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Der Beschluss der Bundesnetzagentur vom 21.02.2018 – BK4-17-093 – wird aufgehoben und die Bundesnetzagentur verpflichtet, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats über die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für die dritte Regulierungsperiode erneut zu entscheiden. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der zur zweckentsprechenden Rechtsverfolgung entstandenen außergerichtlichen Aufwendungen der Beschwerdeführerin werden der Bundesnetzagentur auferlegt. Der Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren wird auf … Euro festgesetzt. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen. Gründe: A. Im Rahmen der Anreizregulierung werden von den Regulierungsbehörden die Erlösobergrenzen gemäß § 4 Abs. 1 ARegV nach Maßgabe der §§ 5-16, 19, 22, 24 und 25 ARegV und in Anwendung der Regulierungsformel gemäß Anlage 1 zu § 7 ARegV bestimmt. Nach dieser Formel werden Bestandteile, die nicht dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenbestandteilen nach § 11 Abs. 2 ARegV angehören, mithilfe des Verbraucherpreisgesamtindex (VPI) an die allgemeine Geldentwicklung mit einem Zweijahresverzug (t-2) jährlich angepasst, da eine jährliche Kostenprüfung nicht länger stattfindet. Die Formel sieht mit der Abkürzung (PFt) auch die Einbeziehung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (nachfolgend auch: Xgen) vor. § 9 Abs. 1 ARegV bestimmt, dass der generelle sektorale Produktivitätsfaktor aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung ermittelt wird ( . § 9 ARegV beruht auf § 21a Abs. 4 S. 7 EnWG, wonach die Vorgaben für die Festlegung und Entwicklung der Obergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung unter Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vorsehen müssen. Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor kann als Korrekturfaktor gesehen werden, durch den der VPI um Effizienzveränderungen in der Netzwirtschaft bereinigt wird. Er bildet mithin die unterschiedliche Kostenentwicklung beim Betrieb eines Strom- oder Gasnetzes im Vergleich zur gesamtwirtschaftlichen Preisentwicklung ab und ist daher in der Regulierungsformel auch als Abzug vom VPI ausgestaltet. Diese Kostenentwicklung beim Betrieb eines Strom- oder Gasnetzes kann sich aus zwei Gründen vom VPI unterscheiden: 1. kann die netzwirtschaftliche Einstandspreisentwicklung der notwendigen Produktionsfaktoren niedriger oder höher als die gesamtwirtschaftliche Einstandspreisentwicklung sein; 2. kann die technische Entwicklung in der Netzwirtschaft anders verlaufen als die der Gesamtwirtschaft. Die Bestimmung des Xgen berücksichtigt die genannten Aspekte und setzt sich daher jeweils aus der Differenz dieser beiden Komponenten zusammen . Der Xgen kann sowohl größer als auch kleiner als Null sein. Wenn die Betrachtung der vier Komponenten einen Wert von Null ergibt, stellen sich die Produktivitätssteigerungen sowie die Einstandspreise in der Netzwirtschaft für den Zeitraum t ebenso dar wie in der Gesamtwirtschaft. Von einem negativen Wert ist dann auszugehen, wenn in der Netzwirtschaft geringere Produktivitätsfortschritte zu erzielen sind und/oder wenn die Inputpreise in dem regulierten Sektor stärker ansteigen als in der Gesamtwirtschaft. Ein negativer genereller Produktivitätsfaktor wirkt sich daher erlössteigernd und positiv für den Netzbetreiber aus. Ein positiver Xgen bedeutet demgegenüber, dass die Produktivitätsfortschritte der Netzwirtschaft größer sind als in der Gesamtwirtschaft und/oder die Inputpreissteigerungen der Netzwirtschaft kleiner ausfallen als in der Gesamtwirtschaft oder negativ werden. Beide Effekte können sich auch gegenseitig kompensieren. Ein positiver Xgen wirkt sich daher erlösmindernd und negativ für den Netzbetreiber aus. Während die Höhe des Xgen für Gas- und Stromnetzbetreiber in den ersten beiden Regulierungsperioden durch den Verordnungsgeber auf jährlich 1,25 % (erste Regulierungsperiode) und 1,5 % (zweite Regulierungsperiode) festgelegt wurde, was der Netzwirtschaft eine im Vergleich zur Gesamtwirtschaft schneller steigende Produktivität bzw. bessere Einstandspreisentwicklung unterstellte und sich damit dämpfend auf die Erlösobergrenzen der Netzbetreiber auswirkte, vgl. § 9 Abs. 2 ARegV, ermittelt die Bundesnetzagentur nach § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV den Xgen ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn einer Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Zu diesem Zweck beauftragte die Bundesnetzagentur im April 2016 das Wissenschaftliche Institut für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH (nachfolgend: WIK) mit der Erstellung eines Gutachtens zur Bestimmung des Xgen, wobei insbesondere die methodischen Ansätze zur Bestimmung des Produktivitätsdifferenzials und des Einstandspreisdifferenzials begutachtet werden sollten. Das Gutachten wurde konsultiert und vom WIK im Hinblick auf die Stellungnahmen überarbeitet (überarbeitetes WIK-Gutachten v. 10.07.2017). Am 12.10.2017 stellte die Bundesnetzagentur dann den Entwurf eines Beschlusses zur Festlegung des Xgen in Höhe von 0,88 % zur Konsultation. Die Bundesnetzagentur übernahm in dem Entwurf die Einschätzung der Gutachter und verwendete zur Ermittlung der einzelnen Bestandteile unterschiedliche Methoden: für die Netzwirtschaft wendete sie den Törnquist-Index aufgrund eigens erhobener Daten der Netzbetreiber (Beschluss v. 05.04.2017, BK4-17-004) und den Malmquist-Index auf der Grundlage von Daten der bisher im Rahmen der Anreizregulierung durchgeführten drei Effizienzvergleiche an. Der Törnquist-Index gehört zu den sog. Indexzahlen und bildet die Produktivität als Verhältnis zwischen Output und Input von Unternehmen mit Hilfe von Daten aus der Volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung (VGR) ab. In methodischer Hinsicht werden Mengen- und Preisindizes gebildet, die Veränderungen von realen Mengen und Preisen über die Zeit beschreiben. Wenn der Output im Zeitablauf stärker steigt als der Input, wird dies dem technischen Fortschritt zugeschrieben. Zur Bestimmung der Produktivitätsentwicklung im Rahmen eines Törnquist-Mengenindex müssen die preisbereinigten (realen) Größen herangezogen werden, um zu gewährleisten, dass reine Mengenentwicklungen abgebildet werden. Liegen solche Daten nicht vor, müssen diese zunächst mit einem geeigneten Preisindex (auch Deflator genannt, der den durchschnittlichen Preis beschreibt) preisbereinigt bzw. deflationiert werden. Zudem müssen geeignete Gewichte der Inputs gebildet werden, um aus den verschiedenen Inputfaktoren einen Inputindex und aus den verschiedenen Einstandspreisen einen Einstandspreis zu berechnen. Die Gewichte müssen bei Anwendung der Törnquist-Methode den Kostenanteil der einzelnen Inputfaktoren an der gesamten Wertschöpfung widerspiegeln. Da für die Netzwirtschaft Gas oder Strom keine aggregierten Daten vorhanden sind, hat die Bundesnetzagentur Daten aus den handelsrechtlichen Jahresabschlüssen der Netzbetreiber (HGB-Daten) erhoben, um die Datenreihen der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung für die Netzbetreiber nachzubilden. Der Output der Netzbetreiber wird durch ihren Produktionswert beschrieben, den die Bundesnetzagentur aus den Umsatzerlösen, den Bestandsveränderungen und den aktivierten Eigenleistungen aus der Gewinn- und Verlustrechnung der Netzbetreiber zusammensetzt. Diese drei Größen werden, um daraus reale Größen abzuleiten, ebenfalls mit Deflatoren preisbereinigt, die ihre Preisentwicklung beschreiben. Je Periode wird dann der Outputindex mit dem Inputindex ins Verhältnis gesetzt, um die Produktivitätsentwicklung jeder Periode zu berechnen. Anschließend wird der Mittelwert der Produktivitätsentwicklung eines jeden Jahres gebildet. Insgesamt kommt die Bundesnetzagentur so auf eine Produktivitätsentwicklung von -0,52 %. Der Malmquist-Index vergleicht die Änderung von statischen Effizienzwerten von Unternehmen in unterschiedlichen Perioden miteinander und quantifiziert, inwieweit sich die effizienten Kosten über die Zeit hinweg verändern („Frontier Shift“). In methodischer Hinsicht betrachtet der Malmquist-Index die dynamische Effizienzentwicklung über einen gewissen Zeitraum. Die effizientesten Unternehmen bilden mit ihren Input-Output-Kombinationen die Effizienzgrenze, die sich von einer Periode zur nächsten verändern kann. Der Malmquist-Index ermöglicht, die unternehmensindividuellen Aufhol-Effekte („Catch-Up“) von der Verschiebung der Effizienzgrenze („Frontier Shift“) zu trennen. Für die Ermittlung der netzwirtschaftlichen Bestandteile des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors ist allein die Verschiebung der Effizienzgrenze relevant. Die von der Bundesnetzagentur ermittelten Frontier Shifts von der ersten zur zweiten Regulierungsperiode und von der zweiten zur dritten Regulierungsperiode spiegeln die Entwicklung des Verhältnisses zwischen Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung der Netzbetreiberbranche wider. Zur Berechnung des Frontier Shifts orientiert sich die Bundesnetzagentur am Vorgehen der Effizienzvergleiche und verwendet die gleichen Methoden (DEA und SFA), die gleichen Kostendefinitionen und die gleichen Methoden zur sog. Ausreißerermittlung. Für jedes Unternehmen, für jede Methode (DEA und SFA), für jede Kostenbasis und für jedes Modell werden somit Frontier Shifts berechnet, die dann auf unterschiedlichen Stufen gemittelt werden. Eine Bestabrechnung analog zum Vorgehen beim Effizienzvergleich, vergleiche § 12 Abs. 3 ARegV, wurde nicht vorgenommen. Hinsichtlich der Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile hat sich das WIK, da für die Gesamtwirtschaft kein einheitlicher deutschlandweiter Einstandspreisindex existiert, für die Anwendung einer Residualbetrachtung ausgesprochen, die sich zunutze macht, dass bei funktionierendem Wettbewerb die allgemeine Inflationsrate (Verbraucherpreisindex - VPI) die Differenz zwischen der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung und dem gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt ausdrückt. Die Bundesnetzagentur hat daher zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile auf die Veränderungsrate des VPI für die Herleitung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors abgestellt und eine gemeinsame Abbildung der Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung vorgenommen. Zur Begründung hat sie ausgeführt: “ Die Änderungsraten des Verbraucherpreisindexes bilden als allgemeine Inflationsraten die Entwicklung der Outputpreise der Gesamtwirtschaft ab. Die deutsche Volkswirtschaft ist als Marktwirtschaft zudem grundsätzlich wettbewerblich organisiert, sodass gilt. Die allgemeine Inflationsrate drückt bei der wettbewerblich organisierten Volkswirtschaft die Differenz zwischen der Wachstumsrate der Inputpreise der Gesamtwirtschaft und der Rate des technologischen Fortschritts aus. Diese Zusammenhänge können genutzt werden, um die Änderung der gesamtwirtschaftlichen Inputpreise residual aus der Inflationsrate und dem allgemeinen Produktivitätsfortschritt abzuleiten. “ Im November 2017 stellte die Bundesnetzagentur im Rahmen der Durchführung des Effizienzvergleichs Gas eine inkonsistente Zellenverknüpfung fest und musste eine erneute Kostentreiberanalyse seitens des beauftragten Gutachters veranlassen, so dass ein Abschluss des Effizienzvergleichs nicht erfolgen konnte. Die Bundesnetzagentur hat daher im Rahmen einer vorläufigen Anordnung mit Beschluss vom 13.12.2017 einen vorläufigen Wert für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor in Höhe von 0,49 % angeordnet. Hintergrund für diese vorläufige Festlegung war, dass die Bundesnetzagentur noch den Abschluss des Effizienzvergleichs abwarten wollte, um auch die Malmquist-Methode auf Basis des Effizienzvergleichs anwenden zu können. Mit Beschluss vom 21.02.2018 hat sie die Hauptsacheentscheidung getroffen und den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor mit einem Wert von 0,49 % inhaltsgleich mit der vorläufigen Anordnung ab dem 01.01.2018 festgelegt und in dem Beschluss ausgeführt, dass mit Erlass dieses Hauptsachebeschlusses die vorläufige Anordnung außer Kraft trete. Dabei führt die Bundesnetzagentur aus, dass der Xgen, der sich aus der Törnquist-Methode errechnet, 0,49 % betrage und der aus der Malmquist-Methode errechnete 0,92 %. Diese Werte seien als plausibler unterer Wert bzw. plausibler oberer Wert für den Xgen anzusehen. Aus methodischen Gesichtspunkten sei kein Vorteil einer bestimmten Methode zu erkennen. Gegen diesen endgültigen Beschluss richtet sich die Beschwerdeführerin, die ein Gasversorgungsnetz betreibt, mit ihrer Beschwerde. Die Beschwerdeführerin ist der Auffassung, die Festlegung des Xgen sei materiell rechtswidrig. Das von der Bundesnetzagentur herangezogene Stützintervall könne hinsichtlich Datenqualität und Betrachtungszeitraum einer tiefergehenden Plausibilitätskontrolle nicht standhalten und sei nicht nachvollziehbar. Die Bundesnetzagentur habe Daten für den Zeitraum 2006-2016 abgefragt, aufgrund der mangelnden Datengrundlage für das Jahr 2006 jedoch zunächst das Zeitintervall auf die Jahre 2007-2016 eingegrenzt. Rechtsfehlerhaft habe sie dann jedoch die im Nachgang zu dem ersten Festlegungsentwurf ergänzend von den Gasnetzbetreibern angeforderten Daten des Jahres 2006 im Ergebnis als ausreichend erachtet und das Stützintervall um ein Jahr auf 2006 erweitert. Das Jahr 2006 sei jedoch aufgrund gesetzlich induzierter tiefgreifender Veränderungen nicht geeignet, im Rahmen des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors herangezogen zu werden. Im Jahr 2006 sei erstmals die Erstellung eines Tätigkeitsabschlusses gesetzlich vorgeschrieben gewesen, was eine verzerrte Abbildung der Kosten des jeweiligen Netzbetreibers zur Folge gehabt habe. Zudem begründe die Bundesnetzagentur in der Festlegung auch nicht, inwiefern sich die Datenqualität durch die nachträgliche Hinzuziehung des Jahres 2006 verbessert habe. Das gewählte Stützintervall sei auch nicht robust. Der Gesetzgeber lege in § 9 Abs. 3 ARegV einen Zeitraum zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors von mindestens vier Jahren fest, ohne eine Maximallänge des Stützintervalls zu benennen. Ausgehend hiervon errechne die Bundesnetzagentur acht mögliche Zeiträume für das Stützintervall, wobei die Tabelle auf S. 20 des angegriffenen Beschlusses deutlich die Volatilität des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in Abhängigkeit vom gewählten Zeitraum zeige. Diese erheblichen Schwankungen seien ein starkes Indiz für die mangelnde Robustheit des ermittelten Xgen gegenüber Veränderungen des Stützintervalls. Die Argumentation der Bundesnetzagentur in dem angegriffenen Beschluss, der festgelegte Xgen bilde insoweit den niedrigsten der positiven Werte ab und entspreche zudem annähernd dem arithmetischen Mittelwert für die acht Zeiträume, lasse annehmen, dass sie für alle drei Perioden ausschließlich von positiven Werten für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ausgehe, was bereits vor dem Hintergrund der Energiewende als unwahrscheinlich einzustufen sei. Soweit die Bundesnetzagentur aus dieser „Plausibilitätskontrolle“ zudem fehlerhaft auf die Robustheit des Stützintervalls schließe, zeige dies, dass die Bundesnetzagentur die Schwankungen nicht hinterfragt und mögliche Ursachen hierfür nicht ermittelt habe. Die mangelnde Konsistenz sowie die Willkür bei der Ableitung der Stützintervalle werde schließlich augenscheinlich bei Betrachtung des Beschlusses der Bundesnetzagentur vom 28.11.2018 (BK4-18-056) zur Festlegung des Xgen Strom, denn die für die Ableitung des Xgen für Stromnetzbetreiber herangezogenen Stützintervalle stimmten nicht mit der in der angegriffenen Festlegung dargestellten Vorgehensweise überein. Darin liege ein Verstoß gegen das Willkürverbot. Ihr Gutachter habe zur Überprüfung der Robustheit des von der Bundesnetzagentur festgelegten Xgen eigene Analysen durchgeführt. Diese zeigten anhand spezifischer Berechnungen für die möglichen Zeiträume anschaulich, dass die Höhe der netzwirtschaftlichen Produktivität und die Einstandspreisentwicklung im Gasbereich mit der Länge des Stützintervalls korrelierten und die Volatilität dieser Wertgrößen Auswirkungen auf den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor habe. Bei Werterhöhungen bzw. -minderungen von mehr als 500 % wirkten die durch die Bundesnetzagentur ermittelten Werte wie gewürfelt. Ursächlich für diese Schwankungsbreite in Abhängigkeit des gewählten Zeitraumes sei insbesondere die Outputentwicklung, die in die Ermittlung der Produktivität der Gasnetzwirtschaft einfließe. Der Output werde im Wesentlichen über die preisbereinigten Umsatzerlöse gemessen, die im Stützintervall stark schwankten. Mit diesen Schwankungen habe sich die Bundesnetzagentur jedoch nur ungenügend auseinandergesetzt. Nach Aussage ihres Gutachters wäre eine statistische Analyse der Bundesnetzagentur über das Ausmaß der Volatilität notwendig. In der Festlegung habe die Bundesnetzagentur zudem eine Validierung der Ergebnisse nach qualitativen Gesichtspunkten unterlassen, welche zum Nachweis der Robustheit der verwendeten Daten und Zeiträume ausschlaggebend wäre. Für die Sicherstellung der Robustheit und Plausibilität des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors wäre eine neutrale Bewertung der von der Bundesnetzagentur angewandten Methoden sowie der zugrunde gelegten Datenbasis unbedingt erforderlich. Fehlerhaft berücksichtige die Bundesnetzagentur zudem im Rahmen des Stützintervalls den Einfluss des so genannten Basisjahreffektes, eine aufgrund der Regulierungssystematik potentielle Wertverzerrung, nicht. Da Netzbetreiber ihre Investitionen und operativen Kosten im die Grundlage der Kostenstruktur für die Erlösobergrenze bildenden Basisjahr erhöhten, wiesen die Daten aus den Basisjahren 2006 und 2010 verglichen mit den übrigen Jahren erhebliche Inputveränderungen und Produktivitätsabweichungen auf. Der Basisjahreffekt habe über den Inputindex und den technischen Fortschritt daher Einfluss auf den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor und erhöhe diesen unsachgemäß, da es sich lediglich um eine Kostenverschiebung handele. Die Argumentation der Bundesnetzagentur, durch die Erweiterung des Stützintervalls um das Jahr 2006 würden temporäre Effekte geglättet, gehe insoweit fehl. Die Betrachtung der einzelnen Jahresscheiben zeige vielmehr, dass die Kostenverschiebung einen Xgen-senkenden Effekt in den Jahren 2009 auf 2010 und 2014 auf 2015 bewirke. In den Jahren 2011 sowie 2016, den dem jeweiligen Basisjahr unmittelbar folgenden Jahren, trete der Effekt genau in umgekehrter Wirkungsweise auf. Insgesamt sei in den Jahren 2009-2011 sowie 2014-2016 eine symmetrische Inputentwicklung – Anstieg und Absenkung – zu erkennen. Rund um das Basisjahr 2006 fehle diese Symmetrie aufgrund der Nichtberücksichtigung des Jahres 2005 bei der Abfrage der Kostendaten der Netzbetreiber durch die Bundesnetzagentur, mit der Folge einer deutlichen Überschätzung des Produktivitätsfortschritts der Gasnetzbetreiber. Die fehlende Berücksichtigung des Basisjahreffektes stelle eine fehlerhafte Ausübung des Beurteilungs- bzw. Ermessensspielraums in Form eines Abwägungsausfalls durch die Bundesnetzagentur dar. Unterstellt, eine Abwägung hätte stattgefunden, läge jedenfalls ein Begründungsdefizit vor. Das von der Bundesnetzagentur herangezogene Stützintervall sei darüber hinaus auch deshalb nicht sachgerecht, weil es nicht angemessen lang sei. Eine vollständige Glättung schwankender Investitionstätigkeiten sei nur gegeben, wenn ein Stützintervall einen kompletten Investitionszyklus von ca. 20 Jahren umfasse und derartige Zyklen über die Zeit mit gleichbleibender Länge aufträten, was für die von der Bundesnetzagentur verwendete Datenreihe nicht gegeben sei. Diese Vorgehensweise sei insbesondere deshalb problematisch, weil die Energie- und die Gesamtwirtschaft aufgrund unterschiedlicher Produktionsfunktionen und Organisationsformen asymmetrisch auf Konjunktur- bzw. Einmaleffekte reagierten. Unterschiede in der Produktivität zwischen Gasnetzwirtschaft und Gesamtwirtschaft seien daher womöglich auf externe Faktoren zurückzuführen, die in den verwendeten Daten der Bundesnetzagentur nicht kontrolliert würden. Insbesondere eine Berücksichtigung eher kurzfristiger Steigerungen im Gegensatz zu langfristigen Produktivitätsfortschritten und die Annahme einer Fortschreibung des beobachteten Trends in die Zukunft überschätzten die Produktivität der Gasnetzbetreiber deutlich. Die Festlegung leide im Hinblick auf die fälschliche Berücksichtigung des Aufholeffektes (Catch-up-Effekt) an offensichtlichen Abwägungsfehlern. In ihrer Festlegung bestätige die Bundesnetzagentur die fehlende Trennung von Frontier Shift und Catch-up-Effekt und die damit offensichtliche Benachteiligung der Gasnetzbetreiber durch die fälschliche Berücksichtigung des Aufholeffektes in der Törnquist-Methode. Das Argument der Bundesnetzagentur, die Verwendung der vom Verordnungsgeber vorgegebenen Eigenkapitalzinssätze kompensiere diese Benachteiligung, überzeuge nicht, da sie bereits wissenschaftlich nicht nachvollziehbar sei und von der Bundesnetzagentur auch nicht näher plausibilisiert werde. Zudem sei auch bei der Wahl der einzubeziehenden Eigenkapitalzinssätze kein Beurteilungs- bzw. Ermessensspielraum gegeben. Die Bundesnetzagentur ermittele den Sachverhalt insoweit insgesamt unvollständig bzw. unzutreffend und verstoße gegen allgemeingültige Bewertungsmaßstäbe. Fehlerhaft gehe die Bundesnetzagentur auch davon aus, dass Netzbetreiber bereits zu Beginn der Regulierungsperiode effizient seien. Denn der Törnquist-Index treffe implizit die Annahme, dass technische und allokative Effizienz sowie Skaleneffizienz vorliege. Nur in diesem Fall entspreche das Ergebnis des Törnquist-Mengenindex der durch technologischen Fortschritt bedingten Produktivitätsänderung. Diese Annahme sei bei wettbewerblich organisierten Märkten unkritisch, im Rahmen der als natürliche Monopole agierenden deutschen Netzbetreiber jedoch insbesondere zu Beginn der Regulierungsperiode fehlerhaft. Auch der Gutachter der Bundesnetzagentur habe diesen Sachverhalt als problematisch erkannt und ausgeführt, dass jegliche gemessene Produktivitätsveränderung als Frontier Shift abgebildet werde und Aufholeffekte einzelner Unternehmen demzufolge miterfasse. Fehlerhaft habe die Bundesnetzagentur weiterhin den zukünftigen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor rein vergangenheitsbezogen abgeleitet, so dass absehbare zukünftige Entwicklungen nicht berücksichtigt würden. Insbesondere würden die Bundesnetzagentur und ihr Gutachter durch den gewählten rechnerischen Ansatz die Auswirkungen der in den letzten Jahren erfolgten Veränderungen im Hinblick auf die regulatorischen sowie gesetzlichen Rahmenbedingungen und die damit gestiegenen Anforderungen an Netzbetreiber verkennen. Damit einher gingen Veränderungen der netzwirtschaftlichen Produktivitätsentwicklung im Gasbereich. So habe sich die Energiewirtschaft bislang eher als ein Digitalisierungsnachzügler gezeigt mit der Folge, dass kurzfristig eher hohe Digitalisierungsinvestitionen und erst mittel- bis langfristig höhere Produktivitätsgewinne zu erwarten seien. Die Gesamtwirtschaft habe diese Entwicklungen bereits früher durchschritten. Damit der generelle sektorale Produktivitätsfaktor den VPI um die gasnetzspezifische Produktivität bereinigen könne, sei nicht nur eine unverzerrte Abbildung der Entwicklung der Gasnetzwirtschaft von Bedeutung. Die gewählte Ermittlungsmethode unterstelle vielmehr, dass Entwicklungen zum gleichen Zeitpunkt in der Gesamt- und Gasnetzwirtschaft erfolgten, was stark anzuzweifeln sei. Aufgrund des hohen staatlichen Einflusses auf die Energiewirtschaft könnten zudem durch politische Zielvorgaben Produktivitätsschwankungen hervorgerufen werden. Ein rein vergangenheitsbezogener konstanter genereller sektoraler Produktivitätsfaktor könne unterschiedliche Rahmenbedingungen in der Gasnetz- und Gesamtwirtschaft daher nicht abbilden. Auch im Rahmen der Inputpreisentwicklung sei zu berücksichtigen, dass der Prognosezeitraum nicht mit der Vergangenheit vergleichbar sei. Daher reiche die einfache Fortschreibung der auf rein vergangenheitsbasierten Zeitreihen errechneten Mittelwerte nicht aus, um den aktuellen Werteeinfluss relevanter Vorleistungsdienste auf die Gasnetzwirtschaft sachgerecht darzustellen. Sollte z.B. die Regulierungsperiode in einen Zeitraum fallen, im dem aufgrund Auslastung der Bauwirtschaft und ansteigender Baumaßnahmen die Preise für Bauleistungen steigen, würde dies bei vergangenheitsbezogener Betrachtung nicht berücksichtigt werden, so dass die EOG die echte Preisentwicklung nicht adäquat abbilde und die zukünftige Preisentwicklung zu Lasten der Netzbetreiber unterschätzt werde. Die Unterschätzung des Einflusses wichtiger Vorleistungserbringer auf die Höhe der Einstandspreisentwicklung führe zu einer verzerrten Ableitung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors. Die von der Bundesnetzagentur für die Position „Zinsen und ähnliche Aufwendungen“ gewählte Vorgehensweise, die nicht den Vorgaben in § 7 Abs. 7 GasNEV entspreche, sei nicht sachgerecht. Der Ansatz der Bundesnetzagentur sehe vor, dass für jede Umlaufsrendite anhand der auf Monatsbasis vorliegenden Daten jeweils ein Jahreswert mittels des arithmetischen Mittelwertes gebildet werde. Dies erfolge für die in § 7 Abs. 7 GasNEV genannten drei Umlaufsrenditen unterschiedlicher Wertpapiere separat. Diese Umlaufsrenditen würden wiederum arithmetisch gemittelt, so dass für jedes Jahr ein Zinssatz berechnet und angesetzt werde. Die Verwendung eines jährlich aktualisierten Wertes anstatt eines rollierenden Mittelwertes entspreche weder einem regulatorischen noch einem handelsrechtlichen Ansatz. Durch die Verwendung der inländischen Umlaufsrenditen anstelle der tatsächlichen Netzbetreiberdaten liege der Fokus ausschließlich auf der Darstellung der aktuellen Kapitalmarktsituation. Der übliche branchenspezifische Risikoaufschlag gehe durch diese Vorgehensweise verloren. Zudem unterstelle ein jährlich aktualisierter Fremdkapitalzins eine jährliche vollumfängliche Refinanzierung der getätigten fremdfinanzierten Investitionen. Dies bedeute, dass die Bundesnetzagentur von keiner Fristenkongruenz zwischen der Restlaufzeit der Vermögenspositionen und der Bindung des eingesetzten Kapitals ausgehe und somit eine unter dem Stichwort „goldene Bilanzregel“ bekannte grundlegende Finanzierungsregel verletze. Auch stehe die gewählte Vorgehensweise nicht im Einklang mit der Ermittlung der Eigenkapitalzinsen. In die Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors flössen ab dem Jahr 2009 die regulatorisch verwendeten Eigenkapitalzinssätze der jeweiligen Regulierungsperiode ein. Zudem sei auch der Ansatz der verwendeten Preiszeitreihen unzutreffend. Die Bundesnetzagentur ziehe als Datenbasis für die Position „Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, Aufwendungen für bezogene Leistungen, sonstige betriebliche Aufwendungen sowie Gewerbesteuer“ Daten des Statistischen Bundesamtes heran. Dabei handele es sich um Daten der Energiewirtschaft, die aufgrund der hohen Aggregationsstufe jedoch die gesamte Wertschöpfungskette (Netze, Handel und Erzeugung) umfassten und nicht ausschließlich für den Gassektor erhoben würden. Die Berücksichtigung von Leistungen aus verschiedenen Sparten sei aufgrund der unterschiedlichen Entwicklung der Inputpreise sowie mangelnder Vergleichbarkeit nicht sachgerecht und verzerre die für die Gasnetzwirtschaft relevante Inputpreisentwicklung. Zudem stimmten die von der Bundesnetzagentur zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors herangezogenen Daten und die im Rahmen der Kostenprüfung von ihr abgefragten Faktoren nicht überein. So werde die Preisentwicklung z.B. der Position „Wartung und Instandhaltung“, welche im Rahmen der Kostenprüfung von der Bundesnetzagentur als relevant für die Gasnetzwirtschaft eingestuft worden sei, bei der Xgen-Berechnung nicht berücksichtigt. Nicht nachvollziehbar sei auch, dass die Bundesnetzagentur Aufwendungen für Sponsoring, Werbung und Spenden im Rahmen der Kostenprüfung nicht anerkenne, für die Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors diese Daten jedoch heranziehe. Abweichungen zwischen der Preisentwicklung der in die Berechnung eingegangenen Daten und der tatsächlichen Preisentwicklung seien daher durchaus wahrscheinlich. Die Bundesnetzagentur sehe unzutreffend für die Inputkostenposition „Abschreibungen“ entgegen ihrer in Ansatz gebrachten Methodik bei den anderen Inputkostenpositionen keine Preisentwicklung bzw. -steigerung vor und setze diese konstant mit einem Index i.H.v. 1 an. Dieser Ansatz unterstelle, dass es zu keinen Preisveränderungen bei der Anschaffung von Anlagen im Betrachtungszeitraum zwischen 2006-2016 gekommen sei und berücksichtige die Höhe der aktuellen Preise nicht. Dies habe zur Folge, dass ein höherer genereller sektoraler Produktivitätsfaktor ermittelt werde, als es bei Berücksichtigung der tatsächlichen Preisentwicklung der Fall wäre. Richtigerweise hätte die Bundesnetzagentur die Abschreibungen mit einem Preisindex inflationieren müssen, der die Preisentwicklung der abschreibungspflichtigen Vermögensgegenstände berücksichtige. Schließlich verstoße die von der Bundesnetzagentur angewendete Residualmethode gegen die Vorgaben in § 9 Abs. 1 ARegV. Der Verordnungsgeber stelle klar, dass für die Berechnung des Xgen vier Komponenten zugrunde zu legen seien, deren Differenz zu bilden sei. Die Bundesnetzagentur hätte daher die wissenschaftlich anerkannte Differenzmethode anwenden müssen, da die eindeutige gesetzgeberische Entscheidung insoweit keinen Spielraum für die Regulierungsbehörde eröffne. Auch die Regelung des § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV lasse nicht auf einen Beurteilungs- oder Ermessensspielraum der Regulierungsbehörde schließen. Aber auch unterstellt, § 9 Abs. 1 ARegV gäbe die Methode zur Berechnung des Xgen nicht zwingend vor, wäre die Festlegung rechtswidrig. Denn die Bundesnetzagentur habe fehlerhaft die Vorgabe in § 9 Abs. 3 ARegV, dass die Methode dem „Stand der Wissenschaft“ entsprechen müsse, missachtet. Dem Stand der Wissenschaft werde nur dann entsprochen, wenn alle vertretbaren wissenschaftlichen Erkenntnisse in Erwägung gezogen würden. Die Behörde dürfe sich daher nicht lediglich auf eine Methode verlassen, auch wenn es sich um die herrschende Meinung handele. Um diesen Vorgaben gerecht zu werden, hätte die Bundesnetzagentur beide Methoden – die Residualmethode und die Differenzmethode – in Betracht ziehen und gegeneinander abwägen müssen. Dies sei ermessensfehlerhaft nicht geschehen. Auch habe sie fehlerhaft versäumt zu begründen, warum sie die Differenzmethode abgelehnt habe. Die streitgegenständliche Festlegung sei daher auch mangels ausreichender Begründung rechtswidrig, ohne dass ein Nachschieben von Gründen im gerichtlichen Verfahren das Begründungsdefizit heilen könne. Durch die Festlegung eines jeweils positiven generellen sektoralen Produktivitätsfaktors i.H.v. 1,25 % in der ersten und i.H.v. 1,50 % in der zweiten Regulierungsperiode seien bereits Effizienzverbesserungen über einen Zeitraum von zehn Jahren berücksichtigt worden. Es erscheine wenig realistisch, dass eine Branche über einen Zeitraum von zehn Jahren hinweg stets effizienter wirtschafte als die Gesamtwirtschaft, insbesondere in einem Betrachtungszeitraum, der geprägt sei von Wirtschafts- und Finanzkrisen, branchenspezifischen Unsicherheiten sowie gesetzlichen Veränderungen und der Energiewende. Die Beschwerdeführerin beantragt, die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für Betreiber von Gasversorgungsnetzen für die dritte Regulierungsperiode in der Anreizregulierung vom 21.02.2018 (BK4-17-093) aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts über die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für die dritte Regulierungsperiode Gas erneut zu entscheiden. Die Bundesnetzagentur beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Die Bundesnetzagentur verteidigt den angegriffenen Beschluss und führt ergänzend aus: Die Beschwerde sei unbegründet, da die Beschlusskammer den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor für die dritte Regulierungsperiode Gas mit 0,49 % unter Anwendung von Methoden festgelegt habe, die dem Stand der Wissenschaft entsprächen. Der Verordnungsgeber habe der Bundesnetzagentur bei der Wahl der für die Ermittlung des Xgen anzuwendenden Methoden einen nicht vollständig gerichtlich überprüfbaren Beurteilungsspielraum eingeräumt, weil die methodische Vorgehensweise weder durch Gesetz noch durch Verordnung in allen Details punktgenau vorgegeben sei. Die Frage, wie die relevanten Komponenten im Detail zu berechnen seien, sei offen und könne nicht einfach mit richtig oder falsch beantwortet werden. Auch die Vorschriften in § 9 Abs. 3 S. 1 und 2 ARegV, wonach der generelle sektorale Produktivitätsfaktor unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren anhand von Methoden zu ermitteln sei, die dem Stand der Wissenschaft entsprächen, enthielten keinesfalls konkrete Vorgaben zur Methodik. Eine Methode zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors entspreche dem Stand der Wissenschaft, wenn die Berechnungen zur Ermittlung des gesuchten Ergebnisses allgemein wissenschaftlich anerkannt seien. Damit käme mehr als eine Rechenmethode zur Ermittlung in Betracht. Im Rahmen der gerichtlichen Kontrolle sei daher nur noch zu prüfen, ob die Behörde die gesetzlichen Verfahrensvorgaben beachtet, ihrer Entscheidung ein zutreffendes Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs zu Grunde gelegt, den für die Entscheidung erheblichen Sachverhalt umfassend ermittelt und sie bei der eigentlichen Entscheidung allgemeingültige Grundsätze berücksichtigt habe. Die Entscheidung der Bundesnetzagentur für eine bestimmte Methode könne bei umfassenden Abwägungsentscheidungen wie der vorliegenden, bei der die Behörde eine Entscheidung mit Blick auf ein mehrpoliges Spannungsverhältnis treffe, indem gegenläufige Interessenpositionen ermittelt, bewertet, abgewogen und berücksichtigt werden müssten, nur dann beanstandet werden, wenn der von der Bundesnetzagentur gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet gewesen wäre oder eine alternative Methode die verwendete Methode greifbar qualitativ übertreffe. Unter Berücksichtigung dieses Überprüfungsmaßstabs sei die von ihr getroffene Entscheidung nicht zu beanstanden. Die von ihr gewählte Vorgehensweise einer retrospektiven Betrachtung – Heranziehung der Unternehmensdaten der Jahre 2006 bis 2016 – für die Prognose der netzwirtschaftlichen Entwicklung von Produktivität und Einstandspreisen in dem Zeitraum vom 01.01.2018 bis zum 31.12.2022 sei nicht zu beanstanden. Insbesondere sei nicht ersichtlich, dass die von der Beschwerdeführerin präferierte Vorgehensweise der retrospektiven Betrachtung der Bundesnetzagentur greifbar überlegen wäre. So beruhten die von der Beschwerdeführerin sowohl hinsichtlich der Produktivität als auch mit Blick auf die Einstandspreise in der Beschwerdebegründung aufgeführten Entwicklungen und insbesondere die damit einhergehenden Kostensteigerungen genauso auf Prognosen wie die von der Bundesnetzagentur ermittelten Ergebnisse. Die skizzierten Unsicherheiten seien im Vergleich mit der Vorgehensweise der Bundesnetzagentur auf einen zweiten Blick sogar als bedeutsamer einzustufen. Denn die von der Beschwerdeführerin prognostizierten Entwicklungen seien eher Ergebnis kurzfristiger Entwicklungen und zudem an gewisse Bedingungen geknüpft, die keinesfalls die Branche im Ganzen beträfen (Durchführung von NEP-Projekten). Demgegenüber beruhe die Prognose der Bundesnetzagentur auf der branchenspezifischen Entwicklung über mehr als ein Jahrzehnt und stelle damit eine solide Datengrundlage für eine robuste Prognose dar. Die von der Beschwerdeführerin angeführten Effekte seien zudem nur punktuelle Betrachtungen und nähmen nicht die gesamte Geschäftstätigkeit der Netzbetreiber in den Blick. Zwar könnten sich solche Einzeleffekte auf die Produktivität bzw. die Einstandspreise auswirken. Es sei aber auch zu berücksichtigen, dass sich unterschiedliche Effekte überlagern könnten. Diese Unsicherheiten weise die Methode der Bundesnetzagentur nicht auf. Dadurch, dass auf Kennziffern, die die Geschäftstätigkeit der Netzbetreiber im Ganzen widerspiegelten, abgestellt werde, seien in die Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nur solche Effekte eingeflossen, die sich im Gesamtergebnis auch tatsächlich auf die Produktivität bzw. die Einstandspreise ausgewirkt hätten. Zweifelhaft sei auch, ob für die Produktivität bedeutsame Entwicklungen in der Gesamtwirtschaft und in der Netzwirtschaft tatsächlich in unterschiedlichen Zeiträumen stattfänden. Für den von der Beschwerdeführerin aufgeführten Digitalisierungsschub sei dies zu verneinen. Die von der Beschwerdeführerin angeführte Entwicklung hinge im Übrigen auch konkret vom Verhalten der Branche selbst ab und sei nur zu einem gewissen Teil den äußeren Umständen geschuldet. Des Weiteren würden solche Umstände allenfalls bei einer jährlichen Betrachtung und einem entsprechenden jährlichen Abgleich zwischen den zu vergleichenden Bereichen zu Verzerrungen führen. Durch den gewählten langen Beobachtungszeitraum würden jedoch zufällige Effekte und Verzerrungen kompensiert, so dass der grundsätzliche Trend ermittelt werden könne. Der Rückgriff auf historische Werte erhöhe somit die Objektivierbarkeit und Transparenz des Prognoseergebnisses. Auch regulatorische Eingriffe gehörten in einem Maß zum geschäftlichen Alltag eines regulierten Unternehmens dazu, so dass es sachwidrig wäre, diese gesondert zu berücksichtigen oder sogar unberücksichtigt zu lassen. Die von ihr gewählte Datengrundlage sei auch hinreichend belastbar. Dem stehe die Einbeziehung der Daten des Jahres 2006 nicht entgegen. Sie habe die Daten für 40 Unternehmen nachplausibilisiert, so dass im Ergebnis die Daten von 99 % der Netzbetreiber, die Adressaten der Festlegung zur Datenerhebung gewesen seien, als plausibel eingestuft worden seien. Die nachträgliche Einbeziehung der Daten aus 2006 beruhe auch auf dem Umstand, dass die Bundesnetzagentur infolge entsprechender Stellungnahmen die Positionen „Umsatz“ und „Aufwendungen für bezogene Leistungen“ um die Position „Aufwendungen für vorgelagerte Netze“ bereinigt habe. Insbesondere im Hinblick auf die Daten des Jahres 2006 sei zuvor die Vergleichbarkeit mit den Folgejahren unter diesem Gesichtspunkt infrage gestellt worden, weil im Jahr 2006 und teilweise auch noch im Jahr 2007 die Kosten für vorgelagerte Netze mit der Gaslieferung gemeinsam abgerechnet worden seien (so genannte „citygate-Tarife“). Sie habe gleichwohl die Unternehmensdaten von 2006-2016 und damit einen möglichst langen Zeitraum berücksichtigt, weil dadurch temporäre Effekte geglättet würden. Des Weiteren seien durch die Berücksichtigung der Unternehmensdaten aus dem Jahre 2006 auch keine Verzerrungen in der Datengrundlage entstanden. Schwankungen in der für den Netzbetrieb relevanten Personalstruktur stellten keine Besonderheit des Anfangs der Regulierung dar. Über die Jahre hinweg habe es immer wieder in unterschiedlicher Zahl Wechsel von so genannten „großen“ zu „kleinen“ Gesellschaften gegeben und umgekehrt. Eine Verzerrung sei auch nicht deshalb eingetreten, weil die Bundesnetzagentur mit den Jahren 2006, 2010 und 2015 drei Basisjahre in ihre Betrachtung einbezogen habe. Soweit der Basisjahreffekt in einer signifikanten Ausprägung existieren sollte, sei dieser Effekt auf unternehmerische Entscheidungen der Netzbetreiber zurückzuführen. Denn die Netzbetreiber erreichten durch diese Vorgehensweise eine künstliche Erhöhung der Erlösobergrenze. Schwankungen in Abhängigkeit von der Ausgestaltung des Stützintervalls würden daher auch durch die Verschiebung der Investitionen von den Netzbetreibern verursacht. Würde man die absehbare negative Konsequenz im Rahmen der Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors beseitigen, hätte dies eine doppelte Besserstellung der Netzbetreiber zur Folge. Die von der Beschwerdeführerin gerügte fehlende Ausrichtung des Betrachtungszeitraums an den Investitionszyklen der Netzwirtschaft verfange ebenfalls nicht. Zwar sollte der anzustellenden Prognoseentscheidung ein möglichst langer Zeitraum zugrunde gelegt werden, um möglichst robuste Ergebnisse zu erzielen. Diese Maxime stoße indes dann an ihre Grenzen, wenn für einen noch längeren Zeitraum keine belastbaren Daten zur Verfügung stünden. Dies sei vorliegend der Fall, da netzbetreiberscharfe Daten vor dem Jahr 2006 nur in Ausnahmefällen vorhanden seien. Das Ergebnis für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor sei daher als robust zu bewerten. Starke Schwankungen seien in dem stark wetterabhängigen Sektor der Gaswirtschaft nicht unüblich, denn die Höhe der durchgeleiteten Gasmenge hänge im Ergebnis davon ab, ob der Winter eher kalt oder warm gewesen sei. Sie habe mit den Unternehmensdaten von 2006-2016 einen möglichst langen Zeitraum berücksichtigt, um zu gewährleisten, dass die Prognosegrundlage belastbar sei, indem temporäre Effekte geglättet würden. Im Übrigen verweise sie auf die Tabelle auf Seite 20 des angegriffenen Beschlusses. Sie habe unter der Maßgabe eines Mindestzeitraums von vier Jahren hinsichtlich Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung einen Mittelwert aus den entsprechenden Ergebnissen gebildet. Der hierbei ermittelte Wert liege mit 0,51 % sehr nah an dem mittels des Törnquist-Index berechneten Ergebnis. Sie habe bei der Ermittlung der Produktivitätsentwicklung der Netzwirtschaft die Deflatoren sachgerecht ausgewählt. Sie habe den Bruttoproduktionswert auch fehlerfrei ermittelt. Zur Ermittlung der Faktorproduktivität sei eine Preisbereinigung bei den Positionen „Umsatzerlöse“, „Bestandsveränderungen“, „aktivierte Eigenleistungen“, „Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe“, „Aufwendungen für bezogene Leistungen“ sowie „sonstige betriebliche Aufwendungen“ erforderlich gewesen. Bei den Umsatzerlösen sei eine Preisbereinigung durch den Deflator „Durchschnittliche Netzentgelte der Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden der Jahre 2006-2016“ sachgerecht abgebildet, da die Netzentgelte den wesentlichen Bestandteil der Umsatzerlöse darstellten. Der Repräsentativität dieser Kundengruppen komme bei der Deflationierung der Umsätze ein höheres Gewicht zu als dem eher formalen Faktor der Vollständigkeit des Spektrums aller einzelnen Netzbetreiber. Auch wenn im Jahr 2012 der Anteil der Umsatzerlöse der Fernleitungsnetzbetreiber an den Gesamtumsatzerlösen 29 % betragen habe, würden im Umkehrschluss noch immer 71 % der gesamten Erlösobergrenzen durch den Deflator abgebildet. Zudem seien die Entry- und Exit-Preise der Fernleitungsnetzbetreiber als Kosten vorgelagerter Netze in den Netzentgelten der den Fernleitungsnetzbetreibern nachgelagerten Verteilnetzbetreiber enthalten und würden damit an die Letztverbraucher weitergegeben (Kaskadierungseffekt). Der Deflator müsse auch nicht jährlich an die sich ändernden Absatzzahlen angepasst werden. Es komme nicht jahresscharf auf die konkret angesetzten durchschnittlichen Netzentgelte im Rahmen der Ermittlung des Brutto-Produktionswertes als Outputfaktor an. Dies entspreche auch der Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes bei der Berechnung der für die Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors verwendeten übrigen Deflatoren (Preisindizes), wie z.B. dem „Index der Erzeugerpreise gewerblicher Produkte“. Basis für den Ansatz und die Gewichtung der weiteren Deflatoren seien die Mittelwerte der Einzeldaten aus der Kostenprüfung der Basisjahre 2010 und 2015 gewesen, um sich die feinere Granularität dieser Daten nutzbar zu machen. Der Törnquist-Index unterstelle auch nicht fehlerhaft technische und allokative Effizienz sowie Skaleneffizienz, so dass der ermittelte Wert als überhöht einzustufen sei. Die Beschwerdeführerin übersehe, dass die Bundesnetzagentur den im WIK-Gutachten festgestellten Unwägbarkeiten bei der Ausgestaltung der Methodik Rechnung getragen habe. So habe sie etwa durch die Entscheidung, als Eigenkapitalzinssatz für die Jahre 2006-2008 der Verordnung entsprechend und für die Folgejahre den jeweils festgelegten Wert zu verwenden, eine konservative Entscheidung zu Gunsten der Netzbetreiber getroffen, die zu einer Reduktion des ermittelten Ergebnisses für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor führe. Soweit das auf Grundlage des Törnquist-Index ermittelte Ergebnis mangels Unterscheidung zwischen Frontier Shift und Catch-Up als überhöht einzustufen gewesen wäre, sei dieser Effekt durch die beschriebene konservative Vorgehensweise bei der Ausgestaltung der Eigenkapitalverzinsung jedenfalls kompensiert worden. Nach ihren Berechnungen sei davon auszugehen, dass sich der „Catch-Up“-Effekt auf das Ergebnis des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors im Rahmen der vorgenommenen Törnquist-Berechnungen lediglich auf die zweite Nachkommastelle beschränke. Wegen der Berechnungen der Bundesnetzagentur zum „Catch-Up“-Effekt und der Überkompensierung durch den Ansatz der Eigenkapitalverzinsung wird auf die Tabellen und den Vortrag auf Seite 18 und 19 des Schriftsatzes der Bundesnetzagentur vom 03.07.2019 Bezug genommen. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur sei auch nicht im Hinblick auf den verwendeten Fremdkapitalzinssatz mangelhaft. Der Ansatz eines Fremdkapitalzinssatzes in Form eines jährlich aktualisierten Wertes anstatt eines rollierenden Mittelwertes sei sachgerecht. Der jährliche Zinssatz der Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Anleihen der öffentlichen Hand (Monatsdurchschnitte), der Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Hypothekenpfandbriefe (Monatsdurchschnitte) sowie der Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) erfasse Anleihen am Kapitalmarkt mit unterschiedlichen Laufzeiten und Emissionszeitpunkten und spiegele unterschiedliche Restlaufzeiten wider. Dies entspreche der tatsächlichen Situation, dass Unternehmen am Kapitalmarkt entscheiden könnten, ob sie sich lang- oder kurzfristig verschuldeten. Auch sei zu berücksichtigen, dass ein Netzbetreiber, der effizient vorgehe, sein Fremdkapital binnen kurzer Zeit renditeorientiert umschichte, um etwa auf die anhaltende Niedrigzinsphase zu reagieren. Die Fremdkapitalverzinsung sei auch nicht deswegen rechtswidrig ausgestaltet, weil die Bundesnetzagentur keinen Risikoaufschlag, der sich aus der Bonität des Kreditnehmers und der Laufzeit der Finanzierung ergebe, berücksichtigt habe. Die Forderung der Beschwerdeführerin verkenne, dass der Entscheidung des Verordnungsgebers, in § 7 Abs. 7 GasNEV die dort genannten Umlaufsrenditen zu verwenden, die Wertung zu Grunde liege, dass ein repräsentativer Querschnitt des Kapitalmarktes wiedergegeben werde. Insofern sei bereits ein repräsentativer Risikoaufschlag in den Umlaufsrenditen enthalten. Da die Bundesnetzagentur vorliegend eine branchenweite Betrachtung der Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors angestellt und sich hierbei der Kapitalmarktsituation angenähert habe, wie sie sich der Branche in den einzelnen Jahren bei der Fremdkapitalaufnahme dargestellt habe, wäre es in methodischer Hinsicht auch nicht darstellbar gewesen, einen an der individuellen Bonität der Netzbetreiber ausgerichteten Risikozuschlag zu berücksichtigen, da die Bonität der Netzbetreiber Unterschiede aufweisen dürfte. Im Übrigen sei darauf hingewiesen, dass im Rahmen des materiell gewichteten Eigenkapitalzinssatzes ein mit dem regulierungsbehördlichen Vorgehen zwar konsistenter, aber gleichzeitig äußerst konservativer Ansatz, der sich zu Gunsten der Netzbetreiber auswirke, verfolgt worden sei. Die Kritik der Beschwerdeführerin, die verwendeten Preiszeitreihen seien zu stark aggregiert worden und bildeten die Wertschöpfungskette der Energieversorgung ab, so dass die Input-Preisentwicklung des Netzbetriebs nicht korrekt abgebildet werde, sei nicht zutreffend. Es sei schon nicht erkennbar, warum sich die Preise für gleiche Güter entlang der Wertschöpfungskette unterscheiden sollten. Inputs wie Gebäude, IT-Ausstattung oder Arbeitskräfte würden auf wettbewerblichen Märkten eingekauft. Sie habe entgegen den Ausführungen der Beschwerdeführerin auch nicht bloß auf das Aggregat der Energieversorgung zurückgegriffen, um die Preise abzubilden. Vielmehr sei die Preisentwicklung bei den Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe durch den Index der Erzeugerpreise gewerblicher Produkte (Vorleistungsgüterproduzenten und Investitionsgüterproduzenten) sowie durch den Index der Erzeugerpreise Erdgas, bei Abgabe an Wiederverkäufer, abgebildet worden, die bei Bildung des sich hieraus ergebenden Gesamtindex auf Basis von Kostenprüfungsdaten mit 45 % bzw. 55 % gewichtet worden seien. Weiterhin sei zu berücksichtigen, dass der Preisindex für die bezogenen Leistungen aus dem Arbeitskostenindex Produzierendes Gewerbe und Dienstleistungsbereich (geometrisches Mittel der Quartalswerte) sowie dem Erzeugerpreisindex Erdgas bei Abgabe an Wiederverkäufer bestehe. Der erstgenannte Index sei mit 93 % gewichtet angesetzt, die verbleibende Gewichtung ergebe sich aus den in der Position „bezogene Leistungen“ enthaltenen Aufwendungen für die Beschaffung von Ausgleichsenergie sowie für Differenzmengen. Zur Abbildung der Preisentwicklung der „sonstigen betrieblichen Aufwendungen“ sei auf einen Mischindex zurückgegriffen worden. Die Position „Gewerbesteuer“ sei schließlich mit Hilfe der vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten durchschnittlichen Gewerbesteuerhebesätze in Deutschland dargestellt. Fehlerhaft verlange die Beschwerdeführerin insoweit einen Gleichlauf zwischen der kalkulatorischen Kostenprüfung und den verwendeten Preisindizes, obwohl die Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors anhand des Törnquist-Index der „handelsrechtlichen Welt“ zuzuordnen sei. Die von der Beschwerdeführerin aufgeführten Aufwandspositionen und deren Preisentwicklung seien im Übrigen berücksichtigt worden. Es sei des Weiteren sachgerecht, bei den Abschreibungen des Sachanlagevermögens keine Preisentwicklung zu berücksichtigen, sondern eine konstante Veränderungsrate anzunehmen, da die handelsrechtlichen Abschreibungen linear und ohne Berücksichtigung eines Preisfaktors ermittelt würden. Bereits in der GasNEV seien für nach dem 1. Januar 2006 angeschaffte Anlagegüter (Neuanlagen) die Eigenkapitalzinssätze nominal zu bestimmen, berücksichtigten also einen Inflationsausgleich. Für Altanlagen gelte hiernach somit ein realer – ohne Berücksichtigung einer Teuerungsrate – und somit geringerer Eigenkapitalzinssatz. Der Investor müsse entsprechend dieser Logik dabei den genannten Inflationsausgleich – also einen Teil seiner Gewinnausschüttung – nutzen und reinvestieren, um sein Vermögen zu erhalten. Bei der Realkapitalerhaltung würden etwaige Preissteigerungen der Wiederbeschaffungen somit durch höhere Eigenkapitalzinssätze berücksichtigt. Realkapitalerhaltung und Nettosubstanzerhaltung berücksichtigten im Ergebnis die Gewinnrücklagen für gestiegene Beschaffungskosten gleichermaßen. Bei der Vorgehensweise der Bundesnetzagentur würden durch den Ansatz von Realkapitalzinsen etwaige Preissteigerungen bei den Abschreibungen systematisch durch den Ansatz eines nominalen Eigenkapitalzinssatzes bereits berücksichtigt. Die stärker an handelsrechtlichen Gegebenheiten orientierte Vorgehensweise sei konsequent, weil der Törnquist-Index auf einer handelsrechtlichen Datengrundlage beruhe. Auch angesichts des Einwands aus dem Beschlusskammerverfahren, wonach Ersatzinvestitionen zu Tagesneuwerten zu berücksichtigen seien und es ermöglicht werden müsse, diese über die Abschreibungen zu verdienen, sei es sachgerecht, auf die nominale Kapitalerhaltung abzustellen. Die Annahme einer konstanten Veränderungsrate bei den Abschreibungen spiegele die tatsächliche Preisentwicklung für den Betrachtungszeitraum wider. Durch die Abschreibung auf Grundlage historischer Anschaffungs- und Herstellungskosten werde ein Gleichlauf zwischen der Preisentwicklung der Abschreibungen und der Preisentwicklung der für die Ersatzinvestitionen relevanten Güter erreicht. Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur sowie die Protokolle der Senatssitzung Bezug genommen. Der Senat hat Beweis erhoben durch Einholung eines schriftlichen Sachverständigengutachtens sowie durch Anhörung des Sachverständigen Prof. Dr. Y. Wegen des Ergebnisses der Beweisaufnahme wird auf die schriftlichen Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y sowie auf die Protokolle der mündlichen Verhandlungen vom 20.03.2019 und 10.07.2019, jeweils in dieser Sache und in der parallel verhandelten Sache VI-3 Kart 721/18 [V], die auch zum Gegenstand der Verhandlung und zum Gegenstand der Beweisaufnahme in dieser Sache gemacht worden sind, verwiesen. B. I. Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Verpflichtungsbeschwerde ist gemäß §§ 75 Abs. 1 und 2, 78 Abs. 1 und 3 EnWG statthaft, weil ein Anspruch der Beschwerdeführerin als Netzbetreiberin auf Neufestlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts in Betracht kommt. Der Anspruch des Netzbetreibers auf eine regulierungsbehördliche Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors beruht auf § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV, wonach die Bundesnetzagentur den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln hat. II. Die Beschwerde hat auch in der Sache Erfolg. Der angefochtene Beschluss vom 21. Februar 2018, mit dem die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur für die Dauer der dritten Regulierungsperiode in der Anreizregulierung den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor für Betreiber von Gasversorgungsnetzen in Höhe von 0,49 % festgelegt hat, ist rechtswidrig. Die Bundesnetzagentur hat die Höhe des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors im Sinne des § 9 Abs. 3 ARegV rechtsfehlerhaft ermittelt und festgesetzt. Die Beschwerde führt zur Aufhebung der angefochtenen Festlegung und zur Verpflichtung der Bundesnetzagentur, erneut über die Festsetzung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für die Dauer der dritten Regulierungsperiode zu entscheiden. 1. Gemäß § 9 Abs. 1 ARegV wird der generelle sektorale Produktivitätsfaktor aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung ermittelt. Die Bundesnetzagentur hat nach § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln. § 9 ARegV i.d.F. vom 30.12.2011 (BGBl. I v. 29.12.2011, S. 3034) beruht auf § 21a Abs. 4 S. 7, Abs. 6 S. 2 Nr. 5 EnWG als Ermächtigungsgrundlage (BGH v. 31.1.2012 – EnVR 16/10, juris, Rn. 22). Nach § 21a Abs. 4 S. 7 EnWG müssen die Vorgaben für die Entwicklung oder Festlegung der Erlösobergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode den Ausgleich der allgemeinen Geldentwertung unter Berücksichtigung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vorsehen. Zu diesem Zweck kann der Verordnungsgeber nach § 21a Abs. 6 S. 2 Nr. 5 EnWG Regelungen zum Verfahren bei der Berücksichtigung der Inflationsrate unter Einbeziehung der Besonderheiten der Einstandspreisentwicklung und des Produktivitätsfortschritts in der Netzwirtschaft erlassen. In Umsetzung dieser Ermächtigungsgrundlage regelt § 9 Abs. 1 und 3 ARegV die Festsetzung eines generellen sektoralen Produktivitätsfaktors durch die Bundesnetzagentur, welcher nach der Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV den gemäß § 8 ARegV berechneten Wert der allgemeinen Geldwertentwicklung modifiziert (BGH v. 31.1.2012 – EnVR 16/10, juris, Rn. 21). Die allgemeine Geldwertentwicklung wird nach § 8 ARegV unter Bezugnahme auf den Verbraucherpreisgesamtindex (VPI) bestimmt und auch als Inflationsrate bezeichnet. Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor dient im Rahmen der Anreizregulierung der normativen Simulation von Wettbewerbsbedingungen in den Energienetzen. In wettbewerblich organisierten Märkten zwingt der Wettbewerbsdruck die Unternehmen dazu, die aus Produktivitätsfortschritten resultierenden Zugewinne etwa in Form niedrigerer Preise an die Endkunden weiterzugeben (BT-Drs. 17/7632 v. 8.11.2011, S. 4; BR-Drs. 417/07 v. 15.6.2007, S. 48 zu § 9 ARegV a.F.). Die allgemeine Inflationsrate drückt in diesen Märkten die Differenz zwischen der Wachstumsrate der Inputpreise und der Rate des generellen Produktivitätswachstums aus. Mittels des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors soll bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen nicht nur die durch individuelle Vorgaben geforderte Verbesserung der Effizienz des einzelnen Netzbetreibers gegenüber anderen Netzbetreibern berücksichtigt werden. Vielmehr soll sich in der jeweiligen Erlösobergrenze auch die Entwicklung der Produktivität des Netzsektors insgesamt niederschlagen (vgl. BT-Drs. 17/7632 v. 8.11.2011,S. 4), da der Netzsektor nach Ansicht des Verordnungsgebers im Vergleich zu wettbewerblichen Märkten höhere Produktivitätssteigerungspotentiale aufweist (BR-Drs. 417/07 v. 15.6.2007, S. 48 zu § 9 ARegV a.F.). Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor soll somit den Produktivitätsfortschritt der Netzbranche abweichend zur Gesamtwirtschaft wiedergeben und zugleich sicherstellen, dass weder eine Über- noch eine Unterforderung der Netzbetreiber eintreten. Er fungiert insoweit als eine generelle Vorgabe zur Bestimmung der Erlösobergrenze für alle Unternehmen in Form eines branchenspezifischen Korrekturfaktors der allgemeinen Geldentwertung (BT-Drs. 17/7632, S. 4; BGH v. 31.1.2012 – EnVR 16/10, juris, Rn. 22). Im Rahmen der Berechnung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen ist der generelle sektorale Produktivitätsfaktor bei einer positiven Produktivitätsentwicklung im Netzsektor folgerichtig als genereller Abschlag ausgestaltet, wie ein Blick auf die ab der dritten Regulierungsperiode geltende Regulierungsformel gemäß Anlage 1 zu § 7 ARegV bestätigt: Nach dieser Formel wird der generelle sektorale Produktivitätsfaktor (PF t ) von der allgemeinen Inflationsrate (VPI t /VPI 0 ) subtrahiert. Die sich daraus ergebende Differenz wird sodann mit den vorübergehend beeinflussbaren Kosten (KA vnb,t ) und den beeinflussbaren Kosten (KA b,t ) multipliziert, die ihrerseits unter Berücksichtigung eines Verteilungsfaktors (V t ) gemäß § 16 ARegV und eines Bonus (B 0 ) gemäß § 12a ARegV bestimmt werden. Verlief die Produktivitätsentwicklung im betrachteten Zeitraum, wie dies den Überlegungen des deutschen Normgebers entspricht, im Netzsektor günstiger als diejenige in der Gesamtwirtschaft, ist der PF t -Wert positiv und senkt damit die individuellen Erlösobergrenzen. Ist die Veränderung der Produktivität im Bereich der Energienetze demgegenüber ungünstiger als in der Gesamtwirtschaft, ist der PF t -Wert negativ und erhöht im Ergebnis die Erlösobergrenzen der einzelnen Netzbetreiber. Mathematisch ausgedrückt führt ein negativer PF t -Wert also aufgrund des negativen Vorzeichens in der Regulierungsformel letztlich zu einem positiven Wert, da [– (– PF t )] = + PF t . Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor (im Folgenden: Xgen) wird gemäß § 9 Abs. 1 und 3 ARegV ab der dritten Regulierungsperiode aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der Abweichung der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung ermittelt. Die Vorgaben des § 9 Abs. 1 ARegV können durch folgende Gleichung abgebildet werden: Χgen = ΔTF Netz – ΔTF Ges + ΔInput Ges – ΔInput Netz Dabei steht ΔTF Netz für den netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt, ΔTF Ges für den gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt, ΔInput Ges bezeichnet die gesamtwirtschaftliche Einstandspreisentwicklung – nach anderer Formulierung die Inputpreisentwicklung – und ΔInput Netz schließlich die netzwirtschaftliche Einstandspreisentwicklung. Das Zeichen „Δ“ symbolisiert jeweils die prozentuale Veränderung eines Werts. Gemäß § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV muss die angewandte Methodik dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Weitere Vorgaben zur Methodik enthält der Normwortlaut nicht. Die Verordnungsbegründung verweist zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors vielmehr beispielhaft auf die sog. Törnquist- und die sog. Malmquist-Methode (BR-Drs. 417/07 v. 15.6.2007, S. 48 f.; zu international anerkannten Methoden zur Messung der Produktivität von Wirtschaftssektoren siehe etwa OECD, Measuring Productivity, Measurement of Aggregate and Industry-Level Productivity Growth, 2001, Rn. 154 ff.). Die Törnquist- und die Malmquist-Methode zeichnen sich durch unterschiedliche Vor- und Nachteile aus, die vor allem von der verfügbaren Datenlage abhängen (vgl. das Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y v. 30.6.2019, S. 6 ff.). Angesichts der Komplexität der praktischen Umsetzung dieser Methoden in Abhängigkeit von der jeweils verfügbaren Datengrundlage kann mit dem Verordnungsgeber keine der beiden Methoden als deutlich überlegen eingestuft werden. Die konkrete Auswahl obliegt vielmehr der Bundesnetzagentur, der insoweit ein Beurteilungsspielraum zusteht. Anders als im Gefahrenabwehrrecht i.w.S. kommt es bei der Berechnung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors damit nicht auf die bestmögliche ökonomische Methode an. Es reicht vielmehr aus, dass eine Methode und ihre konkrete Umsetzung in Übereinstimmung mit der Verordnungsbegründung als wissenschaftlich vertretbar angesehen werden können. Bei der Anwendung von § 9 ARegV als Rechtsnorm sind ferner rechtsstaatliche Grundsätze wie die Rechtssicherheit, die Vorhersehbarkeit und vor allem die Anwendbarkeit, also mit Blick auf die Gerichte die Justiziabilität zu beachten. 2. Die von der Bundesnetzagentur zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile angewandte Residualbetrachtung ist mit § 9 Abs. 1 und 3 S. 1 ARegV vereinbar. 2.1. Bei der Anwendung der Residualmethode im Rahmen der Törnquist-Berechnung ist der Bundesnetzagentur weder ein Ermittlungs- noch ein Bewertungsdefizit anzulasten. Unter Residualbetrachtung wird allgemein ein methodisches Vorgehen verstanden, mit dem aus bekannten Werten wie der Änderung der gesamtwirtschaftlichen Outputpreisentwicklung und der Änderung des gesamtwirtschaftlichen technischen Fortschritts auf ein nicht bekanntes Residuum geschlossen wird, vorliegend auf die Änderung der gesamtwirtschaftlichen Inputpreise (Beschl. v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 16; WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, Überarbeitete Version nach Eingang der Stellungnahmen, Studie für die Bundesnetzagentur, v. 10.7.2017, S. 44). Die Bundesnetzagentur hat insoweit fehlerfrei in Anlehnung an wissenschaftlich anerkannte Zusammenhänge den gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt (ΔTF Ges ) und die Änderung der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreise (ΔInput Ges ) durch den vom Statistischen Bundesamt ermittelten Verbraucherpreisgesamtindex (VPI), also durch die allgemeine Inflationsrate gemeinsam abgebildet. Der Verbraucherpreisgesamtindex spiegelt seinerseits die Entwicklung der Outputpreise der Gesamtwirtschaft wider. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur entspricht dem Stand der Wissenschaft im Sinne des § 9 Abs. 3 S. 1 ARegV. In wettbewerblich organisierten Märkten drückt die allgemeine Inflationsrate die Differenz zwischen der Wachstumsrate der Inputpreise und der Rate des generellen Produktivitätswachstums aus, wie der deutsche Normgeber selbst annimmt (BT-Drs. 17/7632 v. 8.11.2011, S. 4; BR-Drs. 417/07 v. 15.6.2007, S. 48). Diese Überlegung lässt sich mathematisch durch folgende Gleichung abbilden: VPI = ΔInput Ges – ΔTF Ges Diese Äquivalenzbeziehung beruht auf der Annahme, dass in wettbewerblich organisierten Märkten die Unternehmen langfristig kostendeckend produzieren, die Profite also gleich Null sind (vgl. Bernstein/Sappington , Setting the X Factor in Price-Cap Regulation Plans, Journal of Regulatory Economic 1999, S. 5, 9). Für die Gültigkeit dieser Äquivalenzbeziehung ist es nicht notwendig, dass die Gesamtwirtschaft eine perfekt funktionierende Wettbewerbswirtschaft ist, wie der Sachverständige Prof. Dr. Y erläutert hat (Gutachten v. 4.2.2019, S. 8). Es genügt, wenn die Wettbewerbsintensität und die allokative Ineffizienz in der Gesamtwirtschaft zwischen dem Basisjahr 0 und dem betrachteten Jahr „R“ einer Regulierungsperiode unverändert geblieben sind (Gutachten v. 4.2.2019, S. 8). Die Äquivalenzbeziehung VPI = ΔInput Ges – ΔTF Ges bedeutet nach dem Sachverständigen mithin, dass bei konstanter Wettbewerbsintensität und konstanter allokativer Ineffizienz die in einer Gesamtwirtschaft beobachtete Inflationsrate der prozentualen Veränderung der gesamtwirtschaftlichen Inputpreise abzüglich der prozentualen Veränderung der gesamtwirtschaftlichen technischen Produktivität entsprechen sollte (Gutachten v. 4.2.2019, S. 8). Sofern ein Normgeber Wettbewerbsbedingungen in einem monopolistisch geprägten Wirtschaftssektor wie den Energienetzen simulieren will, lässt sich die obige Äquivalenzbeziehung fruchtbar machen. Hiernach entspricht die regulierte inflationsbereinigte Steigerung der sektoralen Outputpreise der Steigerung der sektoralen Inputpreise abzüglich des realen Produktivitätsfortschritts im betreffenden Sektor ( Vaterlaus/Schneider/Elias/Brunekreeft/Meyer , Die Ermittlung des technologischen Fortschritts anhand von Unternehmensdaten – Der Einsatz der Malmquist-Methode im deutschen Regulierungsrahmen, Studie im Auftrag von Netze BW GmbH, v. 24.8.2016, S. 20). Es gilt also: ΔOutput Netz = ΔInput Netz – ΔTF Netz Die Entwicklung der Outputpreise in der (Gas-)Netzwirtschaft (ΔOutput Netz ), die im Kontext der deutschen Regulierung der Veränderung der Erlösobergrenzen entspricht, hängt somit positiv von der Entwicklung der Inputpreise (ΔInput Netz ) und negativ vom Produktivitätsfortschritt (ΔTF Netz ) ab (vgl. Deuchert , Zeitschrift für Energiewirtschaft 2017, 213, 215; Vaterlaus/Schneider/Elias/Brunekreeft/Meyer , a.a.O., S. 20). Führt man die beiden Äquivalenzbeziehungen VPI = ΔInput Ges – ΔTF Ges und ΔOutput Netz = ΔInput Netz – ΔTF Netz unter der Prämisse zusammen, dass der Xgen als Korrekturterm, konkret als Abschlag zur allgemeinen Inflationsrate fungiert (vgl. Bernstein/Sappington , a.a.O., S. 11; Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y v. 4.2.2019, S. 7 f.), ergibt sich im Ergebnis die in § 9 Abs. 1 ARegV festgelegte Formel für die Berechnung des Xgen: Xgen = ΔVPI – ΔOutput Netz oder Χgen = ΔInput Ges – ΔTF Ges – (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) oder Χgen = ΔInput Ges – ΔTF Ges – ΔInput Netz + ΔTF Net z oder Χgen = ΔTF Netz – ΔTF Ges + ΔInput Ges – ΔInput Netz (Formel gemäß § 9 Abs. 1 ARegV) Die von der Bundesnetzagentur auf der Grundlage der geschilderten Äquivalenzbeziehungen angestellte Residualbetrachtung führt zu einer mit § 9 Abs. 1 ARegV vereinbaren Vereinfachung der Formel zur Berechnung des Xgen: Gemäß § 9 Abs. 1 ARegV gilt: Χgen = ΔTF Netz – ΔTF Ges + ΔInput Ges – ΔInput Netz Da (– ΔTF Ges + ΔInput Ges ) = (ΔInput Ges – ΔTF Ges ) = VPI, gilt: Xgen = ΔTF Netz – ΔInput Netz + VPI Aufgrund der vorstehenden, wissenschaftlich anerkannten Zusammenhänge zwischen Outputpreisen, Inputpreisen und Produktivitätsfortschritt ist die von der Bundesnetzagentur verwandte Formel äquivalent zur vierteiligen Formel des § 9 Abs. 1 ARegV. Entgegen der Ansicht der Beschwerdeführerin gibt § 9 Abs. 1 ARegV keine zwingend getrennte Ermittlung von vier Einzelwerten vor. Gegen eine derart enge wortlautbezogene Betrachtung sprechen die systematische Auslegung des § 9 Abs. 1 ARegV in Verbindung mit § 21 Abs. 6 S. 2 Nr. 5 EnWG sowie der Normzweck des § 9 ARegV. § 21 Abs. 6 S. 2 Nr. 5 EnWG ermächtigt den Verordnungsgeber, Regelungen zum Verfahren bei der Berücksichtigung der Inflationsrate unter Einbeziehung der Besonderheiten der Einstandspreisentwicklung und des Produktivitätsfortschritts in der Netzwirtschaft zu treffen. Dabei geht der Gesetzgeber selbst davon aus, dass die Inflationsrate die Differenz zwischen der Inputpreis- und der Produktivitätsentwicklung in der Gesamtwirtschaft ausdrückt (BT-Drs. 17/7632 v. 8.11.2011, S. 4), oder mathematisch formuliert, dass: VPI = ΔInput Ges – ΔTF Ges . Die Regulierungsbehörde darf deshalb diese Beziehung fruchtbar machen, um eine rechtssichere Ermittlung des Xgen zu gewährleisten. Beim Xgen handelt es sich um einen Schätzwert, da dieser gemäß § 9 Abs. 3 S. 1, 2 ARegV jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode auf Basis vergangener Daten ermittelt wird und eine zukünftige Entwicklung wiedergibt. Die Schätzung des Xgen erfordert somit aufwändige methodische Verfahren, die einen möglichst wirklichkeitsgetreuen Wert ergeben sollen. Der von der Bundesnetzagentur ermittelte Xgen muss ermöglichen, dass die Netzbetreiber die Produktivitätsentwicklung in der Netzbranche nachvollziehen können. Dies entspricht dem Rechtsstaatsgrundsatz, insbesondere dem Grundsatz der Vorhersehbarkeit. Die Netzbetreiber dürfen weder durch einen zu hohen Xgen überfordert, noch durch einen zu niedrigen Xgen unterfordert werden (BT-Drs. 17/7632 v. 8.11.2011, S. 4). Vor diesem Hintergrund darf die Bundesnetzagentur die in verlässlicher und nachvollziehbarer Weise vom Statistischen Bundesamt ermittelte Inflationsrate in ihre Berechnungen einbeziehen, wie dies ebenfalls bei dem nach § 8 ARegV zu berechnenden (VPI t /VPI 0 )-Wert als weiterem Bestandteil der Regulierungsformel erfolgt (vgl. BNetzA, Hinweise für Verteilernetzbetreiber Gas zur Veröffentlichung von Netzentgelten zum 15.10.2018 sowie zur Anpassung der Erlösobergrenze und Bildung der Netzentgelte für das Kalenderjahr 2019, v. 14.9.2018, S. 8). Die Bundesnetzagentur darf mithin von einer aufwändigen Einzelberechnung der Veränderung von Inputpreisen und technischem Fortschritt in der Gesamtwirtschaft absehen und sich als für die Netzwirtschaften zuständige Behörde der Ermittlung der netzwirtschaftlichen Terme des Xgen widmen (ΔInput Netz und ΔTF Netz ). Berechnet die Bundesnetzagentur die netzwirtschaftlichen Terme gemäß § 9 Abs. 3 ARegV auf Basis von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, und unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren, steht der Xgen im Einklang mit dem normativen Zweck der nachvollziehbaren Abbildung der Entwicklung der Produktivität in der Netzbranche im Vergleich zur Gesamtwirtschaft. Die Residualbetrachtung der Bundesnetzagentur wäre nur dann mit § 9 Abs. 1 ARegV unvereinbar, wenn sie systematisch zu verzerrten Ergebnissen führte, die sich durch einen Differenzansatz vermeiden ließen. Dies ist vorliegend jedoch nicht der Fall. Der Differenzansatz ist der Residualbetrachtung nicht greifbar überlegen, da er nicht die von der Beschwerdeführerin vertretene Kompensation gegenseitiger, auf der gesamtwirtschaftlichen ebenso wie auf der netzwirtschaftlichen Seite der Formel auftretender Fehler herbeiführen kann. Eine solche „ausgleichende“ Wirkung setzt voraus, dass bei der Anwendung gleicher Methoden und vergleichbarer Daten im Rahmen der Berechnung der gesamt- und der netzwirtschaftlichen Terme regelmäßig gleichartige Fehler auftreten und diese Fehler zudem in einem Ausmaß in das Berechnungsergebnis durchschlagen, dass sie sich gegenseitig aufheben oder zumindest teilweise ausgleichen. Eine separate Berechnung der vier Terme würde unter diesen Prämissen zu einem gegenseitigen Herauskürzen der systematisch auftretenden Fehler und dadurch zu einem möglichst wirklichkeitsgetreuen Xgen führen. Mathematisch lässt sich diese Hypothese wie folgt darstellen: Schätzwert für Xgen = [(ΔTF Netz + Fehler TF-Netz ) – (ΔTF Ges + Fehler TF-Ges ) + (ΔInput Ges + Fehler Input-Ges ) – (ΔInput Netz + Fehler Input-Netz )] Wobei Fehler TF-Netz = Fehler TF-Ges = Fehler Input-Ges = Fehler Input-Netz oder anders ausgedrückt : Fehler TF-Netz – Fehler TF-Ges + Fehler Inp ut-Ges – Fehler Input-Netz = 0. Die vermeintliche Kompensationswirkung des Differenzansatzes hängt somit von der Gültigkeit mehrerer Grundannahmen ab, deren Erfüllung unwahrscheinlich erscheint. Dies hat auch der Sachverständige Prof. Dr. Y in seinem Gutachten zur methodischen Bewertung der Residualmethode und des Differenzansatzes festgestellt (Gutachten v. 4.2.2019, S. 54). Insbesondere ist es zweifelhaft, ob methodisch bedingte Berechnungsfehler im Kontext des Netzsektors in exakt gleicher Weise auch im Kontext der Gesamtwirtschaft auftreten, so dass sie sich gegenseitig bei Anwendung des Differenzansatzes herauskürzen. Eine solche Fehlerkompensation wäre nicht einmal bei zwei ähnlichen Wirtschaftssektoren gewährleistet. Nach überzeugender Ansicht des Sachverständigen werden die Zweifel an der ausgleichenden Wirkung des Differenzansatzes dadurch verstärkt, dass die Datengrundlage beim Netzsektor eine deutlich andere ist als bei der Gesamtwirtschaft. Wenn aber die Datenbasis bereits unterschiedlich ist, kann man nicht davon ausgehen, dass die auf diese Daten aufsetzende Methode identische, sich gegenseitig kompensierende Fehler erzeugt. Darüber hinaus sind bei der Analyse der Kostensituation des Netzsektors und der Gesamtwirtschaft inhaltliche Unterschiede zu berücksichtigen, wie der Sachverständige überzeugend betont hat. Dies gilt in der Netzwirtschaft – wie der Sachverständige in der mündlichen Verhandlung vom 20.3.2019 erläutert hat – etwa für die Ermittlung von Vorleistungen (Protokoll v. 20.3.2019, S. 27). Für eine aussagekräftige Messung der gesamtwirtschaftlichen Produktivität sind damit zuweilen andere Rahmenbedingungen zu beachten als bei der Messung der netzwirtschaftlichen Produktivität (näher Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y v. 4.2.2019, S. 55). Berücksichtigt man zudem die Komplexität der Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen und der netzwirtschaftlichen Terme, erscheint es zweifelhaft, ob sich ein etwaiger Fehler bei der Methode, der Berechnung oder der Datengrundlage auf Seiten der gesamtwirtschaftlichen Terme vergleichbar auch auf die netzwirtschaftlichen Terme auswirken und so im Rahmen des Differenzansatzes behoben werden kann. Schon aufgrund der ökonomischen, technischen und regulatorischen Rahmenbedingungen im Netzsektor sind vielfältige Anpassungen der jeweiligen Methode erforderlich, um den netzspezifischen Besonderheiten Rechnung zu tragen. Wie der Sachverständige in der mündlichen Verhandlung v. 20.3.2019 erklärt hat, bestehen bei der empirischen Berechnung von ökonomischen Größen außerdem gewisse Spielräume, die nicht immer ergebnisoffen zur Überwindung von faktischen Schwierigkeiten bei der Umsetzung theoretischer Modelle genutzt werden können (Protokoll v. 20.3.2019, S. 25, 27 ff.). Eine zentrale Schwierigkeit stellt sich etwa bei der Berechnung der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung, soweit es nach den insoweit überzeugenden Darlegungen der Bundesnetzagentur keinen anerkannten deutschlandweiten Einstandspreisindex für die Gesamtwirtschaft gibt (WIK-Gutachten v. 10.7.2017, a.a.O., S. 44). Angesichts der offenen Wertungsfragen und mithin der Unsicherheiten, die auch mit der Berechnung der gesamtwirtschaftlichen Terme einhergehen, hat die Bundesnetzagentur zulässig auf den vom Statistischen Bundesamt ermittelten Verbraucherpreisgesamtindex zurückgegriffen, um die mit einer eigenen Einzelberechnung verbundenen faktischen Schwierigkeiten zu umgehen (vgl. Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 20.3.2019, S. 47 f.; Gutachten des Sachverständigen v. 30.6.2019, S. 32 f.). Die Vorgehensweise der Regulierungsbehörde entspricht insoweit der Rechtssicherheit und ist nicht zu beanstanden. Es kann deshalb dahingestellt bleiben, ob ein VPI in Höhe von -0,1% (Differenz aus gesamtwirtschaftlicher Einstandspreisentwicklung von 0,06% und gesamtwirtschaftlicher Produktivitätsentwicklung von 0,16%) das Ergebnis einer objektiven und bestmöglich ausgeführten Berechnung ist (vgl. Gutachten des Sachverständigen v. 4.2.2019, S. 54). Der Differenzansatz ist der Residualmethode damit nicht deutlich überlegen, da er nach den überzeugenden Erläuterungen des Sachverständigen mangels Übertragbarkeit sämtlicher Datenprobleme in der Gesamt- und der Netzwirtschaft keine Kompensation von Schätzfehlern gewährleistet (Protokoll v. 20.3.2019, S. 27). Folgerichtig durfte die Bundesnetzagentur auf eine Plausibilisierung des residual errechneten Xgen-Wertes durch einen Vergleich mit anhand des Differenzansatzes ermittelten Ergebnissen verzichten. Wie der Sachverständige erläutert hat, stellt der von der Beschwerdeführerin vertretene Differenzansatz kein wissenschaftlich geläufiges Verfahren zum Ausschluss von Verzerrungen in Berechnungsmethoden wie der vorliegenden dar. Der in der empirischen Forschung weit verbreitete „Differenzen-in-Differenzen-Ansatz“, auf den sich die Beschwerdeführerin beruft, hat nach dem Sachverständigen wenig gemein mit einem Differenzansatz im Sinne einer separaten Berechnung aller vier Terme des § 9 Abs. 1 ARegV (Gutachten v. 4.2.2019, S. 56 f.). Die Bundesnetzagentur war somit nicht gehalten, den Xgen sowohl nach der Residual- als auch der Differenzmethode zu berechnen, um die betreffenden Ergebnisse zwecks Plausibilisierung der Residualmethode miteinander zu vergleichen. Auch ein Blick in die Theorie der Ökonomen Bernstein und Sappington , auf die der Xgen methodisch zurückgeführt wird, lässt nicht den Schluss zu, dass der Xgen notwendig nach dem Differenzansatz zu berechnen sei. Die Autoren haben vornehmlich die methodischen Zusammenhänge zwischen der Produktivitätsentwicklung in wettbewerblich organisierten und in monopolistisch geprägten Wirtschaftsbereichen herausgearbeitet und die mathematischen Schritte aufgezeigt, mit deren Hilfe der Xgen in Form eines Abschlags („offset“) auf die Unternehmenserlöse im jeweils regulierten Sektor berechnet werden kann ( Bernstein/Sappington , Setting the X Factor in Price-Cap Regulation Plans, Journal of Regulatory Economic 1999, S. 5, 8 ff.). Eine Ausschließlichkeit ist mit der Berechnungsweise der Autoren nicht verbunden. Die Tatsache, dass sich Bernstein und Sappington in der von der Beschwerdeführerin zitierten Studie aus dem Jahr 1999 nicht mit der Residualbetrachtung befasst haben, kann zudem nicht als eine implizite Ablehnung der Residualbetrachtung gedeutet werden (vgl. Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y v. 4.2.2019, S. 83 f.). Das von der Beschwerdeführerin vorgebrachte Argument, dass der Differenzansatz in der internationalen regulatorischen Praxis, insbesondere derjenigen der österreichischen Regulierungsbehörde anzutreffen sei, vermag eine Überlegenheit dieses Ansatzes gegenüber der Residualmethode ebenso wenig zu begründen. Im Rahmen der österreichischen Anreizregulierung werden die Kosten der Netzbetreiber während einer Regulierungsperiode mittels eines inputorientierten Preisindex inflationiert, des sog. Netzbetreiberpreisindex (WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors v. 16.12.2016, Studie für die Bundesnetzagentur, S. 9 Fn. 7; WIK, Genereller Produktivitätsfaktor österreichischer Stromverteilnetzbetreiber v. 27.2.2013, S. 22). Da die Kosten der Netzbetreiber im österreichischen Regulierungskontext nicht durch den allgemeinen Verbraucherpreisgesamtindex, sondern anhand eines netzspezifischen Index inflationiert werden, enthält der Xgen dort eine „direkte“ Aussage über den zu erwartenden technologischen Fortschritt in der regulierten Branche: Xgen = ΔTF Netz (WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors v. 16.12.2016, S. 9 Fn. 7). Vor diesem Hintergrund ist in Österreich eine Berechnung des Inputpreisdifferenzials (ΔInput Ges – ΔInput Netz ) und des Produktivitätsdifferenzials (ΔTF Netz – ΔTF Ges ) im Ergebnis nicht notwendig (WIK, Genereller Produktivitätsfaktor österreichischer Stromverteilnetzbetreiber v. 27.2.2013, S. 22). Aus der regulatorischen Behandlung des Xgen in Österreich kann allerdings nicht in einem Umkehrschluss gefolgert werden, dass die Differenzmethode beim Fehlen eines netzspezifischen Preisindex bzw. bei Anwendung des allgemeinen Verbraucherpreisindex „Stand der Wissenschaft“ und deshalb zwingend anzuwenden sei. Ganz im Gegenteil gibt es unterschiedliche vertretbare Vorgehensweisen, wie das Beispiel Österreichs zeigt. Gegen den Differenzansatz spricht weiterhin die Erwägung, dass die Heranziehung der Inflationsrate (VPI) anstelle einer Einzelberechnung der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreis- und Produktivitätsentwicklung dazu beiträgt, etwaige Unsicherheiten im Rahmen der Berechnung auf die netzwirtschaftlichen Bestandteile des Xgen zu beschränken. Wie der Sachverständige überzeugend erläutert hat, gibt die Inflationsrate aus wissenschaftlicher Sicht die Kostenentwicklung in der Gesamtwirtschaft im Grundsatz verlässlich wieder. Die Diskussion über die Messgenauigkeit der Inflationsrate bewegt sich hiernach in relativ kleinen, vorliegend zu vernachlässigenden Größenordnungen (Gutachten v. 4.2.2019, S. 52 f., 55 f.). Auch die Beschwerdeführerin geht von einer theoretischen Äquivalenzbeziehung aus, wonach die Inflationsrate der Differenz der Inputpreis- und der Produktivitätsentwicklung entspricht, ΔOutput Ges = VPI = ΔInput Ges – ΔTF Netz (Anlage BF 29 unter 2.). Würde man also die Bundesnetzagentur verpflichten, in Anwendung der Differenzmethode die gesamtwirtschaftlichen Bestandteile des Xgen selbst und separat zu ermitteln, würde man insoweit jene Komponente in der Xgen-Berechnung eliminieren, also den VPI, über deren Zuverlässigkeit ein breiter wissenschaftlicher Konsens besteht (vgl. auch die Gutachten des Sachverständigen v. 4.2.2019, S. 55 f. und v. 30.6.2019, S. 32 f.). Die Bundesnetzagentur hat schließlich fehlerfrei angenommen, dass keine durchgreifenden Zweifel an der Methodik des Statistischen Bundesamtes und an der von ihm verwendeten Datengrundlage bestehen, die eine Plausibilisierung des mittels des VPI gefundenen Ergebnisses erforderlich gemacht hätten. Vielmehr würde die von der Beschwerdeführerin verlangte separate Berechnung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile durch die Bundesnetzagentur anhand von Daten der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung mit einer Vielzahl offener Wertungsfragen und damit mit Unsicherheiten einhergehen, wie der Sachverständige erläutert hat (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 20.3.2019, S. 25 ff.). 2.2. Die Anwendung der Residualmethode ist auch im Rahmen der Berechnung des Malmquist-Index rechtmäßig. 2.2.1. Obwohl der durch den angefochtenen Beschluss für den Gassektor bestimmte Xgen auf der Törnquist-Methode beruht, ist die Malmquist-Methode rechtlich relevant, soweit sie der Plausibilisierung im Vorfeld der Festlegung des Xgen dient (Bundesnetzagentur, Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 52). Die Bundesnetzagentur hat im Hinblick auf die jeweiligen Vor- und Nachteile des Törnquist- und Malmquist-Index keine der beiden Methoden als greifbar überlegen bewertet (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 52). Unter Berücksichtigung der Unsicherheiten, die mit der erstmaligen Festlegung des Xgen verbunden sind, hat sich die Regulierungsbehörde im Interesse der Netzbetreiber an dem niedrigeren der von ihr nach beiden Methoden ermittelten Werte orientiert, also an dem Törnquist-Wert i.H.v. 0,49% und nicht an dem Malmquist-Wert i.H.v. 0,92%. Hätte der Malmquist-Index bei methodisch zutreffender Anwendung einen niedrigeren Xgen-Wert für den Gasbereich ergeben als der Törnquist-Index, hätte die Bundesnetzagentur nach ihrer eigenen Logik also auf den insoweit für die Netzbetreiber günstigeren Malmquist-Wert abgestellt, wie dies bei der Festlegung des Xgen-Strom der Fall ist (Beschluss v. 28.11.2018 – BK4-18-056, S. 64). 2.2.2. Die Bundesnetzagentur durfte die Residualbetrachtung auch im Rahmen der Malmquist-Methode anwenden. Die Regulierungsbehörde berechnete die Verschiebung der Effizienzgrenze im Netzsektor wie folgt (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 36 f.): ln(FS nom ) = ΔTF Netz – ΔInput Netz Mit ln(FS nom ) symbolisiert die Bundesnetzagentur den Logarithmus des Frontier Shifts, der durch einen „Kostenmalmquist auf Basis nominaler Preise“ ermittelt werden soll (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 36). Wie der Sachverständige Prof. Dr. Y erläutert hat, ermöglicht der Logarithmus des Frontier Shifts eine direkte Berechnung der Differenz (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) aus den Schätzergebnissen einer Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA) und einer Stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA), ohne dass eine getrennte Ermittlung der Werte ΔInput Netz und ΔTF Netz erforderlich wäre (Gutachten v. 4.2.2019, S. 30 ff. und v. 30.6.2019, S. 16). Um zur Gleichung ln(FS nom ) zu kommen, also den ersten Teil der Gleichung ln(FS nom ) ermitteln zu können, stellt die Bundesnetzagentur verschiedene, aus methodischer Sicht nicht zu beanstandender Kostenrelationen an, die in Zusammenwirken mit Annahmen zu einem Schätzwert für die Differenz – (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) kommen (siehe näher Gutachten des Sachverständigen v. 4.2.2019, S. 30 ff., insb. 36 f.). Die Differenz – (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) ist unter Berücksichtigung des negativen Vorzeichens äquivalent mit der Differenz (ΔTF Netz – ΔInput Netz ), dem zweiten Teil also der Gleichung ln(FS nom ) = ΔTF Netz – ΔInput Netz . In einem nächsten Schritt setzt die Bundesnetzagentur den vom Statistischen Bundesamt ermittelten Verbraucherpreisgesamtindex (VPI) anstelle des (ΔInput Ges – ΔTF Ges )-Wertes in die Formel des Xgen ein: Xgen = ΔTF Netz – ΔTF Ges + ΔInput Ges – ΔInput Netz oder (nach Umstellung) Xgen = ΔTF Netz – ΔInput Netz + ΔInput Ges – ΔTF Ges Da ln(FS nom ) = ΔTF Netz – ΔInput Netz und VPI = ΔInput Ges – ΔTF Ges gilt: Xgen = ln(FS nom ) + ΔInput Ges – ΔTF Ges oder Xgen = ln(FS nom ) + VPI Die oben angestellten Überlegungen, die für die Zulässigkeit der Residualbetrachtung im Rahmen der Törnquist-Methode sprechen, gelten ebenfalls für die Malmquist-Methode. Auch im Rahmen der letztgenannten Methode führt die Residualbetrachtung nicht zu systematischen Verzerrungen, die durch einen Differenzansatz zu eliminieren wären. Nach der überzeugenden Einschätzung des Sachverständigen ist die Anwendung der Malmquist-Methode zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Bestandteile des Xgen theoretisch zwar möglich, die praktische Umsetzbarkeit jedoch zweifelhaft (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 20.3.2019, S. 32, 37 f.; Gutachten v. 30.6.2019, S. 28 f.). Zu diesem Zweck müsste mit einer Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA) oder einer Stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA) eine Effizienzgrenzenverschiebung für die Gesamtwirtschaft geschätzt werden, aus der anschließend ein (ΔInput Ges – ΔTF Ges )-Wert zu ermitteln wäre. Die von der Beschwerdeführerin vertretene ausgleichende Wirkung des Differenzansatzes setzt in einer derartigen Fallgestaltung voraus, dass sich bei der Anwendung der Malmquist-Methode auf die Gesamtwirtschaft Verzerrungen ergeben, die den Verzerrungen bei der Ermittlung der netzwirtschaftlichen Terme entsprechen. Die auf beiden Seiten hervortretenden Fehler würden sich unter dieser Bedingung gegenseitig herauskürzen. Wie der Sachverständige festgestellt hat, erscheint es allerdings auch in Bezug auf die Malmquist-Methode zweifelhaft, dass es zu einer systematischen Unterschätzung des netzwirtschaftlichen (ΔInput Netz – ΔTF Netz )-Wertes käme, die sich durch eine entsprechende Verzerrung bei der Schätzung des gesamtwirtschaftlichen Terms (ΔInput Ges – ΔTF Ges ) kompensieren ließe (Gutachten v. 4.2.2019, S. 55). 2.2.3. Fehlerfrei ist zudem die direkte Berechnung eines (ΔInput Netz – ΔTF Netz )-Wertes mithilfe der Malmquist-Methode, sofern diese Methode nach den Erläuterungen des Sachverständigen die Berechnung der Effizienzgrenzenverschiebung („Frontier Shift“) im Netzsektor ermöglicht, ohne dass die Werte der Inputpreisentwicklung (ΔInput Netz ) und des technischen Fortschritts (ΔTF Netz ) einzeln ermittelt werden müssen (Gutachten v. 4.2.2019, S. 30 ff.). Nach der überzeugenden Einschätzung des Sachverständigen begründete eine getrennte Berechnung von ΔTF Netz und ΔInput N etz im Ergebnis sogar noch weitere Probleme, soweit fehleranfällige Deflationierungen notwendig würden. Zudem kann beim Malmquist-Index von einer getrennten Berechnung der netzwirtschaftlichen Terme abgesehen werden, da für die Ermittlung des Xgen lediglich der Wert der Differenz (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) benötigt wird (Gutachten des Sachverständigen Prof. Dr. Y v. 30.6.2019, S. 16). 3. Die Bestimmung des Xgen ist allerdings rechtswidrig, weil der von der Bundesnetzagentur ermittelte Xgen-Wert i.H.v. 0,49% gegenüber Veränderungen des Stützintervalls nicht robust ist. Die Bundesnetzagentur hätte die im Stützintervall 2006-2016 aufgetretenen und auffällig starken Schwankungen des Xgen für den Gassektor jedenfalls eingehend auf ihre Ursachen hin untersuchen müssen. Das hat sie pflichtwidrig unterlassen. Hinzu kommt, dass es hinsichtlich der Einbeziehung des Jahres 2006 an einer hinreichenden Begründung dafür fehlt, dass die zunächst von der Behörde selbst als fragwürdig erachtete Qualität der Daten dieses Jahres gewährleistet und insofern dessen Berücksichtigung gerechtfertigt war. Darüber hinaus hat sich die Bundesnetzagentur bei der Wahl des Stützintervalls nicht hinreichend mit dem sog. Basisjahreffekt auseinandergesetzt. Schließlich bestehen durchgreifende Zweifel, ob die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Plausibilisierung der in Betracht kommenden Stützintervalle ergebnisoffen erfolgt ist. 3.1. Das herangezogene Stützintervall der Jahre 2006-2016 zeichnet sich durch solch starke Schwankungen aus, dass es als Ermittlungsgrundlage zur Bestimmung des Xgen ausscheidet. Erhebliche Schwankungen zeigen sich nicht nur bei einem Vergleich der Ergebnisse der Stützintervalle 2006-2016 und 2007-2016, sondern auch bei einem Vergleich anderer Stützintervalle. So ergibt sich nach den Berechnungen der Bundesnetzagentur für die Jahre 2011-2016 ein Xgen i.H.v. +2,95 %, während für die Jahre 2012-2016 ein Xgen i.H.v. -2,12 % resultiert (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 20). Die deutlichen Schwankungen der Produktivitätsentwicklung und mithin der Xgen-Werte in Abhängigkeit vom Betrachtungszeitraum deuten allgemein auf eine mangelnde Robustheit des Xgen hin, wie der Sachverständige Prof. Dr. Y überzeugend festgestellt hat (Gutachten v. 4.2.2019, S. 28). Der Sachverständige hat die Ursachen für die mangelnde Robustheit des Xgen-Wertes untersucht und führt diese insbesondere auf die hohe Volatilität der preisbereinigten Umsatzerlöse zurück (Gutachten v. 9.6.2019, S. 5). Der Sachverständige identifiziert vor allem den Deflator der preisbereinigten Umsatzerlöse als Ursache der starken Schwankungen, also den von der Bundesnetzagentur ermittelten Index der Netzentgelte zur Umrechnung der nominalen in preisbereinigte Umsatzerlöse. Dazu hat der Sachverständige den Xgen-Wert der Törnquist-Methode auch auf einem modifizierten Weg berechnet (Einzelheiten im Gutachten v. 4.7.2019, S. 17 ff.). Bei der alternativen Berechnung hat sich der Sachverständige zunächst auf die Daten der Jahre 2006 und 2007 beschränkt und für dieses kurze Stützintervall einen Xgen-Wert von 28,22 % ermittelt. Derselbe Rechenprozess für die Daten des Stützintervalls 2007-2008 hat einen Xgen-Wert von -17,09 % ergeben. Diese Sequenz überlappender Stützintervalle hat der Sachverständige im Rahmen seiner Kontrollberechnungen bis zum Stützintervall 2015-2016 fortgesetzt. Dies sind zehn Sequenzen von insgesamt zehn Xgen-Werten. Im letzten Schritt hat er die zehn von ihm berechneten Werte gemittelt mit dem Ergebnis: Xgen = 0,41 %. Die Sequenz der zehn Xgen-Werte reicht damit von -17,09 % bis +28,22 %. Wird einer dieser Werte eliminiert, verändert sich der Durchschnitt der verbleibenden Werte erheblich. Vor diesem Hintergrund ist es nach Aussagen des Sachverständigen nicht überraschend, dass ein Ausschluss des Jahres 2006 den durchschnittlichen Xgen-Wert von +0,49 % auf -2,25 % absenkt. Der Sachverständige hat sodann erforscht, warum die Xgen-Werte derart „beunruhigend“ stark streuen. Im Ergebnis seiner Überprüfungen liegt dies daran, dass die starken Schwankungen der ΔTF Netz -Werte unmittelbar auf die Xgen-Werte durchschlagen (Gutachten v. 9.6.2019, S. 8). Diese Schwankungen können nur durch Schwankungen des Outputindex oder des Inputindex ausgelöst werden, da diese beiden Indizes bei der Törnquist-Methode zur Berechnung des technischen Produktivitätsfortschritts (ΔTF Netz ) benötigt werden. Konkret bildet der Törnquist-Index das Verhältnis von Output (Y) und Input (X) dadurch ab, dass jeweils für den Output und Input ein Index konstruiert wird (Bundesnetzagentur, 2. Referenzbericht Anreizregulierung, Generelle sektorale Produktivitätsentwicklung im Rahmen der Anreizregulierung, v. 26.1.2006, Rn. 51, Anlage BF 25). Aus dem Quotienten des Outputindex und des Inputindex wird der netzwirtschaftliche Produktivitätsfortschritt (ΔTF Netz ) ermittelt: Nach dem Sachverständigen löst vor allem der stark schwankende Outputindex die erheblichen Schwankungen der ΔTF Netz -Werte aus. Der Outputindex wird seinerseits im Wesentlichen durch die preisbereinigten Umsatzerlöse bestimmt. Zur Deflationierung der nominalen Umsatzerlöse wendet die Bundesnetzagentur einen anhand der Netzentgelte gebildeten Preisindex an, der insoweit einen maßgeblichen Einfluss auf die Umsatzerlöse und damit auf den Outputindex hat. Dieser maßgebliche Einfluss ergibt sich auch aus den Untersuchungen des Sachverständigen, nach denen der Verlauf der nominalen Umsatzerlöse deutlich stabiler als der Verlauf der preisbereinigten Umsatzerlöse ist (Gutachten von Prof. Dr. Y v. 9.6.2019, S. 9). Darüber hinaus weisen die nominalen Umsatzerlöse eine Entwicklung auf, die deutlich besser zum realen Erdgasabsatz passt als die preisbereinigten Umsatzerlöse. Das legt mit dem Sachverständigen den Verdacht nahe, dass die sehr hohe Volatilität der preisbereinigten Umsatzerlöse eine maßgebliche Folge der Deflationierung ist (Gutachten v. 9.6.2019, S. 10). Der zeitliche Verlauf der preisbereinigten Umsatzerlöse und die zeitliche Entwicklung des von der Bundesnetzagentur berechneten Index der Netzentgelte sind zudem stark gegenläufig, wie die Untersuchungen des Sachverständigen aufgezeigt haben (Gutachten von Prof. Dr. Y v. 30.6.2019, S. 10). So löst ein Anstieg des Index der Netzentgelte eine Senkung der preisbereinigten Umsatzerlöse aus, während eine Senkung des Index der Netzentgelte die preisbereinigten Umsatzerlöse erhöht. Mit dem Sachverständigen ist dies schwer einleuchtend, berücksichtigt man, dass die Netzentgelte die Haupterlösquelle der Netzbetreiber sind. Die geschilderten Ergebnisse deuten vielmehr auf eine methodisch nicht begründbare Auswirkung des Preisindex der Netzentgelte als Deflator der Umsatzerlöse auf den Outputindex und damit auf den ΔTF Netz -Wert hin. Der Preisindex der Netzentgelte wird seinerseits maßgeblich durch die von Industriekunden gezahlten Netznutzungsentgelte beeinflusst, die mit einem Gewicht von 55% in den Preisindex eingehen und im Vergleich zu den Netznutzungsentgelten der Haushaltskunden (30 %) und denjenigen der Gewerbekunden (15 %) intensivere Schwankungen aufweisen (Gutachten v. 30.6.2019, S. 10). Vor diesem Hintergrund hätte die Bundesnetzagentur die Schwankungen des Xgen-Wertes im Rahmen der unterschiedlichen Stützintervalle näher auf ihre Ursachen überprüfen müssen. Insbesondere hätte der zugrunde gelegte Index der Netznutzungsentgelte hinreichend analysiert werden müssen, bevor er als Deflator angewandt wurde. Aufgrund des Unterlassens geeigneter Ursachenanalysen für die Volatilität des Xgen und seine Abhängigkeit vom zugrundeliegenden Stützintervall beruht die Entscheidung der Bundesnetzagentur auf einem Ermittlungs- und Ermessensdefizit i.S.d § 114 S. 1 VwGO. Vor diesem Hintergrund kann dahinstehen, ob die Bundesnetzagentur zudem eine Sensitivitätsanalyse mit Hilfe von Konfidenzintervallen vornehmen musste und ob eine solche Analyse zu dem von der Beschwerdeführerin vertretenen Schluss führte, dass sich der Xgen nicht signifikant von einem Wert von Null unterscheidet. Jedenfalls ist im Hinblick auf die Funktion von Konfidenzintervallen als statistische Instrumente, welche die Präzision der Lageschätzung eines Parameters wie beispielweise eines Mittelwerts angeben sollen, mit dem Sachverständigen zweifelhaft, ob die Intervalle im vorliegenden Zusammenhang sinnvoll eingesetzt werden können, soweit die von der Bundesnetzagentur ausgewerteten Daten nicht im Rahmen von Zufallsstichproben gezogen wurden (Gutachten von Prof. Dr. Y v. 4.2.2019, S. 27). 3.2. Die Beschlusskammer hätte weiterhin überprüfen müssen, ob das Jahr 2006 wegen der in diesem Jahr aufgetretenen Besonderheiten aus dem Stützintervall hätte entfernt werden oder der Berechnung des Xgen jedenfalls ein anderes Stützintervall hätte zugrunde gelegt werden müssen. Die Bundesnetzagentur hat lediglich abstrakt und damit nicht nachvollziehbar dargelegt, weshalb sich die Datenlage so verändert habe, dass die Aufnahme des Jahres 2006 in das Stützintervall angezeigt gewesen sei. Insoweit fehlt es an einer hinreichenden Begründung im Sinne der §§ 39 Abs. 1 S. 3, 45 Abs. 2 VwVfG in Bezug auf die Einbeziehung des Jahres 2006 und die behauptete Verbesserung der zunächst lückenhaften Datengrundlage für dieses Jahr. Zudem hat sich die Bundesnetzagentur nur unzureichend mit den von der Beschwerdeführerin genannten konkreten Umständen des Jahres 2006 als dem ersten Jahr der Entgeltregulierung auseinandergesetzt. Dies gilt auch für den sog. Basisjahreffekt. Der Basisjahreffekt beschreibt den Umstand, dass die Netzbetreiber ihre Investitionen bewusst in die Jahre verschieben, in denen die Bundesnetzagentur eine Effizienzanalyse anstellt. Dies waren im Gasbereich bislang die Jahre 2006, 2010 und 2015. Die hieraus resultierende Kostenverschiebung wirkt sich positiv auf die Erlösobergrenzen der folgenden Regulierungsperiode aus. Wie die Analysen des Sachverständigen gezeigt haben, neutralisiert sich dieser Effekt, wenn der Beginn und das Ende des Stützintervalls auf Jahre gelegt werden, welche mehr als ein Jahr von den Basisjahren (2006, 2010, 2015 und 2020) entfernt sind, also beispielsweise auf die Jahre 2008 und 2018 (Gutachten v. 4.7.2019, S. 22 ff.). Bei diesen beiden Jahren kann davon ausgegangen werden, dass keine relevanten Kosten auf die Nachbarjahre verschoben werden. Beginnt das Stützintervall hingegen während eines Basisjahres und endet es ein Jahr nach dem jeweiligen Basisjahr, wirkt dies gravierend zu Lasten der Netzbetreiber (Gutachten v. 4.7.2019, S. 25). Derart aus der Sicht der Netzbetreiber negative Auswirkungen treten bei dem von der Bundesnetzagentur gewählten Stützintervall auf. Das Stützintervall beginnt mit dem Basisjahr 2006 und erfasst das Jahr 2016, also das Jahr nach dem Basisjahr 2015. Dieses Vorgehen hätte im Hinblick auf die durch den Basisjahreffekt bewirkten Verzerrungen einer besonderen Begründung bedurft. Eine Betrachtung der einzelnen Jahresscheiben einschließlich der jährlichen Veränderungen zeigt, dass die Kostenverschiebung zu einem höheren Input und damit in den Jahren 2009 auf 2010 und 2014 auf 2015 zu einem Xgen-senkenden Effekt führt. In den Jahren 2011 und 2016, also den dem jeweiligen Basisjahr unmittelbar nachfolgenden Jahren, tritt der Effekt demgegenüber in umgekehrter Form auf. Die auf das Basisjahr vorgezogenen Maßnahmen führen hier zu reduzierten Kosten und demzufolge zu einem verringerten Input (Gutachten v. 9.6.2019, S. 12, Abbildung 3). Insgesamt ist somit in den Jahren 2009-2011 sowie 2014-2016 eine symmetrische Inputentwicklung zu erkennen. Um das Jahr 2006 herum fehlt diese Symmetrie, weil das Jahr 2005 unberücksichtigt bleibt. Folglich wird lediglich die Inputreduzierung von 2006 auf 2007 im Stützintervall 2006-2016 bei der Produktivität abgebildet. Diese Inputreduzierung sorgt für eine Überschätzung des Produktivitätsfortschritts und damit letztlich für eine Überschätzung des Xgen-Wertes. Die diesen Effekt kompensierende Wirkung einer Effizienzverschlechterung vom Jahr 2005 auf 2006 bleibt unberücksichtigt. Die Einschätzung der Regulierungsbehörde, dass ein auf den Jahren 2006-2016 basiertes Stützintervall den längst möglichen Zeitraum darstellt und deshalb zuverlässige Ergebnisse gewährleistet, ist unter Berücksichtigung der geschilderten Umstände nicht fehlerfrei. Sie beruht vielmehr auf einem Ermittlungs- und Ermessensdefizit im Sinne des § 114 S. 1 VwGO, da sich die Bundesnetzagentur nicht hinreichend mit den unterschiedlichen in Betracht kommenden Stützintervallen und deren Auswirkungen auf den Xgen auseinandergesetzt hat. 3.3. Die geschilderten Bedenken gegen die Auswahl des Stützintervalls werden durch die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Plausibilisierung verstärkt. Die vollkommen entgegengesetzte Plausibilisierungsprüfung der Xgen-Werte im Gas- und Strombereich durch dieselbe Beschlusskammer erzeugt durchgreifende Zweifel daran, inwieweit die Regulierungsbehörde ergebnisoffen entschieden hat. Aufgrund der mangelhaften Begründung der diametral unterschiedlichen Plausibilisierungsverfahren leidet die darauf aufbauende Auswahl eines Stützintervalls 2006-2016 für den Xgen-Gas auch an einem Begründungsmangel, der zur Rechtswidrigkeit der Festlegung führt. § 9 Abs. 3 S. 2 ARegV gibt vor, dass die Bundesnetzagentur Netzbetreiberdaten aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren einzubeziehen hat. Der Regulierungsbehörde bleibt es insoweit überlassen, längere Betrachtungszeiträume zu wählen. Der Bundesgerichtshof hat der Bundesnetzagentur bereits bei der Konkretisierung der Vorgaben zum individuellen Effizienzvergleich gemäß den §§ 12 ff. und der Anlage 3 ARegV einen nicht unerheblichen Beurteilungsspielraum eingeräumt. Dabei handelt es sich um Regelungen, die im Vergleich zu § 9 ARegV einen höheren Detailgrad aufweisen (BGH v. 21.1.2014 − EnVR 12/12, EnWZ 2014, 378 Rn. 21 ff. – Stadtwerke Konstanz; OLG Düsseldorf v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 4/15 (V), BeckRS 2018, 9708 Rn. 56). Die vom Bundesgerichtshof aufgestellten Prüfungsmaßstäbe gelten mithin auch für die streitgegenständlichen Fragen bei der Ermittlung des Xgen. Die Auswahl einer konkreten Methode, die den abstrakten Vorgaben der ARegV entspricht, hat der Verordnungsgeber mit dem Bundesgerichtshof an zahlreichen Stellen der Regulierungsbehörde überlassen (BGH v. 21.1.2014 − EnVR 12/12, EnWZ 2014, 378 Rn. 22 – Stadtwerke Konstanz). Wie der individuelle Effizienzvergleich setzt auch der generelle sektorale Produktivitätsfaktor komplexe Abwägungsentscheidungen voraus, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden können und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden sind (vgl. zum Effizienzvergleich OLG Düsseldorf v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 4/15 (V), BeckRS 2018, 9708 Rn. 57). Der Bundesnetzagentur steht deshalb bei der Auswahl des Stützintervalls, sofern dieses gemäß § 9 Abs. 3 S. 2 ARegV mindestens vier Jahre beträgt, ein erheblicher Beurteilungsspielraum zu. Dabei kann offenbleiben, ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt (BGH v. 21.1.2014 – EnVR 12/12, EnWZ 2014, 378 Rn. 26; OLG Düsseldorf v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 4/15 (V), BeckRS 2018, 9708 Rn. 56). Denn die an den Beurteilungsspielraum oder das Regulierungsermessen anzulegenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH v. 21.1.2014 – EnVR 12/12, EnWZ 2014, 378 Rn. 26; Senat, Beschl. v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 4/15 (V), BeckRS 2018, 9708 Rn. 56). Vor diesem Hintergrund ist die gerichtliche Kontrolldichte vorliegend beschränkt auf die Überprüfung der Einhaltung der gültigen Verfahrensbestimmungen, des richtigen Verständnisses des anzuwendenden Gesetzesbegriffs und auf die Überprüfung, ob der erhebliche Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt worden ist, insbesondere, ob eine Verletzung des Willkürverbots vorliegt (BGH v. 7.6.2016 – EnVR 62/14, juris, Rn. 25). Die Einschränkung der gerichtlichen Kontrolldichte besteht jedoch nur unter der Voraussetzung, dass die Behörde ihre Entscheidung eingehend begründet. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs unterliegt die Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung eines Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art besonderen Begründungsanforderungen (BGH v. 7.6.2016 – EnVR 62/14, juris, Rn. 42). Ähnlich wie es das Bundesverwaltungsgericht bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen angenommen hat (BVerwG v. 25.9.2013, NVwZ 2014, 589 Rn. 34 ff.), ist bei einem derartigen Entscheidungsspielraum die eigentliche Bewertung der Behörde auch darauf zu überprüfen, 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 dem Prinzip der Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes gemäß Art. 19 Abs. 4 GG (BGH v. 7.6.2016 – EnVR 62/14, juris, Rn. 42). Die von der Beschlusskammer 4 in den beiden Festlegungsverfahren des Xgen im Gas- und im Strombereich vorgenommene entgegengesetzte Plausibilisierung erfüllt diese Begründungsanforderungen nicht. Im Gasbereich hat die Beschlusskammer acht mögliche Stützintervalle betrachtet und aus den sich daraus ergebenden Xgen-Werten einen geometrischen Mittelwert gebildet, um den i.H.v. 0,49 % festgelegten Xgen zu plausibilisieren. Wie der Sachverständige erläutert hat, läuft diese Mittelwertbildung auf eine stärkere Gewichtung der aktuelleren Jahre hinaus, da sich der Mittelwert aus einer Sequenz von Stützintervallen ergibt, bei denen immer ein zusätzliches Jahr am Anfang des Stützintervalls weggestrichen wird (Gutachten v. 4.2.2019, S. 28). Obwohl diese Art der Mittelwertbildung kein wissenschaftlich geläufiges Verfahren ist, ist sie mit dem Sachverständigen im Ergebnis methodisch nachvollziehbar. Die stärkere Gewichtung der aktuelleren Jahre ist im Hinblick auf die zukunftsbezogene Funktion des Xgen plausibel, sofern sie den jüngeren Entwicklungen in der Netzwirtschaft eine größere Bedeutung beimisst. Die von der Beschlusskammer vorgenommene Plausibilisierung verliert allerdings ihre Aussagekraft angesichts der vollkommen unterschiedlichen und entgegengesetzten Vorgehensweise bei der Prüfung der Robustheit des Xgen-Strom. Die Beschlusskammer hat auch für die dritte Regulierungsperiode Strom den Xgen auf Grundlage eines mit dem Jahr 2006 beginnenden Stützintervalls berechnet (vgl. zum Nachstehenden Bundesnetzagentur, Beschluss v. 28.11.2018, BK 4-18-056, S. 23 f.). Um den i.H.v. 1,82 % auf der Grundlage des Stützintervalls 2006-2017 ermittelten Xgen-Strom zu plausibilisieren, betrachtet sie dort weitere acht Zeiträume: 2007-2017, 2007-2016, 2007-2015, 2007-2014, 2007-2013, 2007-2012, 2007-2011 und 2007-2010. Für jeden Zeitraum bildet die Beschlusskammer einen Mittelwert. Aus den acht Mittelwerten berechnet sie sodann einen „zentralen“ Mittelwert. Dieser Mittelwert wird seinerseits zur Plausibilisierung des von der Beschlusskammer festgelegten Xgen-Strom i.H.v. 1,82 % herangezogen. Wie die Beschwerdeführerin zu Recht moniert, nimmt die Beschlusskammer bei dieser Plausibilisierungsprüfung einerseits das Jahr 2006 aus, indem sie die Vergleichszeiträume beginnend mit dem Jahr 2007 bildet. Andererseits und vor allem lässt die Beschlusskammer bei den acht genannten Zeiträumen jeweils „von vorne“ ein Jahr weg. Dies läuft auf eine stärkere Gewichtung des Jahres 2007 hinaus, da dieses Jahr in allen betrachteten Zeiträumen enthalten ist. Insofern folgt die Beschlusskammer bei der Plausibilisierung des Xgen für den Strombereich einem wesentlich unterschiedlichen und gegensätzlichen Weg, da der von ihr ermittelte „Mittelwert der Mittelwerte“ für die acht Vergleichszeiträume i.H.v. +2,05 % nicht gegenwarts-, sondern vergangenheitsorientiert ist. Würde man stattdessen eine ähnliche Plausibilisierungsprüfung wie im Gasbereich durchführen, wäre erstens mit dem Jahr 2006 zu beginnen. Zweitens wäre fortlaufend ein zusätzliches Jahr am Anfang des Stützintervalls wegzustreichen. In diesem Fall ergäben sich folgende acht Vergleichszeiträume: 2006-2017, 2007-2017, 2008-2017, 2009-2017, 2010-2017, 2011-2017, 2012-2017, 2013-2017 und 2014-2017. Bei einer Mittelwertbildung anhand dieser Zeiträume würden die aktuelleren Jahre stärker und das Jahr 2017 am stärksten gewichtet. Auf Basis dieser Vergleichszeiträume errechnet sich ein „Mittelwert der Mittelwerte“ i.H.v. -0,53 % (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.07.2019, S. 40). Demgegenüber führt die unterschiedliche, vergangenheitsorientierte Mittelwertbildung der Beschlusskammer zu einem „Plausibilisierungsmittelwert“ i.H.v. + 2,05 %. Den Grund dieser gegensätzlichen Plausibilisierungsverfahren beim Xgen-Gas und beim Xgen-Strom konnte die Bundesnetzagentur auch auf entsprechende Frage des Senats nicht nachvollziehbar erläutern. Entgegen der auf den Fragenkatalog des Senats erfolgten Darstellung der Bundesnetzagentur diente die Plausibilisierung im Rahmen der Festlegung des Xgen-Strom nicht lediglich dazu, den Einfluss der Daten des Jahres 2006 zu überprüfen (Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 10 unter Verweis auf BK4-18-056, S. 23). Vielmehr hat die Regulierungsbehörde auf den Befund ihres Plausibilisierungsverfahrens die Einschätzung gestützt, dass der auf Basis des Stützintervalls 2006-2017 unter Anwendung der Törnquist-Methode ermittelte Xgen-Strom robust sei. Damit kommt der Plausibilisierung im Strombereich dieselbe entscheidungserhebliche Bedeutung bei der Auswahl des geeigneten Stützintervalls durch die Bundesnetzagentur zu, wie dies bei der Plausibilisierung im Gasbereich der Fall ist. Die Bundesnetzagentur beschränkt sich deshalb zu Unrecht bei der Wahl des Stützintervalls auf die Begründung, dass hierfür der längst mögliche Betrachtungszeitraum gewählt worden sei, da dies Voraussetzung für eine belastbare Prognose sei. Sofern die Plausibilisierungsverfahren im Gas- und Strombereich einer diametral unterschiedlichen Logik folgen, jeweils aber demselben Zweck dienen, d.h. die Robustheit des Xgen-Wertes nachzuweisen, fehlt es an einer einleuchtenden Begründung für diese abweichende Vorgehensweise. Diese Bedenken werden durch die Herangehensweise der Beschlusskammer 4 im Zusammenhang mit den erheblich abweichenden Xgen-Werten bekräftigt, die sie in dem Verwaltungsverfahren zur Festlegung des Xgen im Strombereich ermittelt hat. In ihrem Beschluss vom 28.11.2018, BK4-18-056, zum Xgen-Strom hat die Beschlusskammer einen Wert i.H.v. 0,90 % festgelegt, obwohl sie in dem Verfahren bei der Anwendung des Törnquist-Index einen Xgen-Wert i.H.v. 1,82 % und bei der Anwendung des Malmquist-Index einen Wert i.H.v. 1,35 % errechnet hatte. Die Beschlusskammer begründet dies damit, dass der niedrigere Wert von 1,35 % immer noch deutlich von dem im Beschluss BK4-17-093 vom 21.2.2018 für den Gasbereich festgelegten Wert abweicht, der nach der Törnquist-Methode i.H.v. 0,49 % ermittelt wurde (Beschluss v. 28.11.2018, BK4-18-056, S. 64). Deshalb halte es die Beschlusskammer für angemessen, den erstmals festzulegenden Xgen-Strom bis zum Ende der dritten Regulierungsperiode mit einem Abschlag von einem Drittel des nach der Malmquist-Methode ermittelten Werts i.H.v. 1,35 % zu versehen, um keine unbeabsichtigten Brüche zwischen beiden Sektoren zu verursachen. Die Gründe, weshalb ein „Sicherheitsabschlag“ konkret von einem Drittel des methodisch-rechnerisch ermittelten Wertes als sachgerecht angesehen wurde, werden in der Festlegung zum Xgen-Strom nicht genannt. Die Rechtmäßigkeit der Festlegung des Xgen im Strombereich kann im vorliegenden Verfahren zwar dahinstehen. Gleichwohl ist die Vorgehensweise der Regulierungsbehörde bei der Festlegung des Xgen-Strom ein weiteres Indiz dafür, dass die Berechnung des Xgen im Gas- ebenso wie im Strombereich mit erheblichen methodischen Unsicherheiten verbunden ist. Dies räumt die Bundesnetzagentur an anderer Stelle auch selbst ein (BK4-17-093, S. 33; BK4-18-056, S. 44). Um den methodischen Unschärfen oder sonstigen mit der Datengrundlage zusammenhängenden Unsicherheiten angemessen Rechnung zu tragen und letztendlich einen belastbaren Xgen zu gewährleisten, sind hohe Anforderungen an eine transparente und plausible Begründung derjenigen Erwägungen zu stellen, die den Entscheidungen der Regulierungsbehörde beim Umgang mit solchen Unsicherheiten zugrunde liegen. Vor diesem Hintergrund muss der Senat feststellen, dass die Auswahl des Stützintervalls 2006-2016 bei der Berechnung des Xgen-Gas nicht ergebnisoffen und nach sachlichen Kriterien erfolgt ist. 4. Rechtmäßig ist demgegenüber die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Auswahl des Index der durchschnittlichen Netzentgelte als Deflator der Umsatzerlöse im Rahmen der Berechnung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts nach der Törnquist-Methode. 4.1. Im Rahmen der Törnquist-Methode wird aus dem Quotienten des Outputindex und des Inputindex der netzwirtschaftliche Produktivitätsfortschritt (ΔTF Netz ) ermittelt (siehe oben): Als Outputparameter zur Berechnung des Outputindex eignen sich grundsätzlich der Bruttoproduktionswert und die Bruttowertschöpfung (WIK-Gutachten v. 10.7.2017, a.a.O., S. 42). Die Bruttowertschöpfung entspricht näherungsweise dem um die Vorleistungen bereinigten Bruttoproduktionswert. Die Bundesnetzagentur stellt dagegen auf den Bruttoproduktionswert ab, d.h. auf einen Wert inklusive Vorleistungen (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 26). Diese Entscheidung ist nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur hat überzeugend dargelegt, dass die Berücksichtigung sämtlicher Vorleistungen im Hinblick auf den Wechsel einzelner Netzbetreiber von kleinen zu großen Netzgesellschaften und umgekehrt sachgerecht ist, da der mit dem jeweiligen Netzbetreibermodell zusammenhängende Anteil der eingekauften Dienstleistungen schwanken und somit die Vergleichbarkeit der einzelnen Jahre gefährden kann. Die Bundesnetzagentur hat das ihr zustehende Ermessen insoweit rechtmäßig ausgeübt. 4.2. Die Veränderung des Bruttoproduktionswerts setzt sich ihrerseits aus drei eigenständigen Komponenten zusammen: Der Veränderung der Umsatzerlöse, den Bestandsveränderungen und der Veränderung der aktivierten Eigenleistungen (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 21). Nach den überzeugenden Einschätzungen des Sachverständigen machen die nominalen Umsatzerlöse über 99 % des nominalen Bruttoproduktionswerts aus (Gutachten des Sachverständigen v. 30.6.2019, S. 9). Da die drei benannten Bestandteile des Bruttoproduktionswerts keine reinen Mengengrößen darstellen, sondern sowohl Mengen- als auch Preiskomponenten beinhalten, nimmt die Bundesnetzagentur in Anlehnung an die Methodik des Statistischen Bundesamtes eine Deflationierung der einzelnen Bestandteile vor (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 21; Gutachten des Sachverständigen v. 4.2.2019, S. 22). Im Kontext eines Törnquist-Mengenindex dient die Deflationierung der Umrechnung von nominalen Größenangaben in Mengenangaben (Gutachten des Sachverständigen v. 30.6.2019, S. 4 und 8 ff.). Die Umsatzerlöse deflationiert die Bundesnetzagentur anhand eines von ihr gebildeten Preisindex „Durchschnittliche Netzentgelte Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden der Jahre 2006 bis 2016“. Durch die Division der Veränderung der Umsatzerlöse durch die durchschnittlichen Netzentgelte wird die Veränderung der Umsatzerlöse in den Jahren 2006 bis 2016 um ihre Preiskomponente bereinigt. Die Bundesnetzagentur begründet die Auswahl dieses Deflators mit der Überlegung, dass die Netzentgelte den wesentlichen Einflussfaktor für die Umsatzerlöse darstellten (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 21). Obwohl der Deflator der Netzentgelte erheblichen Schwankungen unterliegt, wie der Sachverständige näher dargelegt hat (Gutachten v. 30.6.2019, S. 9 ff.; v. 4.7.2019, S. 20 ff.; v. 23.6.2019, S. 3 ff.), ist die Entscheidung der Bundesnetzagentur im Ergebnis nicht zu beanstanden. Eigene Simulationen des Sachverständigen haben ergeben, dass der Deflator der Umsatzerlöse einen maßgeblichen Einfluss auf das Endergebnis hat. Dies ist im Hinblick auf den weit überwiegenden Anteil der Umsatzerlöse am Bruttoproduktionswert durchaus nachvollziehbar. Auch die Beschlusskammer selbst erkennt die besondere Bedeutung des Deflators der Umsatzerlöse aufgrund seines Einflusses auf den Xgen, wie die Ausführungen in der Festlegung zum Xgen-Strom zeigen (Beschluss v. 28.11.2018, BK4-18-056, S. 29). Die im Zeitablauf stark schwankenden preisbereinigten Umsatzerlöse führen zu starken Schwankungen des Outputs und damit des Produktivitätsfortschritts (Gutachten v. 30.6.2019, S. 10). Diese Schwankungen schlagen sich in einem entsprechend volatilen Xgen nieder. Deutlich volatiler als der Index der Netzentgelte insgesamt sind die von den Industriekunden gezahlten Netzentgelte. Die Volatilität der Netzentgelte ist allerdings auf regulatorisch bedingte Gegebenheiten zurückzuführen. Die Bundesnetzagentur hat plausibel dargelegt, dass die durchgeleiteten Gasmengen keinen greifbar geeigneteren Deflator darstellen. Die durchgeleitete Gasmenge stellt nur einen Bestandteil des gesamten Outputs dar und spiegelt somit nicht hinreichend die Outputveränderung der Netzbranche wider (Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 22). Zudem könnten die erhobenen Werte für die durchgeleitete Gasmenge infolge von Konzessionsübergängen künstlich erhöht sein und insoweit die tatsächlich durchgeleitete Gasmenge nicht zutreffend abbilden (Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 22). Im Ergebnis fällt der Bundesnetzagentur damit weder ein Ermittlungs- noch ein Ermessensdefizit zur Last. 4.3. Nicht zu beanstanden ist auch die Entscheidung der Bundesnetzagentur, die Anteile der einzelnen Kundengruppen an den durchschnittlichen Netzentgelten als konstant zu unterstellen. Die als Deflator herangezogenen durchschnittlichen Netzentgelte wurden um den Anteil gewichtet, den Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden jeweils an den Gesamterlösen der Gasversorgungsnetzbetreiber haben. Konkret wurden die Haushaltskunden mit 30 %, die Gewerbekunden mit 15 % und die Industriekunden mit 55 % gewichtet. Die Bundesnetzagentur hat die jährlichen Schwankungen der entsprechenden Verbrauchsanteile in den Jahren 2006-2016 untersucht und wegen des begrenzten Umfangs der Schwankungen die auf den Verbrauchsanteilen beruhenden Gewichte als konstant gesetzt (Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 16). Die Bundesnetzagentur orientiert sich insoweit an der Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes, das bei der Bildung von Preisindizes von einer jahresscharfen Anpassung der Gewichte absieht. Sofern die volkswirtschaftlichen Preisindizes, die die Bundesnetzagentur zur Deflationierung der sonstigen Bestandteile des Outputs und Inputs herangezogen hat, konstante Gewichte beinhalten, ist es konsequent, auch den Preisindex der Netzentgelte anhand konstanter Gewichte zu bilden. Insoweit hat die Bundesnetzagentur den ihr zustehenden Entscheidungsspielraum rechtmäßig ausgeübt. Rechtmäßig war ebenfalls die Entscheidung der Bundesnetzagentur, die sogenannten Entry- und Exitpreise der Fernleitungsnetzbetreiber bei der Bildung der Gewichte nicht zu berücksichtigen. Zur Begründung hat die Bundesnetzagentur überzeugend ausgeführt (Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 24; v. 13.6.2019, S. 14 f.), dass sich die Entry- und Exitpreise der Fernleitungsnetzbetreiber überwiegend bereits in den Verteilernetzentgelten niederschlagen („Kaskadierungseffekt“). Das trifft insoweit zu, als beim Zweivertragsmodell im Sinne des § 20 Abs. 1b S. 10 EnWG das vom Transportkunden an den Ausspeisenetzbetreiber zu entrichtende Ausspeiseentgelt die Entgelte für alle vorgelagerten Netzebenen enthält (OLG Düsseldorf v. 13.1.2010 – VI-3 Kart 63/08 (V), juris, Rn. 126). Ein Teil der Industriekunden ist zudem unmittelbar an das Fernleitungsnetz angeschlossen und entrichtet deshalb Netzentgelte an die Fernleitungsnetzbetreiber. Die Nutzergruppe der Industriekunden repräsentiert somit bei der Gewichtung hinreichend, wenn auch nicht vollständig, den Anteil der Fernleitungsnetzentgelte an den Gesamtumsatzerlösen. Im Hinblick auf den Kaskadierungseffekt und den Umstand, dass die Fernleitungsnetzentgelte teilweise durch die Industriekunden in die Deflationierung der Gesamtumsatzerlöse einfließen, kann die Nichtberücksichtigung der Entry- und Exitpreise noch als sachgemäß bewertet werden. Die Bundesnetzagentur hat eine Abwägung zwischen einer aus formaler Sicht vollständigen Abbildung des Spektrums aller Einzelkunden und einer sachgerechten Deflationierung der Umsatzerlöse der Gasversorgungsnetzbetreiber auf Grundlage der vorhandenen Datenbasis getroffen. Die pauschalierende Betrachtung der Regulierungsbehörde ist im Hinblick auf die begrenzte Bedeutung der Gewichte als eine rechtmäßige Ausübung ihres Beurteilungsspielraums anzusehen. Wie der Sachverständige erläutert hat, haben kleine Änderungen der Gewichte erfahrungsgemäß kaum Auswirkungen auf den Wert des Preisindex (Gutachten v. 4.2.2019, S. 24). Theoretisch spricht zwar wenig gegen die Verwendung jährlicher Gewichte, sofern deren Berechnung verlässlich ist. Aus einer derart jahresscharfen Betrachtung erwartet der Sachverständige aber keine bedeutsamen Veränderungen der Resultate (Gutachten v. 30.6.2019, S. 28). Es konnte letztlich nicht nachgewiesen werden, dass die Berücksichtigung auch der Entgelte für Transitgeschäfte relevante Auswirkungen auf den Index der durchschnittlichen Netzentgelte und somit auf die Berechnung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts hätte. Die Darlegungen der Bundesnetzagentur, dass sich die Entgelte für Transit-Kunden vergleichbar den Entgelten der Weiterverteiler entwickelt haben und hinreichend über die Verteilernetzentgelte in den Deflator einfließen, sind nachvollziehbar (Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 15 f.). 5. Rechtswidrig ist indessen das Vorgehen der Bundesnetzagentur, bei der Berechnung der Abschreibungen als Bestandteil der Einstandspreisentwicklung auf handelsrechtliche statt auf regulatorische Grundsätze abzustellen. Da die für eine sachgerechte Beurteilung der Vorgehensweise der Bundesnetzagentur notwendigen Informationen weder dem angefochtenen Beschluss noch dem Vortrag im Verfahren zu entnehmen waren, hat der Senat u. a. durch Beweisbeschluss vom 2.5.2019 umfangreiche eigene Ermittlungen angestellt. Auch im Ergebnis dieser Ermittlungen musste der Senat feststellen, dass die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur nicht rechtmäßig war. 5.1. Die Abschreibungen stellen neben dem Eigenkapital und dem Fremdkapital den dritten Bestandteil der Kapitalkosten dar, die bei der Entwicklung der netzwirtschaftlichen Einstandspreise (ΔInput Netz ) zu berücksichtigen sind. Weitere Kostenpositionen, die außer den Abschreibungen in die Berechnung der Einstandspreisentwicklung einfließen, sind die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, der Personalaufwand, die Aufwendungen für bezogene Leistungen, sonstige betriebliche Aufwendungen, Zinsen und ähnliche Aufwendungen, die Eigenkapitalzinsen und die Gewerbesteuer (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 29). Die Berechnung der Abschreibungen ist normativ in § 6 GasNEV vorgegeben. Die kalkulatorischen Abschreibungen erfassen den betriebsbedingten Werteverzehr des abgenutzten Anlagevermögens und zielen darauf ab, dass die Unternehmer bei Nutzungsende das erforderliche Kapital für die Erneuerung der abgeschriebenen Anlagegüter zur Verfügung haben (BGH v. 18.10.2007 – III ZR 277/06 (KG), NVwZ 2008, 110 Rn. 40; vgl. auch BR-Drs. 247/05 v. 14.4.2005, S. 27 f.). Nach § 6 Abs. 1 S. 1 GasNEV ist bei der Ermittlung der Netzkosten im Interesse der Gewährleistung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetriebs die Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter als Kostenposition in Ansatz zu bringen. Die kalkulatorischen Abschreibungen treten insoweit gemäß § 6 Abs. 1 S. 2 GasNEV in der kalkulatorischen Kosten- und Erlösrechnung an die Stelle der entsprechenden bilanziellen Abschreibungen der Gewinn- und Verlustrechnung. Für die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen ist als Bemessungsgrundlage neben der Abschreibungszeit die Bewertung des Sachanlagevermögens erforderlich. Nach § 7 Abs. 1 S. 2 GasNEV knüpft die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung an den kalkulatorischen Wert des Anlagevermögens bzw. an den Restwert des Anlagevermögens nach Abzug bereits geleisteter Abschreibungen an. Für die Bewertung des Anlagevermögens kommen grundsätzlich zwei Methoden in Betracht: Der Ansatz von historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten (Realkapitalerhaltung) oder der Ansatz von Wiederbeschaffungskosten (Nettosubstanzerhaltung). Der Verordnungsgeber hat sich in § 6 GasNEV für einen Mittelweg zwischen den beiden Konzepten entschieden. So differenziert § 6 Abs. 1 S. 3 GasNEV zwischen Anlagegütern, die vor dem 1.1.2006 aktiviert wurden (Altanlagen), und solchen, die ab dem 1.1.2006 aktiviert wurden (Neuanlagen). Bei Altanlagen ist weiterhin zwischen dem eigen- und dem fremdfinanzierten Anteil zu unterscheiden. Gemäß § 6 Abs. 2 S. 1 GasNEV sind die kalkulatorischen Abschreibungen der Altanlagen unter Berücksichtigung der Eigenkapitalquote nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln. Dies bedeutet, dass für jedes Jahr gleichbleibende Beträge angesetzt werden ( Wöhe , Einführung in die Allgemeine Betriebswirtschaftslehre, 22. Aufl., S. 886 f.). Die Berechnungen für den eigenfinanzierten Anteil von Altanlagen beruhen gemäß § 6 Abs. 2 S. 2 Nr. 1 GasNEV auf dem Konzept der Nettosubstanzerhaltung. Der Inflationsausgleich erfolgt nach diesem Konzept auf der Basis von sog. Tagesneuwerten. Die Bewertung zu Tagesneuwerten dient dem Ausgleich der Teuerung für den eigenfinanzierten Anteil des Kapitals zum Zweck des Substanzerhalts (BR-Drs. 247/05 v. 14.4.2005, S. 27 f.). Für die Verzinsung des Eigenkapitals sollen diese Anlagegüter nicht nur mit ihren historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten berücksichtigt werden, sondern mit den Kosten, die aufgrund der zwischenzeitlich eingetretenen Teuerung für eine Neuanschaffung oder Neuherstellung erforderlich wären. Der so ermittelte Tagesneuwert ist ein kalkulatorischer Wert (BGH v. 25.4.2017 – EnVR 17/16, juris, Rn. 20 – Stadtwerke Werl GmbH). Dieser bestimmt sich jeweils nach den in § 6a GasNEV genannten Preisindizes des Statistischen Bundesamts. Da die Inflation bei Neuanlagen bereits durch die Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten auf Tagesneuwerte berücksichtigt wird, enthält das Unternehmen Eigenkapitalzinsen und eine Erstattung der gezahlten Fremdkapitalzinsen unter Abzug der Inflation (sog. Realzinsen; vgl. § 7 Abs. 4 S. 2 GasNEV). Beim fremdfinanzierten Anteil der Altanlagen wählte der Verordnungsgeber demgegenüber das Konzept der Realkapitalerhaltung. Folgerichtig sind gemäß § 6 Abs. 2 S. 2 Nr. 2 GasNEV für den fremdfinanzierten Anteil von Altanlagen die jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten anzusetzen. Der gebotene Inflationsausgleich erfolgt hier somit nicht durch eine Indexierung auf der Basis von Tagesneuwerten, sondern im Wege einer Verzinsung des Restwertes mit einem Nominalzinssatz, der um die Inflationsrate über dem Realzins liegt, vgl. § 7 Abs. 4 S. 1 GasNEV (OLG Düsseldorf v. 6.6.2012 – VI-3 Kart 225/07 (V), juris, Rn. 30). Auf dem Prinzip der Realkapitalerhaltung beruhen auch die kalkulatorischen Abschreibungen der Neuanlagen. Gemäß § 6 Abs. 4 GasNEV sind die kalkulatorischen Abschreibungen der Neuanlagen ausgehend von den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln. Der Inflationsausgleich erfolgt bei Neuanlagen – wie beim fremdfinanzierten Anteil von Altanlagen – im Wege einer Verzinsung des jeweiligen Restwertes der Anlagen mit einem Nominalzins. 5.2. Die Bundesnetzagentur hat in dem angefochtenen Beschluss die regulatorischen Abschreibungen als nicht maßgebend erachtet und auf handelsrechtliche Maßstäbe abgestellt (Beschluss v. 21.2.2018, BK4-17-093, S. 32). Die Darlegungen der Regulierungsbehörde legen den Schluss nahe, dass sie aus Gründen der Praktikabilität alle netzspezifischen Anlagen durchweg nach dem Konzept der Realkapitalerhaltung behandelt, mithin durchweg historische Anschaffungs- und Herstellungskosten angesetzt hat (vgl. Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 20.3.2019, S. 71 f., und v. 10.7.2019, S. 72 ff.; Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 31 f.). Die Bundesnetzagentur hat aber grundsätzlich keinen Entscheidungsspielraum, ob handelsrechtliche oder kalkulatorische Prinzipien zur Geltung kommen sollen, sofern der Verordnungsgeber bei bestimmten Kostenanteilen wie bei den Abschreibungen mit den §§ 6, 6a GasNEV einen kalkulatorischen Ansatz vorgegeben hat. So sind im Kontext der Anreizregulierung die kalkulatorischen Prinzipien der §§ 4 ff. GasNEV nicht nur im Rahmen der Kostenprüfung, sondern auch bei der Berechnung des Xgen maßgebend. Der Xgen soll die Entwicklung der Produktivität des Netzsektors in Abweichung von der Gesamtwirtschaft erfassen. Sofern im Netzsektor wettbewerbsanaloge Bedingungen durch regulatorische Vorgaben wie die kalkulatorischen Abschreibungen gemäß §§ 6, 6a GasNEV geschaffen werden sollen, sind letztere funktionale Bestandteile des Xgen. Der Xgen stellt, anders als etwa der Verbraucherpreisgesamtindex, ein netzspezifisches und insoweit regulatorisch geprägtes Element der Anreizregulierung dar. Für diese Sichtweise spricht ergänzend, dass auch der Malmquist-Index auf regulatorischen Zahlen aufbaut. Auch der Sachverständige hat im Rahmen der mündlichen Verhandlung vom 10.7.2019 auf Nachfrage ausdrücklich die Sichtweise des Senats bestätigt, dass grundsätzlich von einer kalkulatorischen Betrachtungsweise auszugehen ist (Protokoll v. 10.7.2019, S. 71). Eine derartige kalkulatorische Betrachtungsweise erfordert nach dem Sachverständigen eine Indexierung der Abschreibungsbasis, weshalb ein konstanter Abschreibungspreisindex wenig sachgerecht erscheine (Protokoll v. 10.07.2019, S. 71 f.). Nicht überzeugen kann insoweit der Vortrag der Bundesnetzagentur, dass sich beim Ansatz kalkulatorischer Abschreibungen eine erhöhte und somit nicht sachgerechte Abschreibungsbasis für Altanlagen ergebe, da die Unterscheidung zwischen Alt- und Neuanlagen bereits über die nominelle Ausgestaltung der Eigenkapitalverzinsung berücksichtigt worden sei (vgl. Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 32 a. E.; Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.07.2019, S. 62 f. und 77 ff.). Zwischen Abschreibungen und Kapitalverzinsung besteht zwar eine Wechselbeziehung: Wird das Anlagevermögen anhand von Tagesneuwerten bewertet, ist damit die Inflation bereits berücksichtigt und das Unternehmen erhält in diesem Fall Realzinsen, also Eigen- und Fremdkapitalzinsen unter Abzug der Inflation (§ 7 Abs. 4 S. 2 GasNEV). Dieser auf dem Nettosubstanzerhaltungskonzept beruhende Ansatz gilt nach § 6 Abs. 2 S. 2 Nr. 1 GasNEV für den eigenfinanzierten Anteil der Altanlagen. Bewertet man das Anlagevermögen hingegen zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten, wie dies nach § 6 Abs. 2 S. 2 Nr. 2 und Abs. 4 GasNEV auf Basis des Realkapitalerhaltungskonzepts für den fremdfinanzierten Anteil von Altanlagen und für die Neuanlagen der Fall ist, sind Nominalzinsen anzusetzen, die um den Wert der Inflation über dem Realzins liegen (§ 7 Abs. 4 S. 1 GasNEV). Abgesehen von diesen theoretischen Zusammenhängen hat die Bundesnetzagentur aber nicht im Einzelnen und nachprüfbar dargelegt, wie sich eine Gleichbehandlung von Alt- und Neuanlagen in Gegenüberstellung mit einer Unterscheidung unter entsprechender Anpassung der Eigenkapitalverzinsung auf den Xgen auswirkt (vgl. Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 77 ff.). Die Konzepte der Nettosubstanzerhaltung und der Realkapitalerhaltung führen zwar bei sachgerechter Ausgestaltung theoretisch zu vergleichbaren Ergebnissen ( Wöhe , Einführung in die Allgemeine Betriebswirtschaftslehre, 22. Aufl., S. 861), wie die Bundesnetzagentur im Ausgangspunkt zutreffend vorbringt (Protokoll v. 20.3.2019, S. 69; Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 31). Mangels näherer empirischer Belege konnte der Senat aber die Darlegungen der Bundesnetzagentur auch mit sachverständiger Unterstützung nicht nachprüfen. Wie der Sachverständige Prof. Dr. Y festgestellt hat, führt die von der Bundesnetzagentur gewählte Ausgestaltung der Eigenkapitalverzinsung zu einer Besserstellung der Netzbetreiber im Vergleich zu anderen in Betracht kommenden Alternativen (Gutachten des Sachverständigen v. 23.6.2019, S. 14 und v. 30.6.2019, S. 7 f.; vgl. zu Alternativen Frontier Economics, Bestimmung des Xgen mittels Törnquist Index, Ansätze zur Abbildung der Eigenkapitalverzinsung bei der Einstandspreisentwicklung, v. 23.11.2017, S. 4 ff.). Es bleibt mit dem Sachverständigen allerdings unklar, ob es auch zu einer Über- oder Unterkompensation oder zu einer genauen Kompensation sonstiger Nachteile kommt (Gutachten v. 23.6.2019, S. 14), die sich für die Netzbetreiber aufgrund einer etwaigen methodisch bedingten oder mit Datenproblemen zusammenhängenden Überschätzung des Xgen ergeben. Dabei gilt es ferner zu beachten, dass die Bundesnetzagentur ohne nähere Begründung von den Empfehlungen ihrer eigenen Gutachter abgewichen ist, die sich für eine Anwendung der §§ 6, 6a GasNEV ausgesprochen haben (WIK, Gutachten zur Bestimmung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors, v. 16.12.2016, S. 76). Sofern die Altanlagen nach der Einschätzung der Bundesnetzagentur rund 70% der gesamten Anschaffungs- und Herstellungskosten ausmachen (Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 29), kann auch nicht davon ausgegangen werden, dass der Verzicht auf eine nach § 6 Abs. 1 S. 3, Abs. 2 GasNEV differenzierende Behandlung von Altanlagen aufgrund ihres geringen Umfangs gerechtfertigt sei (vgl. Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 72 f.). Die Regulierungsbehörde hätte vielmehr ihr Vorgehen näher begründen müssen. Vor diesem Hintergrund musste der Senat die fehlende Sachgerechtigkeit des Vorgehens der Bundesnetzagentur feststellen. Keine hinreichende Begründung stellt ferner das Argument dar, die Netzbetreiber müssten bei der relevanten Datenerhebung für die Ermittlung des Xgen die historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten sämtlicher in Betrieb befindlicher und in ihrem Eigentum stehender Anlagegüter angeben, worunter auch solche Anlagen fielen, die bereits abgeschrieben gewesen seien, aber unverändert genutzt würden. Ist das Verfahren der Datenerhebung nicht von Beginn an geeignet ausgestaltet und bilden die erhobenen Daten mithin keine solide Tatsachengrundlage für die Entscheidung der Regulierungsbehörde, muss erwogen werden, inwieweit sich Verzerrungen durch die Nachforderung korrigierter Daten vermeiden lassen. Die Frage des Senats, ob sich die Daten um die bereits abgeschriebenen Anlagen mit einem verhältnismäßigen Aufwand bereinigen ließen, hat die Bundesnetzagentur nicht explizit beantwortet. Stattdessen hat die Bundesnetzagentur auf die Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes verwiesen, soweit dieses die tatsächlich in Betrieb befindlichen Anlagen als Basis der Kalkulation heranziehe, um ein möglichst reales Bild des Inputfaktors Kapital zu erhalten. Die Berücksichtigung bereits abgeschriebener, aber noch im Gebrauch befindlicher Anlagen durch die Bundesnetzagentur orientiert sich somit an der Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes (Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 35). Der Verweis der Bundesnetzagentur auf die Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes bei der Ermittlung der Volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung (VGR) stellt allerdings keine hinreichende Begründung dar. Die VGR unterliegt anderen normativen Vorgaben als die im Rahmen der Anreizregulierung regulierten Kosten der Netzbetreiber. Wie die für die mitgliedstaatlichen VGR einschlägige Unionsverordnung (EU) 549/2013 (ABl. EU v. 26.6.2013 Nr. L 174/1 Nr. 3.141) klarstellt, unterscheiden sich volkswirtschaftliche Abschreibungen von den steuerlichen oder betriebswirtschaftlichen Abschreibungen. Dasselbe muss nach der Auffassung des Senats auch für sektorspezifische Abschreibungen gelten. Bei der Berechnung des Xgen hat sich die Bundesnetzagentur somit primär an den energiewirtschaftsrechtlichen Vorgaben, sekundär ggf. noch an HGB-Vorgaben, nicht aber an Parametern der VGR zu orientieren. Die Vorgehensweise des Statistischen Bundesamtes ist deshalb für die Entscheidung der vorliegend in Rede stehenden Rechtsfragen insoweit nicht erheblich. 5.3. Die von der Bundesnetzagentur angewandte konstante Veränderungsrate von eins erscheint dem Senat insoweit sachgerecht, als dies der Anwendung einer linearen Abschreibungsmethodik entspricht. Zwar muss die Bundesnetzagentur wie oben erläutert grundsätzlich die regulatorischen Grundsätze gemäß den §§ 6, 6a GasNEV beachten, wohingegen sie dem streitgegenständlichen Beschluss zu Unrecht einen handelsrechtlichen Ansatz zugrunde legte. Auch der Verordnungsgeber schreibt in § 6 Abs. 2 S. 1 und Abs. 4 GasNEV aber für Alt- und Neuanlagen die Vornahme linearer Abschreibungen vor. Allerdings ist es für den erkennenden Senat auch im Ergebnis der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019 nicht eindeutig, ob die Bundesnetzagentur mit der „konstanten Veränderungsrate von eins“ die Anwendung einer linearen Abschreibung oder aber eine – unzulässige– Nichtberücksichtigung der in § 6a GasNEV vorgegebenen Preisindizes meint (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 72 ff.). Dies kann im Ergebnis dahinstehen, da die Berechnung der im Rahmen der Einstandspreisentwicklung relevanten Abschreibungen bereits am Ansatz handelsrechtlicher anstatt regulatorischer Grundsätze scheitert. Auch die von der Bundesnetzagentur schriftsätzlich vorgetragene ergänzende Überlegung, dass für Abschreibungen keine Preisentwicklung zu berücksichtigen sei, sofern die für Ersatzinvestitionen relevanten Güter keine nennenswerte Preisentwicklung verzeichneten, führt zu keiner abweichenden Bewertung, da sie unstreitig auf einem Rechenfehler basiert. So hat die Bundesnetzagentur zur Plausibilisierung ihrer Vorgehensweise auf den vom Statistischen Bundesamt ermittelten Preisindex für „Erzeugnisse der Investitionsgüterproduzenten“ verwiesen, um die Preisentwicklung der für die auch von den Abschreibungen erfassten Ersatzinvestitionen zu bemessen. Nach dem ursprünglichen Vortrag der Bundesnetzagentur im Verfahren verzeichnete dieser Preisindex in den Jahren 2006-2016 einen durchschnittlichen jährlichen Anstieg von lediglich 0,07 %, was als zusätzliches Indiz für die Sachgerechtigkeit einer konstanten Veränderungsrate sprechen sollte (vgl. Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 28 f.). Diese Erwägung wird allerdings dadurch relativiert, dass der genannte Index um 0,7 %, und nicht nur um 0,07 % angestiegen ist, wie die Bundesnetzagentur auf Nachfrage des Senats eingeräumt hat (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 59 ff.). Soweit die Bundesnetzagentur im Schriftsatz vom 13.6.2019 (S. 36) die Ansicht vertrat, auch dieser signifikante Anstieg des Index um das zehnfache ändere nichts an der Begründetheit ihrer hilfsweise vorgebrachten Argumentation, blieb dies ohne nachvollziehbare Begründung. 6. Die Bundesnetzagentur hat bei der Ermittlung der Einstandspreise nach der Törnquist-Methode rechtsfehlerhaft einen jährlich aktualisierten Zins für das Fremdkapital herangezogen. Dieser Zinssatz entspricht nicht den für Netzbetreiber relevanten Gegebenheiten auf dem Kapitalmarkt. Im Rahmen der Berechnung der Einstandspreisentwicklung (ΔΙnput Netz ) werden als Kostenbestandteile der Gasnetze „Zinsen und ähnliche Aufwendungen“ berücksichtigt, die regulatorisch den Kosten für Fremdkapital im Sinne des § 5 Abs. 2 GasNEV entsprechen. Weitere Bestandteile der Einstandspreisentwicklung sind die Kostenpositionen Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, Personalaufwand, Aufwendungen für bezogene Leistungen, Sonstige betriebliche Aufwendungen, Abschreibungen, Eigenkapitalzinsen und Gewerbesteuer (Bundesnetzagentur, Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 29). Die Entwicklung des Kostenblocks „Zinsen und ähnliche Aufwendungen“ wird nach dem angefochtenen Beschluss in Anlehnung an die in § 7 Abs. 7 GasNEV aufgeführten Zinszeitreihen abgebildet (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 31). Die Bundesnetzagentur bildete den entsprechenden Zinssatz somit aus den Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Anleihen der öffentlichen Hand (Monatsdurchschnitte), den Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Hypothekenpfandbriefe (Monatsdurchschnitte) sowie den Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen/Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs). Die Bundesnetzagentur stellte dabei auf den jährlichen Durchschnitt dieser Zinszeitreihen ab, da dieser Durchschnitt die tatsächlichen Gegebenheiten am Kapitalmarkt widerspiegle (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 32). Der Senat teilt diese Einschätzung im Hinblick auf die Durchschnittsbildung nicht. Der auch bei der Festlegung des Xgen zu beachtende § 5 Abs. 2 GasNEV sieht vor, dass Fremdkapitalzinsen in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen sind, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen. Mit dem zweiten Halbsatz des § 5 Abs. 2 GasNEV hat der Verordnungsgeber die Regelung des § 4 Abs. 1 GasNEV konkretisiert, nach der bilanzielle und kalkulatorische Kosten des Netzbetriebs nur insoweit anzusetzen sind, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Der Verordnungsgeber ging davon aus, dass als kapitalmarktüblicher Zinssatz der auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogene Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten angesehen werden kann (BR-Drs. 247/05 v. 14.4.2005, S. 27). Wie der Bundesgerichtshof klargestellt hat, enthält die Vorschrift des § 5 Abs. 2 Hs. 2 GasNEV insoweit keine abschließenden Festlegungen, wie dies etwa für die Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 Abs. 4 StromNEV der Fall ist (BGH v. 14.08.2008 – KVR 42/07, juris, Rn. 55 – Rheinhessische Energie I). Soweit nach der Entwurfsbegründung für den kapitalmarktüblichen Zinssatz der auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogene Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten maßgeblich sein soll (BR-Drs. 245/05, S. 33), kann dies nur der Ausgangspunkt für die Auslegung des auf die Üblichkeit der Verzinsung abstellenden § 5 Abs. 2 Hs. 2 GasNEV sein. Bei der Beurteilung, welcher Zins kapitalmarktüblich im Sinne des § 5 Abs. 2 Hs. 2 GasNEV ist, steht der Bundesnetzagentur nach ständiger Rechtsprechung des Senats kein Spielraum zu (OLG Düsseldorf v. 21.7.2006 – VI-3 Kart 289/06, RdE 2006, 307, 313; OLG Düsseldorf v. 2.3.2011 – VI-3 Kart 253/09 (V), juris, Rn. 13; OLG Düsseldorf v. 23.3.2011 – VI-3 Kart 10/10 (V), juris, Rn. 68; OLG Düsseldorf v. 11.4.2011 – VI-3 Kart 276/09 (V), N&R 2011, 147, 151). Denn „kapitalmarktübliche Zinsen“ ist ein Rechtsbegriff, dessen Inhalt wirtschaftswissenschaftlich weithin geklärt ist und vom Gericht unter Berücksichtigung der Ziele des Energiewirtschaftsgesetzes gegebenenfalls mit sachverständiger Hilfe festgestellt werden kann, so dass kein Grund besteht, der Regulierungsbehörde insoweit einen der richterlichen Kontrolle entzogenen Beurteilungsspielraum zu belassen (siehe etwa OLG Düsseldorf v. 21.7.2006 – VI-3 Kart 289/06, RdE 2006, 307, 313). Der Bundesgerichtshof hat diese Sichtweise in mehreren Entscheidungen bestätigt (BGH v. 7.4.2009 – EnVR 6/08, NJOZ 2009, 3381 Rn. 50 – Verteilnetzbetreiber Rhein-Main-Neckar; siehe zur Parallelvorschrift des § 5 Abs. 2 Hs. 2 StromNEV auch BGH v. 14.8.2008 – KVR 42/07, juris, Rn. 50 ff. – Rheinhessische Energie; BGH v. 14.8.2008 – KVR 36/07, RdE 2008, 337 Rn. 59 ff. – Stadtwerke Trier). Fremdkapitalzinsen richten sich auch im Rahmen der Berechnung des Xgen nach § 5 Abs. 2 GasNEV. Obwohl § 9 ARegV keine ausdrückliche Einschränkung auf kalkulatorische Werte vorsieht, baut die Ermittlung des Xgen als Bestandteil der Regulierungsformel auf den einschlägigen Vorgaben der ARegV und der Netzentgeltverordnungen auf. Sofern wirtschaftliche Größen in die Berechnung des Xgen einfließen, die nach dem Willen des Verordnungsgebers durch einen kalkulatorischen Ansatz gemäß den §§ 4 ff. GasNEV geprägt sind, muss dieser Ansatz bei teleologischer Betrachtung über die Kostenprüfung hinaus auch bei der Ermittlung des Xgen verfolgt werden. Nach dem Sinn und Zweck des § 5 Abs. 2 Hs. 2 GasNEV sollen Fremdkapitalzinsen höchstens in der Höhe berücksichtigt werden, zu der sich ein Netzbetreiber auf dem Kapitalmarkt langfristig Fremdkapital durch Ausgabe festverzinslicher Anleihen wie Inhaberschuldverschreibungen hätte verschaffen können (BGH v. 18.2.2014 – EnVR 67/12, BeckRS 2014, 7139 Rn. 10; vorgehend OLG Nürnberg v. 6.11.2012 – 1 W 1516/07). Als kapitalmarktüblicher Zinssatz kann dabei der auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogene Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten angesehen werden (BR-Drs. 247/05, S. 27). Insoweit orientiert sich die Bundesnetzagentur im Rahmen der Kostenprüfung bei den Festlegungen der Erlösobergrenzen bislang auch für die Fremdkapitalzinsen an § 7 Abs. 7 GasNEV, indem sie als kapitalmarktüblichen Zinssatz maximal den Zinssatz anerkennt, der sich aus dem Mittelwert der in § 7 Abs. 7 GasNEV genannten Zinssatzreihen und der Addition eines Relevanzabstandes ergibt (vgl. etwa die Festlegungen der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen für die zweite Regulierungsperiode Strom (2014-2018) Bundesnetzagentur, Beschl. v. 7.5.2015, BK8-12/1874-11, Anlage Zwischendokumentation S. 18; Bundesnetzagentur, Beschl. v. 12.11.2014, BK8-12/1891-11, Anlage Zwischendokumentation S. 19). Dies ist im Interesse der Rechtssicherheit grundsätzlich nicht zu beanstanden (vgl. BerlKommEnR/ Mohr , 4. Aufl. 2018, zu § 5 StromNEV Rn. 23). Nicht überzeugend ist demgegenüber, dass die Bundesnetzagentur vorliegend einen jährlichen Durchschnitt der in § 7 Abs. 7 GasNEV genannten Zeitreihen bildet anstatt eines auf mehrere Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts (sog. rollierender Mittelwert), wie dies in § 7 Abs. 7 GasNEV vorgesehen ist. Denn wenn sie sich in grundsätzlich zulässiger Weise auch im Rahmen des § 5 Abs. 2 GasNEV an den Vorgaben des § 7 Abs. 7 GasNEV orientiert, muss sie auch die dort enthaltenen Wertentscheidungen – vorliegend den Ansatz eines mehrjährigen Durchschnitts zur Glättung von Sondereffekten – hinreichend berücksichtigen. Letzteres ist im angefochtenen Beschluss unterblieben. Hinsichtlich der Bestimmung der Fremdkapitalzinsen enthält § 7 Abs. 7 GasNEV zwar keine zwingenden Vorgaben, sondern lediglich eine Richtschnur (siehe oben). Eine Abweichung von dem in § 7 Abs. 7 GasNEV vorgegebenen Durchschnitt über mehrere Kalenderjahre – die Norm spricht von 10 Jahren – muss aber hinreichend begründet sein. Dass § 9 ARegV die §§ 4 ff. StromNEV/GasNEV nicht explizit in Bezug nimmt (so Bundesnetzagentur, Schriftsatz v. 13.6.2019, S. 29), ist bei teleologischer Betrachtung keine hinreichende Begründung dafür, das Fremdkapital im Rahmen der Ermittlung des Xgen anders als bei der Feststellung des kalkulatorisch zu ermittelnden Ausgangsniveaus der Kostenprüfung zu behandeln. Die Bundesnetzagentur hätte vielmehr begründen müssen, weshalb ein jährlicher Durchschnitt – der aktuell wegen der fallenden Zinsen wohl zulasten der Netzbetreiber wirkt – den Zwecken des § 9 ARegV besser entspricht als der in § 7 Abs. 7 GasNEV vorgesehene rollierende Mittelwert, der gerade einer Glättung von Sondereffekten dient. Dies ist nicht hinreichend geschehen. Auch die Erwägung der Bundesnetzagentur, Fremdkapital sei flexibler als Eigenkapital, kann die Anwendung eines jährlich aktualisierten Zinssatzes nicht rechtfertigen. Investitionen in netzspezifische Anlagegüter sind regelmäßig langfristiger als sonstige Investitionen. Deshalb ist die Annahme gerechtfertigt, dass eine kurzfristige Umschichtung von längerfristig investiertem Fremdkapital nur mit erheblichen Mehrkosten realisierbar wäre. Ein jährlich aktualisierter Fremdkapitalzins unterstellt demgegenüber eine jährliche vollumfängliche Refinanzierung der mit Hilfe von Fremdkapital getätigten Investitionen. Die Bundesnetzagentur verweist insoweit – nicht überzeugend – auf die theoretische Möglichkeit einer kurzfristigen Umgestaltung des Fremdkapitals. Sie weist zudem auf die andauernde Finanz- und Wirtschaftskrise und die damit verbundene Verringerung der Leitzinsen hin, wegen der eine längerfristige Zinsbindung auch in der Netzwirtschaft tatsächlich nicht zu erwarten sei. Die Bundesnetzagentur hat für diese Annahmen aber keine hinreichenden empirischen Studien vorgelegt und ihren Vortrag auch sonst nicht plausibilisiert (vgl. Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 92 f.). Die Herangehensweise der Bundesnetzagentur unterstellt vielmehr, das Fremdkapital von Netzbetreibern könne jedes Jahr vollständig umgeschichtet werden. Diese Sichtweise erscheint wenig realitätsnah. Bei fallenden Zinsen auf dem Kapitalmarkt kann die vertraglich ausgestaltete Finanzierungslage der Netzbetreiber zwar ungünstiger sein, als es die aktuellen niedrigen Zinsen widerspiegeln. In der Vergangenheit geschlossene Kreditverträge werden häufig aber nicht kurzfristig kündbar sein. Umgekehrt würde bei steigenden Zinsen ein Netzbetreiber vernünftiger Weise an den langfristig abgeschlossenen Kreditverträgen festhalten. Ein rollierender Mittelwert trägt somit den tatsächlichen Gegebenheiten (Restriktionen) bei der Beschaffung von Fremdkapital ungleich besser Rechnung als ein jährlicher Mittelwert, wie der Sachverständige bestätigt hat (Protokoll der mündlichen Verhandlung v. 10.7.2019, S. 92). Bei den netzspezifischen Anlagen handelt es sich regelmäßig um langlebige Investitionsgüter, die in der Regel mit einer entsprechend langen Laufzeit (fremd-) finanziert werden. Eine Fristenkongruenz zwischen Restlaufzeit der Vermögenspositionen und der Bindung des eingesetzten Kapitals stellt damit – was dem Senat plausibel erscheint – eine grundlegende Finanzierungsregel dar (Gutachten Oelmann/Stuhl/Roters , Gutachterliche Stellungnahme, Sachgerechtigkeit der Berechnungsgrundlage des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für Gasnetzbetreiber in der 3. Regulierungsperiode, v. 6.9.2018, S. 26; siehe auch Gabler-Wirtschaftslexikon, Stichworte: goldene Bilanzregel und Fristenkongruenz). Im Ergebnis entspricht ein jährlich aktualisierter Zinssatz damit nicht den für die Netzbetreiber relevanten Kapitalmarktverhältnissen. Für den Ansatz eines rollierenden Mittelwerts spricht ergänzend, dass die Feststellung, welcher der kapitalmarktübliche Fremdkapitalzins im Sinne des § 5 Abs. 2 Hs. 2 GasNEV ist, auf einer im Zeitpunkt der Entscheidung der Regulierungsbehörde rückblickenden Betrachtung beruhen muss (BGH v. 14.08.2008 – KVR 42/07, juris, Rn. 52 – Rheinhessische Energie I). Sofern die Netzbetreiber rückblickend mehrjährige Verträge geschlossen und durchgeführt haben – was von der Bundesnetzagentur aufzuklären gewesen wäre –, ist dies also auch von der Regulierungsbehörde zu beachten. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur kann schließlich auch nicht mit einer konsistenten Methodenauswahl im Hinblick auf den Umgang mit Kosten für andere Vorleistungen begründet werden. Zwischen dem Fremdkapital und anderen Vorleistungen, für welche die Bundesnetzagentur jährliche Preise und keine längerfristigen Durchschnitte verwendet, besteht keine hinreichende Vergleichbarkeit. Denn für andere Vorleistungen wie Produktionsgüter oder Dienstleistungen ist der Preis zum Zeitpunkt der Anschaffung relevant, da dieser die Kosten des Guts oder der Dienstleistung widerspiegelt. Die Kapitalkosten beschreiben demgegenüber die jährlichen Finanzierungskosten für Kredite, die sich regelmäßig an dem im Zeitpunkt des Vertragsschlusses vorherrschenden Zinsniveau orientieren. Die Notwendigkeit einer rollierenden Mittelwertbildung auch im Rahmen des § 9 ARegV ist nicht gleichbedeutend mit dem Ansatz eines zehnjährigen Mittelwerts, wie er in § 7 Abs. 7 GasNEV enthalten ist. Der Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl des Zeitraums vielmehr ein Spielraum zu. Für die Eigenkapitalverzinsung nimmt der Bundesgerichtshof an, dass die Verzinsung in der Regulierungstaktik alle fünf Jahre auf ein Marktniveau angepasst wird (BGH v. 11.12.2018 − EnVR 48/17, EnWZ 2019, 73 Rn. 19; OLG Düsseldorf v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 335/16 (V), BeckRS 2018, 15108 Rn. 51; OLG Düsseldorf v 17.5.2017 – VI-3 Kart 459/11 (V), RdE 2017, 428 = BeckRS 2017, 116568 Rn. 37). Insofern könnte auch mit Blick auf das Fremdkapital ein über mehrere Jahre reichender rollierender Mittelwert, der nicht auf dem Zehn-Jahres-Durchschnitt der in § 7 Abs. 7 GasNEV genannten Umlaufsrenditen wie bei der Eigenkapitalverzinsung beruht, als sachgerecht anzusehen sein. Nicht zulässig ist demgegenüber eine jahresbezogene Betrachtung. 7. Zur Plausibilisierung des durch den Törnquist-Index ermittelten Wertes hat die Bundesnetzagentur den Xgen auch anhand der Malmquist-Methode berechnet. Letztere ist insoweit rechtlich relevant, als der höhere nach der Malmquist-Methode errechnete Xgen-Wert i.H.v. 0,92 % zur Plausibilisierung des anhand der Törnquist-Methode ermittelten Ergebnisses dient (siehe oben II.2.2.). Im Hinblick auf die methodische Ausgestaltung der Berechnung, die ihr zugrundeliegenden Daten sowie die damit verbundenen Unsicherheiten hätte die Bundesnetzagentur analog § 12 Abs. 3 und 4a ARegV eine Bestabrechnung vornehmen müssen. Dies hat sie ermessensfehlerhaft unterlassen. Die Regelungen in § 12 Abs. 3 bis 4a ARegV enthalten Mechanismen, mit denen die Netzbetreiber davor geschützt werden sollen, aufgrund methodischer Unsicherheiten einem zu strengen Effizienzdruck ausgesetzt zu werden. § 12 Abs. 3 ARegV führt zunächst ein „Best-of“ der beiden Methoden „Dateneinhüllungsanalyse (Data Envelopment Analysis – DEA)“ und „Stochastische Effizienzgrenzenanalyse (Stochastic Frontier Analysis – SFA)“ ein. Bei einer Abweichung der durch diese beiden Methoden ermittelten Effizienzwerte ist hiernach der höhere Wert anzuwenden. § 12 Abs. 4a ARegV erweitert den Mechanismus um eine „Best-of-four-Abrechnung“. Diese Bestimmung geht auf die Bundesratsbefassung mit der Einführung der ARegV zurück (BR-Drs. 417/07 v. 21.9.2007 (Beschluss), S. 6). Begründet wurde die Regelung des § 12 Abs. 4a ARegV mit der Notwendigkeit eines möglichst unverzerrten Effizienzvergleichs. So kann die Verwendung von Kapitalkostendaten aus der Vergangenheit problematisch sein, wenn die Kosten durch unterschiedliche Altersstrukturen, eine unterschiedliche Abschreibungspraxis und eine unterschiedliche Aktivierungspraxis bei Erweiterung und Erneuerung der Netze verzerrt sind. Die durch die Kostenprüfung ermittelten und der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 ARegV unterzogenen Aufwandsparameter gemäß § 13 Abs. 1 ARegV können zwar Unterschiede bei den Abschreibungsdauern und dem Anlagenalter auffangen, nicht jedoch Unterschiede aufgrund verschiedener Aktivierungspraktiken durch die Netzbetreiber (BR-Drs. 417/07 v. 21.9.2007 (Beschluss), S. 6 f.). Auch die Verwendung der tatsächlichen Restbuchwerte reicht nicht aus, um unterschiedliche Aktivierungspraktiken vollständig auszugleichen (BerlKommEnR/ Breßlein , Bd. 3, 4. Aufl. 2018, § 12 ARegV Rn. 28 f.). Bilden Unternehmen die Effizienzgrenze dadurch, dass sie kurze Abschreibungszeiten haben, ihr Anlagevermögen ein hohes Alter aufweist und sie in der Aktivierungspraxis zurückhaltend sind, könnte dies zu unerreichbaren Effizienzzielen für andere Netzbetreiber führen. Daher gibt § 12 Abs. 4a ARegV vor, im Rahmen der Effizienzvergleiche auch Berechnungen auf Grundlage tatsächlicher Restbuchwerte durchzuführen, und zwar mit beiden vorgegebenen Methoden. Der beste der so ermittelten vier Effizienzwerte ist sodann der maßgebliche. Eine solche Bestabrechnung ist auch bei der Bestimmung des Xgen analog § 12 Abs. 3 und 4a ARegV vorzunehmen. Eine solche Analogie kommt unter Berücksichtigung der Historie des § 9 ARegV und der Interessenlage in Betracht, die in rechtlicher Hinsicht weitgehend mit der Interessenlage beim Effizienzvergleich vergleichbar ist. Der Xgen ist zwar keine Effizienzvorgabe, sondern ein Korrekturfaktor der allgemeinen Geldentwertung, der die übergreifende Produktivitätsentwicklung des Netzsektors in Abweichung von der Gesamtwirtschaft abbilden soll (BGH v. 31.1.2012 – EnVR 16/10, juris, Rn. 22; BT-Drs. 17/7632, S. 4). Trotz der unterschiedlichen Zielrichtung weisen beide Regulierungsinstrumente, der Xgen und der individuelle Effizienzvergleich, aber wesentliche dogmatische und methodische Übereinstimmungen auf. Ebenso wie beim Effizienzvergleich ist auch bei der Ermittlung des Xgen eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den Netzen und den Netzbetreibern erforderlich, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist (so zum Effizienzvergleich OLG Düsseldorf v. 22.3.2018 – VI-3 Kart 4/15 (V), juris, Rn. 61). Die Berechnung des Xgen ist sogar mit weiterreichenden Unsicherheiten verbunden als der statische unternehmensindividuelle Effizienzvergleich. Diese Unsicherheiten sind vor allem auf den Umfang der benötigten Daten und die Komplexität der methodischen Vorgehensweise zurückzuführen. Auch die Variationen im methodischen Verfahren führen, wie der Sachverständige überzeugend festgestellt hat, zu spürbaren Ergebnisschwankungen und damit zu Problemen mit der Robustheit des nach der Malmquist-Methode ermittelten Xgen-Wertes (Gutachten v. 30.6.2019, S. 5). Darüber hinaus werden etwaige methodische Ungenauigkeiten oder rechnerische Fehler von Jahr zu Jahr potenziert, da gemäß Anlage 1 zu § 7 ARegV der (PF t )-Wert, also der Xgen, durch Multiplikation der einzelnen Jahreswerte einer Regulierungsperiode zu bilden ist. In methodischer Hinsicht zeigen sich zudem bedeutsame Parallelen zwischen der Xgen-Berechnung nach der Malmquist-Methode und dem statischen Effizienzvergleich. Wie der Sachverständige überzeugend erläutert hat (Gutachten v. 30.6.2019, insb. S. 5 und 15), handelt es sich bei der von der Bundesnetzagentur angewandten Malmquist-Methode tatsächlich um eine Kosten-DEA und eine Kosten-SFA. Es wird somit kein Malmquist-Index gebildet. Ein solcher Index kann als das Produkt aus dem Aufholeffekt und der Verschiebung der Kosteneffizienzgrenze interpretiert werden. Die Bundesnetzagentur beschäftigt sich vorliegend nicht mit dem Aufholeffekt, da sie einzig die Verschiebung der Kosteneffizienzgrenze benötigt, um den korrekten Wert der Differenz (ΔInput Netz – ΔTF Netz ) zu berechnen. In der ökonomischen Theorie wird die Verschiebung einer Kosteneffizienzgrenze mit einer DEA oder einer SFA ermittelt. Dabei handelt es sich um die nach § 12 Abs. 3 i.V.m. Anlage 3 Nr. 1 ARegV vorgesehenen Methoden des individuellen Effizienzvergleichs. Auch die von der Bundesnetzagentur herangezogenen Daten zur Ermittlung des Xgen nach der Malmquist-Methode stammen aus den drei vergangenen Effizienzvergleichen. Da der Xgen in den ersten zwei Regulierungsperioden normativ in § 9 Abs. 2 ARegV festgelegt worden war, hatte sich der Verordnungsgeber nicht eingehend mit der Berechnungsproblematik befasst. Die vom Verordnungsgeber für Gas- und Stromnetzbetreiber festgelegten Xgen-Werte i.H.v. 1,25 % für die erste Regulierungsperiode und 1,5 % für die zweite Regulierungsperiode wichen sogar beträchtlich von dem Xgen-Wert i.H.v. 2,54 % p.a. ab, den die Bundesnetzagentur zunächst auf Basis von Daten der Jahre 1977 bis 1997 nach der Törnquist-Methode berechnet hatte (vgl. Bundesnetzagentur, 2. Referenzbericht, Generelle sektorale Produktivitätsentwicklung im Rahmen der Anreizregulierung, v. 26.1.2006, S. 30 Rn. 128 ff.). Die Bundesnetzagentur sieht sich daher in der dritten Regulierungsperiode erstmalig mit der Aufgabe konfrontiert, den Xgen sachgerecht und rechtssicher zu berechnen. Im Hinblick auf die methodischen Parallelen zwischen dem Effizienzvergleich und der Ermittlung eines Xgen nach einer Kosten-DEA bzw. Kosten-SFA und angesichts der beträchtlichen Unsicherheiten, mit denen letztere behaftet sind, ist die Interessenlage bei der Ermittlung des Xgen in rechtlicher Hinsicht mit derjenigen beim Effizienzvergleich nach den §§ 12 ff. ARegV vergleichbar. Nicht nur die Daten, welche die Bundesnetzagentur im Rahmen einer Kosten-DEA und einer Kosten-SFA zur Berechnung des Xgen heranzieht, basieren auf den vergangenen Effizienzvergleichen. Auch die Annahmen über die Skalenerträge wurden aus den Effizienzvergleichen übernommen (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 45). Vor diesem Hintergrund kann angenommen werden, dass der Gesetzgeber bei einer Interessenabwägung, bei der er sich von den gleichen Grundsätzen hätte leiten lassen wie beim Erlass des § 12 Abs. 3 und 4a ARegV, zum gleichen Abwägungsergebnis gekommen wäre (vgl. BGH v. 18.1.2017 – VIII ZR 278/15, NVwZ-RR 2017, 372 Rn. 32). Das Prinzip der Bestabrechnung ist deshalb auf den Xgen analog anzuwenden, um den berechtigten Interessen der Netzbetreiber an einer rechtssicheren und nachvollziehbaren Berechnung des Xgen zu entsprechen. Die von der Bundesnetzagentur anhand mehrerer DEA- und SFA-Spezifikationen vorgenommene Mittelwertbildung ist nicht geeignet, ein zuverlässiges Ergebnis sicherzustellen. Nach der Bundesnetzagentur könnten die jeweiligen Stärken und Schwächen der unterschiedlichen Ansätze durch eine Mittelwertbildung ausgeglichen und damit ein ausgewogenes Endergebnis erreicht werden (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 46; Schriftsatz v. 22.11.2018, S. 46 f.). Diese theoretische Erwägung verfängt aber nicht, sofern bei der Umsetzung der betreffenden Ansätze methodische Probleme festzustellen sind, aufgrund derer eine solide Berechnungsgrundlage für die Mittelwertbildung nicht gewährleistet ist. In diesem Sinne hat der Sachverständige im Hinblick auf die spezifische Umsetzung des Malmquist-Index freilich durchgreifende methodische Inkonsistenzen festgestellt. Nach seinen Darlegungen führen Variationen im methodischen Verfahren zu spürbaren Ergebnisschwankungen und somit zu einer mangelnden Robustheit der Ergebnisse (Gutachten v. 30.6.2019, S. 2 und 5). Nach dem Sachverständigen ist es insoweit nicht zweifelsfrei, dass es sich bei der konkreten Umsetzung der Malmquist-Methode um ein fachgerechtes Berechnungsverfahren handelt. Um diese Zweifel auszuräumen, wäre seitens der Bundesnetzagentur eine intensive Ursachenforschung erforderlich gewesen. Diesen Bedenken schließt sich der Senat an. Unabhängig davon hat die Bundesnetzagentur in der Vergangenheit den „Best-of-four“-Ansatz selbst als geeignet angesehen, etwaig auftretende Unterschiede in den Methoden der DEA und SFA auszugleichen (Beschluss zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen v. 16.12.2008, BK9-08/870, S. 39 – EnBW Gasnetz GmbH). Die Notwendigkeit einer analogen Anwendung der Bestabrechnung wird durch die Unsicherheiten untermauert, die aufgrund von Änderungen der einzelnen Parameter und damit der Datengrundlage zwischen den drei Effizienzvergleichen entstehen. Der Malmquist-Index reagiert sehr sensibel auf Änderungen der Datengrundlage (vgl. Brunekreeft/Vaterlaus , X Gen in der Anreizregulierung: Was kann der Malmquist-Index, ET 3/2017, 13, 15 und 16). Eine vergleichbar große Bedeutung hat die Qualität der Datengrundlage für die von der Bundesnetzagentur angewandten Kosten-DEA- und Kosten-SFA-Methoden. Ein zentraler Unterschied zwischen diesen Methoden und dem eigentlichen Malmquist-Index liegt darin, dass letzterer den Aufholeffekt (Catch-Up) von der Effizienzgrenzenverschiebung (Frontier-Shift) unterscheiden kann. Darin liegt auch der konzeptionelle Vorteil des Malmquist-Index. Dieser theoretische Vorteil kann allerdings nur bei einer hinreichend validen Datengrundlage auch praktisch zur Geltung kommen (Gutachten des Sachverständigen v. 30.6.2019, S. 6). An einer solch hinreichenden Datengrundlage fehlt es vorliegend. Dies zeigen bereits die Ausführungen der Bundesnetzagentur im angefochtenen Beschluss, soweit die Behörde die praktische Umsetzung einer Separierung von Catch-Up und Frontier-Shift trotz ihrer theoretischen Vorteilhaftigkeit aufgrund von Problemen in der Datengrundlage als zweifelhaft ansieht (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 45). Vor diesem Hintergrund hat die Bundesnetzagentur von einer expliziten Modellierung der Aufholeffekte abgesehen. Es kann insoweit offen bleiben, ob die Bundesnetzagentur die Aufholeffekte zutreffend behandelt hat, indem sie implizit von gleichmäßigen Aufholeffekten in den drei Regulierungsperioden ausgegangen ist, was nach dem Sachverständigen nicht realistisch ist (Gutachten v. 23.6.2019, S. 9). Von Bedeutung sind an dieser Stelle vielmehr die mit der Datenlage verbundenen Unwägbarkeiten, die eine analoge Anwendung der Bestabrechnung als Sicherungsmechanismus unabdingbar machen. Veränderungen der Datengrundlage, die ihrerseits die Datenvergleichbarkeit über die Zeit beeinflussen, resultieren insbesondere aus unterschiedlichen Datendefinitionen oder Erhebungspraktiken. Ein Blick auf Anlage 2 zum streitgegenständlichen Beschluss BK4-17-093 „Malmquist-Datentabelle mit Schwärzung v. 28.11.2018“ zeigt, dass sich über die drei Regulierungsperioden mehrere Parameter geändert haben. Während der Effizienzvergleich etwa bei den Verteilernetzbetreibern in der ersten Regulierungsperiode auf Grundlage von zwölf Parametern erfolgt ist, wurden in der zweiten Regulierungsperiode elf und in der dritten Regulierungsperiode nur noch sieben Parameter berücksichtigt (Bundesnetzagentur, Anlage 2 zum Beschluss BK4-17-093, Modelle VNB, Tabelle A). Beispielsweise mussten nach der Bundesnetzagentur für die erste Regulierungsperiode nachträglich die Parameter „vorherrschende Bodenklassen 4, 5 und 6“ sowie die „Anzahl Ausspeisepunkte > 16 bar“ erzeugt werden, da diese originär nur im Effizienzvergleich der zweiten, aber nicht der ersten Regulierungsperiode verwendet wurden (so Bundesnetzagentur, Anlage 2 zu BK4-17-093, Anmerkungen zur Datengrundlage Nr. 19). Für die zweite Regulierungsperiode mussten die Parameter „Netzlänge für Druckstufen <= 5 bar“, „Netzlänge für Druckstufen > 5 bar“, „Bevölkerung im Jahr 1995“ und „Bevölkerung im Jahr 2006“ nachträglich erzeugt werden (Bundesnetzagentur, Anlage 2 zu BK4-17-093, Anmerkungen Nr. 19). Zudem kommt die Anzahl der potenziellen Ausspeisepunkte nur in der ersten und zweiten Regulierungsperiode in Betracht (vgl. zum Nachstehenden Bundesnetzagentur, Anlage 2 zum Beschluss BK4-17-093, Modelle VNB, Tabelle A). In der ersten Regulierungsperiode wurde neben der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Ausspeisungen außerdem die potenzielle zeitgleiche Jahreshöchstlast berücksichtigt. Darüber hinaus wird die versorgte Fläche beim Effizienzvergleich der Verteilernetzbetreiber in der dritten Regulierungsperiode nicht mehr berücksichtigt. Mit Blick auf Fernleitungsnetzbetreiber spielt die versorgte Fläche nur im Effizienzvergleich der ersten Regulierungsperiode eine Rolle (Bundesnetzagentur, Anlage 2 zum Beschluss BK4-17-093, Modelle FNB, Tabelle A). Weitere Änderungen haben sich über die Zeit im Hinblick auf die Definitionen bestimmter Parameter ergeben. So hat sich etwa die Definition der „Anzahl der Ausspeisepunkte“ im Sinne des § 13 Abs. 3 S. 4 Nr. 1 ARegV geändert. Die Anzahl der Ausspeisepunkte beeinflusst ihrerseits den Parameter „Anschluss- und Erschließungsgrad“ nach § 13 Abs. 3 S. 9 ARegV, der sich als Quotient der Anzahl der Ausspeisepunkte und der Anzahl der Versorgungsobjekte ergibt. Zwar ist nur eine begrenzte Anzahl von Netzbetreibern von Dateninkonsistenzen aufgrund der veränderten Begriffsdefinition der Anzahl der Ausspeisepunkte betroffen, wie eine Näherungsrechnung der Bundesnetzagentur belegt hat. Die konkreten Auswirkungen auf den Xgen bleiben im Ergebnis jedoch unklar. Auch die Definition des Rohrvolumens hat sich zwischen der ersten und zweiten Regulierungsperiode verändert, wie sich aus einem Vergleich der Festlegung der Erlösobergrenze in der ersten und der zweiten Regulierungsperiode ergibt (siehe einerseits Beschluss zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen v. 16.12.2008, BK9-08/870, S. 26 – EnBW Gasnetz GmbH andererseits Beschluss zur Festlegung von Vorgaben zur Erhebung von Daten zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für Betreiber von Gasversorgungsnetzen für die dritte Regulierungsperiode v. 5.4.2017, Anlage-VI Datenliste, S. 13). Vor allem wurde in der ersten Regulierungsperiode bei der Bestimmung des Rohrvolumens die gemeldete Leitungslänge inklusive Hausanschlussleitungen berücksichtigt, während in der zweiten Regulierungsperiode das Gesamtvolumen über alle Leitungsabschnitte ohne Hausanschlussleitungen angesetzt wurde (vgl. Beschluss zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen v. 16.12.2008, BK9-08/870, S. 26 – EnBW Gasnetz GmbH; Beschluss zur Festlegung von Vorgaben zur Erhebung von Daten zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für Betreiber von Gasversorgungsnetzen für die dritte Regulierungsperiode v. 5.4.2017, Anlage-VI Datenliste, S. 13). Außerdem werden die fünf ehemaligen regionalen Fernleitungsnetzbetreiber ab der zweiten Regulierungsperiode aufgrund der geänderten Definition der Betreiber von Fernleitungsnetzen nach § 3 Nr. 5 EnWG i.d.F. vom 5.8.2011 vom Begriff der Betreiber von Gasverteilungsnetzen im Sinne des § 3 Nr. 7 EnWG erfasst (BGH v. 12.6.2018 – EnVR 53/16, juris, Rn. 18 f.). Die Bundesnetzagentur hat diese Netzbetreiber aus dem Datensatz entfernt, da für sie mit Blick auf die erste Regulierungsperiode bestimmte Parameter, vor allem die versorgte Fläche, nicht ermittelt werden konnten (Bundesnetzagentur, Anlage 2 zum Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093). Unterschiede der geschilderten Art erschweren einen dynamischen, d.h. periodenübergreifenden Effizienzvergleich. Die von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Anpassungen wie die Nachbildung von Daten sollen zwar im Interesse eines robusten Malmquist-Index eine breite Datenbasis schaffen. Sie gehen jedoch notwendiger Weise mit Unschärfen einher, wie die Bundesnetzagentur selbst einräumt (Beschluss v. 21.2.2018 – BK4-17-093, S. 41). Um den mit dem Malmquist-Index verbundenen Unsicherheiten Rechnung zu tragen, ist es geboten, eine Bestabrechnung analog § 12 Abs. 3, 4a ARegV vorzunehmen und den Malmquist-Wert anhand des niedrigsten aus den vier Grundspezifikationen ermittelten Ergebnisses zu errechnen. Der Einwand, nach § 21 Abs. 1 S. 1 EnWG seien nicht nur die von der regulatorischen Entscheidung betroffenen Netzbetreiberinteressen, sondern auch die Interessen der Netznutzer an einer möglichst günstigen Netznutzung zu berücksichtigen, ändert an dieser Bewertung nichts. Angemessene Netzentgelte im Sinne des § 21 Abs. 1 S. 1 EnWG werden nach der normativen Konzeption dadurch gewährleistet, dass die Vorschriften der Anreizregulierungsverordnung, darunter § 9 ARegV, in Übereinstimmung mit dem Normzweck und rechtsstaatlichen Grundsätzen Anwendung finden. Der in § 9 ARegV vorgesehene Xgen dient der Korrektur des Verbraucherpreisgesamtindex (VPI), wenn die Gasnetzbetreiber eine größere Produktivitätssteigerung zu verzeichnen haben als die Gesamtwirtschaft. Die Rechenschritte, die zur Bemessung der Produktivitätsentwicklung im Netzsektor zu durchlaufen sind, sind rechnerisch und methodisch einwandfrei durchzuführen. Dazu gehört, dass methodische Unsicherheiten das Ergebnis nicht beeinflussen. Hat der Verordnungsgeber wegen methodischer Unsicherheiten bei der Anwendung der DEA und SFA zur Durchführung des Effizienzvergleichs im Interesse der Netzbetreiber eine „Best-of-four-Abrechnung“ angeordnet, dann ist es ermessensfehlerhaft, eine solche Abrechnung bei der Bestimmung des Xgen zu unterlassen, obwohl der Xgen-Wert methodisch ebenfalls mithilfe der DEA und SFA ermittelt wird. Nicht überzeugend ist deshalb auch der weitere Einwand der Bundesnetzagentur, dass die Bestabrechnung auf eine untunliche Vorfestlegung auf bestimmte Methoden bei der erstmaligen Ermittlung des Xgen hinausliefe, bei der nicht auf eine in methodischer Hinsicht eindeutige gesetzliche Regelung zurückgegriffen werden könne. Vor dem Hintergrund der bestehenden methodischen und datenbezogenen Unsicherheiten erscheint die Bestabrechnung gemäß § 12 Abs. 3 und 4a ARegV analog das einzige sachgerechte Mittel, um einen rechtssicheren und plausiblen Xgen zu gewährleisten. Dies bedeutet, dass die Bundesnetzagentur auch bei der Berechnung des Xgen nach der Malmquist-Methode eine Bestabrechnung vorzunehmen und zugunsten der Netzbetreiber den niedrigsten Wert anzusetzen hat. C. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 S. 2 EnWG. Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren hat der Senat im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung auf 250.000 Euro festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO). D. Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben. Rechtsmittelbelehrung: Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Rechtsbeschwerde kann auch durch Übertragung eines elektronischen Dokuments an die elektronische Poststelle des Gerichts erhoben werden. Das elektronische Dokument muss für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet sein. Es muss mit einer qualifizierten elektronischen Signatur der verantwortenden Person versehen sein oder von der verantwortenden Person signiert und auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht werden. Die für die Übermittlung und Bearbeitung geeigneten technischen Rahmenbedingungen bestimmen sich nach näherer Maßgabe der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung) vom 24.11.2017 (BGBl. I, S. 3803). Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).