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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tbewerbsverfälschung in Bezug auf ausländische Speicherbetreiber. Letztere erführen durch die Versteigerungen, die nach einem Marktmechanismus durchgeführt werden, keine Nachteile und in der Praxis habe die Einführung der in Rede stehenden Maßnahme den allgemeinen Anstieg der Kontrahierungsraten von Speicherkapazitäten in Europa nicht ausgebremst. 5.2. Stellungnahmen anderer Beteiligter 5.2.1. Association française indépendante de l’électricité et du gaz („AFIEG“) (56) (184) Die AFIEG legt eine Stellungnahme zur Methode der Bewertung der die Speicherung betreffenden Aktiva und bezüglich des Umfangs dieser Aktiva an, die von Volumen und Durchsatz her erforderlich sind, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. (185) Die AFIEG betont, dass die Wettbewerbsverfälschungen, die vor der Reform aufgrund der mangelnden Transparenz des vorherigen Systems vorherrschten, nun beseitigt seien. (186) Betreffend die Methode zur Bewertung des Bestands der regulierten Aktiva verfügt die AFIEG nicht über genaues Zahlenmaterial, um die von der CRE angesetzte Bewertung zu beurteilen, ist jedoch der Auffassung, dass der wirtschaftliche Marktwert dem Buchwert vorzuziehen sei. Dadurch wäre es möglich, die Speicherung zum Zeitpunkt T abzubilden und nicht eine frühere, historische Perspektive. Ferner ist die AFIEG der Ansicht, dass die Bewertung des Kissengases ein fundamentaler Bestandteil der Bewertung der Speicher-Aktiva zu sein scheint, und sie wünscht daher, dass der finanziellen Auswirkung der Abschreibungsregeln für Kissengas, die angesetzt werden, auf den Gesamtwert des RAB Rechnung getragen wird. Die AFIEG betont, dass die Speicherbetreiber im Zuge ihrer Aktivität nicht größeren Risiken ausgesetzt seien als Fernleitungsnetzbetreiber. Entsprechend sollte der Vergütungssatz der angesetzten RAB-Werte für die Speicherbetreiber nicht höher liegen als der Satz für die FNB. (187) Die AFIEG ist der Auffassung, dass der Umfang der Aktiva im Bereich der Speicherung, die von Volumen und Durchsatz her erforderlich sind, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, von den französischen Behörden verringert werden sollte, um das Kosten-Nutzen-Verhältnis der Speicherung für die Verbraucher zu maximieren. Frankreich habe die Mindest-Erdgasspeicherbestände, die es braucht, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, auf eine Entnahme von 1 990 GWh/Tag und ein Volumen von 64 TWh (57) festgesetzt, während die Liste, die im Erlass über die PPE im Zeitraum 2023-2028 festgelegt ist, eine Entnahme von 2 376 GWh/Tag und ein Volumen von 138,5 TWh ausweise. Die AFIEG ist der Ansicht, dass der durch den Erlass über die PPE festgelegte Umfang in Bezug auf den Speicherbedarf, der für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Frankreich erforderlich ist, überdimensioniert sei. Der Umfang solle daher nach unten korrigiert werden, damit keine Mehrkosten für die Endverbraucher und keine Nachteile für andere Flexibilitätsinstrumente im Bereich der Erdgaskapazitäten entstehen. Im Übrigen stellt die AFIEG eine überdimensionierte Deckung des Ausfallrisikos fest, bei der Frankreich 2 % zugrunde legt, während die Nachbarländer von 5 % ausgehen. 5.2.2. Association française du gaz („AFG“) (58) (188) Der AFG schätzt das System zur Regulierung der Erdgasspeicherung, das die französischen Behörden ab dem 1. Januar 2018 eingesetzt haben, als positiv ein. (189) Der AFG stellt zudem fest, dass die in Rede stehende Maßnahme auf dem Grundsatz einer kostenbasierten Regulierung beruhe und zu einer Bewertung der Aktiva geführt habe, die effizient und verhältnismäßig sei. Der AFG bestätigt, dass dieser Grundsatz einer kostenbasierten Regulierung von der Mehrheit der Regulierungsbehörden angewendet wird und für die Aktivitäten des Transports und der Verteilung von Erdgas sowie für die Flüssiggasterminals in Frankreich gilt. (190) Laut dem AFG hätte eine Methode, die sich auf die Marktpreise, anstelle der Kosten „effizienter Betreiber“, stützt, dazu führen können, dass ein fluktuierender Regelungsrahmen entsteht, der sich potenziell vom wirtschaftlichen Optimum entfernt: Im Fall ungünstiger Spreads sei bei dieser Methode nicht gesichert, dass die Kosten der Betreiber gedeckt seien, was Letztere potenziell in eine kritische Lage bringen könnte. Umgekehrt wären im Fall sehr günstiger Spreads am Markt die Einnahmen der Betreiber zu hoch und der optimale Wert für die Kunden der Erdgasspeicher wäre nicht gegeben. (191) Nach Auffassung des AFG habe die Regulierung der Speicherung in Frankreich nicht zu einer Wettbewerbsverfälschung gegenüber anderen Erdgasinfrastrukturen in Frankreich, den Flüssiggasterminals in Frankreich und in der Union oder den Speicherbetreibern in der Union geführt. Betreffend die Flüssiggasterminals stellt der AFG fest, dass sich die nach Frankreich eingeführten LNG-Volumen in zwei Jahren von 9,6 Gm3 2017 auf 21,5 Gm3 2019 verdoppelt hätten. Der AFG führt darüber hinaus an, dass derzeit in Deutschland Flüssiggasterminal-Entwicklungsprojekte geprüft würden. In Bezug auf die Speicherbetreiber in Europa betont der AFG, dass die Füllstände der Speicher in Deutschland, den Niederlanden und in Belgien zwischen 2018 und 2019 gestiegen seien und am 1. November 2019 in Westeuropa eine Höhe von mindestens 95 % erreicht worden sei. 5.2.3. Association nationale des opérateurs détaillants en énergie („ANODE“) (59) (192) Nach Auffassung von ANODE ermöglicht es die Regulierung der französischen Gasspeicherung, dem Wunsch der Lieferanten nach Marktregeln für die Vermarktung der Speicherkapazitäten und nach einem regulierten Mechanismus für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit Rechnung zu tragen. (193) Des Weiteren hält es ANODE für vorrangig wichtig, dass das Kontrahierungs- und Befüllungsziel in Bezug auf die Speicher sowie der Umfang der Aktiva, die im Interesse der Versorgungssicherheit im Ausgleichsmechanismus Berücksichtigung finden, regelmäßig überprüft werden, damit sichergestellt ist, dass sie dem aktuellen Bedarf entsprechen. Dieser Punkt ist laut ANODE umso wichtiger, als Frankreich die Annahme zugrunde lege, dass der Erdgasverbrauch, Gas für die Stromerzeugung ausgenommen, um 2 % zurückgehen wird, […]. (194) Hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit ist ANODE der Ansicht, dass die CRE den Zuwachs an Erfahrung in Bezug auf die Kosten und die Funktionsweise der Speicherung und das niedrigere Risiko, das die Speicherbetreiber tragen, berücksichtigen sollte. Sie ist der Auffassung, dass die Vergütung des RAB der Speicherbetreiber an die der FNB angeglichen werden sollte. 5.2.4. Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz („CREG“) (60) (195) Die CREG ist der Ansicht, dass es nicht bewiesen sei, dass die Gesamtheit der Speicherkapazitäten in Frankreich jederzeit erforderlich ist, um die Sicherheit der Versorgung mit Erdgas zu gewährleisten. Ein mitunter erheblicher Anteil dieses Erdgases werde von Befrachtern genutzt, um — gestützt auf den Preisunterschied beim Erdgas zwischen Sommer und Winter — Spekulationsgewinne zu erzielen. Der Ausgleichsmechanismus könnte somit auch ein kostenloses Mittel sein, dass Befrachter nutzen, um Gewinne aus Erdgas zu realisieren. Das gewähre den in Frankreich tätigen Befrachtern einen Wettbewerbsvorteil, den die Befrachter benachbarter Länder nicht hätten. (196) Belgien verfügt nur über eine Erdgasspeicheranlage, am Standort Loenhout, die von Fluxys Belgium betrieben wird. (61) Nach Ansicht der CREG steht der Standort mit anderen Speicherstandorten im Nordwesten der Union im Wettbewerb. (197) Zwar sei der Spread zwischen Winter- und Sommerpreisen beim Erdgas 2017 und 2018 nur schwach ausgeprägt gewesen, da jedoch die größte Speicheranlage im Vereinigten Königreich nicht zur Verfügung stand, sei es zu einem Anstieg bei der Buchung von Speicherkapazitäten auf dem Markt im Nordwesten der Union gekommen. Das erkläre den Füllstand von 87 % und 84 % in Loenhout in den Zeiträumen 2016-2017 und 2017-2018. (198) Der Füllstand für 2018-2019 war mit 54 % eher niedrig, während der Füllstand in der EU-28 relativ stabil blieb. Diesbezüglich stellt die CREG fest, dass der Speicherfüllstand in Frankreich von 75 % im Zeitraum 2017-2018 auf 94 % im Zeitraum 2018-2019 anstieg. Die Rolle von Loenhout als Flexibilitätsquelle sei von den französischen Speicheranlagen übernommen worden, die dank eines neuen unterstützenden Regelungsrahmens in den Vorteil sehr niedriger Tarife gekommen seien. Die CREG betrachtet die Folgen der Einführung des Ausgleichsmechanismus in Frankreich folglich als für Loenhout sehr erheblich: Nur Marktakteure mit bestehenden Langzeitverträgen sind in Loenhout aktiv verblieben. Die CREG ist der Ansicht, dass der französische Ausgleichsmechanismus benachbarte Speicherbetreiber dazu zwinge, ihre Speicherkapazitäten zu Grenzkosten, oder sogar darunter, zu verkaufen. (199) Darüber hinaus unterstreicht die CREG, dass der Füllstand für den Zeitraum 2019-2020 sowohl in Belgien (97 %) als auch in der EU-28 (97 %) außergewöhnlich hoch sei. Diese Füllstandshöhe erkläre sich durch einen sehr niedrigen Erdgaspreis im Sommer 2019 und einen ausgeprägten Spread. (200) Die CREG schlussfolgert, dass nicht auszuschließen sei, dass der Ausgleichsmechanismus, der in Frankreich Anwendung findet, zu Wettbewerbsverfälschungen zwischen den Betreibern der Speicheranlagen auf französischem Staatsgebiet und denen in benachbarten Mitgliedstaaten, zwischen Marktakteuren, die auf dem französischen Markt und solchen, die in benachbarten Mitgliedstaaten aktiv sind, und Erdgasspeicherbetreibern zum einen und LNG-Betreibern und Betreibern von Verbindungsleitungen zum anderen führen werde. 5.2.5. […] (62) (201) […] ist der Ansicht, dass der Aufbau eines Erdgasvorrats unerlässlich sei, um kurzfristig die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, und dass die Grundsätze der 2018 eingeführten Regulierung sachdienlich erscheinen. Da das für die Versorgungssicherheit erforderliche Speichervolumen größer sei als das „wirtschaftliche“ Volumen, das sich auf dem Markt spontan umsetzen ließe, müssten die Einnahmen der Speicherbetreiber aufgestockt werden. (202) Dennoch müsse der regulierte Geltungsumfang auf die Speicherkapazitäten beschränkt werden, die für die Versorgungssicherheit unbedingt erforderlich seien. Dieser Punkt sei wichtig, damit sichergestellt ist, dass die Endverbraucher keine übermäßigen Kosten zu tragen hätten. Ein zu weit gefasster Umfang könne zudem die Speicheranlagen benachteiligen, die in anderen Mitgliedstaaten vorhanden sind, und sich auf Flüssiggasterminals und Verbindungsleitungen auswirken. (203) […] erkennt an, dass es eine komplexe Aufgabe ist, das für die Versorgungssicherheit erforderliche Speichervolumen genau zu bestimmen. Dennoch ist […] der Ansicht, dass es für die Versorgungssicherheit erforderlich sein könnte, alle Untertagespeicher in den Umfang der erforderlichen Speicher einzubeziehen. Angesichts jüngster Entwicklungen ist […] der Auffassung, dass die von Frankreich zugrunde gelegten Szenarien eine stärkere Nutzung speziell der LNG-Ressourcen vorsehen könnten, wodurch sich das für die Versorgungssicherheit erforderliche Volumen verringern würde. (204) […] stellt darüber hinaus die Entscheidung infrage, den regulierten Umfang allein auf die Untertage-Speicherkapazitäten zu beschränken, zumal in den französischen Vorschriften die Existenz von Speicherbeständen in den Flüssiggasterminals anerkannt wird, und ist der Ansicht, dass diese Bestände geeignet seien, zur Versorgungssicherheit mit Erdgas beizutragen. (205) Mittel- und langfristig erwartet […], dass Frankreich den Abriss bestimmter seiner Gasinfrastrukturen in Angriff nehmen muss. Entsprechend könnte sich die Stärkung der Einfuhrkapazitäten, selbst wenn dann weniger Volumen mit Blick auf die Versorgungssicherheit gespeichert werden müsste, letztendlich als sehr teure Alternative erweisen. Daher scheint es zweckdienlicher zu sein, die Versorgungssicherheit dadurch zu gewährleisten, dass bestehende Speicherbestände genutzt und nicht durch Einfuhren neue Kapazitäten aufgebaut werden. 5.2.6. European Federation of Energy Traders („EFET“) (63) (206) Der EFET unterstützt die von den französischen Behörden 2018 eingeführte Reform, durch die seiner Auffassung nach in Frankreich ein attraktiver und wettbewerbsfähiger Erdgasspeichermarkt geschaffen worden ist. (207) In Bezug auf die Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt stellt der EFET die Methodik der Berechnung des Bestandswertes oder den Satz der Kapitalrendite, die von der CRE festgelegt worden sind, nicht infrage. Der Wert der reglementierten Aktiva sollte dem Bestand der regulierten Aktiva und einem reglementierten Vergütungssatz entsprechen. (208) Der EFET ist nicht der Ansicht, dass die Einführung der Reform zu Wettbewerbsverfälschungen geführt haben könnte: weder zwischen den französischen Erdgasspeicherbetreibern und Betreibern anderer Mitgliedstaaten, was sich dadurch zeigt, dass sich seit 2018 immer mehr Betreiber in Frankreich und im Ausland am Markt beteiligen, noch zwischen den Erdgasspeicherbetreibern und den LNG-Terminalbetreibern, da der Marktwert der LNG-Terminals seit 2018 beständig wächst. 5.2.7. Elengy (64) (209) Die Einführung der Reform habe nicht dazu geführt, dass sich die Anreize, LNG-Terminals zu nutzen, künstlich verringern. Erstens hätten sich die Aktivitäten der Terminals von Elengy seit Durchführung der Maßnahme erhöht und 2019 und 2020 Rekordwerte erreicht. (210) Zweitens hätten viele Faktoren Einfluss auf die Attraktivität von LNG-Terminals: der Abstand zwischen den Märkten der Union und den asiatischen Märkten, die Tarife, das Vorliegen langfristiger Verträge, die Tiefe und Liquidität des nachgelagerten Marktes, die Flexibilität des Terminals sowie die Geschäftsregeln. Die Maßnahme bezüglich der Speicherung von Erdgas hätte keine direkte Auswirkung auf die für die Attraktivität ausschlaggebenden Faktoren, hingegen jedoch indirekte und positive Folgen. Die Reform habe dazu beigetragen, die Speicherkapazität in der Union durch eine verstärkte Tiefe des Unionsmarktes für Erdgas, der es ermöglicht, das Erdgas zu speichern und die Kosten für die Verbraucher zu senken, wenn die Erdgasnachfrage hoch ist, und durch mehr Liquidität auf dem französischen Markt zu maximieren. 5.2.8. Enovos (65) (211) Enovos ist der Ansicht, dass der Markt, wenn eine ausreichende Zahl verschiedener Akteure am System teilnehmen, am besten geeignet sei, den Wert von Aktiva festzulegen. Der derzeitige Mechanismus der Versteigerungen führe zu einer gerechten Marktbewertung. Wenn das System der Versteigerungen für einige Akteure zu einer geringeren oder höheren Vergütung führe, würden in den Folgejahren im Rahmen der Versteigerungen Anpassungen erfolgen. 5.2.9. Fluxys (66) (212) Fluxys merkt an, dass die Erdgasspeicherung in der Union seit einigen Jahren vor signifikanten Herausforderungen stehe, denn es werde für die Erdgasspeicherbetreiber immer schwieriger, ihre Betriebskosten zu decken. Somit müsse ein auf die schnelle Marktentwicklung angepasstes wirtschaftliches Modell eingeführt werden, das den Wert der Erdgasspeicherung für das System und dessen Beitrag für die Versorgungssicherheit abbilde. Eine einseitige Einsetzung von Unterstützungsmechanismen könnte Wettbewerbsverfälschungen gegenüber anderen Mitgliedstaaten der Union zur Folge haben. Daher sei es angebracht, einen Ausgleichsmechanismus, der auf strengen Kriterien beruhe, in allen Mitgliedstaaten der Union anzuwenden. 5.2.10. Fédération nationale des mines et de l’énergie CGT („FNME-CGT“) (67) (213) Laut dem FNME-CGT sind durch die Reform der Erdgasspeicherung in Frankreich die zwei folgenden Ziele erreicht worden: die Versorgungssicherheit zu fairen Preisen für die Verbraucher zu garantieren und die gute Funktionsweise des Fernleitungsnetzes für eine abgesicherte Beförderung sicherzustellen. (214) In den Augen des FNME-CGT kann die in Rede stehende Maßnahme nicht als staatliche Beihilfe betrachtet werden. Laut dem FNME-CGT werde der Ausgleich nicht mit staatlichen Mitteln finanziert. Zudem sei die in Rede stehende Maßnahme keine Abgabe, die verbindlich und ohne Gegenleistung, wie im Fall einer Steuer, erhoben werde. Auch führt der FNME-CGT aus, dass die Auswirkung des Entgelts für die Nutzung des Fernleitungsnetzes auf die Rechnung des Erdgasverbrauchers nur im Fall von Verbrauchern Pflicht ist, die sich entscheiden, regulierte Tarife zu nutzen, und dass weder die Mittel aus der Speicherabgabe noch die Betreiber, die den Ausgleich erheben, unter staatlicher Kontrolle stehen. (215) Der FNME-CGT ist nicht der Ansicht, dass die in Rede stehende Maßnahme einen selektiven Vorteil gewähre, da die Speicherbetreiber Pflichten unterlägen, diese Infrastrukturen in Betrieb zu halten. Darüber hinaus sei in den Vorschriften vorgesehen, dass ein Überschuss an Einnahmen vom Betreiber an die Netzbetreiber zurückzuzahlen ist, was dem Verlust einer wirtschaftlichen Chance gleichkommt. (216) Selbst bei Einstufung der in Rede stehenden Maßnahme als staatliche Beihilfe wäre sie mit dem Binnenmarkt vereinbar. (217) Der FNME-CGT betrachtet die Methode der Bewertung der regulierten Aktiva als in Bezug auf das Ziel der Versorgungssicherheit verhältnismäßig. Die Regulierung der Einnahmen der Betreiber auf Grundlage kontrollierter und von der nationalen Regulierungsbehörde genehmigter Kosten führe dazu, dass sichergestellt sei, dass der Letztverbraucher einen im Vorfeld transparent festgelegten Preis zahlt. (218) Darüber hinaus werde die Methode der Bewertung des RAB auf alle regulierten Infrastrukturtarife in Frankreich angewendet, mit Ausnahme der Elektrizitätsversorgung. Eine Bewertung, die auf den Sommer-Winter-Spreads beruht, hätte die Schwächen eines Marktes nicht ausgleichen können, der nicht in der Lage sei, in den Preisen den Versicherungswert der Aktiva abzubilden. Zudem seien die RAB-Vorschläge der Betreiber einer unabhängigen, von der CRE in Auftrag gegebenen Prüfung unterzogen worden, woraufhin der anfänglich angesetzte RAB-Wert reduziert worden sei. Auch sei im RAB-Anfangswert der abgeschriebene Wert der Aktiva berücksichtigt. Bestimmte, komplett abgeschriebene Aktiva flössen sogar mit dem Wert null in den RAB ein; für diese werde keinerlei Vergütung gezahlt. (219) Laut dem FNME-CGT lassen noch andere Elemente darauf schließen, dass die Maßnahme verhältnismäßig sei: die regelmäßige Überprüfung des Geltungsumfangs der Regulierung durch die PPE, die Deckung der Kosten der Gasinfrastrukturbetreiber nur insoweit, wie diese Kosten den Kosten „effizienter Betreiber“ entsprechen, die Symmetrie des Ausgleichs, wodurch jedes Risiko einer Überzahlung beim Ausgleich vermieden wird, und die Tatsache, dass die Regulierung darauf abzielt, die Kontrahierung der Speicherkapazitäten und die Einnahmen durch Versteigerungen zu maximieren. (220) Der FNME-CGT ist der Ansicht, dass sich die Maßnahme nicht negativ auf Wettbewerb und Handel ausgewirkt habe. Erstens werde der Ausgleich, den der einzelne Lieferant trägt, durch die Merkmale seines Verbrauchs bestimmt, unabhängig von der Tatsache, ob seine Anlagen sich auf französischem Boden oder in einem Nachbarland befänden, sodass keine Wettbewerbsverfälschung zwischen den Lieferanten entstehe. Zweitens stehe die Gasspeicherung nicht mit LNG und den Verbindungsleitungen im Wettbewerb, sondern sie ergänzten sich eher. Die Flüssiggasterminals hätten technische Merkmale und operative Zwänge, die für die LNG-Versorgungskette spezifisch seien. Während die Gasspeicher zum Ziel hätten, Verbrauchsspitzen zu bedienen, stellten die LNG-Terminals und Gasverbindungsleitungen einen Weg zur Einfuhr und Diversifizierung der Erdgasversorgungsquellen dar. Da sich Gasspeicher und Erdgasterminals ergänzten, sei es möglich, eingeführtes LNG in der EU zu niedrigen Kosten zu speichern, zum Vorteil der Erdgasverbraucher. Drittens führe die in Rede stehende Maßnahme nicht zu Wettbewerbsverfälschungen gegenüber Erdgasspeicherbetreibern in anderen Mitgliedstaaten, was sich dadurch zeige, dass die Kontrahierungs- und Nutzungsraten der Speicher in der Union auf dem Vormarsch seien und hohe Werte erreicht hätten. (221) Anders als die PPE ist der FNME-CGT nicht überzeugt, dass der Erdgasverbrauch um 2 % pro Jahr abnehmen werde, da neue Nutzungsformen für Erdgas entwickelt würden. Der FNME-CGT hebt Kriterien bezüglich der Versorgungssicherheit hervor, die bei der größenmäßigen Auslegung der Infrastrukturen häufig übersehen würden, etwa die höchstens sechsmonatige Nichtverfügbarkeit der Hauptversorgungsquelle bei durchschnittlichen Witterungsbedingungen. 5.2.11. GRTgaz (68) (222) Laut Auffassung von GRTgaz sind das Netz und die Gasspeicher als ein Ganzes konzipiert und beide für die Deckung der Nachfrage im Winter unverzichtbar. GRTgaz hat Anfang des Jahres 2018 Simulationen durchgeführt, die einen Speicherbedarf von 115 bis 125 TWh ergeben hätten. Dabei seien Szenarien mit einer Witterung berücksichtigt worden, die jüngsten Wintern entsprach. GRTgaz weist ebenfalls darauf hin, dass maximal gefüllte Speicher, d. h. 135 TWh, für einen kalten Winter mit einer Kälteperiode und ohne Rückgriff auf LNG nicht ausreichten. (223) Zwischen 2012 und 2018 habe GRTgaz regelmäßig auf die Probleme im Zusammenhang mit einer unzureichenden Kontrahierung und Befüllung von Untertagespeichern aufmerksam gemacht, insbesondere auf das Risiko bezüglich der Versorgungssicherheit und unterbrechungsfreien Bereitstellung. Auch ist GRTgaz der Ansicht, dass die Schaffung des landesweit einheitlichen Marktgebiets („TRF“) am 1. November 2018 die Rolle der Speicherung im Gassystem Frankreichs gestärkt habe. 5.2.12. Hungarian Gas Storage (69) (224) Die Erdgasspeicherung sei eine Garantie und ein Wert für das System an sich, wie sich in den Untersuchungen gezeigt habe, die für die Vereinigung Gas Infrastructure Europe durchgeführt wurden. Der Marktpreis bilde diese Werte nicht ab. (70) Entsprechend sei ein behördlicher Eingriff notwendig (71), wie in Frankreich geschehen. Das französische System sei marktbasiert und garantiere faire Wettbewerbsbedingungen gegenüber anderen Flexibilitätsquellen. Eine Überzahlung beim Ausgleich werde verhindert, denn jede Differenz zwischen den durch Regulierung erzielten Einnahmen und den Markteinnahmen werde zurückerstattet. Die Transparenz des Ausgleichs werde durch die von der CRE festgelegten Modalitäten sichergestellt. Durch die in Rede stehenden Maßnahme komme es zu keiner Wettbewerbsverfälschung auf dem Gasspeichermarkt oder in der Energie-Wertschöpfungskette. Die in Rede stehende Maßnahme sei ein Vorbild für andere Mitgliedstaaten der Union. 5.2.13. Total Direct Énergie (72) (225) Wie im Erlass über die PPE vorgesehen, wurde der Umfang der für die Versorgungssicherheit erforderlichen Aktiva auf 138,5 TWh festgesetzt, während im vorherigen Speichermechanismus bereits 90 TWh als ausreichend angesehen wurden. (226) Total Direct Énergie stellt die zugrunde gelegte Annahme einer Nutzung der Verbindungsleitungen mit 1 585 GWh/Tag infrage, da die technischen Kapazitäten bei 1 810 GWh/Tag lägen. Diese Differenz erscheine nicht gerechtfertigt. Die mit zehn Tagen angegebene Lieferdauer müsste aktualisiert und die Lieferfestverträge für LNG müssten berücksichtigt werden (dies würde die durchschnittliche Lieferdauer senken). Auch scheine das Einrechnen von Kältewellen, die nur sechs bis neun Tage anhalten, letztlich den Nutzen des LNG unterzubewerten. (227) Ein überdimensionierter Umfang der Infrastrukturen würde automatisch dazu führen, dass die Speicherbetreiber überbezahlt würden. Im RAB-Anfangswert müsste den bereits realisierten Abschreibungen Rechnung getragen werden. Auch ist Total Direct Énergie der Ansicht, dass die Aktivität des Speicherbetreibers im Verhältnis zu den Risiken, die sie tragen, zu hoch vergütet ist. Diese Aktivität sei keinen größeren Risiken aus