Le Nigeria et le Maroc s’apprêtent à signer un accord intergouvernemental majeur pour lancer officiellement la construction du Gazoduc Afrique Atlantique. Estimé à 25 milliards de dollars, ce pipeline de 6 900 kilomètres longerait la façade atlantique de l’Afrique en traversant 13 États. Mais derrière les annonces, les analyses indépendantes révèlent des failles structurelles que ni Rabat ni Abuja ne semblent pressés de résoudre.
Ce que l’accord de 2026 change concrètement
Amina Benkhadra, directrice générale de l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM), a confirmé à l’agence Reuters qu’un accord-cadre intergouvernemental (IGA) sera signé avant fin 2026. Ce document juridique engagera les 13 pays participants et servira de base légale pour la création de deux structures opérationnelles : une Haute Autorité du Pipeline, basée au Nigeria, et une coentreprise ONHYM-NNPC, domiciliée au Maroc.
Ce n’est pas une déclaration d’intention de plus. Les études de faisabilité et les études d’ingénierie de base (FEED) sont achevées. La Nigerian National Petroleum Company (NNPC) a officiellement inscrit ce gazoduc parmi ses priorités absolues pour 2026 dans sa feuille de route vers le statut de « superhub énergétique africain ». Le projet avance. La question n’est plus diplomatique. Elle est financière.
Un tracé en trois phases, une livraison après 2031
Le gazoduc ne sera pas construit d’un seul tenant. La stratégie retenue prévoit trois phases successives :
- Phase 1 : Raccordement Mauritanie–Sénégal–Maroc, avec un objectif de premières livraisons à l’horizon 2031
- Phase 2 : Extension Ghana–Côte d’Ivoire
- Phase 3 : Connexion au grand tronçon nigérian — l’épine dorsale du projet — prévue au-delà de 2035
Cette séquence reflète une réalité rarement explicitée dans les communiqués officiels : le pipeline complet Nigeria-Maroc, tel qu’annoncé depuis 2016, ne sera opérationnel que dans une décennie au minimum. À titre de comparaison, le gazoduc Medgaz reliant l’Algérie à l’Espagne a nécessité sept ans de construction pour un tracé dix fois plus court.
Le marché européen : un débouché qui rétrécit
Le projet repose sur un pari central : vendre le gaz nigérian à l’Europe. Mais ce marché n’est plus celui de 2016. Depuis la rupture avec le gaz russe en 2022, l’Union européenne a profondément restructuré ses approvisionnements en faveur du gaz naturel liquéfié (GNL), livré par méthaniers depuis les États-Unis, le Qatar et l’Afrique de l’Est. Ce choix est structurel : le GNL offre une flexibilité de sourcing qu’aucun gazoduc fixe ne peut égaler.
Le cabinet North Africa Risk Consulting a modélisé les flux de revenus attendus en croisant la capacité du pipeline (30 milliards de m³/an), les volumes absorbés par les pays de transit pour leur propre consommation, et la demande européenne projetée. Sa conclusion, publiée en 2025 et confirmée en 2026, est sans appel : le retour sur investissement du projet est estimé à 288 ans dans le scénario le plus favorable. Aucun fonds d’infrastructure, aucune banque de développement ne finance un actif à horizon de retour tricentenaire.
Le verrou en amont que personne ne veut nommer
Charles Majomi, consultant indépendant spécialisé dans les marchés gaziers ouest-africains, identifie un obstacle antérieur à tout le reste : « Rien de tout cela n’a réellement de sens tant que les investissements dans les infrastructures en amont ne sont pas pris au sérieux ».
Le problème est concret. Le Nigeria dispose des septièmes réserves prouvées de gaz naturel au monde, estimées à 5 700 milliards de mètres cubes. Mais chaque année, le pays torche — brûle à la flamme — une quantité de gaz équivalente à la consommation annuelle entière du Sénégal, faute de réseau de collecte suffisant. Sans investissement massif dans les têtes de puits, les stations de compression et les collecteurs régionaux du delta du Niger, le gaz destiné au pipeline restera dans le sous-sol.
Wumi Iledare, professeur émérite d’économie pétrolière et l’une des références académiques du secteur en Afrique de l’Ouest, souligne que le projet présente des risques opérationnels et financiers élevés que les projections officielles minimisent systématiquement. Il cite notamment l’instabilité sécuritaire dans plusieurs pays du tracé — dont des États du Sahel atlantique où des groupes armés ont déjà ciblé des infrastructures pétrolières.
La logique marocaine : un hub plus qu’un client
Pour comprendre pourquoi Rabat pousse ce projet malgré les risques, il faut sortir de la logique purement énergétique. Le Maroc importe aujourd’hui la quasi-totalité de ses besoins en énergie fossile. Il n’est pas le moteur du projet parce qu’il a besoin de gaz nigérian pour sa consommation intérieure — ses besoins peuvent être couverts par le GNL algérien ou qatari à moindre coût.
Il le porte parce qu’il ambitionne de devenir le nœud de transit énergétique entre l’Afrique subsaharienne et l’Europe du Sud. Ce rôle lui conférerait un levier considérable dans ses négociations avec Bruxelles, au moment où l’UE cherche à sécuriser des corridors énergétiques alternatifs après la crise russo-ukrainienne. C’est une stratégie de puissance, pas une stratégie d’approvisionnement.
Cette distinction est fondamentale : elle explique pourquoi le Maroc accepte de co-financer des études et de créer des structures institutionnelles pour un projet dont la rentabilité directe est douteuse. Le retour sur investissement qu’il vise n’est pas uniquement financier.
Ce que la signature de 2026 ne garantit pas
La signature d’un IGA est une condition nécessaire, pas suffisante. Elle donne un cadre juridique mais ne débloque pas les milliards nécessaires à la construction. Or, à ce jour, aucune institution financière internationale — ni la Banque africaine de développement, ni la Banque mondiale, ni un consortium de banques commerciales — n’a annoncé de prise de participation.
Sans assurances de crédit export adossées à des États garants ou à des agences de garantie multilatérales, aucun appel d’offres de construction ne peut être lancé. C’est là, et non dans les cérémonies de signature, que se jouera l’avenir réel du projet.
entre vision continentale et réalisme financier
Le Gazoduc Nigeria-Maroc est, à ce stade, un projet politiquement vivant et économiquement fragile. La signature imminente de l’accord intergouvernemental représente une avancée réelle après dix ans de négociations entre 13 États aux intérêts divergents. Elle valide une vision : celle d’une Afrique de l’Ouest capable de valoriser ses ressources naturelles au lieu de les exporter brutes via des terminaux GNL.
Mais la vision ne construit pas les pipelines. Ce sont les contrats d’achat à long terme, les garanties bancaires et les plans de financement en fonds propres qui le font. Et sur ces trois points, le dossier reste vide.
Les prochains mois diront si l’accord de 2026 ouvre la voie à un financement crédible, ou s’il s’ajoute à la longue liste des mémorandums africains restés lettre morte. La réponse viendra non pas des palais présidentiels de Rabat et d’Abuja, mais des salles de crédit des banques de développement.
