Face à la reconfiguration des marchés gaziers depuis 2022, Abuja, Rabat et Alger portent deux visions concurrentes pour monétiser le gaz nigérian, desservir l’Afrique de l’Ouest et ouvrir un débouché vers l’Europe :
- Le Nigeria–Maroc (NMGP), un corridor offshore/onshore longeant la façade atlantique et se présentant comme une extension montée en capacité du West African Gas Pipeline (WAGP) ; longueur ~5 600–6 000 km, capacité 15–30 Gm³/an, coût ~25 Mds $, avec une dynamique CEDEAO et des phases d’ingénierie (faisabilité/FEED) en cours depuis 2017–2019, renforcées par des accords tripartites en 2022 et des appuis d’études multilatéraux (OPEC Fund/IsDB).
- Le Transsaharien (TSGP), relancé par un MoU trilatéral (Alger–Niamey–Abuja) en juillet 2022, puis trois accords techniques signés en février 2025 (mise à jour de faisabilité, NDA, compensation). Tracé 4 128 km, ~30 Gm³/an, coût ~13 Mds $, avec intégration au hub algérien de Hassi R’Mel et connexions établies vers l’UE (Transmed, Medgaz, etc.).
En arrière-plan, le WAGP (678 km, offshore côtier), opéré par WAPCo, fournit le précédent d’intégration gazière régionale dont s’inspire l’option atlantique.
1) Genèse et intentions stratégiques
1.1 Nigeria–Maroc (NMGP) : montée en puissance atlantique
Le concept NMGP naît dans le sillage de la visite de décembre 2016 (Amina Benkhadra/ONHYM et NNPC comme maîtres d’ouvrage), avec faisabilité (2017–2019) et FEED I (Penspen), puis une implication CEDEAO formalisée par un MoU en 2022 à Rabat. Le projet annonce ~30 Gm³/an, ~5 600–6 000 km et ~25 Mds $, avec des études FEED II financées en partie par l’OPEC Fund (14,3 M$) et cofinancées par l’IsDB. Des ministres marocains ont également évoqué la finalisation de la faisabilité et du tracé optimal, la préparation d’une SPV Nigéria–Maroc et une FID visée fin 2025 (à confirmer).
1.2 Transsaharien (TSGP) : réactivation et effet “infrastructures existantes”
Proposé depuis les années 1970, le TSGP a été réactivé par le MoU du 28 juillet 2022 à Alger. Sa mise à jour de faisabilité et les accords techniques 2025 matérialisent la relance. Outre un linéaire plus court, il bénéficie du rattachement au réseau algérien existant (Hassi R’Mel vers Transmed/Medgaz et terminaux GNL), ce qui réduit l’incertitude “atterrage UE”.
2) Lecture politico‑sécuritaire : faits établis vs. allégations
Le débat public associe souvent la trajectoire des deux projets à la insécurité sahélienne. Trois éléments établis ressortent :
- Résurgence d’attaques dans le nord du Nigeria et le bassin du lac Tchad en 2024–2026 (Boko Haram/ISWAP), grevant toute logistique de chantier (routes d’accès, bases de vie, stations de compression).
- Le coup d’État au Niger (26 juillet 2023) et les sanctions CEDEAO ont explicitement renforcé l’incertitude sur le TSGP (cadre politique et flux transfrontaliers), ce qu’attestent analyses sectorielles et briefings institutionnels.
- Ces risques touchent les deux corridors : même un tracé majoritairement offshore doit implanter des stations de compression onshore, bases techniques et points de livraison, exposés à la conflictualité régionale et aux coûts d’assurance.
3) Droit et diplomatie : mer, transit et Sahara occidental
Le statut du Sahara occidental—territoire non autonome selon l’ONU, avec contestation de souveraineté—ajoute une sensibilité juridique à tout linéaire offshore au large des “provinces du sud”. Les politiques de labellisation d’origine, la jurisprudence européenne et les accords d’hydrocarbures y sont régulièrement contestés, ce qui peut générer contentieux et risque réglementaire pour un pipeline longeant cette zone.
Par ailleurs, le Nigeria a reconnu la SADR (1984, relation politique fluctuante) ; cette donnée, bien que diplomatique, s’imbrique avec les négociations intergouvernementales si des tronçons techniques/servitudes côtoient des eaux contestées.
Enfin, les pays traversés préleveraient jusqu’à 91 % des volumes au titre des “droits de passage” ce qui a pour effet mécanique de réduire à presque rien les quantités réellement exportables vers l’Europe.
4) Ingénierie, coûts et délais
4.1 NMGP (corridor atlantique)
- Chiffres publics : longueur ~5 600–6 000 km, capacité 15–30 Gm³/an, coût ~25 Mds $—phasage en tranches et horizon long (plusieurs années avant FID puis construction). Les études de faisabilité/FEED sont annoncées complétées (par étapes) et FEED II cofinancé (OPEC Fund/IsDB). Les autorités mentionnent HGA/IGA en cours, SPV bilatérale, FID visée fin 2025 sous réserve.
- Complexité technique : mix offshore long + multiples atterrages + stations de compression dans des États au profil de risque hétérogène ; enjeux d’ESIA et de land acquisition annoncés en cours dans certaines communications.
4.2 TSGP (corridor saharien)
- Chiffres publics : longueur 4 128 km, ~30 Gm³/an, ~13 Mds $. Atouts : intégration immédiate dans les interconnexions algériennes vers l’UE (réduction du risque “terminal européen”).
- Points durs : sécurité au Niger (post‑2023), coordination avec les réseaux internes nigérians (collecte/AKK), arbitrage économique vs GNL pour les très longues distances (des experts rappellent que, passé certains linéaires, le GNL peut redevenir compétitif).
5) Comparatif décisionnel (synthèse)
| Critère | Nigeria–Maroc (NMGP) | Transsaharien (TSGP) |
|---|---|---|
| Longueur | ~5 600–6 000 km | 4 128 km |
| Capacité visée | 15–30 Gm³/an | ~30 Gm³/an |
| Pays traversés | 13 pays côtiers CEDEAO (extension WAGP) | Nigeria–Niger–Algérie |
| Connexion UE | Via Maghreb‑Europe (et interconnexions nord) | Via Transmed/Medgaz/GNL algérien |
| Coût indicatif | ~25 Mds $ | ~13 Mds $ |
| État des études | Faisabilité & FEED engagés ; FEED II cofinancé OPEC Fund/IsDB | Mise à jour de faisabilité (2025) et accords techniques trilatéraux |
| Verrous majeurs | Bouclage FID, multi‑souverainetés, sensibilité Sahara occidental, O&M offshore long | Sécurité Niger/nord Nigeria, financement, articulation avec réseaux internes |
| Atouts | Intégration CEDEAO et desserte multipays | Réseaux algériens existants et distance moindre |
6) Financement : où en est‑on réellement ?
- TSGP : Accords techniques (février 2025) pour actualiser la faisabilité et préciser le cadre de compensation/NDA entre NOC (Sonatrach, NNPC, SONIDEP). Le risque politique au Niger et la sécurité influencent le coût du capital et l’assurance‑projet ; certains analystes rappellent que sur > 4 000 km, les chaînes GNL peuvent devenir plus compétitives qu’un pipeline terrestre si l’instabilité perdure.
7) Cas Sonatrach et diplomatie énergétique algérienne
La visite de Mohamed Arkab au Niger (suivi de Kafra/SIPEX et des échanges TSGP) s’inscrit dans une stratégie de présence hors frontières et d’arrimage à la demande européenne. Pour le TSGP, la mise à jour de faisabilité et la coordination trilatérale sont des pas nécessaires, mais la trajectoire restera tributaire de la sécurité au Niger, de la stabilité réglementaire et de l’articulation avec les réseaux existants (collecte nigériane et hub algérien).
8) Conclusion : quelle grille de décision “banquable” ?
A. Le NMGP se prévaut d’une logique CEDEAO et d’une desserte multipays, avec l’héritage WAGP comme socle. Son verrou réside dans l’empilement des souverainetés (13 États), la sensibilité juridique au large du Sahara occidental, la complexité offshore et la mise en place d’accords de vente (GSA/SPA) suffisamment longs et garantis pour soutenir la dette. Le chemin vers la FID reste conditionné à la fermeture du financement et à la gestion du risque réglementaire.
B. Le TSGP offre un linéaire moindre, un accès naturel aux infrastructures algériennes et un routage vers l’UE éprouvé. Sa bancabilité est toutefois indexée sur la normalisation politique au Niger et la sécurité opérationnelle au nord du Nigeria. Sans amélioration tangible, l’arbitrage économique pourrait favoriser des solutions GNL (au moins transitoirement) pour sécuriser des volumes européens.
Par Belgacem Merbah
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