Ref. Ares(2016)794993 - 15/02/2016
Total Gas & Power Limited (“TGP”) ’s answers to the consultation on an EU strategy for liquefied
natural gas
and gas storage
TGP attire l’attention de la Commission sur les bouleversements du marché mondial du gaz dus à
l’arrivée massive sur le marché des productions non-conventionnelles notamment aux Etats-Unis, au
démarrage de nouveaux projets de GNL, en particulier en Australie, et au fléchissement de la croissance
de la demande de gaz en Asie.
Dans ce contexte, l’Europe devrait redevenir un marché attractif pour le GNL, notamment pour le
marché spot. Cette nouvelle donne modifie la problématique de sécurité d’approvisionnement à
laquelle s’attache la Commission européenne.
Certains de ces changements ont d’ailleurs déjà conduit à une baisse des prix spot du gaz en Europe de
l’ordre de 25% entre 2013 et 2015.
Source : ICIS-Heren
Les analystes s’accordent à penser que ces niveaux de prix devraient perdurer à moyen terme. Cela
devrait offrir aux consommateurs européens, notamment aux consommateurs industriels, le moyen
d’améliorer leur compétitivité à l’image de ce que l’on a constaté aux Etats-Unis depuis l’arrivée du gaz
de schiste.
Le développement des énergies renouvelables intermittentes s’est accompagné pour la génération
électrique d’un recours massif au charbon. Or les objectifs de réduction des émissions devraient
conduire à écarter le charbon au profit du gaz qui présente le triple avantage d’émettre peu de gaz à
effet de serre, d’offrir un prix attractif et de permettre une production électrique plus flexible. Le
développement rapide des projets « Power to Gas » s’inscrit dans cette logique.
Dans ce nouveau contexte, les prévisions de consommation avancées par la Commission européenne et
figurant en page 13 du document de consultation nous apparaissent excessivement conservatrices. Si le
marché européen du gaz naturel apparait comme un marché en décroissance, son attractivité pour les
producteurs sera limitée. Or ce sont les producteurs qui ont très souvent financé les infrastructures
amenant le gaz sur le territoire de l’Union européenne. Si le marché européen redevient attractif, de
nouveaux producteurs s’intéresseront à ce marché, contribuant ainsi à la diversification des
approvisionnements de l’Europe avec un impact positif sur la sécurité d’approvisionnement.
Les marchés de l’énergie et notamment celui du gaz naturel évoluent et les acteurs de marché
s’adaptent constamment à ces modifications. En agissant ainsi, ils contribuent à assurer la sécurité
d’approvisionnement en toute circonstance. Il serait dangereux de mettre en place des réglementations
rigides qui empêcheraient les acteurs de répondre en toute circonstance aux conditions de marché qui
s’imposent à eux. En d’autres termes une réglementation mise en place pour répondre aujourd’hui à
une situation particulière pourrait se révéler couteuse, encore faut-il qu’elle puisse réellement garantir
la sécurité d’approvisionnement.
Enfin, il convient de relativiser la crainte relative à un risque de rupture d’approvisionnement d’un
fournisseur majeur de l’Union pour des raisons géopolitiques. En effet, l’expérience montre que les
engagements contractuels des producteurs vis-à-vis de leurs acheteurs ont toujours été satisfaits même
en période de crise.
La réponse de TGP aux questions de la consultation est directement fondée sur ces différents éléments.
Question 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
On ne saurait considérer que la sécurité d’approvisionnement d’une zone géographique ou d’un Etat
membre est directement liée au volume de ses approvisionnements en GNL. Les acheteurs recherchent
le plus souvent à s’approvisionner au meilleur coût. Dans un passe récent, ils ont privilégié le gaz tuyau,
notamment russe, par rapport au GNL beaucoup plus onéreux. Dans ces conditions, on ne peut pas
imposer à des acteurs de marché de désoptimiser leur approvisionnement pour satisfaire à un mix
d’approvisionnement défini par les pouvoirs publics. Par ailleurs, s’il est facile d’imposer dans un pays
donné à une entreprise en situation de monopole des contraintes de diversification de ses
approvisionnements, il est irréaliste de vouloir faire de même sur un marché où intervient une
multitude d’acteurs. Or la construction du marché intérieur du gaz repose sur cette pluralité d’acteurs.
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?
Le coût des infrastructures est
in fine supporté par les consommateurs. L’Union européenne a déjà
considérablement densifié son réseau de transport et a encouragé la construction d’un grand nombre
de terminaux GNL, aujourd’hui largement sous-utilisés. Le maillage des terminaux pourrait être
complété par de nouvelles installations autour de la Baltique et dans le Sud Est de l’Europe comme l’ont
démontré les différentes études réalisées par l’ENTSOG.
Il appartient d’ailleurs à l’ENTSOG, qui dispose d’un modèle de réseau, et non pas aux expéditeurs,
d’identifier les solutions les moins coûteuses pour améliorer la sécurité d’approvisionnement dans les
différentes zones de l’Union européenne.
En pratique les développements ont été jusqu’à présent financés par de la demande de réservation de
capacité d’import ou de transport par les acteurs. Si le besoin de terminaux d’import existe sur la
Baltique il devrait se matérialiser par de la demande de réservation. Si la surcapacité d’import existante
pouvait permettre de garantir la sécurité d’approvisionnement en Europe par quelques développements
de réseaux, à nouveau une demande de transport pourrait se matérialiser à la fois par les acheteurs des
états « à risque » et par les fournisseurs. Si cet intérêt des acteurs du marché ne se manifestait pas lors
des
open-seasons mais que la Commission décidait malgré tout que ces infrastructures doivent être
construites, il conviendra alors de s’assurer que c’est bien l’ensemble des consommateurs qui profitera
de ces installations qui en supportera le coût et pas uniquement les consommateurs du pays dans lequel
l’infrastructure est construite. Par exemple, si la Commission décidait que MIDCAT devait être construit
pour renforcer la sécurité d’approvisionnement du Nord – Est de l’Europe bien que le marché n’ait pas
manifesté d’intérêt pour cette infrastructure, il conviendrait de s’assurer que le coût non couvert par
des subventions allouées par la Commission ne soit pas supportés par les seuls consommateurs français
et espagnols via une augmentation globale des tarifs d’utilisation des réseaux de transport.
Les équilibres économiques entre le coût de renforcement de réseau ou le coût de nouveaux terminaux
ne semblent pas être moteur faute d’une demande atone. A nouveau l’Union Européenne devrait se
poser la question de l’importance du gaz naturel sur le long terme pour assurer la demande et trouver
par cela une réponse à la sécurité d’approvisionnement. Si la demande à long terme est en baisse telle
que présenté en page 13, peut être que la sécurité existera de fait par la sous utilisation des réseaux et
infrastructures existantes et la capacité disponible. Et si des subventions sont allouées pour améliorer la
sécurité d’approvisionnement peut-être serait il plus judicieux de les utiliser pour soutenir la demande
(aide au développement du GNL carburant et du GNL porté) ce qui générerait indirectement un plus
grand intérêt des acteurs pour réserver des capacités de transport.
Quant à un équilibre économique optimal, TGP reconnait les avantages offerts par les terminaux GNL
localisés en différents points du réseau qui permettent parfois d’alimenter une zone de consommation
en évitant de procéder à des investissements couteux dans les réseaux. La mise en œuvre de terminaux
flottants peut parfois être une solution plus flexible, répondant à une situation conjoncturelle.
Question 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
TGP pense que les règles existantes n’ont pas besoin d’être complétées et complexifiées. Les acteurs de
marché sont au contraire soucieux d’une stabilité et d’une simplification régulatoire. En effet, un acteur
qui souhaiterait utiliser des quantités de LNG déchargées en Espagne pour alimenter des
consommateurs en Slovaquie devrait réserver des capacités entrée/sortie à cinq points
d’interconnexion. Cet exercice est à la fois compliqué, puisque ni les méthodes de réservation ni les
règles d’allocation ne sont les mêmes pour tous ces points, et coûteux.
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Source : ENTSOG
TGP note par ailleurs que certains Etats membres, comme l’Espagne, n’ont toujours pas mis en place les
structures et les règles permettant le développement d’un marché efficace. Or l’existence d’un marché
liquide sur lequel interviennent de nombreux acteurs permet, souvent mieux que des obligations sur les
stockages ou les terminaux GNL, de répondre aux problématiques de diversification des
approvisionnements. TGP souhaiterait donc que la Commission soit active en ce sens.
Question 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 ?
La sous utilisation de certains terminaux en Europe résulte soit :
-
de fortes subventions communautaires qui ont pu distordre la réalité économique qui a présidé à
leur décision de lancement,
-
de modification du contexte de marché conduisant à une attractivité réduite du marché européen
par rapport à d’autres marchés comme l’Asie,
-
de la faible liquidité du hub en aval du terminal ne permettant pas aisément d’ajuster un
programme de livraison.
Les bouleversements de marché évoqués en introduction devraient amener des quantités de GNL en
Europe et donc améliorer les taux d’utilisation des terminaux. Néanmoins il n’est pas illogique que dans
certains contextes de marché les terminaux soient sous-utilisés. Il s’agit là d’un risque que les
promoteurs de terminaux non régulés acceptent de supporter.
On notera par ailleurs que la concurrence que peuvent se livrer les opérateurs de terminaux, tant sur les
prix que sur les services, bénéficie aux consommateurs. Ainsi, en permettant aux terminaux d’offrir des
nouveaux services aux expéditeurs (rechargement, transshipment, stockage,…), on en améliore
l’attractivité et donc le taux d’utilisation.
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)?
Comme TGP l’a déjà indiqué précédemment, il serait pénalisant pour l’économie européenne et les
consommateurs de se priver du gaz qui est une ressource abondamment disponible, émettant peu de
CO2 et dont le prix devrait rester faible selon plusieurs analyses concordantes. L’Union européenne
pourrait respecter les objectifs sur les émissions de gaz à effet de serre en remplaçant le charbon par le
gaz pour la génération électrique tout en réduisant le recours aux énergies renouvelables les plus
coûteuses.
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 behavior?
Please describe in detail.
TGP estime qu’il n’existe pas de barrière régulatoire en Europe pour l’accès aux terminaux GNL. En
revanche, l’absence de marchés organisés dans certains Etats membres (par exemple l’Espagne)
constitue une barrière au recours au GNL. Par exemple, l’absence de marché ne permet pas à un
expéditeur de commercialiser facilement une cargaison de GNL. Il s’abstiendra donc de choisir les pays
ne disposant d’un marché suffisamment liquide comme destination.
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 ?
TGP n'a pas connaissance de comportements de la part des gestionnaires des terminaux GNL qui
auraient pour objet de restreindre l'accès de tiers à ces installations.
De plus, la multiplicité des terminaux GNL constitue un facteur de concurrence de nature à décourager
toute pratique restrictive. Enfin, les régulateurs nationaux ne manqueraient pas de sanctionner des
pratiques restrictives qu’ils seraient amenés à constater.
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 ?
Comme indiqué en réponse à la question 6, TGP estime que l’Union européenne devrait s’assurer que
tous les Etats membres mettent en place le cadre nécessaire à la création puis au bon fonctionnement
d’un marché national ou transnational.
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?
Comme TGP l’a déjà indiqué en introduction, le marché mondial du GNL entre dans une nouvelle phase
qui va se caractériser par une abondance de l'offre.
En effet, les capacités mondiales de liquéfaction devraient augmenter de plus de 50% d’ici 2020
principalement du fait des démarrages de projets aux Etats Unis et en Australie. Dans ces conditions, les
experts s'accordent à considérer le marché européen comme un débouché naturel du GNL.
TGP constate que jusqu’en 2014 les prix du GNL étaient largement indexés sur les prix du pétrole, depuis
la part de l’indexation du GNL sur le pétrole a baissé laissant place à des formules hybrides indexées
pour partie sur les produits pétroliers et pour le reste sur des prix constatés sur les hubs gaziers les plus
liquides comme le Henry Hub.
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?
TGP observe que le marché mondial du GNL fonctionne correctement. L’excédent de GNL va contribuer
à augmenter les volumes disponibles sur le marché spot accessibles à un grand nombre d’acteurs. TGP
estime que toute initiative de l‘Union européenne visant notamment à engager des négociations
commerciales destinées à attirer du GNL en Europe serait non seulement inutile mais également
dangereuse car elle susciterait la suspicion chez les grands fournisseurs de GNL opérant sur le marché
mondial. Par ailleurs, les producteurs qui seraient engagés dans des discussions avec l’Union
européenne ne manqueraient pas de demander à celles-ci des contreparties.
Dans une situation de crise un marché, dans la mesure des disponibilités existantes, assure une
ressource à moindre coût. Mais il est clair que « crise » signifie prix élevé même si le coût est optimisé.
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 ?
Dans l’amont de la chaine, des développements technologiques vont permettre d’installer des
terminaux flottants qui contribuent à la baisse des prix et à l’amélioration de la flexibilité. En effet, la
mise en place d’un terminal flottant est plus rapide que la construction d’un terminal fixe. De plus, elle
permet de satisfaire rapidement l’augmentation de consommation dans une zone géographique
donnée.
De nombreuses incertitudes planent actuellement sur le marché bunker: baisse de la consommation
unitaire, baisse des prix du fioul liée à celle des prix du brut et doutes sur la croissance des échanges
économiques mondiaux. Concernant la pénétration du GNL dans le marché des soutes, les clients
potentiels s’interrogent sur la compétitivité du GNL comparée à celle des fiouls traditionnels en ce qui
concerne son prix, sa disponibilité et ses coûts logistiques qui peineront à être compétitifs face à des
infrastructures fiouls qui sont depuis longtemps amorties.
Par ailleurs, les armateurs attendent les résultats de l’étude OMI 2018 sur la disponibilité des fiouls qui
spécifiera la date de mise en œuvre du plafond à 0.5% du contenu en soufre des carburants qui est
envisagée soit en 2020 soit en 2025 pour les zones hors SECA.
Cette étude fournira les réponses attendues par le marché concernant les projections de demande en
distillats en 2020, la possibilité des navires à s’équiper en “scrubber”, la pénétration du GNL ainsi que
des nouvelles normes d’émissions de CO2 ou de NOx.
Il est donc probable que la flotte de renouvellement va être « GNL ready » comme elle sera « scrubber
ready » jusqu’à ce que le cadre réglementaire se clarifie ou qu’une énergie s’impose sur le long terme.
Nous voyons une nouvelle fenêtre potentielle arriver avec l’étude disponibilité fiouls de 2016, pour un
impact marché dès 2018.
Une approche régionale peut être une solution pour les cas les plus simples (navires à petit volume
annuel, terminal proche de ces navires avec du GNL en cuves, réglementation clarifiée comme dans une
zone SECA).
Concernant le transport terrestre, Il existe deuxtypes de moteurs à gaz naturel:
- moteurs Dual-Fuel: fonctionnement avec un mélange de gazole et de gaz naturel avec la
possibilité d’un fonctionnement en 100% gazole ce qui permet aux chauffeurs de ne pas tomber
en panne s’ils ne trouvent pas de stations GNL
- moteur dédié (mono-fuel): fonctionnement en 100% gaz naturel
En Europe depuis le 1er janvier 2014, les poids lourds neufs doivent satisfaire les normes EURO VI.
Le passage aux normes EURO VI a notamment durci les niveaux de polluants à respecter (NOx,
Particules, HC), et teste les moteurs sur des fonctionnements très dynamiques.
Ceci, avec d’autres nouvelles exigences liées à EURO VI, ne permet plus aux moteurs Dual-Fuel de
satisfaire les normes.
Par conséquent, tous les moteurs neufs vendus depuis 2014 sont des moteurs dédiés et en théorie plus
aucun moteur Dual-Fuel n’est vendu neuf (reste seulement le marché d’occasion et le marché retrofit
sur véhicules EURO V, pour peut-être 3-4 ans).
Bien qu’un nouveau concept de motorisation fonctionnant avec un mélange de gaz + gazole (moteur
HPDI – high pressure direct injection) puisse émerger dans les années à venir, celui-ci ne permettra pas
de fonctionner en 100% gazole. Cette flexibilité Dual-Fuel est une force pour lancer le marché du GNL
routier en Europe étant donné la faible densité du maillage actuel en station-service (discuté plus bas).
Ainsi une réflexion sur l’aménagement des normes d’émissions polluantes EURO pour les camions Dual-
Fuel serait des plus pertinentes pour réintégrer et conserver l’atout de la flexibilité Dual-Fuel pour la
filière GNL.
Par ailleurs les infrastructures des stations-service GNL sont très onéreuses. De plus, une station à
l’intérieur des terres sera plus coûteuse à approvisionner qu’une station à proximité d’un terminal (GNL
porté sur longues distances ou usine de mini-liquéfaction nécessaire). Ces paramètres auront un effet
direct sur le coût du GNL distribué en station-service et par voie de conséquence sur son différentiel de
coût avec le carburant diesel.
Aujourd’hui l’Europe dispose de très peu de stations-services GNL (principalement Pays-Bas, Est de
l’Espagne, et centre UK), et étant donné les contraintes mentionnées ci-dessus les axes qui s’équiperont
en priorité en Europe pour 2025 seront ceux du LNG BlueCorridor. Tous ces éléments contribuent à
rendre très délicat le choix du GNL pour les transporteurs européens.
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.
TGP n’identifie pas de problème particulier qui viendrait s’opposer à l’utilisation du GNL.
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 ?
TGP conteste l’interprétation selon laquelle une diminution de la production de gaz dans l’espace
économique européen devrait conduire systématiquement à une augmentation des capacités de
stockage. En effet, les fournisseurs disposent pour assurer la modulation de leurs livraisons:
-
de la flexibilité de leurs contrats d'approvisionnement,
-
de la possibilité de recourir à du GNL spot,
-
de l'interruptibilité d'une partie de leur clientèle.
Par ailleurs, le développement des infrastructures en Europe ces dernières années ainsi que le
développement des places de marché contribuent à l’augmentation de la flexibilité disponible.
Le stockage est également un outil de flexibilité mais dont l’importance a diminué au fur et à mesure
que ce développaient les autres infrastructures de transport et de GNL et que les places de marché
voyaient leur rôle s’accroitre. La baisse du différentiel de prix entre l’hiver et l’été traduit la diminution
de l’importance des stockages.
Question 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 spells) ?
Le développement de places de marché liquides et transparentes partout en Europe contribue à
optimiser le rôle des stockages pour pallier à des situations extrêmes. Le marché spot constitue en effet
un indicateur permettant aux acteurs d’ajuster leur soutirage. Ainsi, l’optimisation de l’utilisation des
stockages est sujette au développement des marchés organisés partout en Europe.
Question 15 : As an alternative to mandatory reserves, how could market based instruments ensure
adequate minimum reserves ?
A travers cette question la Commission semble s’interroger sur le niveau de remplissage des stockages.
Ce remplissage est pour une large part induit par le prix de la prestation de stockage facturée aux
utilisateurs; ce prix devant être ajusté en fonction de la nature du stockage proposé (rapide en cavité
saline, lent en nappe aquifère,…) et donc de l’utilité du stockage.
Le marché est en mesure de valoriser cette utilité et par là même de déterminer un prix du stockage
permettant d’assurer sa souscription et son remplissage. Mais ce prix de marché ne permet peut être
pas de rentabiliser les investissements à des taux garantis élevés. En ce qui concerne ces taux de
rémunération, garantis pour les infrastructures faisant l’objet d’une régulation, TGP s’interroge sur
l’adéquation entre leurs niveaux et ceux des taux actuellement en vigueur sur la plupart des marchés.
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 ?
Comme cela a déjà été indiqué, le stockage n’est qu’un des outils de modulation disponible. Ce n’est pas
aux expéditeurs de déterminer à priori le niveau optimal de stockage dans une région ou dans un Etat
membre. En effet, ce niveau variera en fonction de la capacité de mobilisation des autres outils.
Question 17 : Do you think, in addition to the existing TEN-E Regulation, any further EU action is
needed in this regard ?
TGP considère qu'il n'est pas nécessaire de compléter les réglementations existantes.
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?
Toute baisse de la consommation modulée de gaz naturel entraine un recours plus faible aux
instruments de flexibilité et donc au stockage. L’inverse se vérifie également.
Ainsi, l’augmentation de la consommation de gaz destinée à la génération électrique devrait nécessiter
des capacités de stockage supplémentaire. Le développement de la technologie « Power to Gas » ouvre
également des perspectives au stockage de gaz naturel.
Par ailleurs, comme TGP l’a précédemment indiqué, les prévisions de consommation figurant en Annexe
située en page 13 de la consultation semblent conservatrices.
Question 19 : What do you think are the most critical regulatory barriers to the optimal use of storage
in a regional setting ?
TGP pense que l’hétérogénéité des règles d’accès au stockage en Europe constitue un obstacle à leur
optimisation en privant les expéditeurs d’une véritable concurrence entre les stockeurs européens.
Alors que l’Union européenne s’est efforcée de mettre en place une harmonisation des règles de
fonctionnement des réseaux de transport pour créer un marché intérieur du gaz naturel qui transcende
les frontières nationales, les stockages sont restés à l’écart de ce mouvement. Or au même titre que les
réseaux, les stockages devraient constituer une composante du « gas target model » européen.
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?
Voir réponse à la question 19.
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 ?
TGP considère que les règles d’accès au stockage et les principes de tarification devraient être
harmonisés au niveau européen et déclinés par les régulateurs nationaux.
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.
TGP n'a pas connaissance de telles difficultés d'accès.
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.
TGP n'a pas connaissance de telles difficultés d’injection.