Depuis 2017, le projet de gazoduc Nigéria–Maroc est présenté par Rabat comme une future artère énergétique majeure reliant l’Afrique de l’Ouest à l’Europe. Mais derrière les annonces répétées et les effets de communication, le projet peine toujours à franchir l’étape décisive de la concrétisation financière et industrielle. À l’inverse, l’Algérie, le Niger et le Nigéria viennent d’engager une phase opérationnelle pour le gazoduc transsaharien, avec instruction officielle donnée à Sonatrach de lancer les procédures pratiques après le Ramadhan, sur décision du président Abdelmadjid Tebboune à l’issue de ses échanges avec son homologue nigérien Abdourahamane Tiani. En effet, le contraste est désormais net : d’un côté un tracé atlantique enlisé dans les incertitudes financières et géopolitiques, de l’autre un corridor saharien qui avance selon les standards classiques de l’industrie gazière. Dans le secteur du gaz, un projet d’infrastructure ne se mesure pas à la fréquence des communiqués, mais à sa capacité à sécuriser des contrats d’achat à long terme et à boucler son financement. Or, le projet Nigéria–Maroc, dont le coût initial dépassait 25 milliards de dollars et qui pourrait désormais excéder 30 milliards sous l’effet de l’inflation mondiale et de la hausse des matériaux, ne dispose toujours pas d’une clôture financière formellement annoncée. Un tel montant suppose la mobilisation d’un consortium bancaire international, des garanties souveraines solides et des assurances politiques robustes. Surtout, il exige des contrats d’achat fermes permettant de garantir les flux futurs sur plusieurs décennies. Sans ces engagements commerciaux, aucune banque ne prend le risque d’immobiliser des capitaux à long terme. L’absence d’annonces concrètes sur ces volets explique pourquoi plusieurs analystes classent le projet dans la catégorie des infrastructures «non matures» et «non réalisable». Le modèle économique du tracé atlantique repose largement sur un engagement durable du marché européen. Or, depuis 2022, l’Europe a profondément réorganisé son approvisionnement gazier en multipliant les terminaux de gaz naturel liquéfié et en privilégiant des contrats plus flexibles. Dans ce contexte, les nouveaux pipelines longue distance sont examinés avec prudence. Ils nécessitent des années de construction, sont exposés aux évolutions réglementaires liées à la transition énergétique et impliquent des engagements contractuels lourds. Demander aux acheteurs européens de s’engager sur des volumes significatifs pendant plusieurs décennies, sans cadre juridique et commercial parfaitement sécurisé, constitue un défi supplémentaire pour le projet marocain. Le gazoduc Nigéria–Maroc prévoit un passage par quatorze pays, dont certaines zones marquées par l’instabilité. Pour les investisseurs, chaque frontière supplémentaire signifie multiplication des cadres réglementaires, des droits de transit, des risques d’interruption et des incertitudes politiques. Plus un tracé est long et fragmenté, plus les coûts d’assurance et de couverture des risques augmentent, ce qui réduit mécaniquement la rentabilité du projet. Cette dimension géopolitique pèse lourdement dans les arbitrages financiers internationaux, où la stabilité et la prévisibilité constituent des critères déterminants.
Le corridor transsaharien : une approche intégrée
À l’opposé, le Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) repose sur une architecture plus compacte et plus cohérente. Long d’environ 4188 kilomètres, il traverse 1037 kilomètres au Nigéria, 841 kilomètres au Niger et 2310 kilomètres en Algérie, avec une capacité estimée entre 20 et 30 milliards de mètres cubes par an. Son coût est évalué entre 10 et 12 milliards de dollars pour le pipeline, auxquels s’ajoutent environ 3 milliards pour les centres de collecte, soit un montant nettement inférieur à celui du tracé atlantique. L’atout majeur du projet réside toutefois dans son intégration aux infrastructures existantes. Le gaz acheminé vers Hassi R’mel peut être injecté directement dans des réseaux déjà opérationnels comme Medgaz vers l’Espagne ou TransMed vers l’Italie. Cette connexion immédiate à des corridors fonctionnels réduit les coûts marginaux, raccourcit les délais d’intégration et améliore la visibilité des flux futurs, un facteur clé pour les financeurs. Le projet transsaharien bénéficie également d’un ancrage institutionnel africain, étant inscrit parmi les projets structurants soutenus dans le cadre des programmes continentaux d’intégration des infrastructures. Ce positionnement ouvre l’accès à des financements de développement et renforce sa crédibilité auprès des partenaires internationaux. Au-delà de l’exportation vers l’Europe, le corridor saharien présente une dimension régionale importante. Il contribue à réduire le torchage de gaz au Nigéria, améliore l’accès à l’énergie au Niger et génère des revenus de transit, des emplois et des opportunités industrielles le long de son tracé. Les données disponibles indiquent qu’environ 61 % du projet aurait déjà été réalisé. L’Algérie aurait achevé la majeure partie de son tronçon jusqu’à la région d’Ahenet, avec moins de 700 kilomètres restants vers la frontière nigérienne. Au Nigéria, le segment stratégique Ajaokuta–Kaduna–Kano, long de 614 kilomètres et d’un coût estimé à 2,8 milliards de dollars, afficherait environ 90 % d’avancement, avec une capacité proche de 20 milliards de mètres cubes par an. Ces éléments traduisent un niveau de matérialisation bien différent d’un projet resté au stade des annonces. Dans le langage des marchés, un pipeline partiellement construit présente un profil de risque nettement plus faible qu’une infrastructure intégralement théorique. Ainsi, au-delà des rivalités diplomatiques, la comparaison entre les deux tracés met en évidence une différence d’approche. D’un côté, un projet à coût élevé, sans clôture financière confirmée et exposé à des risques géopolitiques multiples. De l’autre, un corridor plus court, moins onéreux, connecté à un hub gazier existant et désormais engagé dans une phase opérationnelle. Comme le résument certains spécialistes du secteur : « le marché ne finance pas les discours, il finance les flux garantis ». Dans l’industrie gazière, la crédibilité se construit moins dans les déclarations que dans la capacité à transformer une vision stratégique en infrastructure réellement opérationnelle.