Dies ist eine HTML Version eines Anhanges der Informationsfreiheitsanfrage 'Lobby meetings with Fluxys, Enagás, SNAM, GRTgaz, GIE'.

Ref. Ares(2015)4431499 - 20/10/2015
Ref. Ares(2018)5389783 - 19/10/2018
29 September 2015 
GIE response 
Commission Consultation on an EU strategy for 
liquefied natural gas and gas storage1 
1  Who is GIE 
Gas Infrastructure Europe (GIE) is an association representing the interests of European natural gas 
infrastructure operators active in natural gas transmission, storage and LNG regasification. GIE is a 
trusted partner of European institutions, regulatory bodies and industry stakeholders. It is based in 
Brussels, the heart of European policymaking. GIE currently represents 67 member companies from 
25 countries. 
One of the objectives of GIE is to voice the views of its members vis-à-vis the European Commission, 
the regulators and other stakeholders. Its mission is to actively contribute to the construction of a 
single, sustainable and competitive gas market in Europe  underpinned by a stable and predictable 
regulatory framework as well as by a sound investment climate. 
This document follows the questions of the consultation document, where the questions are in italic 
and GIE’s answers are in blue. The answers are preceded by general remarks in section 2. 
2  General remarks 
Natural  gas  is  well  placed  to  make  an  important  contribution  to  a  EU  future  energy  mix  that  is 
reliable,  affordable  and  clean.  It  is  thus crucial  that  EU  Energy  and  Climate  Policy  recognise  this 
important  role,  so  that  the  EU  gas  market  remains  attractive  for  decades  to  come.  Such  policy 
should provide for an appropriate regulatory environment and confidence in the perspectives for 
the development of the natural gas market in the EU in the long-term future. 

In this context, GIE would like to point at the Annex of the consultation document where a graph 
describing the “Projected EU28 Gas Demand” is offering an inaccurate and rather pessimistic view 
on the evolution of gas demand in Europe. GIE notes that this projection (PRIMES EE27) is based 
on old data (Eurostat 2010), and it is not consistent with other public data already published by 
the European Commission (e.g. Strategy 2030), industry bodies or other gas experts. For example, 
the  International  Energy  Agency  is  expecting  a  (slight)  recovery  of  gas  demand  over  the  coming 
years  rather  than  a  decline.  Presenting  consistent  projections  is  important  in  sending  coherent 
messages  to  suppliers,  investors  and  other  market  stakeholders  and  instil  confidence  in  the 
development of the EU gas market. 

1  Consultation  published  on  8  July  2015  at:  https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-eu-
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3  Responses to consultation – LNG section 
3.1  LNG in the EU today 
1. Do you  agree  with the assessment  for the  above regions  in  terms  of  infrastructure development 
challenges  and  needs  to  allow  potential  access  for  all  Member  States,  in  particular  the  most 
vulnerable ones, to LNG supplies either directly or through neighbouring countries? Do you have any 
analysis or view on what an optimal level/share of LNG in a region or Member State would be from a 
diversification / security of supply perspective? Please answer by Member state / region. 

GIE,  as  a  European  association,  will  not  comment  on  the  specific  statements  made  by  the 
Commission  about  each  region.  Instead,  GIE  focuses  its  answer  on  topics  and  recommendations 
targeted at European level, and leave specific comments about the situation on each country/region 
to individual GIE members. 
GIE members would like to see the capacity of their LNG terminals booked as much as possible. It is 
up to the terminal users to decide what the “optimal use” of LNG infrastructures should be. 
As for the ‘optimal’ level/share of LNG in a region or Member State, from a diversification/security of 
supply perspective, GIE observes that there is no common optimal level/share for each region. Each 
region/Member State is different and in each of them LNG plays different roles. 
It should be taken into account that  a LNG terminal is a gateway to many different producers and 
sources  of  gas  worldwide.  LNG  makes  gas  reserves  around  the  world  accessible  to  the  European 
market. Thus, LNG implies a diversification by itself, diversifying supply sources on a long term and a 
short term basis, which is a strong insurance against supply disruptions of a given country/producer. 
GIE  notes  that  LNG  not  only  provides  diversification  of  supply  but  also  adds  to  competition  and 
market  functioning.  In  2014,  EU  imported  LNG  from  more  than  12  different  origins  around  the 
world. EU LNG terminals are the entry point for LNG volumes which can enter the EU single market 
and compete with and/or complement traditional pipeline gas supplies (e.g. Russia). 
In case of supply disruption, increased LNG deliveries in BE, ES, FR, GR, IT, LT, NL, PL, PT and UK will 
help covering Europe’s needs and free up pipe-gas for other parts of the EU. 
Furthermore,  LNG  has  already  demonstrated  it  is  an  effective  tool  in  addressing  emergencies  and 
mitigating  supply  shortfall/demand  spikes.  For  instance,  following  the  Fukushima  tragedy,  by 
accepting higher LNG prices, Japan was able to attract additional LNG supplies and increased its LNG 
consumption for power generation from 50 bcm/y to >70 bcm/y. Other examples where LNG was a 
key  to  mitigate  supply  emergencies  are:  Chile  post  curtailment  of  imports  from  Argentina  (mid 
2007),  Brazil  droughts  impacting  hydro-based  power  production  (2014),  Israel  &  Jordan  post 
curtailment of imports from Egypt (2012), etc. 
Question 2: Do you have any analysis (cost/benefit) that helps identify the most cost-efficient options 
for demand reduction or infrastructure development and use, either through better interconnections 
to  existing  LNG  terminals  and/or  new  LNG  infrastructure  for  the  most  vulnerable  Member  States? 
What, in your view, are reasons, circumstances to (dis)favour new LNG investments in new locations 
as opposed to pipeline investments to connect existing LNG terminals to those new markets? 

GIE considers that any investments to enhance diversification and security of supply should take the 
utilization of existing infrastructures into account. 
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GIE believes that investments in gas infrastructure should primarily be market-based. However we 
acknowledge that some specific investments which are not fully supported by the market might still 
be  needed  due  to  externalities.  In  such  case  these  might  require  targeted  support.  Such  support 
should however not be to the detriment of existing infrastructure and market-based projects. 
The cost benefit analysis (CBA) for additional investments should be positive. It should be carefully 
designed to take into account the risk of stranded assets. 
Member  States  with  remote  areas  that  may  not  be  economically  viable  to  be  connected  to  the 
European gas network or are experiencing a lack of diversification of gas supply sources may benefit 
from supplies of LNG from existing regasification terminals. This creates an additional supply route 
to enhance security of supply in these regions. 
In addition to land-based LNG terminals, Floating Storage and Regasification Units (FSRUs) could be 
also  considered  because  they  need  less  time  to  be  installed  and  above  all,  they  are  reusable.  In 
particular, when a FSRU is not used, it may be disconnected and used for LNG trading. 
GIE supports efforts to moderate energy demand where the benefits exceed the costs. Natural gas 
offers great opportunities for energy efficiency gains compared to other alternatives in sectors such 
as power generation, transport and heating. 
3. Do you think, in addition to the already existing TEN-E Regulation, any further EU action is needed 
in this regard? Do you think the use of LNG gas and existing LNG infrastructure could be improved 
e.g.  by  better  storage  possibilities,  better  network  cooperation  of  TSOs  or  other  measures?  Please 
give examples.
GIE  reminds  that  individual  components  of  the  gas  infrastructure  (i.e.  LNG,  UGS,  transmission) 
should not be addressed in isolation. Each component of gas infrastructure plays its role to ensure 
that the whole gas system properly fulfils its role. Therefore, GIE believes that a holistic view of the 
natural gas infrastructure business will ensure that synergy effects between different infrastructures 
are duly taken into account. 
GIE believes that before adding any new EU further policy action, it is important to ensure the timely 
implementation  of  the  existing  EU  legislation.  In  particular,  timely  implementation  of  the  TEN-E 
regulation  will  contribute  towards  streamlining  administrative  and  regulatory  procedures  and 
incentivising gas infrastructure projects. 
Implementation of other EU legislation is also crucial. Implementation of network codes for instance 
will  further  contribute  towards  operation  of  the  EU  gas  network  in  an  efficient  and  coordinated 
From the overall perspective, utilisation of LNG import terminals depends mainly on LNG pricing on 
markets  in  different  parts  of  the  world.  It  is  worth  noting  that  with  new  trends  emerging  on  the 
global  LNG  market  (e.g.  increasing  LNG  volumes  on  the  supply  side,  decreasing  EU  domestic 
production,  etc.)  an  increased  number  of  LNG  cargoes  are  expected  to  arrive  in  Europe  in  the 
upcoming years. 
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4. What in your view explains the low use rates in some regions? Given uncertainties over future gas 
demand,  how  would  you  assess  the  risk  of  stranded  assets  and  lock-in  effects  (and  the  risk  of 
diverting investments from low carbon technologies such as renewables and delaying a true change 
in energy systems) and weigh those against risks to gas security and resilience? What options exist in 
your view to reduce and/or address the risk of stranded assets? 

Low utilisation ratios: 
LNG  is  a  global  market.  LNG  is  traded  all  around  the  world  and  today  it  is  common  to  see  LNG 
cargoes easily diverted to other parts of the world, changing destination according to price signals. 
The high prices in Asia and South America during the last years, together with the EU economic crisis 
and cheap coal/CO2 prices, have caused LNG originally intended to the EU gas market and purchased 
FOB  to  be  diverted  to  other  parts  of  the  world  (i.e.  Asia  and  South  America).  Moreover,  EU  LNG 
terminal operators developed re-export services enabling shippers to reload cargoes delivered at the 
terminal  (mainly  DES).  This  explains  even  more  the  small  utilisation  rate,  but  re-exports  also 
provided an alternative source of income for LNG terminals operators. 
Source: GIIGNL – LNG Industry Reports 2011-2014, GLE internal assessment. 
With  the  decrease  of  price  differentials  between  Europe  and  Asia,  the  number  of  reloading 
operations in Europe has similarly decreased. 
Simultaneously,  the  EU  average  regasification  utilisation  factor  is  expected  to  increase  (as  can  be 
observed during the first 8 months in 2015 compared to the same period in 2014). 
The LNG market is constantly evolving and LSOs are also evolving and adapting to the new market 
needs. LNG will arrive to the EU market, provided the EU gas market is attractive and also both clear 
and consistent EU Energy Policy and adequate price signals are in place. 
Risk of Stranded Assets: 
According to IEA, stranded assets are “those investments which are made but which, at some time 
prior to the end of their economic life (as assumed at the investment decision point), are no longer 
able to earn an economic return, as a result of changes in the market and regulatory environment.2”
In  the  case  of  LNG  terminals  a  low  utilisation  rate  in  no  way  indicates  that  the  asset  is  stranded. 
Stranded assets are those which are not viable from an economic point of view. 
2 WEO Special Report 2013, IEA, 2013. 
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Given uncertainties over future gas demand, GIE believes that investment decisions for projects with 
positive  CBA  should  be  cautiously  assessed.  Criteria  for  the  CBA  methodology  should  be  very 
carefully  designed.  Once  more,  GIE  would  like  to  stress  the  importance  of  having  a  long-term  EU 
Energy and Climate Policy in place which ensures an important role for natural gas in the future EU 
energy mix. This will help to support gas demand in Europe, and ensure that investors are taking the 
right informed decisions. 
5.  The  Energy  Union  commits  the  EU  to  meeting  ambitious  targets  on  greenhouse  gas  emissions, 
renewable energy and energy efficiency, and also to reducing its dependency on imported fossil fuels 
and  hence  exposure  to  price  spikes.  Moderating  energy  demand  and  fuel-switching  to  low  carbon 
sources  such  as  renewables,  particularly  in  the  heating  and  cooling  sector,  can  be  highly  cost-
effective solutions  to  such challenges,  and  ones  that  Member States  will wish to  consider  carefully 
alongside  decisions  on  LNG  infrastructure.  In  this  context,  do  you  have  any  evidence  on  the  most 
cost-efficient balance between these different options in different areas, including over the long term 
(i.e. up to 2050)? 

GIE is convinced that natural gas should play a significant role in the future EU energy mix and will 
provide  a  valuable  contribution  in  the  move  towards  a  low  carbon  energy  system  by  replacing  oil 
and coal. 
GIE believes that there is a much greater role for natural gas/LNG than simply as a flexible balancing 
and capacity backup to variable Renewable Energy Sources (RES) in a properly functioning internal 
energy market. Natural gas/LNG is acknowledged as the strongest enabler of RES. In particular, gas-
fired power plants are flexible (time to full power generation capacity) and produce substantially less 
emissions  (CO2,  CO,  NOx,  particulates)3  than  their  coal  or  oil  equivalent.  By  switching  coal-fired 
powered plants to gas, EU power sector CO2 emissions would be reduced by almost 60%4. 
Moreover, LNG has specific advantages in relation to its physical characteristics. LNG terminals  can 
provide the highest output over the whole volume5. They are an excellent source of flexibility with 
an  output  which  can  be  easily  modulated  on  a  very  short-time  and  can  be  quickly  refilled.  LNG 
terminals  can  also  provide  peak-shaving  services  either  during  winter  time  or  during  peak  power 
generation at times of low RES production. Moreover the use of LNG as a fuel for shipping or heavy-
duty  vehicles  offers  an  excellent  opportunity  for  improving  the  environmental  footprint  of  the 
transport sector. 
Thus,  LNG  terminals  and  RES  are  not  competing,  they  are  complementary.  LNG  terminals  are 
excellent candidates to enable the development of the EU Energy System transformation, playing a 
key role in a low-carbon economy. 
3 http://www.gasnaturally.eu/uploads/Modules/Publications/air-qualityfinal.pdf, 2013. 
4 i.e. 810 million metric tonnes (http://www.gasnaturally.eu/uploads/Modules/.../eu-policy-july-2011.pdf,, July 
5 1m3 LNG ≈ 600 m3(n) gas. 
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3.2  Potential entry barriers for LNG 
6. What in your view are the most critical regulatory barriers by Member State to the optimal use of 
and  access  to  LNG,  and  what  policy  options  do  you  see  to  overcome  those  barriers?  Have  you 
encountered  or  are  you  aware  of  any  problems  in  accessing  existing  LNG  terminal  infrastructure, 
either  because  of  regulatory  provisions  or  as  a  result  of  company  behaviour?  Please  describe  in 

GIE aims to enhance the cooperation between the European LNG terminal operators with a view to 
facilitating  access  to  LNG  terminals,  fostering  new  development,  increasing  transparency  and 
accelerating progress towards completing the internal gas market. 
As already mentioned, LNG  terminal operators offer a lot of services  (including new ones)  such as 
basic services, ancillary services and specific services. 
However,  the  LNG world  is  changing  rapidly  and  so  the  market  needs.  In  order  to  keep  their LNG 
terminals  as  attractive  as  possible,  optimise  their  utilisation  and  foster  investments  in  LNG 
Infrastructure, LSOs should be able to quickly develop commercial services in line with LNG market 
7. What do you think are the most critical commercial, including territorial restrictions and financial 
barriers at national and regional level to the optimal use and access to LNG? 

GIE  is  not  aware  of  any  critical  commercial  barrier  to  access  the LNG  terminals.  Nevertheless,  GIE 
members  are  prepared  to improve  their  terminal  services  according  to the market  needs.  For  this 
purpose, regulated GIE members would appreciate to be able to design and offer new services in a 
timely manner (See also answer to question 6). 
GIE  currently  offers  tools  with  commercial  information  in  order  to  promote  the  access  to  LNG 
GIE developed on a voluntarily basis and in agreement with regulators a harmonised transparency 
tool (called “LNG Transparency Template”). This tool acts as a common gate allowing new users to 
have easy access to information by directing them via hyperlinks from menus and submenus to the 
necessary information already existing in the LNG Terminal Operators’ websites. 
The  LNG  New  Services  Inventory  was  launched  in  2014  and  provides  an  overview  of  new  LNG 
services offered by GIE members to meet market needs. In addition, it has a special focus on small-
scale LNG. 
GIE  also  developed  a  LNG  Transparency  Platform,  under  the  name of  ALSI6,  where  daily  send-out 
flows,  as  well  as  the  daily  amount  of  LNG  stored  at  the  LNG  terminals  within  each  country  are 
As  regards  Gas  quality,  the  present  efforts  on  harmonisation  of  gas  quality  standards  should  be 
continued. In principle, gas quality parameters should have a range as broad as safely and technically 
possible  in  order  to  keep  Europe’s  competitiveness  in  the  global  LNG  market  and  to  minimise 
additional costs in the LNG/ gas supply chain. This applies in particular also to the Wobbe Index. 
6  ALSI  is  a  GIE  public  platform  making  available  operational  data  regarding  the  operation  of  the  EU  LNG 
terminals. ALSI includes daily information at country level covering the LNG regasification capacity in operation 
in the EU. Data is published on the website of GIE under the following link: http://lngdataplatform.gie.eu/. 
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8. More specifically, do you consider that ongoing EU policy initiatives and/or existing legislation can 
adequately tackle the outstanding issues, or there is more the EU should do? 

GIE  considers  that  EU  should  first  and  foremost  ensure  the  implementation  of  the  existing 
legislation.  GIE  does  not  see  any  need  for  additional  EU  policy  initiatives  regarding  access  to  LNG 
Moreover, from a general perspective, GIE considers it paramount that the EU institutions develop a 
strategy  for  gas  which  ensures  an  important  role  of  gas  in  the  future  energy  mix  on  the  short, 
medium and long term and to give the right signals for the gas industry in general.  Given that gas 
infrastructure  (including  LNG  infrastructure)  is  a  long  term  capital-intensive  business  (2050  and 
beyond), a sound long term business climate is required. Clear, consistent and enduring policies are 
required from EU policy makers that natural gas has a key role in the future of the EU energy mix. 
3.3  International LNG markets 
9. How do you see worldwide LNG markets evolving over the next decade and what effects do you 
expect this to have on EU gas markets? Do you expect a shift away from oil-indexed LNG contracts, 
and if so under what conditions? 

Data  from  IHS7  shows  an increase of global LNG output  in the medium  to long-term perspective – 
from 240 million tonnes in 2014 up to 410 million tonnes by 2025 and 530 million tonnes by 2035. 
This will result from projects to be commissioned in Australia, USA, Russia, Malaysia, etc. In addition, 
one may also expect the LNG spot market to continue to grow in importance. 
GIE notes that forecasts are envisaging a return of LNG to Europe, with an increase of LNG volumes 
entering the EU market. 
Indeed, the LNG regasified volume in the first 8 month of 2015 as published by LSOs on ALSI shows 
an increase of more than 20% compared to the same period in 2014. 
Source: ALSI. 
7 Long-Term LNG Market Outlook, July 2015. 
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The  following  graph,  based  on  data  from  GIIGNL,  shows  the  evolution  of  the  EU  LNG  average 
utilisation factor from 2005 until 2014, as well as the LNG import volume evolution over that period. 
Source: GIIGNL Industry Reports 2005 – 2014 
The LNG market is a global market with dynamics which might change rapidly. 
LNG terminals are long-term capital intensive investments with an asset life of 40 years and more. It 
is therefore necessary to review the utilization of LNG terminals based on statistics beyond the last 
2-4 years only. 
10.  What  problems  if  any  do  you  see  with  the  functioning  of  the  international  LNG  market, 
particularly  at  times  of  stress?  Are  there  specific  actions  the  EU  should  take,  in  dialogue  with  our 
international partners, including in trade negotiations, to improve its functioning and/or to make the 
EU market more attractive as a destination for LNG? Could voluntary demand aggregation be helpful 
in some way? 

GIE  believes  that  the  international  LNG  market  is  working  properly,  also  at  times  of  stress  as 
evidenced by the Fukushima accident. 
GIE believes that the EU should contribute to remove all possible (e.g. trade) barriers, if any, which 
are located between the LNG producing countries and the EU gas market. 
3.4  LNG technology issues including LNG in transport 
11.  What  technological  developments  do  you  anticipate  over  the  medium  term  in  the  field  of  LNG 
and how do you see the market for LNG in transport developing? Is there a need for additional EU 
action in this area to reduce barriers to uptake, for example on technology or standards, including for 
quality and safety? 

An important technological development in the field of LNG relates to the use of LNG as a fuel. LNG 
is a technology allowing heavy-duty vehicles to meet the stringent pollutant emission limits of Euro 
VI  standards.  LNG  is  also  an  attractive  alternative  fuel  for  ships  to  meet  the  requirements  for 
decreasing the sulphur content in marine fuels or to allow large-scale carriage on inland waterways. 
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In order to contribute to the development of LNG as an alternative fuel for ships and trucks and thus 
to contribute to a clean maritime and road transport, LSOs think that break bulk infrastructure and 
services are essential for developing the business. 
  LNG refuelling stations for ships /trucks; 
  LNG satellite plants/storages; 
  Small scale liquefactions; 
  LNG bunker ships; 
  Reloading; 
  Loading of bunker ships; 
  Loading of small ships; 
  Loading LNG ships; 
  Truck loading; 
  Rail loading; 
  etc. 
In  some  countries  LSOs  already  offer  the  above  services.  GIE  is  of  the  opinion  that  these  services 
should be further developed. 
GIE support the timely implementation of the existing legislation (e.g. Directive on the deployment 
of alternative fuels infrastructure, TEN-T programme, etc.). 
Floating Storage and Regasification Units (FSRUs) appeared a few years ago and there are presently 
21 FSRUs active worldwide and 7 are ordered. FSRUs need less time than onshore LNG terminals to 
be installed and above all, vessels originally commissioned as FSRUs are able to function as both a 
floating  terminal  or  as  a  conventional  LNG  carrier.  Thus,  when  a  FSRU  is  not  used  as  floating 
terminal, it may be disconnected and moved to another location or used for LNG trading. 
3.5  LNG sustainability issues 
12. Do you think there are any sustainability issues specific to LNG that should be explored as part of 
this strategy? What would be the environmental costs and benefits of alternative solutions to LNG? 
Please provide evidence in support your views. 

GIE  would  like  to  underline  that  any  future  initiative  aimed  at  making  full  use  of  LNG  in  the  EU 
should  duly  consider  sustainability  benefits  offered  by  LNG/natural  gas  infrastructure.  Firstly,  by 
substituting  more  polluting  sources  of  energy  like  coal  and  oil  with  natural  gas  and  LNG,  a  quick 
reduction of greenhouse gas emissions can be achieved against low capital expenditure. This is for 
instance  the  case  of  LNG  that  may  replace  oil  and  coal  in  remote  areas  not  connected  to  gas 
infrastructure.  Additionally,  LNG  contributes  to  promoting  sustainability,  given  the  high  level  of 
flexibility  of  its  supplies  that  make  LNG  the  ideal  partner  for  the  development  and  integration  of 
intermittent renewable energy such as solar and wind. 
Furthermore, GIE welcomes efforts to ensure the wide use of LNG as a fuel in the maritime and road 
transport sector (e.g. trucks). Such technologies can substantially contribute to the EU’s energy and 
climate goals. When taking decisions about the mobility of the future, it should not be forgotten that 
gas  for  transportation  offers  great  opportunities  for  meeting  the  environmental  targets  of  the 
transport sector in the  most  economical way. Switching to  LNG  will deliver not just  CO2 emissions 
reductions but also significant air quality benefits for citizens, with lower NOx emissions, lower SOx 
and few particulates. 
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The  EU  directive  for  the  deployment  of  alternative  fuel  infrastructure  paves  the  way  to  further 
increase  the  penetration  of  LNG  and  CNG  in  the  transportation  sector  (especially  maritime  and 
heavy-duty vehicle). The number of vehicles running on natural gas (exceeding already one million in 
the EU) and the number of current refuelling CNG/LNG stations in place are just a sign that, with the 
right  incentives,  this  market  can  develop  much  more  and  replace  the  more  polluting  and  more 
carbon-intensive oil-based fuels in a cost-efficient way. 
4  Responses to consultation – Storage 
Underground gas storages are a vital component of the natural gas chain and a necessary backbone 
of  the  European  security of  supply.  Moreover,  as  a renewable  back-up,  underground  gas  storages 
are a key factor of success for the European climate policy. 
However, shrinking European gas demand, competition with other sources of flexibility (LNG, spot 
gas,  long-term  gas  import  contracts  with  high  take-or-pay  clauses)  and  falling  summer/winter 
spreads  have  negatively  impacted  the  storage  bookings  and  storage  prices these  last years.  If  this 
situation persists it would put at risk the whole storage industry and harm the security of supply in 
Europe. Therefore, there is an urgent need to address the deep problems affecting the gas storage 
The insurance value of storage and its key role as a security of supply provider should be recognized 
at the European level. At the same time, a result-oriented approach should be maintained, enabling 
each  Member  State  to  decide  how  to  handle  its  strategy  related  to  security  of  supply  (the  Gas 
Storage Europe “toolbox” approach). 
The  system  value  of  storage  should  be  recognized  by  taking  into  account  the  benefits  brought  by 
storage to the whole system when setting the transmission tariffs at storage connection points. 
The  existence  of  a  flexibility  market  should  be  recognized,  where  storage  competes  with  other 
flexibility  tools  by  ensuring  a  level  playing  field  between  them.  Responses  to  consultation  –  LNG 
4.1  Internal market constraints and challenges for storage 
13. What opportunities or challenges do the supply projections for different sources, in particular LNG 
and  pipeline  gas  and  low  carbon  indigenous  sources,  present  for  the  use  of  gas  storage  /  for  gas 
storage operators? 

In contrast to other fossil fuels, thanks to its less polluting characteristics compared to oil and coal 
and its abundant resources, natural gas already plays and is committed to play a key role in world 
According to the IEA, natural gas is the only fossil fuel with a global growing share of the energy mix 
for the next two decades, with a 21% share in 2012 moving up to 24% in 2040. In Europe however, 
the share of gas in the energy mix has been diminishing due to the economic downturn, low CO2/ 
coal prices, energy efficiency improvements and the development of renewable energy sources. The 
future share of gas remains uncertain and will depend on clear, sound and stable EU energy policies. 
However,  despite  the  challenging  storage  market  situation,  GIE  believes  that UGS  will  still  play  an 
important role in the future due to the following arguments: 
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Regarding pipeline  gas, the  fall in domestic production and growth in import  dependency through 
pipelines  will  get  even  more  pronounced  in  the  coming  years.  More  imports  from  distant  source 
countries  mean  more  demand  for  flexibility  which  can  be  an  important  factor  leading  to  more 
storage being required. 
Regarding low carbon indigenous sources: their increase in the energy mix also means more demand 
for flexibility in the power market that can be provided by gas-fired power plants. Underground gas 
storage has an important role in providing physical gas flexibility to gas-fired power plants. 
Storages seem to be  a competent  partner for LNG to structure delivered volumes and to optimise 
the LNG usage, price and delivery. Especially as the transportation of cargos need time or in case of 
LNG supply disruption already delivered and stored volumes can be used to meet (peak) demand. 
14. Are, in your view, current market and regulatory conditions adequate to ensure that storages can 
fully  play  their  role  in  addressing  supply  disruptions  or  other  unforeseen  events  (e.g.  extreme  cold 

There are various aspects in the market and regulatory conditions that should be improved to let gas 
storages fully play their role in addressing supply disruptions or other unforeseen events. 
Regarding  market  conditions:  summer-winter  spreads  have  always  been  seen  as  a  fundamental 
driver of storage value from the shippers’ point of view. Their decline since 2009 has removed price 
signal for storage: shippers prefer to cover their flexibility needs by sourcing gas on spot markets as 
they  might  anticipate  that  the  worst  situation  will  never  materialize.  These  unfavourable  market 
conditions  prevent  storage  from  fully  playing  its  role  as  security  of  supply  provider.  In  the  short-
term, the impact of the low summer-winter spread on the gas storage levels is dampened as part of 
the gas storage capacity has already been booked and/ or measures such as storage obligations are 
in place. However, weak seasonal spreads will negatively impact the booking of storage capacity or 
will lead to very low market prices that do not justify continuation of the gas storage activity. This 
will  eventually  lead  to  a  decrease  in  the  available  capacity  in  the  medium  term  (due  to  the 
mothballing/closing  of  storage  facilities,  project  shifts,  termination  and  depreciation).This 
development  is  putting  European  security  of  supply  at  risk  on  the  medium  term  as  closing  of  gas 
storage  is  either  impossible  or  very  expensive  and  time-consuming  to  reverse.  In  fact,  seasonal 
spread is a virtual, not physical estimate based on market sentiment about the availability of gas in a 
given period: it may be a legitimate criterion to valuate storage but it does not reflect the complete 
value of storage especially the  insurance value  (insurance  against  unexpected events). This can be 
done by demanding shippers to ensure that they have availability of gas to be used in all situations 
including unforeseen events,  be  it through market-based instruments,  strategic storage or storage 
obligations  depending  on  the  local  and  regional  market  conditions  provided  that  the  market 
functioning is not distorted. That is what Gas Storage Europe calls the “toolbox approach”. 
Regarding  regulatory  conditions:  storage  now  competes  on  the  flexibility  market  with  other 
flexibility tools which are more economically attractive and do not have the same constraints (they 
do not face the same third party access requirements). Therefore, GIE considers that the regulatory 
framework  should  be  adapted  to  these  new  market  conditions  by  ensuring  a  level  playing  field 
between all the flexibility sources and by facilitating commercial innovation. One way forward, while 
respecting the  Third Package  rules,  would be  to facilitate more  commercial innovation for storage 
products, for example the availability of new storage products enabling trading on the hubs. Finally, 
fair  transmission  tariffs  for  gas  storages  are  important  in  order  to  continue  to  attract  gas  to  be 
flowed in the transmission system as well as using storage and thereby the flexibility and security of 
supply that it offers. 
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15. As an alternative to mandatory reserves, how could market based instruments ensure adequate 
minimum reserves? 

Security  of  supply  is  a  public  good  that  will  not  always  be  met  by  the  simple  aggregation  of  the 
supply  and  investment  decisions  of  market  players  especially  in  case  of  market  failure.  Given  the 
current low spreads, market players seem to disregard benefits of gas storages for security of supply: 
market  players  tend  to  favour  spot  purchases  although  they  do  not  guarantee  the  physical 
availability of gas in case of unexpected events. 
To ensure an efficient use of gas storage facilities, the first thing to do is to repair some regulatory 
barriers that lead to a disadvantage for gas storages compared to other flexibility sources. In some 
entry and exit zones transmission tariffs are not appropriately reflecting costs or the benefits of gas 
storages for the transmission network and for the gas market. Another barrier is that gas storages 
are not always able to offer products that other flexibility providers can due to regulatory barriers. 
In  addition  to  a  level  playing  field  with  other  flexibility  sources  other  measures  could  be  taken  in 
order  to  ensure  gas  is  available  in  case  of  unexpected  events  By  incentivizing  the  use  of  storage, 
provided  that  the  market  functioning  is  not  distorted.  One  example  is  the  UK  system  where 
imbalance  prices  in  a  gas  emergency  provide  appropriate  incentives  for  gas  shippers  to  balance 
supply  and  demand.  A  second  example  is  the  Danish  system  where  the  TSO  pays  shippers  that 
ensure that a certain quantity of gas is in storage (the amount of stored gas can only be withdrawn 
in case of emergency, the service is tendered). 
However,  as  individual  markets  differ  greatly  (see  also  answer  to  question  16),  there  might  be  a 
need for traditional storage-related security of supply measures (e.g. France) and strategic storage 
(e.g. Italy, Hungary) provided that the market functioning is not distorted. For instance, in regards to 
mandatory reserves it is important to ensure that such mandatory reserves are not used for other 
purposes than an emergency situation to avoid market distortion. This could be the case if strategic 
gas reserves are released in order to cope with price spikes rather than having the market to solve 
an emergency situation. Differences in markets require different solutions: no one size fits solution 
exists. Consequently there is also No one single level of gas in storage to ensure security of supply. 
Under  market based conditions flexibility in sourcing requires the proof of the  physical availability 
for the market. Therefore GIE proposes to clarify the responsible entity/ entities to fulfil the Supply 
Standard  and  which  options  in  the  supply  portfolio  are  allowed  to  prove  the  standard.  GIE 
recommends  introducing  a  new  criterion  such  as  "physical  availability  of  the  supply  sources"  in 
fulfilling the Supply Standard. 
4.2  Storage infrastructure 
16. Do you have any analysis or view on what an optimal level/share of storage in a Member State or 
region would be? What kind of initiatives, if any, do you consider necessary in terms of infrastructure 
development in relation to storage? 

There  is  no  common  optimal  level/  share  for  gas  storage.  There  is  no  one  common  “storage 
prescription” as each country’s energy system is unique, some main parameters can be considered 
when assessing the storage requirement: 
  Import dependency; 
  Demand ratio between summer and winter; 
  Ability to cover seasonal modulation needs and peak demand; 
  Structure of national gas demand; 
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  Gas share of the energy mix; 
  Characteristics of existing storage facilities. 
In  general,  GIE  is  in  favour  of  using  the  existing  infrastructure  before  any  decision  about  new 
With a view to infrastructure development in relation to gas storage, the market conditions are not 
conducive  to  new  investment  and  actually  have  already  resulted  to  gas  storage  facilities  being 
mothballed/  and  even  closed  down.  More  interconnectivity  and  regional  cooperation  would  be  a 
way forward but does not exclude the need to ensure that gas must be available when needed and 
this is best done by ensuring that gas storages are being used. 
17. Do you think, in addition to the existing TEN-E Regulation, any further EU action is needed in this 

TEN-E Regulation is essential for the development of the internal energy market and plays a crucial 
role  in  ensuring  the  security  and  diversification  of  supply  (see  for  example  the  Inčukalns  storage 
facility in Latvia and the Chiren facility in Bulgaria). 
However,  as  already  explained,  the  main  concern  for  SSOs  today  is  to  optimize  the  existing 
infrastructure by having the storages filled at the beginning of the winter period. 
As mentioned earlier, overall there  is enough underground storage  capacity at EU level. However, 
this  does  mean  that  all  Member  States  count  with  enough  capacity  at  national  level,  due  to  for 
example,  geological  reasons.  In  this  respect,  the  TEN-E  regulation  provides  a  good  instrument  to 
ensure that countries become well interconnected, providing the necessary infrastructure for those 
Members States with little access to underground storage capacity  at national level with access to 
the capacity from other Member States. 
18.  Given  uncertainties  over  future  gas  demand,  how  would  you  assess the risk  of stranded  assets 
(and  hence  unnecessary  costs),  lock-in  effects,  the  risk  of  diverting  investments  from  low  carbon 
technologies  such  as  renewables,  delaying  a  transition  in  energy  systems  and  how  would  you  and 
weigh those against risks to gas security and resilience? What options exist in your view to reduce the 
risk of stranded assets? 

First and foremost GIE believes that a number of key areas of energy policy need to be addressed: 
  Clear, consistent policies are required from EU policy makers that natural gas has a key role 
to play in the future of the EU energy mix; 
  The EU ETS needs an overhaul so that cleaner technologies such as natural gas can compete 
against  less  clean technologies  such  as  coal on  an equal  footing,  with  external  costs  being 
taken into account; 
  Subsidies  for  mature  renewable  technologies  in  the  power  generation  sector  should  be 
eliminated as they distort the internal energy market. 
Indeed, SSOs find themselves in a situation which requires them to compete with price signals that 
are below the costs they incur to operate and maintain their facilities. As a consequence, the risk of 
stranded  assets  regarding  underground  gas  storages  is  already  a  reality  for  some  of  them 
(mothballing/closing of storage facilities in France and Germany). In order to reduce this risk and to 
enable  gas  storage  facilities  to  fully  play  their  role  as  security  of  supply  provider,  the  regulatory 
framework must be improved (see question 19). 
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4.3  Regulatory framework and potential barriers for storage 
19.  What  do  you  think  are  the  most  critical  regulatory  barriers  to  the  optimal  use  of  storage  in  a 
regional setting? 

Then,  GIE  considers  that  there  are  three  main  critical  regulatory  barriers  to  the  optimal  use  of 
  Level of transmission tariffs; 
  Restricted access to/from storage facilities; 
  Ability to offer customized products. 
In some cases high transmission tariffs at storage-transmission interconnection points can account 
for a significant portion of the storage costs (whereas storage facilities provide numerous benefits to 
the system resulting in avoided investments and lower operational costs: see question 22). Lowering 
transmission tariffs for storage is a way to incentivize the use of storage. 
For  storages  to  play  an  effective  role  within  the  framework  of  SoS,  adequate  filling  levels  are 
required. The  latter  implies that the  access to/from storage  facilities (i.e.  for respectively injection 
and  withdrawal)  is  not  hampered  by  insufficient  capacity  at  the  transmission  network.  In  this 
respect, storage users should be treated on equal foot with other network users. 
Finally, in order to ensure a level playing field between all the flexibility tools, it is crucial for storage 
system operators to be able to answer to their customers’ needs by offering innovative products to 
the market. 
With regards to a regional setting, GIE points out that supply standards can be fulfilled by booking 
gas  storage  in  another  Member  State,  but  it  should  be  taken  into  account  that  in  that  case  also 
interconnection  capacity  is  ensured.  Furthermore,  double  counting  (i.e.  counting  the  gas  storage 
capacity for more than one country) should be avoided. 
20.  Do  you  think  ongoing  initiatives  and  existing  legislation  can  tackle  the  remaining  outstanding 
issues or is there more the EU could do? Do initiatives need to include additional issues further to the 
ones described here? 

Implementation and compliance with existing legislation is crucial before launching new initiatives. 
Having  said  that, we  recognize  that  Regulation 994/2010  on security of  supply,  needs  updating  to 
reflect  practical  experience  gained  in  the  past  few  years  as  well  as  the  opinions  of  various 
stakeholders voiced in public consultations organized by the Commission. 
21.  Do  you  consider  EU-level  rules  necessary  to  define  specific  tariff  regimes  for  storage  only  or 
should  such  assessment  be  made  rather  on  a  national  level  in  view  of  available  measures  able  to 
meet the objective of secure gas supply? 

Specific transmission tariffs for underground gas storages are needed and should be part of the tariff 
network code. When setting tariffs for entry/exit points to and from storage facilities, one must take 
into account that gas storage is not a net source of supply or demand and that users have already 
paid entry and exit tariffs at import/ production and at end consumption. 
GIE believes that transmission tariffs to and from storage facilities should recognize the benefits and 
value that storage facilities bring to the overall system. . 
GIE, therefore, strongly recommends that the proposed Network Code on Harmonized Transmission 
Tariff Structures reflects the above arguments and points in a specific way so that NRAs can use the 
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text  of  the  Network  Code  as  a  tangible  guidance  when  setting  transmission  tariffs  at  storage 
connection points located on the networks for the regulation of which they are responsible. 
22. Have you ever encountered, or are you aware of, difficulties in accessing storage facilities? Has 
this  concerned  off-site  or  on-site  storage  facilities?  Please  describe  the  nature  of  the  difficulties  in 

GIE believes that when it comes to the market access to storage few difficulties should be expected. 
The reason is that transparency requirements today give the storage customer full knowledge about 
the size of storage capacity and how it has been used and TPA requires that this storage capacity is 
made available to the market. On top of that GIE has implemented the transparency platform AGSI 
where it is possible to follow the day to day use of storage not only for each EU Member State (and 
Ukraine) but also for each storage system operator and storage facility. 
When  it  comes  to  the  physical  access  to  storage,  however,  unrestricted  access  to/from  storage 
facilities  and  from/to  the  transmission  network  is  not  always  guaranteed  which  can  devaluate  the 
storage business and create unfair competition and barriers to the access to storage. This should be 
avoided as mentioned earlier (see for example the answer to Q19). 
23. Have you ever encountered, or are you aware of, difficulties related to feeding LNG gas from the 
storage  site  back  into  the  gas  network?  If  so  please  describe  the  nature  of  these  difficulties 
(regulatory provisions, company behaviour, technical problems) in detail. 

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