5 Kart 11/21

Die Beschwerde der Betroffenen vom 18.12.2020 gegen den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 16.11.2020, BK9-16/8169, wird zurückgewiesen. Die Betroffene hat die Gerichtskosten des Beschwerdeverfahrens und die notwendigen außergerichtlichen Kosten der Bundesnetzagentur zu tragen. Der Wert des Beschwerdeverfahrens wird bis einschließlich 24.08.2022 auf 6.868.067 EUR und für die Zeit danach auf 5.202.591 EUR festgesetzt. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen. Gründe: I. Die Betroffene betreibt ein Gasverteilernetz. Im Jahr 2016 leitete die Bundesnetzagentur gegen die Betroffene von Amts wegen das Verfahren zur Bestimmung der Erlösobergrenzen nach § 4 Abs. 1 und 2 ARegV i.V.m. § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG für die dritte Regulierungsperiode Gas (Jahre 2018 bis 2022) ein. Zur Bestimmung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen führte sie eine Kostenprüfung zur Ermittlung des Ausgangsniveaus durch. Die erforderlichen Kostendaten wurden auf der Grundlage der Festlegung vom 22.04.2016 (BK 9-15/605-1-6) erhoben. Mit Schreiben vom 9.08.2017 teilte die Bundesnetzagentur der Betroffenen die aus ihrer Sicht berücksichtigungsfähigen Gesamtkosten mit. Die im Verlauf des Festsetzungsverfahrens mehrfach angehörte Betroffene hat mit Schreiben vom 15.02.2019 u.a. einen Antrag auf Bereinigung des Effizienzwertes gemäß § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV gestellt, den sie mit Schriftsatz vom 24.01.2020 weiter begründet hat. Mit Beschluss vom 16.11.2020 setzte die Bundesnetzagentur die Erlösobergrenzen für die Jahre 2018 bis 2022 rückwirkend zum 1.01.2018 niedriger als von der Betroffenen begehrt fest. Der Festsetzung liegt ein Effizienzwert von 92,8169 % (SFA Normal) zugrunde, der auf dem von der Bundesnetzagentur durchgeführten Effizienzvergleich für die dritte Regulierungsperiode Gas beruht. Für den Effizienzvergleich hat die Bundesnetzagentur auf das von der A. D. Ltd. in Zusammenarbeit mit der Technischen Universität Y. unter Mitarbeit von Prof. C. und Dr. R. erstellte Gutachten „Effizienzvergleich Verteilernetzbetreiber Gas (3. RP)“ vom 17.05.2019 (nachfolgend: Gutachten) zurückgegriffen. In den Effizienzvergleich wurden folgende Vergleichsparameter einbezogen: „Anzahl der Ausspeisepunkte der Netzebenen HD2, HD3 und HD4“, „Zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Ausspeisungen“, „Rohrvolumen“, „Gewichtung des Anteils der vorherrschenden Bodenklassen 4, 5 und 6 (Tiefenstufe 0-1 m) mit der Netzlänge“, „Anzahl Messstellen bei Letztverbrauchern/Netzkopplungspunkten“. Insgesamt wurden Daten von 183 Gasverteilernetzen berücksichtigt. Um die Vergleichsparameter zu erheben und die Ermittlung weiterer Vergleichsparameter durchführen zu können, hatte die Bundesnetzagentur auf der Grundlage der Festlegung vom 17.05.2016 (BK 9-15-603) eine Strukturdatenabfrage bei den Netzbetreibern durchgeführt. Die erhobenen Strukturdaten wurden zunächst einer Plausibilitätskontrolle unterzogen. Unplausible Daten wurden den Netzbetreibern mitgeteilt und von diesen korrigiert. In einem zweiten Schritt wurden aus diesen Strukturdaten weitere potentielle Vergleichsparameter ermittelt. Im Rahmen des Verfahrens wurden den Netzbetreibern zeitlich gestaffelt mehrere Datenquittungen übersandt, die von ihnen zu bestätigen waren. Vor der Durchführung des Effizienzvergleichs wurde eine Kostentreiberanalyse durchgeführt, die im Gutachten im Einzelnen dargestellt ist. Dabei wurde anhand von statistischen sowie ingenieurwissenschaftlichen Analysen ein Modell bestimmt, das die aus Sicht des Beraterkonsortiums relevanten Kostentreiber beinhaltet. Bei der Auswahl der finalen Vergleichsparameter wurden Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher gehört. Im Juli 2017 fand eine Konsultation statt, bei der den Netzbetreibern die Durchführung der Datenplausibilisierung und das Vorgehen bei der Kostentreiberanalyse einschließlich möglicher Vergleichsparameter vorgestellt wurden. Das Beraterkonsortium entwickelte im Herbst 2017 auf der Grundlage des damaligen Datenbestandes ein Effizienzvergleichsmodell. Die aufgrund dessen errechneten Effizienzwerte einschließlich der im Modell herangezogenen Parameter wurden den Netzbetreibern mit Schreiben vom 27.11.2017 informatorisch mitgeteilt, wonach sich für die Betroffene nach der Best-of-four-Abrechnung (zunächst) ein Effizienzwert von 93,04 % ergab. In der Folgezeit kam es mehrfach – u.a. aufgrund fehlerhafter Datenmeldungen der Netzbetreiber selbst und aufgrund in der Zwischenzeit ergangener höchstrichterlicher Rechtsprechung - zu Korrekturen der Datenbasis und der daraus resultierenden unternehmensindividuellen Effizienzwerte. Um eine zügige Durchführung des Effizienzvergleichs zu ermöglichen, bestimmte die Bundesnetzagentur (zunächst) den 15.12.2017, später - u.a. infolge der auf die mündliche Verhandlung vom 10.04.2018 am 12.06.2018 ergangenen Entscheidungen des Bundesgerichtshofs betreffend den Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode Gas (EnVR 53/16, 54/17 und 43/16) - den 31.08.2018 als Stichtag für die letzten Datenmeldungen der Aufwands- und Vergleichsparameter, die sie sodann an das Beraterkonsortium übermittelte. Unter Berücksichtigung der Korrekturen durchgeführte Kostentreiberanalysen ergaben keinen Änderungsbedarf hinsichtlich der im Effizienzvergleichsmodell verwendeten Parameter. Mit Schreiben vom 7.02.2018 und 22.11.2018 wurde den Netzbetreibern der jeweilige, unter Berücksichtigung der korrigierten Aufwands- und Vergleichsparameter ermittelte Effizienzwert genannt. Für die Betroffene ergaben sich danach (gegenüber dem im November 2017 mitgeteilten Effizienzwert jeweils schlechtere) Effizienzwerte von 93,02 % (SFA nicht-standardisiert, Mitteilung vom 7.02.2018) bzw. 92,73 % (SFA nicht-standardisiert, Mitteilung vom 22.11.2018). Am 21.12.2018 wurde der Bericht des Beraterkonsortiums fertiggestellt und auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Mit dem angefochtenen Beschluss vom 16.11.2020 (BK9-16/8169) hat die Bundesnetzagentur die Erlösobergrenzen für die Betroffene - unter Zugrundelegung des bestabgerechneten Effizienzwerts mit 92,8169 % (SFA Normal) - rückwirkend zum 1.01.2018 wie folgt festgesetzt: 2018 … € 2019 … € 2020 … € 2021 … € 2022 … €. Den Antrag auf Bereinigung des Effizienzwerts lehnte sie ab. Zur Begründung hat sie u. a. ausgeführt, nach Ermittlung und Mitteilung der Effizienzwerte im November 2018 und Versendung der Anhörungen zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen Anfang 2019 sei festgestellt worden, dass ein Gasnetzbetreiber durch die Angabe eines fehlerhaften Wertes fälschlicherweise Benchmarkführer geworden sei und dass dies die Effizienzwerte einer hohen Zahl anderer Netzbetreiber nicht sachgerecht beeinflusst habe. Es sei daher nochmals eine Korrektur durchgeführt worden, in deren Folge die Effizienzgrenzen auf Basis der DEA und der SFA mit dem korrigierten Wert für den betreffenden Gasnetzbetreiber - unter Beibehaltung des bisherigen Effizienzvergleichsmodells - neu ermittelt und der Großteil der im Januar und Februar 2019 angehörten Effizienzwerte für die Bescheidung der Erlösobergrenzen 2018 ff. abgeändert worden sei. Dies habe für die Betroffene zu dem o.g. (gegenüber dem zuletzt mitgeteilten Wert besseren) Effizienzwert geführt. Bezogen auf die Modellfindung sei der verwaltungsintern gesetzte Stichtag (31.08.2018) aufrechterhalten worden. Durch die Korrektur hätten sich für die ursprüngliche Spezifikation des OLS/SFA-Modells nur geringfügige Änderungen der Gütekriterien und der Regressionskoeffizienten ergeben. Es habe daher keine Veranlassung bestanden, das Modell zu verändern. Wegen der Begründung im Einzelnen wird auf die Gründe des angegriffenen Beschlusses verwiesen. Dagegen wendet sich die Betroffene mit ihrer form- und fristgerecht eingelegten Beschwerde. Sie meint, der Effizienzvergleich sei „schon von vornherein, also ohne eine dezidierte Auseinandersetzung mit einzelnen Fragen zur ökonomischen oder ökonometrischen Methodik“ rechtswidrig, weil er den Anforderungen des § 21a Abs. 5 EnWG und einschlägigen Entscheidungen des Bundesgerichtshofs nicht gerecht werde. Das Modell lasse einen fairen Vergleich der Effizienz der Verteilernetzbetreiber nicht zu, weil objektive strukturelle Unterschiede und die Heterogenität der Versorgungsaufgaben nicht hinreichend abgebildet würden. Die Bundesnetzagentur habe bei dem Effizienzvergleich auf Verteilernetzebene Netzbetreiber, die ausschließlich Hochdrucknetze betrieben (sog. „HD-VNB“) nicht berücksichtigen dürfen, jedenfalls aber sei der Besonderheit ihrer Versorgungsaufgabe nicht hinreichend Rechnung getragen. Daher sei der Effizienzvergleich in hohem Maße verzerrt. Der Effizienzwert der Betroffenen spiegele nicht ihre tatsächliche Effizienz im Vergleich zu den übrigen, mit ihr vergleichbaren Gasverteilernetzbetreibern (sog. „VNB“) wider und sei damit rechtswidrig. „HD-VNB“ würden mit den „übrigen VNB“ in einen Effizienzvergleich einbezogen, obwohl sie einen wesentlichen Einfluss auf die Effizienzwerte der DEA-Methode ausübten. Würden „die acht HD-VNB“ im aktuellen Effizienzvergleich bei unverändertem Modell einem separaten Benchmark unterworfen bzw. als Ausreißer eliminiert, ergebe sich eine deutliche Verbesserung des DEA-Effizienzwertes der Betroffenen auf 100 % (Beweis: Sachverständigengutachten). Durch den von der Bundesnetzagentur ermittelten Effizienzwert entstehe ihr gegenüber einem Effizienzwert, bei dessen Ermittlung die „HD-VNB“ unberücksichtigt blieben, ein wirtschaftlicher Nachteil von … EUR. Modellberechnungen der Betroffenen und ihrer Schwesterunternehmen legten nahe, dass die Heterogenität durch das in der SFA und DEA verwendete Parameterset nicht hinreichend abgebildet werde. Dazu seien ihre Effizienzwerte mit den weiteren Parametersets aus dem A.-Gutachten (vgl. dort S. 90 ff., 97 ff. und 106 ff.) ermittelt worden. Die resultierenden Effizienzwerte variierten in Abhängigkeit davon, ob die verwendeten Parameter die spezifische Versorgungsaufgabe der Betroffenen bzw. der Schwesterunternehmen abbildeten. Die best-of-DEA-Werte lägen zwischen 78,30 % und 105,00 %. „Interessant“ sei, dass diese Varianz komplett entfalle, wenn die „HD-VNB“ aus dem Datensatz bzw. als Ausreißer entfernt würden. Dann betrage die Effizienz bei allen untersuchten Parametersets zwischen 100 % und 105 % (Beweis: Sachverständigengutachten). Die „Verzerrung“ der Effizienzgrenze lasse sich schematisch anhand einer Simulation von Effizienzvergleichssituationen darstellen, in denen entweder keine „HD-VNB“ berücksichtigt (ähnlich wie in der ersten Regulierungsperiode), die „HD-VNB“ zwar berücksichtigt, aber vollständig als Ausreißer eliminiert (ähnlich wie in der zweiten Regulierungsperiode) oder die „HD-VNB“ berücksichtigt und nur unvollständig als Ausreißer eliminiert würden (ähnlich wie in der dritten Regulierungsperiode). Mithilfe der Originaldaten zur Durchführung des Effizienzvergleichs lasse sich belegen, dass die Effizienzgrenze der dritten Regulierungsperiode wegen der berücksichtigten „HD-VNB“ „steil nach oben gezogen“ worden sei. Die dadurch gesetzten Effizienzvorgaben seien für „die anderen VNB“ nicht erreichbar (Beweis: Sachverständigengutachten). Der Effizienzvergleich sei aus mehreren Gründen fehlerhaft. Die Bundesnetzagentur habe sich zu früh auf die Translog-Funktion festgelegt. Dies führe zu einer sehr starken Einschränkung der potenziell verwendbaren Parameter, wie BDEW, GEODE und VKU in ihrer Stellungnahme vom 18.02.2019 zum Gutachtenentwurf „Effizienzvergleich Verteilernetzbetreiber Gas der dritten Regulierungsperiode“ (dort S. 17) gerügt hätten. Infolge der „methodenimmanenten“ Begrenzung der Anzahl der Vergleichsvariablen könne die DEA die Unterschiede in den Versorgungsaufgaben nicht sachgerecht erklären. Dies gelte insbesondere für die Unterschiede zwischen der Versorgungsaufgabe der Betroffenen und der der „HD-VNB“ (Beweis: Sachverständigengutachten). Da die DEA gemäß Anlage 3 Ziffer 4 ARegV mit konstanten Skalenerträgen umzusetzen sei, sei eine detaillierte Beschreibung der Unterschiede der Versorgungsaufgabe erforderlich. Aufgrund der frühzeitigen Festlegung auf die Translog-Funktion sei die Bundesnetzagentur fehlerhaft davon ausgegangen, die Versorgungsaufgaben der in den Effizienzvergleich einbezogenen Verteilernetzbetreiber mit einer beschränkten Anzahl von Vergleichsparametern sachgerecht abbilden zu können. Der Erklärungsgehalt des Parameters „ Rohrvolumen “ sei dabei überschätzt, eine Berücksichtigung anderer kostentreibender Größen (z.B. Netzlänge bzw. Durchmesser und/oder die Differenzierung nach der Druckstufe) zu Unrecht verworfen worden. Dieser „Fehler“ führe dazu, dass die Versorgungsaufgabe der mit der Betroffenen vergleichbaren Netzbetreiber nicht sachgerecht abgebildet werde. Die Dimension „Bereitstellung von Kapazität“ werde im finalen Modell überbetont, da sowohl das Rohrvolumen als auch die Jahreshöchstlast einen diesbezüglichen Einfluss erklärten, wohingegen die Netzausdehnung unterrepräsentiert bleibe (Beweis: Sachverständigengutachten). Zu Unrecht habe die Bundesnetzagentur den Parameter „Rohrvolumen“ als geeigneten Proxy gleich für mehrere Eigenschaften der Versorgungsaufgabe angesehen. Dabei sei fehlerhaft unterstellt worden, dass die Wahl der Druckstufe endogen sei. Die Netzlänge werde mittels des Parameters „Gewichtung des Anteils vorherrschender Bodenklasse 4, 5 und 6 mit Netzlänge“ nur teilweise im Modell abgebildet. „Die HD-VNB“ seien aufgrund ihrer Kostenstruktur (Durchschnitt Kosten/Rohrvolumen … EUR/m³, Durchschnitt Kosten/zeitgleiche Höchstlast 38 EUR/nm³/h) als „auffällig“ einzustufen. Bei den „übrigen Netzbetreibern“ sei der Durchschnitt der Kosten/Rohrvolumen (mit … EUR/m³) und der Durchschnitt der Kosten/zeitgleiche Höchstlast (mit … EUR/nm³/h) deutlich höher. Daraus folge, dass kein zwingender Zusammenhang zwischen Rohrvolumen und Netzkosten bestehe, sondern zwischen Netzkosten und Druckstufen. Es habe daher nahegelegen, die Versorgungaufgabe der „HD-VNB“ z.B. über nach Druckstufen differenzierte Parameter abzubilden. Die Bundesnetzagentur habe verkannt, dass die Ausdehnung des Versorgungsgebietes sehr gut und treffend mittels des Parameters „Leitungslänge nach Druckstufe“ abgebildet und die Transportaufgabe damit – insbesondere deren Besonderheiten bezüglich der Betroffenen – sehr gut habe beschrieben werden können. Insbesondere hätten über diesen Parameter die unterschiedlichen Versorgungsaufgaben von Transport- und Verteilernetzbetreibern sehr gut und differenziert abgebildet werden können. Fälschlicherweise habe die Bundesnetzagentur angenommen, dass es in das Belieben der Netzbetreiber gestellt sei, ihre Versorgungsaufgabe in einer Druckstufe ihrer Wahl zu erfüllen. Die Druckstufenwahl im Gasbereich sei „weitgehend exogen“ und abhängig von der jeweiligen Transportfunktion des Netzes. Ein Fernleitungsnetzbetreiber werde Gas nicht in ND transportieren, ein örtlicher VNB nicht in HD 4. Genauso wenig transportierten alle VNB in gleichen Druckstufen, insbesondere dann nicht, wenn z.B. einige eher städtische Versorgungsaufgaben (dann örtliche Verteilernetzebene) hätten und andere eher ländliche (dann eher regionale Verteilernetzebene). Auch bei im Wesentlichen gleichen Transportaufgaben könne die Wahl zur Nutzung einer bestimmten Druckstufe durch netztopologische Besonderheiten unterschiedlich ausfallen. So könnten weitere Parameter der Versorgungsaufgabe – wie z.B. die Anzahl und Entfernung der Ausspeisepunkte, der Kapazitätsbedarf und die Druckanforderung der Ausspeispunkte – Einfluss auf die Wahl der Druckstufe haben (Beweis: Sachverständigengutachten). Selbst wenn dann noch Freiheitsgrade bei der Wahl der Druckstufe verblieben, sei zu berücksichtigen, dass der Effizienzvergleich Verteilernetzbetreiber unterschiedlicher Netzebenen zusammenfasse, so dass jedenfalls insoweit eine Differenzierung der Parameter geboten sei, denn insoweit sei die Versorgungsaufgabe in jedem Fall exogen beeinflusst. Die Durchführung getrennter Effizienzvergleiche für die „HD-VNB“ einerseits und die übrigen VNB andererseits sei daher nicht nur gerechtfertigt, sondern geboten gewesen. Die Ausreißeranalyse entspreche nicht dem Stand der Wissenschaft. Der F-Test sei im Rahmen einer DEA-Dominanzanalyse nicht anwendbar. Dem Problem der verdeckten Ausreißer sei nicht Rechnung getragen worden. Die Ausreißeranalyse versage, da die in der Gruppe der verglichenen Netzbetreiber verbliebenen „HD-VNB“ trotz ihrer heterogenen Versorgungsaufgabe und Kostenstruktur als Vergleichsunternehmen in den Effizienzvergleich eingingen. Damit setze sich der in der Überschätzung des Parameters „Rohrvolumen“ liegende „Mangel“ im Rahmen der Ausreißeranalyse fort. Die Wahl der Vergleichsparameter diene nicht nur der Ermittlung der Effizienzwerte, sondern sie wirke auf die Ausreißeranalyse fort. Diese „bestimme“ zugleich darüber, welche Vergleichsunternehmen als Ausreißer auszuschließen seien, wodurch der Kreis der Vergleichsunternehmen reduziert werde. Vor dem Hintergrund, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen des Effizienzvergleichs für die dritte Regulierungsperiode – anders als noch in den vorangegangenen Regulierungsperioden – einen größeren Spielraum hinsichtlich der Auswahl der Vergleichsparameter habe, seien die Vergleichsparameter so zu wählen, dass Ausreißer „verlässlich erkannt und aussortiert“ würden. Anderenfalls führten DEA und SFA zu verzerrten Ergebnissen (Beweis: Sachverständigengutachten). Durch die „bis zum Ende“ in den Effizienzvergleich einbezogenen „HD-VNB“ sei die Heterogenität der im Effizienzvergleich der dritten Regulierungsperiode berücksichtigten Verteilernetzbetreiber im Vergleich zur zweiten Regulierungsperiode deutlich gestiegen, weil im Effizienzvergleich der dritten Regulierungsperiode von acht „HD-VNB“ in der DEA nur zwei und in der SFA nur vier (nicht standardisierte Kosten) bzw. sechs (standardisierte Kosten) als Ausreißer eingestuft worden seien. Aus der im Vergleich zur zweiten Regulierungsperiode gestiegenen Anzahl der „HD-VNB“ lasse sich nicht herleiten, dass jene ihren „Exoten-Status“ verloren hätten und schon deswegen eine höhere Heterogenität nicht anzunehmen sei. Die dem entgegenstehende Betrachtungsweise des Senats im Beschluss vom 12.05.2022 (VI-5 Kart 2/21 (V) Rn. 122, juris) knüpfe rechtsfehlerhaft an die gestiegene absolute Anzahl der im Datensatz enthaltenen „HD-VNB“ an und sei nicht haltbar. Maßgeblich seien die im Effizienzvergleich nach Durchführung der Ausreißeranalyse weiterhin berücksichtigten „HD-VNB“, denn diese spannten mit anderen Benchmarking-Verteilernetzbetreibern die Effizienzgrenze auf. Dadurch verzerrten sie den Effizienzvergleich. Entscheidend für den „Grad der Verzerrung“ sei nicht die absolute Anzahl der (nach der Ausreißeranalyse im Sample verbleibenden) „HD-VNB“; vielmehr komme es auf die Frage an, ob die Heterogenität im Sample „auch weiterhin, also nach der Ausreißeranalyse“ bestehe und ob die „HD-VNB“ die Effizienzgrenze mit aufspannten und diese dadurch verzerrten. Insofern könne schon die Anwesenheit eines einzelnen Ausreißers genügen, um die Effizienzgrenze zu verzerren (Beweis: Sachverständigengutachten). Dadurch, dass die „HD-VNB“ quasi exklusiv die Parameter „Jahreshöchstlast“ und „Rohrvolumen“ belegten, verfehle die Ausreißeranalyse ihre Wirkung. Der Einfluss der „HD-VNB“ werde in der Peer-Analyse nicht hinreichend ersichtlich. Die extreme Heterogenität bei den Parametern „Rohrvolumen“ und „Jahreshöchstlast“ zwischen den „HD-VNB“ und den übrigen Gasverteilernetzbetreibern führe dazu, dass die „HD-VNB“ hinsichtlich beider Parameter den Effizienzvergleich derart stark dominieren, dass die Parameter keine wesentliche Unterscheidungskraft mehr für die „übrigen VNB“ hätten, was den Effizienzvergleich insgesamt stark verzerre (Beweis: Sachverständigengutachten). Spätestens bei der Validierung der Ergebnisse habe auffallen müssen, dass die Grundprämisse der Berücksichtigung objektiver struktureller Unterschiede nicht erfüllt sei. Der Verweis auf die vorgenommen grafischen und statistischen Untersuchungen des Modells mit ersetzten oder ergänzenden Parametern gehe an der Problematik vorbei, da diese Analysen unter denselben Verzerrungen litten. Dies gelte umso mehr, als überwiegend eine Nachbetrachtung der SFA erfolgt sei. Auch ein Vergleich der unternehmensindividuellen DEA-Effizienzwerte aus der zweiten Regulierungsperiode hätte die Gutachter an der Modellwahl zweifeln lassen müssen. Es sei logisch nicht nachvollziehbar, warum Unternehmen, die in der zweiten Regulierungsperiode in der DEA einen Effizienzwert von 100 % aufgewiesen hätten, nach weiteren fünf Jahren „ganz überwiegend erhebliche Ineffizienzen“ aufweisen sollten. Dieser Umstand lasse nur den Rückschluss zu, dass die Veränderungen auf die Modellgestaltung zurückzuführen seien. Das „statistische Gesamtbild allein“ stelle nicht sicher, dass die Auswahl der Vergleichsparameter die in § 13 ARegV gestellten Anforderungen erfüllten, die Heterogenität der Versorgungsaufgaben aller einzelnen Netzbetreiber möglichst weitgehend abzubilden. Dieser Schluss sei erst unter Bewertung der ingenieurwissenschaftlichen Eignung des gewählten Parametersatzes möglich. Mängel des Vergleichsmodells, die zu systematischen Verzerrungen der Bewertung für bestimmte Kombinationen der Vergleichsparameter (also bestimmte Arten von Netzbetreibern) führten, würden nicht dadurch geheilt, dass diese Verzerrungen im statistischen Gesamtergebnis des Effizienzvergleichs nicht auffielen (Beweis: Sachverständigengutachten). Hilfsweise verfolgt die Betroffene ihren Antrag auf Bereinigung des Effizienzwerts weiter. Dabei wiederholt sie ihren Vortrag aus dem Verwaltungsverfahren, ihre Versorgungsaufgabe sei in besonderem Maße durch eine große Netzausdehnung ihres Versorgungsgebiets bei vergleichsweise geringem Absatz gekennzeichnet. Dieser als Besonderheit zu wertende Umstand werde durch die Parameterauswahl im Effizienzvergleich nicht angemessen berücksichtigt (Beweis: Sachverständigengutachten, Beschwerdebegründung Rn. 46). Ihr Netzgebiet unterscheide sich strukturell von den Netzgebieten anderer Netzbetreiber, da es sich in einem außerordentlich ländlich geprägten Gebiet befinde, welches zudem in besonderem Maße von einem Bevölkerungsrückgang betroffen sei. Rund drei Viertel der Gemeinden im Netzgebiet seien durch eine Bevölkerungsdichte von unter 25 Einwohnern je km² geprägt. Im Übrigen nimmt die Betroffene Bezug auf ihre Ausführungen im Antrag vom 15.02.2019 und in der Stellungnahme vom 24.01.2020. Dort hatte sie zusätzlich geltend gemacht, die „Ländlichkeit“ des Netzgebiets lasse sich anhand der Kennzahlen Versorgte Fläche je Ausspeisepunkt, Anzahl Messstellen je km Netzlänge inkl. HAL sowie Netzlänge inkl. HAL je zeitgleicher Jahreshöchstlast nachweisen. Das Verhältnis der versorgten Fläche zur Anzahl der angeschlossenen Ausspeisepunkte sei bei ihr mit 0,0165 km²/AP (bzw. 60,6 AP/km²) besonders hoch, was ein typisches Anzeichen von „Ländlichkeit“ sei. Ihr Netzgebiet weise ein nur sehr geringes Verhältnis von 7,79 Messstellen pro km Netzlänge (inkl. HAL) - unter dem unteren Dezil der Netzbetreiber - auf. Das Verhältnis Netzlänge je zeitgleicher Höchstlast sei bei ihr mit 0,0051 km²/mn³/h außergewöhnlich hoch. Der ländliche Raum sei in den vergangenen Jahren gemeinhin von einem Bevölkerungsrückgang gekennzeichnet. In ihrem Netzgebiet sei ein Bevölkerungsrückgang von -8,24 % zwischen 2010 und 2015 zu verzeichnen. Aufgrund der „Ländlichkeit“ seien längere Netzlängen und eine größere Anzahl an Übernahme- und Odorierungsanlagen notwendig. Für eine geringe Anzahl von Messstellen müsse ein Anschlusspunkt vorgehalten werden. Die große Ausdehnung des Netzes führe generell zu höheren Betriebskosten und höheren Kosten, z.B. für die aufwendigere Störungsbehebung (Fahrtzeiten). Der Bevölkerungsrückgang führe dazu, dass Netzanlagen auf Basis ursprünglicher Bedarfsplanungen jetzt überdimensioniert erschienen und Hausbauanschlüsse rückgebaut werden müssten. Um bei Störungen am Gasnetz hinreichend schnell reagieren zu können, sei eine größere Anzahl von Standorten im Versorgungsgebiet notwendig, um die Zeitvorgabe der 30-Minuten-Regel zum Erreichen der Störstelle einhalten zu können. Dies führe zu höheren Personalkosten sowie zu sonstigen Kosten für den Bau und Betrieb von Stützpunkten. Nachdem die Betroffene zunächst auch die Bestimmung des Kapitalkostenabzugs (Anwendung der Übergangsregelung zum Sockeleffekt auf Baukostenzuschüsse und Netzanschlusskostenbeiträge sowie auf Anlagen im Bau und Berücksichtigung von Zinsaufwendungen) beanstandet hatte, hat sie ihre Beschwerde hinsichtlich dieses Beschwerdepunktes nach Hinweis auf die am 7.12.2021 ergangenen Beschlüsse des Bundesgerichtshofs (EnVR 6/21 „Kapitalkostenabzug“ und EnVR 22/21, jeweils juris, sowie EnVR 51/20, RdE 2022, 346 ff.) mit Schriftsatz vom 25.08.2022 zurückgenommen. Die Betroffene beantragt, den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 16.11.2020, BK 9-16/8169, aufzuheben und die Bundesnetzagentur zu verpflichten, eine Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Gerichts zu erlassen. Die Bundesnetzagentur beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Sie verteidigt die angegriffene Festlegung. Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen und die beigezogenen Verwaltungsvorgänge sowie das Sitzungsprotokoll Bezug genommen. II. Die zulässige Beschwerde hat aus den in der mündlichen Verhandlung eingehend erörterten Gründen in der Sache keinen Erfolg. Die Festsetzung der Erlösobergrenzen für die dritte Regulierungsperiode ist nicht zu beanstanden. I. Rechtmäßigkeit des Effizienzwerts Ohne Erfolg rügt die Betroffene den für sie von der Bundesnetzagentur auf der Grundlage der stochastischen Effizienzgrenzenanalyse (SFA Normal) ermittelten Effizienzwert von 92,8169 %. Die hiergegen vorgetragenen Einwendungen gehen fehl. 1. Nach Maßgabe der ARegV, die auch nach der Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs vom 2.09.2021 (C-718/18 Rn. 112, RdE 2021, 534 ff.) weiterhin Anwendung findet (vgl. nur BGH, Beschlüsse v. 7.12.2021 – EnVR 6/21 Rn. 9 „Kapitalkostenabzug“; v. 26.10.2021 – EnVR 17/20 Rn. 14 „Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor II“, jeweils juris; v. 8.10.2019 – EnVR 58/18 Rn. 60 ff. „Normativer Regulierungsrahmen“, RdE 2020, 103 ff.), führt die Bundesnetzagentur vor Beginn der Regulierungsperiode einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln (§ 12 Abs. 1 Satz 1 ARegV). Für Netzbetreiber, die im Effizienzvergleich als effizient ausgewiesen werden, gilt nach Anlage 3 Nr. 2 ARegV ein Effizienzwert von 100 Prozent, für alle anderen Netzbetreiber ein entsprechend niedrigerer Wert. Hierdurch wird gemäß der Anforderung des § 21a Abs. 5 Satz 4 EnWG sichergestellt, dass die Effizienzvorgabe durch ein Leistungs-Kosten-Verhältnis definiert wird, dessen Erreichbarkeit die Zahlen der (relativ) effizientesten Netzbetreiber dokumentieren (vgl. BGH, Beschluss v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 17, RdE 2014, 276 „Stadtwerke Konstanz GmbH"). 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. Die in §§ 12 ff. und Anlage 3 zu § 12 ARegV enthaltenen Vorgaben sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig (vgl. bereits BGH, Beschluss v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 22 aaO). Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen zum einen unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht, deren konkrete Auswahl der Verordnungsgeber der Regulierungsbehörde überlassen hat. Ein Spielraum besteht zum anderen für die Regulierungsbehörde auch dann, soweit bestimmte Parameter oder Methoden vorgegeben sind, da die Aufzählungen nicht abschließend sind, sondern der Regulierungsbehörde ausdrücklich die Möglichkeit einräumen, zusätzliche Parameter oder Methoden heranzuziehen (ausführlich dazu BeckOK EnWG/van Rossum, 4. Ed. 1.09.2022, § 83 Rn. 54 ff.). Dieser Spielraum kommt in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen einem Regulierungsermessen gleich (vgl. BGH, Beschlüsse v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 10, 24 ff. aaO; v. 7.10.2014 – EnVR 25/12 Rn. 26, RdE 2015, 73 ff. und v. 12.05.2018 - EnVR 43/16 Rn. 34 sowie EnVR 53/16 Rn. 55 „Stadtwerke Essen AG“). Nach der bereits zum Effizienzvergleich für die erste Regulierungsperiode Gas ergangenen, in den nachfolgenden Regulierungsperioden fortentwickelten Rechtsprechung kann die gerichtliche Kontrolle 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. Der regulierungsbehördlich genutzte Beurteilungsspielraum ist nach ständiger höchstrichterlicher Rechtsprechung (nur) dahingehend gerichtlich zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat. Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist allein dann zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität). Die Aufgabe der gerichtlichen Überprüfung des Effizienzvergleichs besteht daher nicht darin, die Modellierung der Vergleichsmethode im Regulierungsverfahren durch eine alternative Modellierung im Beschwerdeverfahren zu ergänzen oder zu ersetzen. Andernfalls läge die Auswahl zwischen mehreren den normativen Vorgaben entsprechenden Regulierungsmöglichkeiten letztlich bei den Gerichten, so dass diese die Regulierungsentscheidungen nicht (nur) überprüfen, sondern vielmehr selbst treffen würden und der Beurteilungsspielraum der Regulierungsbehörden ausgehöhlt würde (vgl. zu Vorstehendem nur BGH, Beschluss v. 21.01.2014 – EnVR 12/12 Rn. 41 aaO; zur Bestimmung von Qualitätselementen Beschlüsse v. 22.07.2014 - EnVR 59/12, RdE 2014, 495 ff. Rn. 13 „Stromnetz Berlin GmbH“ und EnVR 58/12 Rn. 13, juris; zum Eigenkapitalzinssatz Beschlüsse v. 9.07.2019 – EnVR 52/18, RdE 2019, 456 ff. Rn. 43 „Eigenkapitalzinssatz II“; v. 3.03.2020 – EnVR 26/18, RdE 2020, 319 ff. Rn. 26 „Eigenkapitalzinssatz III“; zum sog. XGen Beschluss v. 26.01.2021 - EnVR 7/20 Rn. 19, BGHZ 228, 286 ff. „Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor“; v. 26.10.2021 – EnVR 17/20 Rn. 16 aaO sowie zuletzt zur Festlegung einer Referenzpreismethode zur Berechnung der Netzentgelte für Fernleitungsnetzbetreiber Beschlüsse v. 5.07.2022 - EnVR 77/20 Rn. 34 ff. „REGENT“; EnVR 78/20 Rn. 33 ff.; EnVR 79/20 Rn. 34 ff.; EnVR 80/20 Rn. 34 ff.; EnVR 81/20 Rn. 33 ff., alle juris). Eine von der Bundesnetzagentur bei der Wahl der Methode oder deren Anwendung getroffene Auswahlentscheidung ist daher allein dann zu beanstanden, wenn der gewählte methodische Ansatz von vornherein ungeeignet ist, die Funktion zu erfüllen, die ihm nach dem durch die Entscheidung der Regulierungsbehörde auszufüllenden gesetzlichen Rahmen zukommt, oder wenn ein anderes methodisches Vorgehen unter Berücksichtigung aller maßgeblichen Umstände so deutlich überlegen ist, dass die getroffene Auswahlentscheidung nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann (vgl. BGH, Beschlüsse v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 39 aaO; v. 27.01.2015 – EnVR 39/13 Rn. 26, EnWZ 2015, 273 ff. „Thyssengas GmbH“; v. 9.07.2019 – EnVR 52/18 Rn. 37; v. 3.03.2020 – EnVR 26/18 Rn. 33; v. 26.01.2021 - EnVR 7/20 Rn. 28; v. 5.07.2022 – EnVR 77/20; EnVR 78/20; EnVR 79/20; EnVR 80/20; EnVR 81/20, jeweils aaO). Die Regulierungsbehörde hat gerade deshalb eine Methodenwahl zu treffen, weil es regelmäßig bei der Erfassung ökonomischer Gegebenheiten und Zusammenhänge nicht die eine richtige und in jeder Hinsicht zuverlässige Methode gibt (BGH, Beschlüsse v. 3.03.2020 – EnVR 26/18; v. 26.01.2021 - EnVR 7/20; v. 5.07.2022 – EnVR 77/20; EnVR 78/20; EnVR 79/20; EnVR 80/20; EnVR 81/20, jeweils aaO). Nach Maßgabe dessen darf auch die Einholung eines Sachverständigengutachtens nicht zu dem Zweck angeordnet werden, die Modellierung der Vergleichsmethode im Regulierungsverfahren einer vorsorglichen Überprüfung auf möglicherweise wissenschaftlich angreifbare Annahmen oder Auswahlentscheidungen zu unterziehen. Die Einholung eines Sachverständigengutachtens kommt erst dann in Betracht, wenn konkrete Anhaltspunkte dafür aufgezeigt werden, dass die von der Regulierungsbehörde gewählte Vorgehensweise aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar erscheint. Der auf diese Weise eingeschränkte gerichtliche Prüfungsmaßstab folgt aus den Grenzen der rechtlichen Determinierung und Determinierbarkeit der Aufklärung und Bewertung komplexer ökonomischer Zusammenhänge im Allgemeinen und der regulatorischen Aufgabe im Besonderen. Er ist sowohl mit Art. 19 Abs. 4 GG als auch mit dem Anspruch auf Gewährung effektiven Rechtsschutzes (Art. 101 Abs. 1 Satz 2 GG) vereinbar (vgl. BGH, Beschlüsse v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 40 f.; v. 3.03.2020 – EnVR 26/18; v. 26.01.2021 - EnVR 7/20, jeweils aaO). Hiergegen gerichtete Verfassungsbeschwerden hat das Bundesverfassungsgericht durch Beschluss vom 29.07.2021 (u.a. 1 BvR 1588/20, BeckRS 2021, 23595) nicht zur Entscheidung angenommen. Vor dem Hintergrund der o.g. Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs (vgl. EuGH, Urteil v. 2.09.2021 C-718/18 Rn. 112 aaO) hat der Bundesgerichtshof betont, dass die genannten Regelungen angesichts der durch das Unionsrecht geforderten Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden von externen Weisungen anderer öffentlicher oder privater Stellen wo auch immer möglich und bis zu der den Gerichten durch den Willen des nationalen Gesetzgebers gezogenen Grenze im Sinne einer Gewährleistung und Sicherung dieser Unabhängigkeit auszulegen sind. Das Unionsrecht fordert eine Auslegung der Anreizregulierungsverordnung dahin, dass dieser Unabhängigkeit so weit als möglich Geltung verschafft wird (vgl. BGH, Beschlüsse v. 26.10.2021 – EnVR 17/20 Rn. 14; v. 7.12.2021 – EnVR 6/21 Rn. 10, jeweils aaO). Nach diesen Grundsätzen haben die auf den Effizienzvergleich bezogenen Rügen der Betroffenen keinen Erfolg. 2. Der Effizienzvergleich und damit die Auswahl der Vergleichsparameter sind nicht zu beanstanden, wie der Senat bereits mit Beschlüssen vom 12.05.2022 (VI-5 Kart 2/21 (V) Rn. 122, RdE 2022, 357 ff., VI-5 Kart 3/21 (V) Rn. 127 und VI-5 Kart 6/21 (V) Rn. 123, jeweils juris) entschieden hat. Die von der Betroffenen vorgetragenen Einwendungen rechtfertigen keine abweichende Bewertung. 2.1 Die Vorgaben zur Entwicklung des Effizienzvergleichsmodells beziehen sich auf eines von zahlreichen Elementen – den Effizienzwert – im Rahmen einer komplexen Berechnung, die letztlich zur Festsetzung der Netzentgelte führt. Dieses Element - und damit die Effizienz des einzelnen Netzbetreibers - kann nicht eindeutig bestimmt, sondern von der Bundesnetzagentur unter Verwendung ökonometrischer Methoden lediglich abgeschätzt werden. Die dafür maßgeblichen Regelungen sind im Sinne einer möglichst weit reichenden Gewährleistung und Sicherung der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde auszulegen. § 13 ARegV enthält allgemeine methodische Vorgaben für die zu bestimmenden und in den Effizienzvergleich nach § 12 ARegV einzuführenden Parameter. Während sich die Aufwandsparameter nach § 13 Abs. 2 ARegV auf die nach § 14 ARegV ermittelten Kosten beziehen, enthält § 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV für die Vergleichsparameter (Strukturdaten) eine Aufzählung, die nicht abschließend ist. Überdies beinhalten § 13 Abs. 3 Satz 1 bis 3 ARegV methodische Vorgaben für die Kostentreiberanalyse. Danach sollen durch die Vergleichsparameter die Versorgungsaufgabe und die Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen Eigenschaften, topografischen Merkmale sowie strukturellen Besonderheiten aufgrund des demografischen Wandels des versorgten Gebietes abgebildet werden. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen, was nach § 13 Abs. 3 Satz 3 ARegV insbesondere bei solchen Daten anzunehmen ist, die messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar (exogen) und nicht redundant, d.h. in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind und die insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden (vgl. bereits zu § 13 ARegV a.F. BGH, Beschlüsse v. 9.10.2012 – EnVR 88/10, ZNER 2012, 601 ff. Rn. 40 „SWM Infrastruktur GmbH“; v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 46 aaO). Nach § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV in der hier anwendbaren, zum 17.09.2016 in Kraft getretenen Fassung soll durch die Auswahl der Vergleichsparameter die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Letzteres Erfordernis ist mit Wirkung vom 17.09.2016 aufgenommen worden; zugleich ist die Vorgabe von Pflichtparametern in § 13 Abs. 4 ARegV a.F. entfallen. Nach der Vorgängerfassung hatte die Bundesnetzagentur im Effizienzvergleich die Anzahl der Anschlusspunkte bzw. Ausspeisepunkte, die versorgte Fläche, die Leitungslänge sowie die zeitgleiche Jahreshöchstlast zwingend zu verwenden. Dieser Zwang sollte durch die Verordnungsänderung entfallen, was den Ermessensspielraum der Regulierungsbehörde bei der Parameterauswahl erhöhen sollte. Die Umsetzung der Vorgaben kann grundsätzlich sowohl durch ein Modell mit vielen als auch mit wenigen Parametern erfolgen, insbesondere dann, wenn dafür statistische Gütekriterien sprechen (Albrecht/Mallossek/Petermann in: Holznagel/Schütz, ARegR, 2. Aufl. 2019, § 13 ARegV Rn. 39). Nach der Verordnungsbegründung können dazu insbesondere Verfahren angewendet werden, die die statistische Signifikanz und das Zusammenwirken mehrerer Parameter gemeinsam testen. Weiter ist darauf zu achten, die Modelle nicht zu „übersättigen“, da sonst die Gefahr besteht, in ihrer Wirkung redundante Parameter auszuwählen (vgl. BerlKommEnR/Breßlein, 4. Aufl., § 13 ARegV Rn. 14 f.; Albrecht/Mallossek/Petermann aaO § 13 ARegV Rn. 43, 76 ff.). Für den Effizienzvergleich der dritten Regulierungsperiode besteht die Besonderheit, dass einerseits keine Pflichtparameter mehr bestehen und andererseits der Katalog der Beispielsparameter in § 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV ergänzt wurde um solche wie Messstellen und Rohrvolumen, die sich in den ersten zwei Regulierungsperioden als sinnvoll erwiesen haben (BR-Drs 296/16 S. 38). Nach der Intention des Verordnungsgebers soll der Wegfall der Pflichtparameter insbesondere dazu dienen, Verzerrungen und Fehlanreize – etwa infolge von Redundanz und dadurch Multikollinearität – zu vermeiden. Insoweit kommt der Vorgabe in § 13 Abs. 3 Satz 3 ARegV, wonach die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs durch Vergleichsparameter gestützt wird, die nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, d.h. insbesondere nicht schon durch andere Parameter abgebildet werden, besondere Bedeutung zu, da bei Verwendung zu vieler gleichgerichteter Vergleichsparameter die Gefahr besteht, dass potenziell vorhandene Ineffizienzen unentdeckt bleiben (vgl. Breßlein; Albrecht/Mallossek/Petermann, jeweils aaO). Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs steht der Bundesnetzagentur insbesondere sowohl hinsichtlich der Frage, ob sie weitere Vergleichsparameter heranzieht, als auch hinsichtlich der Frage, welche Parameter sie berücksichtigt, ein Spielraum zu (vgl. bereits zu § 13 Abs. 4 Satz 1 ARegV a.F. BGH, Beschluss v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 44 aaO; zum Effizienzvergleich Strom für die dritte Regulierungsperiode OLG Schleswig, Beschluss v. 1.02.2021 - 53 Kart 21/19 Rn. 70, juris). Dieser erstreckt sich auch auf die Frage, in welcher Form der Soll-Vorschrift des § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV durch die Auswahl der Vergleichsparameter Rechnung getragen wird. Die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber soll durch die Auswahl der Vergleichsparameter (lediglich) abgebildet werden, soweit dies möglich ist (BR-Drs. 296/16 S. 39). Insoweit obliegt es der Bundesnetzagentur, mögliche Zielkonflikte abwägend zu lösen bzw. zu entschärfen (so auch OLG Schleswig, Beschluss v. 1.02.2021 - 53 Kart 21/19 Rn. 84 aaO). Dabei erfordern es die genannten Vorgaben nicht, die Parameter so auszuwählen und so weit zu disaggregieren, dass sie jede Besonderheit der Versorgungsaufgabe abbilden, mit denen ein Netzbetreiber konfrontiert ist, geschweige denn in gleicher Weise. Derartige Anforderungen würden zu einer vom Verordnungsgeber nicht gewollten Überspezifikation, Überkomplexität und Überdimensionierung des Effizienzvergleichsmodells führen (vgl. OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss v. 16.06.2021 – VI-3 Kart 812/19 (V) S. 25, n.v.). Vor diesem Hintergrund gibt es nicht nur eine einzige Kombination von Parametern, die diesen Vorgaben entspricht. Aus wissenschaftlicher Sicht kommen vielmehr unterschiedliche Vorgehensweisen in Betracht, die alle mit gewissen Vor- und Nachteilen verbunden sind und von denen keine als die einzig zutreffende bezeichnet werden kann (vgl. zu § 13 Abs. 3 ARegV a.F. BGH, Beschluss v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 45 f. aaO). Im Licht der bereits dargestellten Vorgabe, der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde so weit als möglich Geltung zu verschaffen, beschränkt sich die gerichtliche Kontrolle darauf, ob alle in Betracht kommenden Parameter in die Erwägungen einbezogen wurden und die Kriterien für die Auswahl im Einklang mit den Vorgaben des Gesetzes und der ARegV stehen. Mit der Soll-Vorschrift in § 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV stehen die regulierungsbehördlichen Auswahlentscheidungen bei der Modellierung des Effizienzvergleichs dann im Einklang, wenn durch die Auswahl der Parameter die wesentlichen, über die Dimensionen der Versorgungsaufgabe definierten Anforderungen an die Netzbetreiber durch die Parameter abgebildet sind und keine Parameter bzw. Parameterkombinationen vorliegen, die zur Abbildung der Besonderheiten der Versorgungsaufgabe aller Netzbetreiber deutlich besser geeignet sind (vgl. BGH, Beschluss v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 24 ff. aaO; OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss v. 16.06.2021 – VI-3 Kart 812/19 (V) S. 26, n.v.). 2.2 Nach diesem Maßstab ist die von der Bundesnetzagentur getroffene Auswahl der Vergleichsparameter - auch mit Blick darauf, dass durch sie die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden soll - nicht zu beanstanden. Der Einwand der Betroffenen, objektive strukturelle Unterschiede und die Heterogenität der Versorgungsaufgaben würden im Effizienzvergleich nicht hinreichend abgebildet, bleibt ohne Erfolg. 2.2.1 Wie sich aus dem Gutachten der sie beratenden A. D. (dort S. 30 ff.) ergibt, hat die Bundesnetzagentur alle denkbaren Vergleichsparameter in ihre Betrachtung einbezogen und ihre Auswahl an den nach dem Gesetz und der ARegV maßgeblichen Kriterien ausgerichtet. Zunächst wurde, wie in Kap. 3.4.1 und 5.1 des Gutachtens detailliert dargestellt ist, eine Liste potentieller Kostentreiber erstellt, die geeignet sind, die verschiedenen Dimensionen der Versorgungsaufgabe zu beschreiben und damit zugleich der Heterogenität der Netzbetreiber Rechnung zu tragen. Die Priorisierung und Kategorisierung nach den verschiedenen Kategorien der Leistungserbringung erfolgte mithilfe von ingenieurwissenschaftlichen Erwägungen und analytischen Verfahren. Im Rahmen der ersten Kostentreibervorauswahl wurden mit den als Kostentreiber mit Priorität 1 eingestuften Parametern - insbesondere Anzahl der Ausspeisepunkte, zeitgleiche Jahreshöchstlast, Bodenklasse 4, 5 und 6 gewichtet mit der Netzlänge, Anzahl Messstellen und Rohrvolumen - sämtlich solche Parameter identifiziert, die schon in den Effizienzvergleichen vergangener Regulierungsperioden ausgewählt, d.h. als solche mit hohem Erklärungsgehalt identifiziert worden waren (Gutachten S. 59 ff.). Dabei handelte es sich – mit Ausnahme der Bodenklasse 4, 5 und 6 gewichtet mit der Netzlänge - um Parameter, die in der Neufassung des § 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV insbesondere als Beispielsparameter aufgeführt sind und die – teilweise – bereits Pflichtparameter der ersten und zweiten Regulierungsperiode waren (Jahreshöchstlast, Leitungslänge, Anzahl der Ausspeisepunkte). Zur Bestimmung des funktionalen Zusammenhangs zwischen Kostentreibern und Kosten wurden im Rahmen der Modellauswahl und Kostentreiberanalyse unterschiedliche funktionale Formen untersucht (vgl. Gutachten Kap. 3.4.2, 5.2). Nach konzeptioneller Bewertung der möglichen Funktionen und empirischer Überprüfung erfolgte die Wahl der Translog-Funktion (Gutachten S. 74, 76 ff., 81). Im Rahmen der Kostentreiberanalyse wurde untersucht, welche Parameter-Kombination die Versorgungsaufgabe bestmöglich beschreibt (vgl. Gutachten Kap. 3.4.3, 5.3). Die Parameterauswahl für das Effizienzvergleichsmodell erfolgte in drei Schritten: In einem ersten Schritt wurde ein Grundmodell für die Kernaufgaben von Gasverteilernetzbetreibern auf Basis von Parametern der Priorität 1 definiert. Dabei ergab die Analyse aller Kombinationen, dass das Modell mit den Parametern „Rohrvolumen“ (RVtot) (Ausdehnung des Versorgungsgebiets), „Jahreshöchstlast“ (JHLaus) (Bereitstellung der Kapazität), „Messstellen“ (MStot) (Transport zum Kunden, Granularität) und „Bodenklasse 4, 5, 6 gewichtet mit der Netzlänge“ den größten Erklärungsgehalt (97,7 %) aufweist (S. 84 f., 87 f.). Durch die zusätzliche Berücksichtigung verworfener Parameter der Priorität 1 ergab sich keine Verbesserung der Modellgüte (Gutachten Kap. 5.3.1, S. 88 ff.). In einem zweiten Schritt wurden die Parameter der Priorität 2 und 3 auf eine Verbesserung der Modellgüte hin getestet (Gutachten Kap. 5.3.2 + 5.3.3; S. 95 ff., 105 ff.). Die Analyse ergab, dass lediglich durch Hinzufügen des Parameters „Anzahl der Ausspeisepunkte > 5 bar“ eine (geringfügige) Verbesserung der Modellgüte erreicht wurde (97,8 %; Gutachten S. 96, 104). Schließlich wurde überprüft, ob durch Hinzufügen der zuvor verworfenen Parameter die Modellgüte erhöht werden konnte (Gutachten Kap. 5.3.4; S. 110; Annex E.3.1). Dadurch wurde sichergestellt, dass durch die Reihenfolge des Testens alternativer Parameter anhand der Prioritätenliste keine Pfadabhängigkeiten auftreten (Gutachten S. 35). Im Ergebnis ließ sich die Modellgüte dadurch nicht weiter erhöhen (Gutachten S. 110). Auf dieser Grundlage haben die Gutachter der Bundesnetzagentur das auf Seite 111 des Gutachtens beschriebene finale Modell in der Translog-Funktion empfohlen. Dieses erreicht einen Erklärungsgehalt von ca. 98 %, d.h. 98 % der Varianz in den Kostendaten kann durch das Modell erklärt werden (Gutachten aaO). Bei allen Schritten erfolgte die Parameterauswahl anhand der Kriterien „Ingenieurwissenschaftliche Einordnung“, „Signifikanz und Plausibiliät“ sowie „Informationsgüte des Modells“ (vgl. Gutachten Kap. 5.3 S. 82). Es handelt sich damit um eine ergebnisoffene Untersuchung, die unabhängig von den später anzuwendenden Effizienzvergleichsmethoden DEA und SFA durchgeführt wurde. Abschließend hat das Beraterkonsortium neben den dargelegten ökonometrischen Bewertungen überprüft, ob das gewählte Modell die in § 13 ARegV definierten Anforderungen erfüllt. Dabei hat es besonderes Augenmerk auf die strukturelle Vergleichbarkeit und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber gelegt (vgl. Gutachten Kap. 5.4.4; S. 117). Dabei haben sich keinerlei Hinweise auf eine systematische Benachteiligung einzelner Netzbetreibergruppen ergeben, insbesondere nicht der sog. „kombinierten Versorger“ (vgl. Gutachten S. 14, 259). 2.2.2 Ohne Erfolg rügt die Betroffene die Einbeziehung der von ihr als „HD-VNB“ bezeichneten Netzbetreiber in den Effizienzvergleich. Anhaltspunkte dafür, dass ein gesonderter Effizienzvergleich für die sog. „HD-VNB“ geboten war, zeigt die Betroffene nicht auf. Entsprechend geht auch die Rüge fehl, infolge der Einbeziehung der „HD-VNB“ sei der Effizienzvergleich „in hohem Maße verzerrt“. Die ARegV unterstellt alle Gasverteilernetzbetreiber in § 12 Abs. 1 Satz 1 ARegV einem – einheitlich durchzuführenden – Effizienzvergleich. Sonderregelungen sind grundsätzlich nur in § 22 ARegV für die Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen vorgesehen. Wie der Bundesgerichtshof mit Beschlüssen vom 12.06.2018 (EnVR 53/16 Rn. 13, RdE 2018, 424 ff. „Stadtwerke Essen“; EnVR 54/17 Rn. 44 und EnVR 43/16 Rn. 11 ff., jeweils juris) - bezogen auf den Effizienzvergleich für die zweite Regulierungsperiode Gas und die nach früherem Recht als regionale Fernleitungsnetzbetreiber einzustufenden Unternehmen – entschieden hat, erfüllen sie die in § 3 Nr. 7 und 37 EnWG normierten Voraussetzungen für die Einordnung als Betreiber von Gasverteilernetzen. Sie sind damit grundsätzlich in den bundesweiten Effizienzvergleich einzubeziehen. Die von der Betroffenen geltend gemachten Unterschiede in Kostenstruktur der „HD-VNB“ zu „übrigen Netzbetreibern“ rechtfertigen keine abweichende Bewertung. Eine weitergehende Differenzierung dahingehend, dass für die Betreiber bestimmter Arten von Verteilernetzen ebenfalls ein gesonderter Effizienzvergleich durchzuführen ist, wird durch die gesetzlichen Vorgaben zwar nicht ausgeschlossen. Dieser ist jedoch nur dann geboten, wenn den Besonderheiten nicht durch eine geeignete Ausgestaltung eines gemeinsamen Effizienzvergleichs angemessen Rechnung getragen werden kann (vgl. BGH, Beschlüsse v. 12.06.2018 – EnVR 53/16 Rn. 44; EnVR 54/17 Rn. 44; EnVR 43/16, jeweils aaO). Nach diesem Maßstab hat die Bundesnetzagentur ihren Beurteilungsspielraum bei der Frage, ob für die in Rede stehenden Netzbetreiber ein gesonderter Effizienzvergleich geboten ist, fehlerfrei ausgeübt. Durch die Auswahl der Parameter wird nach den Feststellungen des Beraterkonsortiums die Versorgungsaufgabe aller Verteilernetzbetreiber-Typen – und damit auch die Heterogenität – abgebildet. Der Heterogenität wird u.a. durch die Definition der Prioritätenliste entlang der Versorgungsstufen Rechnung getragen (Gutachten S. 13) und nicht etwa durch eine - vorweggenommene - Ausreißeranalyse. Besonderheiten von Netzbetreibern mit hohem regionalen Transportanteil werden insbesondere durch die Parameter „Jahreshöchstlast“ und „Anzahl der Ausspeisepunkte > 5 bar“ erfasst, Besonderheiten sog. „Flächennetzbetreiber“, die Gas über weite Distanzen transportieren und in weniger dicht besiedelten Gebieten tätig sind, durch das Rohrvolumen (mit Querschnitt gewichtete Leitungslänge) und durch die Gewichtung der Bodenklassen mit der Netzlänge, Besonderheiten von Netzbetreibern, die eher im verdichteten städtischen Raum tätig sind, durch die Parameter „Rohrvolumen“ und „Anzahl der Messstellen“ (Gutachten S. 117). Danach ergibt sich weder ein Anhalt dafür, dass die Gruppe der sog. „HD-VNB“ aus der der Gasverteilnetzbetreiber so hervorsticht, dass sie nicht in einen gemeinsamen Effizienzvergleich aufgenommen werden könnte, noch für einen verzerrenden Einfluss. Die dem Senat bereits aus den von ihm entschiedenen Parallelverfahren bekannte Argumentation, die Heterogenität der am Effizienzvergleich teilnehmenden Netzbetreiber sei gegenüber der zweiten Regulierungsperiode dadurch gestiegen, dass sich die Anzahl der - von der Betroffenen als „HD-VNB“ bezeichneten - Netzbetreiber ohne Konzessionsgebiet von fünf auf acht erhöht habe (Beschwerdebegründung Rn. 89), bleibt ohne Erfolg. Nicht nur hat sich die absolute Anzahl der betreffenden Gasverteilernetzbetreiber – bei gleichzeitig leicht gesunkener Anzahl der insgesamt am Effizienzvergleich für die dritte Regulierungsperiode beteiligten Netzbetreiber – erhöht. Auch hat sich ihr Anteil in Relation zu allen grundsätzlich in den Datensatz einzubeziehenden Netzbetreibern im Vergleich zum vorangegangenen Effizienzvergleich vergrößert. Dies lässt sich – wie der Senat, der diesbezüglichen Argumentation der Bundesnetzagentur folgend, in seinen Entscheidungen vom 12.05.2022 ausgeführt hat – als Indiz gegen einen „Exoten-Status“ der sog. HD-VNB werten und spricht gegen die von der Betroffenen behauptete gestiegene Heterogenität der am Effizienzvergleich teilnehmenden Netzbetreiber im Vergleich zur zweiten Regulierungsperiode (vgl. Senat, Beschlüsse v. 12.05.2022 – VI-5 Kart 2/21 (V) Rn. 122, VI-5 Kart 3/21 (V) Rn. 127 und VI-5 Kart 6/21 (V) Rn. 123, jeweils aaO). Anlass, von dieser Sichtweise abzurücken, besteht nicht. Vor diesem Hintergrund geht die Rüge fehl, die Bundesnetzagentur habe der Besonderheit der Versorgungsaufgabe der „HD-VNB“ unzureichend Rechnung getragen. Die besonders starke Heterogenität einzelner Netzbetreiber wird durch die Ausreißeranalyse berücksichtigt, die dem Schutz vor überhöhten Effizienzvorgaben – und damit deren Erreichbarkeit und Übertreffbarkeit - dient (vgl. Gutachten S. 118). Die in verschiedenen Stufen durchgeführte Ausreißeranalyse ist grundsätzlich ein geeignetes Mittel, um zu verhindern, dass das Gesamtergebnis durch einzelne Extremwerte unangemessen beeinflusst wird (vgl. BGH, Beschlüsse v. 12.06.2018 – EnVR 53/16 Rn. 52, 58 ff.; EnVR 54/17 Rn. 52, 58 ff.; EnVR 43/16 Rn. 31 ff., jeweils aaO). Dass die Einbeziehung der genannten Unternehmen das Gesamtergebnis vorliegend dennoch durch einzelne Extremwerte in unangemessener Weise beeinflusst hätte, ist nicht ersichtlich. Bezogen auf die SFA wurden insgesamt 18 Unternehmen entweder bei standardisierten oder nicht standardisierten Kosten aus dem Datensatz entfernt. Zu den insgesamt 14 Ausreißern bei den nicht standardisierten Kosten gehörten nur vier Unternehmen mit hohem regionalen Transportnetzanteil; bei den standardisierten Kosten wurden von 15 Ausreißern sechs Unternehmen mit hohem regionalen Transportnetzanteil als Ausreißer entfernt (Gutachten S. 124). In der DEA wurden sechs Ausreißer, davon zwei mit hohem regionalen Transportanteil identifiziert (Gutachten S. 129). Danach wurde ein nicht unerheblicher Teil der von der Betroffenen angeführten Unternehmen als Ausreißer aus der Datengrundlage des Effizienzvergleichs entfernt. Von daher geht der Einwand fehl, durch die „bis zum Ende“ in den Effizienzvergleich einbezogenen „HD-VNB“ sei die Heterogenität der im Effizienzvergleich der dritten Regulierungsperiode berücksichtigten Verteilernetzbetreiber im Vergleich zur zweiten Regulierungsperiode deutlich gestiegen, weil - anders als in der zweiten Regulierungsperiode - nicht alle „HD-VNB“ über die Ausreißeranalyse ausgeschlossen worden seien. Unabhängig davon lässt sich aber auch eine Dominanz der im Datensatz des Effizienzvergleichs verbliebenen „HD-VNB“ bei den Peer-Unternehmen und eine Verzerrung des Effizienzvergleichs nicht feststellen. Das Gutachten enthält u.a. einen Analyse, inwieweit durch die einzelnen Unternehmen – und zwar nach der Ausreißeranalyse - Benchmarks gesetzt werden (vgl. Gutachten S. 133). Die Effizienzgrenze in der DEA wird nach den Feststellungen des Beraterkonsortiums von einer Vielzahl von Netzbetreibern aufgespannt. Unternehmen, die dabei im Vorfeld durch besondere Merkmalsausprägung aufgefallen sind - darunter auch Netzbetreiber mit einem hohen regionalen Transportanteil (vgl. Gutachten S. 56) -, heben sich dabei nicht unverhältnismäßig von den übrigen Peer-Unternehmen ab (Gutachten S. 133). Bei den nicht-standardisierten Kosten wird die Effizienzgrenze des finalen Effizienzvergleichsmodells (nach Ausreißeranalyse) von 17 Unternehmen, bei den standardisierten Kosten von 15 Unternehmen gebildet, von denen (nur) sechs sog. „HD-VNB“ sind. Diese gehören überdies weder mit Blick auf die Anzahl noch das Gewicht ihrer Beeinflussung der Effizienzwerte anderer Unternehmen zu den einflussreichsten Peer-Unternehmen (vgl. Gutachten S. 133, Tabelle 44). Danach besteht kein Anhalt dafür, dass die nach der Ausreißeranalyse in der DEA-Stichprobe verbliebenen „HD-VNB“ den Effizienzvergleich „verzerrten“. Mit den diesbezüglichen Feststellungen setzt sich die Betroffene nicht auseinander. Sie macht nur geltend, dass sich in einem Effizienzvergleich „ohne HD-VNB“ für sie und ihre in den heute entschiedenen Verfahren VI-5 Kart 9/21 (V) und VI-5 Kart 10/21 (V) beschwerdeführenden Schwesterunternehmen ein besserer Effizienzwert ergeben würde. Dies würde allerdings voraussetzen, dass die „HD-VNB“ (sämtlich) als Ausreißer zu eliminieren sind, wofür aber nach Maßgabe der Feststellungen der Bundesnetzagentur kein Raum ist. Eine Verzerrung des Effizienzvergleichs lässt sich damit nicht belegen. Aus den mit der Replik vorgelegten alternativen, simulierten Modellen kann die Betroffene daher nichts zu ihren Gunsten herleiten. Den diesbezüglichen Beweisantritten der Betroffenen auf Einholung von Sachverständigengutachten ist daher nicht nachzugehen. Dass die von der Bundesnetzagentur nach wissenschaftlicher Beratung gewählte Vorgehensweise zur Bestimmung des Effizienzvergleichsmodells in Widerspruch zu den Vorgaben aus § 21a EnWG und der ARegV stehen könnte, zeigt die Betroffene nicht auf. Dass ihr durch den von der Bundesnetzagentur ermittelten Effizienzwert gegenüber einem Effizienzwert, bei dessen Ermittlung die „HD-VNB“ unberücksichtigt bleiben, ein wirtschaftlicher Nachteil von 11,7 Mio. EUR entsteht, rechtfertigt ersichtlich keine abweichende Bewertung. Weder ergibt sich daraus ein Anhalt für die Ungeeignetheit des gewählten Modells unter Einbeziehung der sog. „HD-VNB“, noch für die greifbare Überlegenheit eines Effizienzvergleichsmodells ohne deren Einbeziehung. Überdies besteht keine Verpflichtung der Regulierungsbehörde, im Sinn einer „Meistbegünstigung“ die für einen Netzbetreiber günstigste Methode anzuwenden oder Entscheidung zu treffen, sofern sich nicht im Einzelfall aus dem Gesetz etwas anderes ergibt (vgl. BGH, Beschluss v. 26.01.2021 - EnVR 7/20 Rn. 25, 42 aaO). 2.2.3 Auch die Wahl der Translog-Funktion zur Abbildung des funktionalen Zusammenhangs zwischen Kostentreibern und Kosten ist nicht zu beanstanden, wie der Senat schon entschieden hat (Senat, Beschlüsse v. 12.05.2022 – VI-5 Kart 2/21 (V) Rn. 149 ff.; VI-5 Kart 3/21 (V) Rn. 138 ff. und VI-5 Kart 6/21 (V) Rn. 134 ff., jeweils aaO). Das Beraterkonsortium hat sich eingehend mit den theoretischen und empirischen Vorteilen der Translog-Funktion gegenüber alternativen Spezifikationen auseinandergesetzt (vgl. Gutachten S. 73 ff., 111). Danach sind grundsätzlich alle im Gutachten (dort S. 76 f.) beschriebenen funktionalen Funktionen (normiert-lineare, log-lineare Cobb-Douglas- und Translog-Funktion) geeignet, den Zusammenhang zwischen Kosten und Kostentreibern abzubilden. Letztere werden in der Produktionstheorie und wissenschaftlichen Literatur (statt einer normiert-linearen Form) empfohlen, da sie - im Gegensatz zur normiert-linearen Funktion - über eine breite wissenschaftliche Fundierung in der Produktions- und Kostentheorie verfügen und dem wissenschaftlichen Standard in der empirischen Literatur zum Kosten-Benchmarking von Energienetzbetreibern entsprechen (Gutachten S. 75, 111). Überdies sind Spezifikationen auf der Basis von Cobb-Douglas- oder Translog-Funktionen – anders als aufgrund von normiert-linearen Funktionen - in der internationalen Regulierungspraxis weit verbreitet (Gutachten S. 75 f., 77). In der ersten und zweiten Regulierungsperiode wurde allerdings – auch aufgrund der seinerzeitigen Vorgabe der Pflichtparameter und insoweit bestehender Multikollinearität (vgl. Gutachten S. 74 ff., 77 mit Fn. 61) – eine einfache normiert-lineare Verknüpfung der Vergleichsparameter gewählt. Für die dritte Regulierungsperiode hat sich das Beraterkonsortium mit überzeugenden Gründen für die Translog-Funktion entschieden, da diese als allgemeine bzw. flexiblere Form der Cobb-Douglas-Funktion - anders als letztere - auch Kreuz- und Quadratterme der Kostentreiber berücksichtigt. Überdies genießt sie nicht nur die größte Verbreitung in der relevanten wissenschaftlichen Literatur (vgl. Gutachten S. 77). Sie ist den beiden anderen Spezifikationen auch deshalb vorzuziehen, da sie aufgrund ihrer komplexeren funktionalen Form in der Lage ist, Skaleneffekte und Verbundvorteile zu modellieren (Gutachten S. 79, Annex E.3.2, S. 234 ff.). Die Annahme des Beraterkonsortiums, dass die Translog-Funktion den realen Zusammenhang besser beschreibt als die restriktivere Betrachtung ohne Kreuz- und Quadratterme, hat sich nach der vorgenommenen statistischen Überprüfung bestätigt (Gutachten S. 79, 112; Annex E.3.2, S. 234 ff.). Sowohl der im Rahmen der Parameterauswahl fortlaufend durchgeführte Likelihood-Ratio-Test (LR-Test) als auch der Wald-Test haben gezeigt, dass der funktionale Zusammenhang durch die Translog-Funktion besser beschrieben wird als durch die Cobb-Douglas-Funktion (Gutachten S. 86, 113). Trotzdem wurden – insbesondere mit Blick auf die vorangegangenen Regulierungsperioden – auch normiert-lineare Modelle getestet und die Kostentreiberanalyse alternativ auf Basis normiert-linearer Funktionen durchgeführt (vgl. Gutachten S. 79, 112, Annex E.3.2., S. 234 ff.). Danach hat sich die Translog-Funktion als die beste Wahl erwiesen, den Zusammenhang zwischen Kostentreiber und Kosten zu beschreiben, wie das Beraterkonsortium anhand des finalen Effizienzvergleichsmodells überprüft hat. Schon das Ausgangsmodell mit den drei Parametern „Rohrvolumen (RVtot)“, „Jahreshöchstlast (JHLaus)“ und „Messstellen (MStot)“ sowie den dazugehörigen Quadrat- und Kreuztermen erklärt rd. 96,9 % der Varianz der Kosten (nicht standardisierte und standardisierte Kosten) (Gutachten S. 86). Das finale Modell erreicht in der Translog-Funktion einen Erklärungsgehalt von rd. 98 % (vgl. Gutachten S. 111). Zu Recht ist die Bundesnetzagentur mit dem Beraterkonsortium davon ausgegangen, dass Gesetz und Verordnung eine Differenzierung für die Kostentreiberanalyse je nachdem, ob der Effizienzwert mithilfe der DEA oder der SFA ermittelt wird, nicht vorsehen (vgl. Gutachten S. 13). Nach den Vorgaben in § 13 Abs. 3 Satz 1 ARegV sollen die im Effizienzvergleich herangezogenen Parameter „die Versorgungsaufgabe“ beschreiben (vgl. § 13 Abs. 3 Satz 1 ARegV). Durch das in § 12 Abs. 3 ARegV vorgegebene Verfahren der Best-of-four-Abrechnung soll gewährleistet werden, dass relevante Kostentreiber in zwei sich ergänzenden Methoden eingesetzt werden. Vor diesem Hintergrund wurde sowohl in der ersten als auch zweiten Regulierungsperiode – ersichtlich unbeanstandet – regelmäßig eine gleichartige Parametrierung im Rahmen eines einheitlichen Effizienzvergleichs angewendet (vgl. Gutachten aaO). Die Bundesnetzagentur hat sich vor diesem Hintergrund in nicht zu beanstandender Weise für eine einheitliche Kostentreiberermittlung unter Verwendung identischer Parameter für beide Methoden entschieden, wie im angegriffenen Beschluss (dort S. 38) ausgeführt wird. Eine separate Kostentreiberermittlung und/oder die Verwendung unterschiedlicher Vergleichsparameter wird durch die genannten Vorgaben zwar nicht explizit ausgeschlossen. Anhaltspunkte dafür, dass die von der Bundesnetzagentur gewählte Vorgehensweise jedoch ungeeignet oder ein anderes methodisches Vorgehen ihr so deutlich überlegen ist, dass die Heranziehung identischer Kostentreiber als nicht mehr als mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann, sind weder ersichtlich noch aufgezeigt. Dass sich durch das Hinzufügen verschiedener Parameter oder durch die Verwendung weiterer Parametersets die Effizienzwerte einzelner Netzbetreiber verbessern ließen, zeigt weder, dass das gewählte Modell ungeeignet ist, noch dass ein anderes Effizienzvergleichsmodell eine deutlich überlegene Methodik darstellt. Von daher kommt es auch nicht weiter darauf an, dass die Betroffene nicht näher dargelegt hat, wie sich ihre Berechnungen vor allem in Verbindung mit der manuellen Herausnahme der sog. HD-VNB aus dem Datensatz auf die statistische Güte der daraus resultierenden Modelle (Signifikanz der Parameter, Erklärungsgehalt des Modells etc.) bzw. auf die Effizienzwerte der übrigen Netzbetreiber auswirken. Nach alledem geht der Einwand fehl, durch die Wahl der Translog-Funktion weise das Effizienzvergleichsmodell zu wenig Parameter auf. Der Grund für die höhere Anzahl der Parameter in der zweiten Regulierungsperiode gegenüber der dritten Regulierungsperiode (neun statt fünf Parametern) ist nicht die behauptete „Vorfestlegung“ auf die Translog-Funktion, sondern vielmehr u.a. die seinerzeitige Vorgabe von vier Pflichtparametern (Ausspeisepunkte, versorgte Fläche, Leitungslänge, zeitgleiche Jahreshöchstlast). Nach der Neufassung des § 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV ist die zusätzliche Aufnahme von Parametern nur geboten, wenn sich dadurch die Modellgüte verbessert. Die ist nach den genannten Feststellungen des Beraterkonsortiums nicht der Fall. Danach besteht keinerlei Anhalt für eine unzulässige Vorfestlegung auf die Translog-Funktion und eine dadurch bewirkte Parameterreduzierung. Vielmehr hat eine umfassende Abwägung stattgefunden, in die alle maßgeblichen Aspekte eingeflossen sind. Durch die gewählten fünf Parameter sind die Dimensionen und (damit) die Heterogenität der Versorgungsaufgabe vollumfänglich abgebildet. Von daher besteht auch kein Ansatz für die Einholung eines Sachverständigengutachtens, da die Betroffene weder die Ungeeignetheit der gewählten Methodik noch die greifbare Überlegenheit eines anderen Modells aufgezeigt hat. 2.2.4 Entgegen dem Einwand der Betroffenen hat die Bundesnetzagentur bei der Parameterauswahl nicht den Erklärungswert des Parameters „Rohrvolumen“ überschätzt. Entsprechend geht auch die Rüge fehl, der in einer Überschätzung des Parameters liegende „Mangel“ setze sich im Rahmen der Ausreißeranalyse fort. Wie der Senat bereits entschieden hat, ist die Auswahl des Parameters „Rohrvolumen“ ingenieurwissenschaftlich plausibel. Bereits im Effizienzvergleich der ersten und zweiten Regulierungsperiode hat er - seinerzeit als Pflichtparameter - einen hohen Erklärungsgehalt für die Ausdehnung des Versorgungsgebietes und die kapazitative Dimensionierung der Leitungen gezeigt (vgl. Gutachten S. 61). Mit ihm kann ausgedrückt werden, dass sich bei Rohren mit größerer Länge oder größerem Querschnitt höhere Kosten ergeben. Wegen seiner Zusammensetzung aus Rohrlänge und Rohrdurchmesser kann der Parameter dabei einerseits Aufschluss über die Ausdehnung des Gebiets geben, andererseits aber auch über die kapazitative Dimensionierung der Leitung. Da die Verlegungskosten durch das Leitungsmaterial (und damit die Leitungslängen und -durchmesser) und die Tiefbaukosten (und damit die Leitungslänge sowie die Breite und Tiefe des Grabens) beeinflusst werden, erfasst der Parameter die höheren Kosten bei Rohren mit größerem Querschnitt bzw. größerer Länge. Daher ist er nunmehr als Beispielsparameter in § 13 Abs. 3 Satz 4 Ziff. 3 ARegV aufgeführt. Durch das Beraterkonsortium für den Effizienzvergleich der dritten Regulierungsperiode wurde er als Parameter mit Priorität 1 eingestuft. Im Ausgangsmodell weist er in Kombination mit den Parametern „Jahreshöchstlast“ und „Messstellen“ - mit 96,9 % - den größten Erklärungsgehalt auf (Gutachten S. 84 ff.). Ob es geeignetere Parameter zur Beschreibung der Ausdehnung des Versorgungsgebiets gibt, ist getestet und ermessensfehlerfrei abgelehnt worden. So ergab sich durch die Hinzunahme der „Versorgten Fläche“ zur Abbildung der Ausdehnung des Versorgungsgebietes - unabhängig von der Definition der „Versorgten Fläche“ - kein höherer Erklärungsgehalt als im Ausgangsmodell; die Parameter wiesen zudem eine hohe Redundanz und infolgedessen Multikollinearität auf (Gutachten S. 89 f.). In Bezug auf die – als Pflichtparameter entfallene – Leitungslänge zeigten die Analysen, dass die Verwendung des „Rohrvolumens“ gegenüber der „Netzlänge“ einen höheren Informationsgehalt besitzt, da mit dem „Rohrvolumen“ zusätzlich der Durchmesser der Leitungen erfasst wird. Nach den Feststellungen des Beraterkonsortiums besteht zudem eine hohe Korrelation – mit Anzeichen für Multikollinearität bei der Leitungslänge – zwischen den Parametern. Überdies findet die Leitungslänge schon im Rahmen der Gewichtung der Bodenklassen Eingang in das Modell. Die zusätzliche Berücksichtigung der Leitungslänge erhöht den Erklärungsgehalt des Modells im Ergebnis lediglich minimal (Gutachten S. 92). Der hieraus gezogene Schluss, dass eine gemeinsame Berücksichtigung von Rohrvolumen und Leitungslänge nicht sinnvoll ist, ist nicht zu beanstanden. Ebenfalls getestet wurde die alternative Verwendung der Leitungslänge – und zwar auch disaggregiert - anstelle des Parameters „Bodenklasse 4, 5 und 6 gewichtet mit der Netzlänge“. Dabei ergab sich für beide Kostenarten eine Verschlechterung der Modellgüte (Gutachten S. 92 f.). Der Parameter „Rohrvolumen“ ist danach sowohl bei statistischer als auch bei ingenieurwissenschaftlicher Betrachtung geeignet, die Ausdehnung des Versorgungsgebiets abzubilden (Senat, Beschlüsse v. 12.05.2022 – VI-5 Kart 2/21 (V) Rn. 137; VI-5 Kart 3/21 (V) Rn. 164; VI-5 Kart 6/21 (V) Rn. 160, jeweils aaO; ebenso bereits OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss v. 16.06.2021 – VI-3 Kart 812/19 (V) S. 26 ff., n.v.). Ohne Erfolg rügt die Betroffene, dass keine Differenzierung anhand von Druckstufen erfolgt sei. Wie bereits ausgeführt wurde, sind die nach den Vorgaben des § 13 Abs. 3 ARegV auszuwählenden Parameter insbesondere dann geeignet, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen, wenn sie nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar sind (§ 13 Abs. 3 Satz 3 ARegV). Das Beraterkonsortium hat überzeugend festgestellt, dass durch die Aggregation der Parameter eine verbesserte Gleichbehandlung der Netzbetreiber erreicht wird, weil aggregierte Parameter keine bzw. nur eine geringe wiederholende Wirkung haben (Gutachten S. 13, 58). Eine systematische Disaggregation der Parameter nach Netzebenen (Druckstufen) hat es nicht für empfehlenswert erachtet, da die Auswahl der Druckstufen der Rohrleitungen - im Unterschied zu der eher exogenen Wahl der Spannungsebene von Stromnetzen - Gegenstand der Konzeption und Planung von Gasnetzen und damit endogen ist. Danach ist es nicht zu beanstanden, dass im Modell keine systematische Disaggregation nach Druckstufen vorgenommen wurde. Auch die Betroffene und ihre in den Verfahren VI-5 Kart 9/21 (V) und VI-5 Kart 10/21 (V) beteiligten Schwesterunternehmen räumen gleichlautend ein, dass in der Praxis „Freiheitsgrade“ der Netzbetreiber bei der Auslegung der Netze hinsichtlich der Druckstufenklasse bestehen (s.a. Replik Rn 95). Alle Beschwerdeführerinnen haben im Rahmen des Verwaltungsverfahrens übereinstimmend ausgeführt, zur Bestimmung der „optimalen“ Auslegung der Netze ein Netzberechnungsprogramm zu verwenden und sich auf dieser Grundlage für den Betrieb von Hochdrucknetzen mit geringerem Rohrvolumen entschieden zu haben (vgl. die Betroffene in Ziff. 3.2.4.1 ihrer Stellungnahme zur Anhörung). Wie die Betroffene zur Begründung ihres Antrags auf Bereinigung des Effizienzwerts ausgeführt hat, wurde die Entscheidung zum Betrieb des Hochdrucknetzes als Alternative zum Betrieb eines Niederdrucknetzes mit größeren Leitungsdurchschnitten oder zum Einsatz von Verdichterstationen getroffen. Der Einholung eines Sachverständigengutachtens zu der Frage, ob weitere Parameter der Versorgungsaufgabe – wie z.B. die Anzahl und Entfernung der Ausspeisepunkte, der Kapazitätsbedarf und die Druckanforderung der Ausspeispunkte – Einfluss auf die Wahl der Druckstufe haben können, bedarf es vor diesem Hintergrund nicht. Soweit vereinzelt aus ingenieurwissenschaftlicher Sicht eine Disaggregation sinnvoll erschien, hat das Beraterkonsortium diese im Rahmen der Kostentreiberanalyse getestet (vgl. Gutachten Kap. 5.3, S. 97 ff., 105 ff.). Dies führte, wie bereits ausgeführt, zu der Aufnahme des Vergleichsparameters „Anzahl Ausspeisepunkte > 5 bar“, da sich hierdurch eine Verbesserung der Modellgüte auf 97,8 % ergab. Damit werden gerade Besonderheiten von Netzbetreibern mit hohem regionalen Transportanteil erfasst (vgl. Gutachten S. 95 f., 104, 117). Disaggregierte andere Parameter, etwa die Anzahl der Messstellen und Netzlängen, erwiesen sich hingegen nicht als signifikant (Gutachten S. 97 ff., 105). Im Übrigen wurden abschließend noch einmal verworfene Parameter (Leitungslänge und Rohrvolumen differenziert nach Druckstufen) ergänzend geprüft. Dadurch ergab sich keine Verbesserung der Modellgüte (Gutachten S. 255 ff.). Insbesondere die Leitungslänge wurde disaggregiert in mehrfachen Kombinationen als fünfter Parameter anstelle der „Ausspeisepunkte > 5 bar“ getestet (Leitungslänge > 5 bar als fünfter Parameter, Leitungslänge > 5 bar als fünfter Parameter + Leitungslänge <= 5 bar statt des Rohrvolumens, Leitungslänge > 5 bar + Leitungslänge <= 5 bar statt Bodenklasse 4, 5, 6 gewichtet mit der Leitungslänge), ohne dass sich dadurch eine Verbesserung der Modellgüte ergab. Nach alledem zeigt die Betroffene mit ihrem Vortrag, die unterschiedlichen Versorgungsaufgaben von Transport- und Verteilernetzbetreibern hätten „sehr gut und treffend“ mittels des Parameters „Leitungslänge nach Druckstufe“ abgebildet werden können, weder die Ungeeignetheit des gewählten Modells noch die greifbare Überlegenheit einer anderen Methodik auf. Ihrem Beweisantritt zu der Frage, ob die Dimension „Bereitstellung von Kapazität“ im finalen Modell „überbetont“ werde, da sowohl das Rohrvolumen als auch die Jahreshöchstlast einen diesbezüglichen Einfluss erklärten, wohingegen die Netzausdehnung „unterrepräsentiert“ bleibe, ist daher nicht nachzugehen. Entgegen dem Einwand der Betroffenen fehlt dem Rohrvolumen – wie auch der Jahreshöchstlast – auch nicht die Differenzierungskraft. Die Input-Output-Gewichte auf Basis der DEA zeigen, dass die Parameter auch bei Netzbetreibern mit Konzessionsgebiet bedeutenden Einfluss auf den Effizienzwert haben. Die Input-Output-Gewichte der Peer-Unternehmen weichen nicht auffällig von den übrigen Netzbetreibern ab. 2.3 Die Durchführung der Ausreißeranalyse ist nicht zu beanstanden. Nach Anlage 3 Nr. 5 zu § 12 ARegV sind für die DEA und die SFA Analysen zur Identifikation von extremen Effizienzwerten (Ausreißern) durchzuführen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen. Die Ausreißeranalyse soll vor den Auswirkungen kleinerer Fehler in den Eingangsdaten schützen und überdies sicherstellen, dass Netzbetreiber mit extremen Ausprägungen nicht als Maßstab für alle übrigen Netzbetreiber gelten und so zu überhöhten Effizienzvorgaben führen (vgl. Gutachten S. 21; BerlKommEnR/Lismann, 4. Aufl., § 22 ARegV Rn. 51 ff.; Breßlein aaO § 12 ARegV Rn. 23; Albrecht/Mallossek/Petermann aaO § 12 Rn. 114). Entgegen der Einschätzung der Betroffenen geht es daher nicht darum, den Kreis der Vergleichsunternehmen auf strukturell vergleichbare Netzbetreiber zu reduzieren (so auch Gutachten S. 15). Vor diesem Hintergrund geht die Argumentation, die Ausreißeranalyse versage, da in der Gruppe der verglichenen Netzbetreiber trotz ihrer heterogenen Versorgungsaufgabe und Kostenstruktur „HD-VNB“ verblieben und als Vergleichsunternehmen in den Effizienzvergleich eingingen, schon im Ansatz fehl. Auch bedarf es nicht der Einholung eines Sachverständigengutachtens zu der abstrakten Behauptung, DEA und SFA führten zu verzerrten Ergebnissen, sofern Ausreißer nicht „verlässlich erkannt und aussortiert“ werden. 2.3.1 Die Ausreißeranalyse in der DEA wurde fehlerfrei entsprechend den Vorgaben in Anlage 3 Nr. 5 zu § 12 ARegV vorgenommen (vgl. Gutachten Kap. 2.4, 6.2). Sie führt auch zu sachangemessenen Ergebnissen (so auch OLG Düsseldorf, 3. Kartellsenat, Beschluss v. 16.06.2021 – VI-3 Kart 812/19 (V) S. 32, n.v.). 2.3.1.1 Dass die Bundesnetzagentur die Dominanzanalyse – wie in den vorherigen Regulierungsperioden im Gas- und Strombereich – unter Anwendung des F-Tests von Banker durchgeführt hat, ist nicht zu beanstanden. Ohne Erfolg rügt die Betroffene, angelehnt an die Stellungnahme des BDEW/VKU/GEODE (dort S. 24 ff.), dessen Anwendung sei rechtswidrig. Weder macht sie geltend, dass der F-Test von vornherein ungeeignet zur Eliminierung von Ausreißern ist, noch dass sich eine andere Vorgehensweise aus wissenschaftlicher Sicht als derart eindeutig überlegen darstellt, dass die von der Bundesnetzagentur getroffene Entscheidung für Banker’s F-Test als nicht mehr mit den gesetzlichen Vorgaben vereinbar angesehen werden kann. Nach den Feststellungen des Beraterkonsortiums entspricht Banker‘s F-Test als parametrischer Test dem Stand der Wissenschaft und erlaubt eine höhere Trennschärfe bei der Eliminierung von Ausreißern als nicht-parametrische Tests, die auf die Gleichheit von Verteilungen abstellen und Ausreißer später identifizieren (Gutachten S. 23 Fn.15). Die Rüge der Betroffenen, das Beraterkonsortium habe verkannt, dass der F-Test nicht für die Durchführung von Dominanztests entwickelt worden sei, geht fehl. Die Bundesnetzagentur und das Beraterkonsortium haben sich bereits im Lauf des Verwaltungsverfahrens intensiv mit der Frage der Anwendung von Banker‘s F-Test – ggfs. auch in Modifikation - oder alternativen Methoden (z.B. Wilcoxon, Kolmogorov-Smirnov, Paired t-test, bootstrapping) – u.a. ausgelöst durch ein Gutachten der Oxera Consulting LLP im Effizienzvergleich der Fernleitungsnetzbetreiber befasst. Daraufhin erfolgte u.a. eine eingehende Auseinandersetzung mit wissenschaftlichen Abhandlungen zur Anwendung des F-Tests gerade im Rahmen der nicht-parametrischen DEA (Bl. 10334 ff. VV). Nach den Analysen des Beraterkonsortiums führt das sog. bootstrapping – den Netzbetreibern nachteilig - zu einer kleineren Zahl von Ausreißern (Bl. 10145 VV). Die Kolmogorov Smirnov-Methode identifiziert keine Ausreißer in der DEA (Bl. 10531 VV). Sumicsid hat in Reaktion darauf keine eindeutige Überlegenheit von Wilcoxon, Kolmogorov-Smirnov, Paired t-test und bootstrapping gesehen (vgl. Stellungnahme Sumicsid v. 10.04.2019, Bl. 17031 ff. VV). Auch die Betroffene zeigt nicht auf, dass alternativ eine aus wissenschaftlicher Sicht anerkannte, besser geeignete Methode existiert. Von daher ist es nicht zu beanstanden, dass sich die Bundesnetzagentur für die Anwendung von Banker’s F-Test in modifizierter Form entschieden hat. Dies gilt gerade auch vor dem Hintergrund der Kontinuität zu früheren Regulierungsperioden, in denen die Anwendung zu keiner Zeit beanstandet wurde (so auch OLG Schleswig, Beschluss v. 1.02.2021 – 53 Kart 21/19 Rn. 87 ff. aaO). Anhaltspunkte für „Messfehler“ zeigt die Betroffene nicht auf. Weder setzt sie sich mit den diesbezüglichen Ausführungen im angegriffenen Beschluss (dort S. 11 ff., 20 ff., 41 f.) auseinander, die die Grundzüge der für den Effizienzvergleich maßgeblichen Datenerhebung und -validierung einschließlich der Korrektur von Datenfehlern vor und nach dem Stichtag 31.08.2018 wiedergeben, noch mit dem Gutachten des Beraterkonsortiums, das in Kapitel 4, ergänzt durch den „Annex D“, umfangreiche Ausführungen zu der für den Effizienzvergleich herangezogenen Datenbasis, insbesondere zu ihrer Plausibilisierung und Analyse mit Einzelheiten zu den Ergebnissen der Plausibilisierung der einzelnen Parameter enthält. Den Beweisantritten durch Einholung eines Sachverständigengutachtens ist in diesem Zusammenhang nicht nachzugehen. 2.3.1.2 Ohne Erfolg rügt die Betroffene - ebenfalls in Anlehnung an die Stellungnahme des BDEW/VKU/GEODE (aaO S. 32) -, das Ergebnis der Effizienzwertermittlung sei durch verdeckte Ausreißer verzerrt . Die bereits im Rahmen der Konsultation vielfach geforderte mehrfache Durchführung der Supereffizienzanalyse sieht die ARegV – wie das Beraterkonsortium zutreffend festgestellt hat (vgl. Gutachten S. 24) – nicht vor. Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs besteht kein Zweifel an der Rechtmäßigkeit der durchgeführten Ausreißeranalyse, nur weil eine wiederholte Durchführung zu einem höheren Effizienzwert einzelner Netzbetreiber führen würde (vgl. BGH, Beschluss v. 12.06.2018 - EnVR 54/17 Rn. 63 aaO). Auch insoweit gilt folglich, dass keine Verpflichtung der Regulierungsbehörde im Sinne einer Meistbegünstigung besteht, die für den Netzbetreiber günstigste Methode anzuwenden, es sei denn, aus dem Gesetz ergibt sich etwas anderes. Dafür ist nichts ersichtlich. 2.3.1.3 Mit dem Einwand, es sei nicht nachvollziehbar, „warum Unternehmen, die in der zweiten Regulierungsperiode in der DEA einen Effizienzwert von 100 % aufwiesen, nach weiteren fünf Jahren Anreizregulierung in dem aktuellen Vergleich nunmehr ganz überwiegend erhebliche Ineffizienzen aufweisen sollen“, wird weder die gewählte Methodik in Zweifel gezogen, noch aufgezeigt, dass eine greifbar überlegene Methode existiert. Dass sich die Effizienzwerte der Betroffenen und ihrer beschwerdeführenden Schwesterunternehmen verschlechtert haben, kann vielfältige Gründe haben. Die Veränderbarkeit des Effizienzwerts folgt naturgemäß schon daraus, dass er die relative Effizienz im Verhältnis zu anderen Netzbetreibern beschreibt. Die dafür relevanten Daten sind gerade nicht auf ewig festgeschrieben, sondern können sich etwa durch Netzübernahmen oder -abspaltungen, Erweiterungen oder den Rückbau von Betriebsmitteln sowie äußere Einflüsse ändern. Von daher lässt die Tatsache, dass sich die ermittelten Effizienzwerte der hier betroffenen Netzbetreiber verschlechtert haben, keinen Rückschluss auf eine vermeintlich fehlerhafte Durchführung des Effizienzvergleichs zu. Fakt ist, dass ein Großteil der Netzbetreiber durch die SFA-Methode, insbesondere mit nicht standardisierten Kosten, bessere Effizienzwerte erzielt hat (so auch die Betroffene (+ rd. 17 %) und ihre in den Parallelverfahren beschwerdeführenden Schwesterunternehmen). Der niedrigste Effizienzwert in der DEA lag bei 42,18 %. Insgesamt erreichten 19 Netzbetreiber in der DEA Effizienzwerte unter 60 % und lagen damit nur durch die SFA-Methode mit ihren Effizienzwerten über dem Mindestwert von 60 %. Nach alledem bleiben die gegen den Effizienzvergleich und den aus ihm abgeleiteten Effizienzwert der Betroffenen gerichteten Einwände ohne Erfolg. II. Bereinigung des Effizienzwerts Die von der Betroffenen geltend gemachten Umstände hat die Bundesnetzagentur zu Recht nicht als eine Besonderheit der Versorgungsaufgabe im Sinne des § 15 Abs. 1 ARegV anerkannt. Nach der hier anwendbaren, zum 22.08.2013 in Kraft getretenen Neufassung des § 15 ARegV hat die Regulierungsbehörde einen Aufschlag auf den nach §§ 12 bis 14 oder § 22 ARegV ermittelten Effizienzwert nur dann anzusetzen, wenn der Netzbetreiber nachweist, dass Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe im Sinne des Vorliegens außergewöhnlicher struktureller Umstände bestehen, die im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Abs. 3 und 4 ARegV nicht hinreichend berücksichtigt wurden und durch den Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind, und dies die nach § 14 Abs. 1 Nr. 1 und 2 ARegV ermittelten Kosten um mindestens 5 % erhöht. Die Änderung des § 15 ARegV dient nach dem Willen des Verordnungsgebers der ausdrücklichen Klarstellung, dass es sich bei dieser Regelung um eine eng auszulegende Ausnahmevorschrift handelt, die schon für den Zeitraum der gesamten zweiten Regulierungsperiode nur auf strukturelle Besonderheiten außergewöhnlicher Art Anwendung finden sollte. Zum einen hat der Verordnungsgeber den Begriff der „Besonderheit“ einer Versorgungsaufgabe konkretisiert und zum anderen den in § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV enthaltenen prozentualen Schwellenwert von zuvor mindestens 3 % auf mindestens 5 % der maßgeblichen Gesamtkosten deutlich angehoben. Zur Klarstellung sah sich der Verordnungsgeber vor dem Hintergrund der aktuellen Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs zur Auslegung der zuvor geltenden Fassung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV sowie der zwischenzeitlich in der Regulierungspraxis gewonnenen Erfahrungen im Hinblick auf die Normanwendung veranlasst. Nach der einschlägigen Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs war auch dann von dem Vorliegen einer „Besonderheit“ im Sinne des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV auszugehen, wenn die Ursache der Kostenerhöhung von mindestens 3 % ihrer Art nach nicht nur bei einzelnen Netzbetreibern auftritt. Dass die Regelung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV nur in Ausnahmefällen zur Anwendung komme, sah der Bundesgerichtshof allein durch den prozentualen Schwellenwert von 3 % sichergestellt (BGH, Beschluss v. 9.10.2012 – EnVR 88/10 Rn. 73 aaO). Mit den Änderungen der Regelung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV hat der Verordnungsgeber den sachlichen Anwendungsbereich – seiner ursprünglichen Absicht entsprechend – auf solche Fallkonstellationen beschränkt, in denen außergewöhnliche strukturelle Unterschiede gegeben sind. Dementsprechend ist die Regelung klarstellend dahingehend ergänzt worden, dass eine „Besonderheit“ der Versorgungsaufgabe nur bei außergewöhnlichen strukturellen Umständen vorliegen kann. Eine Bereinigung des Effizienzwertes soll nur aufgrund von Ursachen erfolgen, die ihrer Art nach nur bei einem einzelnen Netzbetreiber oder einer äußerst geringen Anzahl von Netzbetreibern, die im Rahmen des bundesweiten Effizienzvergleichs betrachtet wurden, in vergleichbarer Form bestehen. Erforderlich sind also Umstände, die entweder ein Alleinstellungsmerkmal oder jedenfalls nahezu ein Alleinstellungsmerkmal bilden. Darüber hinaus ist die Möglichkeit der Anerkennung von „Besonderheiten“ der Versorgungsaufgabe ausdrücklich auf solche Umstände beschränkt worden, die durch den jeweiligen Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind. Hintergrund dieser Ergänzung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV ist die Überlegung, dass ein Netzbetreiber eine Bereinigung seines Effizienzwertes nicht auf solche Umstände – wie etwa ein besonders veraltetes Anlagevermögen – stützen darf, die er selbst beeinflussen kann und damit zu verantworten hat (vgl. BR-Drs. 447/13 (Beschluss) S. 29; Hummel in: Theobald/Kühling, Energierecht, 116. EL Mai 2022, § 15 ARegV Rn. 18; Lismann aaO § 15 ARegV Rn. 41 ff.; Albrecht/Mallossek/Petermann aaO § 15 ARegV Rn. 38 ff., 54). Nach Maßgabe dessen hat es die Bundesnetzagentur zu Recht abgelehnt, die von der Betroffenen angeführten Gründe als Besonderheiten der Versorgungsaufgabe im Sinne des § 15 Abs. 1 ARegV anzuerkennen. 1. Zu Recht weist die Bundesnetzagentur zu dem von der Betroffenen angeführten Sachverhalt der „Ländlichkeit“ des Netzgebiets darauf hin, dass diese keine berücksichtigungsfähige Besonderheit der Versorgungsaufgabe darstellt, weil es schon an einem Alleinstellungsmerkmal fehlt. Die genannten ländlichen Strukturen finden sich – auch in Kombination mit dem schon nach Einschätzung der Betroffenen „gemeinhin“ zu verzeichnenden Bevölkerungsrückgang - bei vielen Netzbetreibern, worauf die Bundesnetzagentur in ihrer sehr ausführlichen Begründung der Ablehnung des Antrags völlig zu Recht hingewiesen hat (vgl. Beschluss S. 44 bis 81, 60). Entsprechend kann das allgemeine Phänomen, dass die netztechnische Anbindung von Ausspeisepunkten bei zunehmender Zersiedelung einen größeren Einsatz von Betriebsmitteln - insbesondere in Form von Leitungen - erforderlich macht, nicht die Annahme einer strukturellen Besonderheit rechtfertigen (vgl. Senat, Beschluss v. 12.05.2022 – VI-5 Kart 3/21 (V) Rn. 218, aaO). Auch von Bevölkerungsverlusten sind bundesweit strukturschwache ländlich-periphere Regionen betroffen. Das gilt vor allem für weite Gebiete Ostdeutschlands, in denen neben der Abwanderung auch ein außerordentlich großes Geburtendefizit zur Schrumpfung beiträgt (vgl. https://www.demografie-portal.de/DE/Fakten/bevoelkerungsentwicklung-regional-aktuell.html). Der Versuch der Betroffenen und ihrer an den Verfahren VI-5 Kart 9/21 (V) und VI-5 Kart 10/21 (V) beteiligten Schwesterunternehmen, das Vorliegen einer „außerordentlichen“ Ländlichkeit im Vergleich zu anderen Netzbetreibern mit jeweils ausgewählten Kennzahlen – hier: Versorgte Fläche je Ausspeisepunkt, Anzahl Messstellen je km Netzlänge inkl. HAL sowie Netzlänge inkl. HAL je zeitgleicher Jahreshöchstlast - zu begründen, geht fehl. Wie die Bundesnetzagentur zutreffend festgestellt hat, existiert keine klare Grenze, an der eine „Besonderheit“ der Ländlichkeit gemessen werden könnte. Eine - "ausgeprägte" - Betroffenheit lässt sich daher nicht aus der Rangposition bestimmter Kennzahlen ableiten (Senat aaO). Überdies weist die Bundesnetzagentur im angegriffenen Beschluss zu Recht darauf hin, dass bei der Betrachtung der aus der „Ländlichkeit“ resultierenden Nachteile auch gegenläufige Effekte in den Blick zu nehmen sind. Diese bestehen z. B. in der Notwendigkeit einer zum Teil aufwändigen Oberflächenwiederherstellung oder komplexeren Planungs- und Koordinierungsarbeiten, von denen der ländlich geprägte Netzbetreiber nicht in diesem Maße betroffen ist. Entsprechend hat auch die „Städteallianz“ ebenfalls eine Benachteiligung durch den Effizienzvergleich für sich reklamiert. Die Bundesnetzagentur ist vor diesem Hintergrund nachvollziehbar davon ausgegangen, dass sich insgesamt weitestgehend eine Neutralisierung von bei einseitiger Betrachtung vermeintlich belastenden Sachverhalten aus der „Ländlichkeit“ oder der städtischen Struktur durch entsprechend entlastende Sachverhalte ergibt (so auch Senat, aaO; zu gegenläufigen Effekten bei städtischen Netzbetreibern Westermann/Nachtkamp, ET 2009, 28 ff.). Die Betroffene ist dem nicht entgegen getreten. Ungeachtet dessen sind sowohl der Netzzuschnitt als auch die Konfiguration des Netzes einschließlich der Frage, wie weit der Netzbetreiber sein Netz in der Fläche ausrollt in hohem Maße auf bewusste unternehmerische Entscheidungen (der Vergangenheit) zurückzuführen, wie die Bundesnetzagentur im angegriffenen Beschluss völlig zu Recht festgestellt hat (vgl. Beschluss S. 61). Für die Folgen hat nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs nicht der Netzkunde, sondern der Netzbetreiber einzustehen (BGH, Beschlüsse v. 12.06.2018 - EnVR 53/16 Rn. 83; v. 7.10.2014 - EnVR 25/12 Rn. 43 ff.; v. 21.01.2014 - EnVR 12/12 Rn. 112 f., jeweils aaO). Nichts anderes gilt für den Aufbau eines Transportnetzes > 16 bar. Die technische Beschaffenheit wird in der Regel nicht von außen an den Netzbetreiberherangetragen, sondern ist von ihm beeinflussbar, so auch die Anzahl der netzinternen Ausspeisepunkte, der Netzkopplungspunkte zu vorgelagerten Netzen, die Netzlänge sowie die Anzahl der Übernahme- und Odorierungsanlagen. Es fehlt daher an einer berücksichtigungsfähigen Besonderheit der Versorgungsaufgabe. Weitere Einwände liegen nicht vor. Nach alledem ist die Beschwerde der Betroffenen zurückzuweisen. III. 1. Über die Kosten des Beschwerdeverfahrens ist gemäß § 90 Satz 1 EnWG nach billigem Ermessen zu entscheiden. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Betroffene mit ihrer Beschwerde, soweit diese nicht schon zurückgenommen wurde, keinen Erfolg hat. 2. Die Festsetzung des Gegenstandswerts für das Beschwerdeverfahren beruht auf § 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO. Da die Betroffene die Beschwerde hinsichtlich des Beschwerdepunkts Kapitalkostenabzug zurückgenommen hat, bemisst sich der Wert ab der Einreichung des Schriftsatzes am 25.08.2022 mit dem um diesen Punkt reduzierten Beschwerdewert (§§ 90 Satz 4 EnWG, § 4 Abs. 1 ZPO). IV. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung haben (§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG). Rechtsmittelbelehrung: Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Auf die Pflicht zur elektronischen Einreichung durch professionelle Einreicher/innen ab dem 01.01.2022 durch das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten vom 10. Oktober 2013, das Gesetz zur Einführung der elektronischen Akte in der Justiz und zur weiteren Förderung des elektronischen Rechtsverkehrs vom 5. Juli 2017 und das Gesetz zum Ausbau des elektronischen Rechtsverkehrs mit den Gerichten und zur Änderung weiterer Vorschriften vom 05.10.2021 wird hingewiesen. Die elektronische Form wird durch die Einreichung eines elektronischen Dokuments gewahrt, das für die Bearbeitung durch das Gericht geeignet ist und von der verantwortenden Person qualifiziert elektronisch signiert ist und auf einem zugelassenen elektronischen Übermittlungsweg gemäß § 4 Abs. 1 der Verordnung über die technischen Rahmenbedingungen des elektronischen Rechtsverkehrs und über das besondere elektronische Behördenpostfach (Elektronischer-Rechtsverkehr-Verordnung – ERRV) oder von ihr selbst auf einem sicheren Übermittlungsweg gemäß § 130a Abs. 4 ZPO, § 55a Abs. 4 VwGO eingereicht wird. Weitere Voraussetzungen, insbesondere zu den zugelassenen Dateiformaten und Übermittlungswegen sowie zur qualifizierten elektronischen Signatur, ergeben sich aus der ERRV in der jeweils gültigen Fassung. Über das Justizportal des Bundes und der Länder (www.justiz.de) können weitere Informationen über die Rechtsgrundlagen, Bearbeitungsvoraussetzungen und das Verfahren des elektronischen Rechtsverkehrs abgerufen werden. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Rechtsbeschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).