Infrastructures et logistique gazières

Le Vendredi 2 décembre 2016
Depuis la fin de l’exploitation commerciale du gisement de Lacq survenue à l’automne 2013, la quasi-totalité du gaz naturel consommé en France est importée.

L’approvisionnement en gaz naturel

Fin 2015, les capacités journalières d’importation sur le territoire français s’élevaient à 3095 GWh/j (~ 292 Mm3/j), dont 72 % pour les gazoducs et 28 % pour les terminaux méthaniers.

Les interconnexions gazières

La France possède sept points d’interconnexion principaux avec des réseaux gaziers européens :

  • à Dunkerque, point d’atterrage du gazoduc sous-marin Franpipe en provenance des champs de production situés au large de la Norvège,
  • à Taisnières, deux interconnexions avec le réseau belge,
  • à Obergailbach, avec le réseau allemand,
  • à Oltingue, avec le réseau suisse,
  • à Larrau et Biriatou, avec le réseau espagnol.

Au cours de la dernière décennie, les capacités d’échange de gaz via des interconnexions gazières entre la France et les pays voisins ont augmenté de 27%. Ces capacités qui atteignent 2285 GWh/j permettent d’assurer 110% de la demande française lors d’une journée moyenne et 45% lors d’une pointe de froid telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les 50 ans.

Les décisions de réalisation des nouvelles capacités d'interconnexion peuvent être validées lors des « Open Seasons » (procédures d'appel au marché permettant de tester l'intérêt des expéditeurs de gaz naturel pour la construction d'une nouvelle infrastructure).

Un appel au marché a conduit à développer les liaisons avec le marché espagnol, d’abord en rendant totalement bidirectionnelle la liaison historique de Larrau, puis en mettant en service en 2015 l’Artère de l’Adour reliant Lussagnet au point frontière Irun/Biriatou. Les capacités d’interconnexion entre la France et l’Espagne portées à 225 GWh/j dans les deux sens permettent d’échanger l’équivalent de 20% de la consommation française et 27% de la consommation espagnole.

En lien avec l'installation du terminal de Dunkerque et à la suite d’une « open season » conjointe avec Fluxys (gestionnaire du réseau de transport belge), une nouvelle canalisation de transport de gaz (DN 900, 23 km) dite « Artère de Flandres » autorisée en décembre 2014 a été mise en service en novembre 2015 entre Pitgam et Hondschoote (Nord). En transportant du gaz non odorisé depuis Dunkerque, elle permet de développer 270 GWh/j de capacités de sortie du réseau français vers la Belgique et les marchés du nord de l’Europe.

Le Président de la République française, François Hollande, le Président du gouvernement espagnol, Mariano Rajoy, le Premier ministre du Portugal, Pedro Passos Coelho, et le Président de la Commission européenne, Jean-Claude Juncker, se sont entretenus à Madrid, le 4 mars 2015, sur la question des interconnexions énergétiques entre la péninsule ibérique et la France. La déclaration publiée à la suite de cette rencontre prévoit notamment l’analyse par un Groupe régional de haut niveau de la compatibilité entre le projet de gazoduc Midcat visant à créer un troisième point d’interconnexion entre la France et l’Espagne à l’est des Pyrénées, les plans nationaux et la nécessité de garantir la fourniture au sein de l'UE, et que tout cela garantit l'échange bidirectionnel de flux de gaz entre les réseaux de la péninsule ibérique et de la France à travers l'axe oriental. Les travaux de ce groupe ont été initiés en 2015.

 

Les terminaux méthaniers

Trois terminaux méthaniers sont actuellement en service en France :

  • Fos Tonkin (5,5 Gm3/an) et Montoir-de-Bretagne (10 Gm3/an), propriétés d’Elengy, filiale à 100 % de ENGIE ;

  • Fos Cavaou (8,25 Gm3/an), détenu par Fosmax LNG, filiale d’Elengy à plus de 70% et de Total, et exploité par la société Elengy.

De plus, EDF a annoncé en 2011 la décision finale d'investissement de son projet de terminal méthanier à Dunkerque (13 Gm3/an), porté conjointement avec Fluxys, gestionnaire du réseau de transport belge (25%), et Total (10%). Sa mise en service est prévue en 2016.

Les terminaux méthaniers exploités par Elengy sont régulés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Un tarif individualisé pour chaque terminal régulé est entré en vigueur au 1er avril 2013 pour une durée d’environ 4 ans.

Par ailleurs, plusieurs projets visant à développer des capacités de regazéification additionnelles sont à l’étude. Il s’agit notamment des développements de capacités sur les sites existants et une procédure d’appel au marché pourrait être lancée ultérieurement en vue d’une éventuelle extension des capacités du terminal Fos Cavaou (+8,25 Gm3/an à l’horizon 2020) et du terminal de Montoir (+ 2,5 à + 6,5 Gm3/an).

Depuis 2011, le taux d’utilisation des terminaux méthaniers français et européens avait fortement baissé en raison des prix du gaz naturel significativement plus élevés sur les marchés asiatiques que sur les marchés européens, conduisant ainsi à une augmentation des livraisons de GNL en Asie au détriment de l’Europe.

En 2015, la réduction de l'écart des prix entre le marché asiatique et le marché européen a favorisé une augmentation de 10% des injections sur les réseaux de gaz depuis les terminaux méthaniers en Europe. Ces injections restent néanmoins inférieures de plus de 40% aux niveaux observés en 2010 et 2011. Cette hausse de l'utilisation des terminaux méthaniers en Europe n'a toutefois pas été observée en France. Le volume de gaz naturel liquéfié (GNL) livré en France a même reculé de 7% (~ 65 TWh) ce qui correspond à un taux d’utilisation moyen des infrastructures de l’ordre de 22% (contre 25% en 2014). En conséquence et dans un contexte de hausse de la demande, la part du gaz naturel liquéfié dans l’approvisionnement français recule à environ 14% de la consommation française.

 

La production de gaz naturel

En 2015, la production de gaz brut est de l’ordre de 0,164 milliard de m3, avec un volume de gaz de mine représentant 35% de cette production de gaz. En 2012, la production était de 1,08 milliard de m3, provenant essentiellement des gisements du Bassin Aquitain, notamment celui de Lacq. Depuis l’année 2014, le gaz brut extrait du gisement de Lacq est exclusivement dédié au besoin en H2S de la société Arkema et n’est plus injecté dans le réseau de gaz naturel.

Depuis 2011, un cadre réglementaire a été mis en place afin de développer et soutenir l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel.

Ce dispositif de soutien permet aux producteurs de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel de bénéficier d’un tarif d’achat réglementé et garanti durant 15 ans. Le tarif d’achat, financé par une partie de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) payé par le consommateur final, varie entre 50 et 140 €/MWh. Ce biométhane peut être acheté par tout fournisseur de gaz naturel ou, le cas échéant, par un acheteur de dernier recours.

Ce dispositif de soutien induit un fort dynamisme de la filière. En 2012, il n’existait qu’une seule installation d’injection de biométhane dans les réseaux de gaz. En mars 2016, 18 sites de production injectent régulièrement leur biométhane dans les réseaux. 15 sites sont raccordés au réseau de distribution GRDF, un site est raccordé au réseau de distribution gaz de Strasbourg. Le réseau de transport de gaz naturel accueille depuis 2015 ses deux premiers sites d’injection de biométhane (un site sur le réseau de GRTgaz et un site sur le réseau TIGF). Les installations d'injection de biométhane totalisent 280 GWh de capacité annuelle d’injection soit l'équivalent de la consommation de 23 000 logements chauffés au gaz ou de 1250 bus ou camions en bioGNV.

L'objectif de production de biométhane injecté dans les réseaux de gaz est de 8 TWh par an en 2023, contribuant à l’atteinte de l’objectif de consommation de 10% de gaz d’origine renouvelable en 2030 fixé par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

 

L’origine du gaz naturel

Les importations de gaz naturel représentent au total 549,5 TWh PCS (soit 42,31 Mtep) en 2013. La France dispose ainsi de quatre fournisseurs principaux : la Norvège (36,2 % en 2013), la Russie (17,9 %), les Pays-Bas (13,9 %) et l’Algérie (10,8 %). Il existe également d’autres fournisseurs, aux exportations à destination de la France moins importantes (l’Egypte, le Nigéria, le Qatar, etc.), ainsi qu’un marché international du GNL.

Originie des importations françaises de gaz.

Origine des importations françaises de gaz depuis 1973 en TWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) (source : SOeS)

Les opérateurs gaziers s’approvisionnent en gaz naturel, soit par le biais du marché intermédié (la bourse du gaz organisée par Powernext ou les courtiers), soit pour l’essentiel (environ 86%) de gré à gré via les contrats moyen et long terme avec un producteur. Ces contrats, qui durent généralement entre 15 et 25 ans, permettent tant aux acheteurs de sécuriser leurs approvisionnements qu’aux producteurs de sécuriser des débouchés, par les clauses de « take or pay », sur une longue période (nécessaire pour amortir les investissements dans les activités d’exploration, avec le développement des champs gaziers, de production et de transport, avec la construction de gazoducs). A l’horizon 2020, de nombreux contrats long terme arriveront à échéance. La structure de l’approvisionnement de la France est donc susceptible d’évoluer à cette échéance en fonction de la faculté et de l’intérêt qu’auront les fournisseurs actifs sur le marché français à renouveler leurs contrats de long terme actuels et à en conclure de nouveaux.

Les stockages souterrains de gaz naturel

Les stockages souterrains de gaz naturel sont un maillon logistique essentiel de l'approvisionnement gazier d'un pays non-producteur comme la France.

En injectant du gaz dans les stockages durant l'été et en le soutirant pendant l'hiver, les fournisseurs peuvent répondre à la consommation de leurs clients, fortement dépendante du climat pour la plupart d'entre eux.

Les capacités élevées de soutirage depuis les stockages (environ 2 700 GWh/j à stocks pleins) sont indispensables en hiver à la sécurité d'approvisionnement des consommateurs finals en cas de pointe de froid. Ainsi, durant la vague de froid observée au début du mois de février 2012, les stockages ont fourni jusqu'à 60 % de l'approvisionnement national.

Deux gestionnaires exploitent les stockages souterrains de gaz naturel en France :

  • Storengy, filiale à 100 % d’Engie, exploite un parc de 13 sites dont 10 en nappes aquifères et 3 en cavités salines, pour un volume utile commercialisé de 99 TWh (76 % des capacités françaises) ;

  • TIGF, ancienne filiale de Total, cédée en 2013 au consortium Snam-CIG-EDF, exploite 2 sites en nappes aquifères, pour un volume utile commercialisé de 33 TWh (24 % des capacités françaises).

Depuis quelques années, alors que le différentiel de prix du gaz entre l’été et l’hiver (spread été–hiver) se réduit, le marché ne valorise pas suffisamment la valeur de sécurité d’approvisionnement des stockages souterrains de gaz naturel. Cette situation a conduit à la mise sous cocon en 2012 des sites de stockage Storengy de Saint-Clair-sur-Epte, de Cerville/Trois-Fontaines et de Soing-en-Sologne, ainsi qu’à une baisse progressive des réservations des capacités de stockage, jusqu’à une alerte sur la capacité du système gazier à passer une pointe de froid au début de l’hiver 2013.

En 2014, les obligations réglementaires de stockage de gaz des fournisseurs ont donc été renforcées de manière à assurer le remplissage des capacités de stockage et garantir la sécurité d’approvisionnement et la continuité de fourniture en hiver.

En 2015, une majorité des capacités de stockage de gaz commercialisées pour l’hiver 2015/2016 a été souscrite.

La DGEC a mis en place un groupe de concertation avec les acteurs gaziers pour étudier une possible évolution structurelle du cadre réglementaire, afin de renforcer la sécurité d’approvisionnement et de mieux définir la contribution des stockages français à l’atteinte de cet objectif.

Le réseau de transport de gaz naturel

Le réseau français de transport de gaz naturel permet d’acheminer le gaz depuis les points d’importation aux frontières (interconnexions terrestres, gazoduc depuis la mer de Norvège et terminaux méthaniers) jusqu’aux points de livraison répartis sur le territoire national (distributions publiques et gros clients industriels) ou aux sites de stockage souterrain.

Il est exploité par deux opérateurs :

  • GRTgaz, filiale à 75 % de ENGIE et à 25 % de la Société d'Infrastructures Gazières (consortium public composé de CNP Assurances, de CDC Infrastructures et de la Caisse des Dépôts et Consignations) exploite 8 346 km de réseau principal et 23 974 km de réseau régional ;

  • TIGF, ancienne filiale de Total, est géré par un consortium d’entreprises Snam-GIC-EDF-CAA et exploite 1150 km de réseau principal et 3950 km de réseau régional.

Les réseaux de transport de gaz sont régulés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le dernier tarif d'utilisation des réseaux « ATRT5 » est entré en vigueur le 1er avril 2013 pour une période de 4 ans. Un nouveau tarif « ATRT6 » est en cours d’élaboration et prendra effet au 1er avril 2017.

Les investissements dans les réseaux de transport se sont établis en 2015 à 624 M€ pour GRTgaz et 132 M€ pour TIGF, après respectivement 663 M€ et 123 M€ en 2014. Environ 40 % de ces montants pour GRTgaz et TIGF, correspondent aux investissements de sécurité et de maintenance des ouvrages et aux investissements dans les systèmes d’information. Le reste est consacré au développement des capacités du réseau de transport (études et travaux).

TIGF a poursuivi en 2015 les études du projet Gascogne-Midi consistant au renforcement de l’artère de Gascogne entre Lussagnet (Landes) et Barran (Gers) (60 km en DN900) et à celui de la compression de la station de Barbaira (Aude). Ce projet, couplé avec des travaux réalisés par GRTgaz vise à permettre le développement de la fluidité des échanges en France dans le sens Nord Sud, en alternative à des projets de renforcement dans le sillon rhodanien. Il permettra notamment de créer à l’horizon 2018 une place de marché unique sur l’ensemble du territoire français.

De son côté, GRTgaz a poursuivi en 2015 les procédures d'autorisations administratives de plusieurs projets approuvés par la Commission de régulation de l’énergie :

  • le projet Bretagne Sud (DN 400 et 500, 111 km) entre Pleyben (Finistère) et Plumergat (Morbihan) a été autorisé en septembre 2015. Ce projet fait suite à la signature, le 14 décembre 2010, du Pacte électrique breton entre l’Etat, la région Bretagne, RTE, l’ADEME et l’ANAH. Celui-ci a pour objectif d’apporter une solution durable au défi de l’approvisionnement électrique de la Bretagne ;

  • le projet Artère du Santerre (DN 900, 33 km) entre Ressons-sur-Matz (Oise) et Chilly (Somme), autorisé au mois de juin 2015 permettra de sécuriser l’alimentation en gaz naturel du nord de la France et de la Picardie en fluidifiant le réseau par le doublement partiel de la canalisation reliant Gournay-sur-Aronde et Arleux-en-Gohelle (Pas-de-Calais) (DN 800 posé en 1996) ;

  • le projet Val-de-Saône (DN 1200, 190 km) entre Etrez (Ain) et Voisines (Haute-Marne), qui vise notamment à permettre le développement des nouvelles capacités de transit afin d’améliorer le fonctionnement du réseau de transport de gaz naturel. C’est une étape indispensable dans la perspective de la fusion des zones de marché Nord et Sud en France.

Le raccordement du terminal méthanier d’EDF à Dunkerque, réalisé fin 2015 (pour un démarrage en 2016), conduit également à renforcer le cœur de réseau en doublant l’artère des Hauts de France mise en service en 2015 sur 174 km entre les stations de Pitgam (Nord) et Cuvilly (Oise) et en créant l’Arc de Dierrey (mise en service en 2015 et 2016) sur 308 km entre Cuvilly et Voisines (Yonne) ; ce projet (DN 1 200, 308 km) permettra d'ici fin 2016 de transporter vers l’est et le sud du gaz venu de Norvège, des Pays-Bas, de Grande-Bretagne et des terminaux méthaniers situés sur l’Atlantique et la mer du Nord.

Conformément à l’article R.122-7-II du code de l’environnement, la Direction générale de l’énergie et du climat publie sur le portail Internet du Ministère les avis de l’Autorité environnementale concernant les projets d’infrastructures gazières.

Avis de l’Autorité environnementale sur les projets de canalisations de transport de gaz naturel suivants :

Le réseau de distribution de gaz naturel

La desserte en gaz naturel des consommateurs domestiques, tertiaires ou petits industriels, en aval du réseau de transport, se fait via les réseaux de distribution qui sont la propriété des collectivités locales et sont gérés sous le régime de la concession.

Les réseaux publics de distribution de gaz naturel représentent une longueur totale de 195 000 km, ce qui les place au second rang européen derrière les réseaux allemands. Ils sont exploités, au travers de contrats de concession liant les gestionnaires aux collectivités locales, par GRDF (filiale d’Engie à 100 % qui assure la distribution pour environ 96 % du marché), 22 entreprises locales de distribution (situées pour l’essentiel dans le sud-ouest et dans l’est), Antargaz, Veolia Eau et Védig (Dalkia).

Grâce à ces réseaux, plus de 9 500 communes françaises et 11 millions de clients sont desservis en gaz naturel, ce qui ne représente qu’un peu plus du quart des 36 000 communes, mais permet à 77 % de la population française d’avoir accès au gaz. La quasi-totalité des communes de plus de 10 000 habitants est desservie en gaz naturel par réseau.

Les communes non desservies ont aujourd’hui la possibilité de faire appel à l'opérateur de leur choix, après une sélection par voie d'appel à candidatures, sous réserve de son agrément par le ministre chargé de l'énergie. Fin 2015, on dénombrait environ 80 nouvelles concessions de gaz naturel, disposant d'un tarif approuvé par la CRE.

Le tarif péréqué d’utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel de GRDF, dit « tarif ATRD5 » est entré en vigueur le 1er juillet 2016. Il a été conçu pour s’appliquer sur une durée de quatre ans, tout en étant réactualisé au 1er juillet de chaque année. Le tarif péréqué d'utilisation des réseaux de distribution des ELD est entré en vigueur le 1er juillet 2013 pour une durée de quatre ans.

Le tarif d’utilisation des nouvelles concessions, qui n'est pas péréqué, en vertu des dispositions combinées des articles L. 452-1 et L. 432-6 du code de l’énergie, est déterminé par la CRE par application d’un coefficient multiplicateur à la grille tarifaire de GRDF. Il évolue au 1er janvier de chaque année.

Le comptage

Le déploiement de compteurs communicants

Jusqu’à présent, sauf pour les clients industriels désormais équipés de systèmes de télé-relève, la relève des index des compteurs à gaz est effectuée par des releveurs à pied.

Le projet de compteurs communicants Gazpar, piloté par GRDF, permettra au client de disposer d’une facturation basée sur sa consommation réelle, grâce à une technique de transmission à distance des index. Les procédures de changement de fournisseur s’en trouveront simplifiées, et le client pourra avoir accès à des informations relatives à sa consommation utiles pour mettre en œuvre des actions de maîtrise de l’énergie (MDE).

Compteur Gazpar

Compteur Gazpar (source GRDF)

Les ministres de l’économie et de l’énergie ont approuvé en septembre 2014 le déploiement généralisé de ces compteurs, conformément aux dispositions de l’article L.453-7 du code de l’énergie.

Des actions de concertation locale initiées en 2014 se sont poursuivies au cours de l’année 2015 dans quatre régions françaises, regroupant tous les acteurs concernés, afin d’assurer un déploiement efficient. Un comité de suivi national a été mis en place afin d’accompagner le déploiement dans la durée.

Fin 2015, un déploiement pilote portant sur 150 000 compteurs a été lancé pour tester le fonctionnement du dispositif à grande échelle. Les 11 millions de compteurs que compte le parc français pourront alors être renouvelés, de 2017 à 2022.

La mise à disposition des données de consommation de gaz naturel

L’article 28 de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte crée des obligations nouvelles qui s’appliqueront aux opérateurs de réseaux et aux fournisseurs :

  • les fournisseurs mettront à disposition des consommateurs bénéficiant des tarifs sociaux une offre de transmission des données de consommation en euros au moyen d’un dispositif déporté. Ce dispositif ne fera pas l’objet d’une facturation ;

  • les opérateurs de réseaux mettront à disposition des consommateurs leurs données de comptage, des systèmes d’alerte liés au niveau de consommation, et des éléments de comparaison issus de moyennes statistiques ;

  • la loi prévoit la mise à disposition sous forme anonymisée et agrégée des données de comptage aux gestionnaires d’immeubles ou bailleurs sociaux, dès lors qu’ils en feront la demande et que ceux-ci justifieront de la mise en œuvre d’actions de maîtrise de la consommation d’énergie engagées pour le compte des consommateurs.

Les évolutions de la logistique gazière

La fusion des places de marché

Le marché français du gaz comprend aujourd’hui deux places de marché de gros, appelées Points d’échange de gaz (PEG) :

  • Le PEG Nord, dans la moitié Nord de la France, rattaché à une partie de la zone du réseau de GRTgaz ;

  • la TRS (Trading Region South) correspondant à zone du réseau de TIGF et à la partie Sud du réseau de GRTgaz.

Ces deux places de marché résultent d’un mouvement de réduction du nombre de PEGs, engagé dès 2003. En 2018, grâce aux investissements réalisés pour supprimer les congestions sur les réseaux de transport de gaz, le PEG Nord et la TRS fusionneront afin de créer une place de marché unique en France.

La conversion de la zone B

La France dispose en réalité de deux réseaux de gaz naturel caractérisés par la qualité du gaz qui y est distribué : le gaz B et le gaz H. Le gaz B, qui est du gaz naturel à bas pouvoir calorifique, issu notamment du gisement de Groningue (Pays-Bas), alimente une partie du réseau national situé dans les départements du Nord et de la Somme. Il représente 10 % (35 TWh) de la consommation française et 1,3 million de clients en distribution.

La diminution de la production du gisement de Groningue est programmée à partir de 2020 et son arrêt dans les années suivantes coïncide avec la fin des contrats d’approvisionnement, à l’horizon 2030. Afin d’assurer la continuité d’approvisionnement des consommateurs, la conversion de ce réseau en gaz à haut pouvoir calorifique (dit gaz H), qui alimente le reste du territoire français, est indispensable. De nouvelles limitations de l’exploitation du gisement de Groningue pourraient toutefois être décidées en raison de la sismicité observée, ce qui pourrait nécessiter une conversion anticipée.

Il s’agit d’un projet d’ampleur (8 à 9 ans), qui sera réalisé par bulles successives de conversion, et qui nécessitera un passage chez chaque consommateur pour régler, modifier voire remplacer leurs appareils (chaudières, gazinières, etc.) et garantir leur sécurité. Un comité de pilotage de l’opération de conversion a été formé pour remplir cet objectif, associant les pouvoirs publics, les opérateurs d’infrastructures, les fournisseurs, les équipementiers, ainsi que les collectivités concernées et les associations de consommateurs.

Les projets d’intérêt commun gaziers (réseaux transeuropéens d’énergie RTE-E)

Les projets européens d’intérêt commun (PIC) sont des projets d’infrastructure essentiels, qui aideront les États membres à intégrer physiquement leurs marchés de l’énergie, leur permettront de diversifier leurs sources d’énergie et contribueront à mettre un terme à l’isolement énergétique de certains d’entre eux.

Un PIC doit représenter des avantages significatifs pour au moins deux États membres : contribuer à l’intégration des marchés et à une concurrence accrue, améliorer la sécurité d’approvisionnement et réduire les émissions de CO2.

Ces projets bénéficieront de procédures facilitées et plus efficaces pour l’octroi de licences et de meilleures conditions de régulation.

La liste des projets d’intérêt commun est mise à jour tous les deux ans. Cette liste a été adoptée initialement en octobre 2013 dans le cadre des nouvelles orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes.

La seconde liste des PCI a été adoptée fin 2015 ; consulter :

 

Référence PIC

Projet

Promoteurs

Date prévisionnelle de mise en service

TRA-N-256

Corridor Franco-Ibérique : projet Midcat (stations de compression de Montpellier et de Saint Martin de Crau)

TIGF et GRTgaz

2021

TRA-N-047

Flux rebours de la France vers l’Allemagne à Obergailbach

GRTgaz

 2021

TRA-N-043

Gazoduc Val de Saône

GRTgaz

2019

TRA-N-331

Artère Renforcement Gascogne Midi

TIGF

2018

TRA-F-041

Gazoduc Eridan

 GRTgaz

2020

TRA-N-253

Gazoduc arc Lyonnais

 GRTgaz

2020