Mibgas and its failure to fix the Spanish gas market

On this blog and in conferences, we have repeatedly complained about Spain’s reluctance to fix its gas market. For years now, Spanish end consumers of gas are paying more than consumers in other countries. And we can’t see any good reason for that. Spain’s gas import and transportation infrastructure was drastically expanded in the booming early 2000’s, anticipating a never-ending period of growth of the economy and gas consumption. Instead of that, Spain slumped into a deep recession and in 2015, Spain’s gas consumption was 29% lower than in 2008. As a result, wherever you look in Spain’s gas system, you will find excess capacities. So why on earth doesn’t this result in lower prices?

Many Spanish gas suppliers will point at the limited capacity on the French-Spanish cross-border pipeline. Yes, this means that only small quantities of gas can float directly, through a pipeline, from the cheaper markets in the North to Spain. However, only looking at this pipeline is a very shallow look, especially if you consider that most of Spain (and Portugal’s) gas comes in through LNG ships. As a matter of fact, no other European country has such a large LNG import capacity. Most of the terminals are used at very low percentages of their capacities. And still, lots of LNG ships are sailing past Spain without unloading the gas, taking it to terminals further North to sell it at a price far below what they could get in Spain. They are sailing hundreds of extra, expensive miles to unload at a lower price. In September, the average spot price of gas in Spain was 4,6 euro per MWh higher than in Zeebrugge in Belgium. Why didn’t anyone cash in on that spread by loading gas in Zeebrugge and unloading it in Bilbao? Why isn’t the market with the highest end-consumer price in Europe and the highest amount of unused import capacity flooded with LNG?

Traders answer us: we can get the gas into the Spanish ports, but we can’t get it out. The Spanish government has failed to implement gas market policies that guarantee third party access to the Spanish gas grid. The system makes it possible for incumbent suppliers to sit on unused capacities on key infrastructure just to keep newcomers out. And it creates a lot of risk for traders that don’t have access to huge physical quantities of gas within the country. For a little while we were hopeful that things might change with the introduction of the Hydrocarbon Law in May 2015. It resulted in the launch of Mibgas, a Hub market for gas in Spain. In the middle of this year, we saw prices on this Mibgas drop towards the levels in the North of Europe (TTF). But in the last month, the gap has widened again. Mibgas prices are now trading well above TTF level. In October, the gap was reduced a bit, but that was because of TTF rising, and not Mibgas falling. And, despite the obligation for suppliers to balance their portfolios using the Mibgas spot market since October, volume has picked up only slightly. 

Spain is currently without a government that can fix this mess. On behalf of all gas consumers in the Iberian peninsula, we hope that the first thing a new energy administration will do, is book a flight to the North and see what simple but effective measures are necessary to make a gas market work. It is really very simple:

• Make the whole country one entry – exit zone and give the responsibility for managing congestions to the transport grid operator (Enagas),
• Create an hourly day-ahead market (Mibgas) that is adequately aligned with a balancing system (run by Enagas) that is as simple as possible,
• Implement the use-it-or-lose-it principles that oblige owners of unused capacities to sell it to others.

And while they are there, they might look at power market regulations as well.

In the meantime, the Spanish gas buyers face difficult choices regarding their gas contracts:

• In April / May / June, when Mibgas and TTF were close to each other, we saw some offers in the retail market that were very attractive, will such periods return? It’s more important than ever for buyers in Spain to follow up intensively what suppliers can offer.
• When should you switch to Hub-indexed gas buying instead of oil-indexation? With the low liquidity and lack of forward products, financially swapping an oil-indexed formula to TTF is a better choice than Mibgas. Budget risk customers that need long term price stability can focus on the possibilities for savings and more agile price fixing of the new market realities. Market risk customers for whom energy pricing matters in terms of competitiveness should consider whether their competition is in Spain or in countries that have already switched to Hub-indexation. If you face foreign competition, you better consider a quick switch to Hubs. If you’re competing with Spanish companies, you have to decide whether you want to be a first mover or not.
• Switches to Hub-indexation can come at different add-on costs, depending on the difference between oil-indexed gas and the Hub (TTF) at the moment that you make your contract. From that perspective, you should consider switching an oil-indexed formula in gradual steps towards TTF, which is a complicated hedging operation.

Natural gas is an important input to the economy. It is intensively used by base industries that are the cornerstone of many supply chains. Moreover, it has a lot of impact on electricity pricing. In Spain’s fuel mix, natural gas-fired power stations have the potential of being the marginal power stations, meaning that lower gas prices should result in lower electricity prices. Getting Mibgas fixed should therefore be an important priority for the next Spanish energy minister.

 

New Hydrocarbons Law: Spain finally on the road towards Hub-based gas pricing?

Prefer Spanish? Read the article here.

One of the most remarkable events of the last decade in Europe’s energy markets has been the switch away from oil-indexed gas pricing towards the so-called Hub-model. Oil-indexed pricing for natural gas is a relic from the past, when no open markets for the trading of gas existed. Sponsored by their national governments, monopolist gas companies set up long term agreements with producers of natural gas with durations of up to thirty years. Lacking a price reference for natural gas, it was decided to peg the price to that of the most important competing fuel at that moment: oil.

Even if oil-indexation was a clever marketing strategy in the days of the fuel-switch from oil products to natural gas, when markets are liberalized, it causes some serious issues:

• The long term agreements give important competitive edge to incumbent suppliers, it’s difficult for an alternative supplier to get a contract with a gas producer. Therefore, for getting supplies, these alternative suppliers often have to buy the gas from the very incumbent suppliers that they are supposed to compete with. In the early days of gas market liberalization, we saw that alternative suppliers were often nothing more than resellers of gas that was originally purchased by a large competitor under a long-term agreement. This was obviously a poor basis for alternative suppliers to exercise the sort of competitive pressure that brings down prices,
• Moreover, such long term agreements often contained exclusive rights to the usage of capacity on key infrastructure, such as cross-border connections for the import of gas, LNG terminals or storage sites. This makes it even more difficult for alternative suppliers to develop their business,
• Oil-indexed pricing has a certain degree of mathematical complexity. End consumers often fail to grasp it, making it impossible for them to make a correct assessment of the proposals that they get on their table,
• In some markets (e.g. Germany) the market came with a huge variety of different oil-indexed formulas, making it very difficult to get a correct idea of ‘the’ price level for gas in that country,
• The market of long-term, oil-indexed contracts is not a market with a clear wholesale – retail segmentation. End consumers can only guess what their suppliers pay for the gas to their suppliers. Hence, there is no transparency at all regarding margins, putting the end consumers at a disadvantage in the contract negotiation,
• This overall lack of transparency is also clear when price management services are offered. In many countries, suppliers have a long tradition of offering oil-indexed contracts with services that allow their clients to swap floating prices for fixed, fixed for floating and even swap between different formulas. The suppliers perform the oil market hedging operations necessary to execute such swaps. However, the end client often lacks the knowledge of the formula’s mathematics and the oil market operations to give a correct judgement of whether a fix price e.g. was correct or whether his supplier was abusing the fixing operation to make some extra margin,
• From a point of view of theoretical economics, the oil-indexation is also an ugly beast. It means that the price of one product (natural gas) is determined by the supply and demand dynamics of another product (oil). Hence, the price is not giving a correct signal to producers and consumers. It could be that natural gas is short in supply, but its price is low because of a large supply of oil. At that moment, the consumer is not getting the signal to reduce its consumption and the producer is not getting the signal to increase his production, hence, the market is not restoring the supply and demand balance. I’m pretty sure that Adam Smith would have disliked the idea of oil-indexation of gas,
• Moreover, there’s more natural gas left on the planet than oil. Hence, the chances of over-valuation of natural gas are quite high when you index it to oil. That obviously explains why producers, such as Russia’s Gazprom, have been such fierce defenders of oil-indexation of natural gas. And this is not just economic theory. We have indeed seen that in every country that switched away from oil-indexation towards a hub model, the price of natural gas for the end consumers declined significantly.

The Hub model was first rolled out in the US with its Henry Hub and in the UK. With the creation of NBP, the UK did something enormously interesting, namely the creation of a virtual Hub, on which I will come back. This model was then copied in Belgium (Zeebrugge), the Netherlands (TTF), France (PEG’s), Germany (NCG and GPL), Italy (PSV) and other countries. Today, in most of the countries in Europe, gas is bought based on the pricing on a Hub. We even witnessed market integration, with pricing in those wholesale markets converging and TTF becoming thé benchmark to which prices in end consumer contracts are pegged. For most large industrial gas consumers in Europe, the disadvantages of oil-indexed gas pricing described above have become a thing of the past. They enjoy more transparent gas pricing, and it comes with a better price management service. Moreover, as mentioned above, the switch towards Hub-pricing came with lower prices and important savings. However, some countries have been left behind and haven’t made the switch towards Hub-pricing. One of them is Spain. (Portugal as well, as the Spanish and Portuguese gas markets, like the electricity markets are well linked.)

After years of neglect, the Spanish government now seems to get serious about making the adaptations necessary to reform its gas market and introduce the Hub market model that has been such a boon for gas consumers in other European countries. On the 22^nd of May, the long awaited new Hydrocarbons law was published. Upon first lecture, it seems to contain some elements that could spark the development of a real Hub market on the Iberian Peninsula.

The most important element – no doubt – is the introduction of a virtual Hub. This virtualization of the gas Hub has been first tried out in the NBP with great results and then repeated in many countries, with TTF being the most spectacular example. From a contractual / legal point of view, the “Hub” is the place where the gas changes in ownership. In traditional physical Hubs such as Henry Hub or Baumgarten in Austria, this place is an actual physical location. Before that spot (often a valve on a pipeline), the gas belongs to the seller, after it, it belongs to the buyer. When a virtual Hub is created, the whole transportation grid is defined as being the Hub. Doing so, a whole geographical area, e.g. the whole of the UK or the whole of the Netherlands, becomes one big Hub or Entry-Exit Zone. This means that the seller can inject his gas at any point and it is considered to be delivered at the Hub, and the buyer can extract the gas at any point from the transportation grid, and it is considered to have been taken from the Hub.

Physical Hubs are not as beneficial to trading and retail market competition as virtual Hubs. Sellers of gas need to find access to that specific geographical location where the physical Hub is located and capacities to get there might be restricted, especially if capacity rights have historically been allocated to incumbent suppliers in the framework of long-term gas contracts. And a supplier needs to “route” his gas from that Hub to his end client. Capacity restraints can occur on that route, making it impossible for him to develop clients far away from the entry points at which he has sufficient capacity rights to get gas in. This is clear in the case of Spain, where the distances that are to be covered from injection in the Spanish system to an end client can be large. A supplier that gets his gas delivered in Huelva, on the Southern, Andalusian shore, might have difficulties routing this gas towards clients in the industrial heartland in the North and North-East of Spain. Nevertheless, we have seen the development of a market for locational swaps in Spain, where suppliers swap gas quantities that they can deliver in certain areas with quantities of other suppliers in areas where they can’t deliver. All in all, we can’t say that the Spanish market is suffering from a lack of diversity in offers. When we do gas tenders in Spain, we can easily collect up to ten different offers. What frustrates us, is that they all come with high prices (compared to other countries in Europe), oil-indexation and poor price management services.

The new Hydrocarbons Law talks about the introduction of a virtual Hub for the whole of the Spanish territory. That is a very interesting idea, as I believe that Spain or rather the Iberian Peninsula – contrary to what some suppliers say – has an almost ideal gas system for the introduction of a virtual Hub. The transportation grid is looking a bit like a giant bicycle’s wheel, with pipelines running along the coastlines and through the center (Madrid). Gas can be injected into the wheel at no less than ten places, the pipeline connections with France in the North and North-Africa in the South and eight LNG terminals. Connect all of that in one virtual Hub and you liberate suppliers from the difficulties of getting access to injection points near their clients and getting the capacity rights (or locational swaps) to go from entry to exit. You would expect that this will finally make Spanish gas suppliers and new suppliers develop the sort of competition that we’ve seen in other countries. This could bring important benefits for Spanish gas consumers, such as:

• A cost saving. Currently, we are seeing (oil-indexed) gas prices in Spain in the range of 24 – 25 euro per MWh. Prices on the North-West-European Hubs are in the 22 – 23 euro per MWh range. If due to the Hub development the prices in Spain converge with prices in the rest of Europe we could see a two euro per MWh saving opportunity. And it should be remarked that due to the drop in oil prices, the spread between prices in Spain and Hub prices elsewhere in Europe is historically low. In 2014 the spread was rather in the 10 euro per MWh range.
• Possibilities of buying energy in a different way, with spot indexation and forward products for securing future price levels.

Whether the new law will lead to a rapid development of such a more competitive Hub-based market on the Iberian Peninsula or not is unclear at this moment. The hydrocarbons Law is a general text, setting up the legal framework for developing the Spanish Hub. Whether it will function or not depends on how it will be worked out in decrees and other regulatory texts such as the code for the usage of the grid that is to determine the crucial balancing system. The Law announces the preparation of these important extra pieces of regulation. The devil will indeed be in that detail. The Spanish government has been working on the creation of a Spanish gas market Hub for a long time. As we have remarked here before, the officials seemed to be focusing too much on the financial aspects of the market, the creation of a platform to trade in spot and forward contracts for natural gas. Whereas the success of a Hub depends primarily on getting the physical aspects right, defining a large entry / exit zone and making sure that there are non-discriminatory access rights and balancing services in that zone. So we’ll have to watch carefully for the extra regulatory texts and see if they have the right elements for setting of the Hub market development in Spain.

What is a bit bizarre in the new Hydrocarbons Law is the definition of the entity that would be responsible for managing the balancing system. This is to be a company in which the transport grid company (Enagas) and the organizer of the exchange platform (OMIE/OMIP) would come together. In most other countries, the balancing system is simply run by the transport grid operator. Spain seems to aim at the introduction of some sort of independent system operator. Having the organizer of the exchange platform so tightly involved in the balancing is a reminder of Spain’s confusion of the Hub model with the organization of an exchange. And the preoccupation of the Law with getting involved in the financial aspects of the gas market is reminiscent of the dirigisme of Spanish lawmakers. Spanish energy policy, also in the electricity market, often fails to produce the best and cheapest results for the end consumers because of officials trying to arrange everything in too much detail. But we should give Spain the benefit of the doubt and hope that in the next months, a Hub market for natural gas becomes a reality for Spanish gas consumers, just as we have seen in other countries.

La crise ukrainienne a-t-elle eu un effet sur les prix du gaz en Europe occidentale ?

You can find the English version here.

Par Baptiste Desbois, auteur du livre Panorama : le marché du gaz en France

Au cours des deux dernières années, le principal défi rencontré par les observateurs du marché  gazier était de ne pas s’assoupir… Les prix calendaires européens s’étaient stabilisés dans un tunnel de 26 à 28 euros par MWh sur le marché de gros. La donne a pourtant radicalement changée en 2014. L’hiver exceptionnellement doux a apaisé le marché sur le court terme, avec une diminution marquée de la consommation.  Pourtant, même si rien n’affecte physiquement les fondamentaux du marché, les acteurs ont les yeux rivés sur la crise en Ukraine.  Le terme bien connu de « guerre du gaz » avec la Russie est de nouveau sur toutes les lèvres. Après de multiples péripéties, un accord intérimaire de fourniture a finalement été signé, faisant s’éloigner le spectre d’une rupture d’approvisionnement en hiver. Les consommateurs indexés sur des formules flottantes ont alors pu profiter de prix historiquement bas, bien que très volatils. Cependant, l’hiver se durcissant, les risques sur les prix n’ont pas pour autant disparus d’autant plus que l’accord  s’arrêtera fin mars.

1. La dimension géopolitique du gaz

Comme pour le pétrole, l’aspect géopolitique est particulièrement important sur le marché du gaz. Le meilleur exemple en est la relation mouvementée entre l’Europe et la Russie, son principal fournisseur. Ce cas est très complexe, tant les interdépendances entre les deux ensembles sont fortes. La Russie est fortement implantée sur le marché européen pour assurer sa position et les débouchés de son gaz. Et cela fonctionne. L’Union Européenne a quant à elle besoin du gaz russe mais cherche à diversifier davantage ses sources d’approvisionnement pour réduire sa dépendance vis-à-vis de la Russie. Il est cependant utopique de penser qu’une solution sera trouvé rapidement. Par ailleurs, il ne faut pas oublier que ce sont les pays européens, pauvres en ressources, qui ont cherché à créer des liens gaziers forts avec la Russie de par le passé. La forte dépendance au gaz russe n’est que le produit d’une volonté historique.

Trois conflits gaziers se sont depuis produits entre la Russie et l’Ukraine depuis la révolution orange de 2004. Un premier conflit a eu lieu en 2006, lorsque Gazprom décida d’aligner les prix ukrainiens avec les prix européens. Suite au refus de l’Ukraine, l’approvisionnement fut stoppé pendant trois jours, dans un contexte d’hiver très froid. Cette opération démontra au passage que l’Ukraine prélevait illégalement des volumes destinés à l’Europe qui transitait par son territoire. En mars 2008, les livraisons vers l’Ukraine furent de nouveau diminuées en raison d’impayés de la part de l’Ukraine. Le troisième conflit eu lieu en 2009, toujours autour des mêmes problématiques : désaccord sur les prix et défaut de paiement. Gazprom décida de jouer avec le robinet et une baisse des volumes fut de nouveau constatée en Europe. Dernièrement, Le spectre d’une nouvelle crise gazière est réapparu avec la crise ukrainienne suite à la destitution d’Ianoukovitch et l’annexion de la Crimée.

2. Le quatrième conflit gazier

La Russie a réagi à cette situation en annonçant deux hausses successives du prix de vente du gaz à l’Ukraine au mois d’avril :

• Une première augmentation liée à l’annulation d’une réduction accordée en décembre 2013, motivée par des retards de paiement de l’Ukraine. Le prix est passé de 268,5 à 385,5 dollars par millier de mètres cubes.
• Au cours de la même semaine, une deuxième augmentation fut annoncée. Le nouveau prix est passé à 485 dollars par milliers de mètres cubes, un des prix les plus élevés en Europe. Cette augmentation est notamment due à l’annulation d’une exemption appliquée aux droits d’exportation.

Kiev ne l’entendit pas de cette oreille et n’honora pas ses factures. Gazprom indiqua alors se trouver dans l’obligation de passer à un paiement anticipé pour les livraisons de gaz. En cas de nouvelle violation des conditions de paiement, les livraisons de gaz seront partiellement ou entièrement stoppées. La Russie n’ayant rien reçu en avance, le ton s’est progressivement durci jusqu’à un arrêt des livraisons à l’Ukraine le 16 juin 2014. Gazprom souligna également que la dette de l’Ukraine s’élevait déjà à 4,458 milliards de dollars (1,451 milliard de novembre à décembre 2013 et 3,007 milliards d’avril à mai 2014). En revanche, les volumes nominés par les autres pays et transitant par l’Ukraine furent livrés, Gazprom rejetant la responsabilité sur Kiev si des quantités venaient à disparaître.

Après plusieurs mois de négociations et avec l’aide de L’Union Européenne, un accord intérimaire a finalement été trouvé jusqu’à la fin du mois de mars 2015, permettant de soulager les tensions qui pesaient sur les mois d’hiver. L’Ukraine peut réserver et payer en avance autant de gaz que nécessaire à un prix inférieur à 385 dollars par millier de mètres cubes et aucun manquement aux engagements Take-or-Pay ne sera répercuté. L’Ukraine remboursera aussi 3,1 milliards de dollars de dette, montant calculé sur un prix de gaz de 268,5 dollars par milliers de mètres cubes. Le montant total de la dette sera décidé par  la cour d’arbitrage de Stockholm. L’Ukraine a remboursé la dette en deux tranches et procédé au prépaiement d’un milliard de mètres cubes pour décembre pour 378 millions de dollars, suivi d’un transfert de 150 millions pour janvier. Par ailleurs, l’alternative consistant à réexporter du gaz de l’Europe vers l’Ukraine via les interconnexions rebours peut poser problème étant donné qu’il s’agit physiquement de gaz russe. L’Ukraine avait par exemple reporté recevoir moins de gaz de l’Union Européenne via les flux rebours en raison des avertissement de Gazprom quant à la légalité de cette opération. En Septembre, le gestionnaire de réseau polonais Gas-System avait également  indiqué que les réductions de fourniture de la Russie l’avait forcé à stopper les réexportions de gaz vers l’Ukraine. Il s’agit donc évidemment d’un sujet complexe…

3)  Pourquoi les prix ont-ils alors baissé ?

Pendant cet épisode, les prix de marché furent orientés à la baisse, si bien que les niveaux atteints à la fin de 2014 furent historiquement bas. Une certaine volatilité / nervosité s’est faite ressentir au fur et à mesure des annonces, la Russie livrant environ 30% du gaz européen. L’arrêt des livraisons à l’Ukraine n’a cependant pas fondamentalement impacté les fournitures à  l’Ouest de l’Europe. La dépendance au gaz russe y est bien moindre au regard de celle de certains pays d’Europe Centrale. Deux grands facteurs permettent de justifier cette tendance à la baisse :

• L’Ukraine n’est plus la seule voie de transit du gaz russe vers l’Europe. Celui-ci peut par exemple être expédié par le gazoduc Yamal vers la Pologne ou vers l’Allemagne par North Stream passant sous la mer Baltique. A noter que Gazprom ne peut utiliser plus de 50% des capacités de son prolongement OPAL en raison des régulations européennes^[1]. Ainsi, une grande partie des approvisionnements de gaz russe ne transite plus par l’Ukraine. La Russie n’a visiblement pas l’intention de réduire les volumes livrés via ces routes alternatives. Les risques sont donc bien plus limités que lors des précédentes crises gazières, lorsque moins d’alternatives au transit ukrainien existaient. Il y a également bien plus de connections entre les pays européens et quelques capacités de transport bidirectionnelles.
• L’hiver très doux a fait baisser la demande européenne. Les niveaux de stockage étaient alors très élevés au cours de l’année. Ceux-ci étaient remplis à 66% à la date de la rupture des approvisionnements à l’Ukraine et ont continué à grimper jusqu’à plus de 95% en septembre. En parallèle, indépendamment de la météo clémente, la demande de gaz en Europe est en baisse depuis les trois dernières années sur fond de crise économique, de substitution du gaz par le charbon et les renouvelables ainsi que par les efforts faits sur l’efficacité énergétique. La diminution de la consommation de gaz en 2014 est estimée à 11% par la Société Générale.
• A l’échelle mondiale, une augmentation marquée des capacité de liquéfaction de gaz naturel est anticipée. Si tout se passe comme annoncé, l’Australie dépassera le Qatar et deviendra le plus important exportateur de gaz naturel liquéfié avant la fin de la décennie. Les Etats-Unis entrent aussi rapidement dans la course, avec différents projets dans la file d’attente. Les volumes livrés à l’Europe avaient atteint des niveaux historiquement bas ces dernières années, les volumes étant jusqu’à présent réorientés vers d’autres régions du monde plus rémunératrices, comme par exemple vers l’Asie. Or, les prix spot y sont également orientés à la baisse depuis quelques mois en raison d’une baisse de la demande. Cela permet implicitement de relâcher progressivement les pressions sur les volumes de GNL livrés à l’Europe. Le terminal de Fosmax LNG dans le sud de la France a par exemple rapporté avoir battu son record de déchargement de méthaniers en novembre.

Evolution des cours saisonniers du gaz en Europe sur la place TTF.

En l’absence de nouvel accord entre la Russie et l’Ukraine à partir d’avril 2014, les risques sur l’approvisionnement pourraient se répéter. Une coupure de gaz momentanée à la sortie de l’hiver n’aura pourtant probablement pas de conséquence immédiate. Le ‘stress test’ mené par la Commission Européenne montre qu’une rupture des approvisionnements prolongée aura un impact substantiel sur l’Union Européenne mais indique que les consommateurs protégés resteraient alimentés si tous les pays coopéraient les uns avec les autres. Cela pourrait cependant toucher les prix. Par ailleurs, un autre évènement inattendu peut à tout moment se produire et bouleverser les marchés. Fukushima en est le meilleur exemple. Le Japon a en effet du subitement compenser la fermeture des centrales nucléaires par des centrales thermiques au gaz. La demande et les prix avaient alors rapidement grimpés. Cet épisode tumultueux montre qu’il y a encore du chemin à faire avant de tendre vers un marché exempt de risques. La problématique est d’autant plus importante pour les pays d’Europe Centrale.

4) Quelles sont les perspectives de développement?

Herman Van Rompuy juge que « nous avons dans le passé laissé notre dépendance au gaz russe devenir trop élevée ». En réponse à cette situation, L’Europe cherche alors à réorganiser le marché européen. Cet objectif semble légitime mais ne pourra se faire du jour au lendemain. Cela ne signifie pas non plus que ces nouvelles sources d’approvisionnement seront nécessairement moins couteuse. Le GNL est un premier levier de diversification. Les volumes de GNL livrés à l’Europe sont en baisse depuis quelques années et il serait facile de regonfler ces importations. Le marché pourrait par exemple profiter des nouvelles capacités de liquéfaction mises en services dans le monde dans les prochaines années (en fonction de la demande et de la « propension à payer»). Le plus grand terminal  méthanier d’importation d’Europe sera par exemple construit à Dunkerque. Il faudrait en revanche développer rapidement les infrastructures de regazéification dans les pays plus dépendants au gaz russe, à l’instar de la Lituanie. Un terminal flottant, baptisé « Independence », a été installé à Klaipeda. Ce projet, qualifié de « success story » par Oettinger, permettra également de soulager les autres pays baltes. D’autres projets de ce type sont en cours. Le renforcement des voies internes de circulation est également un point clé. L’ACER indique qu’au moins un tiers des points d’interconnexions entre les Etats membres sont congestionnés. Les États membres ont d’ailleurs récemment convenu d’allouer 647 millions d’euros à des projets d’infrastructures énergétiques prioritaires. La plus grosse enveloppe revient à la construction d’une interconnexion gazière Pologne – Lituanie. Il convient aussi de renforcer les liens Nord – Sud. La France pourrait ainsi bénéficier d’un nouveau gazoduc appelé Midcat avec l’Espagne, pays 100% indépendant du gaz russe. Les discussions trainent depuis des années mais ce projet est inscrit sur la liste des projets d’importance stratégique de la Commission Européenne. Ce gazoduc permettrait de faire remonter du gaz vers le Nord de l’Europe à condition de lever les problèmes d’odorisation entre la France et ses voisins. L’Espagne pourrait ainsi couvrir 10% des importations russes de l’Europe.

L’Europe travaille également sur ses sources d’approvisionnement et s’affiche en faveur du développement du corridor gazier Sud Européen qui ferait dans le lien avec l’Azerbaïdjan via par exemple les gazoducs SCPX, TANAP et TAP ou le projet Nabucco relégué à l’arrière-plan. Ceux-ci peuvent être favorisés par l’abandon récent du projet de gazoduc South Stream reliant la Russie à l’Autriche, la règlementation européenne en matière d’accès des tiers au réseau ayant en partie freiné son développement. Vladimir Poutine a affirmé vouloir favoriser d’autres marchés puisque « tel est le choix de nos amis européens »… Enfin, pour réduire les importations extérieures, il faudrait légitimement accroitre la production européenne. Malheureusement, les niveaux de production sont en chute constante depuis 2004. C’est pourquoi le débat controversé sur le gaz de schiste revient sur le devant de la scène… En Grande Bretagne (où la production a fortement baissée ces dernières années),  la compagnie Cuadrilla Resources a donc annoncé qu’elle serait prête à produire du gaz de schiste d’ici à  quatre ans si l’état d’urgence était déclaré suite à la crise en Ukraine. Les compagnies gazières sont donc sans surprise sur le qui-vive. S’engager vers le gaz de schiste relève néanmoins d’une équation bien plus complexe qu’un simple équilibre entre économie et risques environnementaux. Renforcer l’efficacité énergétique et la part des renouvelables peut être un des leviers, même si les centrales thermiques à gaz sont un excellent moyen de pallier à l’intermittence des énergies renouvelables. Dans ce cas, pourquoi ne pas s’orienter massivement vers le biométhane ?  Une petite révolution dans le monde des réseaux a commencé avec des injections de biométhane dans quinze pays européens.

Ces évènements ont au moins eu le mérite de réanimer les débats. Modifier significativement  l’approvisionnement énergétique de l’Europe ne se fera pas du jour au lendemain. Des années seront nécessaires.  Qui plus est, l’Europe est liée avec la Russie par des contrats de long terme. Il faudra d’abord que ceux-ci expirent avant de pouvoir créer de nouveaux liens de substitution. Enfin, même si la Russie défend l’indexation sur les produits pétroliers, il n’est pas dans son intérêt de trop faire grimper les prix pour ne pas encourager les alternatives en Europe. Par une politique de prix contenus, la Russie pourra peut-être garder la main sur l’approvisionnement européen, ce qui n‘est pas nécessairement une mauvaise chose pour l’Europe d’un point de vue strictement économique. La cause des tensions observée ces dernières années est aussi fortement liée à l’accumulation des dettes de la part de l’Ukraine. La Russie n’a ici pas cherché à perturber  les fourniture de l’Union Européenne. Sa situation économique dégradée ne lui permet pas de jouer à ce jeu. Elle a garanti à plusieurs reprises que les volumes nominés par l’Europe seraient fournis. Sécuriser les zones de transit est donc un objectif tout autant important que de multiplier les sources d’approvisionnement. Il sera certainement intéressant de garder un œil sur les développements à venir.

Par Baptiste Desbois