Arrêter brutalement le gaz russe : conséquences sur le marché, risques contractuels et meilleure façon de les anticiper et de les gérer

R. Introduction 

C’est désormais officiel : l’Europe abandonne brutalement sa dépendance de longue date au gaz russe. La décision de l’Europe d’éliminer toutes les importations de gaz naturel d’origine russe d’ici la fin de 2027 marque l’un des changements structurels les plus significatifs sur les marchés énergétiques du continent depuis des décennies. La question pratique pour les acteurs du marché n’est plus de savoir si le gaz russe sortira du système européen, mais plutôt de savoir comment gérer cette sortie en un délai aussi court et, de manière connexe, comment cette sortie rapide pourrait transformer le comportement contractuel, les relations d’approvisionnement et l’allocation des risques sur le marché.

La transition ne se fait pas seulement sur un calendrier accéléré, mais aussi dans un environnement façonné autant par des considérations politiques que par des fondamentaux commerciaux. À mesure que les volumes de remplacement sont sécurisés et que les accords à long terme sont renégociés, les stratégies d’approvisionnement sont compressées, la dynamique du levier évolue et les contraintes infrastructurelles prennent le dessus. Dans de telles conditions, la mécanique de la contractualisation change. Et quand les mécaniques changent, le risque évolue.

Notre expérience à la fois dans les transactions et les litiges sur les marchés des pipelines et du gaz naturel liquéfié (GNL) suggère que, souvent, la plus grande exposition ne provient pas nécessairement de documents manifestement défaillants, mais plutôt de décalages incrémentaux intégrés dans les contrats négociés à la hâte ou sous pression. Les dispositions qui fonctionnent adéquatement dans des marchés stables peuvent s’avérer fragiles (voire inapplicables) lorsqu’elles sont mises à l’épreuve par la volatilité, l’intervention réglementaire ou la perturbation opérationnelle. Une analyse et une structuration juridiques précoces et disciplinées deviennent donc essentielles.

C’est sous cet angle que cette note examine les conséquences sur le marché et les risques contractuels découlant du remplacement accéléré du gaz russe par l’Europe. Elle se déroule en quatre parties. Tout d’abord, elle expose les principales caractéristiques du règlement européen imposant la suppression progressive du gaz russe ainsi que le cadre de conformité désormais en vigueur. Deuxièmement, elle considère comment ce changement de politique remodele déjà les marchés européens du gaz, modifie la dynamique de négociation et affecte l’effet de levier. Troisièmement, il analyse les changements structurels actuellement en cours dans la contractation gazière, notamment des cycles d’approvisionnement compressés, des goulets d’étranglement dans les infrastructures et une concurrence accrue pour des approvisionnements de remplacement limités. Quatrièmement, elle identifie les principaux domaines de risque contractuels qui ont tendance à émerger dans cet environnement et définit des mesures pratiques pouvant être prises pour anticiper et gérer ces risques.

B. Aperçu des mesures politiques récentes dans l’UE accélérant le passage au gaz russe

Le 26 janvier, le Parlement européen et le Conseil de l’UE ont adopté un règlement qui, entre autres, mettra progressivement fin aux importations de gaz naturel et de GNL provenant de la Russie vers l’UE. 1

Le règlement prévoit de supprimer progressivement le gaz naturel d’origine russe. Une interdiction générale des nouveaux contrats d’importation de gaz russe de pipeline et de GNL dans l’UE entrera en vigueur dans un délai relativement court, à compter du 18 mars. Certains contrats gaziers existants peuvent, sous réserve d’autorisation préalable, rester en vigueur sur une période prolongée au moins jusqu’à la fin de 2026. 2 Cependant, une interdiction totale de tout gaz d’origine russe entrera en vigueur en 2027 : d’abord pour les importations de GNL à partir du 1er janvier 2027, puis pour les importations de gaz par pipeline à partir du 30 septembre 2027. Le Règlement prévoit des prolongations limitées du délai jusqu’au 1er novembre 2027, tant pour les importations de GNL que de gaz par pipeline en provenance de Russie, lorsque l’importateur peut prouver que les volumes concernés ne peuvent pas être remplaçants de manière réaliste et que cela constitue une menace sérieuse pour la sécurité de l’approvisionnement. 3

Le Règlement contient également des dispositions concernant son application. À cet égard, le Règlement exige que les États membres vérifient le pays d’origine du gaz provenant de l’extérieur de l’UE avant d’autoriser l’importation de ce gaz dans l’UE. 4

Le Règlement exige en outre que les États membres établissent des sanctions financières en cas de non-respect et précise les planchers ou niveaux minimums que ces sanctions maximales doivent atteindre :

• Pour les particuliers, le Règlement prévoit une pénalité maximale d’au moins 2,5 millions d’euros, les États membres pouvant fixer un montant encore plus élevé. 5

• Pour les entreprises, la pénalité maximale ne doit pas être inférieure au montant maximal des trois suivants :

  • 3,5 % du chiffre d’affaires annuel mondial total de l’entreprise pour l’exercice financier précédent

  • 40 millions d’euros

  • 300 % du chiffre d’affaires estimé des transactions est basé sur le volume de gaz naturel impliqué et le prix TTF à l’avance pour cegaz 6

Ces seuils de pénalité sont importants et indiquent clairement l’intention de dissuader la contournement.

De plus, le Règlement précise explicitement qu’il est sans préjudice du droit pénal national. 7 Par conséquent, toute amende prononcée en vertu du Règlement (et des lois nationales qui l’églique) peut également être complétée par des sanctions pénales au niveau national.

Le règlement a été publié au Journal officiel de l’UE le 2 février et est entré en vigueur le lendemain, le 3 février. Le Règlement s’applique donc directement dans tous les États membres de l’UE.

En ce qui concerne les prochaines étapes, tous les États membres de l’UE doivent désormais – au plus tard au 1er mars – préparer des plans nationaux pour diversifier leurs approvisionnements en gaz et identifier tout défi prévisible dans le remplacement du gaz russe. 8 Pour répondre à cette exigence, les entreprises sont tenues de notifier la Commission et toute autorité compétente de leur État d’origine de tout contrat gazier russe restant. 9

C. Comment la suppression progressive du gaz russe remodele déjà les marchés européens du gaz

L’élimination de la dépendance de l’Europe au gaz russe par des approvisionnements de remplacement est autant (voire plus) motivée par des intérêts politiques que par l’économie et la sécurité énergétique. Il n’est donc pas surprenant que le marché mondial du gaz soit de plus en plus façonné par des pressions géopolitiques, et pas seulement par l’offre et la demande. En effet, les principaux pays producteurs de gaz – notamment les États-Unis – considèrent le changement de pays comme une opportunité stratégique de renforcer l’hégémonie du soft power et d’utiliser la diplomatie énergétique tout en élargissant leur part de marché et en ancrant des relations commerciales à long terme avec les acheteurs basés dans l’UE.

Cette dynamique se reflète explicitement dans la Déclaration conjointe sur le cadre États-Unis-UE pour un commerce réciproque, équitable et équilibré (Déclaration conjointe), qui présente les exportations d’énergie (y compris le GNL) comme un pilier de la coopération transatlantique. 10 La déclaration conjointe fait référence à l’intention de l’UE de « se procurer du gaz naturel liquéfié, du pétrole et des produits nucléaires américains avec un achat attendu d’une valeur de 750 milliards de dollars d’ici 2028 » souligne la valeur considérable en jeu pour les différents acteurs impliqués. Elle signale également une intention et une ambition politiques, même si des volumes et des délais précis restent soumis à des changements de politique et à l’évolution du marché.

Dans certains cas, les États membres de l’UE ou les acheteurs basés dans l’UE peuvent être confrontés non seulement à une obligation de remplacer le gaz russe, mais aussi à des incitations politiques ou stratégiques à s’approvisionner en gaz de remplacement auprès de juridictions ou fournisseurs spécifiques. Cette dynamique peut déjà être observée dans les exemples notables suivants :

• En septembre 2025, TotalEnergies a signé des accords avec NextDecade pour prendre une participation de 10 % dans la coentreprise développant le Train 4 de Rio Grande LNG, un projet d’usine de GNL situé dans le sud du Texas. 11

• En novembre 2025, le producteur américain de GNL Venture Global a annoncé plusieurs contrats à long terme pour fournir, entre autres, l’importateur-distributeur espagnol Naturgy et le nouvel importateur grec Atlantic–SEE. 12

• Le 3 février, Mercuria a annoncé un accord de vente et d’achat de 20 ans pour l’achat d’un million de tonnes de GNL par an auprès de Commonwealth LNG ainsi qu’un accord de fourniture de gaz avec Mercuria Americas pour la fourniture d’une quantité correspondante de gaz naturel. 13

Il faut également garder à l’esprit que les approvisionnements en gaz non russe ne sont pas illimités. Comme le montrent souvent les récentes transactions, la concurrence entre acheteurs pour ces stocks limités risque d’aggraver la dynamique de négociation déjà très stressante que connaîtront les acheteurs européens. Une telle concurrence ne se limite probablement pas au continent européen. Alors que d’autres grands marchés (par exemple, l’Inde) subissent une pression croissante pour réduire (voire éliminer) leur dépendance au pétrole et au gaz d’origine russe, il est très probable que les acheteurs du monde entier se précipitent pour obtenir leurs approvisionnements nécessaires grâce à des contrats à long terme négociés rapidement.

Les négociations pour le remplacement du gaz d’origine russe sont donc susceptibles de se dérouler dans un environnement extraordinairement sous une pression extrême, sous des délais compressés, une pression politique et une concurrence accrue. Comme cela sera expliqué plus en détail dans la section suivante, ces dynamiques, selon notre expérience, augmentent considérablement le risque de résultats contractuels sous-optimaux pour les acheteurs, qui auront du mal (voire impossible) à attendre que le marché s’adoucisse ou à négocier des conditions plus favorables.

D. Que suivra : Évolutions structurelles dans la contraction du gaz

La restructuration du marché européen du gaz par les politiques se traduit désormais directement par des changements dans la manière dont les contrats gaziers sont négociés, structurés et exécutés. La phase suivante du changement n’est pas seulement une contraction plus rapide et à haute pression, mais aussi une contraction matériellement différente.

Les stratégies d’approvisionnement qui auraient pu se dérouler autrement par une approche progressive ou séquentielle sont de plus en plus mises en œuvre en un seul coup. Les acheteurs sont désormais sous pression pour obtenir des volumes de remplacement, finaliser l’accès à l’infrastructure et négocier simultanément des arrangements en aval, souvent avant d’avoir une visibilité totale (ou suffisante) sur les trajectoires des prix ou la stabilité du marché. Le luxe traditionnel d’ajuster les décisions d’offre selon l’évolution des signaux du marché n’est plus possible, dans de nombreux cas.

Cette dynamique est particulièrement marquée sur les marchés du GNL, où la capacité de liquéfaction est finie et mise en service par étapes, et où des engagements de reprise à long terme sont souvent nécessaires pour garantir l’accès aux nouveaux trains. En conséquence, les acteurs du marché privilégient de plus en plus la rapidité et la certitude de l’offre plutôt qu’à une tarification optimale ou à une allocation des risques finement ajustée.

En même temps, la fourniture contractuelle seule ne garantit pas la livraison. À mesure que le gaz russe quitte le système européen, l’objectif opérationnel se déplace sur la garantie que le gaz de remplacement sous contrat puisse être transporté, déchargé, regazéifié et injecté dans le réseau lorsque nécessaire. La disponibilité des transporteurs GNL et des dispositifs d’affrètement associés, la sécurisation de la capacité de regazéification et des emplacements de terminaux, la congestion et les règles de priorisation dans certains terminaux, la capacité d’accès au réseau et la connectivité en aval sont tous devenus des considérations commerciales centrales plutôt que des détails logistiques secondaires.

Ces contraintes favorisent une dépendance accrue aux solutions groupées ou « packs », combinant l’approvisionnement en amont avec l’expédition, la regazéification ou les services intermédiaires associés tout en poursuivant les ventes en aval sur un calendrier parallèle. Bien que de telles structures puissent renforcer la certitude de l’exécution et réduire certains risques d’interface dans une partie de la chaîne contractuelle, elles peuvent aussi, involontairement, concentrer l’exposition et créer des interdépendances complexes entre contrats régis par des lois et régimes réglementaires différents. Comme expliqué plus en détail ci-dessous, les tentatives de marier un régime juridique de common law comme celui des États-Unis (par exemple, le droit de New York) avec un régime de droit civil semblable à celui d’un pays de l’UE (par exemple, le droit suisse) pour les accords de vente en aval de GNL ouvrent la porte à un décalage dans l’allocation des risques et la capacité de la partie à gérer ses droits et obligations.

Le rythme accéléré des contrats comprime également les délais de négociation, réduit la possibilité d’une rédaction réfléchie et nuancée, et augmente la dépendance aux accords précédents, modèles de marché, contrats types ou clauses types qui ne conviennent pas à leur but ou ne reflètent pas pleinement l’allocation spécifique du risque prévue dans le nouvel environnement. Lorsque les accords en amont et en aval sont négociés sous contraintes de temps, l’alignement à travers la chaîne peut devenir secondaire par rapport à l’objectif immédiat de sécuriser l’approvisionnement. Dans ce contexte, même des asymétries relativement mineures en rédaction – par exemple, dans les mécanismes d’ajustement des prix, la flexibilité volumétrique, les droits de terminaison ou les définitions de force majeure – peuvent prendre une signification amplifiée.

C’est dans ce contexte opérationnel, caractérisé par des achats précipités et parallèles, des goulots d’étranglement d’infrastructures et des rédactions axées sur des modèles, que les principaux domaines de risque contractuel deviennent particulièrement aigus. C’est là que les choses peuvent vraiment mal tourner.

E. Où les choses tournent mal : risque contractuel dans les transactions pétrolières précipitées

Lorsque les chaînes d’approvisionnement sont créées sous la pression du temps et la complexité opérationnelle, le risque contractuel naît rarement d’un seul défaut ou d’une erreur. Le plus souvent, elle résulte de décalages incrémentaux entre accords qui n’ont jamais été entièrement conçus pour fonctionner comme un système intégré.

Un phénomène courant concerne les accords dits consécutifs – par exemple, lorsque le gaz de pipeline ou le GNL acheté dans le cadre d’un contrat est ensuite réexporté ou revendu en gros dans le cadre d’un ou plusieurs contrats intermédiaires ou aval. Les parties décrivent fréquemment les contrats en amont et en aval comme alignés, mais un véritable transfert de risque consécutif nécessite plus que la simple symétrie superficielle. Les clauses contractuelles clés n’ont pas seulement besoin de se ressembler ; Plus important encore, ils doivent fonctionner de manière cohérente sous pression. Même une légère divergence dans des clauses comme celles-ci peut entraîner une exposition imprévue :

• Les dispositions tarifaires sont particulièrement vulnérables. Les formules d’indexation qui semblent alignées au moment de la signature du contrat peuvent réagir différemment à la volatilité du marché, notamment lorsqu’un contrat intègre un mécanisme de révision de prix ou même des plafonds, planchers ou mécanismes de passage différé absents de l’autre. Sur les marchés en hausse, une telle asymétrie peut rapidement transformer l’intermédiation commerciale en perte structurelle.

• Les engagements en volume présentent des défis similaires. Un décalage entre les obligations de type « accepter ou payer » en amont et les dispositions de flexibilité en aval peut exposer les acheteurs à un risque de volume excessif lorsque les conditions du marché limitent leur capacité à rediriger ou recommercialiser le gaz. Les définitions des points de livraison, des spécifications de qualité du gaz et de la teneur en énergie peuvent également diverger, créant des différends qui n’émergent qu’après le début des livraisons.

• Les droits de résiliation et de suspension méritent un examen approfondi. Les déclencheurs de terminaison en amont qui ne sont pas reflétés en aval (ou inversement) peuvent perturber la chaîne de risque supposée. Ce risque peut être aggravé lorsque les fournisseurs privilégient les acheteurs d’ancrage ou à fort volume lors de périodes d’approvisionnement limité, laissant d’autres contreparties exposées à des restrictions sans droits de secours correspondants.

• Les régimes de force majeure nécessitent également une synchronisation délibérée. Les différences de portée, d’exigences de notification ou d’obligations d’atténuation entre les accords peuvent compromettre le flux de mesures prévu pour les recours. Dans les structures GNL, une attention particulière doit être portée à l’attribution des responsabilités pour les retards, la surestarie, les pertes d’évaporation et la confiscation de créneaux en cas de perturbation du transport maritime ou du regazéification.

• Les dispositions concernant les changements de lois et de règlements, y compris les sanctions, introduisent une complexité accrue et attirent donc également l’attention. Les clauses traitant du « changement de loi », de l’allocation des coûts de conformité et des seuils de résiliation doivent être rédigées avec précision et cohérence tout au long de la chaîne contractuelle. Un événement ou une circonstance qui constitue une modification de la loi donnant lieu à une réparation en vertu d’un contrat dans la chaîne doit être traité de la même manière tout au long de la chaîne contractuelle. En l’absence d’une telle coordination, les évolutions réglementaires peuvent laisser une partie (généralement l’acheteur en amont) avec une part bien plus importante du risque que ce que les parties concernées avaient prévu.

• Les arrangements financiers et de crédit sont une autre source récurrente d’exposition. Les mécanismes de soutien au crédit, y compris les garanties et les lettres de crédit, doivent être alignés en forme et en contenu à travers les accords concernés. De plus, lorsque des accords de rachat sont fournis en garantie aux prêteurs des fournisseurs, les acheteurs doivent comprendre comment les structures de financement peuvent affecter les droits d’exécution, la flexibilité des amendements ou les scénarios de résiliation.

Aucune de ces zones à risque n’est nouvelle isolément ; Ce qui est nouveau, c’est l’environnement dans lequel elles sont actuellement négociées. Et ce qui distingue l’environnement actuel du marché, c’est l’effet cumulatif des négociations compressées, des contraintes d’infrastructure et une volatilité accrue. Dans de telles conditions, de petites asymétries contractuelles peuvent être manquées plus facilement et peuvent rapidement dégénérer en litiges commerciaux importants. Il est donc primordial de veiller à ce que les transactions de gaz de remplacement soient soumises à un examen délibéré et structuré, tout contrat « consécutif » étant suffisamment vérifié pour assurer la cohérence, l’opérabilité et l’allocation appropriée des risques.

F. Gestion des risques contractuels, réglementaires et financiers à travers les chaînes d’approvisionnement en gaz de remplacement

Notre expérience tant en structuration transactionnelle que dans les litiges à enjeux élevés sur les marchés du gaz et du GNL confirme un schéma cohérent : les risques qui se matérialisent des années après le début de la durée d’un contrat sont souvent attribuables à la rédaction de décisions prises dès le départ sous pression temporelle, sans considération de l’alignement à travers la chaîne contractuelle. En période de changements structurels du marché, comme aujourd’hui, une analyse juridique précoce et disciplinée n’est pas une formalité. C’est un outil pratique de gestion des risques. Investir dans une identification, une allocation et une coordination minutieuses des risques lors de la négociation peut générer des économies significatives en temps, en coûts et en relations commerciales sur la durée d’un contrat complexe et à long terme.

La première couche de protection consiste à s’assurer que chaque contrat individuel est adapté à son objectif selon ses propres conditions. Les contrats à long terme sur le gaz naturel et le GNL – en particulier ceux structurés sur une base de prise ou de paiement – répartissent le prix du prix, le volume et le risque réglementaire sur des horizons temporels étendus (et parfois volatils). La logique commerciale de ces allocations doit être testée face à des scénarios de contrainte réalistes. Lorsque l’équilibre à long terme ne peut être supposé, des mécanismes d’ajustement calibrés appropriés doivent être utilisés pour préserver la capacité des parties à tirer profit de leur accord.

Une attention particulière est requise lorsque des formulaires standards ou des contrats types sont utilisés. Dans des environnements d’adjudication accélérée, les parties peuvent s’appuyer fortement sur des précédents ou des clauses de type de marché, parfois proposées sur la base du « à prendre ou à laisser ». Les formulaires standards ne posent pas de problème en soi, et dans de nombreux cas, ils fournissent une structure utile et éprouvée. Cependant, ils doivent être évalués par rapport à la transaction spécifique en question. Les dispositions qui peuvent fonctionner adéquatement dans un contexte commercial peuvent entraîner des conséquences imprévues dans un autre. Identifier des caractéristiques structurellement incompatibles avec le modèle opérationnel ou l’appétit pour le risque des parties – et les traiter rapidement – est généralement dans l’intérêt de toutes les parties concernées.

Le choix de la loi en règle est tout aussi important. Les dispositions fondamentales telles que les clauses de révision des prix, les mécanismes de difficulté, la force majeure, les droits de résiliation et les régimes de modification de la loi ne fonctionneront que si le cadre juridique applicable le permet de fonctionner de cette manière. Par exemple, si les parties ont l’intention de faire défaut de toute possibilité d’ajustement des termes du contrat autre que par un amendement convenu, elles peuvent préférer éviter certaines juridictions de droit civil (par exemple, France, Allemagne, Espagne) qui reconnaissent une forme de doctrine judiciaire ou légale de la difficulté permettant l’ajustement des contrats lorsque l’exécution devient excessivement contraignante en raison d’événements imprévisibles.

En ce qui concerne le droit applicable, la prévisibilité des résultats peut également être un facteur important pour les parties contractantes. Ces dernières années, on observe une augmentation notable des contrats de gaz et de GNL régis par des systèmes de common law, en particulier le droit new-yorkais et le droit anglais. Cette tendance pourrait refléter (au moins en partie) la croissance du GNL d’origine américaine dans le commerce mondial. Cependant, cela peut aussi refléter une préférence pour des systèmes juridiques fondés sur la jurisprudence. La disponibilité d’un corpus de jurisprudence développé offre aux parties une plus grande visibilité sur la manière dont les principes et concepts clés sont susceptibles d’être interprétés par les tribunaux et les tribunaux arbitraux, renforçant ainsi la prévisibilité sur la durée de la relation contractuelle.

Lorsque les contrats font partie d’une chaîne d’approvisionnement plus large, l’alignement structuré entre les accords devient essentiel. Un examen délibéré consécutif – cartographie des mécanismes tarifaires, des engagements volumétriques, des déclencheurs de résiliation, des régimes de force majeure et des dispositions de soulagement réglementaire à travers la chaîne – peut identifier les incohérences avant qu’elles ne se cristallisent en litiges. L’objectif n’est pas la symétrie mécanique mais plutôt la coordination cohérente : chaque accord doit répondre de manière compatible à un stress prévisible du marché ou à une intervention réglementaire, en gardant toujours à l’esprit l’allocation du risque prévue au moment du contrat.

L’architecture de résolution des litiges mérite une attention similaire. Les clauses de compétence, les accords d’arbitrage et les mécanismes d’escalade doivent être conçus pour faciliter une résolution efficace et commercialement viable des désaccords sur toute la durée d’un contrat. En même temps, le cadre contractuel plus large devrait encourager la coopération plutôt qu’une escalade immédiate et conflictuelle. Des dispositions de notification soigneusement structurées, des délais de réparation et des clauses de consultation de bonne foi peuvent offrir aux parties un espace pour résoudre les difficultés opérationnelles de manière collaborative avant qu’elles ne se transforment en différends formels. Dans les relations d’approvisionnement à long terme, préserver les relations de travail est souvent aussi important que d’obtenir des recours juridiques formels.

Bien sûr, aucune de ces mesures n’élimine la possibilité de désaccord sur un marché aussi exposé politiquement et économiquement que le sont aujourd’hui les marchés du gaz naturel. Ce qu’ils peuvent faire, cependant, c’est réduire la probabilité que des frictions commerciales gérables dégénèrent en conflits destructeurs de valeur. Notre expérience démontre constamment que l’ingénierie juridique réfléchie dès le départ – en particulier lors des périodes d’accélération des contrats – réduit de manière significative les coûts en aval, les perturbations et la tension de réputation.

Dans un marché remodelé par des changements réglementaires drastiques et un réalignement structurel, une structuration juridique soignée n’est pas une dépense accessoire. C’est un investissement dans la stabilité.

1. https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2026/01/26/russian-gas-imports-council-gives-final-greenlight-to-a-stepwise-ban/.

2. Règlement (UE) 2026/261 du Parlement européen et du Conseil du 26 janvier 2026 concernant la suppression progressive des importations de gaz naturel russes et la préparation de la suppression progressive des importations de pétrole russe, l’amélioration du suivi des dépendances potentielles à l’énergie et la modification du Règlement (UE) 2017/1938 (Règlement), article 4.

3. Règlement, Article 4.

4. Règlement, Article 5.

5. Règlement, Article 8.

6. Règlement, article 8.

7. Règlement, Préambule (37).

8. Règlement, Article 9.

9. Règlement, article 11.

10. https://policy.trade.ec.europa.eu/news/joint-statement-united-states-european-union-framework-agreement-reciprocal-fair-and-balanced-trade-2025-08-21_en.

11. https://totalenergies.com/news/press-releases/united-states-totalenergies-reaches-final-investment-decision-its-partners-rio.

12. https://ventureglobal.com/2025/11/07/venture-global-announces-new-long-term-lng-sales-and-purchase-agreement-with-greece/ « Venture Global, Inc. (NYSE : VG) et ATLANTIC – VOIR LNG TRADE S.A. de Grèce ont annoncé l’adoption d’un nouvel accord de vente et d’achat (SPA) pour l’achat d’un minimum de 0,5 million de tonnes par an (MTPA) de gaz naturel liquéfié (GNL) américain auprès de Venture Global pour vingt ans à partir de 2030. Dans le cadre de la SPA, Atlantic-See a le potentiel d’élargir son engagement d’achat. »  https://ventureglobal.com/2025/11/10/venture-global-announces-long-term-sales-and-purchase-agreement-with-naturgy-of-spai/ « Venture Global, Inc. (NYSE :VG) et Naturgy ont annoncé la signature d’un nouvel accord de vente et d’achat à long terme (SPA) pour l’achat de 1 million de tonnes par an (MTPA) de gaz naturel liquéfié (GNL) auprès de Venture Global pour vingt ans à partir de 2030. Cet accord représente le premier contrat à long terme de l’Espagne pour le GNL américain depuis le premier contrat de Venture Global en 2018. À ce jour, Venture Global a fourni à l’Espagne 35 cargaisons depuis ses installations de Calcasieu Pass et Plaquemines. »

13. https://mercuria.com/commonwealth-lng-announces-20-year-lng-sale-and-gas-supply-agreements-with-mercuria/.