Le marché italien du gaz : une dépendance structurelle
Avec une consommation annuelle oscillant autour de 70 milliards de mètres cubes (bcm), l'Italie figure parmi les plus grands importateurs européens. Sans ressources domestiques significatives – la production locale ne dépasse pas 4 bcm par an –, le pays s'appuie sur un réseau de pipelines gaziers et de terminaux de regazéification. Snam, opérateur du réseau national de 50 000 km, gère ces flux critiques.
Historiquement, cette vulnérabilité remonte aux années 1960 avec le premier contrat algéro-italien. Aujourd'hui, les prix spot sur le PSV (Point of Virtual Trading) fluctuent entre 25 et 40 €/MWh, impactés par la géopolitique. Les autorités visent 5 % de production renouvelable dans le gazéification d'ici 2030, mais le gaz naturel importé reste pilier.
Les enjeux sécuritaires dictent tout : blackouts potentiels en hiver si les contrats ne sont pas sécurisés.
Les principaux fournisseurs de gaz pour l'Italie en 2023
En 2023, l'Algérie fournit 29 bcm via le pipeline Transmed, soit 41 % du total importé, selon Snam Rete Gas. Suivent l'Azerbaïdjan avec 9,6 bcm par le TAP (13,6 %), et le GNL à 20 bcm (28 %). La Russie n'alimente plus que 4,8 bcm (6,8 %), via le TurkStream depuis la Turquie.
Cette répartition marque un tournant post-2022 : les importations russes ont plongé de 40 bcm en 2021 à ce résidu. Eni et Edison négocient directement ces volumes, avec des contrats à long terme indexés sur le pétrole ou hybrides. Le GNL provient des États-Unis (9 bcm), du Qatar et d'Angola.
Les volumes exacts varient : Transmed peut transporter jusqu'à 33 bcm/an, TAP vise 20 bcm d'ici 2026 après extension.
Une telle concentration sur trois axes expose à des risques : une panne sur Transmed couperait 40 % instantanément.
Pourquoi l'Algérie domine les livraisons de gaz italien
Sonnetgas, filiale de Sonatrach, livre via Transmed, un pipeline sous-marin de 2 500 km reliant Hassi R'Mel à Mazara del Vallo depuis 1981. Capacité maximale : 33,5 bcm/an, avec un débit actuel à 85 % grâce à des compresseurs modernisés en 2022. Les contrats, renouvelés en 2023 pour 9 bcm/an supplémentaires, intègrent des clauses take-or-pay à 80 %.
Avantages clairs : proximité (500 km en mer), coûts logistiques bas (environ 2 €/MWh de transport), et stabilité politique relative malgré les tensions internes. En comparaison, le prix FOB algérien tourne autour de 8-10 $/MMBtu, compétitif face au GNL spot à 12-15 $.
Eni détient 49,9 % de Transmed, sécurisant l'accès. Mais les fluctuations sahariennes – sécheresses impactant la production – posent question : output algérien à 98 bcm en 2023, en hausse de 9 %.
Cette domination n'est pas éternelle ; l'Algérie capte 50 % du marché africain, mais concurrence égyptienne en vue.
Le rôle décisif du pipeline TAP et de l'Azerbaïdjan
Mis en service en 2020, le Trans Adriatic Pipeline (TAP) relie la Grèce à l'Italie sur 878 km terrestres et sous-marins, avec un diamètre de 48 pouces pour 10 bcm/an initiaux. En 2023, il a transporté 9,6 bcm de gaz azerbaïdjanais de Shah Deniz, phase 2 produisant 16 bcm/an.
Bp et SOCAR dominent les parts (20 % chacun), avec Eni à 20 %. Extension prévue : +4,5 bcm d'ici 2027, potentiellement alimenté par Israël via EastMed. Coût transport : 0,3 €/MWh/km, rendant le gaz à 25 €/MWh à la livraison.
Cet axe casse la dépendance russo-algérienne : volumes en hausse de 50 % en un an. Géopolitiquement, Bakou joue la carte européenne, évitant les pressions russes.
Pourtant, le TAP ne suffit pas seul – sa capacité reste modeste face aux 70 bcm italiens. Une micro-digression : imaginez ce tuyau comme une veine caspienne injectant vitalité au sud de l'Europe.
Les experts s'accordent : TAP symbolise la diversification gazière italienne, avec un ROI projeté à 15 ans.
Le GNL : la clé de la diversification gazière en Italie
L'Italie dispose de 18 bcm de capacité de regazéification, répartie sur six terminaux : Piombino (5 bcm), Rovigo (5 bcm), et le nouveau Pi greco a Ostro (2,5 bcm) en construction. En 2023, 20 bcm ont été regazéifiés, dont 45 % US (Cheniere), 20 % Qatar, 15 % Angola/Nigeria.
Avantages : flexibilité – navires méthaniers quotidiens – et sourcing mondial. Mais coûts : fret à 1,5 $/MMBtu transatlantique, spot JKM à 12 $/MMBtu fin 2023. Edison et Snam signent des charters long-terme, comme 3,75 bcm/an US jusqu'en 2026.
Le GNL compense 30 % des pertes russes, mais émet 20 % de méthane en plus en chaîne logistique. La transition vers bio-GNL reste marginale (moins de 1 %).
Position claire : le GNL italien est indispensable à court terme, mais sa volatilité prix – pics à 70 €/MWh en 2022 – freine l'enthousiasme.
Environ 25 % des contrats sont indexés TTF, le reste oil-linked.
La Russie : un fournisseur gazier italien en déclin rapide
Autrefois 40 % via Ukraine et Blue Stream, la Russie ne livre plus que 4,8 bcm par TurkStream depuis mai 2022. Gazprom, partenaire d'Eni depuis 1965, a vu ses contrats résiliés partiellement. Raison : sanctions UE et explosion Nord Stream.
Coûts historiques bas (6-8 €/MWh transport inclus) expliquaient l'attrait, mais fiabilité zéro post-guerre. Volumes 2023 : en baisse de 90 % vs 2021. Alternatives russes via Turquie plafonnent à 6 bcm.
Les stocks italiens à 75 % en novembre 2023 masquent la vulnérabilité hivernale.
Le mythe du gaz russe bon marché persiste, pourtant remplacé avantageusement : Azeri à -15 % prix équivalent.
Comparaison des coûts et risques des fournisseurs de gaz en Italie
Algérie : 22-28 €/MWh TTC, risque politique moyen (score 45/100 Heritage). Azerbaïdjan : 24-30 €/MWh, risque sismique élevé sur TAP (mais assuré). GNL US : 30-45 €/MWh, volatil (écart 50 % vs pipeline). Russie : 20-25 €/MWh résiduel, mais embargo potentiel.
Fiabilité : Transmed 99,5 % uptime, TAP 98 %, GNL 95 % (météo). Diversification réduit variance prix de 40 % depuis 2022.
Tableau chiffré : Algérie gagne en coût-volume (+20 bcm stable), GNL en flexibilité (+10 bcm peak).
Le GNL coûte 30 % plus cher annuellement, mais sauve en urgence.
Erreurs courantes à éviter sur les flux gaziers italiens
Sous-estimer la saisonnalité : pics hiver à +25 % demande, forçant spot cher. Ignorer Snam's balancing : pénalités à 100 €/MWh pour déséquilibres.
Confondre production vs import : locaux 4 bcm, négligeables. Oublier régulation ARERA : plafonds prix résidentiel à 0,5 €/Smc.
Une erreur hilarante : croire que le gaz vert supplantera l'import d'ici 2030 – les hydrogèneurs rient jaune à 5 €/kg cible irréaliste.
Conseil : monitorer SNAM's daily bulletin pour flux réels.
FAQ : questions clés sur qui fournit l'Italie en gaz
Quel est le pourcentage de gaz russe importé en Italie en 2024 ?
Prévisions à 5-7 %, via TurkStream uniquement. Sanctions UE interdisent nouveaux contrats.
Combien coûte le gaz algérien par rapport au GNL pour l'Italie ?
15-20 % moins cher en moyenne : 25 €/MWh vs 32 €. Mais GNL flexible en volume.
Quelle sera la part du TAP dans les importations gazières italiennes d'ici 2030 ?
Objectif 20 bcm/an, soit 25-30 % du total, si extensions réalisées.
Autres interrogations : la Norvège ? Marginal via GNL (2 bcm). Égypte ? Potentiel EastMed 10 bcm post-2025.
Conclusion : vers une résilience gazière accrue
L'Italie a pivoté avec succès : de 40 % russe à 80 % diversifié (Algérie 41 %, Azeri 14 %, GNL 29 %). Snam investit 10 milliards € d'ici 2026 en interconnexions et stockage (20 bcm capacité). Risques persistent – géopolitique nord-africaine, TTF volatil – mais la trajectoire est solide. Priorité : contrats long-terme et hydrogène blending à 2 % d'ici 2027. Une dépendance maîtrisée, enfin.