Onze opérateurs élargissent un corridor gazier inachevé

Onze gestionnaires de réseaux gaziers de neuf pays ont signé le 4 septembre à Thessalonique un accord pour étendre le Corridor gazier vertical vers les Balkans occidentaux. L’infrastructure sert la sortie du gaz russe d’ici 2027, mais plusieurs maillons restent à construire.

Le Corridor gazier vertical gagne en portée politique plus vite qu’en capacité physique. L’accord signé à Thessalonique ajoute une branche vers les Balkans occidentaux à un ensemble déjà complexe : réseaux nationaux, interconnexions transfrontalières et terminaux de gaz naturel liquéfié, assemblés par une série d’accords bilatéraux (Novini.bg, Powergame). Pour les pays enclavés du sud-est européen, l’enjeu est simple : disposer d’une route non russe avant l’entrée en vigueur des échéances européennes de 2027. Mais une carte n’est pas encore un système gazier. Plusieurs conduites sur lesquelles repose cette extension n’existent pas.

Les maillons du Sud fonctionnent

À l’entrée du corridor, l’infrastructure est réelle et déjà utilisée. Le terminal grec d’Alexandroupolis, une unité flottante qui regazéifie du gaz naturel liquéfié arrivé par bateau pour l’injecter dans les gazoducs, fonctionne depuis la fin de 2024 avec une capacité de 5,5 milliards de m³ par an (Adevarul). Le terminal plus ancien de Revithoussa, près d’Athènes, a réservé presque tous ses créneaux de déchargement jusqu’en 2040 (OT, Serbia Energy). Les négociants ne testent donc pas seulement une option de crise : ils se positionnent sur une route appelée à durer.

Plus au nord, en Bulgarie, l’interconnexion IGB a transporté plus de 39 millions de MWh depuis sa mise en service (ICGB). Comme nous l’écrivions en juillet, les négociants ont réservé 46 % des capacités disponibles à la frontière gréco-bulgare pour plusieurs années, signe que le corridor commence à trouver sa logique commerciale (To Brief).

Le goulet d’étranglement immédiat se situe en Bulgarie. Bulgartransgaz a achevé le 1er septembre la pose d’une conduite parallèle sur une section contrainte entre Kulata et Kresna, afin d’augmenter les flux vers le nord. Mais l’amélioration décisive, qui doit presque doubler la capacité à la frontière roumaine pour atteindre 9,4 milliards de m³ par an, dépend encore de travaux prévus jusqu’en 2027-2028 (Economic.bg, Jurnalul).

Au-delà de la Bulgarie, la Moldavie a commencé à vendre des droits temporaires permettant aux négociants de faire transiter du gaz vers les stockages ukrainiens. Une réservation record, en mars 2026, a porté sur 25 500 MWh par jour sur l’une des routes (Moldpres). Les volumes restent modestes, mais ils prouvent que le gaz peut déjà circuler sur toute la chaîne.

La branche des Balkans occidentaux reste surtout sur le papier

La signature de Thessalonique a intégré au groupe le macédonien NOMAGAS et le serbe Transportgas Srbija. Lors d’une réunion organisée en juillet à Athènes, les opérateurs avaient déjà examiné les capacités disponibles, les règles tarifaires et les calendriers à chaque point de passage frontalier, avant de créer un groupe de travail commun (Gastrade).

La Grèce et la Macédoine du Nord construisent une interconnexion de 123 km entre Nea Mesimvria et Negotino, financée par la BEI et la BERD (NOMAGAS). Plus au nord, NOMAGAS a attribué un contrat de 29,4 millions d’euros pour sa section de 22,4 km d’une liaison avec la Serbie, avec une mise en service visée au quatrième trimestre 2028 (Balkan Green Energy News). Côté serbe, la section d’environ 144 km ne dispose pas du même niveau de détail public sur les contrats.

La Serbie résume la tension centrale du projet. Srbijagas a réservé 300 millions de m³ par an à Alexandroupolis pour dix ans (Vreme). La réservation est réelle, mais elle couvre environ un dixième de la consommation annuelle serbe. Dans le même temps, Belgrade continue de prolonger des contrats d’approvisionnement de court terme avec Gazprom (Enerdata). Le corridor donne donc à la Serbie un levier de négociation, pas encore une solution de remplacement.

Qui gagne, qui paie

Le règlement européen de sortie du gaz russe, adopté en janvier 2026, interdit les contrats de long terme de GNL russe à partir de janvier 2027 et prévoit l’arrêt progressif du gaz russe par gazoduc d’ici la fin 2027 (European Commission, European Parliament). C’est ce calendrier juridique, plus que les communiqués, qui donne son urgence au corridor.

La Grèce et la Bulgarie gagnent des revenus de hub et de transit. La Roumanie gagne deux fois : comme pays de transit aujourd’hui, puis comme producteur lorsque son champ offshore Neptun Deep entrera en production, objectif fixé à 2027 (OMV). La Macédoine du Nord passerait d’un marché en cul-de-sac à un pays de transit potentiel. La Hongrie et la Slovaquie restent sur la ligne de fracture politique : toutes deux dépendent encore du gaz russe via TurkStream, le gazoduc qui relie la Russie au sud-est européen par la Turquie, tandis que le principal opérateur slovaque n’a transporté qu’environ 5,4 milliards de m³ en 2025, contre 17,8 milliards de m³ après l’arrêt du transit ukrainien (Pravda.sk). Le terminal croate de GNL de Krk offre, lui, une route non russe concurrente, avec un doublement de capacité prévu fin 2026 (HRT).

Les données contiennent toutefois leur propre avertissement. Lorsque l’Ukraine a mis aux enchères deux routes de transit en décembre 2025, aucune entreprise n’a réservé le moindre mètre cube (LIGA.net). Les accords de coopération et les rabais tarifaires ne suffisent pas si les prix, le calendrier et la demande ne s’alignent pas. Thessalonique a élargi le corridor sur le plan politique. Elle ne l’a pas encore rendu complet physiquement, ni garanti commercialement.