This is an HTML version of an attachment to the Freedom of Information request 'Lobby meetings with Fluxys, Enagás, SNAM, GRTgaz, GIE'.




Ref. Ares(2016)839547 - 17/02/2016
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GRTgaz  
 
GRTgaz response to the consultation on an EU Strategy for 
6 rue Raoul Nordling 
liquefied natural gas and gas storage 
92277 Bois-Colombes Cedex 
 
28 September 2015 
 
 
 
General remark 
GRTgaz operates France’s high pressure natural gas network, which covers most of the country. Its 
network  is  directly  connected  to  French LNG  and  gas  storage  infrastructures.  It  offers  entry or exit 
capacity with many adjacent countries and already bi-directional capacity with Spain. 
As  a  transport  system  operator,  GRTgaz  would  like  to  comment  some  assessments  relating  to  gas 
transportation and infrastructures in France and consequently to answer to questions 1, 2 and 7. 
 
 
 
Responses to consultation  
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. 
 
France  offers  significant  entry  capacity  for  LNG  import  in  Europe.  Three  LNG  terminals  are 
operational in France (Fos Tonkin and Fos Cavaou in South of France, Montoir in North of France) and 
by year-end 2015 Dunkerque LNG terminal should be operational which will increase the total LNG 
import capacity in France to 35 bcm. Furthermore, projects of extension of the existing terminals are 
on study (Capmax at Fos Cavaou terminal and extension of Montoir terminal).  
 
Relating  to  the  interconnection  point  between  Spain  and  France,  in  the  direction  South  to  North, 
transmission capacity has nearly doubled since 2010 from 115 GWh/d (3.7 bcma) to 225 GWh/d (7.2 
bcma) in December 2015 which will represent more than a quarter of the Spanish gas demand. The 
associated investments have amounted to 300 MEUR in France (98 MEUR for GRTgaz, 202 MEUR for 
TIGF).  
This  indicates  that  a  significant  level  of  interconnection  has  already  been  reached  from  Spain  to 
France. 
Nevertheless,  for  the  time  being,  there  has  never  been  any  physical  flow  of  gas  from  Spain  to 
France. On the contrary, the flow has always been in the direction from France to Spain, even in case 

of cold spell or tension on the Russian gas import routes. Even when LNG supplies accounted for a 
significant part of Europe supplies, for instance in 2010 before Fukushima events in Japan, Spain was 
still importing gas from France letting the Spain to France capacity completely untapped as well as 
nearly half of the Spanish-French regasification capacities.  
Therefore the sentence “the LNG capacity available in the Iberian Peninsula cannot reach the rest of 
EU because of bottlenecks […] between Spain and France and within the French network” does not 
reflect the actual situation. 
 
 
Referring  to  the  following  sentence  “The  current  PCIs  are  addressing  the  internal  South  to  North 
bottlenecks  in  France”,  GRTgaz  stresses  that  its  system  currently  undergoes  neither  physical  nor 
contractual congestion in the South to North direction and is fully able to accommodate the current 
(but  unused)  225  GWh/d  physical  firm  capacity  from  Spain  to  France.  Only  in  the  case  where 
additional entry capacities would be created in Southern France, several projects would be necessary 
in the French network to avoid any bottleneck. Besides, the only congestion that has appeared in the 
French network is from North to South (PEG Nord to TRS zone), especially when LNG prices were high 
and when transit from France to Spain was maximized. 
 
Referring  to  the  statement  that  lies  in  the  paragraph  2.7  :  “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”, GRTgaz highlights this 
does  not  reflect  the  Memorandum  of  Understanding  dated  30  June  2015,  which  states:  “The 
Implementation  Plan  for  gas  should  focus  on  the  development  of  the  Eastern  axis,  allowing 
bidirectional  gas  flows  between  the  Iberian Peninsula  and  the  French  gas systems,  notably through 
the MIDCAT project and the third interconnection point between Portugal and Spain. Eliminating the 
existing bottlenecks within the three countries will also be considered. The development of liquefied 
natural  gas  (LNG)  and  storage  needs  in  the  North-South  Corridor  in  Western  Europe  as  well  as  the 
progress achieved in the development of the Iberian gas market should also be considered.” 
 
From  a  wider  perspective,  increasing  the  transmission  capacity  from  Spain  to  France  to  diversify 
European  supplies  has  to  be  compared  to  LNG  facilities  in  Eastern  Europe  (Baltic  countries  /  SSE 
Europe).  In  its  “Stress  Tests  Communication”  relating  to  potential  Russian  gas  crisis,  the  European 
Commission  welcomes  the  contribution  of  Eastern  LNG  terminals,  in  enhancing  diversification  of 
supply and gas network flexibility.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
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? 
 
Cost/Benefit  analyses  performed  in  the  framework  of  the  2015  PCI  list  with  ENTSOG  methodology 
gives useful elements. Indeed, the methodology focuses on valuing benefits in various cases (high or 
low price of LNG compared to pipe gas and security of supply cases) by assessing the impact a project 
would have on the reduction of the European gas bill due to the optimization of gas flows.  
Therefore a Benefit over Cost ratio can be calculated, which is a classic investment criteria.  
Besides, the ENTSOG methodology allows also to compare competing projects that serve the same 
purpose. 
 
GRTgaz  invites  the  European  Commission  to  closely  compare  the  results  of  the  “GR  21A”  MidCat 
project and “GR 21B” Fos Cavaou extension project, as an example of the compared merits of better 
interconnecting the existing LNG terminals versus building new LNG terminals.  
As  these  results  are  confidential,  GRTgaz  will  issue  more  details  to  Commission  in  a  separate 
message. 
 
 
 
 
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? 
 
The global LNG market is very responsive to price signals. Therefore it is crucial that each European 
market is able to send transparent and undistorted price signals, as required per European regulation 
in  order  to  attract  LNG  when  necessary  for  arbitration  or  security  of  supply  purpose.  This  will 
guarantee an efficient use of existing infrastructures and will help to identify potential missing ones 
based on market signals thus avoiding the risk of stranded assets, like in Spain.