L’approbation politique du gazoduc Nigeria-Maroc relance la compétition entre deux corridors énergétiques africains. Une autre voie est pourtant techniquement envisageable : prolonger le réseau atlantique jusqu’au Maroc, le relier au système algérien à Hassi R’Mel et utiliser plusieurs sorties vers l’Europe. Un scénario qui exigerait des investissements supplémentaires, mais surtout une coopération aujourd’hui presque impensable entre les deux voisins maghrébins.
Gazoduc : un réseau qui existe déjà en Algérie
L’Algérie ne déménagera pas. Le Maroc non plus. Entre les deux pays, la frontière restera ce qu’elle est : une ligne terrestre de plus de 1 500 kilomètres, entourée de différends historiques, de rivalités diplomatiques et d’une profonde méfiance stratégique. Mais sous cette frontière, ou à proximité, passent déjà les éléments d’un système énergétique qui pourrait un jour relier le golfe de Guinée, l’Afrique de l’Ouest, le Sahara, la Méditerranée et l’Europe.
Le 19 juillet 2026, les chefs d’Etat de la Communauté économique des Etats de l’Afrique de l’Ouest ont approuvé à Freetown un accord intergouvernemental portant sur le gazoduc Nigeria-Maroc. Le projet, évoqué depuis 2016, doit longer la façade atlantique, traverser ou desservir treize pays et parcourir environ 6 000 kilomètres avant de rejoindre le royaume. Son coût est estimé à 23 milliards d’euros. Les travaux pourraient commencer en 2028 et les premières livraisons intervenir en 2031, selon le calendrier communiqué par les promoteurs.
L’annonce constitue un jalon diplomatique important. Elle ne vaut toutefois ni financement définitif, ni décision finale d’investissement, ni début de chantier. Une société de projet doit encore être créée à Casablanca, une autorité de gouvernance installée à Abuja, puis des investisseurs mobilisés. Il faudra également conclure des accords de transit, fixer les tarifs, garantir les volumes de gaz disponibles et répartir les responsabilités entre une longue série d’Etats et d’opérateurs.
Le projet est souvent présenté comme le rival du gazoduc transsaharien, défendu depuis plus de vingt ans par l’Algérie, le Nigeria et le Niger. Long d’environ 4 200 kilomètres, celui-ci doit relier les zones gazières nigérianes au grand carrefour algérien de Hassi R’Mel. Sa capacité annoncée atteint 30 milliards de mètres cubes par an, pour un coût généralement évalué entre 10 milliards et 20 milliards de dollars. Le corridor marocain, plus long et plus cher, pourrait acheminer jusqu’à 18 milliards de mètres cubes vers l’Europe, tout en alimentant les pays côtiers situés sur son parcours.
Depuis plusieurs années, les deux infrastructures sont décrites comme les instruments d’une « guerre des gazoducs » entre Alger et Rabat. A première vue, la comparaison paraît inévitable. Les deux projets partent du même pays producteur, le Nigeria. Ils visent tous deux à desservir des marchés africains et à atteindre les consommateurs européens. Ils promettent l’industrialisation, l’intégration régionale et la sécurité énergétique. Chacun offre aussi à son parrain maghrébin une influence politique considérable sur les flux énergétiques du continent.
Mais cette lecture exclusivement concurrentielle repose sur une hypothèse contestable : celle selon laquelle le gaz nigérian devrait obligatoirement choisir entre le Maroc et l’Algérie. Les infrastructures pourraient, au contraire, être envisagées comme les branches complémentaires d’un réseau africain. Le gazoduc atlantique pourrait atteindre le Maroc, alimenter directement la péninsule Ibérique et, sous réserve d’importantes adaptations, être relié à l’est au système algérien. Hassi R’Mel deviendrait alors non pas l’aboutissement exclusif de la voie transsaharienne, mais l’un des principaux carrefours d’un ensemble beaucoup plus vaste.
Un réseau existe déjà entre Hassi R’Mel et l’Europe
Cette hypothèse ne part pas de zéro. Le gazoduc Maghreb-Europe, ou GME, relie depuis 1996 Hassi R’Mel à la péninsule Ibérique en traversant le nord de l’Algérie, le Maroc et le détroit de Gibraltar. Selon les sources et les périmètres retenus, sa longueur totale est estimée à environ 1 400 à 1 620 kilomètres. Sa capacité nominale est généralement évaluée à quelque 12 milliards de mètres cubes par an. Sa construction avait coûté approximativement 2,3 milliards de dollars de l’époque.
Pendant vingt-cinq ans, le système a transporté du gaz algérien vers le Maroc, l’Espagne et le Portugal. Le royaume recevait une partie du gaz comme rémunération du transit et utilisait cette ressource pour alimenter notamment ses centrales électriques. L’infrastructure avait été construite alors même que la frontière terrestre entre les deux pays était fermée. Ce précédent rappelle qu’un ouvrage énergétique peut fonctionner entre deux Etats politiquement hostiles lorsque les contrats, les opérateurs et les intérêts économiques sont suffisamment solides.
Cette coopération a pris fin le 31 octobre 2021. Après la rupture de leurs relations diplomatiques, Alger a décidé de ne pas renouveler l’accord encadrant le transit. Les exportations algériennes vers l’Espagne ont été réorientées vers Medgaz, la conduite reliant directement l’Algérie à Almería sans passer par le Maroc. En juin 2022, une partie du GME a été utilisée en sens inverse afin d’acheminer du gaz depuis l’Espagne vers le Maroc.
Cette inversion constitue un précédent technique important, mais elle ne suffit pas à démontrer que la totalité du réseau peut immédiatement transporter de grands volumes depuis le Maroc jusqu’à Hassi R’Mel. Le flux Espagne-Maroc concerne essentiellement la section ibérique, le détroit et le réseau marocain. Prolonger ce fonctionnement jusqu’en Algérie nécessiterait une étude complète des pressions, des stations de compression, des vannes, du comptage et des dispositifs de sécurité sur la section orientale.
Un gazoduc n’est pas un simple tube dans lequel le produit circule indifféremment dans les deux sens. Sa conception dépend d’un régime de pression, d’un emplacement précis des compresseurs et d’un ensemble de procédures opérationnelles. Une conduite peut être rendue bidirectionnelle, mais cela suppose généralement des modifications techniques, parfois des équipements neufs et toujours une coordination entre les gestionnaires.
La faisabilité générale paraît néanmoins crédible. Les tronçons terrestres du GME ont un diamètre important, de l’ordre de 48 pouces, et l’ouvrage possède déjà des stations de compression et des points de contrôle. Mais aucune estimation publique sérieuse ne permet aujourd’hui de chiffrer le coût d’une réversibilité complète entre le Maroc et Hassi R’Mel. Affirmer qu’il suffirait d’« ouvrir une vanne » serait trompeur. Affirmer que l’opération serait techniquement impossible le serait tout autant.
Hassi R’Mel, carrefour plutôt que destination finale
L’intérêt d’un raccordement à Hassi R’Mel tient à la position singulière de ce site dans le système gazier nord-africain. Le gisement et les installations qui l’entourent sont connectés aux grands axes algériens. De là, le gaz peut être dirigé vers la consommation nationale, vers les installations de gaz naturel liquéfié ou vers plusieurs corridors méditerranéens.
Medgaz relie le système algérien à Almería. Si l’on inclut la section terrestre reliant Hassi R’Mel à Béni Saf et les quelque 210 kilomètres sous-marins jusqu’à l’Espagne, le parcours représente environ 757 kilomètres. Sa capacité, initialement fixée à 8 milliards de mètres cubes par an, a été portée à environ 10,5 milliards après une extension entrée en service en 2021.
L’Algérie dispose également du corridor Transmed, qui rejoint l’Italie en passant par la Tunisie et la Sicile. Relier le gazoduc atlantique au système de Hassi R’Mel ne servirait donc pas seulement à envoyer du gaz marocain ou nigérian vers l’Espagne par Medgaz. Ce raccordement ouvrirait théoriquement plusieurs directions : le marché algérien, l’Espagne, l’Italie, les installations de liquéfaction et, selon les capacités disponibles, d’autres usages industriels régionaux.
Pour livrer uniquement l’Espagne, un détour par Hassi R’Mel et Medgaz ne serait pas nécessairement la solution la plus rationnelle. Lorsque le gaz atteint le nord du Maroc, la traversée directe du détroit de Gibraltar par le GME est géographiquement plus courte. Le détour oriental consisterait à envoyer le produit vers l’Algérie, puis à le ramener vers la Méditerranée occidentale.
Le bénéfice serait ailleurs : dans la redondance. Un réseau maillé ne dépend pas d’une seule route ni d’un seul pays de transit. Une maintenance, une crise politique ou une panne sur un corridor ne condamne pas nécessairement l’ensemble du système. En période de tension énergétique, cette souplesse possède une valeur économique qui ne se réduit pas au nombre de kilomètres parcourus.
La capacité constitue cependant une limite majeure. Medgaz peut transporter environ 10,5 milliards de mètres cubes par an, tandis que le projet Nigeria-Maroc évoque jusqu’à 18 milliards de mètres cubes destinés à l’Europe et que le projet transsaharien affiche une ambition de 30 milliards. Ces chiffres sont des capacités théoriques et non des prévisions garanties de production. Ils montrent néanmoins que Medgaz ne pourrait pas absorber seul les volumes annoncés, d’autant qu’il transporte déjà du gaz algérien.
La solution serait de répartir les flux : une partie vers l’Espagne directement depuis le Maroc, une autre vers l’Algérie, une troisième destinée aux pays africains traversés. Des extensions de capacité, de nouvelles stations de compression ou, à plus long terme, des conduites supplémentaires pourraient être envisagées. Mais additionner mécaniquement les capacités nominales du GME et de Medgaz serait une erreur : les limites des réseaux amont, les obligations contractuelles, la consommation locale et les conditions de pression déterminent les volumes réellement disponibles.
La première destination devrait être l’Afrique
L’un des risques du débat actuel est de considérer ces projets essentiellement comme des autoroutes destinées à exporter du gaz vers l’Europe. Le tracé atlantique n’a pourtant de sens économique et politique que s’il dessert les pays africains qui prennent le risque de l’accueillir.
Près de 600 millions d’habitants d’Afrique subsaharienne vivent encore sans électricité. La Banque mondiale et la Banque africaine de développement ont lancé la « Mission 300 », qui vise à raccorder 300 millions de personnes supplémentaires d’ici à 2030. La Banque mondiale insiste notamment sur l’importance des réseaux régionaux, du partage transfrontalier de l’énergie et de la mobilisation d’investissements privés.
Un gazoduc ne fournit cependant pas directement de l’électricité. Pour transformer le gaz en développement, il faut financer en parallèle des centrales, des réseaux de transport électrique, des branchements industriels, des unités de stockage et des systèmes de distribution. Sans ces investissements, la conduite pourrait traverser des territoires où les populations continueraient à manquer d’énergie, tandis que le produit serait exporté vers des consommateurs solvables situés plus au nord.
Le gaz peut alimenter des centrales pilotables, utiles pour stabiliser des réseaux électriques intégrant progressivement davantage de solaire et d’éolien. Il peut aussi servir de matière première pour les engrais azotés, le méthanol, la pétrochimie, le verre, la céramique et certains procédés sidérurgiques. Dans des économies dépendantes des importations d’engrais et de produits industriels, cette utilisation locale peut créer davantage de valeur que la simple perception d’une redevance de transit.
Le modèle devrait donc être fondé sur des embranchements nationaux et des engagements de livraison. Chaque pays traversé devrait disposer d’un droit contractuel à une quantité de gaz, à un prix défini selon des règles transparentes. Les gouvernements devraient publier les tarifs de transit, les garanties environnementales et les revenus attendus. Les infrastructures électriques et industrielles liées au projet devraient être décidées avant la construction, et non promises après coup.
L’expérience du West African Gas Pipeline appelle à la prudence. Ce gazoduc d’environ 678 kilomètres relie le Nigeria au Bénin, au Togo et au Ghana. Présenté comme un premier pas vers l’intégration énergétique régionale, il a subi des retards, des difficultés techniques et des problèmes de disponibilité du gaz. Son existence prouve que des infrastructures transfrontalières sont possibles en Afrique de l’Ouest, mais aussi que la construction d’un tube ne garantit pas la régularité des livraisons.
Le Nigeria possède d’importantes réserves gazières, mais doit simultanément satisfaire une demande intérieure considérable, développer son électricité, alimenter ses industries et honorer ses exportations de gaz naturel liquéfié. L’insécurité, le vol d’hydrocarbures, l’insuffisance des infrastructures de collecte et les incertitudes réglementaires limitent depuis longtemps la valorisation de cette ressource.
Le pays figure également parmi les principaux Etats responsables du torchage de gaz. En 2024, plus de 150 milliards de mètres cubes ont été brûlés dans le monde, selon la Banque mondiale, et neuf pays, dont le Nigeria, concentraient environ les trois quarts des volumes. Une partie du gaz aujourd’hui gaspillé pourrait théoriquement être captée et commercialisée, mais seulement au prix d’investissements dans la collecte, le traitement et la compression. Un gazoduc continental ne réduira le torchage que s’il est directement relié à ces installations.
Ni projet marocain ni projet algérien, mais une architecture commune
Une coopération entre Alger et Rabat ne signifierait pas que l’un des deux pays renonce à son projet. Le gazoduc transsaharien pourrait continuer à relier directement le Nigeria, le Niger et l’Algérie. Le gazoduc atlantique pourrait parallèlement desservir les pays côtiers jusqu’au Maroc. Les deux axes aboutiraient à un système nord-africain interconnecté.
Cette architecture présenterait un avantage pour le Nigeria, qui ne dépendrait pas d’une seule route d’exportation. Elle offrirait au Niger et aux pays du Sahel un accès potentiel au corridor transsaharien, tandis que les Etats côtiers bénéficieraient de la branche atlantique. Le Maroc conserverait son rôle de porte occidentale vers l’Europe. L’Algérie renforcerait la fonction de Hassi R’Mel comme carrefour méditerranéen et valoriserait son expérience dans le transport, le traitement et l’exportation du gaz.
La concurrence pourrait même discipliner les coûts. Si plusieurs routes et plusieurs points de sortie existent, aucun pays de transit ne peut imposer seul ses conditions. Les producteurs peuvent arbitrer entre les marchés en fonction des prix, de la disponibilité et des contrats. Les consommateurs gagnent, eux aussi, en sécurité d’approvisionnement.
Mais un tel réseau ne peut dépendre de la qualité fluctuante des relations entre deux gouvernements. La fermeture du corridor en 2021 montre qu’un différend diplomatique peut neutraliser une infrastructure parfaitement fonctionnelle. Aucun investisseur ne mobilisera plusieurs dizaines de milliards d’euros si le transit peut être interrompu unilatéralement à chaque crise régionale.
Il faudrait donc créer un régime juridique plus robuste que les accords bilatéraux traditionnels. Une autorité indépendante pourrait gérer l’allocation des capacités, certifier les volumes, publier les tarifs et assurer la continuité technique. Les contrats devraient prévoir un arbitrage international et limiter strictement les motifs permettant de suspendre les flux. Une garantie multilatérale pourrait être apportée par la Banque africaine de développement, la Banque mondiale, la Banque africaine d’import-export ou d’autres institutions capables de couvrir une partie du risque politique.
La gouvernance devrait distinguer la propriété des molécules de celle des infrastructures. Du gaz nigérian pourrait transiter par le Maroc puis l’Algérie sans devenir marocain ou algérien. Des mécanismes de suivi permettraient d’identifier les volumes injectés et retirés, comme cela se pratique sur les réseaux intégrés. Les droits de transit seraient payés selon des règles prévisibles, indépendamment du désaccord politique entre les Etats.
Cette proposition paraît aujourd’hui irréaliste. Les relations algéro-marocaines sont trop dégradées, notamment en raison du Sahara occidental, de la compétition régionale et d’accusations réciproques en matière de sécurité. Pourtant, le GME lui-même avait été construit malgré la fermeture de la frontière terrestre. La géographie avait imposé une forme limitée de coopération économique là où la diplomatie échouait.
Un financement plus difficile qu’auparavant
La question européenne complique encore l’équation. Après l’invasion de l’Ukraine par la Russie, les pays européens ont cherché de nouvelles sources de gaz, donnant un nouvel élan politique aux projets africains. Mais une infrastructure mise en service dans les années 2030 devra fonctionner pendant plusieurs décennies. Or l’Europe développe les énergies renouvelables, améliore son efficacité énergétique, augmente ses capacités d’importation de gaz naturel liquéfié et poursuit un objectif de neutralité climatique en 2050.
La consommation européenne de gaz a déjà reculé par rapport aux niveaux précédant la crise énergétique. Les scénarios de l’Agence internationale de l’énergie demeurent sensibles aux politiques adoptées, mais ils soulignent l’incertitude entourant la demande à long terme dans les économies développées. Le gaz pourrait conserver une place dans l’industrie, la production électrique d’appoint et la sécurité du système, sans pour autant justifier tous les projets d’importation actuellement proposés.
Pour être finançable, le réseau africain ne devrait donc pas dépendre exclusivement d’une promesse de ventes européennes. Il lui faudrait des contrats d’achat de longue durée conclus avec des centrales, des industries et des distributeurs africains. Les exportations vers l’Europe deviendraient un complément rentable et une source de devises, non l’unique raison d’être du projet.
Les bailleurs devront aussi examiner les émissions de méthane, les conséquences environnementales du chantier, les risques pour les zones côtières et la compatibilité de l’infrastructure avec les politiques climatiques. Le gaz émet moins de dioxyde de carbone que le charbon lorsqu’il est brûlé dans une centrale moderne, mais les fuites de méthane peuvent réduire cet avantage. Présenter le projet comme automatiquement « vert » serait donc abusif.
Une stratégie crédible pourrait intégrer progressivement des gaz à faible teneur en carbone, du biométhane ou, après d’importantes adaptations, de l’hydrogène. Toutefois, la compatibilité future avec l’hydrogène ne doit pas être utilisée comme un slogan permettant d’éviter les études techniques. Les matériaux, les compresseurs, les joints et les conditions de sécurité ne sont pas identiques. Une conduite conçue pour le gaz naturel n’est pas nécessairement prête à transporter de l’hydrogène pur.
Commencer par les connexions les plus utiles
Plutôt que d’annoncer immédiatement une « autoroute gazière » continue de plusieurs milliers de kilomètres, les promoteurs pourraient construire le réseau par étapes. Le premier objectif devrait être de renforcer la production et les infrastructures nigérianes, puis de fiabiliser le West African Gas Pipeline existant.
Des sections supplémentaires pourraient ensuite desservir les marchés les plus proches et les plus solvables, en fonction des besoins électriques et industriels. Chaque phase devrait avoir son propre modèle économique, afin que l’échec ou le retard d’un tronçon n’immobilise pas tout le projet.
Au nord, le Maroc pourrait développer les raccordements entre le futur gazoduc atlantique, ses centrales, ses zones industrielles et le GME. Une étude technique conjointe, menée avec des experts indépendants, pourrait déterminer les investissements nécessaires pour rendre la totalité de la liaison Maroc-Algérie bidirectionnelle. Cette étude devrait préciser les limites de pression, le nombre de stations de compression, les capacités de stockage et le coût réel des adaptations.
L’Algérie pourrait, de son côté, évaluer la capacité disponible entre sa frontière occidentale, Hassi R’Mel, Béni Saf et les départs vers l’Espagne et l’Italie. Une éventuelle extension de Medgaz devrait être comparée à la remise en service complète du GME vers l’Espagne. Pour certaines destinations, la route directe par le détroit restera probablement moins coûteuse ; pour d’autres, le passage par Hassi R’Mel offrira une plus grande flexibilité.
Enfin, un accord politique limité pourrait précéder une normalisation diplomatique générale. Alger et Rabat n’auraient pas besoin de résoudre immédiatement tous leurs contentieux pour autoriser un transit commercial soumis à une gouvernance internationale. Ils devraient seulement reconnaître une réalité simple : aucune des deux nations ne disparaîtra, et leur sécurité énergétique sera durablement liée à celle de leur voisinage.
Transformer une rivalité en assurance collective
Le projet de réseau intégré ne doit pas être idéalisé. Il serait extrêmement coûteux, techniquement complexe et exposé à des risques sécuritaires sur plusieurs milliers de kilomètres. La quantité de gaz réellement disponible au Nigeria reste incertaine. Les investisseurs exigeront des garanties. Les marchés européens pourraient absorber moins de volumes qu’espéré. Les pays traversés pourraient contester le partage des revenus. Et la coopération algéro-marocaine demeure, à court terme, l’obstacle le plus difficile.
Mais la stratégie actuelle présente elle aussi des risques. Deux projets concurrents cherchent les mêmes ressources, les mêmes financements et en partie les mêmes clients. Chacun est brandi comme la preuve du leadership régional de son promoteur. Cette compétition peut conduire à des infrastructures surdimensionnées, à des annonces sans financement ou à l’abandon des deux corridors.
L’alternative consiste à traiter le gaz comme une infrastructure de coopération plutôt que comme une arme de prestige. Le corridor atlantique possède une forte valeur régionale parce qu’il dessert de nombreux pays. Le corridor transsaharien est plus court et donne accès au système gazier algérien. Le GME offre une liaison existante entre Hassi R’Mel, le Maroc et l’Espagne. Medgaz fournit une sortie directe supplémentaire vers l’Europe. Transmed ouvre la voie italienne.
Pris séparément, chacun de ces ouvrages comporte des faiblesses. Reliés, ils pourraient constituer un système doté de plusieurs sources, plusieurs marchés et plusieurs voies de secours.
La véritable question n’est donc peut-être pas de savoir si le gaz nigérian passera « par le Maroc » ou « par l’Algérie ». Elle est de déterminer si les Etats africains accepteront de bâtir un réseau dans lequel aucun pays ne possédera seul toutes les clés.
L’Afrique a besoin d’électricité, d’engrais, d’industries et de revenus d’exportation. Le Maroc a besoin d’un approvisionnement énergétique fiable. L’Algérie a intérêt à préserver son rôle de grand carrefour gazier. Le Nigeria doit valoriser une ressource encore insuffisamment transformée et réduire le gaspillage. L’Europe, enfin, recherche de la diversité, même si ses besoins futurs restent incertains.
La géographie ne résoudra pas les conflits politiques. Elle rappelle seulement leur permanence. L’Algérie et le Maroc resteront voisins. Le choix qui leur est offert n’est pas entre la proximité et la séparation, mais entre une proximité organisée et une rivalité coûteuse.
Un gazoduc ne réconciliera pas à lui seul le Maghreb. Mais une infrastructure protégée des crises, transparente dans ses revenus et utile aux populations pourrait créer un intérêt commun concret. Dans une région où les grands discours d’unité ont souvent échoué, quelques milliards de mètres cubes circulant dans les deux sens constitueraient peut-être un commencement plus solide.
Khaled Boulaziz
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