geltende Rechtslage an.

bb) Die rückwirkende Anwendbarkeit der Festlegung begegnet keinen verfassungsrechtlichen Bedenken.

Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts ist die Festlegung allerdings - was der Senat nach Erlass der Beschwerdeentscheidung entschieden hat - zumindest entsprechend an den Grundsätzen der unechten und echten Rückwirkung zu messen. Denn solche Entscheidungen beruhen schon wegen des damit verfolgten Zwecks, Diskriminierungen zu vermeiden, regelmäßig auf einem allgemeineren Regelungskonzept. Ihre Wirkungen kommen deshalb in ihrer Gesamtheit denjenigen einer Rechtsnorm häufig nahe. Angesichts dessen muss den Erfordernissen des Vertrauensschutzes bei der Ausübung des der Regulierungsbehörde in § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 32 Abs. 1 Nr. 4a ARegV eingeräumten Ermessens sorgfältig Rechnung getragen werden (vgl. Senatsbeschluss vom 12. Juli 2016 - EnVR 15/15, RdE 2016, 532 Rn. 32 - Unbefristete Genehmigung).

Ob die Anordnung der rückwirkenden Geltung der Festlegung eine echte oder unechte Rückwirkung darstellt, bedarf keiner Entscheidung. Denn diese hält - was das Beschwerdegericht zutreffend angenommen hat - auch den strengeren Maßstäben stand, die an eine echte Rückwirkung einer Norm gestellt werden. Der Grundsatz der Unzulässigkeit rückwirkender belastender Normsetzung lässt Ausnahmen zu, die mit der Tragweite des Vertrauensschutzes in die bestehende Rechtsordnung für den Betroffenen zusammenhängen. Danach ist das Vertrauen nicht schutzwürdig, wenn der Betroffene nach der rechtlichen Situation in dem Zeitpunkt, auf den der Eintritt der Rechtsfolge zurückbezogen wird, mit dieser Regelung rechnen musste (vgl. BVerfGE 19, 187, 196; 81, 228, 239; Senatsbeschluss vom 31. Januar 2012 - EnVR 16/10, RdE 2012, 203 Rn. 25 - Gemeindewerke Schutterwald). So liegt der Fall hier.

Die angefochtene Festlegung knüpft unmittelbar an die bis zum 31. Dezember 2013 geltende Festlegung der Landesregulierungsbehörde vom 27. April 2012 (MBl. NRW 2012, S. 369) an, mit der die Landesregulierungsbehörde für die Jahre 2011 bis 2013 die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie als volatile Kostenanteile eingestuft und - was für die Betroffene sogar ungünstiger war als die Neuregelung - den Referenzpreis als Mittelwert aus dem Baseload-Preis (80%) und dem Peakload-Preis (20%) festgelegt hat. Die Landesregulierungsbehörde hat rechtzeitig vor Ablauf dieser Festlegung mit der Verfahrenseinleitung und Konsultation über eine Festlegung für die zweite Regulierungsbehörde am 2. August 2013 ihre Absicht bekanntgemacht (MBl. NRW 2013, S. 351), die Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie auch weiterhin als volatile Kostenanteile einzustufen. Die Verzögerung des weiteren Verfahrens beruhte mit dem Abwarten des Ausgangs des vor dem Beschwerdegericht anhängigen Verfahrens betreffend die im Wesentlichen gleichlautende Festlegung der Bundesnetzagentur auf sachlich nachvollziehbaren Gründen. Die Rechtsbeschwerde weist weder auf Anhaltspunkte hin noch sind solche ersichtlich, denen die Betroffene hätte entnehmen können, dass die Landesregulierungsbehörde von dem Erlass der beabsichtigten Festlegung wieder Abstand nehmen wollte. Vielmehr hat die Landesregulierungsbehörde mit der angeordneten Rückwirkung der angefochtenen Festlegung lediglich die Rechtslage hergestellt, die in ihrem Zuständigkeitsbereich im Kern zuvor gegolten hat und in den Zuständigkeitsbereichen der meisten anderen Regulierungsbehörden bereits seit dem 1. Januar 2014 ebenfalls galt.

cc) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde verstößt die in der Festlegung angeordnete rückwirkende Geltung auch nicht gegen § 21a Abs. 3 Satz 3 EnWG oder § 4 Abs. 3 ARegV. Die mit der angefochtenen Festlegung getroffenen Vorgaben waren für die Betroffene ausreichend lange vor Beginn der zweiten Regulierungsperiode Strom (2014 bis 2018) absehbar, so dass sie ihr Handeln darauf einstellen konnte. Eine Anpassung der Erlösobergrenze im Sinne des § 4 Abs. 3 ARegV war mit der Festlegung nicht verbunden, weil die kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode erst mit Bescheid vom 17. November 2015 festgesetzt wurden.

d) Schließlich hat das Beschwerdegericht entgegen den Angriffen der Rechtsbeschwerde rechtsfehlerfrei angenommen, dass die angefochtene Festlegung nicht an einem Begründungsmangel leidet.

aa) Nach der Rechtsprechung des Senats unterliegt die Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung eines Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art besonderen Begründungsanforderungen. Insbesondere ist die eigentliche Bewertung der Behörde auch darauf nachzuprüfen, ob sie im Hinblick auf die Kriterien, die in der Rechtsnorm ausdrücklich hervorgehoben oder in ihr angelegt sind, ihre Festlegung plausibel und erschöpfend begründet hat. Dies folgt aus der Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes gemäß Art. 19 Abs. 4 GG. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums 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 ohnehin eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre (Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 42 mwN - Festlegung volatiler Kosten).

Aufgrund dessen muss der Begründung der Entscheidung zu entnehmen sein, dass die Regulierungsbehörde die in Betracht kommenden Maßgaben für die Festlegung von Verlustenergiekosten als volatile Kostenanteile und von Anreizen zur Gewährleistung dessen, dass solche Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, abgewogen und geprüft hat, welche dem Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen am ehesten gerecht werden. Sodann muss die Behörde unter Bewertung der unterschiedlichen Belange im Einzelnen darlegen, dass und warum ihrer Ansicht nach im Ergebnis Überwiegendes für die gewählte Verfahrensweise spricht (Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 43 mwN - Festlegung volatiler Kosten).

bb) Nach diesen Maßgaben liegt kein Begründungsmangel vor.

Ohne Erfolg beanstandet die Rechtsbeschwerde, der angefochtenen Festlegung lasse sich nicht entnehmen, weshalb die Landesregulierungsbehörde die Daten von nur "großen" Netzbetreibern als geeignete repräsentative Grundlage für die Ermittlung der Gewichtungsanteile angesehen und sie insbesondere die Teilnehmer des vereinfachten Verfahrens außer Acht gelassen hat. Die Landesregulierungsbehörde hat die Herleitung des Gewichtungsanteils nachvollziehbar begründet. Es lässt sich daraus hinreichend deutlich entnehmen, dass die Landesregulierungsbehörde die maßgeblichen Gesichtspunkte in der gebotenen Weise gewürdigt hat und das von ihr rechnerisch ermittelte Ergebnis insgesamt für angemessen hält (vgl. Senatsbeschluss vom 7. Juni 2016 - EnVR 62/14, RdE 2016, 462 Rn. 45 - Festlegung volatiler Kosten). Anders als die Rechtsbeschwerde meint, hat die Landesregulierungsbehörde die Heranziehung (lediglich) der Daten der dem Regelverfahren unterliegenden Netzbetreiber nachvollziehbar damit erklärt, dass der Effizienzvergleich keine Unterscheidung in größere und kleinere Netzbetreiber zur Eliminierung möglicher Größenvor- oder -nachteile kenne.

III.

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.