Le Trans Adriatic Pipeline (TAP, pour Trans Adriatic Pipeline) a relevé ses nominations de flux sur ses points d’interconnexion européens, avec des volumes publiés quotidiennement sur la base des confirmations d’expéditeurs pour la journée gazière. À Komotini, les nominations sortantes récurrentes atteignent 28 670 675 kWh par jour sur plusieurs jalons récents, tandis que Melendugno a enregistré 302 924 315 kWh en sortie lors d’un pic observé en octobre. À Nea Mesimvria, des valeurs de sortie sont régulièrement annoncées en parallèle des réglages à Komotini, reflétant la coordination amont-aval sur le réseau grec. Ces ordres de grandeur se comparent à une capacité initiale du TAP d’environ 289 GWh/jour pour 10 milliards de mètres cubes par an (bcm/an), extensible à 20 bcm/an, soit près de 578 GWh/jour.
Interconnexions, responsabilités et données de capacité
Le TAP raccorde la Grèce, l’Albanie et l’Italie, avec des points d’interconnexion (IP, pour Interconnection Point) à Nea Mesimvria et Komotini côté grec et à Melendugno côté italien. Les opérateurs de transport (TSO, pour Transmission System Operator) impliqués sont Hellenic Gas Transmission System Operator S.A. (DESFA) en Grèce et Snam Rete Gas (SRG) en Italie. L’Interconnector Greece–Bulgaria (IGB) prolonge les sorties grecques vers l’Europe du Sud-Est, permettant le report de volumes quand la demande régionale s’intensifie. Sur l’axe italien, un lot de capacité ferme de 32 829 131 kWh/jour a été alloué à Melendugno pour la période 2026-2028, avec option contractuelle d’extension sous conditions déjà cadrées par les autorités compétentes.
La gouvernance industrielle du TAP est répartie à parts égales entre bp p.l.c., State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR), Snam S.p.A., Fluxys S.A. et Enagás S.A., à hauteur de 20 % chacun. Ce schéma actionnarial stabilise le financement des extensions de capacité et aligne la publication de données commerciales avec les obligations européennes. Le cadre « Incremental Capacity » défini par le Network Code de l’Union européenne (NC CAM, pour Capacity Allocation Mechanisms) structure les tests de marché non engageants puis engageants pour dimensionner des hausses de capacité aux IP de Nea Mesimvria et Melendugno. Les résultats conditionnent la mise en chantier d’investissements additionnels lorsque la demande ferme est suffisante.
Lecture marché : spreads, arbitrages et flexibilité contractuelle
Du point de vue des prix, l’accroissement des nominations pipeline élargit l’offre sur les zones PSV (Punto di Scambio Virtuale) et balkaniques, avec un effet mécanique sur les différentiels de base vis-à-vis du Title Transfer Facility (TTF). Lorsque des sorties comme les 302,9 GWh/jour observées à Melendugno se matérialisent, le besoin marginal de cargaisons spot de gaz naturel liquéfié (LNG, pour Liquefied Natural Gas) s’atténue, réduisant l’exposition aux coûts d’affrètement et de regazéification. Les expéditeurs exploitent la granularité des produits « within-day » pour ajuster leurs nominations au profil intra-journalier de la demande, limitant le recours à des flexibilités aval plus onéreuses. La transparence des nominations, allocations et volumes mesurés soutient la synchronisation entre trading, logistique et contrainte réseau.
Sur le plan contractuel, la montée d’utilisation des capacités fermes et interruptibles du TAP stabilise les flux physiques et la visibilité des recettes régulées. La trajectoire d’extension jusqu’à 20 bcm/an reste conditionnée par la viabilité économique issue des market tests et par les autorisations des régulateurs nationaux. Les points de sortie grecs, à 28,67 GWh/jour récurrents pour Komotini, servent d’indicateur avancé de la desserte de l’Europe du Sud-Est via l’IGB, notamment lors des périodes de demande accrue. La combinaison d’entrées TANAP (Trans Anatolian Natural Gas Pipeline) et de sorties TAP traduit concrètement le rôle du Southern Gas Corridor (SGC, pour Southern Gas Corridor) dans l’équilibre méditerranéen.
Géopolitique d’approvisionnement et risques opérationnels
Le SGC offre une diversification d’origine vers l’Union européenne et réduit la sensibilité aux contraintes ponctuelles des terminaux LNG méditerranéens. Les nominations publiées par point d’interconnexion fournissent une lecture quasi temps réel de la robustesse de l’axe Caspienne-Adriatique. Les principaux risques identifiés sont la variabilité amont de production, les fenêtres de maintenance sur les compresseurs et la gestion des pressions, ainsi que les limitations de capacité pendant les périodes de pointe. La coordination DESFA-SRG et les publications normalisées facilitent l’anticipation de ces contraintes par les acteurs aval.
Les paramètres réglementaires incluent l’application continue des codes d’interopérabilité, la traçabilité d’origine et les procédures de congestion management. Les données de capacité technique et disponible, associées aux produits intra-journaliers, encadrent la gestion d’équilibre portefeuille des shippeurs. Les valeurs de nominations récurrentes à Komotini et les pics italiens à Melendugno constituent des balises quantifiées pour l’arbitrage entre pipeline et LNG. L’évolution des réservations fermes sur 2026-2028 à Melendugno orientera la planification d’éventuelles étapes d’extension.
Effets attendus : marché, entreprises, géopolitique énergétique
Marché : une offre pipeline plus abondante et prévisible tend à comprimer les spreads régionaux et à réduire la prime de volatilité sur les hubs desservis, en particulier lors de signaux de demande hivernale. Entreprises : pour l’opérateur d’infrastructure, l’utilisation élevée améliore la visibilité des flux et du backlog, tandis que pour les expéditeurs la flexibilité « within-day » optimise le coût marginal de fourniture. Géopolitique énergétique : la consolidation du corridor sud renforce la résilience de l’approvisionnement en Europe du Sud et en Europe du Sud-Est, avec un rôle accru des IP de Nea Mesimvria, Komotini et Melendugno dans l’orientation des flux physiques. Ces éléments déterminent la compétitivité relative des molécules acheminées par gazoduc face aux cargaisons spot.
