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Reine Gasnetzbetreiber Mittel 3 Jahre Mittel 5 Jahre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
(insgesamt 8) (2006-2008) (2004-2008)
Mittelwert 0.24 0.23 0.25 0.25 0.24 0.28 0.45 0.46 0.42 0.35 0.41 0.39
Median 0.23 0.26 0.27 0.29 0.20 0.30 0.47 0.40 0.43 0.37 0.40 0.39
Standardabweichung 0.15 0.09 0.07 0.16 0.14 0.09 0.13 0.16 0.12 0.11 0.13 0.12
F-Test* 68.1% 83.1% 56.1% 75.0% 32.1%
t-Test* 96.6% 45.5% 54.4% 77.6% 34.5%
Gas- und Stromnetz- Mittel 3 Jahre Mittel 5 Jahre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
betreiber (insgesamt 1) (2006-2008) (2004-2008)
Mittelwert 0.61 0.68 0.50 0.32 0.31 0.31 0.38 0.44 0.47 0.43 0.44 0.40
Median 0.61 0.68 0.50 0.32 0.31 0.31 0.38 0.44 0.47 0.43 0.44 0.40
*Irrtumswahrscheinlichkeit
Quelle: Frontier (2008), S.63.
Der Wert für 2008 von 32,1% besagt, dass man mit einer Wahrscheinlichkeit von 32,1% einen
Fehler begehen würde, wenn man annimmt, Strom- und Gasnetzbetreiber entstammen hinsicht-
lich ihres Risikos einer unterschiedlichen Grundgesamtheit und folglich ihr Risikofaktor zu diffe-
renzieren wäre. Der F-Test liefert damit keinen Hinweis auf Unterschiede zwischen Strom- und
Gasnetzbetreibern. Für derartige Tests gilt allgemein, dass eine Irrtumswahrscheinlichkeit von
bis zu 5% – wie bereits erwähnt – noch akzeptabel ist. Ein Wert von 32,1% stellt damit ein star-
kes Indiz dafür dar, dass es nicht richtig ist, die Schätzwerte für den Risikofaktor für Strom- und
Gasnetzbetreiber zu differenzieren. Auch der t-Test liefert keinen Hinweis auf Unterschiede zwi-
schen Strom- und Gasnetzbetreibern. Der Wert für die Irrtumswahrscheinlichkeit von 34,5% für
das Jahr 2008 besagt, dass man mit einer Wahrscheinlichkeit von 34,5% einen Irrtum begeht,
wenn man behauptet, dass der Mittelwert der Schätzwerte für den Risikofaktor sich für Strom-
und Gasnetzbetreiber unterscheidet. Analog zum F-Test stellt dies ein Indiz dafür dar, dass es
nicht sinnvoll erscheint, die Schätzwerte für den Risikofaktor für Strom- und Gasnetzbetreiber zu
differenzieren.
b. Qualitative Analyse von Risikodifferenzen
Sämtliche von der Beschlusskammer untersuchten Risiken weisen keine Unterschiede zwischen
Gas- und Stromnetzbetreibern auf. Die qualitative Analyse bestätigt somit das Ergebnis der
quantitativen Analyse, dass sich kein signifikant höheres Risiko für Gasnetzbetreiber erkennen
lässt. Zu den bei der qualitativen Analyse untersuchten Risken gehören das Auslastungs-, das
Substitutions-, das Markteintritts-, das Preis- und das regulatorische Risiko. Eine Betrachtung
des allgemeinen unternehmerischen Wagnisses erfolgt dabei nicht, da die Existenz eines sol-
chen vorausgesetzt werden kann und der unternehmerischen Tätigkeit immanent ist.
Allein aus der Tatsache, dass für Gasnetzbetreiber und Stromnetzbetreiber jeweils eine Netz-
entgeltverordnung existiert, leitet die Beschlusskammer keine notwendige Differenzierung zwi-
schen Strom- und Gasnetzbetreibern ab. Der Wortlaut der § 7 Abs. 5 GasNEV und StromNEV
ist identisch. In beiden Fällen gelten die gleichen Maßstäbe für die Ermittlung des Zuschlags zur
Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmersicher Wagnisse. Auch den Begründungen zur
GasNEV56 und StromNEV57 lassen sich keine Anhaltspunkte für eine Differenzierung entneh-
56
BR-Drucks. 247/05
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men. Die beim Betrieb von Energieversorgungsnetzen auftretenden Schadensszenarien geben
aus Sicht der Beschlusskammer keinen Anlass zur Differenzierung zwischen Strom- und Gas-
versorgungsnetzen. Dem vorgetragenen Argument, dass der Betrieb von Gasverteilernetzen
erhöhten Schadensszenarien im Vergleich zum Betrieb von Elektrizitätsverteilernetzen ausge-
setzt sei, kann die Beschlusskammer nicht folgen, da auch der Betrieb von Elektrizitätsversor-
gungsnetzen nicht frei von Schadensszenarien ist.
i. Keine Unterschiede im Substitutionsrisiko
Unterschiede im Substitutionsrisiko zwischen Strom- und Gasnetzbetreibern sind insbesondere
mit Blick auf die Geltungsdauer der vorliegenden Festlegung für die Beschlusskammer nicht
ersichtlich.
Das Substitutionsrisiko ist in der Vergangenheit vor allem mit Blick auf Gasversorgungsunter-
nehmen auf dem Wärmemarkt betrachtet worden.58 In dem jüngsten Urteil zu dieser Thematik59
wird nicht bezweifelt, dass generell Substitutionsbeziehungen zwischen den verschiedenen
Wärmeenergieträgern wie Erdgas, Elektrizität, Fernwärme und Öl bestehen. Diese Konkurrenz
der Energieträger führt jedoch nicht zu einem hinreichenden Wettbewerb. Entgegen der Ansicht
der Gasversorgungsunternehmen und Gasnetzbetreiber stellt das Gericht fest, dass auf dem
Endkundenmarkt Nachfrager für die Belieferung mit Gas wegen der in die Heizungsanlagen ge-
tätigten hohen Investitionen keine echte Alternative haben, zu einem anderen Energieträger zu
wechseln.60 Aufgrund der fehlenden Bezugsalternativen seien die verschiedenen Formen der
Wärmeenergie in der Regel gerade nicht gegeneinander austauschbar.61 Anders als in einigen
Stellungnahmen angeführt, spricht auch nicht das Urteil des BGH aus dem Jahre 200762 dage-
gen, da in ihm die Frage eines auf dem Wärmemarkt bestehenden Substitutionswettbewerbs
ausschließlich im Zusammenhang mit einer entsprechenden Anwendung der in § 315 BGB nor-
mierten Billigkeitskontrolle auf einen vereinbarte Gastarif erörtert und im Übrigen klargestellt
wird, dass der Wechsel zu einer anderen Energieart wegen der damit verbundenen Kosten für
Nachfrager unter Umständen keine echte Alternative darstelle.63 Damit erteilen die Gerichte
auch dem Argument der Gaswirtschaft eine Absage, für sie bestehe ein höheres Risiko, Kunden
an konkurrierende Energieträger wie Heizöl, Strom, Kohle, Fernwärme und regenerative Ener-
gieträger zu verlieren, was sich in einer geringeren Auslastung der Gasleitungen, stranded in-
vestments und dem Nichterreichen des Erschließungsgrades von 100% wie im Strombereich
sowie der Nichtdurchsetzbarkeit der genehmigten Netzentgelte widerspiegele. Nicht auszu-
schließen ist, dass LNG (Liquified Natural Gas) in Zukunft auch in Deutschland eine Rolle spie-
len könnte, zumindest für die erste Regulierungsperiode ist eine ernstzunehmende Konkurrenz
zum leitungsgebundenen Gas jedoch nicht absehbar, so dass sich auch daraus keine höheren
Risiken für Gasnetzbetreiber ergeben.
Nach Ansicht der Beschlusskammer ist daher der Substitutionswettbewerb auch für Gasnetz-
betreiber zu verneinen. Sie geht dabei wie das Bundeskartellamt aufgrund der mittelfristig hohen
57
BR-Drucks. 245/05
58
u.a. BGH, Urteil vom 13.06.2007 VIII ZR 36/06, NJW 2007, 2540; contra Substitutionswettbewerb:
BGH, Urteil vom 9.07.2002, KZR 30/00, NJW 2002, 3779; OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2
Kart 8/06; OLG Dresden, Urteil vom 11.12.2006, U 1426/06 (Kart); bspw. für die Literatur Möschel in: Im-
menga/Mestmäcker, GWB 4. Aufl., § 19 Rn. 34 „Energie“; pro Substitutionswettbewerb: OLG Celle, Be-
schluss vom 10.1.2008, 13 VA 1/07 (Kart); OLG Frankfurt am Main, Urteile vom 19.2.2008, 11 U 12/07
(Kart), 11 U 13/07 (Kart).
59
OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2 U (Kart) 8/06, S. 13.
60
OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2 U (Kart) 8/06, S. 10.
61
OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2 U (Kart) 8/06, S. 10.
62
BGH, Urteil vom 13.06.2007 VIII ZR 36/06, NJW 2007, 2540.
63
So auch OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2 U (Kart) 8/06, S. 11; Becker/Zapfe, Energiekar-
tellrechtsanwendung in Zeiten der Regulierung, ZWeR 2007, 419, 427 f.
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Wechselkosten auf dem Wärmemarkt von einer Bindung des Abnehmers bei der Wahl eines
Energieträgers von etwa 15 Jahren aus,64 so dass eine Substitution durch andere Energieträger
eher selten zu erwarten sein dürfte, zumal bei der Entscheidung über einen Wechsel des Ener-
gieträgers innerhalb der nächsten Regulierungsperiode die mit den verschiedenen Energieträ-
gern verbundenen Kosten im Fokus der Investitionsentscheidung stehen. Außerdem gilt es zu
berücksichtigen, dass mit dem Wechsel des Energieträgers nicht automatisch ein Risiko für den
Gasnetzbetreiber entsteht. Beispielsweise entstehen für die Netzbetreiber bei einer Substitution
von Erdgas durch Biogas durch die direkte Einspeisung des Biogases in die bestehenden Netze
keinerlei Risiken. Gegen ein Substitutionsrisiko im Gastransport spricht weiterhin, dass entge-
gen der Befürchtungen der Gasnetzbetreiber eine kontinuierlich steigende Gasnachfrage zu
beobachten ist. Neben dem zunehmenden Gasverbrauch zu Wärmezwecken durch Haushalte
und Kleingewerbetreibende hat vor allem auch die Verwendung von Gas als Input zur Elektrizi-
tätserzeugung zugenommen.65 Die Entwicklung des Primärenergieverbrauchs für Erdgas bis
2030 wurde in einer Studie des BMWi66 vom Mai 2005 untersucht. Ergebnis der Studie ist, dass
der Primärenergieverbrauch bei Erdgas auch in Zukunft wachsen wird. Der geplante Ausstieg
aus der Kernkraft in Kombination mit dem anhaltenden Widerstand gegen Kohlekraftwerke und
der somit zu erwartende Schub für Gaskraftwerke deuten darauf ebenfalls hin. Die Konkurrenz-
situation zwischen den Energieträgern ist damit im Ergebnis auch nicht groß genug, als dass,
wie teilweise vorgetragen wird, der Wettbewerbsdruck allen Kunden zugute käme, obwohl für
(Alt)Kunden der Wechsel zu einer anderen Energieart wegen der hiermit verbundenen Kosten
keine echte Alternative darstellt.
Selbst wenn man jedoch davon ausginge, dass für Betreiber von Gasversorgungsnetzen tat-
sächlich ein Substitutionsrisiko in Form eines Mengenrisikos besteht, ist fraglich, ob sich dieses
vor dem Hintergrund des spezifischen Ordnungsrahmens in Deutschland auch als kommerziel-
les Risiko (d.h. Ergebnisrisiko und damit ein Risiko für den Investor) bemerkbar macht. Dagegen
spricht, dass ein solches Risiko bereits im derzeit noch geltenden Rechtsrahmen durch die peri-
odenübergreifende Saldierung nach § 10 GasNEV und im zukünftigen Rahmen der Anreizregu-
lierung durch das Regulierungskonto nach § 5 ARegV aufgefangen wird. Bei der periodenüber-
greifenden Saldierung sind die Netzbetreiber verpflichtet, nach Abschluss ihres Geschäftsjahres
die Differenz zwischen den in diesem Geschäftsjahr aus den Netzentgelten erzielten Erlösen
und den für den gleichen Zeitraum zu Grunde gelegten Netzkosten zu ermitteln. Liegen die Erlö-
se unter den entsprechenden Kosten, wird die Differenz bei der folgenden Entgeltgenehmigung
kostenerhöhend berücksichtigt. Ähnlich dazu wird auf dem Regulierungskonto gemäß § 5 A-
RegV jährlich die Differenz zwischen den nach § 4 ARegV zulässigen Erlösen und den von den
Netzbetreibern unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengenentwicklung erzielbaren Erlö-
sen verbucht. Im letzten Jahr der Regulierungsperiode ermittelt die Regulierungsbehörde den
Saldo. Der Ausgleich erfolgt durch über die folgende Regulierungsperiode verteilte Zu- oder Ab-
schläge. Bei beiden Mechanismen findet eine angemessene Verzinsung statt.
Diese Instrumente lassen zu, dass das Ertragsrisiko durch kurzfristige Nachfrageänderungen
(z.B. Absatzverlust) durch eine Anhebung der Tarife ausgeglichen werden kann. Zusätzlich wird
teilweise argumentiert, dass Gasnetze bei einer daraus resultierenden Anhebung der Tarife wei-
ter an Wettbewerbsfähigkeit verlören, was zu einer Spirale aus Tarifanhebungen und (weiteren)
Kundenverlusten führen könne oder die Tarife gar nicht mehr durchsetzbar seien. Diese Argu-
mente erscheinen aber eher theoretisch und abstrakt. Wenn man davon ausgeht, dass die Aus-
legung von Gasnetzen vor Inkrafttreten des neuen EnWG und den dazugehörigen Verordnun-
gen im Jahr 2005 nach dem Prinzip der Anlegbarkeit an den Ölpreis kalkuliert wurde, dann dürf-
te die Wettbewerbsfähigkeit der bestehenden Netze im Brennstoffmarkt gewährleistet sein, so
dass der Ausgangspunkt für eine entsprechende „Teufelsspirale“ nicht erkennbar ist. Die Be-
schlusskammer sieht keine Netzbezogenheit der hier vorgetragenen Argumente, handelt es sich
64
Sondergutachten der Monopolkommission Strom und Gas 2007, S. 153.
65
Sondergutachten der Monopolkommission Strom und Gas 2007, S 160.
66
EWI/Prognos – Studie (2005) Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030 - Energiewirt-
schaftliche Referenzprognose Energiereport IV – Kurzfassung, 2005.
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doch bei dem Prinzip der Anlegbarkeit an den Ölpreis und der daraus resultierenden Verände-
rung der Tarife für Endkunden in Abhängigkeit von der Entwicklung des Ölpreises eher um ein
Thema, dass das Gut Gas - also die dem Netzbereich vor- und nachgelagerte Wertschöpfungs-
stufe – betrifft.
ii. Keine Unterschiede im Auslastungsrisiko
Aus Sicht der Beschlusskammer bestehen bei Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen
und bei Betreibern von Gasversorgungsnetzen keine Unterschiede im Auslastungsrisiko. Tat-
sächlich besteht nach Auffassung der Beschlusskammer ein Auslastungsrisiko generell weder
für Strom- noch für Gasnetzbetreiber. Zum Teil wurde jedoch vorgetragen, dass die Energiepoli-
tik durch politische Maßahmen zur Energieeinsparung und Förderung von erneuerbaren Ener-
gien zu einem Auslastungsrisiko beitragen könnte. Selbst wenn man das so bewertet, betrifft
das Risiko aus Sicht der Beschlusskammer jedoch den Strom- und Gasbereich gleichermaßen.
Zwar unterliegen Gasnetze stärkeren klimatischen Nachfrageschwankungen als Stromnetze.
Dadurch, aber auch durch andere nicht vorhersehbare Verbrauchsschwankungen oder konjunk-
turelle Schwankungen können Prognosefehler auftreten. Diese möglichen Differenzen zwischen
der tatsächlichen Auslastung eines Netzes und den bei der Entgeltermittlung angesetzten prog-
nostizierten Mengen- bzw. Kapazitätsauslastungen dieses Netzes werden jedoch bis zum Ein-
treten der Anreizregulierung im Rahmen des § 11 StromNEV bzw. § 10 GasNEV durch die vor-
geschriebene periodenübergreifende Saldierung aufgefangen.67 Das Risiko einer Kostenunter-
bzw. Kostenüberdeckung beim Auftreten möglicher Prognosefehler wird damit neutralisiert.
Im Rahmen der Anreizregulierung wird das Risiko einer Kostenunterdeckung durch das Regulie-
rungskonto im Rahmen des § 5 ARegV aufgefangen. Die Institution der periodenübergreifenden
Saldierung geht damit ab Beginn der Anreizregulierung in das Regulierungskonto über. Die
Prognose der Mengen- bzw. Kapazitätsauslastung erfolgt durch den Netzbetreiber. Bei der
Prognose ist daher auch davon auszugehen, dass der Netzbetreiber eine vorsichtige und sorg-
fältige Schätzung im Sinne der Sicherstellung einer möglichen Kostendeckung nach § 15 Abs. 2
StromNEV und § 15 Abs. 5 GasNEV und § 18 Abs. 6 GasNEV durchführt.
Einen durch den Klimawandel bedingten generellen Rückgang des Gasverbrauchs vermag die
Beschlusskammer aufgrund der bereits zitierten Studie des BMWi und der aktuellen Entwicklun-
gen nicht zu erkennen, so dass sich auch dadurch für die Gasnetzbetreiber kein negatives Aus-
lastungsrisiko ergibt.
iii. Keine Unterschiede im Markteintrittsrisiko
Bei Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen und Betreibern von Gasversorgungsnetzen
besteht aus Sicht der Beschlusskammer kein Markteintrittsrisiko. Insoweit sind keine Unter-
schiede zwischen Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen und Betreibern von Gasversor-
gungsnetzen erkennbar. Bei Netzen handelt es sich um natürliche Monopole oder wesentliche
Einrichtungen, die durch Subadditivität68 und Irreversibilität der Kosten gekennzeichnet sind.
Diese Auffassung wird auch von der Rechtsprechung geteilt.69 Diese versunkenen Kosten, die
im Gegensatz zum etablierten Netzbetreiber für den Marktneuling noch entscheidungsrelevant
sind, wären bei einem Fehlschlag des Marktzutritts verloren. Damit sind die Markteintrittshürden
für neue Wettbewerber sehr hoch und die Wahrscheinlichkeit für einen Markteintritt eher gering.
Für die auf dem Markt bereits tätigen Netzbetreiber besteht daher kein Risiko, dass Teile des
67
OLG Düsseldorf, Beschluss vom 24.10.2007, VI-3 Kart 8/07 (V)-Ulm/Neu-Ulm.
68
Subadditivität, beschreibt eine Situation, in der die Produktion einer bestimmten Menge durch einen
Anbieter kostengünstiger erbracht werden kann als durch Aufteilung der gleichen Produktionsmenge auf
mehrere Anbieter.
69
U.a. OLG Düsseldorf, Urteil vom 16.04.2008, VI-2 Kart 8/06; BGH, Urteil vom 04.03.2008 KZR 29/06.
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Netzes, die wegen der Konkurrenten nicht mehr ausgelastet werden würden, Leerkosten verur-
sachen und somit die Rentabilität der in das Netz getätigten Investitionen sinkt.
Die Möglichkeiten parallelen Leitungsbaus sowie des Baus von Stichleitungen stellen eher eine
Ausnahmesituation dar. Dies wird auch durch Aussagen der Monopolkommission gestützt. Sie
geht in ihrem Sondergutachten davon aus, dass der Stichleitungsbau bestenfalls eine Rander-
scheinung darstellt.70 Selbst wenn einzelne Stichleitungen gebaut werden, muss dies keinen
Nachteil für einen Betreiber von Gasversorgungsnetzen darstellen, da ihm derzeit durch § 15
Abs. 5 GasNEV in Verbindung mit § 10 GasNEV sowie zukünftig über § 5 ARegV eine Kosten-
deckung zugesichert wird. Zudem können Betreiber von Gasverteilernetzen gemäß § 20 Abs. 2
GasNEV abweichend von dem § 18 GasNEV in Einzelfällen zur Vermeidung eines Direktlei-
tungsbaus ein gesondertes Netzentgelt auf Grundlage der konkret erbrachten gaswirtschaftli-
chen Leistung berechnen. Seitens der Betreiber von Gasverteilernetzen besteht somit ein wirk-
sames Instrument, den Wechsel von angeschlossenen Letztverbrauchern zu vermeiden. Ähnli-
ches gilt für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, die über die Regelungen des § 19
StromNEV mit bestimmten Netzkunden ein individuelles Netzentgelt vereinbaren können. Dass
die Genehmigungspraxis der Bundesnetzagentur, wie teilweise vortragen wird, diese Möglichkeit
für Gasnetzbetreiber stärker einschränkt, vermag die Beschlusskammer nicht zu erkennen, zu-
mal § 20 Abs. 2 GasNEV allein eine Mitteilungspflicht zu einer solchen Vereinbarung gegenüber
der Regulierungsbehörde vorsieht. Darüber hinaus werden Markteintritte von neuen Netzbetrei-
bern in bereits von Betreibern von Gasversorgungsnetzen erschlossenen Gebieten und ein da-
mit einhergehender Netzkundenwechsel nach Kenntnisstand der Beschlusskammer nicht beo-
bachtet. Gleiches gilt für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
Sofern Gasfernleitungsnetzbetreiber gemäß § 3 Abs. 2 GasNEV ihre Entgelte abweichend von
den §§ 4 bis 18 GasNEV nach Maßgabe des § 19 GasNEV bilden, haben die Höhe der Erlös-
obergrenze gemäß ARegV und damit die Höhe des hier festzulegenden Eigenkapitalzinssatzes
keine Auswirkungen für sie.
iv. Keine Unterschiede im Preisrisiko
Seitens der Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und Betreibern von Gasversorgungs-
netzen besteht auch kein Preisrisiko, so dass hier ebenfalls von identischen Risiken für Strom-
und Gasnetzbetreiber auszugehen ist. Netznutzer zahlen an den Netzbetreiber ein Entgelt, das
dessen Kosten deckt und ihm eine angemessene Verzinsung des eingesetzten Kapitals garan-
tiert. Im Rahmen der Anreizregulierung setzen die Netzbetreiber ihre Entgelte so fest, dass sie
bei Zugrundelegung einer bestimmten Prognose der Absatzmenge die zulässigen Erlöse (nach
Effizienzvergleich der Kosten festgelegten Erlösobergrenzen) nicht überschreiten. Bei der Be-
stimmung der Erlösobergrenzen und der Effizienzvorgaben für die Netzbetreiber werden auch
unternehmensindividuelle Gegebenheiten zu Grunde gelegt. Zudem können Netzbetreiber in der
laufenden Regulierungsperiode einen Antrag auf Einleitung eines Verfahrens zur Anpassung der
Erlösobergrenze gemäß § 4 Abs. 4 Nr. 2 ARegV stellen. Kostenerhöhungen aufgrund der Ände-
rung exogener Faktoren werden in der Regulierungsformel für Verteilnetzbetreiber über den
Erweiterungsfaktor gemäß § 10 ARegV berücksichtigt. Mögliche Über- und Unterschreitungen
der Erlösobergrenzen (beispielsweise aufgrund von kurzfristigen Mengenschwankungen) wer-
den auf dem Regulierungskonto verbucht. Zum Teil wird argumentiert, Gasnetzbetreiber unter-
lägen einem höheren Preisrisiko, weil die vertikale Integration bei ihnen nicht so weit reiche wie
im Strombereich und die Stromnetzbetreiber daher bei der Beschaffung von Verlustenergie auf-
grund eigener Erzeugungsanlagen ein geringeres Risiko hätten. Aufgrund der bestehenden Ent-
flechtungsvorgaben und der Verpflichtung zu marktorientierten, transparenten und diskriminie-
rungsfreien Ausschreibungsverfahren bei der Beschaffung von Verlustenergie bleibt die Be-
schlusskammer jedoch bei ihrer Einschätzung, dass die Gasnetzbetreiber ebenso wenig wie die
Stromnetzbetreiber einem Preisrisiko unterliegen. Auch das allgemeine Argument, bei einer
70
Siehe Sondergutachten der Monopolkommission Strom und Gas 2007, S. 148.
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Gleichbehandlung des Strom- und Gasbereichs fände bei vertikal integrierten Unternehmen eine
Verlagerung der Investitionen in den Betrieb des Elektrizitätsverteilernetzes statt, ist mit Hinweis
auf die Entflechtungsvorschriften abzulehnen. Eine integrierte unternehmerische Sichtweise, wie
sie von den Netzbetreibern hier vorgenommen wird, ist nach Auffassung der Beschlusskammer
nicht mit den Entflechtungsvorschriften nach Teil 2 EnWG vereinbar. Einer integrierten Sichtwei-
se steht auch entgegen, dass es sich bei Netzbetreibergesellschaften spätestens seit dem 01.
Juli 2007 gemäß § 7 EnWG um hinsichtlich ihrer Rechtsform von anderen Tätigkeitsbereichen
der Energieversorgung unabhängige Gesellschaften, die zur Gewährleistung von Transparenz
sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet sind,
handelt.
v. Identisches regulatorisches Risiko
Aus Sicht der Beschlusskammer erfasst das so genannte regulatorische Risiko das im Zusam-
menhang mit der Regulierung von Netzwirtschaften auftretende Risiko generell, sofern Einzelri-
siken nicht schon durch die vorgenannten Risiken erfasst werden oder allgemeine unternehme-
rische Risiken darstellen. Das regulatorische Risiko wird durch die Ausgestaltung der Rahmen-
bedingungen bestimmt. Zu den Einflussfaktoren zählen unter anderem die Dauer der Regulie-
rungsperiode, die Einbeziehung einer Qualitätsregulierung und die Anwendung der Effizienzvor-
gaben auf Kostenbestandteile. Das regulatorische Risiko umfasst sowohl die Risiken als auch
die Chancen der Netzbetreiber, die ihnen zur Verfügung stehenden Handlungsoptionen für die
Umsetzung der sich aus der Anreizregulierung ergebenden Anforderungen in effizienter Weise
nutzen zu können.
Dass, wie teilweise vorgetragen wird, für Gasnetzbetreiber im Vergleich zu Stromnetzbetreibern
ein höheres Risiko besteht, dass im Effizienzvergleich bei der Regulierungsbehörde die spezifi-
schen Besonderheiten durch die Vergleichsparameter nicht ausreichend berücksichtigt werden
und dadurch die Effizienzvorgaben verzerrt sein könnten, vermag die Beschlusskammer nicht zu
erkennen. Konkrete Hinweise hierauf sind auch den Stellungnahmen nicht zu entnehmen.
Gas- und Stromnetzbetreiber werden somit weitgehend identisch behandelt. Die bestehenden
Unterschiede – etwa bezüglich der kürzeren Dauer der ersten Regulierungsperiode für Gas-
netzbetreiber – führen aus Sicht der Beschlusskammer nicht zu der Notwendigkeit einer Anpas-
sung des Risikozuschlags, zumal prima facie nicht ersichtlich ist, ob hieraus eine Erhöhung oder
Reduzierung des spezifischen Risikozuschlags zu folgern wäre.
Eine andere Frage ist, ob für das spezifische deutsche Regulierungsrisiko, d.h. das neu einzu-
führende System der Anreizregulierung ein allgemeiner Aufschlag vorzunehmen ist, der dann
Strom- und Gasnetzbetreiber in gleicher Weise treffen würde. Einen zusätzlichen Aufschlag zum
Risikofaktor aufgrund der Einführung einer Anreizregulierung bedarf es nach Ansicht der Be-
schlusskammer nicht. Dies wird unter anderem durch die quantitativen Tests71 unter 2. gestützt.
Darüber hinaus sind die besonderen Regelungen der deutschen Anreizregulierung zu beachten:
Die gesamten Kosten des Netzbetriebs werden im Rahmen der ARegV in nicht beeinflussbare
und beeinflussbare Kosten aufgeteilt. Der Kostenanteil, auf den die Effizienzziele angewendet
werden, besteht allein aus den beeinflussbaren Kosten des Netzbetriebs und ist somit erheblich
geringer als die gesamten Kosten des Netzbetriebs. Dadurch stehen dem Netzbetreiber Erlöse
zur Deckung der Kosten in vollem Umfang zur Verfügung, sofern die Kostenbestandteile als
nicht beeinflussbar deklariert werden. Eine gewisse Unsicherheit besteht für den Netzbetreiber
in Bezug auf die Einhaltung der Erlösobergrenze unter Berücksichtigung des Anteils der beein-
flussbaren Kosten. Hier kann aber der Netzbetreiber über entsprechende betriebswirtschaftliche
Maßnahmen die Einhaltung der Erlösobergrenze steuern und die Kostenreduktionen unterhalb
der ihm zugestandenen Erlösobergrenze bis zum Ende der Regulierungsperiode als zusätzli-
71
Vgl. hierzu Tabelle 2.
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chen Gewinn ohne Rückzahlungseffekte für sich beanspruchen. Für die Dauer einer Regulie-
rungsperiode ist die Entwicklung des Erlöspfades vorhersehbar und sicher. Dem Betreiber von
Elektrizitätsversorgungsnetzen bzw. dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen ist zu Beginn der
ersten Regulierungsperiode durch die ARegV bekannt, welche Erlösvorgaben er für die Dauer
von fünf bzw. vier Jahren erfüllen muss.
Es besteht allenthalben das Risiko, dass einzelne Netzbetreiber Effizienzvorgaben im Rahmen
der Anreizregulierung nicht erreichen. Hierauf haben Netzbetreiber allerdings selbst Einfluss.
Unter Berücksichtigung der kapitalmarkttheoretischen Annahmen zum CAPM besteht aus Sicht
eines Investors die Möglichkeit, in verschiedene Netzbetreiber zu investieren und das Risiko des
Nichterreichens von Effizienzvorgaben zu diversifizieren. Diversifizierbare Risiken finden im
CAPM bei der Bestimmung des Risikofaktors keine Berücksichtigung. Als diversifizierbar werden
Risiken bezeichnet, die durch eine breite Streuung der Investitionen eliminiert werden können.
Nicht über die Höhe des festzulegenden Eigenkapitalzinssatzes zu korrigieren sind tatsächliche
oder vermeintliche Mängel anderer Regelungen aus den gesetzlichen Vorgaben. In den Stel-
lungnahmen werden hier u.a. die so genannte doppelte Deckelung des Eigenkapitals nach § 7
Abs. 1 Strom- bzw. GasNEV und die Anpassung der Erlösobergrenze für dauerhaft nicht beein-
flussbare Kosten mit einem Verzug von 2 Jahren nach § 4 Abs. 3 ARegV.
Hier ist zunächst fraglich, ob die in den Stellungnahmen aufgegriffenen Aspekte überhaupt eine
nicht sachgerechte Schmälerung der Renditeerwartungen der Netzbetreiber darstellen. So ist
z.B. die so genannte doppelte Deckung des Eigenkapitals vom OLG Düsseldorf als zutreffend
bestätigt worden.72 Selbst wenn man aber davon ausgeht, dass es sich um Effekte handelt, die
sich negativ auf die Renditeerwartungen der Netzbetreiber auswirken, kann dies systematisch
korrekt nur innerhalb der jeweils aufgegriffenen Problematik, nicht aber über die generell wir-
kende Höhe des Eigenkapitalzinssatzes ausgeglichen werden. Ansonsten würde die Eigenkapi-
talverzinsung gleichsam zum Allheilmittel für alle tatsächlichen oder vermeintlichen Probleme
der Netzbetreiber. Dies ist ersichtlich nicht sachgerecht. Schließlich ist zu berücksichtigen, dass
derartige Probleme – wenn nicht im Detail, so doch sicherlich dem Grunde nach – auch in den
ausländischen Regulierungsregimen auftreten, deren Unternehmen von der Beschlusskammer
für die Ermittlung des Risikozuschlags herangezogen worden sind. Sofern also durch die in den
Stellungnahmen aufgegriffenen Punkte tatsächlich ein risikorelevanter Aspekt betroffen ist, wird
dies durch das quantitativ ermittelte ß bereits berücksichtigt. Ob das in den Stellungnahmen
vereinzelt angekündigte Ausbleiben von notwendigen Investitionen tatsächlich erfolgt, ist somit
mehr als zweifelhaft.
3. Keine Differenzierung der Zinssätze nach Netzbetreiberfunktion
Der Zuschlag zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer Wagnisse gilt für alle Betreiber von Elekt-
rizitätsversorgungsnetzen und Betreiber von Gasversorgungsnetzen. Eine Unterscheidung nach
Funktion des betriebenen Netzes - Verteilernetz und Fernleitungsnetz bzw. Übertragungsnetz -
erfolgt nicht. Eine Bestimmung der Eigenkapitalzinssätze in Abhängigkeit der Netzfunktion er-
folgte auch bisher nicht und wird weder in der StromNEV noch in der GasNEV gefordert.
Eine von der Beschlusskammer vorgenommene quantitative Analyse der Risken von ausländi-
schen Strom- und Gasnetzbetreibern weist darauf hin, dass es keine signifikanten Unterschiede
zwischen dem Betrieb von Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzen und dem Betrieb von Vertei-
lernetzen gibt.
Zur Untersuchung der Notwendigkeit einer Differenzierung der berechneten Risikofaktoren wird
zunächst die Hypothese aufgestellt, dass Übertragungsnetzbetreiber bzw. Fernleitungsnetz-
betreiber keinem höheren Risiko ausgesetzt sind als Verteilernetzbetreiber. Um diese Hypothe-
se zu überprüfen, werden die Unternehmen in der Stichprobe hinsichtlich des Schwerpunkts
72
Vgl. unter anderem: OLG Düsseldorf, VI-3 Kart 289/06.
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ihrer Geschäftstätigkeit klassifiziert und entsprechenden Teilstichproben – Netzbetreiber mit
Schwerpunkt Übertragung bzw. Fernleitung und Netzbetreiber mit Schwerpunkt Verteilung –
zugeordnet. Die sich für die Teilstichproben ergebenden Werte für die Risikofaktoren und die
darauf bezogenen deskriptiven Statistikmaße werden wiederum analysiert, wobei erneut neben
einer graphischen Analyse73 statistische Tests (F-Test sowie t-Test) durchgeführt werden. Die
sich aus dieser Betrachtung ergebenden Ergebnisse zeigen, dass sich die Risikofaktoren für
Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber nicht signifikant unter-
scheiden. Die Ergebnisse sind Tabelle 6 zu entnehmen. Für 2008 liegt die Irrtumswahrschein-
lichkeit für den F-Test bei 79% und für den t-Test bei 25,3%. Beide Werte liegen oberhalb von
5%, so dass dies dafür spricht, dass beide Stichproben die gleiche Risikostruktur aufweisen und
folglich gemeinsam zu betrachten sind.
Tabelle 6: Auswertung für reine und gemischte Strom- und Gasnetzbetreiber
Reine Ü- Mittel 3 Mittel 5
bertragungs- Jahre Jahre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
netzbetreiber (2006- (2004-
(insgesamt 8) 2008) 2008)
Mittelwert 0.44 0.38 0.32 0.25 0.17 0.28 0.43 0.42 0.43 0.36 0.40 0.38
Median 0.44 0.29 0.29 0.22 0.16 0.28 0.42 0.40 0.42 0.37 0.39 0.38
Standard-
0.20 0.07 0.17 0.06 0.07 0.09 0.12 0.11 0.10 0.11 0.10
abweichung
Reine Vertei- Mittel 3 Mittel 5
ler- Jahre Jahre
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
netzbetreiber (2006- (2004-
(insgesamt 2) 2008) 2008)
Mittelwert 0.23 0.27 0.27 0.31 0.44 0.38 0.56 0.62 0.47 0.43 0.51 0.49
Median 0.23 0.27 0.27 0.31 0.44 0.38 0.56 0.62 0.47 0.43 0.51 0.49
Standard-
0.00 0.01 0.03 0.03 0.02 0.07 0.06 0.11 0.02 0.05 0.06 0.06
abweichung
F-Test* 7.4% 49.6% 22.3% 52.9% 62.1% 88.5% 78.5% 27.4% 79.0%
44.2
t-Test*
% 39.9% 47.8% 0.0% 26.4% 10.6% 17.3% 31.6% 25.3%
Mittel 3 Mittel 5
Gemischte
Jahre Jahre
Netzbetreiber 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
(2006- (2004-
(insgesamt 2)
2008) 2008)
Mittelwert 0.34 0.38 0.32 0.21 0.21 0.23 0.29 0.38 0.36 0.34 0.36 0.32
Median 0.34 0.38 0.32 0.21 0.21 0.23 0.29 0.38 0.36 0.34 0.36 0.32
*Irrtumswahrscheinlichkeit
Quelle: Frontier (2008), S.66.
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Frontier (2008), S. 65.
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Es sind nach derzeitigem Erkenntnisstand der Beschlusskammer auch keine sachlich gerecht-
fertigten Gründe für eine unterschiedliche Behandlung von Betreibern von Verteilernetzen und
Betreibern von Fernleitungs- bzw. Übertragungsnetzen ersichtlich. Selbst unter der Annahme,
dass vordergründig unterschiedliche Wagnisse bei Betreibern von Verteilernetzen und Fernlei-
tungs- bzw. Übertragungsnetzen vorliegen könnten, würden diese durch die Ausgestaltung der
Anreizregulierung insbesondere der spezifischen Regelungen für Betreiber von Verteilernetzen
und Betreiber von Fernleitungs- bzw. Übertragungsnetzen ausgeglichen. Dass, wie vorgetragen
wurde, Unterschiede zwischen Verteilernetz- und Fernleitungsnetzbetreibern in den Niederlan-
den anerkannt worden sind, bedeutet zum einen nicht, dass diese auch in Deutschland existie-
ren, zum anderen würden diese Unterschiede zumindest durch die Ausgestaltung der Anreizre-
gulierung in Deutschland ausgeglichen. Soweit Sondersituationen für bestimmte Netzbetreiber-
funktionen ersichtlich sind, können diese über Regelungen in der Anreizregulierungsverordnung
auch einer gesonderten Behandlung zugeführt werden, so dass unterschiedliche Risiken je nach
Funktion nicht erkennbar sind. Zu denken ist hier etwa an Regelungen zum Investitionsverhal-
ten. Dies wird für Fernleitungs- und Übertragungsnetzbetreiber über die Investitionsbudgets
nach § 23 ARegV aufgefangen, welche auch grundsätzlich die Anerkennung von Mehrkosten
vorsehen, die z.B. durch Erdverkabelungen entsprechend gesetzlicher Vorgaben entstehen.
Notwendige, durch Änderung der Versorgungsaufgabe hervorgerufene Investitionen von Vertei-
lernetzbetreibern werden gemäß § 10 ARegV über einen Erweiterungsfaktor oder in andernfalls
nicht abbildbaren Sonderfällen auch über Investitionsbudgets nach § 23 Abs. 6 ARegV berück-
sichtigt. Verteilernetzbetreiber erhalten darüber hinaus nach § 25 ARegV – auf Antrag – jährlich
einen pauschalierten Investitionszuschlag in Höhe von 1% der Kapitalkosten nach § 14 Abs. 1
Nr. 3 i. V. m. § 14 Abs. 2. ARegV. Der besonderen Systemverantwortung der Fernleitungs- und
Übertragungsnetzbetreiber, aber z.T. auch der Verteilernetzbetreiber wird im Rahmen des § 11
ARegV Rechnung getragen, wonach die hier maßgeblichen Leistungen unter bestimmten Be-
dingungen unter die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten fallen.
Eine Differenzierung des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer
Wagnisse wird auch von den Netzbetreiberverbänden VKU und BDEW nicht gefordert.
4. Berücksichtigung der Verzinsung ausländischer Netzbetreiber
Aus § 7 Abs. 5 Nr. 2 StromNEV und § 7 Abs. 5 Nr. 2 GasNEV ergibt sich, dass bei der Ermitt-
lung des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse unter
anderem insbesondere die Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversor-
gungsnetzen und Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten zu berück-
sichtigen ist. Die Beschlusskammer vertritt die Auffassung, dass die Anforderung bereits im
Rahmen des CAPM-Ansatzes berücksichtigt wird, weil hier vorliegend eine internationale Refe-
renzgruppe von Unternehmen zur Bestimmung des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspe-
zifischer unternehmerischer Wagnisse herangezogen wird. Insofern wäre eine weitergehende
Betrachtung entbehrlich. Die diesbezüglich von der Beschlusskammer vorgenommene und
nachfolgend dargestellte Hilfsbetrachtung ergibt jedoch, dass der von der Beschlusskammer
ermittelte Wert für den Zuschlag zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer
Wagnisse im Vergleich zum Ausland jedenfalls nicht zu niedrig ist und über dem Durchschnitt
der Vergleichswerte liegt.
Grundsätzlich ist zu bedenken, dass die Aussagekraft eines Vergleichs von Zuschlägen zur Ab-
deckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse unter Hinzuziehung von absolu-
ten Eigenkapitalzinssätzen im Ausland außerhalb methodisch abgegrenzter und systematisch
konsistenter Mechanismen wie dem CAPM sehr eingeschränkt ist. Eine Übertragung von Zins-
sätzen im Ausland auf die Situation deutscher Strom- und Gasnetzbetreiber zum Vergleich von
Zuschlägen zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse bedarf einer
Berücksichtigung der Ausgestaltung des jeweiligen Regulierungsregimes. Insbesondere ist zu
berücksichtigen, wie verschiedene Kostenbestandteile im Ausland in die Ermittlung von Effi-
zienzwerten einfließen. Kernfrage ist hier, ob der für die Anwendung des Effizienzwertes heran-
zuziehende Kostenanteil den Gesamtkosten eines Netzbetreibers entspricht oder – wie in
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Deutschland – nur einen erheblich geringeren Kostenanteil – die beeinflussbaren Kosten – be-
inhaltet. Dies ist insofern für die Frage der Höhe der Verzinsung relevant, als dass sich durch
die Reduzierung der Kostenbasis, auf die der ermittelte Effizienzwert anzuwenden ist, auch eine
erhebliche Sicherheit über die zu erzielenden Erlöse im Netzbetrieb ergeben. Zudem gilt es zu
berücksichtigen, in welchen zeitlichen Abständen ein neuer Zinssatz im jeweiligen Land zu er-
mitteln ist. Anhand der daraus abgeleiteten Geltungsdauer des Zinssatzes ergeben sich unter-
schiedliche Betrachtungszeiträume für einzelne Parameter – Umlaufrendite, Marktrisikoprämie
und Risikofaktor – zur Ermittlung des Eigenkapitalzinssatzes im Ausland. Bei Geltungsdauern
von ein oder zwei Jahren gilt es auch zu prüfen, inwiefern kurzfristige gesamtwirtschaftliche
Entwicklungen bzw. Markterwartungen auf einzelne Parameter und damit auf die Höhe des
Zinssatzes wirken. Generell kann die Aussage getroffen werden, dass Geltungsdauern von ei-
nem Jahr und daraus resultierenden jährlichen Zinsbestimmungen zu höheren Volatilitäten des
Zinssatzes führen und damit die Planungssicherheit für Netzbetreiber reduzieren. Aus Sicht der
Beschlusskammer ist die alleinige Berücksichtigung eines aktuellen Zinssatzes bei kurzen Gel-
tungsdauern der Eigenkapitalzinssätze nur wenig belastbar.
Bei einem Vergleich von Eigenkapitalzinssätzen ist weiterhin zu hinterfragen, ob es sich um rea-
le oder nominale Zinssätze handelt, ob Steuern im Zinssatz berücksichtigt werden und entspre-
chend Bereinigungen vorgenommen werden müssen. Zusätzlich stellen sich weitere Fragestel-
lungen bei der Berücksichtigung von Ländern außerhalb Europas. Die Problematik besteht bei
Einbeziehung solcher Länder in der Berücksichtigung des Wechselkurses und der Preisände-
rungsrate. Ebenso ist zu berücksichtigen, welchen Einfluss Investitionszyklen und die Wahl von
Methoden zur Ermittlung der einzelnen Parameter in der Netzbetreiberwirtschaft auf den Eigen-
kapitalzinssatz haben.
Ungeachtet der vorhergehenden Erwägungen hat die Beschlusskammer dennoch eine Hilfsbe-
trachtung vorgenommen. Konkret wird die Frage beantwortet, in welcher Höhe für deutsche
Netzbetreiber ein rechnerischer Zuschlag zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehme-
rischer Wagnisse festzulegen wäre, wenn die durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals
ausländischer Netzbetreiber unter Berücksichtigung der in den Netzentgeltverordnungen gere-
gelten Ermittlung des Eigenkapitalzinssatzes auf deutsche Netzbetreiber angewendet wird. Zur
Beantwortung dieser Frage wird die Umlaufrendite nach C) I. von der durchschnittlichen Verzin-
sung im Ausland abgezogen. Ergänzend wird eine weitere Hilfsbetrachtung mit den tatsächlich
im Ausland angewandten Zuschlägen zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmeri-
scher Wagnisse durchgeführt.
Bei der Berücksichtigung der Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitäts- und
Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten beschränkt sich die Beschlusskammer auf
das europäische Ausland. Eine Beschränkung auf den europäischen Raum erfolgt aufgrund der
oben dargestellten methodischen Schwierigkeiten. In der Hilfsbetrachtung wird darüber hinaus
der osteuropäische Raum aufgrund der fehlenden strukturellen Vergleichbarkeit der Länder mit
Deutschland nicht berücksichtigt. Dabei erschweren insbesondere die unterschiedlichen ener-
giewirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen, aber auch die Kapitalmarktbedin-
gungen eine Gegenüberstellung von Zinssätzen. Der Hilfsbetrachtung liegen die Ergebnisse
folgender Staaten zu Grunde: Österreich, Belgien, Finnland, Frankreich, Luxemburg, Großbri-
tannien, Irland, Niederlande, Italien, Portugal und Schweden.
Nachfolgende Tabelle 7 gibt die für die Hilfsbetrachtung genutzten Werte wieder. Alle Regulie-
rungsbehörden haben für den Eigenkapitalzinssatz nur Bandbreiten (Spalte II) angegeben, da-
her wird ein Mittelwert (Spalte III) des unteren und oberen Randes der Bandbreite als durch-
schnittliche Verzinsung im Ausland ermittelt. Sofern die Regulierungsbehörde Zinssätze vor
Steuern angegebene hat, werden diese um Steuern bereinigt. Dabei wird als Formel
Zins vor Steuern * (1 s ) mit s als Steuerfaktor (Spalte IV) angewandt. Handelt es sich weiterhin um
einen realen Zinssatz, dann wird die Preisänderungsrate (Spalte V) aufgeschlagen, um einen
nominalen Zinssatz zu erhalten. Nach den schrittweise durchgeführten Korrekturen ergibt sich
ein vergleichbarer nominaler Zinssatz nach Steuern (Spalte VI). Von diesem nominalen Zinssatz
wird die Umlaufrendite von 4,23% abgezogen, so dass sich ein rechnerischer Zuschlag zur Ab-
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