Gazoduc Nigeria-Maroc : coûts et date d’arrivée du gaz en question

De Casablanca à Abuja, la signature de l’accord intergouvernemental le 19 juillet représente un tournant pour ce projet visant à transporter le gaz ouest-africain vers le Maroc et l’Europe, soutenu par d’importantes réserves gazières au Nigeria, au Sénégal et en Mauritanie. Qui financera ce projet, comment sera-t-il construit au Maroc et pourquoi la première livraison de gaz n’est-elle attendue qu’en 2031 ? Voici un aperçu.

L’essentiel

L’accord intergouvernemental signé à Freetown par les États membres de la Cédéao constitue une avancée politique significative avant la décision finale d’investissement. Après les signatures attendues du Maroc et de la Mauritanie, la gouvernance sera partagée entre Casablanca et Abuja : une société de projet sera établie au Maroc pour gérer la structuration, le développement et l’exploitation, tandis que l’Autorité supérieure du gazoduc sera basée au Nigeria. Le coût du projet est estimé à 25 milliards de dollars. Le schéma de financement proposé combine divers instruments pour mobiliser des capitaux sur les marchés africains et internationaux. Du côté marocain, le tracé R24, récemment communiqué, vise à minimiser l’impact socio-environnemental sur un segment terrestre de 1.830 km en évitant les zones sensibles, les dunes mobiles, les lignes électriques et les sols karstiques. Le calendrier opérationnel prévoit une première livraison de gaz d’ici 2031, dans le cadre du déploiement de la phase 1 du projet. Le segment nord de cette première phase devrait être alimenté par les ressources du bassin sénégalo-mauritanien, notamment le gisement transfrontalier GTA, avec éventuellement des contributions de Yakaar-Teranga et de Bir Allah pour sécuriser les flux vers le Maroc et l’Europe.

Les détails

La 69ᵉ session ordinaire des chefs d’État et de gouvernement de la Cédéao, qui s’est 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 signer cet accord lors d’une cérémonie ultérieure. Cette étape est cruciale pour ce mégaprojet reliant l’Afrique à l’Europe via le Maroc, car elle permettra d’avancer vers la décision finale d’investissement (FID), prévue au cours de l’année à venir.

En janvier 2026, la compagnie pétrolière du Nigeria (NNPC) a réaffirmé la priorité du gazoduc africain atlantique en le classant en « catégorie A » dans son plan directeur gazier. Ce statut inclut 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 mixte pour séduire les investisseurs

L’accord intergouvernemental signé le 19 juillet représente une avancée majeure 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, est l’une des prochaines étapes importantes, accompagnée de la mise en place de l’Autorité supérieure du gazoduc, qui sera située à Abuja. Dans une discussion 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 responsable de la levée de fonds et de l’attraction des investisseurs. Le schéma envisagé repose sur un modèle de financement mixte permettant d’utiliser 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 dépend avant tout de l’abondance des ressources qu’il est destiné à transporter. Avec environ 210 Tcf de réserves gazières prouvées, soit près de 5.950 milliards de m³, et un potentiel supplémentaire pouvant atteindre 600 Tcf, soit près de 17.000 milliards de m³, le Nigeria possède l’un des potentiels gaziers les plus importants au monde. Dans une première phase, deux segments doivent être développés indépendamment : 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 segments et prolonger le réseau jusqu’aux gisements nigérians, assurant ainsi la continuité entre le Nigeria, le Maroc et l’Europe.

Pour le segment nord de cette première phase, l’alimentation du gazoduc devrait principalement provenir des 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, appelée « Phase 1+ », est à l’étude pour maximiser l’utilisation des infrastructures existantes et 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 pour une décision finale d’investissement et une première production reste à confirmer. De son côté, la Mauritanie possède un gisement géant encore inactif : 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) approchent de leur achèvement. Le tracé le plus récent, 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 effectués pour maintenir le tracé à proximité des routes existantes, facilitant ainsi la logistique tout en évitant les zones sensibles et en limitant 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, un 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