Sommaire. Profil... 1 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz... 2 Avant-propos du directeur général...

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1 P l a n d é c e n n a l d e d é v e l o p p e m e n t d u r é s e a u d e t r a n s p o r t d e G R T g a z

2 Sommaire Profil... 1 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz... 2 Avant-propos du directeur général... 4 Synthèse Évolution et perspectives du marché du gaz en Europe Une nouvelle baisse de la consommation en D importants écarts de prix entre régions Une demande à long terme incertaine Des approvisionnements par gazoducs en hausse Une organisation du marché en évolution Le développement des infrastructures gazières en Europe La politique énergétique de l Europe et ses objectifs Évolution et perspectives du marché du gaz en France Un approvisionnement diversifié Une consommation 2013 soutenue par un hiver long Le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte Le scénario de référence anticipe une demande stable en L évolution des besoins en cas de pointes de froid exceptionnelles Deux scénarios alternatifs à l horizon L offre d acheminement de GRTgaz La demande de capacités sur le réseau de GRTgaz Le développement du réseau de transport de GRTgaz Développer le réseau de transport : processus et délais L évolution du portefeuille de projets Fusionner les zones de marché Nord et Sud Les autres développements Les ouvrages mis en service dans les trois ans ( ) Les ouvrages mis en service après Le développement prévisionnel des capacités Annexes Annexe 1 Interconnexions : taux de souscription et utilisation Annexe 2 La détermination des capacités commerciales du réseau Annexe 3 La création d un point d échange gaz (PEG) unique France Annexe 4 La réalisation des grands projets Rabat 1 : Carte du réseau de GRTgaz en 2014 Rabat 2 : Carte du réseau de GRTgaz en 2023

3 CARTE DU RÉSEAU DE GRTgaz Dunkerque Taisnières (H) et (B) 620 Obergailbach Zone Nord Oltingue Montoir-de-Bretagne Zone Sud TIGF 395 Biriatou Fos Tonkin Fos Cavaou Larrau 410

4 Chiffres clés km de canalisations haute pression Réseau principal Réseau régional 26 stations de compression 2 stations en construction 6 points d interconnexion réseau 3 terminaux méthaniers 1 terminal méthanier en construction 14 stockages souterrains 637 TWh transportés soit 56 Md de m 3, dont : 469 TWh consommés 86 TWh stockés 82 TWh transités 616 TWh échangés aux PEG Sens du flux du gaz naturel Capacité ferme en GWh/jour 110 clients expéditeurs 802 clients raccordés 16 gestionnaires de réseau de distribution 786 consommateurs industriels, dont 12 centrales de production d électricité collaborateurs 1,81 Md de chiffre d affaires 777 M d investissements

5 profil 1 GRtgaz au service d un approvisionnement sûr, compétitif et durable et de solutions énergétiques d avenir GRTgaz est l opérateur du réseau de transport de gaz naturel à haute pression sur la majeure partie du territoire français. Il contribue au bon fonctionnement du système gazier dont dépend l alimentation des consommateurs de gaz naturel : les sites industriels directement raccordés au réseau de transport, dont les centrales utilisant le gaz pour produire de l électricité ; les particuliers, collectivités et entreprises desservis par les réseaux de distribution publique, eux-mêmes alimentés par le réseau de transport. Le réseau de GRTgaz est un réseau majeur au cœur de l Europe. Relié aux réseaux de transport norvégien, belge, allemand, italien via la Suisse, et espagnol via TIGF, connecté aux terminaux méthaniers des façades atlantique et méditerranéenne qui peuvent recevoir du gaz naturel liquéfié (GNL) du monde entier, il permet d accéder à des sources de gaz diver sifiées et facilite les échanges de gaz à l échelle européenne. GRTgaz contribue ainsi à la sécurité énergétique de la France et de l Europe, et à la construction d un marché du gaz naturel intégré, efficace et compétitif. La France et l Europe sont engagées dans une transition énergétique qui devra allier sécurité, compétitivité et durabilité. Les infrastructures gazières, et en particulier les réseaux de transport, jouent un rôle clé pour relever ces défis et réussir la construction de systèmes énergétiques durables. L ambition de GRTgaz est de mettre son réseau, ses offres et ses compétences au service de solutions énergétiques d avenir en France, en Europe et dans le monde.

6 2 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz Le Code de l énergie transpose en droit français la directive et les règlements européens fixant les conditions d accès aux infrastructures gazières et les règles communes applicables au marché intérieur du gaz naturel. Dans ce cadre, GRTgaz élabore chaque année un plan décennal de développement de son réseau de transport de gaz en France 1 et le soumet pour examen à la Commission de régulation de l énergie (CRE). Le plan décennal de GRTgaz s inscrit dans le cadre des politiques énergétiques européenne et française. Il intègre les obligations faites aux transporteurs en matière de sécurité d approvisionnement. Il prend en compte les besoins et les projets des parties intéressées aux niveaux national, supranational et européen. Il est fondé sur l offre et la demande de gaz existantes et sur des prévisions raisonnables de développement à moyen terme des infrastructures gazières, de la consommation et des échanges internationaux. Il identifie les principales infrastructures de transport de gaz à construire ou à renforcer dans les dix ans à venir. Il répertorie les investissements décidés ou à réaliser dans un délai de trois ans. Il présente un calendrier prévisionnel pour l ensemble des investissements évoqués en distinguant les projets décidés et non décidés. L analyse et les projets présentés dans ce document concernent essentiellement le réseau principal. Le réseau de transport se décompose en effet en deux ensembles : le réseau principal relie les points d interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les terminaux méthaniers et les stockages. Constitué de canalisations de 600 mm à mm de diamètre, il comporte une partie maillée dans laquelle le gaz peut circuler dans les deux sens : le cœur de réseau. Les investissements réalisés sur le cœur de réseau bénéficient potentiellement à tous les points d entrée et de sortie dans la zone d équilibrage concernée 2 ; le réseau régional achemine le gaz du réseau principal jusqu aux réseaux de distribution et aux grands consommateurs industriels et centrales utilisant le gaz naturel pour produire de l électricité. Il est composé de canalisations de diamètre généralement inférieur à 600 mm et, sauf cas particulier, le gaz y circule dans un seul sens. 1/ Directive européenne n 2009/73/CE et ordonnance n du 9 mai 2011 déclinant en droit français cette directive. 2/ En France, un expéditeur peut demander le transport de son gaz de tout point d entrée vers tout point de sortie d une même zone de marché, dans la limite des capacités souscrites à ces différents points. Sa seule obligation est d équilibrer entrées et sorties sur la journée gazière. GRTgaz compte deux zones d équilibrage : la zone Nord et la zone Sud.

7 LE CADRE DU PLAN DÉCENNAL 3 L identification de nouveaux projets ou de nouveaux besoins s appuie sur un important dispositif de concertation : la «Concertation Gaz» en France, les initiatives gazières régionales (GRI 3 ) Nord-Ouest et Sud au niveau supranational, les travaux conduits sous l égide de l Entsog 4 pour élaborer les plans d investissement régionaux (GRIP) et le plan décennal de développement des réseaux européens, le Ten Year Network Development Plan (TYNDP), dont la troisième édition a été publiée en février 2013, ainsi que des rencontres bilatérales avec des opérateurs adjacents. La CRE recueille l avis du marché, vérifie que les besoins d investissement sont bien couverts et s assure de la cohérence des projets de développement nationaux avec le plan de développement à dix ans du réseau européen (TYNDP). Elle contrôle la réalisation des investissements des trois premières années, qui sont engageants. Au sein de GRTgaz, le responsable de la Conformité 5 vérifie la bonne exécution du plan. Sous réserve des compétences attribuées en propre à la CRE, sa mission, fixée par le Code de l énergie, consiste à veiller à la conformité des pratiques de GRTgaz avec ses obligations de gestionnaire de réseau de transport indépendant (ITO). Le plan de développement prend en compte les résultats de la consultation publique réalisée par la CRE en novembre 2013 et la délibération de la CRE du 19 décembre Il a fait l objet d une concertation en coordination avec TIGF. Il intègre les éléments contenus dans le plan de développement à dix ans du réseau européen élaboré par l Entsog ( TYNDP) ainsi que les éléments apportés par les opérateurs adjacents. À cet égard, il faut rappeler qu une grande partie des ouvrages à construire ou à renforcer est conditionnée par les projets d autres opérateurs dont les décisions d investissement ne sont pas prises. Pour les projets en attente d une décision de réalisation, les éléments financiers présentés reposent sur des estimations et ne sont donnés qu à titre indicatif. Compte tenu des incertitudes du marché et des projets dans un contexte énergétique en forte évolution, ce document n engage pas la responsabilité de GRTgaz au-delà des obligations légales quant à la réalisation de tous les développements envisagés. 3/ Gas Regional Initiative, mis en place en 2006 à titre de mesure intermédiaire dans la transition des marchés nationaux de l électricité et du gaz vers un marché intérieur unique de l énergie. La France participe à deux des trois régions définies pour le gaz. 4/ European Network of Transmission System Operators for Gas, l association européenne des transporteurs de gaz naturel. 5/ Claude Doerflinger : claude.doerflinger@grtgaz.com 6/ Délibération de la Commission de régulation de l énergie du 19 décembre 2013 relative à l examen du plan décennal de développement et portant décision d approbation du programme d investissements pour l année 2014 de GRTgaz.

8 4 Avant-propos Affirmer la place du gaz à long terme dans le mix énergétique. Thierry Trouvé, directeur général La neuvième édition du Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz s inscrit dans un contexte économique et gazier européen en pleine mutation et toujours très incertain. En France, l année 2013 s est caractérisée par une nouvelle baisse des livraisons de gaz naturel liquéfié sur les terminaux méthaniers français et par un accroissement des flux vers la Péninsule ibérique. Du fait de l insuffisance des capacités de la liaison Nord-Sud dans ce type de configuration de flux inédite, les prix du gaz au sud de la France restent globalement plus élevés que ceux constatés sur les marchés nord-ouest européens. Les équipes de GRTgaz se sont fortement mobilisées pour optimiser, d une part, l utilisation des infrastructures de transport entre le Nord et le Sud du réseau via une coopération renforcée avec TIGF et Storengy, et, d autre part, mettre en œuvre sans délai les dispositions retenues par les pouvoirs publics en faveur des consommateurs gazo-intensifs. Les analyses menées en 2013, enrichies de la concertation avec les acteurs de marché, ont conclu que seul un renforcement du réseau pourrait réduire durablement et économiquement la différence de prix qui existe aujourd hui entre le Nord et le Sud de la France. Ainsi, le régulateur vient de rendre ses conclusions en faveur de la création d un point d échange unique en France à l horizon 2018, à partir d un investissement de l ordre de 900 Me sur le réseau des gestionnaires de réseau de transport français. Cet important investissement, qui a pour vocation d accroître durablement la compétitivité des approvisionnements des consommateurs français et européens, doit nécessairement s inscrire dans le cadre d une politique énergétique qui affirme la place du gaz à long terme dans le mix énergétique et qui encou rage les investissements indispensables à l intégration des marchés gaziers européens. En apportant un éclairage sur les projets d infrastructures de transport envisagés dans les prochaines années, ce neuvième plan décennal entend contribuer à la mise en perspective des enjeux liés au développement des infrastructures gazières de transport en France et en Europe, même si, pour l heure, les incertitudes s accumulent, tant sur la place envisagée pour le gaz dans la politique européenne et nationale de l énergie, que sur la stabilité du cadre régulatoire européen et les mécanismes de soutien à l investissement. Je vous en souhaite une bonne lecture. Par ailleurs, en 2013, les conditions de marché n ont pas été favorables à l utilisation des stockages souter rains. Le remplissage historiquement bas des stockages à l entrée de l hiver a fait apparaître une difficulté à maintenir l équilibre offredemande en cas de période de froid soutenu, conjuguée à la défaillance même ponctuelle d une source d approvisionnement. Face à cette situation, GRTgaz a pris plusieurs initiatives en lançant des alertes dès la fin du printemps et en mettant en place un mécanisme d info-vigilance pendant l hiver pour prévenir les éventuelles tensions sur le réseau. Ce contexte a mis en évidence l étendue des options offertes aux expéditeurs par le réseau de GRTgaz et l efficacité d une utilisation concertée et coordonnée de l ensemble des infrastructures gazières françaises (stockages et terminaux méthaniers) pour renforcer significativement l intégration des zones de marché et la sécurité d approvisionnement.

9 synthèse 5 Synthèse Malgré un climat d incertitude peu propice aux engagements de long terme des utilisateurs des réseaux et aux investissements des opérateurs, GRTgaz a investi près de 2 milliards d euros sur la période pour renforcer ses infrastructures, développer ses capacités d échange et faciliter l accès au marché du gaz. Grâce à sa position géographique privilégiée, la France bénéficie d un approvisionnement gazier diversifié et de possibilités d arbitrage sur l axe Est-Ouest comme sur l axe Nord-Sud : deux atouts majeurs pour contribuer au renforcement de la sécurité énergétique de l Europe et à sa compétitivité. Le programme d investissement de GRTgaz s inscrit dans ce cadre. Il permet d accueillir de nouvelles sources de gaz. Il s attache à assurer un transport efficace et fluide sur le territoire national et vers les pays voisins dans toutes les configurations de flux. Il favorise le développement d un marché de gros ouvert et compétitif. La création d une zone de marché unique en France après 2018 constituera à cet égard une avancée majeure. Politiques énergétiques : des feuilles de route attendues La transition énergétique est engagée pour construire un système durable, capable de concilier sécurité énergétique, lutte contre le changement climatique, compétitivité économique, respect de l environnement et acceptabilité. Les principaux objectifs à l horizon 2020 et 2050 ont été définis, mais les feuilles de route de l Europe et de la France à l horizon 2030, attendues en 2013, n étaient pas arrêtées à fin septembre Au-delà de la diversification et la sécurisation des approvisionnements, le réseau de transport, le gaz naturel et les gaz renouvelables pourraient apporter une importante contribution à une transition énergétique réussie : en remplaçant des combustibles plus polluants (fioul, essence, charbon) pour le chauffage, les transports et la production d électricité en appui des énergies renouvelables intermittentes ; en s ouvrant à des ressources renouvelables et locales, biométhane aujourd hui, hydrogène et méthane de synthèse demain, etc. Une solution d avenir pour stocker l électricité solaire et éolienne non consommée, aujourd hui perdue. Une consommation gazière en baisse La crise économique, la compétitivité du charbon pour produire de l électricité, confortée par les prix très bas du CO 2, et les économies d énergie pèsent sur la consommation de gaz et ses perspectives d évolution. À l horizon 2023, le scénario de référence de GRTgaz anticipe une consommation stable avec une diminution annuelle de l ordre de 1 % dans le secteur résidentiel et de 0,4 % dans l industrie, et une reprise de la production d électricité au gaz, aujourd hui sinistrée, à partir de La faible visibilité des politiques énergétiques européenne et française conduit toutefois à présenter pour la première fois deux scénarios alternatifs afin de les partager avec le marché. Quelle que soit la demande, les besoins d importation sont importants à l horizon , en raison de la décroissance de la production intérieure. De nouvelles infrastructures seront également nécessaires pour renforcer la sécurité d approvisionnement, remise en tête des priorités de l Europe du fait des tensions entre l Ukraine et la Russie.

10 6 L évolution prévisionnelle de la demande de gaz dans le périmètre de GRTgaz (hypothèses établies en juillet 2014) Scénario GRTgaz (référence) Scénario GRTgaz (avec le développement de la mobilité gaz) TWh Scénario mix vert Scénario usages diversifiés Des flux et des routes toujours plus variables 2014 confirme la mondialisation du marché du gaz. L offre et la demande en Amérique du Nord et en Asie, les événements géopolitiques dans la Communauté des États indépendants (CEI) et au Moyen-Orient impactent les prix de marché et les configurations de flux varient en conséquence. En Europe, le déclin de la production intérieure et la nouvelle baisse des livraisons de GNL, attiré en Asie par des prix deux fois plus élevés, ont été compensés par des importations de gaz russe. En France, cette situation a saturé les capacités de transit dans le sens Nord-Sud, entraînant des écarts de prix importants au détriment de la zone Sud. Parallèlement, la réduction des écarts de prix été/hiver n incitait guère à remplir les stockages. Dans ce contexte, aucune nouvelle capacité de réception de GNL et de stockage n a été décidée. On assiste même à des fermetures temporaires ou de longue durée qui vont à l encontre des objectifs de sécurité énergétique poursuivis. Cette situation tendue souligne le besoin d un réseau robuste et flexible pour assurer en toutes circonstances la sécurité d approvisionnement et le bon fonctionnement du marché. Les expéditeurs doivent pouvoir arbitrer entre les sources de gaz les plus fiables et les plus compétitives sans être trop fortement contraints par les limites physiques du réseau. Le programme d investissement de GRTgaz est au service des acteurs du marché pour répondre à ces objectifs. Les projets du plan de développement de GRTgaz En 2013 et 2014, les capacités d entrée depuis la Belgique et les capacités d échange dans les deux sens avec TIGF et l Espagne ont été accrues. D ici 2016, de nouvelles capacités d entrée à Dunkerque et une première capacité de sortie vers la Belgique seront opérationnelles. Des capacités d entrée depuis la Suisse seront développées en À l horizon 2021, une nouvelle interconnexion à l est des Pyrénées pourrait renforcer les capacités d échange avec l Espagne, tandis que des capacités de sortie vers le Luxembourg et l Allemagne pourraient être créées si les besoins se confirmaient. Le raccordement du terminal méthanier de Dunkerque, prévu fin 2015, s accompagne d un important renforcement du réseau en direction de l est avec le doublement de l artère des Hauts de France sur 174 km, prolongé par l Arc de Dierrey, un nouveau gazoduc de 308 km qui sera mis en service par partie en 2015 et fin 2016.

11 synthèse 7 La simplification de l organisation du marché du transport se poursuit parallèlement. En avril 2015, GRTgaz et TIGF proposeront une place de marché commune pour le Sud de la France. Après 2018, les zones de marché Nord et Sud de GRTgaz devraient fusionner, ce qui implique de lever la congestion sur la liaison Nord-Sud. À l issue d études coûts-bénéfices réalisées en 2013, la CRE a retenu les projets Val-de-Saône (doublement de l artère de Bourgogne) et Gascogne-Midi (renforcements sur les réseaux de GRTgaz et de TIGF), pour accroître les possibilités de flux entre le Nord et le Sud de la France. Eridan reste toutefois nécessaire au renforcement du corridor Nord-Sud de l Europe de l Ouest : GRTgaz se met en situation de pouvoir le réaliser en cinq ans, une fois les besoins confirmés. Au-delà, l Arc lyonnais permettrait d accompagner des augmentations de capacités qu Eridan ne suffirait plus à satisfaire. Le développement des capacités fermes d entrée et de sortie Capacités d entrée GWh/j 2014 Décidées Envisagées 2023 Norvège (Gasco) Belgique (gaz H 7 ) Belgique (gaz B 8 ) Allemagne Espagne (TIGF) (1) (255) (2) Suisse/Italie Terminaux méthaniers Nord Terminaux méthaniers Sud Total Capacités de sortie GWh/j 2014 Décidées Envisagées 2023 Belgique Allemagne Espagne (TIGF) (1) 165 (395) (2) Suisse/Italie Total (1) Création d une trading region TIGF-GRTgaz Sud le 1 er avril (2) Capacité au PIR Midi. 7/ Gas H : gaz à haut pouvoir calorifique contenant généralement plus de 90 % de méthane. 8/ Gaz B : gaz à bas pouvoir calorifique en provenance des Pays-Bas, distribué dans le Nord de la France. Ce gaz se distingue par sa teneur plus élevée en azote.

12 8 1 é v o l u t i o n e t p e r s p e c t i v e s d u m a r c h é d u g a z e n E u r o p e La consommation gazière européenne est en baisse pour la troisième année d affilée. Les avis sont partagés sur la poursuite de cette tendance. La plupart des prévisions tablent sur une poursuite de la baisse sur le long terme, la demande à l horizon 2020 pourrait cependant être maintenue par la production d électricité et le développement du gaz carburant. Le prix du gaz en Europe est resté trois fois plus élevé qu aux États-Unis, affectant la compétitivité industrielle. Le déclin de la production intérieure s est accompagné d une hausse des importations de gaz russe pour compenser la nouvelle baisse des livraisons de GNL détournées vers l Asie. Cette situation a une nouvelle fois mis en évidence le manque de capacités entre le Nord et le Sud de la France, entraînant des écarts de prix importants au détriment du Sud-Ouest de l Europe. Les écarts entre achats spot et contrats long terme se sont, en revanche, réduits, ce qui a freiné l utilisation des stockages. Les importations pourraient atteindre 80 % en 2030, mais les incertitudes concernant la demande et l approvisionnement impactent des décisions d investissement, alors même que la crise russo-ukrainienne remet la sécurité énergétique au premier rang des préoccupations européennes. Dans ce contexte, plusieurs décisions déterminantes pour l avenir énergétique de l Europe, le marché du gaz et le développement des infrastructures sont attendues d ici la fin 2014 : L Acer 9 a lancé une réflexion et une consultation publique, «A Bridge to 2025», sur les priorités de la régulation du marché de l énergie à l horizon Elle doit aboutir à une position formalisée à l automne Le Conseil européen doit prendre une décision finale à la même échéance sur le nouveau cadre d action en matière de climat et d énergie, incluant de nouvelles mesures pour renforcer la sécurité énergétique de l Europe Une nouvelle baisse de la consommation en D importants écarts de prix entre régions 1.3. Une demande à long terme incertaine 1.4. Des approvisionnements par gazoducs en hausse 1.5. Une organisation du marché en évolution 1.6. Le développement des infrastructures gazières 1.7. La politique énergétique de l Europe et ses objectifs 9/ L Agence de coopération des régulateurs de l énergie.

13 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe Une nouvelle baisse de la consommation en 2013 Le gaz naturel représente environ le quart de la consommation européenne d énergie primaire. En 2013, la consommation des 28 pays de l Union européenne s est établie à 462 Gm 3, non corrigée du climat, en retrait de 1,4 % sur un an, de 3,4 % sur deux ans et de 13,4 % sur trois ans selon Eurogas. Cette évolution s explique principalement par la concurrence du charbon à bas coût et des énergies renouvelables subventionnées pour produire de l électricité, par les effets de la crise économique sur la demande industrielle et par les gains d efficacité énergétique. Aux États-Unis, le gaz de schiste remplace le charbon, dont les exportations vers l Europe ont triplé en quatre ans, favorisées par une baisse de prix d un tiers entre 2011 et Le faible prix du CO 2, de l ordre de 6 euros la tonne en 2013, renforce la compétitivité du charbon pour produire de l électricité au détriment du gaz naturel. Cette situation entraîne une hausse des émissions de CO 2 dans plusieurs pays européens, notamment la France, l Allemagne, le Danemark, l Estonie et le Portugal (Eurostat). La demande de chauffage des secteurs résidentiel et tertiaire a compensé en partie ces évolutions grâce aux températures froides du premier semestre La consommation de gaz naturel progresse ainsi en Allemagne et en France, en raison d une forte demande pour le chauffage. Elle recule en Italie et en Espagne, où le poids de la production d électricité dans la consommation de gaz est plus important. La consommation de gaz en 2013* En Md m Allemagne 83,2 88,5 Royaume-Uni 79,2 79,2 Italie 73,4 68,7 France 45,6 46,1 Pays-Bas 39,5 40,3 Espagne 33,6 30,9 Total UE * Avant correction climatique Eurogas Le mix énergétique en Europe Royaume-Uni Autriche Italie France Gaz Pétrole brut et produits pétroliers Chaleur nucléaire Combustibles solides Énergies renouvelables Espagne Allemagne Belgique Zone euro (18 pays) Union européenne (28 pays) 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Source : Eurostat 2012

14 10 L évolution des prix du gaz et du charbon en Europe Prix du gaz sur la place de marché NBP au Royaume-Uni Prix moyen du charbon importé en Europe X/MWh jan fév mars 2011 avr mai juin 2011 juil août 2011 sept oct nov déc fév mars 2012 avr mai 2012 jan juin 2012 juil août 2012 sept oct nov déc fév mars 2013 avr mai 2013 jan juin 2013 juil août 2013 sept oct nov déc fév mars 2014 jan Source : SOes 1.2. D importants écarts de prix entre régions La croissance de la production du gaz de schiste aux États-Unis, toujours premier producteur mondial de gaz en , la baisse de la consommation en Europe et la forte demande gazière en Asie entraînent des écarts de prix très importants entre régions. Les prix spot aux États-Unis sont restés inférieurs à 4 $/MMBtu en 2013, ce qui est trois fois moins élevé qu en Europe et quatre fois moins élevé que le GNL importé au Japon à 16 $/MMBtu. L évolution des prix de gros du gaz sur les principales places de marché mondiales LNG Japan cif Average German import price UK Heren NBP US Henry Hub USD/MMBtu Source : BP Statistical review / BP Statistical review of world energy 2014.

15 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe 11 L évolution des prix de contrats de long terme et des prix spot day ahead en Europe en 2012 et X/MWh BAFA TTF NCG PEG Nord NBP Zeebrugge PEG Sud fév mars 2012 jan avr mai 2012 juin 2012 juil août 2012 sept oct nov déc fév mars 2013 jan avr mai 2013 juin 2013 juil août 2013 sept oct nov déc fév mars 2014 jan D après bourses électroniques et BAFA (prix moyen des importations en Allemagne, représentatif des contrats de long terme). En Europe, les écarts de prix entre les achats spot et les contrats de long terme se sont réduits en Les marchés du Nord-Ouest tendent vers l homogénéité, à l exception des marchés du Sud-Ouest de l Europe, en particulier au PEG Sud en France, où les prix dépassent nettement ceux des autres marchés européens depuis L écart de prix entre les zones Nord et Sud de GRTgaz, nul en 2011, a fortement progressé sous l effet de l évolution de la demande mondiale de GNL, passant de 1,60 /MWh en moyenne en 2012 à 3 /MWh en Cet écart a atteint 17 /MWh en décembre 2013, ce qui correspond à la différence du prix du gaz entre l Europe et l Asie. La tension sur les prix dans le Sud de la France est en effet la conséquence directe de la forte demande asiatique de GNL qui entraîne une baisse des livraisons en Europe et notamment sur les terminaux de Fos et d Espagne. Pour compenser ce manque, les flux de gaz transités par gazoducs vers le Sud et vers l Espagne progressent fortement, saturant la liaison Nord-Sud en France : son taux d utilisation a dépassé 93 % en GRTgaz s attache à optimiser les capacités mises à la disposition des expéditeurs afin d améliorer autant que possible l offre de gaz au Sud. Les mesures mises en œuvre ont permis d accroître les flux transitant entre le Nord et le Sud d environ 25 % durant l hiver par rapport à l hiver précédent, et GRTgaz continue d étudier tous les moyens de nature à accroître encore ces capacités (lire l encadré page 39).

16 Une demande à long terme incertaine L Agence internationale de l énergie (AIE) a revu à la baisse ses prévisions de consommation de gaz naturel en Europe jusqu en 2019, en raison de la faible croissance économique, des politiques d efficacité énergétique, de la montée en puissance des énergies renouvelables et de la concurrence du charbon pour la production électrique. La consommation européenne pourrait toutefois se redresser à partir de 2020, sous l effet de réglementations plus contraignantes en matière d émission de CO 2 et autres polluants de nature à pénaliser l utilisation du charbon pour la production électrique et à encourager l usage du gaz carburant dans les transports. Le gaz pourrait représenter 24 % à 30 % de la consommation européenne d énergie primaire en 2035 selon Eurogas, la part du gaz naturel pour la production d électricité représentant le principal facteur d incertitudes. Ce manque de visibilité, accentué par l attente d un nouveau cadre d action européen en matière de climat et d énergie à l horizon 2030, pèse sur les décisions d investissement, dont plusieurs ont été gelées, révisées ou retardées, alors que les infrastructures de transport de gaz sont plus que jamais nécessaires à la sécurité énergétique de l Europe et à la poursuite de la construction d un marché du gaz efficace et compétitif. Prévisions de consommation de gaz de l Union européenne n AIE 2011 n AIE 2012 n AIE Gm 3 /an Source : AIE - World Energy Outlook 2011, 2012, 2013

17 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe 13 Un rôle clé dans la transition énergétique La transition énergétique est engagée pour construire un système durable, capable de concilier sécurité énergétique, lutte contre le changement climatique, compétitivité économique, respect de l environnement et acceptabilité. Le réseau de transport de gaz, le gaz naturel et les gaz renouvelables joueront un rôle clé. Efficace, discret et complémentaire des ENR Le transport de gaz par canalisations enterrées est un moyen sûr, économique, efficace et discret d acheminer de grandes quantités d énergie en respectant les activités, les paysages et la biodiversité. Son efficacité énergétique est très élevée : le transport de gaz par canalisation ne consomme que 0,5 % de l énergie transportée et ne représente que 6 % de la facture de gaz des particuliers. Le gaz offre une grande souplesse et un rendement énergétique élevé pour chauffer des bâtiments, alimenter des véhicules et produire de l électricité. Sa combustion n émet ni suie ni poussière. Elle réduit les émissions de CO 2 de près de 30 % par rapport au fuel lourd, de 60 % par rapport au charbon 11, améliorant les bilans carbone et l efficacité énergétique, réduisant les émissions d oxyde d azote dans l industrie. Le gaz naturel comprimé (GNC) et le gaz naturel liquéfié (GNL) pour les navires réduisent les émissions de CO 2 de 25 % par rapport à l essence et n émettent quasiment pas de particules. Complémentaires des énergies solaire et éolienne, les centrales à gaz complètent leur production inter mittente et assurent la demande électrique de pointe avec le maximum de souplesse et de rendement et le minimum d émissions. Le système de transport participe à leurs performances en les approvisionnant avec la flexibilité requise, en syner gie avec le système électrique. Une solution pour stocker l électricité Vecteur de solutions d avenir, le réseau s ouvre à des ressources renouvelables et locales : biométhane aujourd hui, hydrogène et méthane de synthèse issus des surplus d électricité solaire et éolienne non consommés demain. En effet, les installations éoliennes et solaires produisent de l électricité, mais pas toujours quand les consommateurs en ont besoin. Faute de solution de stockage, leur production est arrêtée ou l électricité perdue pour ne pas saturer le réseau électrique. Les infrastructures gazières apportent une solution. L électricité non consommée peut être utilisée pour produire de l hydrogène par électrolyse de l eau. Le réseau de transport de gaz peut accueillir environ 6 % d hydrogène sans modification et 100 % de méthane de synthèse produit en combinant hydrogène et CO 2. Grâce au biométhane et au Power to gas, le potentiel d énergies renouvelables de l Europe sera maximisé et valorisé. L indépendance énergétique européenne sera renforcée et sa balance commerciale améliorée par le remplacement de gaz naturel importé par du gaz renouvelable produit localement. Vers un approvisionnement gazier à bilan carbone neutre en 2050 : le Green Gas Commitment C est l objectif de l accord conclu entre Energinet ( Danemark), Fluxys (Belgique), Gasunie (Pays-Bas), Gaznat (Suisse), GRTgaz (France) et Swedegas (Suède). Les six transporteurs s engagent à partager leurs connaissances et à développer des projets innovants dans les domaines de la réduction des émissions de GES, du biométhane, du Power to Gas et du gaz carburant. 11/ 234 g/kwh pour le gaz, 320 g/kwh pour le fuel, 384 g/kwh charbon Source Ademe.

18 Des approvisionnements par gazoducs en hausse La Russie, 1 er fournisseur de l Europe en 2013 La production de l Union européenne, en baisse de 2 %, est restée la première source de gaz naturel en 2013 avec 31 % des approvisionnements. L augmentation des approvisionnements par gazoducs a compensé la forte baisse des livraisons de GNL, - 18 %, détourné de l Europe par une demande soutenue et des prix plus élevés en Asie. Le GNL ne représente plus que 11 % des approvisionnements européens, avec le Qatar pour premier fournisseur. La Russie est redevenue le premier fournisseur de gaz de l Union européenne avec 29 % des approvisionnements, en hausse de 28 % pour compenser la baisse des autres sources d importations. La Norvège a représenté 22 % des approvisionnements et l Algérie 8 %. L approvisionnement gazier de l Europe En Md m Production de l UE Norvège Russie Algérie Qatar Nigeria 10 7 Autres Total Source : BP Statistical review 2014 Terminal méthanier Terminal méthanier en construction GNL Approvisionnement par gazoducs L approvisionnement gazier de l Europe en 2013 (en milliards de m 3 ) L approvisionnement gazier de l Europe en 2013 (en milliards de m 3 ) Norvège 105 Terminal mé Terminal mé GNL Approvision Russie 136 Qatar 23 Algérie 14 Nigéria 7 Autres sources (Égypte, Trinité et Tobago) 8 Production de l UE 147 Algérie 23 Libye 5 Source : BP Statistical review 2014

19 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe 15 Des stockages moins utilisés L écart du prix du gaz entre l été et l hiver s est fortement réduit et la baisse de la demande en Europe a pesé sur les prix spots. Il est ainsi devenu plus avantageux d acheter du gaz en hiver sur les marchés que de le stocker. Les obligations légales des fournisseurs pour assurer la sécurité d approvisionnement de leurs clients n ont pas suffi en 2013 à remplir les stockages, dont certains ont été mis sous cocon. Cette tendance s est inversée en 2014, à la faveur d un hiver doux et d une hausse des spread saisonniers. À moyen terme, de nouvelles capacités de stockage devraient s imposer pour assurer la sécurité d approvisionnement face au déclin de la production européenne, aux aléas climatiques et aux tensions géopolitiques comme celles qui prévalent entre la Russie et l Ukraine. Des discussions sont engagées, notamment en Allemagne et en France, pour adapter les obligations relatives au stockage. Capacités de stockage et de regazéifi cation en Europe Les capacités de stockage et de regazéification en Europe Le niveau de remplissage des stockages en Europe jan. Milliards de m 3 fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. Source : GSE Irlande Royaume-Uni Pays-Bas 5 Danemark Allemagne Belgique 22 9 Luxembourg Zone Nord 12 Suède Italie République tchèque Autriche 8 Slovénie Pologne 2 3 Estonie 3 Lettonie 2 Lituanie 3 Slovaquie 3 6 Hongrie Ukraine Roumanie 3 32 Total UE 28 Terminaux méthaniers Terminaux méthaniers en construction Capacité annuelle de regazéification en Gm 3 /pays Capacité totale de stockage en Gm 3 /pays Terminaux mé Terminaux mé Capacité annu en Gm 3 /pays Capacité tota Zone Sud 12 Bulgarie Portugal 8 Espagne 4 60 TIGF 14 Grèce 5 Turquie 12 Source : GIE 2014

20 16 Les besoins d importation prévisionnels de l Europe Gm 3 /an À moyen et long terme : 80 % d importation en 2030? Le déclin de la production de gaz conventionnel en Europe, en particulier au Royaume-Uni et aux Pays- Bas, pourrait entraîner une hausse des importations de 100 milliards de m 3 d ici 2025, soit plus de deux fois la consommation française. Les importations, qui représentent 69 % des approvisionnements de l Union en 2013, pourraient atteindre 80 % en 2030 selon l AIE, la reconfiguration de flux nécessitant de nouvelles infrastructures de transport Source : AIE 2013 Le niveau d importation de GNL reste incertain. L Europe fait actuellement office de marché d équilibre, mais la situation pourrait changer avec l importation de gaz naturel liquéfié provenant des gisements de gaz de schiste américains. En outre, l exploitation de gaz de schiste en Europe, le développement du biométhane et le stockage des surplus d électricité solaire et éolienne sous forme de gaz pourraient réduire cette dépendance Une organisation du marché en évolution La sécurité et la compétitivité des approvisionnements sont des priorités de l Union européenne, qui entend favoriser l accès à des sources de gaz diversifiées, renforcer ses marges de sécurité et faciliter les arbitrages en développant ses infrastructures gazières, les capacités d échanges entre pays et l intégration des marchés. L organisation-cible du marché gazier européen (Gas Target Model GTM), l adoption de codes de réseaux pour harmoniser les règles d accès aux réseaux de transport et les modalités de fonctionnement des marchés soutiennent cette ambition. En décembre 2011, les conclusions du GTM préconisaient la création de zones «entrée-sortie» avec des points d échange virtuels (hubs) et une taille suffisante pour assurer le bon fonctionnement du marché de gros, soit : une consommation annuelle supérieure à 20 Md m 3 (230 TWh) ; au moins trois sources d approvisionnement différentes ; un nombre de fournisseurs actifs sur le marché garantissant l absence de concentration. Les capacités d interconnexion entre deux zones de marché seront vendues de façon groupée (sortie d une zone + entrée dans la zone adjacente) au moyen d enchères organisées pour différentes échéances. Pour aller plus loin dans la construction du marché unique de l énergie, l Acer a engagé une réflexion sur l amélioration du modèle-cible et lancé en avril 2014 une consultation publique sur les enjeux et les priorités de la régulation du marché européen de l énergie : «A Bridge to 2025». Le texte soumis à consultation souligne notamment : la priorité que constitue la mise en œuvre pleine et entière des codes de réseaux d ici Les codes relatifs à la gestion des congestions (CMP), aux mécanismes d allocation des capacités (CAM) et à l équilibrage ont été publiés et seront mis en œuvre au plus tard en Le code sur l interopérabilité est en cours d adoption, et celui concernant les tarifs en cours de rédaction ; la nécessité d accroître la liquidité des marchés de gros par une plus forte intégration des marchés nationaux. Cela peut passer par la création de places de marché communes à plusieurs opérateurs, comme il est prévu dans le Sud de la France entre GRTgaz et TIGF en 2015, ou par la création d une place de marché unique en France, comme confirmé par la CRE ; l intégration croissante des systèmes gaz et électrique en raison de l essor des énergies renouvelables intermittentes et le besoin d assurer au système gaz toute la flexibilité nécessaire à l équilibre du système électrique. Cette consultation a abouti à une position formalisée de l Acer.

21 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe 17 Les principaux points d échange de gaz en Europe L évolution annuelle des volumes échangés sur les places de marché européennes NBP ZEE TTF Gaspool bcm + 16 % + 10 % + 13 % + 14 % NCG CEGH + 12 % + 14 % PEG Nord % PEG Sud PSV % PEG TIGF 500 MS-ATR Places de marché : NBP, Zeebruge, TTF, PSV, PEGs, Gaspool, CEGH, NCG 1.6. Le développement des infrastructures gazières en Europe Le développement des infrastructures gazières vise à sécuriser l accès aux ressources, à mettre fin à la dépendance de certains États membres à l égard d une source unique, à élargir les possibilités de choix, et à faciliter les arbitrages entre les sources les plus compétitives au bénéfice des consommateurs finaux. L objectif est aussi d accroître la flexibilité du système gazier pour répondre aux besoins d utilisation modulée du gaz. Le Parlement européen a adopté en mars 2013 un règlement «concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes». Dans le domaine gazier, quatre corridors prioritaires stratégiques pour l Europe sont identifiés, dont l un concerne directement la France : le corridor Nord- Sud de l Europe de l Ouest. Les grands projets de GRTgaz contribuent au développement de ce corridor qui vise à mieux interconnecter la Péninsule ibérique et l Italie avec les marchés nord-ouest européens. Les projets inscrits dans ces corridors sont détaillés dans des plans régionaux d investissement (GRIP) discutés au sein de groupes d initiatives régionales (GRI). GRTgaz participe, avec les opérateurs concernés, à l élaboration de trois des six plans régionaux d investissement : le GRIP Nord-Ouest (interconnexions avec la Belgique, l Allemagne et le Luxembourg) ; le GRIP Sud (interconnexion avec l Espagne) ; le GRIP corridor Sud-Nord (interconnexions avec l Allemagne et l Italie via la Suisse).

22 18 La deuxième édition de ces plans régionaux a été publiée entre octobre 2013 et juillet Ils apportent un éclairage sur les besoins de ces régions et leurs projets, parmi lesquels le développement des échanges dans les deux sens aux frontières pour renforcer la sécurité d approvisionnement 12. Des projets d intérêt commun pour faciliter les réalisations Le règlement européen du 12 mars 2013 sur les infrastructures énergétiques transeuropéennes prévoit des «projets d intérêt commun» (PCI) : ils peuvent bénéficier de procédures d autorisation accélérées, de mesures incitatives, et sont éligibles à une aide financière de l Union européenne. La Commission européenne établit une liste de PCI sélectionnés à partir de propositions effectuées par les GRI. Le Parlement et le Conseil européens ont un délai maximum de quatre mois pour l agréer ou la rejeter en totalité. La liste des PCI est actualisée tous les deux ans. À compter de 2015, seuls les projets inclus dans les derniers plans de développement à dix ans du réseau (TYNDP), publiés tous les deux ans par l Entsog, pourront devenir des PCI, car leurs avantages auront été analysés dans le cadre de ces plans sur la base de critères communs. Le prochain TYNDP sera publié en février 2015 et la prochaine liste de PCI en octobre La première liste des PCI, publiée en octobre 2013, compte 104 projets d infrastructures gazières, dont neuf concernent GRTgaz. Il s agit de : la création d une nouvelle interconnexion avec l Espagne à l est des Pyrénées (projet Midcat) ; la création d une nouvelle interconnexion à Pitgam avec la Belgique ; la création de capacités de sortie vers le Luxembourg ; la création de capacités rebours vers l Allemagne au point d interconnexion Obergailbach/Medelsheim ; la création de capacités rebours vers la Suisse à Oltingue ; le doublement de l artère de Bourgogne entre Étrez et Voisines pour renforcer la liaison Nord-Sud (projet Val-de-Saône) ; le doublement de la canalisation entre Saint-Avit et Étrez (Arc lyonnais) dans le même objectif ; le renforcement du réseau sur l axe Sud-Nord entre Cuvilly, Dierrey et Voisines (Arc de Dierrey) ; le raccordement de la Corse au futur gazoduc sousmarin Galsi entre l Algérie et l Italie. GRIP Nord-Ouest GRIP Sud GRIP corridor Sud-Nord 12/ Le règlement européen 994/2010 sur la sécurité d approvisionnement en gaz, entré en vigueur le 3 décembre 2010, prévoit le développement de flux bidirectionnels aux interconnexions transfrontalières d ici la fin 2014, instaure des standards minimaux pour les infrastructures de transport à la pointe de froid et en cas de défaillance du plus gros point d entrée, et définit les modalités d une coordination, d une coopération et d une solidarité accrues entre États membres en cas de crise.

23 évolution et perspectives du marché du gaz en Europe 19 Les grands projets d infrastructures européens Danemark NORD stream Lituanie Irlande Royaume-Uni Pays-Bas Allemagne Belgique Luxembourg République tchèque Pologne Slovaquie Ukraine Autriche Hongrie Roumanie Portugal Espagne Italie Slovénie TAP Grèce south stream Bulgarie TANAP Turquie GALsi Gazoducs Le développement du corridor Sud constitue l une des priorités de l Union européenne. Dans ce contexte, le projet de gazoduc TAP ouvre notamment la voie aux ressources de l Azerbaïdjan et, à plus long terme, aux pays du Moyen-Orient via la Turquie (Irak, Iran, Turkménistan) : Trans Adriatic Pipeline (TAP) reliera sur 800 km la Turquie et l Italie par l Albanie et la Grèce et offrira une capacité de 10 Gm 3 /an en provenance d Azerbaïdjan. Décidé en 2013, sa mise en service est attendue en South Stream ouvrirait une nouvelle voie au gaz russe vers l Autriche et la Slovénie par la Bulgarie avec un gazoduc de km, dont 923 km offshore, d une capacité de 63 Gm 3 /an. North Stream achemine sur km 55 Gm 3 /an de la Russie au nord de l Allemagne par la mer Baltique avec deux canalisations mises en service en 2011 et Sa capacité pourrait être doublée par la création d une à deux conduites supplémentaires. GALSI relierait l Algérie et l Italie par la Sardaigne, offrant une capacité de 8 Gm 3 /an, mais la décision d investissement a été reportée plusieurs fois. Terminaux méthaniers Le GNL constituera vraisemblablement une part importante des futurs approvisionnements de l Europe : de nouveaux gisements sont développés au Qatar ou en Australie et les premières capacités de liquéfaction sur la côte est des États-Unis sont attendues à l horizon L Union européenne considère qu elle devra alors améliorer les interconnexions afin que toutes les régions puissent bénéficier plus largement de ces nouvelles sources. Il existe de nombreux projets de développement de capacités de regazéification en Europe. Le terminal méthanier de Dunkerque LNG, en construction sur la Manche, devrait être opérationnel fin 2015 avec une capacité de 13 Gm 3 /an. D autres projets de création ou d extension de terminaux méthaniers sont à l étude, notamment en mer Baltique, en Adriatique ou sur les façades maritimes ouest et sud de l Europe, en Belgique, en France et en Italie.

24 La politique énergétique de l Europe et ses objectifs L Europe s est fixé trois objectifs pour 2020 : réduire de 20 % ses émissions de gaz à effet de serre (GES) par rapport à 1990, porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d énergie, et améliorer de 20 % l efficacité énergétique. Dans la Feuille de route pour l énergie à l horizon 2050 publiée en 2011, la Commission européenne propose d atteindre 55 % d énergies renouvelables et de diviser par 4 les émissions de GES (facteur 4), tout en assurant la compétitivité et la sécurité de l approvisionnement en énergie. Dans sa Communication Énergie-Climat à l horizon 2030 de janvier 2014, la Commission avance deux objectifs contraignants à l échelle de l Union : réduire de 40 % les émissions de GES d ici 2030 par rapport à 1990 et porter à 27 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d énergie. Des résultats ambivalents Malgré les progrès réalisés en matière de développement des énergies renouvelables et d efficacité énergétique, la majorité des acteurs du marché jugent que les politiques énergétiques mises en œuvre aux niveaux national ou européen n ont permis d atteindre que partiellement les objectifs que l Europe s était fixés. L effondrement du prix du CO 2 a favorisé les centrales à charbon au détriment des centrales à gaz, qui émettent pourtant deux fois moins de CO 2 et trois fois moins de NO x, tout en offrant un rendement énergétique très supérieur. Une nouvelle stratégie européenne pour la sécurité énergétique Les incertitudes suscitées par la crise russo-ukrainienne ont incité la Commission à proposer le 28 mai 2014 une nouvelle stratégie européenne pour la sécurité énergétique (SESE). Six pays de l UE (Finlande, Slovaquie, Bulgarie et les trois pays baltes) dépendent en effet à 100 % de la Russie pour leurs importations de gaz, et ce taux s élève à 42 % à l échelle de l Europe. Pour assurer la continuité de l approvisionnement durant l hiver , la Commission a lancé la réalisation de simulation de flux en cas de rupture d approvisionnement en gaz («stress test») afin d établir des plans d urgence et de créer des mécanismes de secours (accroissement des stocks de gaz, flux rebours, mise en commun d une partie des stocks de sécurité ). À la demande de la Commission, ces «stress test» ont été réalisés en utilisant l outil de modélisation du système gazier européen développé par l Entsog pour le TYNDP. Ces tests visent à simuler l impact d un arrêt du transit de gaz en Ukraine ou d un arrêt complet des approvisionnements russes pour une période d un à six mois. Ils viennent renforcer les analyses de risques effectuées par chaque pays. À l échelle européenne, ils permettent de mieux identifier les mesures de court ou long terme à mettre en œuvre en cas de rupture des approvisionnements russes. Ces mesures passeraient par un bon fonctionnement des mécanismes de solidarité entre États membres, des stockages bien remplis et un recours supplémentaire au GNL, notamment dans les pays baltes et dans les Balkans. Pour la France, les premiers résultats confirment ceux du TYNDP 2013 : la situation est satisfaisante, sous réserve d un niveau suffisant de remplissage des stockages et d un minimum de livraison de GNL. Le Sud de la France et la Péninsule ibérique sont en effet très dépendants des importations de GNL. L origine diversifiée du GNL exclut la rupture d approvisionnement, mais cette dépendance nuit à la compétitivité des approvisionnements. Les renforcements du cœur de réseau et la fusion des zones de marché permettront d améliorer cette situation à l horizon Pour renforcer la sécurité de l approvisionnement à moyen et à long termes, la Commission entend : achever la construction du marché intérieur de l énergie et construire les maillons manquants dans les infrastructures. 33 projets d infrastructures critiques pour la sécurité énergétique ont été recensés ; renforcer les liens avec les fournisseurs historiques fiables et diversifier les pays fournisseurs et les voies d acheminement : nouvelles routes dans le bassin de la mer Caspienne et par le corridor Sud ouvrant la voie au gaz d Azerbaïdjan, d Irak, d Iran et du Turkménistan via la Turquie, développement du hub gazier médi terranéen et des sources de GNL ; renforcer les mécanismes d urgence et de solidarité et protéger les infrastructures critiques ; intensifier l utilisation des énergies renouvelables, veiller à la pérennité de la production européenne de combustibles fossiles et accroître l efficacité énergétique ; améliorer la coordination des politiques énergétiques nationales et parler d une seule voix à l extérieur en matière de politique énergétique.