53 Kart 21/19

Leitsatz: 1. Der von der Bundesnetzagentur durchgeführte Effizienzvergleich für die dritte Regulierungsperiode Strom ist von Rechts wegen nicht zu beanstanden. a) Das Vorgehen der Gutachter verstößt nicht gegen das „Prinzip der Konstanz“.(Rn.66) b) Hinreichend berücksichtigt ist auch die Heterogenität der Netzbetreiber; § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV statuiert lediglich eine Anforderung an die Durchführung des Effizienzvergleichs, die neben einer Vielzahl weiterer Anforderungen steht.(Rn.82) c) Die Bundesnetzagentur war nicht gehalten, bei der Durchführung der Ausreißeranalyse im Rahmen der DEA anstelle des durchgeführten Banker-F-Tests den Wilcoxon signed-rank-Test anzuwenden.(Rn.87) d) Die Änderung der Anlage 3 Nr. 4 ARegV dahin, dass im Rahmen der Durchführung der DEA nunmehr nicht mehr nicht-fallende Skalenerträge, sondern konstante Skalenerträge zu unterstellen sind, ist rechtmäßig. Ein Ermessensfehlgebrauch des Verordnungsgebers ist nicht festzustellen.(Rn.94) 2. Im Rahmen der gemäß § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV übergangsweisen Aussetzung des Kapitalkostenabzugs dürfen bei der Bemessung des sog. Sockelbetrags neben dem Anlagevermögen auch die Beträge für Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse konstant gehalten werden (Bestätigung Senat, Beschluss vom 26. September 2019 - 53 Kart 4/18, EnWZ 2019, 453).(Rn.120) Die Beschwerde wird auf Kosten der Beschwerdeführerin zurückgewiesen. Der Senat lässt umfassend die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof zu. I. Die Beschwerdeführerin ist Betreiberin eines Elektrizitäts- und Gasnetzes. Ihr Elektrizitätsnetz erstreckt sich auf die Städte X. und Y. sowie die Gemeinden Z. A. Nach Verfahrenseinleitung im Mai 2007 und Anhörung im Dezember 2018 traf die Beschwerdegegnerin mit dem angegriffenen Beschluss vom 29. April 2019 die Bestimmung über die Festlegung der Erlösobergrenzen für die dritte Regulierungsperiode Strom (2019 bis 2023). Dabei setzte sie, dem Gutachten von swiss economics, sumicsid und dem Institut für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) vom 4. April 2019 (Anlage Bf 4) folgend, einen Effizienzwert von 95,01% an, der der SFA standardisiert entnommen war (DEA nicht standardisiert 93,41%; DEA standardisiert 94,75%; SFA nicht standardisiert 94,40%). Das Gutachten legte ein finales Modell „RP2+“ zugrunde, das unter den neun gewählten, zumeist aggregierten Vergleichsparametern Zählpunkte [als Normierungsparameter], Netzlänge HS Freileitung, Netzlänge HS Kabel, Stromkreislänge MS, Netzlänge NS, zeitgleiche Jahreshöchstlast HS/MS, zeitgleiche Jahreshöchstlast MS/NS, installierte dezentrale Erzeugerleistung HöS, HöS/HS, HS, MS/MS [Netzebenen 1 - 4] und installierte dezentrale Erzeugerleistung MS, MS/NS, NS [Netzebenen 5 - 7] im Unterschied zum Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode die ehemaligen (nach § 13 ARegV a.F. noch heranzuziehenden) Pflichtparameter „Anzahl der Anschlusspunkte „und „Fläche des versorgten Gebietes“ nicht mehr berücksichtigte. Außerdem nahm sie (Beschluss S. 12ff.) beim Kapitalkostenabzug nach § 6 Abs. 3 ARegV übergangsweise gemäß § 34 Abs. 5 ARegV vom Abzug diejenigen Kapitalkosten aus, die aus Investitionen in betriebsnotwendige Anlagegüter resultierten, die erstmals zwischen dem Anfang 2007 und Ende 2016 aktiviert wurden; zugleich hielt sie dabei aber auch die in diesem Zeitraum entstandenen Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge konstant. Zur Begründung dieses „Einfrierens“ führte sie aus, das ergebe sich aus der Tatsache, dass § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV die Anwendbarkeit des § 6 Abs. 3 ARegV in Gänze ausschließe. Überdies handele es sich bei den Baukostenzuschüssen und Netzanschlusskostenbeiträgen sachlich ebenfalls um Kapitalkostenbestandteile (vgl. § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV). Es entspreche dem Sinn und Zweck der Übergangsregelung, die Kapitalkosteneffekte von Neuinvestitionen vollumfänglich vom Kapitalkostenabzug auszunehmen, eine Ungleichbehandlung positiver und negativer Kostenbestandteile würde ökonomisch nicht begründbar sein. B. Gegen diese beiden Maßgaben wendet sich die Beschwerde. 1. Sie rügt die Bestimmung ihres Effizienzwertes als rechtsfehlerhaft. a) Insoweit mangele es dem Beschluss schon an einer nachvollziehbaren Begründung. Stünden der Regulierungsbehörde Entscheidungsspielräume (Beurteilungsspielraum oder Regulierungsermessen) zu, bestehe eine besondere Pflicht, die getroffene Entscheidung plausibel und erschöpfend zu begründen. Aus der Abschaffung der Pflichtparameter folge daher ein erhöhter Begründungsaufwand bei den gewählten Vergleichsparametern. Das Nämliche folge aus der Vorgabe, dass die Vergleichsparameter die Heterogenität der Versorgungsaufgabe möglichst weitgehend abbilden sollten (§ 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV). Ob die gefundenen Vergleichsparameter in der Lage seien, die Heterogenität der Versorgungsaufgabe möglichst weitgehend abzubilden, werde im Gutachten nicht wissenschaftlich fundiert beschrieben; tatsächlich werde überhaupt nicht der Versuch unternommen, die unterschiedlichen Versorgungsstrukturen zu klassifizieren und darzustellen. Es werde zwar großer Wert darauf gelegt, dass zur Vermeidung einer Überspezifikation des Modells eine optimale Anzahl von Vergleichsparametern möglichst nicht überschritten werde. Es sei allerdings auch das Risiko einer Unterspezifikation zu berücksichtigen, das – Modelle mit mehr als elf Parametern würden für den Effizienzvergleich überhaupt nicht in Betracht gezogen – nur unzureichend adressiert und deshalb nicht hinreichend widerlegt werde. Im Übrigen sei die Begründung für die Auswahl der im finalen Modell berücksichtigten Parameter an einigen Stellen nicht ausreichend. Es sei lediglich davon die Rede, dass das Modell der zweiten Regulierungsperiode händisch weiterentwickelt worden sei, ohne indes die exakten Ergebnisse dieser einzelnen Berechnungsschritte wiederzugeben. Weder die Begründung für die Disaggregation der installierten dezentralen Erzeugerleistung noch diejenige für die Zusammenfassung des Parameters im Netzlänge MS (der Freileitungen und Erdkabel vereint) sei plausibel. Die Mängel seien, weil sich die gerichtliche Kontrolle des Gestaltungsspielraums auf diejenigen Erwägungen erstrecke und beschränke, die die Behörde zur Begründung darlege, auch nicht heilbar. b) In der Sache habe die Beschwerdegegnerin zu ihren Lasten, die sie bei Beibehaltung der bisherigen Parameter und noch unter dem erwogenen Modell „RP2 update“ einen Effizienzwert von 99,11% erhalten haben würde und nunmehr unterhalb des gemittelten Effizienzwertes (von 96,69%) verortet werde, gegen das Prinzip der Konstanz verstoßen. § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG (wonach die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben so gestaltet sein muss, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderungen der Vorgaben führt) enthalte ein umfassendes Robustheitsgebot, zu dem im weiteren Sinne auch gehöre, dass die einmal angewandten Methoden über die Regulierungsperioden hinweg stabil bleiben müssten. Das sei erforderlich, um den Netzbetreibern Rechts- und Planungssicherheit bei der Erfüllung ihrer gesetzlichen Aufgaben über die Regulierungsperioden hinweg zu gewährleisten. Kontinuität und Vorhersehbarkeit seien, wie die Beschwerdegegnerin selbst formuliert habe, von erheblichem Belang für die Investitionstätigkeit der Netzbetreiber, für ihr Rating und dementsprechend auch für das Engagement von Fremdkapitalgebern. Entsprechend habe der Verordnungsgeber trotz der Abschaffung der Pflichtparameter den Katalog der Vergleichsparameter erweitert und in der Verordnungsbegründung die Erwartung zum Ausdruck gebracht, dass diese im Rahmen des Effizienzvergleichs kontinuitätswahrend verwendet würden. Das Vertrauen auf die Konstanz der Methodik sei auch für die Ausübung des Wahlrechts nach § 24 ARegV besonders wichtig). Kleinere Netzbetreiber könnten nicht in der gebotenen Weise abwägen, ob sie am Effizienzvergleich teilnehmen wollten oder nicht, wenn sie ihren individuellen Wert und die Höhe des gemittelten Effizienzwertes nicht abschätzen könnten; es sei auch nicht im Sinne der Regulierung, wenn deswegen kleinere, aber besonders effiziente Netzbetreiber das Regelverfahren scheuten. Sei von der ersten auf die zweite Regulierungsperiode nur der Parameter „Anzahl der Umspannstationen“ durch den Parameter „Anzahl der Zählpunkte“ geändert worden, so würden jetzt statt elf Parametern nur noch neun verwandt, würden zwei ehemalige Pflichtparameter nicht fortgeführt, die Disaggregation von Freileitungen und Kabeln bei der Stromkreislänge MS aufgegeben, dafür die installierte dezentrale Erzeugerleistung disaggregiert, einige Parameter anders definiert (insbesondere bei der Leitungslänge MS nunmehr die Straßenbeleuchtung berücksichtigt) und die funktionale Form (zuvor lineare Funktion mit Anschlusspunkten, nunmehr mit Zählpunkten normierte lineare Funktion) verändert. Das sei ermessensfehlerhaft. Eine ausreichende Konstanz zu den vorigen Modellen sei nicht mehr gegeben, insbesondere die angeblich „ausreichende Konstanz“ des Modells „RP2 +“ nicht genügend dargelegt, indem allein auf statistische und ingenieurwissenschaftliche Gründe, namentlich die Überspezifikation des Modells „RP2 update“ abgestellt werde, wobei außer Acht gelassen werde, dass auch das Modell „RP2+“ mit gewissen statistischen Problemen behaftet sei und unklar bleibe, inwiefern dieses bei der SFA „weitgehend signifikant“ sei (wenn die „Netzlänge NS“ und die „Erzeugerleistung 1 - 4“ nicht signifikant und die „Netzlänge NS“ bei der SFA signifikant negativ seien). Da beide Modelle aus statistischer Sicht Vor- und Nachteile aufwiesen, sei im Hinblick auf das Prinzip der Konstanz eine Abkehr von dem Modell der zweiten Regulierungsperiode nur gerechtfertigt, wenn die statistischen Eigenschaften des Modells „RP2+“ diejenigen des Modells „RP2 update“ deutlich überwögen. Es habe – schon mit Rücksicht auf das Vorsichtsprinzip (das bei der Modellauswahl im Effizienzvergleich für Gasfernleitungsnetzbetreiber den Ausschlag gegeben habe), aber auch, weil eine umfassende Gesamtbetrachtung anzustellen sei, in der die Statistik nicht allein maßgeblich sein könne – wie im Bereich Gas das Modell mit der höchsten Durchschnittseffizienz ausgewählt werden müssen. Dass sie, die Beschwerdeführerin, trotz veränderter Aufwands- und Strukturdaten im Hinblick auf ihre Effizienz nicht deutlich aufgeschlossen habe, sondern vergleichsweise schlechter geratet worden sei, zeige, dass die Ineffizienz in Höhe von 4,1% nur durch den Methodenwechsel zum Modell „RP2+“ verursacht worden sei. c) Rechtswidrig sei der Effizienzvergleich auch deshalb, weil nicht, wie vom Verordnungsgeber in § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV vorgegeben, die Heterogenität der Versorgungsaufgaben möglichst weitgehend durch die Parameter abgebildet würde. Die Unterschiedlichkeit der Versorgungsaufgabe beeinflusse die Kosten der Leistungserbringung erheblich. Würden solche strukturellen Unterschiede nicht berücksichtigt, seien die unternehmensindividuell aufgestellten Effizienzvorgaben entgegen § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG weder zumutbar noch erreichbar und übertreffbar. Durch § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV n.F. habe der Verordnungsgeber die Beschwerdegegnerin dazu verpflichtet, die Heterogenität künftig deutlich mehr zu berücksichtigen. Die kostenerklärenden Vergleichsparameter müssten danach die Heterogenität der Aufgaben möglichst vollständig repräsentieren; eine nur „angemessene Berücksichtigung“, wie sie die Beschwerdegegnerin in einem unrichtigen „Obersatz“ ihrer Erwiderung für gegeben erachte, genüge nicht. Es habe daher zunächst vertieft geprüft werden müssen, ob und inwieweit mit der Parametrisierung die verschiedenen Versorgungsaufgaben möglichst weitgehend abgebildet würden. Es habe zunächst einer wissenschaftlich fundierten Analyse der Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber bedurft, an der es – bei einer nach rein statistischen Kriterien getroffenen Auswahl – fehle. Wenn der Verordnungsgeber ausführe, dass sich herausgestellt habe, dass bei Vorgabe sog. Pflichtparameter die Gefahr bestehe, dass diese die Versorgungsaufgabe und die relevanten Unterschiede in der Gebietsstruktur der Netzbetreiber nicht präzise abbildeten und den Effizienzvergleich verzerren könnten, so habe er genau das Verzerrungspotenzial bei mangelnder Abbildung struktureller Unterschiede angesprochen. Die Abbildung der Heterogenität der Versorgungsaufgaben sei die Kehrseite der Abschaffung der Pflichtparameter, die Verpflichtung zu präziserer Abbildung das Gegenstück zu den eingeräumten größeren Wahlmöglichkeiten, was gerade in Zeiten der vom Verordnungsgeber herausgestellten Energiewende gelte. Dem allen genüge das Gutachten nicht. Die Gutachter näherten sich der Frage, ob die Heterogenität der Versorgungsaufgaben genügend abgebildet werde, fälschlich vornehmlich mittels statistischer Analysen, ohne typische Versorgungsaufgaben und typische Strukturen (etwa Flächennetzbetreiber, Netzbetreiber im verdichteten städtischen Raum oder Netzbetreiber mit hohem regionalen Transportanteil) zu identifizieren und ohne Modelle mit mehr als elf Parametern überhaupt in Betracht zu ziehen (auf das Signifikanzkriterium allein dürfe nicht abgestellt werden. Im Evaluierungs- und Novellierungsprozess habe die Beschwerdegegnerin selbst noch gemeint, die Heterogenität könne „eher durch zusätzliche Parameter berücksichtigt werden“; die Stellungnahme der Verbände zum Gutachtenentwurf sei dazu gekommen, dass die optimale Anzahl an Parametern zwischen 13 und 29 Variablen liege; ohnehin dürfe die Modellgröße bei der Herleitung des Modells keine bzw. keine wesentliche Rolle spielen. Unberücksichtigt geblieben seien beispielhaft die Strukturen städtischer Verteilernetzbetreiber mit eigenen Hochspannungsnetzen und mehreren 110 KV-Umspannwerken, die technische Ausstattung der „Land-Umspannwerke“ (die mehr Technik aufwiesen und auch wegen der Grundstücksituation kostenintensiver seien) oder netzqualitative Bewertungen (PowerQuality). Daher sei eine ingenieurwissenschaftliche Überprüfung der Sachgerechtigkeit der ausgewählten Parameter angezeigt. – Weiter sei die Reduktion auf neun Vergleichsparameter nicht ARegV-konform. Wenn schon die in den Augen des Verordnungsgebers noch geringere Heterogenität der Netzbetreiber in den früheren Regulierungsperioden durch elf Vergleichsparameter habe abgebildet werden können, leuchte es nicht ein, die gestiegene Heterogenität durch lediglich neun Parameter abzubilden. Entgegen der Beschwerdeerwiderung genüge es auch nicht zwangsläufig, wenn das Modell alle Versorgungsdimensionen abbilde; entscheidend sei vielmehr, welche Parameterkombination innerhalb dieser Dimensionen gewählt werde, um die Heterogenität abzubilden. Es müsse der Unterschied von städtisch geprägten Verteilnetzbetreibern wie der Beschwerdeführerin und ländlichen Flächennetzbetreibern berücksichtigt werden, die von Verteilernetzbetreibern betriebenen Netz- und Umspannebenen, die Integration von dezentralen Erzeugeranlagen, der Umfang der Belieferung von Letztverbrauchern (mit Rücksicht auf Industrieanlagen) und Netze von Netzbetreibern, die sich aufgrund einer nach 2016 erfolgten Pacht im regulären Verfahren befänden und nur deshalb am Effizienzvergleich teilnähmen. Beachtlich sei auch, dass Netzbetreiber, die wie die Beschwerdeführerin aufgrund ihrer städtischen Versorgungsaufgabe gezwungen seien, die im Vergleich zu Freileitungen teureren Kabel zu verlegen, durch die Aggregation der Längen für Kabel und Freileitungen benachteiligt würden; entsprechend verwundere nicht, dass die Disaggregation zu einer durchschnittlichen Effizienzwerterhöhung für die Stromnetzbetreiber (auf im Mittel 94,50% und für die Beschwerdeführerin auf 96,31%) führe. Werde darüber hinaus der „City-Effekt“ auf der Basis der Zählpunktdichte aller Netz- und Umspannebenen analysiert, ergebe sich ein negativer Zusammenhang mit dem Effizienzwert, d.h. städtische Netzbetreiber bekämen im Modell vergleichsweise geringere Effizienzwerte. Die Regressionsanalysen der Beschwerdeführerin zeigten negative Zusammenhänge zwischen der Zählpunktdichte und den Effizienzwerten auf. Ferner zeigten ihre Analysen, dass Netzbetreiber mit einer hohen installierten Erzeugungsleistung im Bereich Fotovoltaik eine höhere Effizienz ausgewiesen bekämen. Insgesamt zeichne sich das Bild eines unausgewogenen Modells, in dem Netzbetreibergruppen systematisch bevorteilt oder benachteiligt würden. Das werde besonders deutlich beim Parameter „Stromkreislänge NS mit Straßenbeleuchtung“, bei dem die Einbeziehung der Straßenbeleuchtung erheblich zu Lasten der Betreiber wirke, die (wie sie) nicht Eigentümer bzw. Betreiber des Straßenbeleuchtungsnetzes seien; Netzbetreiber, die jede Laterne als Anschluss- und Zählpunkt hätten, verfälschten den Effizienzvergleich, da sie mehr Stromkreislänge in der Niederspannung aufwiesen und ihre Kosten (aufgrund der Normierung über die Zählpunkte) auch noch auf mehr Zählpunkte verteilen könnten, ein Effekt, der sich noch verstärke, wenn das Beleuchtungsnetz relativ wenige Anschlusspunkte zum Netz der allgemeinen Versorgung aufweise. Erschwerend komme hinzu, dass eine Vergleichsbetrachtung mit strukturell vergleichbaren Netzbetreibern zeige, dass die Kosten pro Kilometer Stromkreislänge NS bei ihr, der Beschwerdeführerin, sehr gering seien; gleichwohl solle sie, die sie bei einem Parameter ohne Straßenbeleuchtung einen Effizienzwert von 98,39 % erhalten haben würde, im Vergleich zur zweiten Regulierungsperiode im Rang fünf Plätze verloren haben. Zu Recht habe schon das OLG Düsseldorf (Hinweisbeschluss vom 14. Juni 2017, VI-3 Kart 3/16) befunden, dass die Einbeziehung der Straßenbeleuchtung in den Effizienzvergleich zu verzerrenden Ergebnissen führe. d) Rechtswidrig sei weiter die Durchführung der Ausreißeranalyse im Rahmen der DEA. Bei der Dominanzanalyse (die nach Nr.5 der Anlage 3 zu § 12 ARegV neben der Supereffizienzanalyse durchzuführen ist) hätten die Gutachter fälschlich den Banker-F-Test verwendet. Der Test sei zur Ausreißeranalyse ungeeignet (und habe dementsprechend hier auch keine Ausreißer identifiziert). Er gehe davon aus, dass die untersuchten Vergleichsgruppen voneinander unabhängig seien und der Effizienzwert bekannt sei. Beide Voraussetzungen seien nicht gegeben. In beiden Vergleichsgruppen seien dieselben Unternehmen (einmal mit Ausreißer und einmal ohne) enthalten, wodurch selbst besonders starke Abweichungen der Effizienzwerte nicht mehr als signifikant erkannt würden. Ebenso wenig folgten aufgrund der Divergenz der Kennzahlen der Unternehmen die Testergebnisse – wovon aber der Test ausgehe – einer bestimmten Verteilung. Schließlich reagiere der Test – von vollkommen fehlerlosen Datensätzen könne nicht ausgegangen werden – sehr empfindlich auf Daten- und Messfehler. Entsprechend seien auch die Berater von sumicsid in einem Zusatzgutachten zu dem Ergebnis gekommen, dass diese (von Oxera erhobenen) Einwände grundsätzlich valide seien und der F-Test als die beste, aber nicht notwendig ideale Alternative angesehen worden sei. Es sei auch ein Verstoß gegen das Gebot der Robustheit, innerhalb der nicht-parametrischen DEA-Methode ein parametrisches Testverfahren zu verwenden. Das konterkariere den Willen des Verordnungsgebers, zwei voneinander unabhängige Testverfahren – die nicht-parametrische DEA und die parametrische SFA – anzuwenden. Nach dem Stand der Wissenschaft, auf den es nach der ARegV ankomme, habe stattdessen zwingend der (nicht-parametrische) Wilcoxon signed-rank-Test angewandt werden müssen. Dieser prüfe anhand zweier gepaarter Stichproben die Gleichheit der zentralen Tendenzen der zugrunde liegenden verbundenen Grundgesamtheit und gehe damit davon aus, dass sich die beiden Vergleichsgruppen glichen. Entgegen den Gutachtern (S. 79) stehe dem auch nicht entgegen, dass für die Anwendung des Tests ein bestimmter Schwellenwert zu bestimmen sei, ab welchem ein Unternehmen als Peer gelte, womit die Vorgabe die Anzahl der Ausreißer beeinflusse. Das sei schon widersprüchlich, weil die Gutachter im Rahmen der SFA-Ausreißeranalyse (S. 82f.) mit der Cook´s Distance ebenfalls eine Methode herangezogen hätten, die die Bestimmung zweier Schwellenwerte erfordere. Was die Menge der Ausreißer angehe, so möge zwar zutreffen, dass es nicht Sinn und Zweck der Ausreißeranalyse sei, nahezu jedes Unternehmen (auf der Effizienzgrenze) als Ausreißer zu identifizieren; umgekehrt könne aber ebenso wenig überzeugen, dass – wie hier aufgrund des Banker-F-Tests – überhaupt kein Unternehmen als dominant identifiziert werde. Die Verwendung des Wilcoxon signed-rank-Tests würde in Verbindung mit der nachgeschalteten Supereffizienzanalyse zur Identifizierung von 14 Ausreißern zu einem höheren Effizienzwert – im Durchschnitt 94,80 % gegenüber 94,07 % – führen. e) Schließlich sei im Rahmen der DEA-Methode die geänderte verordnungsrechtliche Vorgabe konstanter Skalenerträge (vorher nicht-fallende Skalenerträge) rechtswidrig. Skalenerträge bezeichneten die Veränderung von Durchschnittskosten durch Variation der Unternehmensgröße. Sie gäben Aufschluss über die Steigerungsrate, mit der sich bei proportionaler Erhöhung des Inputs der Output erhöhe. Bei Annahme konstanter Skalenerträge verhielten sich die Änderungen proportional zueinander (was Größenunabhängigkeit impliziere), steigende Erträge bedeuteten, dass eine Änderung des Inputs eine überproportionale Änderung des Outputs zur Folge habe (was Größenvorteile impliziere), fallende Skalenerträge stellten den umgekehrten Fall dar. Nach Anlage 3 Nr. 4 ARegV a.F. seien nicht-fallende Skalenerträge zu unterstellen gewesen (was Größenunabhängigkeit oder Größenvorteile impliziere). Dabei seien Skalenineffizienzen als Kostenfaktoren nur für solche Unternehmen berücksichtigt bzw. erlaubt worden, die unterhalb ihrer optimalen Unternehmensgröße operierten, d.h. kleinere Unternehmen würden nur mit kleineren Unternehmen verglichen, wodurch habe verhindert werden können, dass Netzbetreiber, die aufgrund ihres spezifischen Netzgebietes unterhalb ihrer optimalen Unternehmensgröße operierten und deshalb auch bei höchstmöglicher Auslastung keine optimale Kostenentwicklung hätten, ineffizient wirkten. Dass nunmehr konstante Skalenerträge zu unterstellen seien, missachte objektive strukturelle Unterschiede zwischen den Netzbetreibern und stelle unzumutbare Anforderungen an kleinere Netzbetreiber, auch an die Beschwerdeführerin, die unter Zugrundelegung nicht-fallender Skalenerträge einen Effizienzwert von 100 % erreicht haben würde. Der Verordnungsgeber habe erklärtermaßen ursprünglich jede tendenzielle Benachteiligung kleinerer Netzbetreiber ausschließen wollen. Dass, wie er festgestellt habe, durch die Änderung des Maßstabs relativ kleine teilnehmende Netzbetreiber künftig strenger bewertet würden (BT-Drs. 18/13680, S. 147), sei nicht damit zu rechtfertigen, dass – wodurch seiner Meinung nach die ursprüngliche Regelung ihren Zweck verfehlt habe – kleinere Netzbetreiber aufgrund des vereinfachten Verfahrens nicht am Effizienzvergleich teilnähmen; denn das sei unzutreffend: Aus dem Evaluierungsbericht der Beschwerdegegnerin vom Januar 2015 ergebe sich, dass 26 Elektrizitätsverteilernetzbetreiber (und 16 Betreiber im Gasbereich) von der Annahme nicht-fallender Skalenerträge profitiert hätten, deren Effizienzwerte sich bei Anwendung konstanter Skalenerträge um durchschnittlich 3 %, maximal 15 % verschlechtert haben würden. Die Bundesnetzagentur, die entgegen der Forderungen der Verbände die Berechnungen dazu, dass die Daten tatsächlich die Annahme konstanter Skalenerträge erlaubten, nicht vorgelegt habe, betreibe unzulässigerweise Strukturpolitik. Es sei im Ergebnis ermessensfehlerhaft (und mit Blick auf das Vertrauen auf die Kontinuität des Regulierungsrahmens auch nicht sachgerecht), wenn der Verordnungsgeber auf Basis der unwissenschaftlichen These, dass kleinere Netzbetreiber nicht am Regelverfahren teilnähmen, eine Verschlechterung der Effizienzwerte von bis zu 15 Prozentpunkten in Kauf nehme. Es leuchte nicht ein, dass er einen Methodenwechsel anordne, obwohl die Ermittlung der Skalenerträge auch der Beschwerdegegnerin habe überlassen werden können, dies insbesondere, da infolge der geänderten Vorschriften zur Berücksichtigung der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile im vereinfachten Verfahren (gemeint ist die Reduzierung der Vorgabe des Anteils der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten an den Gesamtkosten von bisher 45% auf 5% in § 34 Abs. 2 Satz 3 ARegV) rund ein Drittel der – nach § 2 ARegV zur Wahl berechtigten – Verteilernetzbetreiber von der Teilnahme am vereinfachten Verfahren abgesehen hätten. 2. Bestimmung des Kapitalkostenabzugs Fehlerhaft habe die Beschwerdegegnerin außerdem beim übergangsweisen Einfrieren der Kapitalkosten nicht nur die aktivierten Restbuchwerte des Sachanlagevermögens konstant gehalten, sondern auch die im selben Zeitraum vereinnahmten Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge. § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV nehme, so bringt sie vor, vom Kapitalkostenabzug ausdrücklich nur Anlagegüter aus, nicht aber die im selben Zeitraum vereinnahmten Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge. Nach Sinn und Zweck stelle die Übergangsregelung eine Kompensation für den Systemwechsel vom Erweiterungsfaktor (§ 10 ARegV) zum Kapitalkostenaufschlag (§ 10a ARegV) dar; Ergebnis des Novellierungsprozesses sei gewesen, dass den Netzbetreibern der sog. positive Sockeleffekt, d. h. die konstanten Restbuchwerte des Sachanlagevermögens, erhalten bleiben sollte. Dementsprechend würden in der Verordnungsbegründung auch nur die Restbuchwerte und die daraus resultierenden Kapitalkosten erwähnt; nur so stelle die Übergangsvorschrift die verfassungsrechtlich notwendige angemessene Kompensation für die durch den Systemwechsel bedingten Nachteile dar. Die Beschwerdeführerin beantragt, den Beschluss der Beschwerdegegnerin vom 29. April 2019, Az. BK8-17/0766-11 aufzuheben und die Beschwerdegegnerin analog § 113 Abs. 5 Satz 2 VwGO zu verpflichten, eine Neubescheidung unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen. Die Beschwerdegegnerin beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. C. Die Beschwerdegegnerin verteidigt ihr Vorgehen. 1. Der Effizienzvergleich und letztendlich die Ermittlung des Effizienzwertes der Beschwerdeführerin von 95,01% seien rechtsfehlerfrei erfolgt. a) Ihre Entscheidung weise kein Begründungsmangel auf. Dem Gutachten (S. 112ff.) lasse sich entnehmen, dass Fragen der strukturellen Vergleichbarkeit und der Heterogenität ausführlich betrachtet und bewertet worden seien. Die Gründe für die Disaggregation der „installierten dezentralen Erzeugerleistung“ und für die Zusammenfassung des Parameters „Netzlänge MS“ würden (GA S. 165ff.) erläutert, ebenso (GA S. 96f., 165) die durchgeführten Sensitivitätsanalysen. Sie, die Beschwerdegegnerin, habe im Bewusstsein der wirtschaftlichen Bedeutung des Effizienzvergleichs alle Betroffenen frühzeitig an der Ermittlung und Auswahl eines sachgerechten Modells beteiligt und ihnen die Möglichkeit gegeben, ihre Expertise in den Modellermittlungsprozess einzubringen, dies auch anhand der allen Netzbetreibern im November 2018 zugänglich gemachten Daten. Diese Gelegenheit habe die Beschwerdeführerin nicht genutzt. b) In der Sache stünden ihr bei der Ausgestaltung erhebliche Spielräume zu. Eine Entscheidung könne nur dann fehlerhaft sein, wenn objektiv gegebene Besonderheiten gänzlich unberücksichtigt geblieben seien, ihre Bedeutung verkannt worden sei oder die Art und Weise, in der sie berücksichtigt worden seien, nicht geeignet sei, um angemessene Ergebnisse zu erzielen. Dass sie diese Grundsätze missachtet habe, vermöge die Beschwerde nicht darzulegen. Tatsächlich stützte sich die Kostentreibervorauswahl hinreichend auch auf ingenieurwissenschaftliche Analysen (GA S. 27ff.) und ökonomische Erkenntnisse, welche anschließend mittels statistischer Methoden überprüft worden seien. Dabei seien insbesondere (GA S. 30 bis 37) auch ingenieurwissenschaftliche Analysen zur spezifischen Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft im Hinblick auf die Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen durchgeführt worden (Bl. 201). Ausführlich sei (GA S. 65ff.) auch beschrieben, wie im Rahmen der Modellspezifikation mit drei verschiedenen Verfahren anhand von Durchschnittskostenmodellen optimale Parameterkombinationen hergeleitet und auf ihre Eignung untersucht (GA S. 69ff.), welche Grundmodelle als Ergebnis dessen ausführlich analysiert worden (GA S. 87ff.) und wie die Modelle aus konzeptioneller, regulatorischen und statistischer Sicht zu beurteilen gewesen seien (GA S. 95). Dabei sei insbesondere auch darauf geachtet worden, dass die Dimensionen der Versorgungsaufgabe (Transport, Kapazitätsbereitstellung und Dienstleistungsbereitstellung) sachgerecht abgebildet würden (GA S. 40f.). c) Tatsächlich stelle bei der Entscheidung für ein konkretes Modell die Anzahl der zu berücksichtigenden Vergleichsparameter eine wesentliche Frage dar. Auch wenn von der Branche regelmäßig Modelle mit eher mehr denn weniger Vergleichsparametern gefordert würden, könne aus statistischer Sicht nur eine begrenzte Anzahl von Variablen berücksichtigt werden, um eine Fehl-/Überspezifikation zu vermeiden; das werde im Gutachten (GA S. 63ff.) beschrieben. Dass dem finalen Modell nicht mehr elf, sondern neun Vergleichsparameter zugrunde lägen, stehe nicht im Widerspruch zu den Vorgaben in § 13 ARegV. Im Unterschied zu den ersten beiden Regulierungsperioden bestünden nunmehr einerseits mehr Freiheiten und bestehe andererseits nach wie vor die Aufgabe, die Heterogenität abzubilden. Die größeren „Freiheiten“ seien dazu genutzt worden, ein ingenieurwissenschaftlich und statistisch/ökonomisch sachgerechtes und vollständiges Modell zu ermitteln. Dabei sei auch die Heterogenität der Stromwirtschaft angemessen berücksichtigt worden. Dass in früheren Regulierungsperioden die Pflichtparameter möglicherweise eine präzisere Abbildung verhindert hätten, habe nichts mit der Anzahl der Parameter an sich zu tun, sondern mit dem Umstand, dass bei Einhaltung der Vorgaben keine anderen Parameter hätten verwendet werden können, die in ihrer Wirkung dazu ganz oder teilweise wiederholend seien, womöglich aber in Kombination mit anderen Parametern ein passgenaueres Modell geliefert hätten; beispielhaft verweise sie auf die ingenieurwissenschaftlich und statistisch weitgehend gleichgerichteten Pflichtparameter „versorgte Fläche“ und „Netzlänge“. So erkläre sich auch ihre Vorgehensweise. Nach der ingenieurwissenschaftlichen Ermittlung seien mit Rücksicht auf statistische Betrachtungen in einem iterativen Prozess die Modelle optimiert worden, dies mit der zusätzlichen Maßgabe, dass das Modell nicht nur für die DEA, sondern auch für die SFA anwendbar sein müsse. Es sei nicht ersichtlich, inwiefern dabei die Heterogenität nicht erfasst worden sein solle. Dass (GA S. 64) bereits wenige Parameter ausgereicht hätten, um die Kostenunterschiede zwischen den Netzbetreibern sehr gut erklären zu können, könne als Indiz dafür angesehen werden, dass die Heterogenität im Datensatz nicht besonders groß sei; gleichwohl sei im Hinblick auf das Kriterium der Vollständigkeit im Modell mehr als die aus statistischer Sicht notwendige Anzahl von Vergleichsparametern und seien teilweise auch nicht-signifikante Parameter zugelassen worden. Die genügende Erfassung der Heterogenität zeige sich auch daran, dass (GA S. 66 bzw. 77) eine vergleichsweise geringe Zahl von Ausreißern identifiziert worden sei und an der durchgeführten Peer-Analyse zur DEA. Die entsprechenden Untersuchungen im Rahmen der Datenvalidierung und der Second-Stage-Analysen hätten zu nichts Gegenteiligem geführt. Was die von der Beschwerde konkret angeführten Beispiele angehe, so sei die Anzahl und technische Ausstattung von 110 KV-Umspannwerken hochgradig endogen und seien Kennzahlen zur Netzqualität (PowerQuality) als Indikatoren für die Versorgungsqualität und als Resultate der technischen Beschaffenheit des Netzes und der operativen Netzsteuerung nicht geeignet, die Versorgungsaufgabe zu beschreiben. Was im Hinblick auf die Beschreibung der komplexen und komprimierten städtischen Versorgungsaufgabe der Beschwerdeführerin den Vorwurf fehlerhafter Aggregation angehe, so sei bei der Begutachtung festgestellt worden, dass aggregierte Parameter die Kosten in der Regel besser erklärten, ebenso, dass ein Modell mit einer Disaggregation der Leitungslänge auf der MS-Ebene zu einer statistischen Verschlechterung führe (GA S. 166f.). Schließlich sei die Einbeziehung der Leitungslängen für die Straßenbeleuchtung schon allein deshalb sachgerecht, weil sie Bestandteil der regulierten Kosten des Netzes seien, wobei der Teil der Leitungen betrachtet werde, der Teil der öffentlichen Versorgung sei. Bei der Auswahl des finalen Modells sei das nach den dargestellten Kriterien beste Modell ausgewählt und keineswegs übersehen worden, dass auch das Modell „RP+“ mit gewissen statistischen Problemen behaftet gewesen sei. Dabei sei auch das Gebot regulatorischer Konstanz nicht verletzt worden. Die Beschwerdeführerin könne nicht erwarten, dass ihr Effizienzwert „in Stein gemeißelt“ sei, und dergleichen ergebe sich schon gar nicht aus § 21 Abs. 5 Satz 5 EnWG. Mit der Änderung der ARegV habe es gleichsam neue „Spielregeln“ gegeben, denen sie, die Beschwerdegegnerin, habe folgen müssen und deren Anwendung nach dem Stand der Wissenschaft die Netzbetreiber erwarten dürften. Das Ergebnis sei gewesen, dass das eigens getestete Modell der zweiten Regulierungsperiode am Ende nicht infrage gekommen sei. Die Forderung der Beschwerde nach der genauen Abschätzung ihres zukünftigen Effizienzwertes sei verfehlt und für die Beschwerdeführerin schon gar nicht mit Blick auf das Wahlrecht nach § 24 ARegV gerechtfertigt, da diese – wie unstreitig geblieben ist – aufgrund der Anzahl angeschlossener Letztverbraucher im Basisjahr nicht die Möglichkeit gehabt habe, sich für das vereinfachte Verfahren zu entscheiden. d) Auch die Kritik der Beschwerde an den Ausreißeranalysen verfange nicht. Was den angewendeten F-Test angehe, verkenne diese die ausführliche Auseinandersetzung der Gutachter (GA S. 78f. und 12 Fundstellen aus dem VV) mit dieser Thematik. Die von der Beschwerdeführerin zitierten Aussagen belegten nachgerade den Abwägungsprozess, der, wie so oft in der Wissenschaft, vor dem Problem gestanden habe, dass eine eindeutig vorzugswürdige Methode nicht existiere. Dabei sei – mit der „Verwendung des parametrischen F-Tests im Rahmen der nicht-parametrischen DEA“ – auch nicht gegen das Gebot der Methodenrobustheit verstoßen worden. Begrifflich sei, was der Beschwerde nicht immer gelinge, zu unterscheiden zwischen zwei komplementären Methoden (DEA und SFA) und den danach vorgeschriebenen Testverfahren (Anlage 3 Nr. 1 bzw. 5 zu § 12 ARegV). Richtigerweise seien die Methoden losgelöst von Tests wie der Ausreißeranalyse zu betrachten und auch unabhängig davon durchzuführen. e) Was die Unterstellung konstanter Skalenerträge bei der Durchführung der DEA angehe, habe sie nach Anlage 3 Nr. 4 zu § 12 ARegV keinen Spielraum. Entgegen der Beschwerde beschrieben Skalenerträge nicht, wie sich Kosten bei steigender Netzauslastung, sondern wie sie sich bei steigender Größe des Netzbetreibers bzw. bei steigender Größe der Versorgungsaufgabe veränderten; das sei ein durchaus wesentlicher Unterschied. Nicht fallende (also steigende) Skalenerträge bedeuteten, dass größere Unternehmen allein schon durch ihre Größe ein besseres Ergebnis erzielten (eben Skalenerträge). Diese Annahme habe den Effekt, dass größere Unternehmen nicht direkt mit kleineren Unternehmen verglichen würden. In den ersten beiden Regulierungsperioden habe darin ein Schutzmechanismus für kleine Netzbetreiber bestanden. Bei der jetzt angeordneten Annahme konstanter Skalenerträge werde ein proportionaler Zusammenhang zwischen Input und Output unterstellt; dabei werde davon ausgegangen, dass alle Netzbetreiber unabhängig von ihrer Größe den Netzbetrieb effizient leisten könnten, und der Verordnungsgeber habe in der von der Beschwerde zitierten Begründung zum Ausdruck gebracht, dass er die weitere Anwendung von Schutzmaßnahmen nicht mehr für notwendig erachte, was darauf beruhe, dass sie, die Beschwerdegegnerin, in ihrem Evaluierungsbericht beleuchtet habe, dass die absolut kleinsten Netzbetreiber, für die der Schutz gedacht gewesen sei, in der Regel am Effizienzvergleich nicht teilnähmen; sei das anders, sei dies deren bewusste Entscheidung. 2. Zutreffend habe sie beim fixierten Kapitalkostenabzug auch die Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse konstant gehalten. Diese seien gleichermaßen von der Regelung des § 34 Abs. 5 ARegV erfasst und somit (noch) nicht im Sinne des Kapitalkostenabzugs abzuschmelzen. Das habe der Senat (Beschluss vom 26. September 2019, 53 Kart 4/18 Rn. 114ff.) bereits entschieden; gegen die davon abweichenden Entscheidungen des OLG Düsseldorf (u.a. VI-3 Kart 813/19 [V]) habe sie Rechtsbeschwerde eingelegt. In der Sache wiederhole sie ihren schon dem Senat unterbreiteten Vortrag wie folgt: Dass der Anwendungsbereich der Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs immer auch Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse erfasse, lasse sich § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV entnehmen, wonach die fortgeführten Kapitalkosten unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter sowie der im Zeitverlauf absinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt würden. Auch wenn in § 34 Abs. 5 ARegV nur von Kapitalkosten aus Investitionen von Verteilernetzbetreibern in betriebsnotwendige Anlagegüter die Rede sei, seien damit denknotwendig die Anschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse als Bestandteile dieser Kapitalkosten eingeschlossen. Nichts anderes lasse sich aus dem uneingeschränkten Verweis auf § 6 Abs. 3 ARegV ableiten; der Wortlaut des § 34 Abs. 5 ARegV sehe lediglich eine Differenzierung in zeitlicher Hinsicht vor, nicht jedoch bezüglich einzelner Bestandteile der Kapitalkosten. Das verstehe sich auch systematisch. So sei korrespondierend zur Regelung des Kapitalkostenabzugs in § 6 Abs. 3 ARegV in § 10a ARegV bezüglich des Kapitalkostenaufschlags bestimmt, dass dessen Ermittlung auch die Berücksichtigung der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse verlange. Der systematische Zusammenhang zwischen Aufschlag und Abzug sowie der Wille des Verordnungsgebers (BR-Drs. 296/16 S. 34/35 zu § 10a Abs. 6 ARegV), dass auch Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ohne Doppelanerkennung oder doppelten Abzug in der Erlösobergrenze berücksichtigt würden, verdeutliche, dass letztere analog zu Investitionen zu behandeln seien. Nach Sinn und Zweck solle der Kapitalkostenabzug sicherstellen, dass das zeitliche Absinken der Restbuchwerte der im Ausgangsniveau enthaltenen betriebsnotwendigen Sachanlagegüter und damit auch das Absinken der Kosten des Netzbetreibers für Abschreibungen, kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung, kalkulatorische Gewerbesteuer sowie für Fremdkapitalzinsen „nachgefahren“ werde. Dass § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV die Nichtanwendung des Kapitalkostenabzugs für die dritte Regulierungsperiode bestimme, führe dazu, dass der positive Sockelbetrag zur Vermeidung individueller Härten für einen begrenzten Zeitraum weiterhin gewährt werde. Dem Sinn dieser Übergangsregelung widerspreche es, wenn die betreffenden Vermögenswerte von der Auflösung ausgenommen würden, nicht aber die damit zusammenhängenden Baukostenzuschüsse. II. Die Beschwerde hat insgesamt keinen Erfolg. Das Vorgehen der Beschwerdegegnerin ist in Ansehung der gerügten Punkte von Rechts wegen nicht zu beanstanden. 1. Effizienzvergleich Der angefochtene Beschluss ist im Hinblick auf den von ihm umfassten Effizienzvergleich und sein Ergebnis für die Beschwerdeführerin weder förmlich (dazu a) noch materiell-rechtlich (dazu b bis e) zu beanstanden. a) Dem angefochtenen Beschluss mangelt es nicht an einer förmlich zureichenden Begründung, § 73 Abs. 1 EnWG. Was die Begründung angeht, so muss diese – vgl. schon Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 60 – nach allgemeinen Grundsätzen inhaltlich und vom Umfang so gehalten sein, dass die Möglichkeit besteht, sich mit den maßgeblichen Erwägungen auseinanderzusetzen. In Anlehnung an § 39 Abs. 1 VwVfG ist erforderlich, dass die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitgeteilt werden, die die Behörde zu ihrer Entscheidung bewogen haben (Britz et al.-Hanebeck, EnWG, Kommentar, 3. Auflage, § 73 Rn. 8); bei Ermessensentscheidungen soll die Begründung zudem die Gesichtspunkte erkennen lassen, von denen die Regulierungsbehörde bei der Ausübung ihres Ermessens ausgegangen ist. Dabei dürfen indes keine überspannten Anforderungen gestellt werden (Säcker-Bruhn, Berliner Kommentar zum Energierecht, 2. Auflage, § 73 Rn. 5), und das gilt namentlich hier, da der Effizienzvergleich, dessen Entwicklung sich über viele Monate unter Beteiligung einer Vielzahl verschiedener Experten hingezogen hat, eine Unmenge einzelner Überlegungen, Verfahrensschritte und Tests umfasst, die schon im Interesse der Nachvollziehbarkeit des maßgeblichen „roten Fadens“ nicht sämtlich im Detail dargestellt werden können. Insgesamt muss die Begründung so vollständig sein, dass sie dem Betroffenen eine Überprüfung in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht ermöglicht einschließlich der Entscheidung, ob er dagegen vorgehen will (vgl. Britz et al.-Hanebeck, a. a. O., m.w.N.). Dem genügt die angefochtene Entscheidung: Bestandteil des Beschlusses ist das von ihm (auf S. 29) in Bezug genommene Gutachten zum Effizienzvergleich von swiss economics, sumicsid und IAEW (Anlage Bf 4). Dieses erläutert über die kursorischen Angaben im Beschluss (S. 16ff.) hinaus die ingenieurwissenschaftlichen, wirtschaftswissenschaftlichen und ökonometrischen Erwägungen, die zu dem von der Beschwerdegegnerin übernommenen Ergebnis geführt haben, auf 113 Seiten; dem beigefügt ist ein 64seitiger Anhang. Das Gutachten beschreibt seinen grundlegenden Ansatz, die ökonomischen Grundlagen der Effizienzmessung nach der DEA und SFA, das Vorgehen zur ingenieurwissenschaftlichen Kostentreiberanalyse, die Datenbearbeitung und -validierung, die iterative Modellbildung nach konzeptionellen, statistischen und regulatorischen Kriterien sowie schließlich die zur Validierung durchgeführten Ausreißer- und Second Stage-Analysen. Damit wird das Vorgehen – in den Grenzen, die dem hochspezialisierten Charakter des ganzen Unternehmens geschuldet sind – in seinen wesentlichen Zügen zureichend verständlich gemacht. Insbesondere fehlt es – nach der Abschaffung der Pflichtparameter – auch nicht an einer genügenden Herleitung der gewählten Vergleichsparameter. Vielmehr ergibt sich aus dem Gutachten, dass die Bestimmung der am Ende herangezogenen Parameter nach Maßgabe von (vier) konzeptionellen, (drei) statistischen und (sieben) regulatorischen Kriterien (S. 59) zunächst auf einer ingenieurwissenschaftlichen Kostentreiberanalyse (S. 27ff.) basierte, an die sich eine Korrelationsanalyse für ein Grundverständnis des Zusammenspiels und der Wirkungsweise der Parameter im Datensatz (S. 62) und Überlegungen zur statistisch optimalen Modellgröße anschlossen (S. 62ff.). Dargestellt wird auch die Modellentwicklung, die um eine Verschränkung von primär ingenieurwissenschaftlichen Analysen („top down“) und primär statistischen Erwägungen („bottom up“) kreiste. Es trifft auch nicht zu, dass die Ausführungen zur Einhaltung der Vorgabe des § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV, die möglichst weitgehende Abbildung der Heterogenität der Versorgungsaufgabe durch die Vergleichsparameter, ungenügend wären. Diese Soll-Anforderung an die Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften ist eine von zahlreichen Anforderungen, die § 13 ARegV in Bezug auf den Effizienzvergleich stellt. Vorrangig ist nach § 13 Abs. 3 Satz 2 und 3 ARegV, dass die Parameter geeignet sein müssen, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen, dass sie dementsprechend messbar oder mengenmäßig erfassbar sind, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Eben dieser Vielzahl von Anforderungen, die die schon in sich selbst relativierte Vorgabe der möglichst weitgehenden Abbildung der Heterogenität der Versorgungsaufgabe einschränkt, entspricht es, dass die Gutachter sie als eines von zahlreichen Kriterien für die Modellbildung berücksichtigt haben, die gemäß § 13 Abs. 3 Satz 7 ARegV mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen hat. In diesem Rahmen ist genau die Identifikation der maßgeblichen Kostentreiber der Gegenstand der ingenieurwissenschaftlichen Überlegungen gewesen, mit denen die Modellbildung einsetzt; diese hat sich auch und insbesondere der Betrachtung von Parametern zur Einbindung dezentraler Erzeugungsanlagen gewidmet (S. 30ff.). Das hatte offensichtlich den Zweck, die für die Beschreibung der Unterschiede der je einzelnen Versorgungsaufgabe maßgeblichen, bei allen Netzbetreibern vorfindlichen Größen herauszuarbeiten. Wozu es daneben noch des von der Beschwerde vermissten Versuchs bedürfte, die unterschiedlichen Versorgungsstrukturen zu klassifizieren und darzustellen, erschließt sich nicht, ebenso wenig, woraus sich ergeben sollte, dass von Rechts wegen so anzusetzen wäre. Es ist nach Maßgabe der Vorgaben der Verordnung auch nur richtig, jedenfalls aber gut vertretbar, wenn die Auswahl unter den so identifizierten Kostentreibern weiter dadurch angeleitet wird, dass sie, wozu sich das Gutachten im weiteren (S. 60ff.) verhält, einen möglichst hohen statistischen Erklärungsgehalt haben. Und es ist an diesem Maßstab gemessen auch nicht fehlsam, die Anzahl der Variablen im Modell nach statistischen Erwägungen zu beschränken. Denn es ist ein bekanntes (in dem Gutachten, S. 62ff., auch Fußnote 17, erläutertes) statistisches Phänomen, dass eine Vielzahl erklärender Variablen zu einer Überspezifikation des Modells führen kann, die seinen Erklärungsgehalt schwächt. Eben dieses Problem der sog. Multikollinearität war Gegenstand der Kritik an früheren Effizienzvergleichen (vgl. Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 95) und hat zur Abschaffung der teilweise wiederholenden Pflichtparameter (vgl. nur Gutachten S. 87) geführt. Auf dieser Grundlage wird, wenn bei einer bestmöglichen Modellgröße von sechs Parametern Modelle mit bis zu zehn Parametern für „im optimalen Bereich liegend“ erachtet werden (S. 63), zureichend begründet, warum nicht – was die Beschwerde vermisst – Modelle mit mehr als elf Parametern diskutiert und getestet worden sind. Hinreichend begründet ist entgegen der Kritik der Beschwerde auch die Disaggregation der „installierten dezentralen Erzeugerleistung“ und die Zusammenfassung des Parameters der „Netzlänge MS“. In ersterer Hinsicht heißt es (S. 95), dass die Aufteilung der installierten Erzeugungsleistung nach unteren und oberen Netzebenen im Einklang mit den ingenieurwissenschaftlichen Überlegungen in Kapitel 3 stehe, und dort (Gutachten S. 34f.) wird in der Tat hergeleitet, dass die Unterscheidung sinnvoll ist; die Kritik der Beschwerdeführerin erscheint im Übrigen als einigermaßen erstaunlich, wenn sie im Übrigen zur möglichst weitgehenden Abbildung der Heterogenität der Versorgungsaufgaben eine gesteigerte Menge von Vergleichsparameter (also tendenziell disaggregierte Größen) verlangt. Zu der in diesem Zusammenhang weiter gerügten Zusammenfassung von Kabeln und Freileitungen auf der Mittelspannungsebene wird auf S. 90 begründungshalber auf die lediglich eingeschränkte Signifikanz der Freileitungen auf der Mittelspannungsebene verwiesen; dass das nicht näher ausgeführt wird, vermag einen formalen Begründungsmangel ebenso wenig zu begründen wie der Umstand, dass nicht jeder Versuch und jeder Schritt bei der händischen Weiterentwicklung des finalen Modells mit Statistik zu den exakten Ergebnisse dieser einzelnen Berechnungsschritte unterlegt worden ist. b) Auch die sachlichen Rügen gegen die Art und Weise der Durchführung des Effizienzvergleichs vermögen nicht durchzugreifen. aa) In Ansehung des materiell-rechtlichen Überprüfungsmaßstabs des behördlichen Vorgehens hat der Senat bereits mit Beschluss vom 12. Januar 2012 (16 Kart 48/09, Rn. 69ff. m.w.N. zur bis dahin ergangenen obergerichtlichen Rechtsprechung) ausgeführt, dass der Behörde, was die „Richtigkeit“ ihrer Entscheidung angeht, bei der Ermittlung der Effizienzwerte ein gewisser Spielraum zukommt, der am besten mit dem sachgebietsspezifischen Ausdruck des Regulierungsermessens beschrieben werden kann. Ein solcher Gestaltungsspielraum ist in der ARegV selbst angelegt. Die §§ 12 bis 14 ARegV und die Anlage 3 machen „nur“ gewisse methodische Vorgaben. Die ARegV regelt nicht abschließend, welche Vergleichsparameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe zu wählen sind; vorgeschrieben waren in § 13 Abs. 4 Satz 1 ARegV a.F. für die ersten beiden Regulierungsperioden vier Parameter, neben denen gemäß § 13 Abs. 4 Satz 2 ARegV weitere Parameter verwendet werden konnten, die den Maßgaben des § 13 Abs. 3 ARegV entsprachen; nunmehr sind die sog. Pflichtparameter gänzlich entfallen. Offen sind auch etwa bei der Bestimmung eines Ausreißers in der SFA die Fragen, welches ein methodisch angemessener kritischer Wert für die Bestimmung als Ausreißer ist (Anlage 3 Nr. 5 Abs. 3 Satz 3 ARegV), welche Methode zur Identifizierung eines Ausreißers zur Anwendung kommt (Anlage 3, Nr. 5 Abs. 3 Satz 4 ARegV) oder welche Form (linear, normiert-linear, loglinear etc.) die Kostenfunktion hat. Darüber hinaus versteht sich aus der Sache selbst, dass bei der Durchführung des Effizienzvergleichs eine Vielzahl von Entscheidungen und Wertungen (Operationalisierungen) vorzunehmen sind, die kontingent sind, also methodisch gleichermaßen vertretbar auch anders möglich wären. Das betrifft etwa die Frage der relevanten Kostentreiber, die Frage, wie die Second-Stage-Analysen angelegt werden, oder die Frage, welche Verteilungsannahme für den Störterm bei der SFA angenommen wird usw. Das entspricht auch dem Selbstverständnis einer mit statistischen Methoden arbeitenden empirischen Sozialwissenschaft. So hatte etwa Polynomics einen Spielraum bei der Ausfüllung der Vorgaben der Verordnung fraglos anerkannt (BMT [Benchmarking Transparenz] 2008-Gutachten, S. 43). Gleichermaßen selbstverständlich hat sumicsid, das an den bisherigen Effizienzvergleichen im Strombereich beteiligt war/ist, auf den Faktor von Intuition und Erfahrung als „wenig greifbare, jedoch überaus wichtige Absicherung“ gegen falsche Modellspezifikationen und Fehlinterpretationen hingewiesen (EVS1-Gutachten, Ziffer 3.34, S. 22). Die Aufgabe der Reduktion eines hochkomplexen Sachverhalts auf den Ausdruck einer Reihe von Vergleichszahlen ist notwendig eine kontingente Vereinfachung der Wirklichkeit; sie enthält nicht mehr und nicht weniger eine Zumutung (in dem doppelten Sinne eines Abverlangens einerseits und eines Zutrauens andererseits) als die – von Gesetzes und Verordnungs wegen hinzunehmende – theoretische Annahme, dass mittels eines ökonometrischen Vergleichs die unterschiedliche Wirklichkeit der historisch gänzlich unterschiedlich gewachsenen Netzbetreiber überhaupt zutreffend abgebildet werden könnte. Die Eröffnung eines Regulierungsermessens auf diesem Feld hatte nach Meinung des Senats (a.a.O, Rn. 73) zur Folge, dass die Vorgehensweise der Behörde solange nicht als fehlerhaft anzusehen ist, als sie nicht logische oder methodische Fehler enthält oder genügende Anhaltspunkte dafür bestehen, dass die von der Beschwerdeführerin präferierte Vorgehensweise sich aus wissenschaftlicher Perspektive als eindeutig überlegen darstellt (vgl. zur grundlegend gleichen Lage bei der Bestimmung des sog. EK-I-Zinses auch schon Senat, Beschluss vom 1. Oktober 2009, 16 Kart 2/19, Rn. 7). Das entspricht unterdes auch der gefestigten Rechtsprechung des BGH (Beschluss vom 21. Januar 2014, EnVR 12/12 - Stadtwerke Konstanz, Rn. 21ff; Beschluss vom 22. Juli 2014, EnVR 59/12 - Stromnetz Berlin, Rn. 19ff.; Beschluss vom 12. Juni 2018, EnVR 53/16 - Stadtwerke Essen, Rn. 55ff.). Danach stehen der Regulierungsbehörde bei der Ausgestaltung des Effizienzvergleichs im Einzelnen erhebliche Spielräume zu, die hinsichtlich einiger Aspekte einem Beurteilungsspielraum, hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleichkommen. Die in §§ 12ff. und Anlage 3 ARegV enthaltenen Vorgaben sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig. Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht. Die Auswahl einer konkreten Methode, die den abstrakten Vorgaben der Verordnung entspricht, hat der Verordnungsgeber an zahlreichen Stellen der Regulierungsbehörde überlassen. Auch soweit er (insoweit noch § 13 Abs. 3 ARegV a.F. betreffend, der Senat) bestimmte Parameter oder Methoden vorgegeben hat, sind diese Aufzählungen nicht abschließend, sondern räumen der Regulierungsbehörde ausdrücklich die Möglichkeit ein, zusätzliche Parameter oder Methoden heranzuziehen. So enthält § 13 Abs. 4 ARegV eine Aufzählung von die Versorgungsaufgabe bestimmenden Parametern, die zwingend heranzuziehen sind, eröffnet der Regulierungsbehörde aber zugleich die Möglichkeit, weitere Parameter heranzuziehen, für die § 13 Abs. 3 ARegV eine nicht abschließende Aufzählung enthält (erst recht gilt das nach Abschaffung der Pflichtparameter; der Senat). Eine strukturell vergleichbare Regelung enthält Anlage 3 Nr. 5 Satz 15 ARegV, der eine Reihe von Methoden aufzählt, die im Rahmen der Ausreißeranalyse zur Anwendung kommen können, den alternativen oder zusätzlichen Rückgriff auf andere Methoden jedoch nicht ausschließt. Der Effizienzvergleich erfordert, wenn er die gesetzlich vorgegebene Zuverlässigkeit aufweisen soll, eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den einzelnen Netzen und Netzbetreibern, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist. Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Gerichtliche Kontrolle kann nicht weiter reichen als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Sie endet deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert. Ähnlich wie es das Bundesverwaltungsgericht bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen angenommen hat (BVerwG, NVwZ 2012, 1047 Rn. 38), weist auch die Beurteilung der Effizienzwerte eine besondere Nähe zum Regulierungsermessen auf. Der Effizienzwert bestimmt die Effizienzvorgabe und damit die eigentliche Regelung in Gestalt der festgesetzten Erlösobergrenzen. Effizienzwert und Effizienzvorgabe sind damit das Ergebnis einer komplexen Bewertung, die sowohl die Erfassung und Beurteilung der maßgeblichen Elemente des Sachverhalts als auch die Auswahl zwischen mehreren in Frage kommenden Rechtsfolgen erfordert (all dies nach BGH, Beschluss vom 22. Juli 2014, EnVR 59/12 - Stromnetz Berlin, Rn. 19ff.). Bestehen derartige Spielräume und ist es zulässig und geboten, dass die Behörde sich sachverständiger Hilfe bedient (was hier bereits aus der Vorgabe des § 13 Abs. 3 Satz 7 ARegV folgt, dass die Modellierung wissenschaftlichen Standards genügen muss), so ist, wenn aus sachverständiger Sicht mehrere Methoden in Betracht kommen, eine Auswahl zu treffen, die den Vorgaben der Verordnung gerecht wird. Diese Auswahlentscheidung kann von Rechts wegen nur dann beanstandet werden, wenn sich feststellen lässt, dass der gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm im Rahmen des zugrunde gelegten Modells zukommt, oder dass ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände, wie insbesondere seiner Eignung für die Zwecke der Ermittlung der zu bestimmenden Endgröße, der Verfügbarkeit der benötigten Datengrundlage, des zu ihrer Feststellung erforderlichen Aufwands und der Präzision und Belastbarkeit der mit diesem methodischen Vorgehen erzielbaren Ergebnisse, dem von der Regulierungsbehörde gewählten Vorgehen so deutlich überlegen ist, dass die Auswahl einer anderen Methode nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann (BGH, Beschluss vom 3. März 2020, EnVR 26/18 - Eigenkapitalzinssatz II, Rn. 33; Beschluss vom 9. Juli 2019, EnVR 41/18 - Eigenkapitalzinssatz, Rn. 37, Beschluss vom 27. Januar 2015, EnVR 39/13 - Thyssengas, Rn. 26, jeweils zur behördlichen Festlegung des Eigenkapitalzinssatzes nach § 7 Abs. 5 StromNEV/GasNEV). Derselbe Maßstab gilt – bei gleicher Lage der Anwendung komplexer wirtschaftswissenschaftlicher Methoden in einem durch die Verordnung nicht bis ins Einzelne geregelten Feld behördlicher Entscheidung – für die Überprüfung des Effizienzvergleichs: So wird insbesondere im Beschluss vom 21. Januar 2014 (EnVR 12/12 – Stadtwerke Konstanz, Rn. 39) darauf abgestellt, ob dargetan ist, dass ein beanstandetes Vorgehen aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar oder eine andere Methode eindeutig als besser geeignet anzusehen wäre. bb) Nicht erfolgreich sind, an diesem Maßstab gemessen, zunächst die Rügen, die die Beschwerdeführerin unter dem Stichwort von „Verstößen gegen das Prinzip der Konstanz“ vorbringt. Zunächst ist festzuhalten, dass es – entgegen dem Verständnis der Beschwerde – kein gesetzliches Robustheitsgebot in dem weiteren Sinne gibt, dass die im Rahmen des Effizienzvergleichs einmal angewendeten Methoden über die Regulierungsperioden hinweg konstant bleiben müssten. Die §§ 21a Abs. 2 bis 5 EnWG enthalten eine Reihe von gesetzlichen Vorgaben dafür, wie die Anreizregulierung und der dabei in Ansatz kommende Effizienzvergleich in den Grundzügen angelegt sein dürfen. Die nähere Ausgestaltung ist durch § 21a Abs. 6 EnWG dem Verordnungsgeber überlassen. In diesem Rahmen enthält die gesetzliche Vorschrift des § 21a Abs. 5 Satz 5 EnWG lediglich ein spezifisches Robustheitsgebot, das – entsprechend dem allgemeinen ökonometrischen Verständnis – inhaltlich dahin beschrieben ist, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führen darf. Das bezeichnet eine spezifische Maxime für die jeweilige Modellbildung und keinen übergreifenden Grundsatz für den Zeitverlauf der Anreizregulierung. Es mag (und wird) so sein, dass für die Netzwirtschaft Konstanz bei der Durchführung des Effizienzvergleichs im Zeitverlauf für ihre Investitionstätigkeit, das Rating der einzelnen Netzbetreiber und entsprechend das Engagement von Fremdkapitalgebern von erheblichem Belang ist. Das vermag aber nichts daran zu ändern, dass der Umfang, in dem Kontinuität gewahrt wird oder Veränderungen erfolgen (welche Letztere die ARegV seit ihrer ersten, seit dem Juli 2005 geltenden Fassung in mannigfaltiger Weise erfahren hat), von den Entscheidungen des Verordnungsgebers und dessen sachlichen Erwägungen dazu abhängt, in welchem Umfang und in welcher Art und Weise das eine oder andere Platz greift. Was die beim Effizienzvergleich zu verwendenden Parameter angeht, so hat die Ersetzung der bisherigen Pflichtparameter durch eine siebenstellige Liste von Parametern, die „insbesondere Vergleichsparameter sein können“ (§ 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV), zur notwendigen Folge, dass die Bundesnetzagentur aus dieser Liste wählen kann, aber nicht muss. Von Verordnungs wegen mussten die Netzbetreiber daher damit rechnen, dass bei zukünftigen Effizienzvergleichen Vergleichsparameter herangezogen würden, die nach Art und Menge von den bisherigen Pflichtparametern abwichen. Und nachdem die Abschaffung der Pflichtparameter nicht zuletzt den damit verbundenen statistischen Misslichkeiten (dem schon erörterten Problem der Multikollinearität) geschuldet war, war ebenfalls damit zu rechnen, dass bei weiteren Durchgängen des Effizienzvergleiches die Auswahl der Vergleichsparameter nunmehr strenger als bisher anhand der dem Stand der Wissenschaft entsprechenden qualitativen, analytischen und – auch – statistischen Methoden erfolgen würde, auf deren Beachtung § 13 Abs. 3 Satz 7 ARegV die Regulierungsbehörde verpflichtet. Nichts anderes kommt auch in der Verordnungsbegründung (BR-Drs. 296/16 vom 2. Juni 2016, S. 28) zum Ausdruck, an deren entscheidenden Rändern es heißt, „es hat sich herausgestellt, dass bei Vorgabe sogenannter Pflichtparameter die Gefahr besteht, dass diese die Versorgungsaufgabe und die relevanten Unterschiede in der Gebietsstruktur der Netzbetreiber nicht präzise abbilden. Sie können den Effizienzvergleich verzerren“, und „dies (i.e. die Erweiterung der Liste möglicher Vergleichsparameter) beschneidet die Bundesnetzagentur nicht bei der Auswahl der Vergleichsparameter aufgrund qualitativer, analytischer oder statistischer Methoden. Was die von der Beschwerde betonten Aspekte der Kontinuität und der Vorhersehbarkeit angeht, so ist ersichtlich auch nach dem Willen des Verordnungsgebers die Kontinuität nur eine relative, wenn es (a.a.O.) heißt, dass durch die Liste möglicher Vergleichsparameter sichergestellt wird, dass die Erkenntnisse der vorherigen Effizienzvergleiche auch in künftige Vergleiche einfließen, wodurch die Konstanz bei der Durchführung der Effizienzvergleich erhöht wird (H. v. Senat), und soll die Vorhersehbarkeit durch die präzise Beschreibung der bei der Auswahl der Vergleichsparameter anzuwendenden Maßstäbe in Absatz 3 gesichert werden, also u.a. dadurch, dass (Satz 2 und damit nicht zufällig vorrangig) die Parameter geeignet sein müssen, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen, dass sie (Satz 3) messbar oder mengenmäßig erfassbar sein sollen, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, wobei (Satz 5) flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden können, dass (Satz 6) die Vergleichsparameter bezogen auf die verschiedenen Netzebenen – jedoch ohne einen Vergleich einzelner Netzebenen – verwendet werden können, dass (Satz 7) die Auswahl wissenschaftlichen Methoden zu entsprechen hat, dass (Satz 8) durch sie die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden soll und das (Satz 10) bei der Auswahl der Vergleichsparameter Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören sind. Danach ist es nicht zu beanstanden, wenn das Gutachten (S. 59) die Konstanz mit früheren Effizienzvergleichen als eines unter mehreren sinnvollen Kriterien für die Auswahl des finalen Modells berücksichtigt. Und es ist gleichermaßen nicht schon nach dem „Prinzip der Konstanz“ zu beanstanden, wenn statt bisher elf Parametern nur noch neun verwandt werden, zwei ehemalige Pflichtparameter nicht fortgeführt werden, die Disaggregation von Freileitungen und Kabeln bei der Stromkreislänge MS aufgegeben, dafür die installierte dezentrale Erzeugerleistung disaggregiert wird, einige Parameter anders definiert werden (insbesondere bei der Leitungslänge MS nunmehr die Straßenbeleuchtung berücksichtigt wird) und die funktionale Form sowie der Normierungsparameter verändert werden. Das ist nicht ermessensfehlerhaft. Der Prüfstein für die „Richtigkeit“ der Ergebnisse des Effizienzvergleichs liegt nicht in einer mehr oder weniger großen Konstanz zu vorigen Modellen, sondern darin, dass das nach ingenieurwissenschaftlichen und statistischen Maßgaben entwickelte Modell am Ende zu signifikanten Ergebnissen kommt, für deren Überzeugungskraft ausschlaggebend ist, dass das Modell durch die möglichst weitgehende Übereinstimmung der Ergebnisse in den vier verschiedenen Betrachtungen unter Heranziehung der jeweils gleichen Output- und Strukturparameter, die (Rang-)Korrelationsbetrachtungen und die Second-Stage-Analysen gleichsam selbsttragend werden kann (vgl. Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 149), und eben daran – vgl. zu eben diesen Beurteilungskriterien für die Güte des Modells Gutachten S. 77 – hat sich auch die Beschwerdegegnerin orientiert. Entsprechend verfehlt ist demnach auch die Forderung der Beschwerdeführerin, „kleine“ Netzbetreiber müssten im Hinblick auf die Ausübung des ihnen zustehenden Wahlrechtes nach § 24 ARegV ihren Effizienzwert und die Höhe des gemittelten Effizienzwertes abschätzen können. Dahingestellt, dass die Beschwerdeführerin selbst tatsächlich keine Wahl hatte, sondern zwingend am Effizienzvergleich hat teilnehmen müssen (Bl. 214): Bei allem Verständnis für ein diesbezügliches wirtschaftliches Interesse kann eine derartige Abschätzbarkeit von Rechts, Verordnungs und Effizienzvergleichs wegen nicht gewährleistet werden. Gesetz und Verordnung geben den Schutz eines solchen Interesses nicht her, sondern sind, wie erörtert, auf die Entwicklung eines in der Synchronisation verschiedener Anforderungen möglichst „treffenden“ Vergleichs ausgerichtet. Eine Berechenbarkeit individueller Effizienzwerte ex ante kann der Effizienzvergleich daneben schon deshalb nicht leisten, weil er jeweils nur die relativen Effizienzen im Hinblick auf die aktuelle „Best-Practice“ ermittelt. Ein Netzbetreiber muss daher, auch wenn er Effizienzen abgebaut hat, immer damit rechnen, dass andere Netzbetreiber, womöglich auch der gewichtete Durchschnitt der Netzbetreiber, ihre Effizienz in stärkerem Maße erhöht haben als er. Entsprechend ist es auch bei identischer Modellierung ausgeschlossen, dass er auf der Grundlage des letzten Effizienzvergleiches den Effizienzwert, den er beim nächsten Effizienzvergleich erreichen wird, hinreichend abschätzen kann, und er kann auch nicht den gewichteten durchschnittlichen Effizienzwert beim nächsten Effizienzvergleich abschätzen (und nicht einmal, ob dieser ein höherer oder niedrigerer sein wird als zuletzt). Hinzu kommt, dass er wissen musste, dass, wie schon erörtert, die Ergebnisse der bisherigen Effizienzvergleiche aufgrund der unterdes aufgegebenen Vorgabe von Pflichtparametern verzerrt gewesen sein konnten. Aus all dem versteht sich, dass er (wenn er denn die Wahl hat) eine Entscheidung darüber, ob er am Effizienzvergleich teilnehmen will oder nicht, nicht gut anhand des letzten Effizienzvergleiches treffen kann, sondern danach treffen muss, ob nach seinem – für ihn aus seinen Jahresabschlüssen ersichtlichen – Verhalten im Hinblick auf die Veränderung seiner Aufwandsparameter eine mehr oder weniger gute Chance besteht, einen über dem als veränderlich einzukalkulierenden gewichteten Durchschnitt liegenden Effizienzwert zu erhalten. Dementsprechend lässt sich ein Rechtsverstoß nicht daraus herleiten, dass die auf der Grundlage des letzten Effizienzvergleichs gebildete Erwartung der Beschwerdeführerin eines Effizienzwerts von 99,11% enttäuscht worden ist. c) Als nicht durchgreifend erscheinen – ebenfalls am oben [II. 1. b) aa)] dargestellten materiell-rechtlichen Maßstab gemessen – des Weiteren die Einwände, die die Beschwerde unter dem Stichwort der mangelnden Berücksichtigung der Heterogenität gemäß § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV erhebt. Nach dieser Vorschrift soll durch die Auswahl der Vergleichsparameter die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. aa) Es ist bereits oben [zu II. 1. a) und b) aa)] ausgeführt worden, dass in dieser Bestimmung lediglich eine Anforderung an die Durchführung des Effizienzvergleichs gestellt wird, die neben einer Vielzahl weiterer Anforderungen steht. Schon die Ausgestaltung als Sollvorschrift und die einschränkende Formulierung „möglichst weitgehend“ trägt dem Umstand Rechnung, dass es insoweit Zielkonflikte gibt oder geben kann, die im Rahmen des Effizienzvergleiches abwägend gelöst oder jedenfalls entschärft werden müssen. Entsprechend ist der Verordnung (und auch deren Begründung) nicht zu entnehmen, dass die Heterogenität künftig deutlich mehr als bisher berücksichtigt werden müsse, auch nicht, dass (wie die Beschwerde will) ausgerechnet die präzisere Abbildung dieser Heterogenität die Kehrseite der Abschaffung der Pflichtparameter sein solle, und schließlich auch nicht, dass der Effizienzvergleich mit einer Herausarbeitung der strukturellen Unterschiede der Netzbetreiber einzusetzen habe. Als aktuelle und künftige Herausforderung wird (Verordnungsbegründung, BR-Drs. 296/16, S. 20) der steigende Anteil erneuerbarer Energien genannt, deren stärkere Berücksichtigung in der Verordnung dadurch zum Ausdruck kommt, dass § 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV in Nrn. 6 und 7 als mögliche Vergleichsparameter neu die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie und/oder die zugehörigen Maßnahmen einer volkswirtschaftlich effizienten Einbindung nennt. Die Abschaffung der Pflichtparameter reagiert, wie schon ausgeführt, nicht auf eine ungenügende Abbildung der Heterogenität, sondern auf die Verzerrungen, die auf ihrem teilweise zu stark wiederholenden Charakter beruhten. Und auch die Ermittlung der für den Effizienzvergleich am besten tauglichen Vergleichsparameter hat nicht notwendig von einer Analyse der optimalen Abbildung der Verschiedenheit der Versorgungsaufgaben auszugehen, sondern kann sinnvoll auch daran ansetzen, ausgehend von den wissenschaftlich langjährig anerkannten und auch in den bisherigen Regulierungsperioden herangezogenen Kostentreibern (Gutachten S. 29) zu ermitteln, mit welchen für alle Netzbetreiber möglichst übereinstimmend bedeutsamen Größen sich ihre je unterschiedlichen Versorgungsaufgaben (in den maßgeblichen Dimensionen Transport, Kapazitäts- und Dienstleistungsbereitstellung, vgl. Gutachten S. 59) aussagekräftig beschreiben lassen, und das ist namentlich dann sinnvoll, wenn in der schlechterdings nicht zu vernachlässigenden statistischen Perspektive ein Modell mit einer erheblichen Vielzahl von Variablen im Hinblick auf das Ziel einer relativen Ordnung der Effizienzen der Leistungserbringung fehlerträchtig und demgegenüber (vgl. Gutachten, ebd.) unverzerrte, konsistente und effiziente Schätzer und signifikante Parameter mit richtigem Vorzeichen vorzugswürdig sind. Am Ende zeigt denn auch – vgl. Gutachten S. 106 – die Validierung, etwa der Umstand, dass die vier Top-Peer-Unternehmen auf unterschiedlichsten Netzebenen (und insgesamt auf allen) tätig sind, dass die Heterogenität der Netzbetreiber im Ergebnis akzeptabel abgebildet worden ist. Es ist auch nicht zu erkennen, dass grundlegende Unterschiede wie etwa der zwischen Flächennetzbetreibern und Netzbetreibern im verdichteten städtischen Raum ungenügend berücksichtigt worden wären. Vielmehr zählen die Netzlängen auf verschiedenen Spannungsebenen zu den Vergleichsparametern, deren Verhältnis zu den Abnahmestellen – dies der charakteristische Unterschied zwischen Flächennetz und Stadtnetz – durch den Vergleichsparameter der Zählpunkte normiert wird. Dass es nicht (wie aber die Beschwerde wiederholt kritisiert) fehlsam ist, Modelle mit mehr als elf Parametern nicht näher in Betracht zu ziehen, ist bereits oben (zu II. 1. a) erörtert worden, und es muss als einigermaßen erstaunlich erscheinen, dass die Beschwerde ungeachtet des zuvor betonten angeblichen „Prinzips der Konstanz“ insoweit einer Modellierung das Wort redet, die bis zu 29 Parameter als „optimal“ ansehen will. Dass, wie die Beschwerde weiter vorbringt, die besondere kategoriale Berücksichtigung der Strukturen städtischer Verteilernetzbetreiber mit eigenen Hochspannungsnetzen [die Netzlänge HS ist berücksichtigt] und mehreren 110 KV-Umspannwerken, die technische Ausstattung der „Land-Umspannwerke“ und besondere Grundstücksituationen, die von Verteilernetzbetreibern betriebenen Netz- und Umspannebenen, die Integration von dezentralen Erzeugeranlagen [welche als solche wiederum berücksichtigt worden sind], der Umfang der Belieferung von Letztverbrauchern mit Rücksicht auf Industrieanlagen [berücksichtigt sind die Anzahl der Zählpunkte, daneben Kapazitäten und Erzeugungsleistungen] und Netze von Netzbetreibern, die sich aufgrund einer nach 2016 erfolgten Pacht im regulären Verfahren befänden und nur deshalb am Effizienzvergleich teilnähmen (womit die Beschwerdeführerin annehmbar sich selbst meint), erforderlich sei, muss als eine allzu sehr auf gerade ihre Interessen zugeschnittene Betrachtungsweise erscheinen, die es nicht ansatzweise unternimmt darzustellen, dass derartige (teils zusätzliche) Parameter oder entsprechend aggregierte Parameter (die, soweit sie nicht [wie hier mit Klammerzusätzen gekennzeichnet] mit verwendeten Parametern dem Grunde nach adressiert worden sind, der ARegV sämtlich fremd sind) insgesamt zu einem besseren Ergebnis (mit höherem Erklärungsgehalt) geführt hätte; dagegen spricht, was etwa die wiederholt angesprochenen Umspannstationen angeht, dass es sich insoweit (vgl. Gutachten S. 43 und 46) um einen stärker endogenen und daher weniger geeigneten Faktor handelt. Gleichermaßen uneingelöst bleibt die wiederholte Behauptung, die gegenüber den früheren Effizienzvergleichen reduzierte Anzahl von Vergleichsparametern führe zu einer Verzerrung, die mit einer höheren Anzahl von Parametern zu vermeiden gewesen wäre, ebenso die Behauptung, die der Beschwerdeführerin zugeschriebenen Ineffizienzen beruhten allein auf dem Wechsel des Modells (Bl. 262). Damit, dass sich im Vergleich der Effizienzvergleiche die Werte einzelner Netzbetreiber und/oder Netzbetreibergruppen verschlechtert (oder ungeachtet etwaiger Anstrengungen nur unterhalb der Erwartung verbessert haben, lässt sich nicht begründen, dass der jetzige Effizienzvergleich fehlerhaft sei; (mindestens) ebenso gut können die früheren Werte vergleichsweise unrichtig gewesen sein. Demgemäß lässt sich auch nicht mit dem Hinweis darauf, dass etwa städtische Netzbetreiber sich bei einer Disaggregation der Längen für MS-Kabel und-Freileitungen besser stünden, dartun, dass sie durch die Aggregation benachteiligt würden; dagegen spricht im Übrigen, dass, wie schon erwähnt, die Aggregation darauf beruht, dass (Gutachten S. 90) den Freileitungen eine nur eingeschränkte Signifikanz zukam, woraus folgt, dass der aus Sicht der Beschwerdeführerin wesentliche erklärende Kostentreiber der Erdkabel eben gerade berücksichtigt worden ist, und hinzu kommt, dass (vgl. Gutachten S. 68) die Aggregation hilft, eine Überspezifikation zu vermeiden. Das Nämliche gilt für ihre (nicht vorgelegte) Analyse der angeblichen Benachteiligung durch die Missachtung des „City-Effekts“ (Verhältnis von Zählpunkten zu Anschlüssen), dessen Signifikanz (vgl. dazu Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012,16 Kart 48/09, Rn. 132) die Beschwerde nicht darlegt; dagegen sprechen die Second Stage-Analysen des Gutachtens (S. 107ff.; s.a. S. 168 zu den erheblichen Nachteilen, zu denen die Ersetzung des Normierungsfaktors „Zählpunkte“ durch den [bisherigen] der „Anschlusspunkte“ führte). Einen Fehler des Effizienzvergleichs im Hinblick auf eine systematisch ungenügende Erfassung der Heterogenität der Versorgungsaufgabe vermag die Beschwerde auch nicht im Hinblick auf ihre Auseinandersetzung mit dem Parameter „Stromkreislänge NS mit Straßenbeleuchtung“ (korrekt: mit der Berücksichtigung der Länge der Straßenbeleuchtung im Rahmen des aggregierten Parameters “Net.length.all.ns“) darzutun. Es erscheint, wenn – wie zweifellos – die Netzlänge ein wesentlicher erklärender Parameter ist, im Ansatz nur plausibel, die Länge der Straßenbeleuchtung in den Fällen einzubeziehen, in denen der Netzbetreiber Eigentümer des Beleuchtungsnetzes ist, und in den Fällen nicht, in denen das nicht der Fall ist. Das Gutachten reagiert insoweit genau auf die von der Beschwerdeführerin angeführte Kritik des OLG Düsseldorf (Hinweisbeschluss vom 14. Juni 2017, VI-3 Kart 3/16, Anlage Bf 11), das beanstandet hatte, dass die auch beim zweiten Effizienzvergleich herangezogene Straßenbeleuchtung bei den Anschlusspunkten erfasst worden ist (und nicht etwa, wie die Beschwerde will, dass die Berücksichtigung der Straßenbeleuchtung als solche zu verzerrten Ergebnissen führe), und erfasst sie nunmehr (vgl. S. 87: „aufgrund analytischer Überlegungen im Zusammenhang mit Gerichtsverfahren zum EVS2“) bei den Netzlängen. Das führt (vgl. ebd.) zu einer höheren Korrelation von DEA- und SFA-Effizienzwerten, was für die Berücksichtigung spricht. Es ist mithin nichts dafür ersichtlich, dass in der derartigen Berücksichtigung der Straßenbeleuchtung ein systematischer Fehler läge, dies auch deshalb nicht, weil (vgl. Gutachten S. 45) die von der Beschwerdeführerin ins Feld geführte angeblich regelmäßig vorteilhafte erhöhte Anzahl von Zählpunkten auch mit Kosten, nämlich dem Aufwand durch Abrechnung je Anlage, verbunden ist; ein am o.g. Maßstab erheblicher Fehler lässt sich danach auch nicht mit den auf den Parameter bezogenen Second-Stage-Analysen der Beschwerdeführerin (Bl. 114f.) dartun (weshalb es auf die Erwiderung der Beschwerdegegnerin [Bl. 297f.] zur Unrichtigkeit der Datengrundlage insoweit nicht ankommt und entsprechend der Beschwerdeführerin auch der dazu beantragte Schriftsatznachlass nicht zu gewähren war). Erneut lässt sich die Rechtswidrigkeit des Vorgehens nicht damit begründen, dass konkret die Beschwerdeführerin (oder eine vergleichbare Gruppe von Netzbetreibern) sich bei einer andersartigen Auslegung des Modells besser gestanden hätte (wobei schon irritieren muss, dass sie bei kumulierter Korrektur all der von ihr gerügten Punkte, die sie in keine modellhafte Ordnung zu bringen vermag, als ein nachgerade supereffizientes Unternehmen, § 12a ARegV, aus dem Effizienzvergleich hervorgehen müsste, was sie aber selbst augenscheinlich nicht behaupten will und schon gar nicht plausibel macht). Das verkennt, dass das iterativ entwickelte Modell durch die als solche nicht in Frage gestellte Kongruenzen der Ordnung in allen vier Abrechnungsweisen gleichsam selbsttragend wird. Entsprechend muss die Beschwerdeführerin ebenso wie alle anderen Netzbetreiber auch mit der schon angesprochenen Zumutung leben, dass mittels ökonometrischen Vergleichs mit einer recht überschaubaren Anzahl von Größen die je unterschiedliche Wirklichkeit der historisch gänzlich unterschiedlich gewachsenen Netzbetreiber im Vergleich untereinander zutreffend abgebildet werden kann. d) Ohne Erfolg rügt die Beschwerde weiter die vermeintliche Rechtswidrigkeit der Durchführung der Ausreißeranalyse im Rahmen der DEA. Sie kann nicht damit durchdringen, dass statt des durchgeführten Banker-F-Tests der Wilcoxon signed-rank-Test zur Anwendung habe kommen müssen. Wie bereits eingangs [II. 1 b) bb)] dargestellt, kann bei der Überprüfung einzelner Schritte im Rahmen des Effizienzvergleichs nur geltend gemacht werden, dass die von der Beschwerde präferierte Vorgehensweise sich aus wissenschaftlicher Perspektive als eindeutig überlegen darstellt (Senat) bzw. das beanstandete Vorgehen aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar ist und eine andere Methode eindeutig als besser geeignet anzusehen ist (BGH). Das gelingt der Beschwerde nicht. Ihr ist zuzugeben, dass, wie sich aus dem Report von Oxera vom August 2018 (Validity of Bundesnetzagentur´s dominance test for outlier analysis under Data Envelopement Analysis) ergibt, die Anwendung des Banker-F-Tests einigen Bedenken begegnet. Das haben auch die Gutachter von sumicsid in ihrer Erwiderung (Outliers in DEA based regulatory benchmarking vom 10. Januar 2019, Anlage Bf 12) eingeräumt („we consider the four objections towards the F distribution raised by the Oxera note as valid“, Ziffer 3.20). Gleichwohl kommen sie (ebd.) dazu, dass der F-Test die beste, wenn auch nicht notwendig die ideale Alternative (zur Bemessung von Ausreißern) und außerdem mit Vorteilen verbunden sei, einschließlich der Konsistenz mit früheren Regulierungsentscheidungen. Entsprechend wird im Gutachten (S. 78f.) nach einem auf die Spezifikation der SFA angepassten Banker-F-Test die vorgebrachte Kritik nochmals erörtert. Der von der Beschwerdeführerin favorisierte Wilcoxon signed-rank-Test wird u.a. mit dem nachvollziehbaren (und jedenfalls vertretbaren) Argument abgelehnt, dass die Methode die Vorgabe eines Schwellenwertes voraussetzte, der je nachdem, wie er angesetzt werde, das Ergebnis beeinflusse. Das von Oxera vorgeschlagene Bootstrapping wird im Hinblick auf die problematische Unterstellung eines Schwellenwertes abgelehnt. Beide Verfahren führten ohne unzulässige Vorgabe eines Schwellenwertes zu einer übermäßigen Anzahl von Ausreißern. Zusammenfassend – erörtert wird auch noch der Kolmogorov-Smirnov-Test – sei aus theoretischer Sicht keine der diskutierten Möglichkeiten klar vorzuziehen. Die Beschwerde bringt nicht vor, dass diese Überlegungen wissenschaftlich unvertretbar seien. Es ist auch nicht zu erkennen, dass ein anderes Verfahren wissenschaftlich eindeutig überlegen sein sollte. Dem steht schon entgegen, dass Oxera, ein hoch renommiertes Institut, dessen sich regelmäßig etwa auch die EU-Kommission bedient, nicht den von der Beschwerdeführerin für überlegen erachteten Wilcoxon signed-rank-Test, sondern das Bootstrapping empfiehlt. Aus all dem kann man nur den Schluss ziehen, dass, ohne dass es ein eindeutig überlegenes Verfahren gäbe, eine Wahl zwischen verschiedenen Methoden zu treffen ist, die sämtlich ihre spezifischen Probleme haben. Dann kann die Anwendung des Banker-F-Tests nicht zu beanstanden sein, zumal für ihn, was der Beschwerde in diesem Zusammenhang gleichgültig zu sein scheint, der Gedanke der Kontinuität mit den früheren Effizienzvergleichen spricht. Der Vorwurf eines Verstoßes gegen das Gebot der Robustheit – innerhalb der nicht-parametrischen DEA-Methode sei ein parametrisches Testverfahren verwendet worden (dies einer der Einwände von Oxera) – liegt neben der Sache. Das Gebot betrifft, wie schon [oben II. 1. b) aa)] ausgeführt, ein völlig anderes Problem als das hier in Rede stehende, das eines der „richtigen“ Wahl der (Test-)Methode ist. Die von den Gutachtern getroffene Wahl stellt sich in der Tat (wie hier erörtert) als nicht unproblematisch dar, kann aber nach dem anzuwendenden Überprüfungsmaßstab nicht als durchgreifend fehlerhaft angesehen werden. e) Unberechtigt ist schließlich auch die Rüge eines Ermessensfehlgebrauchs des Verordnungsgebers bei der Änderung der Anlage 3 Nr. 4 ARegV. Dass im Rahmen der Durchführung der DEA nunmehr nicht mehr nicht-fallende Skalenerträge, sondern konstante Skalenerträge zu unterstellen sind (woran die Beschwerdegegnerin sich zwingend zu orientieren hat), ist von Rechts wegen nicht zu beanstanden. Die Vorgabe liegt im Rahmen des dem Verordnungsgeber zukommenden Ausgestaltungsermessens. Nach § 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG wird die Bundesregierung ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung nach den Absätzen 1 bis 5 und ihrer Durchführung zu regeln. Nach Satz 2 Nr. 7 können durch Rechtsverordnung nach Satz 1 u.a. nähere Anforderungen an die Zuverlässigkeit einer Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben gestellt werden. Besteht (wie unbestritten) eine wirksame gesetzliche Ermächtigung, liegt es im Grundsatz in der Entscheidungskompetenz des Verordnungsgebers, ob und wie er – im Rahmen der ihm erteilten Ermächtigung und sonstiger rechtlicher Vorgaben – die ihm zugewachsene Regelungskompetenz nutzt. Dabei muss er sich freilich davon leiten lassen, wie der Zweck der Ermächtigung am besten erfüllt wird (vgl. Maunz/Dürig/Remmert, GG, Kommentar, 90. EL Februar 2020, Art. 80 Rn. 119). Zum Effizienzvergleich enthält das Gesetz – in § 21 Abs. 5 EnWG – lediglich einige sehr allgemeine Vorgaben. Das Gesetz sieht vor, dass überhaupt ein Effizienzvergleich unternommen werden soll, der neben anderen Maßgaben die Effizienzvorgaben für eine Regulierungsperiode bestimmen soll. Spezifische Anforderungen an die Ausgestaltung des Effizienzvergleichs enthält das Gesetz nicht, lediglich die darauf bezogenen Aussagen, dass die Effizienzvorgaben so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein müssen, dass der betroffene Netzbetreiber oder die betroffene Gruppe von Netzbetreibern die Vorgaben unter Nutzung der ihm oder ihnen möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann (Satz 4), und daneben das bereits erörterte (und im vorliegenden Zusammenhang irrelevante) Robustheitsgebot (Satz 5). Angesichts dieser verhältnismäßig geringen Vorgaben (deren Zulässigkeit sich aus der Natur der Regelung eines komplexen, voraussetzungsreichen Sachverhalts rechtfertigt, vgl. Jarass-Pieroth, GG, Kommentar, Art. 80, Rn. 12, 12a) kommt dem Verordnungsgeber ein relativ weites Gestaltungsermessen zu. Soweit er sich bei der Ausgestaltung davon leiten lassen muss, wie der Zweck der Ermächtigung am besten ausgefüllt wird, kommt dabei zentral in den Blick, dass die Ziele des § 1 EnWG – eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas zu gewährleisten, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht – u.a. durch eine Regulierung der Netzbetreiber hin zu einer wettbewerbsanalogen Entgeltstruktur und -höhe erreicht werden soll, § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG, wobei dem Gebot genügt werden muss, dass die Parameter der ARegV in ihrer Gesamtwirkung der gesetzlichen Richtschnur des § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG (Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit) genügen. Nach Anlage 3 Nr. 4 ARegV a.F. wurden, wie die Beschwerde zutreffend darstellt, durch die Unterstellung (Vorgabe) nicht-fallender Skalenerträge tendenziell sog. Skalenineffizienzen bei kleineren Unternehmen nivelliert. Sie wurden dadurch methodisch nur mit anderen kleineren Unternehmen verglichen, was im Endeffekt (bemessen auf ihren Effizienzwert) verhinderte, dass sie als teilweise ineffizient deswegen beurteilt werden konnten, weil sie unterhalb ihrer optimalen Unternehmensgröße operierten und ohne weiteres die größeren Unternehmen möglichen Größenvorteile nicht realisieren konnten. Die Änderung hin zur Vorgabe konstanter Skalenerträge hat nunmehr zur Folge, dass auch kleinere Unternehmen einem allgemeinen Maßstab unterworfen werden, also alle am Effizienzvergleich teilnehmenden Unternehmen untereinander verglichen werden. Die Änderung der Anlage 3 Nr. 4 ARegV hat der Verordnungsgeber (BR-Drs. 296/16, S. 50) wie folgt begründet: Die Vorschrift regelt, dass zukünftig konstante Skalenerträge zu unterstellen sind. Durch diese Annahme wird die Effizienz aller Netzbetreiber, unabhängig von ihrer Größe, am effizienten Verhältnis von Input zu Output gemessen. Dieses Verhältnis ist für alle Netzbetreiber gleich, d. h. konstant. Somit gilt der Effizienzdruck, Kostensenkungspotenziale zu heben, für alle Netzbetreiber, unabhängig von ihrer Größe, gleichermaßen. Kleine Netzbetreiber, die mit der ursprünglichen Regelung geschützt werden sollten, nehmen aufgrund des vereinfachten Verfahrens nicht am Effizienzvergleich teil, wodurch die ursprüngliche Regelung ihren Zweck verfehlt. Die Verordnungsbegründung stellt der Sache nach eine Kurzfassung der Ausführungen im Evaluierungsbericht der Bundesnetzagentur nach § 33 ARegV für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vom 21. Januar 2015 dar, in dem es unter „2.4.2 Skalenerträge“ (S. 271f.) heißt: Hintergrund Derzeit wird bei Anwendung der DEA mit nicht-fallenden Skalenerträgen gerechnet. In Anlage 3 Nr. 4 ARegV ist festgeschrieben, dass „(B)ei der Durchführung einer DEA (…) nicht-fallende Skalenerträge zu unterstellen“ sind. Für die SFA wird durch die ARegV keine Vorgabe bezüglich der Skalenerträge gemacht. Die Anwendung nicht-fallender Skalenerträge dient vom Grundsatz her dem Schutz kleiner und kleinster Netzbetreiber. Es wird dabei unterstellt, dass diesen nur begrenzt Möglichkeiten für Übernahmen oder Netzwachstum zur Verfügung stehen, während die großen Betreiber Forderungen nach optimaler Skalengröße nachkommen können. Sie bewirkt bei der Effizienzwertermittlung mit Hilfe der DEA, dass sich die relativ kleinsten Unternehmen der Vergleichsgruppe nicht an den Input-Output-Relationen der übrigen (größeren) Unternehmen messen lassen müssen. Die Effizienzgrenze wird für diese Unternehmen aus der Gruppe der kleineren Unternehmen gebildet. Von diesen Unternehmen wird somit Effizienzdruck genommen. Auch können Netzbetreiber vor allem in Unternehmensverbünden durch Kooperationen zusätzliche Effizienzpotenziale heben. Kooperationen können auf betriebswirtschaftlicher Ebene demnach vergleichbare Kostensenkungspotenziale haben wie Fusionen oder Übernahmen. Aufgrund der Tatsache, dass der weitaus größte Teil der kleinen und kleinsten der Elektrizitäts- und Gasverteilernetzbetreiber am vereinfachten Verfahren gemäß § 24 ARegV teilnimmt, sind diese Netzbetreiber dem möglichen Effizienzdruck im Hinblick auf die Unternehmensgröße nicht ausgesetzt. Durch die Spezifikation der DEA mit nicht-fallenden Skalenerträgen greift der Schutzmechanismus jedoch immer - und zwar für die relativ kleinsten Netzbetreiber der am Effizienzvergleich beteiligten Netzbetreiber. Der ursprünglich für die Gruppe der sehr kleinen Netzbetreiber implementierte Schutzmechanismus wirkt nur als Abschwächung des Effizienzdrucks auf relativ kleine Netzbetreiber, die allerdings über ein beträchtliches Kosten- und Erlösvolumen verfügen. So wird in der Gruppe der Stromverteilernetzbetreiber das Ausmaß der Spezifikation nicht-fallender Skalenerträge besonders deutlich, da in der Gruppe derjenigen Netzbetreiber, die von der Spezifikation profitieren, der höchste Wert der dem Effizienzvergleich zugrunde gelegten Kosten (TOTEX) 781 Mio. Euro beträgt. Insgesamt profitieren 26 der am Effizienzvergleich teilnehmenden Stromverteilernetzbetreiber von dieser Spezifikation. Bei Anwendung der Spezifikation konstanter Skalenerträge würde sich deren Effizienzwert um durchschnittlich 3 %-Punkte verringern. Die maximale Verschlechterung betrüge 15 %- Punkte. Im Gasbereich wären 16 der am Effizienzvergleich teilnehmenden Gasverteilernetzbetreiber von einer Änderung betroffen. Für die Gruppe der Netzbetreiber, die bislang von der Spezifikation nicht-fallender Skalenerträge profitieren, würde die Effizienz bei Anwendung der Spezifikation konstanter Skalenerträge um durchschnittlich 1 %-Punkt sinken. Die maximale Verschlechterung betrüge dabei 12 %-Punkte. Daher besteht bei Beibehaltung des vereinfachten Verfahrens für sehr kleine und kleine Netzbetreiber keine Notwendigkeit, die Unternehmensgröße im Effizienzvergleich gesondert zu berücksichtigen. Stattdessen sollte die DEA mit der Spezifikation konstanter Skalenerträge durchgeführt werden. Dadurch, dass über die Spezifikation nicht-fallender Skalenerträge immer Netzbetreiber existieren, die hiervon profitieren, bedeutet eine Abkehr von dieser Spezifikation, dass sich diese Netzbetreiber bei einem Wechsel hin zur Spezifikation konstanter Skalenerträge verschlechtern. Umgekehrt existiert derzeit kein Netzbetreiber, der durch die Spezifikation nicht-fallender Skalenerträge benachteiligt ist und sich demnach durch eine Spezifikation konstanter Skalenerträge besserstellte. Dieses trifft auf die Stromverteilernetzbetreiber wie auch für die Gasverteilernetzbetreiber gleichermaßen zu. Empfehlung Zukünftig sollte im Rahmen der DEA-Modellierung mit der Spezifikation konstanter Skalenerträge gerechnet werden. Durch diese Spezifikation wird die Effizienz aller Netzbetreiber - unabhängig von ihrer Größe - am effizientesten Verhältnis von Input zu Output aller Netzbetreiber gemessen. Dieses Verhältnis ist für alle Netzbetreiber gleich (= konstant). Somit würde der Effizienzdruck, Kostensenkungspotenziale zu heben oder den Output zu erhöhen, für alle Netzbetreiber gleichermaßen gelten. Diese Erwägungen sind von Rechts wegen nicht zu beanstanden. Wenn, wie ausgeführt, der Maßstab für das Benchmarking der Netzbetreiber die Wettbewerbsanalogie ist, so ist es jedenfalls nicht unzulässig, für alle Netzbetreiber ungeachtet ihrer Größe den gleichen Maßstab anzulegen. Im Wettbewerb gibt es grundsätzlich keinen „Artenschutz“ für kleinere Unternehmen. Entgegen dem Verständnis der Beschwerde lässt sich dieser auch nicht daraus entnehmen, dass gemäß § 21 Abs. 5 Satz 1 EnWG bei den Effizienzvorgaben u.a. objektive strukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind. Größe ist kein exogener, die Versorgungsaufgabe äußerlich prägender Umstand, sondern ist durch den Netzbetreiber beeinflussbar, etwa durch Kooperation oder auch – wie namentlich in Schleswig-Holstein vielfach zu beobachten und auch und insbesondere bei der Beschwerdeführerin der Fall – durch die Vereinigung kleinerer Stadtwerke. Und vor dem Hintergrund, dass es dem Gesetz – was im Übrigen auch der Wettbewerb „um die Netze“, § 46 EnWG, zeigt – nicht um eine Perpetuierung bestehender Versorgungsunternehmen, sondern um eine effiziente und preisgünstige Versorgung der Allgemeinheit geht, kann es nicht ermessensfehlerhaft sein, den Effizienzdruck auf kleinere Netzbetreiber zu erhöhen. Der Sache nach nicht berechtigt ist von daher auch die Bewertung der Beschwerde, mit der Änderung gehe eine Benachteiligung kleinerer Netzbetreiber einher. Richtig ist vielmehr, dass umgekehrt unter der bisherigen Annahme nicht-fallender Skalenerträge die relativ kleinsten der am Effizienzvergleich teilnehmenden Netzbetreiber bevorzugt wurden (vgl. Sondergutachten der Monopolkommission gemäß § 62 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes vom 11. Oktober 2017, BT-Drs. 18/13680, Rn. 402). Und es ist – mag man auch die Entscheidung im Hinblick auf die erkennbaren Effekte als eine Form von „Strukturpolitik“ begreifen können (ein Verdikt, das die Entscheidung zur Beibehaltung der bisherigen Regelung gleichermaßen träfe) – von Rechts wegen nicht zu beanstanden, wenn diese Bevorzugung mit Rücksicht darauf revidiert wird, dass davon – vgl. den Bericht der Bundesnetzagentur – auch eine nicht unerhebliche Anzahl von nur relativ kleineren Netzbetreibern profitiert, die über ein beträchtliches Kosten- und Erlösvolumen verfügen und tatsächlich der Anteil kleiner und kleinster Unternehmen am Effizienzvergleich gering ist (in eben diesem Sinne auch Monopolkommission, a.a.O.). Das alles gilt umso mehr für die Beschwerdeführerin, die kein kleiner und schon gar kein „kleinster“ Netzbetreiber ist, sondern unterdessen so groß, dass sie am Regelverfahren teilnehmen muss. Die Beschwerde vermag auch nicht mit Hinweis darauf durchzudringen, dass nach § 21 a Abs. 5 Satz 4 EnWG (ein, wie oben ausgeführt, allerdings beachtlicher Gesichtspunkt) die Effizienzvorgaben so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein müssen, dass der betroffene Netzbetreiber die Vorgaben unter Nutzung der ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann. Dass der Beschwerdeführerin das bei einem ihr zugemuteten Effizienzwert von 95,01 % nicht möglich sein sollte, ist nicht feststellbar; die Beschwerde trägt dazu – insbesondere zu den bisher unternommenen Maßnahmen und der Erreichung von Grenzen – auch nicht ansatzweise vor. Und das ist bei einem Absinken der Erlösobergrenzen von v € (2019) auf w € (2023), die der Beschwerdeführerin eine Reduzierung ihrer Erlöse um x € in vier Jahren, also durchschnittlich y € im Jahr, entsprechend rd. 0,75%, abverlangt, auch beim besten Willen nicht anzunehmen. Die Verordnungsänderung stellt des Weiteren auch keinen unzulässigen Eingriff in das Wahlrecht kleinerer Netzbetreiber dar, entweder am Effizienzvergleich oder aber am vereinfachten Verfahren teilzunehmen. Das Wahlrecht besteht für sie nach wie vor. Es ist ihnen bei Teilnahme am Effizienzvergleich lediglich eine tendenzielle Begünstigung im Rahmen der Bemessung ihres Effizienzwertes nach der DEA „genommen“ worden. Das haben sie, bevor sie die Entscheidung zu treffen hatten, ebenso der Verordnung entnehmen können wie den Umstand, dass sie mit der Anlegung anderer Vergleichsparameter zu rechnen hatten. Ihre Chancen bei der Betrachtung nach der SFA, aus der seit jeher die Netzbetreiber ganz überwiegend – und auch hier die Beschwerdeführerin – ihren Bestwert erhalten, sind von der hier in Rede stehenden Verordnungsänderung ohnehin gänzlich unberührt. Nicht recht verständlich ist schließlich der Vorhalt der Beschwerdeführerin, der Verordnungsgeber habe anstelle der Änderung der Beschwerdegegnerin die Ermittlung der Skalenerträge überlassen müssen oder sollen. Das hätte ersichtlich zu nichts anderem geführt. Initiatorin der Verordnungsänderung ist – wie gezeigt – die Bundesnetzagentur, also die hiesige Beschwerdeführerin, gewesen, die sich damit gegen die Widerstände aus Teilen der Netzwirtschaft durchgesetzt hat. Die Ausgestaltung an diesem Punkt ihr zu überlassen, hätte daher ersichtlich zu dem genau gleichen Ergebnis geführt, und dieses wäre – wie gezeigt – nicht ermessensfehlerhaft gewesen. 2. Bestimmung des Kapitalkostenabzugs In diesem Punkt hat die Beschwerde ebenfalls keinen Erfolg. Die Beschwerdegegnerin hat im Rahmen der Erhaltung des sog. Sockeleffektes die Beträge für Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse konstant halten dürfen, § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV. Das hat der Senat bereits mit Beschluss vom 26. September 2019 (53 Kart 4/18 Rn. 114ff.) entschieden und wie folgt begründet: „Nach § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV ist § 6 Abs. 3 ARegV für die Dauer der dritten Regulierungsperiode nicht anzuwenden auf Kapitalkosten aus Investitionen von Verteilernetzbetreibern in betriebsnotwendige Anlagegüter, die im Zeitraum vom 1. Januar 2007 bis einschließlich 31. Dezember 2016 erstmals aktiviert wurden. § 6 Abs. 3 Satz 1 ARegV sieht vor, dass die Regulierungsbehörde vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der nachfolgenden Regelungen ermittelt. Satz 2 definiert als Kapitalkosten die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Nach Satz 3 und 4 ergibt sich der jährliche Abzug aus den im Ausgangsniveau enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten in den jeweiligen Folgejahren, die unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der Anlagegüter sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der darauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt werden. Bei der Regelung des § 34 Abs. 5 ARegV handelt es sich um eine Übergangsbestimmung, die auf die Ablösung des bisherigen Erweiterungsfaktors (§ 10 ARegV) durch den Kapitalkostenaufschlag und -abzug (§§ 10a, 6 Abs. 3 ARegV) reagiert. Beide Instrumente betrafen/betreffen Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter. Ursprünglich (und noch geltend für die zweite Regulierungsperiode) sollte die Erlösobergrenze nach Maßgabe einer prozentualen Erweiterung der Versorgungsaufgabe heraufgesetzt werden können. Das wurde verbreitet zum einen als zu ungenau empfunden, weil die Orientierung an der Versorgungsaufgabe – je nach den realen Investitionskosten – im Ergebnis sowohl zu Unter- als auch zu Überdeckungen führen konnte, zum anderen als im Hinblick auf die Amortisationsdauer zu langsam (sog. negativer Sockeleffekt), letzteres ungeachtet des Umstandes, dass die zeitverzögerte Berücksichtigung der Investitionen über den Erweiterungsfaktor teilweise dadurch kompensiert worden ist, dass der mit dem Basisjahr zugrunde gelegte Wert des Anlagevermögens (der sich tatsächlich alljährlich mit der Alterung der Anlagen vermindert) über die gesamte Regulierungsperiode konstant angesetzt wurde, was zu vergleichsweise zu hohen Kosten und zu vergleichsweise zu hoher Verzinsung führte (sog. positiver Sockeleffekt). Aus diesen Gründen sieht das ab der dritten Regulierungsperiode geltende System des Kapitalkostenaufschlags und -abzugs ein schnelleres „Nachfahren“ der nunmehr konkreten Investitionskosten (mit Auswirkungen auch auf die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung), aber auch ein schnelleres Nachfahren der Abschreibungen (ebenfalls mit Auswirkungen auf die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung) vor. Ein Problem dieses Übergangs war, dass die Investitionskosten mindestens für das Jahr 2017 und die zweite Jahreshälfte 2016 unberücksichtigt blieben. Für diese konnte, da der Antrag auf Anpassung der Erlösobergrenze bis zum 30. Juni eines Jahres mit Wirkung zum 1. Januar des Folgejahres gestellt werden musste (§ 4 Abs. 4 Nr. 1 ARegV), ein Antrag auf Berücksichtigung eines Erweiterungsfaktors nicht mehr gestellt werden, und die Kosten konnten auch nicht im neuen Kapitalkostenaufschlag berücksichtigt werden, der sich verständigerweise allein auf die Investitionskosten ab der dritten Regulierungsperiode bezieht und also nur die dem Jahr 2018 (und dann später den Folgejahren) anteilig zuzuordnenden Kapitalkosten betrifft (vgl. zu letzterem Senat, Beschluss vom 15. November 2018, 53 Kart 7/17; ebenso OLG Düsseldorf, Beschluss vom 7. März 2019, VI-3 Kart 121/17, RdE 2019, 292, und OLG Düsseldorf, Beschluss vom 7. März 2019, VI-5 Kart 49/18, RdE 2019, 305). Auf dieses Problem hat der Verordnungsgeber mit der Übergangsregelung des § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV reagiert. In der Verordnungsbegründung (BR-Drs. 296/16, S. 49) heißt es dazu: Absatz 5 enthält eine Übergangsregelung für die vorübergehende Beibehaltung des bisherigen positiven Sockeleffekts für Investitionen in die Strom- bzw. Gasverteilernetze. Die Regelung soll den Systemübergang für Investitionen aus den ersten beiden Regulierungsperioden erleichtern. Grundsätzlich ist die Refinanzierung dieser Investitionen über die Erlösobergrenzenbudgets und deren Anpassungen in den ersten beiden Regulierungsperioden sowie die künftige Anerkennung der Kapitalkosten gesichert, sodass aus dem Systemwechsel grundsätzlich kein weiterer Anspruch auf einen Fortbestand eines positiven Sockels folgt. Um dennoch individuelle Härtefälle zu vermeiden, wird der Sockeleffekt für eine Regulierungsperiode beibehalten. Die auf die genannten Anlagegüter und den genannten Zeitraum begrenzte Gewährung eines Übergangssockels stellt einen Ausgleich zwischen den möglichen Renditeeinbußen einzelner Netzbetreiber durch den Systemwechsel und den Interessen der Netzkunden dar. Danach soll das Problem, dass ein Teil der Kapitalkosten 2016 und 2017 gleichsam "durch den Rost fällt", dadurch kompensiert werden, dass der Netzbetreiber für die Neuinvestitionen seit Beginn der Anreizregulierung (konkret: für Investitionen aus einem 10-Jahres-Zeitraum) für die Dauer der dritten Regulierungsperiode vom Kapitalkostenabzug in bestimmtem Umfang verschont bleibt. Wenn vor diesem Hintergrund § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV wörtlich bestimmt, dass § 6 Abs. 3 ARegV auf Kapitalkosten aus Investitionen in (verkürzt) "Neuanlagen" nicht anzuwenden ist, weil nach Sinn und Zweck insoweit der positive Sockeleffekt zeitweilig beibehalten werden soll, so spricht das dafür, dass der gesamte Funktionsmechanismus des Kapitalkostenabzugs ausgesetzt werden soll, d. h. die an sich niedriger fortzuführenden Kapitalkosten insgesamt eingefroren werden sollen, was dann nicht nur die Investitionskosten, sondern eben auch die Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse betrifft. Das ist auch sachlich schlüssiger, weil Netzanschlusskosten und Baukostenzuschüsse als negative Kapitalkosten verstanden werden können, da sie kostenmindernde Erlöse sind, die mit dem Netzausbau und also mit Investitionen in sachlichem Zusammenhang stehen (letzteres ungeachtet des Umstandes, dass sich Baukostenzuschüsse nicht streng nach konkreten Investitionskosten bemessen, sondern abstrakt nach dem Maß der vom Anschlussnehmer geforderten Anschlussleistung berechnet werden).“ Daran hält der Senat ungeachtet der unterdessen davon abweichenden Entscheidung des OLG Düsseldorf (etwa Beschluss vom 1. Juli 2020, 3 Kart 813/19) fest. Dort wird argumentiert, die Übergangsvorschrift („Kapitalkosten nach § 6 Abs. 3 ARegV“) beziehe sich nicht (notwendig) auch auf die in § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV angeführten Abzugspositionen, weil die in Satz 4 angeordneten Bestimmungen über die Ermittlungen der Kapitalkosten, die (nur auch) den Abzug vorschreiben, sinnerhaltend aus der Verweisung durch die Übergangsvorschrift gar nicht hätten herausgenommen werden können. Der Aussetzungsbefehl betreffe allein die Kapitalkosten nach § 6 Abs. 3 Satz 2 ARegV; seine Erstreckung auf Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge sei nicht geboten. Die Kapitalkosten würden eigenständig und nicht nach Maßgabe der §§ 5 bis 8 GasNEV/StromNEV bestimmt und könnten daher nicht als „negative Kapitalkosten“ begriffen werden. Auch die Normhistorie ergebe keine Fixierung dieser Positionen; eine ausdrückliche Aussage in den Materialien fehle schon deswegen, weil die Verordnungsbegründung vor der nachträglichen Einfügung des Abzugs der Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge in § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV verfasst worden sei. Die Fixierung lasse sich auch nicht aus systematischen Erwägungen ableiten; es handele sich um eine Ausnahmeregelung im Sinne eines pauschalen Härtefallausgleichs, deren Anwendung und Reichweite nicht von der Binnensystematik des Kapitalkostenabgleichs abhingen, weswegen Anwendungsfragen nicht durch den systematischen Gedanken einer Harmonisierung angeleitet werden könnten. Die Übergangsregelung stelle vielmehr eine bewusste Abkehr von der periodenbezogenen Abgrenzung und damit einen Systembruch dar. Der Konzeption der Regelung und insbesondere der intendierten Begünstigungswirkung entspreche es, das Absinken der Restwerte im Kapitalkostenabzug bereits in der dritten Regulierungsperiode zu berücksichtigen, obwohl die sinkenden Restbuchwerte nicht berücksichtigt würden. Eine Fixierung, die zu einem höheren Kapitalkostenabzug und damit zu einem belastenden Effekt führe, widerspreche der mit der Schaffung des Übergangssockels durch Aussetzung des Kapitalkostenabzugs verfolgten Absicht. Das überzeugt den Senat nicht. Vielmehr spricht der Wortlaut – § 6 Abs. 3 ist für die Dauer der dritten Regulierungsperiode nicht anzuwenden auf Kapitalkosten in (verkürzt) Neuanlagen – dafür, dass der in § 6 Abs. 3 ARegV geregelte Kapitalkostenabzug in dem bestimmten sachlichen Umfang insgesamt ausgesetzt werden soll. Dann erfasst er auch die in § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV genannten Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge, die – eben deshalb werden sie ohne Rücksicht auf §§ 5 bis 8 GasNEV/StromNEV im Rahmen des Kapitalkostenabzugs nach § 6 Abs. 3 ARegV eingestellt – der Sache nach gegenzurechnende kostenmindernde Erlöse sind. Ihr Einfrieren entspricht daher der ökonomischen „Logik“, um deren Umsetzung sich die energieregulatorischen Verordnungsvorschriften bemühen, was allerdings – wie die zahlreichen „Klarstellungen“, die sie seit ihrer Einführung im Jahre 2005 erfahren haben, zeigen – oftmals nicht gänzlich befriedigend gelingt, weil bestimmte Implikationen und Folgeprobleme (oder auch nur Interpretationsmöglichkeiten) in dem von ökonomischen Inputs geleiteten Verordnungsgebungsprozesses nicht vollständig gesehen worden sind. Wenn – was das OLG Düsseldorf betont – die Verordnungsbegründung vor der Einfügung von § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV verfasst worden ist (und sich demgemäß zur Behandlung der Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge nicht verhält), leuchtet nicht ein, wie man aus der (unzweifelhaften) Funktion eines Härtefallausgleichs allein dazu sollte gelangen können, dass mit dem durch § 34 Abs. 5 Satz 1 ARegV angeordneten Ausgleich entgegen der in § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV zum Ausdruck gekommenen ökonomischen Logik eine „Begünstigungswirkung“ dahin „intendiert“ (gewesen) wäre, „das Absinken der Restwerte im Kapitalkostenabzug (übergangsweise) zu berücksichtigen“. Das lässt sich auch nicht gut damit begründen, dass dadurch der den Netzbetreibern gewährte Vorteil geringer ausfällt; denn, dass das nicht und stattdessen die Einrechnung eines um das jeweilige Absinken der Restbuchwerte alljährlich erhöhter Betrag die Absicht des Verordnungsgebers gewesen wäre, lässt sich weder der Verordnungsbegründung noch den Vorschriften entnehmen. Vielmehr liegt nahe, dass bei der sachlich, weil ökonomisch, nur allzu vernünftigen späteren Einfügung der Baukostenzuschüsse und Netzanschlussbeiträge in die Bemessung des Kapitalkostenabzugs in § 6 Abs. 3 Satz 4 ARegV die systematische Implikation für die genaue Höhe des beizubehaltenden Sockelbetrags nicht gesehen worden ist. Die Annahme, dass der Verordnungsgeber gesehen und gewollt habe, dass der übergangsweise beizubehaltende sog. positive Sockel zur Vermeidung individueller Härtefälle allein unter Abschmelzung der Abzugspositionen hätte gerechnet werden sollen, erscheint als rein spekulativ; wenn man sich darauf überhaupt einlassen wollte, so sprechen der Satz in der Verordnungsbegründung, dass aus dem Systemwechsel grundsätzlich kein weiterer Anspruch auf einen Fortbestand eines positiven Sockels folgt, und die Erwägung, dass es nur um die Vermeidung etwaiger individueller Härtefälle gehen soll, eher dafür, dass der beibehaltene Sockelbetrag tendenziell begrenzt bleiben soll. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. Der Senat lässt umfassend die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof zu. Die Fragen, die den Effizienzvergleich betreffen, haben grundsätzliche Bedeutung, § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG. Was die Behandlung der Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge im „eingefrorenen“ Kapitalkostenabzug angeht, ist die Zulassung ob der abweichenden Beurteilung durch das OLG Düsseldorf zur Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung, § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG, geboten. Berichtigungsbeschluss vom 23. Februar 2021 Tenor: Auf den Tatbestandsberichtigungsantrag der Beschwerdeführerin vom 16. Februar 2021 wird der Beschluss des Senats vom 1. Februar 2021 wie folgt berichtigt: Der letzte Satz im 1. Absatz auf S. 33 wird wie folgt gefasst: „Das Nämliche gilt für ihre Analyse der angeblichen Benachteiligung durch die Missachtung des „City-Effekts“ (Verhältnis von Zählpunkten zu Anschlüssen), dessen Signifikanz (vgl. dazu Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012,16 Kart 48/09, Rn. 131) die Beschwerde nicht darlegt; dagegen sprechen die Second Stage-Analysen des Gutachtens (S. 107ff.; s.a. S. 168 zu den erheblichen Nachteilen, zu denen die Ersetzung des Normierungsfaktors „Zählpunkte“ durch den [bisherigen] der „Anschlusspunkte“ führte).“ Im Übrigen wird der Antrag zurückgewiesen. Gründe: Der Tatbestandsberichtigungsantrag der Beschwerdeführerin hat nur sehr teilweise Erfolg, § 119 Abs. 1 VwGO. 1. Die beanstandete Wendung auf S. 32 des Beschlusses, dass die Beschwerde ungeachtet des zuvor betonten angeblichen „Prinzips der Konstanz“ insoweit einer Modellierung das Wort redet, die bis zu 29 Parameter als „optimal“ ansehen will“, ist nicht tatsächlich unrichtig. Ausweislich des Tatbestands des Beschlusses (S. 7), den sie nicht angreift, hat die Beschwerdeführerin vorgetragen, die Stellungnahme der Verbände zum Gutachtenentwurf sei dazu gekommen, dass die optimale Anzahl an Parametern zwischen 13 und 29 Variablen liege (Bl. 254). Das entspricht dem Vortrag der Beschwerde an der angegebenen Stelle (Schriftsatz vom 24. November 2020, S. 21), an der es ausdrücklich heißt, die Beschwerdeführerin mache sich dies für das hiesige Beschwerdeverfahren zu eigen. 2. Die Wendung auf S. 33 des Beschlusses, „Das Nämliche gilt für ihre (nicht vorgelegte) Analyse der angeblichen Benachteiligung durch die Missachtung des „City-Effekts“ (Verhältnis von Zählpunkten zu Anschlüssen), dessen Signifikanz (vgl. dazu Senat, Beschluss vom 12. Januar 2012, 16 Kart 48/09, Rn. 132) die Beschwerde nicht darlegt; dagegen sprechen die Second Stage-Analysen des Gutachtens (S. 107ff.; s.a. S. 168 zu den erheblichen Nachteilen, zu denen die Ersetzung des Normierungsfaktors „Zählpunkte“ durch den [bisherigen] der „Anschlusspunkte“ führte). (beanstandete Passagen vom Senat fett hervorgehoben), ist teilweise unrichtig. Tatsächlich hat die Beschwerdeführerin eine Analyse des Cityeffekts vorgelegt (Anlage Bf. 10, S. 23); insoweit ist eine Berichtigung angezeigt. Nicht zu berichtigen ist allerdings die weiter beanstandete Wendung. Die Frage, ob ein bedeutsamer „City-Effekt“ und in der Folge ein (an dem in dem Beschluss dargestellten Prüfungsmaßstab gemessen) durchgreifender Fehler dargetan ist, ist keine tatsächliche Frage, sondern eine Wertungsfrage, die einer Tatbestandsberichtigung nicht zugänglich ist. Nur ergänzend merkt der Senat an, dass in Anbetracht des Umstandes, dass in der Anlage BF 10 ein signifikanter City-Effekt nur für die DEA TOTEX angegeben wird und daraus nicht mehr abgeleitet wird, als dass dieser Effekt die Effizienz bestimmter Netzbetreiber zu mindern scheine, auch nicht eben auf der Hand liegt, dass diese Wertung unrichtig wäre. Von Amts wegen nach § 118 Abs. 1 VwGO zu berichtigen ist indes die ebd. angegebene Fundstelle, die einen Schreibfehler aufweist (Rn. 131, nicht 132). Aus dem argumentativen Zusammenhang des umfangreichen (von S. 31 bis 33 reichenden) Absatzes ergibt sich, dass die Kritik der Beschwerdeführerin am Vorgehen des Gutachtens nach Meinung des Senats in erster Linie deshalb fehlgeht, weil sie kein besseres Modell aufzuweisen vermag. Daher hat der Senat an dieser Stelle auf die Rn. 131 des genannten Beschlusses vom 12. Januar 2016 Bezug nehmen wollen. Die Rn. 132 betrifft eine Kritik der Inkonsistenz wegen unterschiedlichen Vorgehens bei den Effizienzvergleichen Strom und Gas, um die es vorliegend nicht geht. 3. Die Wendung auf S. 34, […] „(weshalb es auf die Erwiderung der Beschwerdegegnerin [Bl. 297f.] zur Unrichtigkeit der Datengrundlage insoweit nicht ankommt und entsprechend der Beschwerdeführerin auch der dazu beantragte Schriftsatznachlass nicht zu gewähren war).“ ist, was das beanstandete Wort „dazu“ angeht, nicht unrichtig. Aus dem Zusammenhang ergibt sich, dass der Senat aus den angegebenen Gründen der Auffassung war, dass der Beschwerdeführerin kein Schriftsatznachlass zur Frage der Unrichtigkeit der Datengrundlage – eben dazu – zu gewähren war. Damit wird nicht ausgesagt, dass sie nur dazu Schriftsatznachlass beantragt hätte; das Gegenteil ergibt sich aus dem Protokoll vom 1. Februar 2021 (S. 2, Bl. 300). 4. Die Beschwerdeführerin kann auch nicht verlangen, dass in den Beschluss aufgenommen werde, dass sie für verschiedene Fragen Sachverständigengutachten angeboten hat. Auslassungen liegen nicht vor, soweit das Vorbringen nicht in den nur knapp zu fassenden Tatbestand aufzunehmen ist, § 117 Abs. 3 VwGO. Es ist in der forensischen Praxis – auch in energiewirtschaftlichen Verwaltungsverfahren – vollkommen unüblich, im Tatbestand, der das wesentliche sachliche Vorbringen der Beteiligten zusammenfassen soll, Beweisangebote wiederzugeben. Deren „Auslassung“ besagt dementsprechend nicht, dass es solche nicht gegeben habe.