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)

Durchsuchbarer Text in vereinfachter Darstellung. Tabellen, Abbildungen und verbindliche Gestaltung bitte anhand der Originaldateien prüfen.

erinfrastrukuren festgelegt, die in Betrieb bleiben müssen, um mittel- und langfristig die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Sie stehen für ein Nutzvolumen von 138,5 TWh und eine Entnahmekapazität von 2 376 GWh/Tag bei einem Füllstand, der 45 % Nutzvolumen entspricht: Infrastruktur Betreiber Jahr der Inbetriebnahme Speicherart Beynes Storengy 1956 Aquifer Céré-la-Ronde Storengy 1993 Aquifer Cerville-Verlaine Storengy 1970 Aquifer Chemery Storengy 1968 Aquifer Etrez Storengy 1980 Salzkaverne Germigny-sous-Coulomb Storengy 1982 Aquifer Gournay Storengy 1976 Aquifer Lussagnet/Izaute Teréga 1957 Aquifer Manosque Géométhane 1993 Salzkaverne Saint-Illiers-la-Ville Storengy 1965 Aquifer Tersanne/Hauterives Storengy 1970 Salzkaverne Tabelle 1: Erdgasspeicheranlagen, die bis 2023 in Betrieb bleiben müssen (52) Der PPE ist zu entnehmen, dass im Zeitraum zwischen 2024 und 2028 mit einem rückläufigen Speicherbedarf zu rechnen ist. Die Liste der Speicherinfrastrukturen könnte bis 2026 um eine Entnahmekapazität in Höhe von mindestens 140 GWh/Tag bei 45 % Nutzvolumen reduziert werden. Angesichts der Unsicherheiten bezüglich der Volumen, die für die Versorgungssicherheit nach 2026 notwendig sind, müssten diese Volumen im Jahr 2023 bestätigt und in der nächsten PPE festgeschrieben werden. 3.5. Versteigerung der Speicherkapazitäten (53) Gemäß Artikel L.421-5-1 Energiegesetzbuch werden die regulierten Speicherkapazitäten nach Modalitäten versteigert, die von der CRE festgelegt werden. Insbesondere erfolgt, nach Beschluss der CRE vom 22. Februar 2018, die Versteigerung mit einem Reservationspreis von null. (17) (54) Bei den ersten Versteigerungen wurden folgende Ergebnisse erzielt: Speicherzeitraum Einnahmen (Mio. EUR) Durchschnittlicher Zuschlagspreis (EUR/MWh) 2018-2019 68,4 0,53 2019-2020 233,6 1,80 2020-2021 504,6 3,85 Tabelle 2: Ergebnisse der Versteigerungen und Einnahmen durch Zusatzverkäufe im Laufe des Jahres 3.6. Deckung des genehmigten Erlöses der Speicherbetreiber gemäß Festlegung der CRE (55) Nach den Bestimmungen von Artikel L.452-1 Energiegesetzbuch gilt: „Die Entgelte für die Nutzung der Fernleitungsnetze […] werden transparent und nicht diskriminierend mit dem Ziel festgelegt, dass sie die gesamten Kosten decken, die den Fernleitungsnetzbetreibern und den Betreibern der im selben Artikel L.421-3-1 genannten Speicherinfrastrukturen entstehen, soweit es sich dabei um Kosten effizienter Betreiber handelt.“ (56) Darüber hinaus ist im selben Artikel bestimmt, dass in diesen Kosten „die Merkmale der erbrachten Dienstleistung und die mit dieser Dienstleistung verbundenen Kosten berücksichtigt sind“ und dass, im Fall der Speicherbetreiber, diese Kosten insbesondere „eine normale Vergütung des investierten Kapitals“ umfassen. (57) Laut Artikel L.452-2 Energiegesetzbuch ist die CRE befugt, die „Methoden zur Bestimmung der Entgelte für die Nutzung der Erdgasfernleitungsnetze“ festzulegen und die Speicherbetreiber aufzufordern, ihr die Unterlagen, insbesondere buchhalterische und Finanzunterlagen, zu übermitteln, die zur Festlegung dieser Entgelte erforderlich sind. (58) Aus diesen Bestimmungen folgt, dass die CRE per Gesetz befugt ist, den genehmigten Erlös der Speicherbetreiber derart festzulegen, dass die Kosten eines „effizienten Betreibers“ gedeckt sind und eine normale Vergütung des investierten Kapitals gewährleistet ist. (59) Die CRE legte den vorausgeschätzten genehmigten Erlös per Beschluss zunächst für einen Regulierungszeitraum von zwei Jahren fest. Dieser erste Speichertarif galt für 2018 und 2019 („ATS 1“). (18) Die CRE harmonisierte anschließend den Regulierungsrahmen der Speicherbetreiber mit dem Rahmen anderer Infrastrukturtarife. Der zweite Speichertarif („ATS 2“) gilt ab 2020 für einen Zeitraum von 4 Jahren. (19) (60) Der generelle Ansatz zur Festlegung des vorausgeschätzten genehmigten Erlöses ist für die verschiedenen Speichertarife gleich. Die genehmigten Erlöse der Speicherbetreiber sind im Voraus von der CRE auf Grundlage der von den Betreibern übermittelten Vorausschätzung festgelegt worden. Sie werden anschließend über eine Rechnungsabgrenzung im Folgejahr und Ex-post-Überprüfungen angepasst. Die Kosten der Speicherbetreiber werden von der CRE in dem Maße berücksichtigt, wie sie als effizient betrachtet werden. (61) Nichtsdestoweniger wurde, angesichts der besonders kurzfristigen Durchführung der Reform, für 2018 und 2019 ein vereinfachter Rahmen angewendet. Die CRE legte für diesen ersten Zeitraum einen Tarifrahmen fest, bei dem die Abweichungen zwischen der Vorausschätzung und dem realisierten Ergebnis in Bezug auf alle Aufwendungen und Einnahmen im Nachhinein reguliert worden sind. Dieser Mechanismus garantiert, dass die Tarifhöhe letztlich streng den tatsächlichen Aufwendungen und Einnahmen des Betreibers entspricht. Für den Zeitraum 2020-2023 beabsichtigte die CRE, die Grundsätze der Anreizregulierung auf die Speicherinfrastrukturen auszuweiten, und entschied sich am Ende ihrer Analysen — vor dem Hintergrund eines rückläufigen Trends beim Erdgasverbrauch — für einen kontrollierten Entwicklungskorridor der Aufwendungen der Betreiber. (62) Nach der von der CRE festgelegten Methode ist der vorausgeschätzte genehmigte Erlös gleich der Summe aus den vorausgeschätzten betrieblichen Nettoaufwendungen (charges nettes d’exploitation, im Folgenden „CNE“), den vorausgeschätzten normativen Kapitalkosten (charges de capital normatives, im Folgenden „CCN“) und dem Abschluss der Rechnungsabgrenzungsposten (compte de régularisation des charges et des produits, im Folgenden „CRCP“) in Bezug auf das Vorjahr. Genehmigter Erlös = CNE + CCN + CRCP (63) In die Berechnung dieser Elemente fließen nur die Aktivitäten ein, die in den Geltungsumfang der Regulierung fallen. 3.6.1. Betriebliche Nettoaufwendungen (64) Die betrieblichen Nettoaufwendungen entsprechen den betrieblichen Bruttoaufwendungen (Energiekosten, externe Kosten, Personalausgaben, Steuern und Abgaben) eines „effizienten Betreibers“ nach Abzug der betrieblichen Erträge des Betreibers (insbesondere aktivierte Eigenleistungen, außertarifliche Erträge, Gewinne oder Verluste aus An-/Verkauf von gespeichertem Erdgas). (65) Angesichts der kurzfristigen Durchführung der Reform konnte die CRE für den Zeitraum 2018-2019 nicht bestimmen, ob die Kosten der Betreiber den Kosten eines „effizienten Betreibers“ entsprachen. Infolgedessen entsprechen die in diesem Zeitraum berücksichtigten Kosten letztlich den realen Kosten der Speicherbetreiber, die die CRE validiert hat. Für den Tarif ATS 2 hat die CRE einen Mechanismus der Anreizregulierung bei den betrieblichen Nettoaufwendungen, mit Ausnahme einiger vorab festgelegter Posten, eingeführt. So wird, mit einigen Ausnahmen, jede Abweichung in Bezug auf den Entwicklungskorridor, der für die betrieblichen Aufwendungen für den Zeitraum ATS 2 festgelegt worden ist, zulasten oder zugunsten des Betreibers gehen. 3.6.2. Normative Kapitalkosten (CCN) (66) Die CCN umfassen die Abschreibung und die Vergütung des Anlagekapitals. So bilden die CCN die Summe aus der Abschreibung des Bestands regulierter Aktiva (regulated assets base, im Folgenden „RAB“), der Vergütung des Anlagekapitals, die auf Grundlage der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (weighted average cost of capital, im Folgenden „WACC“) für den RAB, der bereits eingesetzt wird, berechnet wird, und aus den Kosten für den Schuldendienst, wenn es sich um Anlagen im Bau (im Folgenden „AiB“) handelt, ab. CCN = Abschreibung RAB + RAB x WACC + AiB x Kosten des Schuldendienstes (67) Die CRE hat bestätigt, dass diese Methode der vorschriftsmäßigen Praxis im Fall regulierter Anlagen auf den Erdgas- und Strommärkten in Frankreich und Westeuropa entspricht. (20) (68) Um die anfängliche Höhe des RAB-Wertes am 1. Januar 2018 („RAB-Anfangswert“ oder „Einstiegs-RAB“) festzulegen, verwendete die CRE die sogenannte Zeitwertmethode. (21) Dabei wird der wirtschaftliche Nettowert der Aktiva berechnet, indem i) der Bruttobuchwert der in den Büchern der Betreiber aufgeführten Aktiva (zurückliegende Baukosten) zugrunde gelegt, ii) dieser gemäß der Inflationsrate aktualisiert und dann iii) über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Aktiva im Wert gemindert wird. (69) Jedes Jahr verändert sich der RAB-Wert in Abhängigkeit folgender Faktoren: — Abschreibungen, auf Grundlage der wirtschaftlichen Nutzungsdauer der Aktiva, die vom RAB-Wert abgezogen werden; — neue, in Dienst gestellte Investitionen, die den RAB-Wert erhöhen; — ggf. den Aktiva, die vor ihrer endgültigen Abschreibung rückgebaut werden, die den RAB-Wert verringern; — Neubewertung der Aktiva gemäß Inflation (Verbraucherpreisindex mit Ausnahme von Tabak). (70) Die CRE ist der Ansicht, dass der Wert, der dem Anfangswert der Investitionen, die die Betreiber tätigen, am nächsten kommt, der Bruttowert der Aktiva ist, der in ihren Einzelabschlüssen aufgeführt ist. Laut CRE ist dieser Wert, der von Wirtschaftsprüfern im Rahmen der Jahresabschlussprüfung geprüft wird, ein dokumentierter und objektiver Wert. Diese Methode entspricht der Methode, die 2002 eingeführt wurde, als die Regulierung der Betreiber der Erdgasfernleitungsnetze in Kraft trat, und wird auch für die regulierten Flüssiggasterminals in Frankreich eingesetzt. (71) Die CRE hat nicht den „Neuwert“ der Aktiva berücksichtigt, sondern einen abgeschriebenen Wert, der mit den Abschreibungen gemäß Angabe der Speicherbetreiber vor 2018 übereinstimmt, damit die Allgemeinheit nicht eine Finanzlast trägt, für die bereits in der Vergangenheit gezahlt wurde, und auch nicht die Wertverluste bereits berücksichtigter Aktiva. (72) Bei der Mehrheit der Aktiva stimmen die Abschreibungszeiträume, die die Betreiber in ihren früheren Abschlüssen angewendet haben, und die Abschreibungszeiträume, die die Betreiber in ihren Tarifdossiers geltend machen, weitgehend überein. Darüber hinaus entsprechen sie dem auch in anderen Ländern üblichen Standard im Sektor. (73) Für Kissengas (22) hingegen hat die CRE die Forderung der Betreiber, eine einheitliche Abschreibungsdauer von 250 Jahren anzusetzen, abgelehnt. Die CRE hat dabei berücksichtigt, dass Kissengas, anders als andere Aktiva der Betreiber, von diesen über eine Dauer abgeschrieben worden ist, die je nach Betreiber und im Laufe der Zeit unterschiedlich lang war (von 25 Jahren bis 250 Jahren). Dementsprechend legte die CRE zur Ermittlung des RAB-Anfangswertes der Speicherbetreiber einen Abschreibungsgrad für Kissengas zugrunde, der mit dem buchmäßigen Abschreibungsgrad jedes der drei Betreiber im Einklang stand. Für die Zukunft hat sie die Abschreibungsdauer für Kissengas auf 75 Jahre festgelegt. Dies entspricht einer dreimaligen Verlängerung der 25-jährigen Betriebserlaubnis für Untertage-Kavernen. (74) Die wirtschaftliche Nutzungsdauer, die die CRE für die verschiedenen Aktiva-Kategorien der Betreiber angesetzt hat, ist wie folgt: Aktiva-Kategorien Regelhafte Nutzungsdauer Kissengas 75 Jahre Brunnen, Kavernen, Sammelbecken 50 Jahre Anlagen zur Verarbeitung, Verdichtung, Auslieferung, Messung 20 bis 30 Jahre Immobilien und Bauten 30 Jahre Verschiedene Materialien 10 bis 15 Jahre Software, Kleinmaterialien 5 Jahre Tabelle 3: Pro Aktiva-Kategorie angesetzte Abschreibungsdauer (75) Darüber hinaus beauftragte die CRE 2017 die externe Beratungsfirma […] mit der Prüfung des von den Speicherbetreibern geforderten RAB-Anfangswertes. Für Storengy ergab die Berechnung ein Ergebnis von [3 bis 5 Mrd. EUR]. (76) Im Fall von Teréga ergab eine zusätzlich von der Beratungsfirma PwC nach dem Ansatz „Discounted Cash-Flow“ durchgeführte Untersuchung einen RAB-Wert zwischen [1 und 2 Mrd. EUR]. (77) Für die Durchführung des Regulierungsmechanismus korrigierte die CRE daher die von den Speicherbetreibern geforderten RAB-Anfangswerte entsprechend der unabhängigen wirtschaftlichen Bewertung des Marktwertes der Aktiva. Die CRE setzte infolgedessen die folgenden RAB-Anfangswerte an: Am 1.1.2018 Storengy (Mrd. EUR) Teréga (Mrd. EUR) Géométhane (Mrd. EUR) Forderung des Betreibers 4,0 1,37 0,20 Von der CRE festgelegter RAB-Wert 3,5 1,15 0,19 Tabelle 4: RAB-Anfangswerte der Speicherbetreiber bei Inkrafttreten der Regulierung (78) Beim Vergütungssatz des Kapitals legte die CRE die WACC-Methode zugrunde, damit der Betreiber die Möglichkeit hat, seine Zinslast zu finanzieren und eine Eigenkapitalrendite zu erzielen, die mit der vergleichbar ist, die für Investitionen mit vergleichbaren Risiken möglich wäre. Die CRE gab an, dass die WACC eine Methode ist, die gemeinhin von den Regulierungsbehörden in Europa angewandt wird, um den Vergütungssatz der Aktiva regulierter Infrastrukturen zu bestimmen. (79) Auf Grundlage ökonomischer Studien und Untersuchungen externer Beratungsfirmen (23) setzte die CRE die WACC für die Jahre 2018 und 2019 mit 5,75 % an. Für den Zeitraum 2020-2023 hat die CRE einen WACC-Satz von 4,75 % angesetzt. Die Methode zur Festlegung der WACC für ATS 2 ist dieselbe, die für ATS 1 zugrunde gelegt wurde. Der geänderte Satz begründet sich durch die niedrigeren Finanzierungskosten, die geplante Senkung der Körperschaftsteuer und eine Erhöhung des Betafaktors der Aktiva. In der Erhöhung des Betafaktors der Aktiva spiegelt sich das finanzielle Risiko wider, insbesondere in Bezug auf verlorene Investitionen, die die Energiewende den Aktionären der Erdgasinfrastruktur-Unternehmen aufbürdet. (80) Da es keinen vergleichbaren börsennotierten Speicherbetreiber gibt, legte die CRE als Referenzsatz die WACC der Erdgas-FNB zugrunde und schlug eine spezielle Risikoprämie für die Erdgasspeicherung auf. Angesichts der Konzentration der Speicheranlagen, des geologischen Untertage-Risikos und des Risikos der Substituierbarkeit durch Flüssiggasterminals sowie Verbindungsleitungen mit dem Ausland ist diese Prämie auf 50 Basispunkte festgesetzt. (81) Die CRE hat darüber hinaus darauf hingewiesen, dass dieser Vergütungssatz niedriger als der Satz der regulierten Betreiber von Flüssiggasterminals (7,25 % bei Inkrafttreten der Maßnahmen) ist, deren Aktivität, insbesondere betriebswirtschaftlich betrachtet, risikoreicher ist, da es sowohl regulierte als auch nicht regulierte Flüssiggasterminals gibt und der Kundenkreis kleiner ist. Ferner führte die CRE das Beispiel des Vergütungssatzes von 6,5 % an, den die italienischen Regulierungsbehörden für die Erdgasspeicherung angesetzt haben. 3.6.3. Investitionen (82) Jedes Jahr legen die Betreiber von Untertage-Erdgasspeichern der CRE in Anwendung von Artikel L.421-7-1 Energiegesetzbuch ihr jährliches Investitionsprogramm zur Genehmigung vor. In diesem Zusammenhang achtet die CRE darauf, dass die „für eine gute Entwicklung der Speicher erforderlichen Investitionen getätigt werden und ein transparenter, nicht diskriminierender Zugang gegeben ist“. (83) Im zweiten Speichertarif hat die CRE einen Anreiz zur Kostenkontrolle für verschiedene Investitionskategorien eingeführt. 3.6.4. Rechnungsabgrenzung der Aufwendungen und Erträge (CRCP) (84) Der genehmigte Erlös wird von der CRE auf Grundlage der Vorausschätzungen der Betreiber bezüglich ihrer Aufwendungen und Einnahmen für das Folgejahr festgelegt. Die CRCP wurde eingeführt, um der Differenz zwischen den vorausgeschätzten Aufwendungen bzw. Erträgen und den tatsächlichen Aufwendungen bzw. Erträgen für eine bestimmte Anzahl vordefinierter Posten Rechnung zu tragen. Die CRCP schützt folglich die Betreiber in Bezug auf bestimmte Kosten- bzw. Einnahmeposten vor Schwankungen. Die CRCP wird ebenfalls für die Auszahlung der finanziellen Anreize zugrunde gelegt, die aus der Anwendung der Mechanismen zur Anreizregulierung resultieren, wie auch dafür, eventuelle Veräußerungsgewinne oder verlorene Investitionen nach Freigabe durch die CRE zu berücksichtigen. (85) Beim Tarif ATS 1 legte die CRE in der ersten Periode der regulierten Gasspeicherung einen Tarifrahmen zugrunde, bei dem die Abweichung zwischen den vorausgeschätzten Aufwendungen und Einnahmen und den realisierten Aufwendungen und Einnahmen in ihrer Gesamtheit im Nachhinein reguliert wurde. Der Tarif war somit zu „100 % CRCP“ und es bestanden keinerlei Anreize bezüglich irgendeines Aufwands- oder Ertragspostens. (86) Beim Tarif ATS 2 wendet die CRE in Bezug auf die CRCP einen Geltungsbereich an, der dem allgemeinen Rahmen der Gesamtheit aller Tarife der Stromnetze und Erdgasinfrastrukturen entspricht. So fallen nur bestimmte, vorab festgelegte Posten unter eine nachträgliche Deckung der Abweichung zwischen Vorausschätzung und tatsächlichem Ergebnis im Rahmen der CRCP. Bei diesen im Rahmen der CRCP gedeckten Posten handelt es sich insbesondere um Investitionsausgaben oder die Einnahmen durch Vermarktung. Hingegen unterliegt nahezu die Gesamtheit der betrieblichen Aufwendungen einer Anreizsetzung, die vollständig (100 % der Abweichung zwischen Vorausschätzung und tatsächlichem Ergebnis gehen zulasten oder zugunsten des Betriebs) oder anteilig (zum Beispiel für die Energieaufwendungen, bei denen der Anreiz bei 20 % bis 80 % der Abweichung im Rahmen der CRCP liegt) sein kann. 3.7. Begünstigte (87) Zu den Begünstigten der Maßnahme zählen die Betreiber von Erdgasspeicherinfrastrukturen, die in den Geltungsbereich des Regulierungsmechanismus fallen. Seit Inkrafttreten der Maßnahme sind das Storengy, Teréga und Géométhane. 3.8. Finanzierung der Maßnahme über Entgelte für die Nutzung der Fernleitungsnetze (88) Die Finanzierung der genehmigten Erlöse der Speicherbetreiber erfolgt zum einen über die Einnahmen, die den Speicherbetreibern direkt zufließen, und zum anderen, wenn diese Einnahmen unterhalb ihres genehmigten Erlöses liegen, über den Ausgleich für die Speicherung in Höhe der Differenz zwischen dem genehmigten Erlös und den direkt zugeflossenen Einnahmen. Ausgleich = genehmigter Erlös — direkt zugeflossene Einnahmen (89) Die Einnahmen, die den Betreibern direkt zufließen, stammen größtenteils aus Versteigerungen, aber auch aus eventuellen Altverträgen mit langer Laufzeit und zusätzlichen Dienstleistungen. (90) Der Speicherausgleich wird durch die FNB von den Erdgaslieferanten über eine spezifische Abgabe (im Folgenden „Speicherabgabe“) im Rahmen des Entgelts für die Nutzung des Fernleitungsnetzes („ATRT“-Tarif) zu den Bedingungen, die die CRE festlegt, erhoben (siehe Erwägungsgrund 21). (91) Vorausgeschickt sei, dass in Frankreich zwei FNB existieren, d. h. zwei Inhaber einer Betriebsgenehmigung für Erdgastransporte nach Artikel L.431-1 Energiegesetzbuch: GRTgaz und Teréga (ehemals TIGF). (92) GRTgaz ist eine Aktiengesellschaft, die zu 75 % ENGIE und zu 25 % der Société d’Infrastructures Gazière gehört. GRTgaz, die unter direkter Kontrolle von ENGIE steht, ist in Bezug auf die übrigen Parteien ihres vertikal integrierten Unternehmens (ENGIE-Gruppe) unabhängig, gemäß dem Modell eines unabhängigen FNB, was die effektive Trennung zwischen FNB-Aktivitäten und Erzeugungs- und Lieferaktivitäten sicherstellt. (24) (93) Wie in Erwägungsgrund 9 genannt, gehört Teréga zu 40,5 % Snam, zu 31,5 % GIC, zu 18 % EDF Investissement und zu 10 % Predica. Teréga erfüllt ebenfalls die Bedingungen eines unabhängigen FNB. (25) 3.8.1. Festlegung der Speicherabgabe durch die CRE innerhalb der Entgelte für die Nutzung der Fernleitungsnetze (94) Gemäß Artikel L.452-1 Absatz 6 Energiegesetzbuch gilt: „Die Entgelte für die Nutzung der Fernleitungsnetze werden von den Betreibern dieser Netze erhoben. Die Fernleitungsnetzbetreiber zahlen den Betreibern von Untertage-Erdgasspeichern, die in Artikel L.421-3-1 genannt sind, einen Teil der erhobenen Summe gemäß den von der Regulierungskommission für Energie festgelegten Modalitäten aus.“ (95) Gemäß Artikel L.452-2 Energiegesetzbuch gilt: „Die Methoden zur Bestimmung der Entgelte für die Nutzung der Erdgasfernleitungsnetze […] werden von der Regulierungskommission für Energie festgelegt.“ (96) Gestützt auf diese Bestimmungen legte die CRE durch ihren Beschluss Nr. 2018-069 vom 22. März 2018 (26) die Modalitäten zur Berechnung der Speicherabgabe fest, die seit dem 1. April 2018 gilt. (97) Die von jedem Gaslieferanten gezahlte Speicherabgabe muss gemäß CRE den Wert der „Versorgungssicherheit“ widerspiegeln, d. h. die Vergütung der Speicherung, durch die prioritär die Versorgung mit Erdgas der Kunden gesichert ist, deren Versorgung nicht unterbrochen werden kann, insbesondere inländischer Kunden. 3.8.2. Entrichtung der Speicherabgabe durch die Gaslieferanten und Abwälzung auf die Endkunden (98) Betreffend die Pflicht der Gaslieferanten zur Zahlung der Speicherabgabe per Beschluss vom 22. März 2018 führte die CRE die Speicherabgabe in die ATRT-Tarife ein, indem in den Beschluss Nr. 2018-022 vom 7. Februar 2018 zur Entscheidung über die Entwicklung des Entgelts für die Nutzung der Erdgasfernleitungsnetze von GRTgaz und TIGF am 1. April 2018 neue Bestimmungen eingefügt wurden. (99) Aus dieser Änderung ergibt sich, dass „jeder Gaslieferant, dem eine feste Lieferkapazität an mindestens einer Schnittstelle für Transport und Verteilung (Point d’Interface Transport Distribution, PITD) zugeteilt wird, einer Speicherabgabe abhängig vom angepassten Winter-Gasbezug seiner Kunden unterliegt, die an die öffentlichen Gasverteilernetze angeschlossen sind; es zählt das Portfolio am 1. Tag jedes Monats.“ (100) Der Begriff Gaslieferant bezeichnet „jede natürliche oder juristische Person, die mit einem FNB einen Vertrag zur Beförderung von Erdgas über das Gasfernleitungsnetz schließt. Der Gaslieferant ist je nachdem berechtigter Kunde, Versorger oder deren Beauftragter.“ Ein PITD ist als „physische oder virtuelle Schnittstelle zwischen einem Fernleitungsnetz und einem öffentlichen Verteilernetz“ definiert. (101) Darüber hinaus geht aus den Bestimmungen von Artikel L.452-1 Absatz 6 Energiegesetzbuch hervor, dass die FNB zwingend die ATRT-Tarife einfordern müssen (siehe Erwägungsgrund 94 „werden erhoben“ ). (102) Betreffend die Auswirkung der Speicherabgabe auf die Endnutzer hat die CRE darauf hingewiesen, dass die Gaslieferanten die Speicherabgabe auf ihre Endkunden abwälzen, die