Beschluss (EU) 2022/444 der Kommission vom 28. Juni 2021 über die von Frankreich durchgeführte Beihilferegelung SA.49414 (2020/C) (ex 2019/NN) zugunsten der Betreiber von Infrastrukturen zur Erdgasspeicherung (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2021) 4494) (Nur der französische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR)

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18.3.2022 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 90/122 BESCHLUSS (EU) 2022/444 DER KOMMISSION vom 28. Juni 2021 über die von Frankreich durchgeführte Beihilferegelung SA.49414 (2020/C) (ex 2019/NN) zugunsten der Betreiber von Infrastrukturen zur Erdgasspeicherung (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2021) 4494) (Nur der französische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a, nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme nach den vorgenannten Artikeln (1) und unter Berücksichtigung dieser Stellungnahmen, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Mit Schreiben vom 23. Oktober 2017 setzten die französischen Behörden die Kommission von dem Vorhaben einer Reform des Rechts- und Regelungsrahmens für die Gasspeicherung (im Folgenden „Reform“) in Kenntnis. Die französischen Behörden meldeten dieses Vorhaben am 23. November 2017 vorab an und übermittelten der Kommission — im Anschluss an die Verabschiedung der Reform im französischen Parlament — weitere Informationen. (2) Mit Schreiben vom 28. Februar 2020 (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“) setzte die Kommission Frankreich von ihrem Beschluss in Kenntnis, das Verfahren (im Folgenden „förmliches Prüfverfahren“) nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union in Bezug auf diese Maßnahme einzuleiten. (3) Der Einleitungsbeschluss wurde im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Abgabe ihrer Stellungnahmen zu der fraglichen Maßnahme auf. (4) Im Rahmen des förmlichen Prüfverfahrens gingen bei der Kommission Stellungnahmen Beteiligter ein. Diese wurden den französischen Behörden übermittelt, die dadurch die Möglichkeit erhielten, dazu Stellung zu beziehen. Die französischen Behörden äußerten sich mit Schreiben vom 3. August 2020. (5) Die französischen Behörden übermittelten am 21. September 2020, am 26. Januar 2021, am 15. März 2021 und am 10. Mai 2021 weitere Informationen. 2. HINTERGRUND DER MAßNAHME 2.1. Die Erdgasspeicherung in Frankreich (6) Mithilfe von Untertage-Erdgasspeicherinfrastrukturen ist es möglich, Erdgasspeicher zu bilden, die an das Fernleitungsnetz angeschlossen sind. Sie sind in die Steuerung der Gasflüsse im Netz eingebunden. (7) Die Speicherung dient zum einen dazu, die Erdgasmenge im Netz und die Erdgasverbrauchsmenge im Gleichgewicht zu halten, zum Beispiel im Fall eines Versorgungsausfalls oder bei Nachfragespitzen im Zusammenhang mit einer Kältewelle im Winter. Zum anderen lässt sich durch Erdgasspeicher, in Kombination mit Gasrohrleitungen und Verdichtern, die Beförderung des Gases im Fernleitungsnetz aufrechterhalten, insbesondere bei Engpässen. (8) Die Betreiber der Erdgasspeicher bieten den auf dem Einzelhandels- und Großmarkt tätigen Erdgaslieferanten sowie den Betreibern der Fernleitungsnetze Speicherkapazitäten an. Die Bereitschaft der Erdgaslieferanten, für Speicherkapazitäten zu zahlen, folgt ziemlich exakt der Differenz im Erdgasverkaufspreis zwischen Sommer und Winter (im Folgenden „Spread“). Die Erdgaserzeugungsmenge ist das ganze Jahr über relativ stabil, der Erdgasverbrauch schwankt jedoch temperaturabhängig stark. (9) Es gibt in Frankreich 14 Speicherinfrastrukturen, von denen 11 in Betrieb (2) sind, und 3 Speicherbetreiber: — Storengy, 100%ige Tochter von ENGIE, besitzt und betreibt 12 Standorte — 3 davon sind aktuell in Reserve versetzt, 9 sind aktiv in Betrieb. Letztere bieten ein Nutzvolumen von 102,1 TWh (d. h. 74 % der Gesamtkapazitäten des Landes); — Teréga (vormals TIGF), die im Besitz von Snam (40,5 %), GIC (31,5 %), EDF Investissement (18 %) und Prédica (10 %) ist, betreibt einen Standort, der in Betrieb ist und ein Nutzvolumen von 33,1 TWh bietet (d. h. 24 % der Gesamtkapazitäten des Landes); — Géométhane, das im Besitz von Storengy (50 %), CNP (49 %) und Géostock (1 %) ist, gehört ein Standort, der in Betrieb ist und ein Nutzvolumen von 3,3 TWh bietet (d. h. 2 % der Gesamtkapazitäten des Landes). (10) Seit 2009 haben sich die jahreszeitlichen Schwankungen des Erdgaspreises verringert. Bis ins Jahr 2011 war der Spread so ausgeprägt, dass für die Lieferanten der Anreiz bestand, die Gesamtheit der Erdgasspeicherkapazitäten zu kontrahieren. Seit 2011 reicht der Spread nicht mehr aus, um den von den Betreibern angebotenen Speicherpreis (1,5 bis 2 EUR/MWh Spread bei einem Preis von 6 bis 7 EUR/MWh) zu decken. Entsprechend wurden die Speicherkapazitäten seit 2010-2011 nicht mehr vollständig kontrahiert. An drei Standorten wurde der Betrieb in den Jahren 2014 und 2015 reduziert (im Folgenden „in Reserve versetzt“). Die Kontrahierungsrate der in Betrieb befindlichen Speicherinfrastrukturen lag 2017-2018 bei 63 %. 2.2. Rechts- und Regelungskontext (11) Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit verabschiedete Frankreich zunächst 2014 einen Erlass, der die Erdgaslieferanten stärker als bisher verpflichtete, Erdgasspeicherbestände anzulegen. (3) Im weiteren Verlauf erachtete Frankreich dieses System als in mehrerer Hinsicht fehlerhaft und einige Erdgaslieferanten legten Rechtsmittel gegen den Erlass von 2014 ein, dessen Rechtmäßigkeit sie anzweifelten. In Anbetracht dieser Entwicklung entschied Frankreich, eine angepasste Maßnahme einzuführen, die Gegenstand des vorliegenden Beschlusses ist (im Folgenden „in Rede stehende Maßnahme“). (12) Im Übrigen ist für die Mitgliedstaaten in Artikel 33 der Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (4) die Möglichkeit vorgesehen, eine Regulierung für Speicherinfrastrukturen einzuführen. Die Erdgasspeicherung fällt zudem unter die Maßnahmen, die die Mitgliedstaaten einsetzen können, um für die Einhaltung der Pflichten gemäß Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates (5) zu sorgen, zu den dort genannten Bedingungen, insbesondere was die Pflicht zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung der Kunden im eigenen Land betrifft, wobei sichergestellt sein muss, dass der Erdgasbinnenmarkt weiterhin reibungslos und ununterbrochen funktioniert. 3. DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER IN REDE STEHENDEN MAßNAHME UND GRÜNDE FÜR DIE EINLEITUNG DES VERFAHRENS 3.1. Ziel des Mechanismus (13) Mit dem Regulierungsmechanismus soll erreicht werden, dass die Speicherinfrastrukturen in Betrieb gehalten werden, die erforderlich sind, um mittel- und langfristig die sichere Versorgung Frankreichs mit Erdgas zu gewährleisten. (14) Insbesondere soll über den Regulierungsmechanismus sichergestellt werden, dass die Kapazität des Netzes ausreicht, um die Nachfrage zu bedienen, insbesondere auch in Kälteperioden, und dass die Beförderung des Gases im Erdgasfernleitungsnetz, speziell bei Engpässen, funktioniert. 3.2. Rechtsgrundlage (15) Der Mechanismus für die Regulierung der wesentlichen Infrastrukturen zur Erdgasspeicherung fand über das Gesetz Nr. 2017-1839 vom 30. Dezember 2017 (6) (im Folgenden „Gesetz über Kohlenwasserstoffe“), das am 1. Januar 2018 in Kraft trat, Eingang in das Energiegesetzbuch. (16) Insbesondere ist in Artikel 12 des Gesetzes über Kohlenwasserstoffe bestimmt, dass der Geltungsumfang des Regulierungsmechanismus durch die mehrjährige Programmplanung für Energie (Programmation Pluriannuelle de l’Énergie, im Folgenden „PPE“) gemäß Artikel L.141-1 Energiegesetzbuch festgelegt wird. Die PPE wird — nach Stellungnahme mehrerer konsultierter Stellen — per Erlass verabschiedet und innerhalb von zwei fünfjährigen Laufzeiten mindestens alle fünf Jahre überprüft. Für den Zeitraum 2019-2028 ist die PPE durch Erlass Nr. 2020-456 vom 21. April 2020 (im Folgenden „Erlass Nr. 2020-456 über die PPE“) geregelt. (17) Darüber hinaus ist in Artikel 12 des Gesetzes über Kohlenwasserstoffe vorgesehen, dass die Energieregulierungsbehörde (Commission de la régulation de l’énergie, im Folgenden „CRE“) bestimmte Modalitäten des Regulierungsmechanismus festlegt, im Besonderen die Modalitäten der Versteigerung von Speicherkapazitäten, die genehmigten Erlöse der Speicherbetreiber und die Modalitäten der Erhebung dieses Erlöses durch die Vermarktung der Kapazitäten und über die Entgelte für die Nutzung des Erdgasfernleitungsnetzes und deren Weitergabe an die Speicherbetreiber (siehe Erwägungsgründe 20 bis 22). 3.3. Allgemeine Funktionsweise des Mechanismus (18) Der 2017 in Frankreich verabschiedete Regulierungsmechanismus für die Erdgasspeicherung beruht auf drei Grundsätzen. (19) Erstens ist der Geltungsumfang des Mechanismus auf die Untertage-Speicherinfrastrukturen abgestimmt, die erforderlich sind, um mittel- und langfristig die Versorgungssicherheit Frankreichs zu gewährleisten (7) (im Folgenden „wesentliche Speicherinfrastrukturen“): Die Liste der wesentlichen Infrastrukturen wird per die PPE betreffenden Erlass festgelegt. Diese Infrastrukturen sind von ihren jeweiligen Betreibern in Betrieb zu halten. (8) (20) Zweitens werden die Kapazitäten der wesentlichen Speicherinfrastrukturen nach Modalitäten, die die CRE festgelegt, versteigert. (9) Die Versteigerungen stehen jedem Lieferanten offen, der in einem Mitgliedstaat der Union oder in einem anderen Land ansässig ist und über eine Liefergenehmigung verfügt, die ihm den Zugang zum französischen Gasliefermarkt auf Groß- und Einzelhandelsebene erlaubt. Im Januar 2018 verfügten 213 Lieferanten aus Frankreich bzw. aus dem Ausland über eine solche Genehmigung. Die Einnahmen aus den Versteigerungen gehen direkt an die Speicherbetreiber. (21) Drittens gilt für die Betreiber wesentlicher Speicherinfrastrukturen eine Garantie bezüglich der Deckung ihrer Kosten, soweit diese den Kosten eines „effizienten Betreibers“ entsprechen. (10) Entsprechend erhalten sie eine regulierte Vergütung, die die CRE per Beschluss festlegt (im Folgenden „genehmigter Erlös“). Wenn die Einnahmen aus direkten Zahlungen ihrer Kunden unter den genehmigten Erlösen liegen, erhalten die Speicherbetreiber eine Ausgleichszahlung in Höhe der Differenz zwischen genehmigtem Erlös und erhaltenen Einnahmen (siehe Erwägungsgrund 89). Dieser Ausgleich wird durch die Erdgaslieferanten je nach ihrem Portfolio nicht unterbrechbarer Kunden, die sich nicht als „ohne Risiko abschaltbar“ erklärt haben und die an das öffentliche Erdgasverteilernetz angeschlossen sind, getragen (siehe Erwägungsgründe 104 und 105). Der Ausgleich wird vom Fernleitungsnetzbetreiber in Form einer speziellen Abgabe im Rahmen des Entgelts für die Nutzung des Fernleitungsnetzes („ATRT“-Tarif) erhoben und anschließend an die Speicherbetreiber abgeführt. (22) Wenn hingegen die Einnahmen der Speicherbetreiber über ihren genehmigten Erlösen liegen, sind die Speicherbetreiber verpflichtet, den Überschuss über das Entgelt für die Nutzung des Fernleitungsnetzes zurückzuzahlen (siehe Erwägungsgrund 90). 3.4. Geltungsumfang des Regulierungsmechanismus (23) Laut den Erläuterungen der französischen Behörden besteht die Methode zur Ermittlung der wesentlichen Speicherinfrastrukturen darin, dass zum einen die Infrastrukturen festgestellt werden, die erforderlich sind, um eine ausreichende Netzkapazität zur Bedienung der Nachfrage sicherzustellen, und zum anderen die Infrastrukturen, die erforderlich sind, um die Beförderung des Gases im Erdgasfernleitungsnetz sicherzustellen. 3.4.1. Erforderliche Infrastrukturen zur Sicherstellung einer ausreichenden Netzkapazität zur Bedienung der Nachfrage bei Kälteperioden (24) Das Maß an Versorgungssicherheit, das vom Gassystem erwartet wird, ist in Artikel R. 121-4 des Energiegesetzbuchs festgeschrieben. Das Ziel besteht darin, die Versorgung aller Verbraucher zu gewährleisten, die nicht vertraglich einer Versorgung zugestimmt haben, bei der im Fall besonders kalter Witterungsbedingungen, wie sie statistisch einmal alle fünfzig Jahre vorkommen, ggf. eine Unterbrechung auftreten kann. (25) Die Ermittlung der Infrastrukturen, die erforderlich sind, um die zur Bedienung der Nachfrage notwendige Netzkapazität sicherzustellen, beruht auf einer von den Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführten Arbeit, in deren Rahmen die Erdgasnachfrage während Kälteperioden, die einen bis dreißig Tage lang andauern, und die Kapazitäten für die Versorgung mit Erdgas, insbesondere über Verbindungsleitungen und Terminals für Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, im Folgenden „LNG“), miteinander abgeglichen werden. 3.4.1.1. Schätzung der Erdgasnachfrage (26) Zunächst untersuchten die französischen Behörden fünf Szenarien, die die prognostizierte Entwicklung des Erdgasverbrauchs über die nächsten zehn Jahre, ausgenommen Gas für die Stromerzeugung, abbildeten. Zugrunde gelegt wurde eine erwartete sinkende Nachfrage zwischen -2 % und -18 % in Bezug auf das Referenzjahr 2012. Die französischen Behörden entschieden sich schließlich für die Hypothese eines um 2 % rückläufigen Erdgasverbrauchs, ausgenommen Gas für die Stromerzeugung. (27) Anschließend wurde der durchschnittliche Erdgas-Tagesverbrauch während einer Kälteperiode — ohne Berücksichtigung des Erdgasverbrauchs für die Stromerzeugung und des Verbrauchs von Erdgas mit niedrigem Brennwert (im Folgenden „L-Gas“) — auf ca. 3 640 GWh/Tag im Jahr 2025 geschätzt. Im Übrigen wurde der Erdgasverbrauch für die Stromerzeugung während einer Kälteperiode auf 310 GWh/Tag geschätzt. (28) Die französischen Behörden bezogen auch den unterbrechbaren Teil der Erdgasnachfrage mit ein, also die Nachfrage vonseiten derjenigen Verbraucher, die mit dem Betreiber des Netzes, dem sie angeschlossen sind, einen Vertrag über eine unterbrechbare Versorgung geschlossen haben. Diesbezüglich waren zum Zeitpunkt der Durchführung des Regulierungsmechanismus die im Fall einer Kälteperiode anwendbaren Unterbrechbarkeitsinstrumente noch nicht ausdefiniert. Die französischen Behörden legten ein Unterbrechbarkeitspotenzial von 138 GWh/Tag zugrunde. (29) Die französischen Behörden stellten klar, dass die Abschaltung das letzte Mittel im Fall einer Versorgungskrise und kein Flexibilitätsmechanismus ist. Daher wurde die Abschaltung bei der Schätzung der Erdgasnachfrage in Kälteperioden nicht berücksichtigt. (30) Darüber hinaus wurde berücksichtigt, dass der durchschnittliche Verbrauch bei einer Kälteperiode von kurzer Dauer höher ist als der Durchschnittsverbrauch bei einer längeren Kälteperiode. (31) Schließlich berücksichtigten die französischen Behörden den schrittweisen Rückgang der Nutzung von L-Gas im Rahmen eines Umstellungsprogramms zugunsten von Erdgas mit hohem Brennwert (im Folgenden „H-Gas“), das heute 90 % des in Frankreich verbrauchten Erdgases ausmacht. Die Umstellung hat 2018 begonnen und soll spätestens 2028 beendet sein. Die französischen Behörden schätzen, dass die von L-Gas auf H-Gas umgestellte Nachfrage im Jahr 2025 180 GWh/Tag betragen wird. (32) Aus obigen Ausführungen folgt, dass die französischen Behörden die Gesamtnachfrage nach Erdgas im Fall einer Kälteperiode von vier Tagen auf etwa 4 000 GWh/Tag im Jahr 2025 schätzen. 3.4.1.2. Schätzung der Erdgas-Versorgungskapazität (33) In Bezug auf die Erdgas-Versorgungskapazität wurden bei den Schätzungen der französischen Behörden die Verbindungsleitungen, die Versorgung mit LNG über Flüssiggasterminals und die Leistungsfähigkeit der Erdgasspeicher berücksichtigt. (34) Erstens, betreffend die Verbindungsleitungen, beläuft sich die Schätzung der festen Kapazitäten, die auf der Annahme einer 100%igen Nutzung der festen Verbindungskapazitäten für H-Gas beruht, auf 1 780 GWh/Tag in Einfuhrrichtung und 425 GWh/Tag in Ausfuhrrichtung. (11) Die Nettoeinfuhren von H-Gas über Gasrohrleitungen werden auf 1 355 GWh/Tag geschätzt. (35) Die französischen Behörden haben darauf hingewiesen, dass ein Ausbau des Gasnetzes und der Verbindungsleitungen mit hohen Kosten verbunden wäre (12), insbesondere im Vergleich zur Nutzung bestehender Speicherinfrastrukturen. Aufgrund der langen Bauzeiten stünde diese Art Infrastruktur in jedem Fall nicht mittelfristig zur Verfügung. (36) Zweitens verfügen, was die Versorgung mit LNG anbelangt, die vier Flüssiggasterminals in Frankreich über eine Gesamtausspeisekapazität ins Netz von 1 160 GWh/Tag. (13) Diese Kapazitäten können jedoch nur unter der Voraussetzung mobilisiert werden, dass in den Tanks der Flüssiggasterminals LNG verfügbar ist. Die französischen Behörden gehen davon aus, dass bei einem Ereignis wie einer Kälteperiode von weniger als zehn Tagen nur der im Tank vorhandene LNG-Speicherbestand ausgespeist werden könnte. Bei einer Periode, die länger als zehn Tage anhält, könnten LNG geliefert und die Flüssiggasterminals mit maximaler Kapazität genutzt werden. Es wurden zwei Szenarien in Bezug auf die Frage des durchschnittlichen LNG-Speicherbestands in den Tanks zugrunde gelegt: ein Winter mit ungünstigster Witterung (Szenario 1) und ein Winter mit günstigster Witterung (Szenario 2). (37) Die zwei Szenarien bilden einen Nutzungsgrad der Flüssiggasterminals ab, der über dem durchschnittlichen Nutzungsgrad der Winter von 2011 bis 2018 liegt. Frankreich wählte schließlich Szenario 1 aus und schätzte das Ausspeisepotenzial der Flüssiggasterminals auf 330 GWh/Tag bei einer Kälteperiode von vier Tagen. (38) Die französischen Behörden haben angegeben, dass die bestehenden Verflüssigungsanlagen nahezu mit Maximalkapazität betrieben werden, damit sich die hohen Investitionskosten amortisieren. Darüber hinaus unterliegen fast alle LNG-Lieferungen langfristigen Verträgen, da diese Projekte sehr kapitalintensiv sind; die Mengen sind somit bereits vor ihrer Erzeugung verkauft. Im Übrigen erklärt sich durch die niedrigeren Kosten der Erdgasspeicherung in Gasform, weshalb die Speicherung von LNG weltweit nur wenig entwickelt ist. Daher stehen kurzfristig auch nur geringe Mengen LNG zur Verfügung. (39) Drittens haben die französischen Behörden bezüglich der Leistungsfähigkeit der Untertage-Erdgasspeicher erklärt, dass die Nutzung von Aquiferen, die 90 % der Speicherinfrastrukturen in Frankreich ausmachen, voraussetzt, dass diese jedes Jahr auf ein ausreichend hohes Niveau aufgefüllt und bis auf ein ausreichend niedriges Niveau entleert werden. Zudem sinkt die Entnahmeleistung mit abnehmendem Speicherfüllstand. (40) Da einerseits der durchschnittliche Füllstand der Speicherinfrastrukturen in den neun der Analyse Frankreichs vorangehenden Wintern am 1. Februar bei 42 % lag, und andererseits 85 % der Kälteperioden der letzten 70 Jahre vor dem 5. Februar begannen, legten die französischen Behörden die Hypothese zugrunde, dass zu Beginn einer Kälteperiode in jeder Speicherinfrastruktur eine einem Füllstand von 45 % des Nutzvolumens entsprechende Entnahmemenge zur Verfügung steht. (41) Im Übrigen berücksichtigten die französischen Behörden die Sicherheitsreserven, die die Erdgas-Fernleitungsnetzbetreiber bilden müssen, damit die Notfallversorgung der grundlegenden sozialen Dienste im Fall eines Ausfalls ihres Lieferanten sichergestellt ist, in Höhe einer Entnahmemenge von 124 GWh/Tag bei einem Füllstand von 45 % Nutzvolumen. (42) Auf Grundlage aller dieser Annahmen ermittelten die französischen Behörden für den Zeitraum zwischen 2019 und 2025 einen Speicherinfrastruktur-Jahresbedarf in Höhe eines Nutzvolumens von 138,5 TWh und einer Entnahmemenge von 2 376 GWh/Tag bei einem Füllstand von 45 % Nutzvolumen, damit sichergestellt ist, dass die Netzkapazität für die Nachfrage in einer Kälteperiode ausreicht. (14) 3.4.2. Erforderliche Infrastrukturen, um die Beförderung des Gases im Erdgasfernleitungsnetz sicherzustellen (43) Die französischen Behörden ermittelten darüber hinaus, welche Speicherinfrastrukturen erforderlich sind, um die Versorgung des gesamten Landes mit den Beförderungskapazitäten des Erdgasfernleitungsnetzes sicherzustellen. Dazu untersuchten sie die verschiedenen Engpass-Situationen, die im Fernleitungsnetz bestehen. (44) Die Fernleitungsnetzbetreiber (im Folgenden „FNB“) haben das Szenario ermittelt, das im Hinblick auf Engpässe am wahrscheinlichsten ist; dieses entspricht der Situation im betrachteten Zeitraum in einem Marktkontext, in dem die Lieferanten bestrebt sind, einerseits die Erdgaseinfuhren aus Norwegen und Russland zu maximieren (laut den französischen Behörden verfügen diese beiden Länder derzeit über die wettbewerbsfähigsten Erdgasquellen in Europa), und andererseits die Einfuhren von Flüssigerdgas zu reduzieren, da sich für selbiges in Asien mehr Gewinn erzielen lässt. In dieser Situation lassen sich vier hauptsächliche operative Grenzen ausmachen (siehe Abbildung 1 unten). Abbildung 1: Hauptsächliche operative Grenzen, die sich ggf. im Fernleitungsnetz erkennen lassen, wenn Lieferanten bestrebt sind, die Erdgaseinspeisungen über den Nordosten Frankreichs zu maximieren (45) In der Methodik ist berücksichtigt, dass die Erdgaslieferanten zwar LNG-Speicherbestände benötigen, damit sie in der Lage sind, die Nachfrage der Verbraucher zu bedienen, aber keinerlei technischen Einschränkungen bezüglich der standortmäßigen Aufteilung der LNG-Speicherbestände zwischen den vier Flüssiggasterminals in Frankreich unterliegen. (46) Es ist davon auszugehen, dass, sobald es zu Einschränkungen kommt, die Fernleitungsnetzbetreiber zunächst auf die unterbrechbaren Kapazitäten der Verbindungsleitungen zurückgreifen, um das Engpassproblem zu beheben. Dauert der Engpass an, wird das Erdgasvolumen festgestellt, das aus den der Engpassfront nachgelagerten Untertage-Speicherinfrastrukturen ausgespeichert werden muss. (47) Durch diese Vorgehensweise lässt sich feststellen, welche jeder Engpassfront nachgelagerten Untertage-Speicherbestände erforderlich sind, um die Beförderung des Gases im Erdgasfernleitungsnetz aufrechterhalten zu können. (48) Die Anwendung dieser Methode auf den Winter 2018-2019 ergab — für die größten Engpassfronten, die entstehen würden, wenn die Lieferanten versuchen, die höchstmögliche Menge an Erdgas über den Nordosten Frankreichs einzuspeisen — einen Untertage-Speicherbedarf mit kumulierten Nutzvolumen von schätzungsweise mindestens: — 16 TWh nach der Engpassfront NS4 (Speicherinfrastrukturen Izaute, Lussagnet und Manosque); — 54 TWh nach der Engpassfront NS3 (Speicherinfrastrukturen Céré-la-Ronde, Chemery, Izaute, Lussagnet und Manosque); — 55 TWh nach der Engpassfront NS2 (Speicherinfrastrukturen Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Izaute, Lussagnet, Manosque und Tersanne); — 64 TWh nach der Engpassfront NS1 (Speicherinfrastrukturen Beynes, Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Germigny-sous-Coulomb, Gournay-sur-Aronde, Izaute, Lussagnet, Manosque, Saint-Illiers-la-Ville und Tersanne). 3.4.3. Liste der Infrastrukturen, die in den Geltungsumfang der Regulierung fallen (49) Die französischen Behörden haben angegeben, dass die Ermittlung der wesentlichen Infrastrukturen nicht rechtzeitig vor dem Winter 2018-2019 abgeschlossen werden konnte. Daher wurde der Regulierungsmechanismus für das Jahr 2018-2019 vorläufig auf die Gesamtheit der Erdgasspeicherinfrastrukturen Frankreichs angewendet. Diese Infrastrukturen wurden in der PPE 2016 als für die Versorgungssicherheit erforderliche Infrastrukturen ausgemacht. (15) (50) Per Erlass vom 26. Dezember 2018 (16) wurden dann die drei Storengy-Standorte mit reduziertem Betrieb (Soings-en-Sologne, Saint-Clair-sur-Epte und Trois-Fontaines) sowie die Projekte Lussagnet Phase 1 (Teréga) und Manosque 2 (Géométhane) von der Liste der erforderlichen Infrastrukturen gestrichen. Diese Infrastrukturen sind seit Einführung des regulierten Zugangs zu Erdgasspeichern niemals genutzt worden. (51) Für den Zeitraum zwischen 2019 und 2023 sind nun im Erlass Nr. 2020-456 über die PPE die Untertage-Erdgasspeich