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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.  
 
 







 
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.