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Alger et Rabat convoitent le gaz du Nigeria

Le Maroc a relancé l’idée d’acheminer le gaz nigérian vers l’Europe, en concurrence avec le projet proposé depuis 2002 par l’Algérie. Prix bas de l’or noir, coûts pharaoniques, sécurité, etc., les deux initiatives sont confrontées à d’importants obstacles.

Par Jean-Michel Meyer

Sur le papier, c’est un projet majeur. Évident. Indiscutable. « Structurant » comme disent les experts. Bâtir sur des milliers de kilomètres un gazoduc capable de relier les riches réserves de gaz du Nigeria à l’Europe énergivore, tout en desservant en gaz les pays africains disséminés le long du tracé, est un investissement unanimement reconnu… mais qui éprouve les pires difficultés à voir le jour.

« Relier l’Afrique subsaharienne à l’Union européenne par un gazoduc est un projet économique assez logique. Les deux blocs intéressés en discutent avec de plus en plus d’intensité depuis le début des années 2000 », indiquait déjà, en 2010, Benjamin Augé.

Le chercheur de l’IFRI (Institut français des relations internationales) analysait alors la viabilité du Trans-saharan Gas Pipeline (TSGP), un gazoduc annoncé en 2002 pour relier le Nigeria à l’Algérie, puis à l’Europe, à partir de 2015 ou 2017 au plus tard…

Perdu depuis dans les sables du Sahara, le projet rebondit du côté de Rabat. En visite à Abuja en décembre 2016, Mohammed VI a annoncé, avec le président Muhammadu Buhari, la création du Trans-African Pipeline (TAP), un projet concurrent déroulé du Nigeria au Maroc, le long de la côte Atlantique, cette fois.

Les deux chefs d’États ont surmonté la brouille entre leurs deux pays au sujet de la question du Sahara pour afficher leur détermination en mobilisant leurs fonds souverains. Ithmar Capital, pour le Maroc, et la Nigeria Sovereign Investment Authority (NSIA), à Lagos, s’apprêtent à lancer les premières études pour déterminer le coût et élaborer le montage financier du futur TAP. « Il est temps que la richesse africaine profite aux Africains », a insisté le roi du Maroc.

Il n’en fallait pas tant à Alger pour réacti­ver le TSGP, appelé aussi Nigal, contraction de Nigeria-Algérie. Le 13 décembre, Mohammed VI présidait à Casablanca la première réunion sur la « faisabilité technique et le financement du projet » du gazoduc Nigeria-Maroc.

Le même jour, le vice-président du Nigeria, Yemi Osinbajo, était reçu à Alger par le président Abdelaziz Bouteflika et son Premier ministre, Abdelmalek Sellal, pour réaffirmer les projets communs aux deux pays, comme « le gazoduc transsaharien ».

Ce n’est pas un hasard si Alger et Rabat font les yeux doux aux autorités de Lagos. Le Nigeria possède les plus importantes réserves prouvées de gaz en Afrique. Le pays les a estimés à 180 000 milliards de pieds cubes (180 trillions cubic feet, tcf), ce qui le situe au 9e rang mondial.

En 2015, le Nigeria a produit 1,55 tcf de gaz naturel, se classant parmi les trente premiers producteurs mondiaux. Si les activités d’exploration sont axées sur l’offshore profond et ultra-profond, les réserves prouvées du pays se situent surtout dans le delta du Niger.

Mais la production est pénalisée par le manque d’infrastructures pour monétiser cette ressource naturelle. Aujourd’hui, le Nigeria exporte par méthaniers 80 % de son gaz naturel sous forme de gaz liquéfié (GNL).

Le reste est commercialisé via le gazoduc ouest-africain (WAGP). Long de 678 kilomètres, immergé dans l’océan sous 35 mètres d’eau, il dessert le Bénin, le Togo et le Ghana, et fournit ces pays en gaz pour produire de l’électricité.

Inauguré en 2011, il est la propriété d’un consortium composé d’entreprises publiques des États traversés et des groupes Chevron et Shell.

Deux projets distincts

Dès janvier 2002, à Abuja, la Sonatrach, la compagnie pétrolière nationale algérienne, et la Nigerian National Petroleum Corp. (NNPC), signaient un mémorandum d’entente pour la construction du TSGP.

Doublé d’un réseau de télécommunication en fibre optique, le gazoduc doit s’étirer sur près de 4 200 kilomètres, traversant le Nigeria sur 1 037 km, le Niger (841 km) et l’Algérie (2 310 km) pour une capacité de 20 à 30 milliards m3/ an, destinés à alimenter l’Europe à partir de l’Espagne.

En 2002, un coût initial de 5 à 6 milliards de dollars était avancé. Le 3 juillet 2009, les ministres du pétrole et de l’énergie d’Algérie, du Niger et du Nigeria concluaient un protocole d’accord pour construire le gazoduc.

La Sonatrach évoquait alors une facture de 10 à 12 milliards $. À cette époque, Total et Gazprom ont fait part de leur intérêt, et la Banque mondiale et l’Union européenne étaient annoncées comme les principaux bailleurs.

S’il voit le jour, le projet de gazoduc immergé entre le Maroc et le Nigeria suivra, de son côté, la côte Atlantique sur 4 000 km environ, avant de se connecter à l’Espagne depuis le Maroc.

Le TAP devrait prolonger le gazoduc WAGP ouest-africain. Pour remonter vers le Maroc, l’infrastructure nécessitera la participation et l’accord, en théorie, de treize pays bordés par le gazoduc.

L’annonce par le Sénégal et la Mauritanie que les deux pays produiront du gaz en 2021 est une bonne nouvelle pour le TAP.

Leur gisement commun, estimé à 450 milliards de mètres cubes, l’un des plus vastes d’Afrique, est situé à 8 kilomètres des côtes sur la frontière maritime entre le Sénégal et la Mauritanie. À quoi s’ajoute l’exploitation de gisements de gaz par la Côte d’Ivoire. Déjà, la Cedeao a validé un projet d’extension du gazoduc ouest-africain jusqu’en Côte d’Ivoire et au Sénégal.

L’hypothèque de la sécurité

Pour convaincre d’autres investisseurs ainsi que les pays situés le long du tracé du futur gazoduc, le Maroc et le Nigeria proposent de greffer sur l’infrastructure gazière des pôles industriels intégrés (industrie, agrobusiness, engrais, etc.) et de créer « un marché régional compétitif » de l’électricité grâce au gaz transporté.

Reste l’écueil de la protection de ce long serpent d’acier. « Techniquement, nous avons les moyens de surveiller des installations immergées de ce type, grâce à l’imagerie satellitaire, des drones ou des systèmes de résonance, qui permettent de déceler à quel endroit a pu être percé un pipe. Mais protéger un tel gazoduc demeure une gageure. La faisabilité en est extrêmement difficile et coûteuse », explique Antony Couzian-Marchand, directeur général de Gallice International Services, société spécialisée dans le conseil aux États et aux entreprises.

Les coûts de protection d’un pipeline de 5 000 kilomètres sont estimés à plusieurs centaines de millions de dollars, voire jusqu’à 1 milliard $ par an. Et sans une garantie absolue de protection. Un drone sous-marin bourré d’explosif, qui s’achète 7 000 $, peut être dirigé à n’importe quel endroit de l’infrastructure.

Traverser une zone désertique, truffée de bandes de terroristes qui vivent de nombreux trafics, comme pour le TSGP, est à peine plus simple, guère moins coûteux, mais un peu plus efficace, grâce à des moyens techniques plus nombreux : drones, présence humaine, écoutes, renseignements, caméras, etc.

Mais là aussi les risques demeurent. « Avec le pétrole de l’État islamique en Syrie, la Turquie a démontré récemment qu’il était possible de détourner une partie de la production de brut en organisant une chaîne logistique parallèle pour le trans­port du pétrole », rappelle Antony Couzian- Marchand.

Résultat ? Tant que le baril de brut demeu­rera aussi bas et que l’instabilité politique, économique et sociale affectera les pays traversés, le gaz nigérian n’est pas près de gagner l’Europe par un gazoduc terrestre ou immergé.

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Written by African Business

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