• L’AAGP : Caractéristiques techniques et ressources gazières

Ce projet de gazoduc offshore devrait relier Lagos au Nigeria à Dakhla (ex Sahara occidental), puis en onshore avec un possible raccordement au gazoduc Maghreb-Europe (GME). Sa longueur sera de 6 900 km dont 5 100 km offshore (le plus long du monde), il concernera 16 pays et permettra une intégration régionale en termes de sécurité énergétique, de décarbonation et d’industrialisation. Il s’agit d’un budget de 25 G$. La signature du FID a eu lieu le 19 Juillet 2026 à Freetown sous l’égide de la CDEAO. Les partenaires du projet sont NNPC, ONHYM, NOCs, SMH. Les travaux se dérouleraient de 2028 à 2031. Avec un diamètre de 48’’, une pression de 200 bars (offshore) puis 100 bars (onshore) et 12 stations de re-compression, il aura une capacité maximale de 30 Gm3/an dont 15 Gm3 pour Europe, les réserves provenant du Nigeria principalement, mais possiblement du Sénégal et de la Mauritanie. Il démarrera en 2031 à 15 Gm3/an pour atteindre 30 Gm3 en 2041. La mise en fonction se fera en trois phases : Phase 1A : une connexion Sud entre le Ghana et la Côte d’Ivoire qui étendrait l’actuel pipe WAGP (5 Gm3/an), avec une option de connexion des champs venant du Niger et du Mali; Phase 1B : connexion Nord reliant le Sénégal au Maroc (15 Gm3/an); Phase 2 : connexion Sud entre le Nigéria et le Ghana (WAGP); et enfin la Phase 3 avec la jonction complète entre la Côte d’Ivoire et le Sénégal en 2041, pour une capacité de 30 Gm3/an. Le Nigéria, 1^er producteur africain avec 75 Gm3 en 2025, en exporte 26 Gm3/an par GNL avec une future capacité de 40 Gm3/an en 2030 (train 7 de Bonny NLNG), il en utilise 22 Gm3/an pour le maintien de production pétrolière, en consomme localement 11Gm3/an, et 8 Gm3/an pour la production électrique. Il n’a donc que très peu de gaz disponible, car celui du nord du pays (Kano) doit alimenter Abuja en électricité avec le pipe AKK en construction pour une capacité de 3,5 Gm3/an, et seul le pipe OB-3 en construction reliant des champs proches du delta à Bonny pourrait être prolongé vers l’AAGP. Il existe des ressources résiduelles avec des champs offshores isolés (ex : OML 136) qui pourraient être raccordés au pipe WAGP, avec plus de 270 Gm3 de réserves pour alimenter l’AAGP vers le Ghana. Pour le Sénégal, les réserves 2P sont de 27 Tcf, soit environ 750 Gm3, mais seul le champ de Tortue produit 3.3 Gm3 /an vers l’usine FLNG pour l’export et pourrait doubler sa capacité en 2030. En Mauritanie, le champ de Bir Allah (ex-Marsouin) avec plus de 750 Gm3 de réserves 2P serait un bon candidat pour AAGP avec 15 Gm3/an mais son développement est encore incertain. Au Cameroun le champ de Yolanda (2 Tcf en 2P) a un accord avec la Guinée pour fournir le MegaHub offshore de Punta Europa (EGNLG). En Guinée Equatoriale, le champ d’Alba en déclin exporte aussi vers terminal EGNLG, le Projet EG-27 d’ENI est en attente d’évaluation et un gazoduc Nigéria-Guinée pour alimenter le MegaHub est en préparation.

• AAGP : aspects géopolitiques et géo-économiques

De nombreuses incertitudes géopolitiques viennent s’ajouter aux défis techniques-ressources. Ce projet comporte des risques liés aux fragilités structurelles de nombreux pays africains, avec de fortes fractures internes aux Etats, que l’on retrouve souvent sur le tracé principal du gazoduc et sur ses éventuelles bretelles d’approvisionnement terrestre vers l’intérieur de l’Afrique de l’Ouest. Incertitudes aussi sur la solidité du montage financier du projet, des bailleurs de fonds multilatéraux aux contributions des Etats, auxquelles s’ajoute l’absence d’une stratégie gazière clairement définie au niveau de l’Union Européenne, principal débouché commercial hors Afrique. Pour les principaux Etats concernés, l’évaluation géo-économique montre que 4 d’entre eux disposent de bien peu de marge financière (Nigeria, Algérie, Sénégal, Cameroun) alors que 3 s’en sortent mieux (Maroc, Ghana, Côte d’Ivoire).

Du gaz nigérian dans l’AAGP ? Depuis l’instauration du Fédéralisme au Nigeria en 1967 et la guerre du Biafra, le nombre d’Etats fédérés est passé de 12 à 36. La redistribution de la rente pétrolière, avec un accès direct garanti constitutionnellement pour chaque nouvel Etat créé a surtout favorisé l’émergence d’une caste politico-administrative, au gré de cette évolution territoriale, orchestrée par les 3 grandes ethnies majoritaires du pays. Ce partage de la rente bénéficie peu aux populations et prive la NNPC de ressources essentielles, ce qui explique en partie l’absence de développement de son formidable potentiel gazier jusqu’ici. S’y ajoute une dette extérieure récurrente très importante de l’Etat et un budget fédéral financé à seulement 54% pour 2026.

Au nord de l’AAGP, c’est la rivalité entre le Maroc et l’Algérie, notamment sur le Sahara occidental, qui pose question (avec un avantage actuel pour le Maroc), ainsi que leurs stratégies respectives d’influence envers les 3 pays enclavés du Sahel.  Le Maroc dispose de nombreux atouts avec un développement financier, industriel et maritime, des services de sécurité vigilants et des soutiens politiques internationaux de poids, qui rassurent à leur tour les analystes financiers.

En conclusion, l’AAGP reste un projet pharaonique très ambitieux avec deux sources majeures de gaz : le Nigeria n’a pas de problème de réserves pour alimenter le gazoduc mais une production qui stagne depuis 10 ans et la concurrence de son propre GNL ; le couple Sénégal – Mauritanie qui pose la question de la réalité des réserves après le départ de certains opérateurs. Les deux acteurs majeurs du projet, le Nigéria et le Maroc présentent des risques avérés, soit socio-politiques, économiques ou conflictuels. Il semble difficile d’affirmer aujourd’hui que l’AAGP pourra être intégralement réalisé.