Gazoduc Nigeria-Maroc : qui paiera et quand le gaz arrivera

L’essentiel

• L’accord intergouvernemental signé à Freetown par les États membres de la Cédéao marque le franchissement d’un jalon politique majeur avant la décision finale d’investissement.
• Après les signatures attendues du Maroc et de la Mauritanie, la gouvernance sera partagée entre Casablanca et Abuja : la société de projet sera créée au Maroc pour piloter la structuration, le développement et l'exploitation, tandis que l'Autorité supérieure du gazoduc siégera au Nigeria.
• Le projet est évalué à 25 milliards de dollars. Le schéma de financement envisagé combine un large éventail d’instruments afin de mobiliser des capitaux sur les marchés africains et internationaux.
• Du côté marocain, le tracé R24, dernier tracé communiqué, minimise l'impact socio-environnemental sur un segment terrestre de 1.830 km en contournant les zones sensibles, les dunes mobiles, les lignes électriques et les sols karstiques.
• Le calendrier opérationnel vise une première livraison de gaz à l'horizon 2031, dans le cadre du déploiement de la phase 1 du projet.
• Le segment nord de la première phase devrait être alimenté par les ressources du bassin sénégalo-mauritanien, notamment le gisement transfrontalier GTA, auxquelles pourraient s’ajouter celles de Yakaar-Teranga et de Bir Allah afin de sécuriser les flux vers le Maroc et l'Europe.

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Les détails

La 69ᵉ session ordinaire des chefs d'État et de gouvernement de la Cédéao, tenue le 19 juillet 2026 à Freetown (Sierra Leone), a été marquée par la signature de l'Accord intergouvernemental sur le gazoduc africain atlantique (AAGP) par les États membres de l'organisation ouest-africaine. Le Maroc et la Mauritanie doivent encore le signer lors d’une cérémonie ultérieure.

Étape décisive pour ce mégaprojet reliant l'Afrique à l'Europe en passant par le Maroc, la signature de cet accord permettra d’avancer vers la décision finale d'investissement (FID), attendue au cours de l'année à venir.

En janvier 2026, la compagnie pétrolière du Nigeria (NNPC) a réaffirmé le caractère prioritaire du gazoduc africain atlantique en le classant en "catégorie A" au sein de son plan directeur gazier. Ce statut regroupe les projets dont les sources d’approvisionnement sont identifiées ou validées et qui présentent une perspective de décision finale d’investissement dans un délai de douze mois.

Un modèle financier hybride pour séduire les investisseurs

L’accord intergouvernemental signé le 19 juillet marque une étape décisive vers la décision finale d’investissement. Comme l’a révélé Amina Benkhadra, directrice générale de l'ONHYM, à Médias24, la création de la société de projet, basée à Casablanca, figure parmi les prochaines étapes majeures, avec la mise en place de l'Autorité supérieure du gazoduc, qui siégera à Abuja.

Dans un échange avec Asharq Bloomberg, Nawfal Drari, directeur du financement de projets à l’ONHYM, a détaillé la feuille de route de cette future entité marocaine. Cette structure supervisera l'ensemble de la chaîne de valeur, de la conception à l’exploitation, en passant par la gestion des appels d'offres et la signature des contrats de construction.

Sur le plan financier, la société de projet sera chargée de lever les fonds et d'attirer les investisseurs. Le schéma envisagé repose sur un modèle hybride permettant de recourir à un large éventail d’instruments financiers sur les marchés africains et mondiaux. Il combine des financements concessionnels des banques de développement multilatérales et bilatérales, des prêts bancaires nationaux, régionaux et internationaux, ainsi que l’émission d’obligations de projet, notamment sur le marché marocain.

Du Nigeria au bassin sénégalo-mauritanien : les ressources gazières susceptibles d’alimenter les différentes phases du projet

La viabilité du gazoduc repose avant tout sur l’abondance des ressources qu’il est destiné à acheminer.

Avec environ 210 Tcf de réserves gazières prouvées, soit près de 5.950 milliards de m³, ainsi qu’un potentiel supplémentaire pouvant atteindre 600 Tcf, soit près de 17.000 milliards de m³, le Nigeria dispose de l’un des potentiels gaziers les plus importants au monde.

Dans une première étape, deux segments doivent être développés de manière indépendante : au nord, entre le Maroc et les ressources gazières de la Mauritanie et du Sénégal ; au sud, entre le Ghana et la Côte d’Ivoire. Une première livraison de gaz est prévue à partir de 2031. Les phases suivantes devront relier ces deux ensembles et prolonger le réseau jusqu’aux gisements nigérians, afin d’assurer la continuité entre le Nigeria, le Maroc et l’Europe.

Pour le segment nord de cette première étape, l’alimentation du gazoduc devrait reposer principalement sur les ressources conjointes du Sénégal et de la Mauritanie, notamment le gisement Grand Tortue Ahmeyim (GTA).

Au premier trimestre 2026, la production brute de GTA a atteint un rythme annualisé moyen d’environ 2,85 millions de tonnes de GNL, dépassant la capacité nominale de 2,7 millions de tonnes par an (Mtpa) de l’unité flottante. Une extension dite "Phase 1+" est à l’étude afin d’utiliser pleinement les infrastructures existantes et d’approvisionner les marchés intérieurs sénégalais et mauritanien. À plus long terme, de nouvelles phases pourraient porter le plateau de production à 10 Mtpa, sans qu’une décision finale d’investissement ait encore été prise.

Par la suite, le gazoduc africain atlantique pourrait également être alimenté par deux autres gisements gaziers : Bir Allah en Mauritanie et Yakaar-Teranga au Sénégal.

Au Sénégal, les ressources récupérables de Yakaar-Teranga sont estimées par Petrosen à plus de 20 Tcf, soit environ 567 milliards de m³. En avril 2026, Kosmos Energy a conclu un accord de retrait ouvrant la voie à la reprise du projet par Petrosen. Le calendrier d’une décision finale d’investissement et d’une première production reste à confirmer.

De son côté, la Mauritanie détient un gisement géant encore dormant : Bir Allah, dont les ressources sont estimées par la Société mauritanienne des hydrocarbures à environ 80 Tcf, soit près de 2.265 milliards de m³.

Tracé R24 : un tracé optimisé entre technique, environnement et foncier

Le tracé marocain se précise à mesure que l’étude d’impact environnemental et social (EIES) ainsi que le cadre de politique d’acquisition des terres et de réinstallation (CPR) arrivent à leur terme. Le tracé le plus récent communiqué, dénommé R24, résulte d’une prise en compte équilibrée de l’impact environnemental, de la faisabilité technique et de la viabilité économique.

Des ajustements ont été apportés afin de maintenir le tracé à proximité des routes existantes pour faciliter la logistique, tout en évitant les zones sensibles et en limitant ainsi les perturbations environnementales. Le tracé R24 contourne notamment les dunes mobiles, les lignes électriques et les sols karstiques de Safi et d’El Jadida. Il prévoit également des renforcements ciblés face aux risques sismiques. Des efforts particuliers ont été déployés pour réduire les conflits fonciers, en évitant les zones densément peuplées ou culturellement sensibles.

Sur le territoire marocain, le gazoduc sera accompagné d’infrastructures destinées à assurer l'acheminement sécurisé du gaz.

En premier lieu, le tracé prévoit deux stations de réception. La première (RS1), située près de Dakhla, assure l’interconnexion entre le segment offshore et le segment onshore et constitue le point d’atterrage du gazoduc en provenance de Mauritanie. La seconde (RS2), à Ouezzane, correspond au point terminal du gazoduc terrestre et permet son raccordement au réseau existant du gazoduc Maghreb-Europe (GME).

Quatre stations de compression sont également prévues le long du tracé terrestre marocain de 1.830 km. Espacées de 300 à 320 km - intervalle typique pour compenser la chute de pression dans une conduite de 48 pouces -, elles seront implantées (du sud au nord) près de Boujdour, Tan-Tan, Agadir et Safi. Chaque station occupera un terrain d’environ 800 m × 800 m, soit 64 hectares.

Enfin, les stations de vannes de sectionnement (BVS) constituent un élément essentiel du projet. Elles assurent la sécurité, le contrôle opérationnel et l’efficacité de la maintenance. Pour le projet AAGP, 61 BVS seront installées le long du gazoduc terrestre à des intervalles ne dépassant pas 32 km, afin de permettre l'isolement de tronçons et les interventions de maintenance d'urgence. Leur alimentation électrique sera assurée principalement par des panneaux solaires, complétée par un générateur diesel en cas de besoin.

Comment la section marocaine sera-t-elle construite ?

Les sections offshore du gazoduc seront réalisées à l’aide d’un navire de pose de canalisation. Les tubes seront protégés par un revêtement anticorrosion et une couche de béton assurant leur stabilité. Cette protection sera complétée par un système de protection cathodique. Un câble en fibre optique sera par ailleurs posé parallèlement à la canalisation à des fins opérationnelles.

À l’approche du littoral et de la station de réception RS1, la section en eaux peu profondes sera enfouie à partir de l’isobathe de 15 mètres jusqu’à la limite supérieure de la zone intertidale, sur une longueur d’environ 8 km. Cet enfouissement nécessitera des opérations de dragage ainsi que le dépôt temporaire des matériaux dragués.

Dans la partie onshore, des camps de construction seront installés à proximité des zones de dépôt du gazoduc. Six camps sont proposés selon le principe consistant à en implanter un entre deux installations de surface du gazoduc et à proximité des ports existants. Chaque site nécessitera une superficie d’environ 20 hectares, dont un camp principal (10 hectares) et des aires de stockage (3 hectares pour les tubes et 5 hectares pour les équipements). Chaque camp principal pourra accueillir entre 1.000 et 1.200 travailleurs.

La construction du segment terrestre se déroulera par étapes le long de différents tronçons. Elle comprendra le dégagement d’un couloir de construction (emprise du projet), le creusement de tranchées, la pose et le soudage des tubes, la mise en place du gazoduc dans la tranchée, le remblayage, puis la remise en état de la surface. Dans les zones sensibles (proximité de routes, de cours d’eau ou de dunes), des techniques spécialisées telles que le forage directionnel horizontal (HDD) ou d’autres méthodes sans tranchée pourront être utilisées afin d’éviter de perturber la surface.

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