This is an HTML version of an attachment to the Freedom of Information request 'The development and realization of the EU strategy for liquefied natural gas and gas storage'.


 
Ref. Ares(2015)2671390 - 25/06/2015
Consultation on an EU strategy for  
liquefied natural gas and gas storage 
 
 
1.  Introduction 

1.1.  Gas plays a key role in the EU energy system, accounting for around a quarter of final energy 
consumption, and will continue to be of major importance as we make the transition to a low 
carbon  future.  The  security,  affordability  and  sustainability  of  the  EU  gas  system  are 
therefore critical to success of the Energy Union.  
1.2.  As  the  Commission's  stress  test  communication  of  October  last  year  made  clear,  levels  of 
gas  security  and  resilience  vary  widely  across  the  EU,  with  several  Member  States  heavily 
dependent on a single supplier. A prolonged interruption to Russian supplies could therefore 
have  a  substantial  impact,  with  Baltic  and  South-Eastern  Member  States  and  the  Energy 
Community countries being most affected. Lack of supply diversity driven largely by lack of 
infrastructure also has a significant impact on the competitiveness of market prices, either 
in a crisis or under normal market conditions.  
1.3.  There  are  multiple  potential  ways  of  addressing  such  deficiencies:  gas  demand  reduction 
(through  energy  efficiency  or  low  carbon  alternatives),  an  efficient  internal  market,  close 
cooperation  between  Member  States,  new  pipeline  supplies,  targeted  gas  network 
investments, domestic gas or biogas production and, alongside these, the options highlighted 
in  the  recent  Energy  Union  Communication  and  that  are  covered  by  this  consultation: 
liquefied natural gas (LNG) and storage.  
1.4.  LNG already plays a key role to play in ensuring the diversity, reliability and competitiveness 
of the gas system – one that is likely to grow in importance as domestic EU production of gas 
declines.  Changes  in  the global  LNG  market  mean  that  this  is  an  opportune  moment to  re-
examine the opportunities that LNG presents, and its potential to support diversification of 
EU supply sources to include a wide range of countries, including new suppliers such as the 
US, Canada, East Africa and Australia. Developments in international LNG markets also have 
the potential to increase the competitiveness of gas supplies to the EU market, and to drive 
down prices for business and household consumers. 
1.5.  To  this  end,  and  to  complement  work  on  the  Projects  of  Common  Interest  (PCIs)  and  the 
revision  of  the  gas  Security  of  Supply  Regulation,  the  Commission  has  committed  to 
producing a  comprehensive strategy for LNG. This  will look at the long term role of LNG  in 
ensuring  a  secure,  affordable  and  sustainable  EU  energy  system  and  will  seek  to  identify 
what  action  may  be  needed  to  enable  all  Member  States  to  benefit  from  access  to  the 
international LNG market – including action to remove infrastructure or other barriers across 
the  EU.  How  much  LNG  comes  to  the  EU  will  ultimately  depend  on  global  gas  prices.  But 
there may be steps that the EU can take to improve the functioning of international markets 
or to ensure that all Member States have access to LNG as an option, either directly or via 
other Member States. 
1.6.  Gas  storage  is  another  crucial  component of  security  and  resilience  of  supply,  and  this  will 
also be considered closely as part of the strategy. The key question to be addressed is related 
to  the  strategic  role  of  storage  in  ensuring  gas  security  and  resilience  and  providing  the 
necessary  commercial  tool  to  facilitate  market  operations.  The  ongoing  review  of  the 
Regulation  of  Security  of  Gas  Supply  already  targets  the  need  for  and  specifics  of  storage-
related  security  of  supply  measures.  This  analysis  will  complement  that  to  assess  the  long-
term  role  and  business  case  for  storage  (including  its  various  forms)  in  a  competitive  and 
resilient  EU  internal  gas  market.  Analysis  may  include  areas  as  market  mechanisms 

 


 
determining the availability of or need for storage capacity, as well as factors determining an 
optimal regulatory environment, the relationship between storage and other supply sources 
such as LNG to find the best mix of measures ensuring a reliable and economically feasible 
supply of gas in the future. 
1.7.  LNG  and  storage  are  meant  to  contribute  to  a  reliable  supply  of  gas  at  all  times  at 
competitive prices. Accordingly, a strategy, that may imply further policy initiatives at a later 
stage,  may  need  to  take  into  account  the  overall  situation  of  gas  markets  (please  see 
additional  information  as  background  in  the  Annex),  and  the  energy  mix  at  the  European, 
regional and Member State level.  
1.8.  As  part  of  developing  the  LNG  and  storage  strategy,  the  Commission  invites  views  from 
Member  States,  industry,  NGOs  and  other  stakeholders.  To  this  effect,  in  addition  to 
summarising the overall supply and demand context, this consultation document sets out a 
number  of  questions,  on  which  respondents  are  encouraged  to  contribute  their  views  as 
well as further evidence and data. Further details on how to respond to the consultation are 
provided at the end of the document. 
 
2.  LNG in the EU today  
2.1.  In 2014, pipeline import capacity to the EU stood at 490 bcm/a and LNG import capacity at 
197  bcm/a.  This  would  in  theory  be  sufficient  to  cover  all  gas  import  projections  by  2040. 
However, most of this LNG import capacity is located in Spain, Portugal, France and the UK. 
In  addition,  specific  infrastructure  bottlenecks  inside  the  EU  in  North/South  and  West/East 
directions still prevent the optimal usage of existing LNG infrastructure and limit arbitration 
possibilities. 
At  the  same  time,  in  spite  of  the  abundant  regasification  capacity,  the  volume  of  LNG 
imports stood at only 45 bcm in 2013, i.e. utilisation factor of 24%. The three main countries 
from where imports are sourced are Qatar, Algeria and Nigeria. The specific situation with 
regards to existing LNG capacity and planned projects, however, varies widely within the EU. 
The current level of LNG's share in consumption can vary between around 50% in Spain and 
Portugal  to  3%  in  the  Netherlands1    with  many  countries,  especially  in  Central-Eastern 
Europe, having no access at all to this source of supply.  
LNG imports to Europe by country 
 
                                                            
1 Rough calculation based on GIE and eurostat data for 2013 (LNG import/gross consumption) 

 

 
2.2.  At  this  stage,  the  most  vulnerable  countries  which  are  mainly  dependent  on  one  supplier 
with  no  or  insufficient  access  to  LNG  as  a  potential  diversification  source  either  directly  or 
through  neighbouring  countries  include  Bulgaria,  Croatia,  Czech  Republic,  Estonia,  Finland, 
Hungary,  Latvia,  Romania,  Slovakia  and  Slovenia.  These  Member  States  may  require 
particular attention when developing LNG as an additional source of gas supply, notably by 
improving  access  to  LNG  through  enhanced  regional  cooperation  ensuring  better  access 
through  interconnections,  if  missing,  to  existing  LNG  terminals  and/or  the  removal  of 
possible regulatory or technical barriers to access. 
2.3.  North-South Interconnections in Western Europe: Most LNG regasification capacity is found 
in Western-Europe, with varying degrees of utilisation: highest in Italy (35% in 2013), lowest 
in the Netherlands (4% in 20132). At the same time, there is an abundance of services offered 
at  these  terminals,  including  reloading,  transhipment,  loading  of  bunkering  ships  and  truck 
and  rail  loading  services,  showing  how  active  market  players  can  become  in  a  functioning 
market. Of particular interest in this region is the LNG capacity in the Iberian Peninsula which 
is significant (~68 bcm) with 8 LNG terminals in total, out of which, however, currently only 
one  is  operational.  There  are  four  further  LNG  terminals  operating  in  France  and  one  is 
planned. The LNG capacity available in the Iberian Peninsula cannot reach the rest of the EU 
because  of  bottlenecks  and  network  constraints  between  Spain  and  France  and  within  the 
French network (mainly south to north). The current PCIs are addressing the internal  South 
to North bottlenecks in France.  
2.4.  North-South  Interconnections  in Central-  and  South  Eastern  Europe:  Access  to  LNG in  the 
region is currently limited to the LNG terminal in Revithoussa (EL). The existing LNG terminal 
is  being  upgraded  and  new  terminals  are  being  developed  in  Greece:  the  Independent 
Natural Gas System LNG Greece and the Aegean LNG import terminal. The LNG terminal on 
the island of Krk (HR), also on the list of PCIs, would open a North-South corridor in Central 
Eastern  Europe  and  it  represents  an  important  security  of  supply  asset  for  the  region.  The 
construction  of a LNG terminal in Constanta  (PCI)  would improve the situation of access to 
gas  sources  for  Romania,  which  has  currently access  to  only  two  sources.  In  order  to  bring 
the benefits of LNG to landlocked countries in Eastern Europe, it is essential to develop the 
necessary  gas  transmission  infrastructure,  including  reverse  flow  capacities,  in  a  timely 
manner.  
2.5.  The  challenges  and  opportunities  in  Central-  and  South-Eastern  Europe  cannot  be  treated 
without  also  looking  at  the  Energy  Community  countries.  The  Energy  Community  is 
geographically  embedded  in  this  region  and  it  faces  the  same  security  of  gas  supply 
challenges and provides potential solutions: it shares the same one-source dependency issue 
and  at  the  same  time,  it  is  well  positioned  to  serve  as  a  corridor  for  new  sources  of  gas, 
including LNG. The Energy Community is committed to implement the EU energy acquis and 
it forms an integral part of Europe's gas future. 
2.6.  Baltic  Sea  Region:  In  the  Baltic  Sea  Region  (Baltic  Energy  Market  Interconnection  Plan  -
BEMIP), the energy security stress tests carried out by the Commission between August and 
October 2014 showed that two energy infrastructure projects are crucial for the Baltic States 
in addressing the issue of the possible disruption of gas supply from Russia: the Klaipeda LNG 
terminal in Lithuania and the Incukalns underground gas storage (UGS) in Latvia (which has 
PCI  status).  The  Incukalns  UGS  is  currently  the  only  functioning  gas-storage  facility  in  the 
Baltic States. The operator of the Incukalns UGS is considering work to modernise the storage 
facility, by 2020, and work between 2020 and 2025 to expand its total capacity3, subject to 
                                                            
2 Source: gle 
3 Expansion from 2.3 bcm/a to 2.8 bcm/a 

 

 
there  being  sufficient  market  demand.  The  Klaipeda  LNG  terminal,  which  was  put  into 
operation in December 2014, is the first one of this kind being operational in the Eastern side 
of  the  Baltic  States  region.  The  onshore  LNG  terminal  in  Swinoujscie  (PL)  and  the 
development of the connecting pipeline  after some delay  are expected  to be  completed in 
2015. Other key projects being currently under way are: the Regional Baltic LNG terminal, to 
be built in Finland, and a smaller gas distribution terminal mainly for bunkering planned to be 
built in Estonia; for both the work is set to start in 2015 and should be completed in 2019, as 
well  as  the  related  BalticConnector.  In  Sweden,  a  LNG  terminal  is  currently  being  built  in 
Gothenburg and will contribute to increased security of supply and flexibility for the Swedish 
market.  
2.7.  Stronger  regional  cooperation  is  key  to  identifying  and  implementing  key  actions.  In  this 
regard, the BEMIP initiative identifies the need for one regional LNG terminal in the region; 
the  Central  east  South  Gas  Connectivity  initiative  (CESEC)  is  targeted  at  identifying  the 
minimum  "no-regret"  infrastructure  needs,  including  LNG  terminals  in  order  to  diversify 
sources  and  eliminate  one  sided  supplier  dependency  in  South-East  Europe.  CESEC  is  of 
particular  importance  as  it  targets  the  most  vulnerable  region  from  a  security  of  supply 
perspective  and  it  also  involves  Energy  Community  countries.  The  High-Level  Group  for 
South-West  Europe looks at bottlenecks and infrastructure options to allow the substantial 
LNG regasification capacity in the Iberian Peninsula to be made available for the rest of the 
EU. 
2.8.  LNG in the East-Mediterranean: The East-Mediterranean gas fields have the potential to be a 
new supply source for the EU and one of the options is for the gas to be transported in the 
form  of  LNG.  A  liquefaction  terminal  project  planned  on  Cyprus  merits  being  looked  at, 
especially  so,  as  LNG  export  terminals  do  not  fall  under  the  scope  of  the  TEN-E  Regulation 
and thus cannot become a project of common interest (PCI). The LNG and storage strategy 
could be the right tool to explore this opportunity further.  
Question 1: 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? Do you have any data 
or  cost  benefit  analysis  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?  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 to LNG supplies either directly or through neighbouring 
countries,  in  particular  the  most  vulnerable  ones  from  this  perspective  (Bulgaria,  Croatia,  Estonia, 
Finland, Hungary, Latvia, Romania, Slovakia and Slovenia)? Please answer by Member state / region 

Question  2:  Given  equal  new  CAPEX  needs  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? 

Question 3: Do you think, in addition to the already existing TEN-E Regulation, including the identified 
Projects  of  Common  Interest  and  measures  supporting  implementation,  (such  as,  streamlined 
permitting, cross-border cost allocation, and regulatory incentives) 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 

Question  4:  What  in  your  view  explains  the  low  use  rates  in  some  regions  (is  it  caused  by 
overinvestment,  or  other)?  Given  uncertainties over  future  gas  demand  (i.e.  the  unlikelihood  of  gas 
demand  growth),  how  would  you  assess  the  risk  of  stranded  assets  (and  hence  unnecessary  costs) 
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? 

Question  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)? 
 
 
3.  Potential entry barriers for LNG 
3.1.  While the need for further source diversification in the most vulnerable regions is recognised 
and  the  potential  solutions  in  most  cases  include  LNG  and  related  infrastructure,  energy 
infrastructure projects are frequently not built or  are seriously delayed.  Often these delays 
are due to lack of public acceptance, lengthy permit granting procedures or lack of adequate 
financing. While many of these issues can be addressed through the TEN-E Regulation, many 
of  the  remaining  difficulties  derive  from  the  incomplete  implementation  of  the  3rd  Energy 
Package  and  other  regulatory  barriers  generally  applicable  to  the  gas  market.  Even  if  the 
necessary infrastructure exists to enable LNG to reach a given market, if the rules are not in 
place  that  enable  importers  effectively  to  compete  and  sell  on  the  market,  or  the  existing 
rules are not applied properly, the additional supply diversity and resulting improvement to 
security of supply and competition will not materialise.  
3.2.  There can be several barriers to entry for new  LNG  suppliers that are present all along the 
LNG  supply  chain:  in  the  upstream  in  relation  to  supply  contracts,  but  also  downstream  at 
the level of LNG terminals themselves, or when it comes to the availability of and access to 
the  transmission  network  and  storage  facilities.    These  barriers  can  range  from  simple 
administrative  burden  issues  (language  restrictions,  overcomplicated  and  lengthy  licensing 
provisions)  through  non-market  regulatory  measures  introduced  to  solve  real  or  perceived 
market  failures  in  other  sectors  (such  as  strict  storage  obligations  on  importers  with 
restricted  storage  capacity  available  on  the  market)  to  commercial,  financial  as  well  as 
technical  entry  barriers.  The  below  non-exhaustive  list  of  examples  illustrates  what  such 
potential entry barriers might be: 
  Existing long-term supply contracts (for pipeline gas) with sometimes high take or 
pay obligations  disallow  or at least hamper engagement of national incumbents  in 
alternative  supply  contracts  that  could  underwrite  investments  in  diversification 
infrastructure such as LNG terminals 
  Destination  clauses  in  LNG  contracts  which  require  the  LNG  to  be  offloaded  and 
reloaded before it can be transported to somewhere else, which risks making it less 
competitive, and other measures having an equivalent effect to export restrictions, 
measures that make the resale of gas more difficult. 
  Impediment  by  company  behaviour,  e.g.  strategic  underinvestment  in  additional 
capacity 
  The  existence  of  below  cost  regulated  retail,  and  in  some  cases  even  wholesale, 
prices,  or  general  lack  of  downstream  competition,  does  not  provide  a  sufficient 
price signal or incentives for suppliers to enter the market, or to attract LNG cargoes 
in the event of a supply crisis  

 

 
  The fact that many LNG terminals are built under the exemption regime (exempted 
from third party access) and do not have to give access to third parties; or the fact 
that company behaviour sometimes prevents such access 
  National regulations which make the use of LNG difficult, e.g. national regulations 
which require that LNG be fed into the gas grid within a certain period of time, and 
other technical limitations related to terminals  
  General problems of access to the gas transportation network in some regions, such 
as  capacity  hoarding  on  the  network  and  lack  of  effective  third  party  access, 
including  for  (commercial)  reverse  flows,  insufficient  coordination  of  the  work  of 
TSOs not allowing LNG to reach markets even if sufficient infrastructure is available 
  The lack of storage capacity accessible from LNG facilities (due to absence of storage 
infrastructure or because existing storage infrastructure is already booked) 
  Difficulties  in  accessing  existing  storage,  either  by  regulatory  conditions  or  due  to 
company behaviour 
3.3.  The  revision  of  the  Gas  Security  of  Supply  Regulation  will  address  the  lack  of  regional 
cooperation in matters of security of supply but will also propose a potential set of storage 
and  LNG  related  security  of  supply  measures.  This  includes  looking  at  whether  joint  LNG 
purchases or any form of storage stock obligations or other incentives are viable.  
3.4.  Work  under  specific  regional  cooperation  initiatives,  such  as  BEMIP  and  CESEC,  is  tackling 
several issues related to infrastructure, internal market functioning and competition, through 
the  definition  of  action  plans  and  a  support  to  implement  3rd  energy  package  obligations, 
taking  into  account  the  specificities  of  the  region.  These  initiatives,  among  others,  identify 
the main infrastructure components and address associated and general regulatory barriers.  
Question  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 detail. 

Question 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? 

Question  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? 
 
 
4.  International LNG markets 
4.1.  In 2014 global LNG deliveries rose to around 240 million tonnes, from liquefaction plant  (in 
19  countries)  with  a  total  maximum  technical  capacity  of  nearly  300  million  tonnes  per 
annum4.  The international LNG market is expected to show significant growth over the short 
to  medium  term,  with  substantial  increases  in  liquefaction  capacity  globally,  particularly  in 
Australia  (set  to  overtake  Qatar  as  the  world's  biggest  supplier)  and  the  US.  Industry  data 
suggests  over  100  million  tonnes  per  annum  of  liquefaction  capacity  is  currently  under 
construction and likely to be operational by 2020, with perhaps ten times that level or more 
the subject of proposals or plans. As regards LNG transport, the number of LNG tankers has 
                                                            
4 Various sources, notably GIIGNL 

 

 
been increasingly steadily (from 336 in 2009 to 421 in 2014), as has the operational capacity 
(45 million m3 of liquid gas in 2009 to 61.1 million m3 in 2014)5. 
4.2.  On the demand side the number of LNG importing countries is growing steadily (around 30 in 
2014), but overall demand growth seems likely to be weak, with factors such as the return of 
nuclear  power  generation  in  Japan  and  slower  economic  growth  in  China  widely  cited  as 
potential downsides. On this basis most  analysts expect the impending surge in production 
capacity  to  lead  to  oversupply  and  depressed  prices  over  the  medium  term,  with  the  EU 
continuing to play the role of residual market, getting what Asian countries do not need or 
cannot afford. This in turn could increase competitive pressures on EU gas markets and drive 
down prices for end consumers. The nature of the global LNG market is also changing, with 
many commentators expecting increased production from Australia and the US in particular 
to lead to greater competition on gas markets, increased gas-to-gas pricing and more flexible 
contractual structures. Access to US LNG supplies is of particular importance for the EU due 
to its geographical location and the low risk profile. According to GIIGNL, spot and short-term 
LNG trading - volumes delivered under contracts of four years or less - continued to increase 
last year, reaching 69.6 million tonnes, or 29% of total flows. This compares with 27% in 2013 
and 25% in 2012 and 2011 (doubling from 2010).  
4.3.  As  regards  global  market  integration,  recent  months  have  seen  increased  convergence  in 
LNG spot prices between Pacific and Atlantic markets (see graph below), a trend that seems 
likely  to  continue  with  the  growth  in  global  LNG  production  and  increased  market 
integration.  The  fall  in  global  LNG  prices  has  also  contributed  to  a  narrowing  of  the  gap 
between the prices of pipeline and LNG imports in the EU, as can be seen by comparing spot 
LNG  prices  in  the  UK  and  Spain  with  estimated  border  prices  for  pipeline  imports  from 
Norway  and  Algeria,  which  account  for  the  major  part  of  pipeline  imports  into  the  UK  and 
Spain, respectively. 
4.4.  Overall therefore the picture seems to be of an international LNG market that is becoming 
progressively deeper, more liquid and more integrated, and more similar to mature markets 
for  commodities  such  as  oil.  However  there  remain  concerns  amongst  some  stakeholders 
about  trade  barriers  and  market  transparency  and  volatility,  and  whether  more  should  be 
done to ensure that the market can function effectively in times of stress. As set out in the 
Energy  Union  Strategy,  the  European  Union  intends  to  work  towards  an  improved  global 
governance system for energy, together with its major partners, leading to more competitive 
and transparent global energy markets. The EU will use all its foreign policy instruments and 
its strategic energy partnerships in support of this aim, to ensure that the EU has full access 
to the benefits of the growing global market in LNG. 
 
 
                                                            
5 Data based on GIIGNL reports 

 


 
Gas prices on various markets (data from Eurostat, Thompson Reuters and Platts) 
 
 
Question 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?
 
Question 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?   

 
5.  LNG technology issues including LNG use in transport 
5.1.  The  performance  of  large  scale  LNG  infrastructure  has  improved  steadily  over  recent 
decades, with more efficient liquefaction trains, tankers and terminals. There have also been 
recent  developments  in  floating  –  and  hence  movable  –  infrastructure,  with  shipboard 
regasification  and  storage  emerging  as  a  fast,  low-cost  alternative  to  land-based  import 
terminals,  and  the  development  of  floating  liquefaction  facilities  offering  the  possibility  of 
exploiting  otherwise  stranded  gas  fields.  Capital  investment  costs  nevertheless  remain 
substantial,  particularly  for  liquefaction  plant,  making  all  new  LNG  production  projects  a 
challenging proposition. 
5.2.  On the downstream side, LNG (produced from natural gas, synthetic gas or biomethane) can 
be used in buses, lorries, boats, ships and trains, and can provide an attractive alternative to 
existing fuels. LNG has for example been identified as a means for new vessels to meet the 
requirements for decreasing the sulphur content in marine fuels in the SOx Emission Control 
Areas, which affect half of the ships sailing in European short sea shipping, as provided for by 
Directive  2012/33/EU  and  by  the  Directive  on  the  deployment  of  alternative  fuels 
infrastructure  2014/94/EU.  LNG  also  offers  significant  environmental  benefits  in  terms  of 
reduction  of  CO2  and  pollutant  emissions,  in  particular  when  it  is  blended  with  liquid  bio-
methane.  LNG  vehicles  are  based  on  mature  technology,  using  conventional  internal 
combustion engines. 

 

 
5.3.  There  are  currently  several  hundred  LNG  lorries  operating  in  the  EU  and  around  100 
refuelling stations, compared with 250,000 LNG lorries and 2,500 stations in China, and more 
than  20,000  lorries  in  the  US.  The  main  growth  areas  in  the  EU  are  currently  the  United 
Kingdom,  the  Netherlands,  Spain  and  Sweden.  As  regards  shipping,  LNG-powered  ship 
engines are now widely available in the market, with most LNG-powered ships being “dual-
fuel”  in  order  to  reduce  dependence  on  the  availability  of  LNG  bunkering  facilities,  which 
remain limited. In addition, many ships being put into service are “LNG-ready”, meaning that 
the ship has been designed with a view to a possible future shift to LNG fuel. However with  
the exception of Norway, the take-up of LNG as ship fuel in Europe is still in an early stage, 
with  Sweden,  Finland,  Belgium,  the  Netherlands  and  the  UK  being  the  only  EU  Member 
States to have LNG refuelling facilities at present.  
5.4.  Stakeholders typically identify three main barriers to the greater use of LNG in shipping: the 
lack  of  adequate  bunker  facilities,  the  gaps  in  the  legislative  or  regulatory  framework,  and 
the lack of harmonised standards at various points in the chain. The EU is taking action on a 
number  of  fronts  to  facilitate  the  use  of  LNG  in  transport.  Current  initiatives  or  activities 
include: 
  The recently adopted Directive on the deployment of alternative fuels infrastructure 
2014/94/EU, which requires Member States to ensure that an appropriate number of 
LNG refuelling points  (that meet common standards) be  provided for maritime and 
inland waterway transport and heavy duty vehicles across the TEN-T Core Network 
  The  Sustainable  Transport  Forum  (STF),  an  expert  group  tasked  with  assisting  the 
Commission  in  implementing  the  Union’s  activities  and  programmes  aimed  at 
fostering the deployment of alternative fuels infrastructure; 
  Projects under the Horizon 2020 programme, and  (under its  predecessor)  the LNG 
BLUE corridors project; 
  Projects on alternative fuels funded under the Connecting Europe Facility (CEF); 
  The European Sustainable Shipping Forum (ESSF), a group of experts established by 
the Commission in 2013 to assist it in implementing the Union's activities in the area 
of  maritime  transport  sustainability,  including  on  the  development  of  standards  or 
rules  for  marine  LNG  as  ship  fuel,  covering  technical,  operational,  safety,  security, 
training and environmental aspects of LNG bunkering and use;  
   A study launched by the Commission in 2014 on the completion of an EU framework 
on LNG-fuelled ships and relevant fuel provision infrastructure (preliminary findings 
confirm the importance of issues such as development of EU-wide guidance for LNG 
bunkering  procedures,  harmonisation  of  standards  and  penalty  policies  and 
increased  knowledge and  exchange  of  experience  amongst  permitting authorities  – 
full results will be published shortly6); and 
  A  Committee  for  the  Creation  of  Technical  Standards  (CESTE),  established  to  deal 
with the technical standards in the field of inland navigation. 
Question 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? 

 
                                                            
6 Please see the web-site developed for the purpose of this study: http://lngforshipping.eu/ to find more 
information about the preliminary results of the study. 

 

 
 
 

6.  LNG sustainability issues 
 
6.1.  It is beyond the scope of this consultation to consider the role of natural gas in general in the 
EU energy system, or the sustainability of natural gas relative to other sources of energy. It is 
appropriate however to consider whether there are any issues specific to LNG, as compared 
to other forms of gas, that should be taken into account when developing future policies or 
initiatives.  Examples  might  include  any  differences  in  emissions  profile  for  liquefaction  and 
shipping  as  compared  with  traditional  pipeline  transport,  or  the  fact  that  LNG  technology 
may  enable  gas  to  replace  more  polluting  fuels,  either  in  certain  forms  of  transport  (see 
above) or in heat and power generation in isolated locations. LNG as a marine transport fuel 
in  particular  provides  a  serious  alternative  to  conventional  heavy  and  light  oil  fuels,  with 
LNG-propelled  ships  emitting  very  little  particulate  matter,  about  90%  less  nitrogen  oxides 
and  20-25%  less  CO2  (there  has  been  considerable  discussion  in  this  context  of  “methane 
slip”  (i.e.  emissions  of  methane  during  combustion),  but  studies  find  that  the  overall 
environmental benefits of using LNG outweigh its negative effects). 
Question 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.
 
 
7.  Storage 
Internal market constraints and challenges for storage 
7.1.  Total EU gas storage capacities have been growing strongly over the last 10 years but growth 
has slowed down lately. Storage filling levels are good both before and after the winter when 
on  average  storage  facilities  are  still  30%  full.  However,  the  operating  costs  for  storing  gas 
either under high pressure or in a liquefied form are well beyond of those of oil storage. 
7.2.  Storage  plays  an  important  role  in  providing  flexibility  and  reliability:  balancing  seasonal 
demand and supply and supporting the significant cross-border trade that takes place in the 
EU, in particular when it comes to large volumes of transit through neighbouring countries. 
Winter/summer spreads - the price difference between the low summer price and the higher 
winter price - are a key price signal of the value of seasonal flexibility; this has been declining 
since  2007.  Analysis  however  suggests  that  this  has  not  impacted  storage  utilisation  levels 
considerably.  
7.3.  Increasing  interconnection  of  national  markets  also  contributes  to  the  availability  of  other 
flexibility  sources  across  borders,  such  as  domestic  production,  low  carbon  indigenous 
sources, pipeline swing and LNG, which in a liberalised market compete with storage. At the 
same time, major new (pipeline) import infrastructure - increasing dependence on imports, 
notably on farther sources - may require further storage capacity to optimise the network's 
operation  as  the  flexibility  is  easier  to  provide  closer  to  consumption  than  at  the  point  of 
production. Increased supply of LNG in Europe may also have an impact on hub traded gas 
and thereby on the need for and role of storage. 
7.4.  At  the  same  time,  the  current  willingness  to  pay  for  gas  storage  is  in  some  cases  barely 
sufficient  to  cover  the  marginal  cost  of  storage  operations.  These  unfavourable  market 
conditions might not only put a burden on the realisation of future planned investments but 
might also impact the storage capacity currently made available if this  persists for the long 
run. Despite reduced growth in gas demand and gas prices in the last two years, gas storage 
is  a  valuable  and  vital  European  industry,  as  other  reasons  than  the  price  incentive,  like 
10 
 

 
insurance value of storages towards unexpected events, the risk of reputation loss or lack of 
cheaper alternative flexibility tools, may drive suppliers to store gas. 
7.5.  Emergency gas stocks are defined as physical stockpiles of natural gas that are not available 
to  the  market  under  normal  conditions.  As  in  the  case  of  oil,  these  stocks  can  be  either 
owned  by  the  government  or  consist  of  stocks  held  by  the  industry,  based  on  government 
imposed stockholding obligations. These stocks are held to protect consumers against non-
market risks, meaning risks that the market cannot cover under normal conditions and which 
accordingly fall outside the reliability standards of the gas market.  
Question  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? 

Question  14:  Does  the  EU  need  a  strategic  gas  reserve  to  address  supply  disruptions  or  other 
unforeseen events (e.g. extreme cold spells)? 

Question 15:  As an alternative to mandatory reserves, how could  market  based instruments ensure 
adequate minimum reserves? 

 
Storage Infrastructure 
 
7.6.  Available storage capacity compared to average winter demand – in countries with storage - 
varies  between  10%  and  over  100%  in  the  EU.  Eight  of  the  member  countries  could  meet 
50% or more of their peak demand by means of a theoretical maximum drawdown on their 
storages. Two countries - Austria and Germany - could cover all of their peak demand in this 
way. In Central- and South-East Europe as a whole, according to analyses, sufficient storage 
capacity is available but with uneven distribution across countries. This leads to the question 
whether more interconnectivity and regional cooperation may be the solution to better use 
of storages.  This, however, does not exclude the need for some specific investments. While 
in  Western-Europe  overall  storage  capacity  is  lower  than  in  the  East,  markets  are  more 
interconnected and the availability of other flexibility sources is higher.  
 
7.7.  Storage has a key role to play in crisis situations as it can react fast to sudden peaks and also 
because  it  is  near  to  the  consumption  centres.  In  January  2009,  storage  withdrawals 
accounted  for  a  substantial  share  of  demand  for  those  countries  affected  by  the  then 
disruption:  above  20%  and  this  share  was  remarkably  higher  than  the  average  storage 
contribution to the supply mix. The result of the stress tests also showed that storage, where 
available,  is  a  key  tool  to  balance  the  supply-demand  situation  in  all  Member  States. 
Nevertheless,  a  long-lasting  crisis  or  simply  a  cold  winter  could  empty  storage  quickly  and 
thereby  necessitate  a  resort  to  other  security  of  supply  measures.  Storage  appears  best 
suited to meeting short-term peaks in demand.  
 
7.8.  LNG terminals also provide a form of storage, usually suitable for peak performances but are 
mainly for operative purposes. In some countries strategic gas stocks are available, however, 
these  usually  represent  gas  that  can  be  released  only  in  emergency  and  through  special 
procedures. 
Question  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? 

Question  17:  Do  you  think,  in  addition  to  the  existing  TEN-E  Regulation,  any  further  EU  action  is 
needed in this regard? 

11 
 

 
Question 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? 
 
 
Regulatory framework and potential barriers for storage 
7.9.  The main characteristics of storage markets are their market and ownership structure, tariff 
setting  and  the  rule  for  third  party  access.  Markets  differ  considerably  across  the  EU  in  all 
respect.  In  some  countries  long  term  capacity  contracts  lead  to  difficulties  for  new  market 
entrants,  in  others  storage  obligations  may  have  the  same  impact,  especially  if  those  are 
geographically limited to the country in question. 
7.10. 
Storage tariffs vary considerably across the EU. In some cases suppliers need to pay 
twice:  when  injecting  and  when  withdrawing  gas,  thereby  potentially  decreasing  the 
attractiveness  of  storing  gas.  In  other instances  special  storage  tariffs  are  set  which can be 
lower  than  transmission  tariffs  in  order  to  remedy  the  issue.  According  to  a  study7,  the 
difference between the highest and lowest in the CEE and SEE region is six-fold. There is also 
a  certain  level  of  mistrust  when  it  comes  to  security  of  supply  being  ensured  by  facilities 
outside of the territory of a given Member State. 
7.11. 
Access  to  storage  may  be  limited  by  regulatory  conditions  or  company  behaviour, 
which can impair exploiting the full potential of storage for securing gas supply. For example, 
the  period  of  time  allowing  to  store  gas  in  a  specific  site  may  be  unduly  limited.  Further 
difficulties  may  appear  when  the  process  of  feeding  back  stored  gas  into  the  grid  faces 
barriers,  for  example  caused  by  regulatory  provisions  or  technical  impediments  (e.g. 
technical  limitations  for  re-gasification,  no  smooth  feed  back  into  the  gas  network). 
Additionally, problems with grid connection, e.g. due to problems on network infrastructure 
caused  by  company  behaviour  or  unavailable  capacities  (capacity  hoarding),  may  further 
downgrade the possibility of efficiently using storage capacity. 
7.12. 
For assessing the role of storage for security of energy supply and the conditions for 
the efficient operation of the gas transmission system, transportation tariff-related elements 
may require further attention, including whether there is a need for any initiative for setting 
specific transmission tariffs provided to storage operators. 
7.13. 
While  a  certain  level  of  mandatory  storage  obligations  can  considerably  increase 
security  of  supply,  there  is  a  risk  that  it  distort  market  functioning  by  crowding  out 
commercial stocks and not take into account decreasing demand. 
7.14. 
The revision of the Gas Security of Supply Regulation will address the lack of regional 
cooperation  in  matters  of  security  of  supply  but  also  proposes  a  potential  set  of  storage 
related  security  of  supply  measures.  This  includes  looking  at  whether  any  form  of  storage 
stock obligations or other incentives are viable.  
7.15. 
Work  under  specific  regional  cooperation  initiatives  such  as  BEMIP  and  CESEC  is 
tackling several issues related to infrastructure, internal market functioning and competition, 
through  the  definition  of  action  plans  and  a  support  to  implement  3rd  energy  package 
obligations,  taking  into  account  the  specificities  of  the  region.  These  initiatives,  among 
others,  identify  the  main  infrastructure  components  and  address  associated  and  general 
regulatory barriers.  
                                                            
7 Natural Gas Storage Analysis in the Danube Region, 2014 by REKK  
12 
 

 
7.16. 
The completion of the internal energy market through full implementation of the EU 
energy acquis should be able to solve many of the still outstanding regulatory issues related 
to  storage.  Views  are  that  the  emphasis  needs  to  be  on  enforcing  implementation  before 
new proposals see the light of day. Some issues may also be tackled as part of the network 
code development. 
Question 19: What do you think are the most critical regulatory barriers to the optimal use of storage 
in a regional setting?   

Question  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? 

Question 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? 

Question  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 detail.  

Question 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. 

 
8.  Practical details on responding, consultation events etc. 
8.1.  The questions and reflections in this consultation paper reflect our current thoughts on the 
challenges and opportunities related to LNG and storage markets. Comments are invited  on 
all  questions  directly  raised,  together  with  any  other  reflections  which  respondents  may 
have. 
8.2.  Based  on  the  responses  we  receive,  and  on  further  reflections  and  engagement  with 
Member  States  and  stakeholders,  we  will  consider  which  main  policy  directions  the  EU 
should take in terms of LNG and storage markets. 
8.3.  Please submit your response to this public consultation by 11 September 2015 at the latest 
to  the  following  e-mail  address:  xxxxxxxxxxxxxxxx@xx.xxxxxx.xx.  The  Commission 
intends to publish all responses on its website. 
 
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Annex: Background on projected EU gas demand, domestic production and pipeline supply 
 
1.  EU gas demand 

1.1.  Overall EU gas demand is likely to decline over time (see example PRIMES trajectory below). 
But gas will continue to have a major role for  the foreseeable future, even with ambitious 
action  on  energy  efficiency  and  significant  use  of  low  carbon  technologies  such  as 
renewables and nuclear. It is likely to remain the dominant source of heat in industry and 
buildings and will continue to be an important source of power generation, particularly as a 
complement  to  renewables  and,  in  the  longer  term,  with  CCS.  It  may  also  have  a  growing 
role as an alternative transport fuel, for example in maritime transport. 
1.2.  Importantly, demand for imported gas is likely to remain stable at least over the next two 
decades  as  domestic  EU  production  declines  (see  below).  And  while  average  annual 
consumption may fall, there may still be a need for high levels of infrastructure capacity to 
ensure deliverability of gas in periods of peak demand. 
Projected EU28 gas demand 
500 bcm
450 bcm
Domestic biogas
400 bcm
350 bcm
Domestic unconventional
300 bcm
production
250 bcm
Domestic conventional
200 bcm
production (non-FID)
150 bcm
Domestic conventional
100 bcm
production (FID only)
50 bcm
PRIMES, EE27
0 bcm
2015
2020
2025
2030
2035
Notes: the PRIMES EE27 scenario is based on the 2013 reference scenario, using 2010 Eurostat data, and for the year 2030 
involves 40% reduction in GHG relative to 1990, 27.8% renewable energy as a share of final energy consumption and 27.4% 
energy savings relative to a 2007 baseline. Domestic production based on ENTSOG projections.  
 
2.  Domestic production and pipeline supply 
2.1.  Conventional production in the EU is expected to continue to decline in the coming decades. 
There remain large uncertainties about the  development of  unconventional  gas in the  EU, 
but on the basis of existing evidence this is unlikely to alter the overall trend, at least in the 
short to medium term.  
2.2.  As regards pipeline corridors, supplies from Norway (unless new Barents Sea production is 
connected  to  the  existing  pipeline  network)  are  projected  to  decline  up  to  2030  as 
diminishing  reserves  limit  export  potential.  Supplies  from    Russia  have  the  capacity  to 
remain stable (with some two thirds of the Russian supply level in 2030 already contracted 
today), but account needs to be taken of the emergence of a more diverse supply pattern, 
as  countries  currently  reliant  on  Russian  supplies  diversify.  Algeria  has  high  production 
potential, and important efforts are needed to ensure that this is realised to ensure that it 
remains  an  important  supplier  to  the  EU.  Supply  through  the  Southern  Gas  Corridor, 
commencing in 2020, could be very significant in the long term, although additional work is 
needed to realise this potential 
 
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