Le gaz grec pousse vers les Balkans

Les exportations grecques de gaz vers l’Europe du Sud-Est ont triplé au premier semestre 2026, à 8,72 TWh. Athènes prouve que ses routes énergétiques fonctionnent. Reste à savoir si les acheteurs accepteront d’en payer le coût sur la durée.

La Grèce s’impose peu à peu comme point d’entrée énergétique pour ses voisins du nord, mais le statut de hub ne se décrète pas : il se vérifie dans les contrats. Selon DESFA, l’opérateur grec de transport gazier, les exportations de gaz vers l’Europe du Sud-Est ont atteint 8,72 TWh au premier semestre 2026, contre 2,86 TWh un an plus tôt (Reporter/DESFA). En mai, la Grèce a aussi exporté 874,2 GWh nets d’électricité vers les réseaux voisins, dont les deux tiers vers la Bulgarie (Serbia Energy). Les volumes existent. Le vrai test porte désormais sur la volonté des entreprises de réserver, et donc de financer, un accès de long terme à ces routes.

Comment circule le gaz

Deux terminaux permettent à la Grèce d’importer du GNL, c’est-à-dire du gaz naturel liquéfié, refroidi pour être transporté par méthanier avant d’être regazéifié. Revithoussa, près d’Athènes, reste l’infrastructure centrale : le terminal a traité 18,61 TWh au premier semestre 2026, soit 43 % des importations grecques de gaz. Alexandroupolis, unité flottante plus récente dans le nord-est du pays, part d’un niveau plus bas mais progresse vite, avec 3,46 TWh traités, plus du triple du volume enregistré un an plus tôt (Reporter/DESFA).

Une fois regazéifié, le gaz entre dans le réseau de DESFA et peut franchir la frontière bulgare à Sidirokastro, principal point de comptage entre les deux pays. De là, les opérateurs peuvent le faire remonter vers la Roumanie, puis vers la Moldavie et l’Ukraine, par ce que le secteur appelle le corridor vertical. Le mécanisme est simple : utiliser les terminaux grecs comme porte d’entrée méridionale pour réduire la dépendance des Balkans et de l’Europe orientale aux routes traditionnelles.

L’électricité raconte une histoire plus fragile. En mai, la Grèce a exporté à bas prix parce que les renouvelables, avec 57 % de la production, et l’hydroélectricité, avec 8 %, ont fait passer le prix day-ahead, le prix de gros fixé pour livraison le lendemain, sous celui de ses voisins (Serbia Energy). Mais une vague de chaleur augmente vite la demande de climatisation, les centrales à gaz fixent alors le prix marginal, et le flux peut s’inverser en quelques semaines. Les contrats de capacité gazière, eux, engagent davantage. C’est là que se joue le test structurel.

Qui réserve la capacité, et qui reste à l’écart

Le signal commercial le plus net vient de Sidirokastro. Lors des enchères de long terme, 46 % de la capacité d’export disponible a été réservée pour les années gazières 2026-2027 à 2029-2030. Metlen a réservé 20 GWh par jour et Atlantic SEE LNG Trade 13 GWh par jour (News247). Une réservation coûte de l’argent ; elle pèse donc plus lourd qu’un communiqué politique sur la diversification énergétique.

L’engagement reste toutefois inégal. Aucun soumissionnaire ne s’est manifesté, lors des mêmes enchères, pour la route 3 passant par Nea Mesimvria, un point d’entrée lié au gazoduc transadriatique TAP (Protothema English). Toutes les lignes tracées sur une carte ne deviennent pas des corridors commerciaux.

Plus au nord, l’opérateur public moldave Energocom a réservé de la capacité pour l’hiver 2026-2027 au point frontalier d’Ungheni, avec environ 41 % de la capacité de sortie roumaine et 39 % de la capacité d’entrée moldave déjà prises (Moldova1). Les opérateurs roumains discutent parallèlement avec Bruxelles d’ajustements tarifaires pour le corridor (Știripesurse). Le prix du transit devient donc déjà un enjeu politique européen, pas seulement une ligne technique dans les contrats.

La Hongrie demeure le maillon manquant. Les sources publiques hongroises présentent la route grecque comme une option technique, non comme un canal d’approvisionnement opérationnel. Le débat national reste centré sur les importations de pétrole russe de MOL via l’oléoduc Droujba et sur l’alternative adriatique (Telex/G7, HVG).

Qui gagne, qui paie

Les premiers gagnants sont grecs : opérateurs de terminaux, négociants et producteurs d’électricité profitent de volumes plus élevés et de recettes d’exportation. DESFA encaisse des tarifs de transport sur chaque mètre cube qui traverse son réseau. Les gouvernements voisins gagnent, eux, un levier de négociation face à leurs fournisseurs existants. La Croatie, qui porte la capacité de son terminal GNL de Krk à 6,1 milliards de mètres cubes par an, accompagne la même tendance à la diversification plutôt qu’elle ne la subit (Poslovni).

L’incertitude repose sur les acheteurs. Multiplier les routes améliore la sécurité d’approvisionnement, mais un gaz qui remonte du sud vers le nord accumule les coûts à chaque frontière : frais de regazéification, tarifs de transport, droits de transit, coûts d’équilibrage des réseaux. Si la route grecque est plus sûre mais plus chère une fois ces frais ajoutés, les ménages et les industriels bulgares, roumains ou moldaves paient une prime pour la diversification.

Cette prime ne se justifie que si les alternatives deviennent moins attractives. Or le gaz russe ne disparaît pas du paysage européen. Selon les données de l’ACER, les importations européennes de gaz russe par gazoduc ont augmenté de 7 % sur un an et celles de GNL russe de 11 % au cours des cinq premiers mois de 2026 (Euro2day, ACER). La Grèce a démontré l’utilité de ses routes. Elle n’a pas encore démontré un pouvoir de fournisseur. La différence se mesurera dans des flux durables, à des prix capables de battre les options concurrentes une fois chaque péage frontalier compté. Ce test commence seulement.