En six semaines, les deux projets qui ambitionnent d’acheminer le gaz nigérian vers le nord de l’Afrique et l’Europe ont franchi une étape majeure, mais pas la même. Alger a lancé le 4 juin les travaux du tronçon restant à construire sur son territoire, tandis que les États de la Cedeao ont signé le 19 juillet l’accord intergouvernemental du Gazoduc africain atlantique porté par Rabat et Abuja. À ce stade, le tracé algérien conserve un avantage décisif avec moins de kilomètres à poser, et un débouché sur un réseau déjà relié à l’Europe.
Le Nigeria dispose des plus importantes réserves gazières d’Afrique. La Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission les chiffre à 215,19 trillions de pieds cubes au 1er janvier 2026, contre 210,54 Tcf un an auparavant. Deux grands corridors cherchent à valoriser cette ressource. Le Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) remonte vers le nord à travers le Niger et le Sahara algérien jusqu’à Hassi R’Mel. Le Gazoduc africain atlantique (AAGP), longtemps appelé Nigeria-Morocco Gas Pipeline, longe la façade ouest-africaine jusqu’au Maroc.
Les deux projets ont le même partenaire nigérian, NNPC Limited, mais leur logique diffère. Le TSGP vise d’abord à raccorder le gaz nigérian au système algérien afin de l’acheminer vers les marchés internationaux. L’AAGP entend à la fois alimenter les pays qu’il traverse et ouvrir une nouvelle voie vers le Maroc et l’Europe.
L’été 2026 a fait apparaître une autre différence dans leurs avancées respectives. L’un a commencé à poser du tuyau, l’autre continue de construire son architecture institutionnelle.
Deux tracés, deux arithmétiques
Le TSGP est le plus ancien des deux projets. Un accord intergouvernemental entre l’Algérie, le Niger et le Nigeria a été signé à Abuja le 3 juillet 2009. Le projet était alors évalué à 10 milliards de dollars pour le gazoduc et 3 milliards supplémentaires pour les infrastructures de collecte.
Après plusieurs révisions, le ministère algérien présente aujourd’hui un tracé d’environ 4 200 kilomètres, pour une capacité initiale proche de 20 milliards de mètres cubes par an pouvant être portée à une trentaine. L’estimation financière avancée en juin se situe entre 12 et 18 milliards d’euros. Le chiffre de 4 128 kilomètres, longtemps repris dans les documents du projet, continue de circuler avec sa ventilation par pays, que les données publiées en 2026 ne recoupent plus tout à fait.
L’AAGP est beaucoup plus long. NNPC le situe à près de 6 900 kilomètres, quand la Cedeao évoquait 6 800 kilomètres, dont environ 5 100 en mer. Sa capacité annoncée est de 30 milliards de mètres cubes par an et son coût estimé autour de 25 à 26 milliards de dollars risque d’être réévalué pendant les travaux.
La comparaison brute a toutefois ses limites, car l’AAGP n’est pas uniquement un tube d’exportation. Il doit alimenter les marchés ouest-africains et connecter plusieurs bassins de production. Sur ses 30 milliards de mètres cubes de capacité théorique, la moitié serait récupérée en route et jusqu’à 15 milliards seraient disponibles pour le Maroc et les marchés européens.
À Hassi R’Mel, l’avantage structurel de l’Algérie
La principale différence entre les deux projets se situe en aval. Le gaz acheminé par le TSGP n’a pas besoin qu’un nouveau corridor soit construit entre Hassi R’Mel et l’Europe car il doit rejoindre le réseau national algérien et les infrastructures d’exportation déjà en service. C’est l’un des principes retenus dans l’étude actualisée, qui prévoit d’utiliser autant que possible les installations existantes afin de réduire les dépenses d’investissement.
L’Algérie dispose de deux grandes sorties gazières opérationnelles vers l’Union européenne avec TransMed, qui rejoint l’Italie via la Tunisie, et Medgaz, qui relie directement Béni Saf à l’Espagne.
Cette infrastructure existante ne signifie pas que le passage de dizaines de milliards de mètres cubes supplémentaires serait gratuit, ni qu’aucun renforcement du réseau ne serait nécessaire. Mais elle simplifie l’équation car l’Algérie possède déjà le hub, les canalisations vers le nord, les connexions méditerranéennes et l’expérience commerciale d’un grand exportateur gazier.
Le 4 juin dernier, à Aoulef, dans la wilaya d’Adrar, Alger, Niamey et Abuja sont passés de cette logique théorique à une première phase physique. Le ministère algérien parle du lancement du premier tronçon restant à réaliser dans l’extrême Sud algérien, après validation la veille de l’étude de faisabilité actualisée par Penspen.
L’annonce d’un gazoduc de 4 200 kilomètres ne signifie donc pas que l’Algérie ait autant de réseau neuf à poser car une partie des infrastructures nécessaires existe déjà au Nigeria et surtout en Algérie. Le principal morceau à organiser et à financer restant le passage nigérien, évalué actuellement à environ 720 kilomètres.
Le nombre et la diplomatie, avantage marocain
Rabat dispose lui d’un atout autant que d’un inconvénient que le projet transsaharien ne peut pas reproduire avec le nombre de pays associés. Ainsi, le 19 juillet, lors du sommet de Freetown, les États membres de la Cedeao ont signé l’accord intergouvernemental encadrant l’AAGP. Cette signature donne corps à l’approbation politique obtenue lors du 66e sommet de l’organisation, en décembre 2024.
Le cadre intergouvernemental n’est pas pour autant bouclé. NNPC précisait le 20 juillet que le Maroc et la Mauritanie devaient encore signer le texte lors d’une cérémonie ultérieure. Ce n’est qu’après cette étape que doivent être installées la Pipeline Higher Authority à Abuja et la société de projet à Casablanca, avant la mobilisation des investisseurs et la décision finale d’investissement. L’avancée est diplomatique, et ne correspond pas encore à la recherche du financement et encore moins au démarrage des travaux.
Rabat travaille, en effet, parallèlement au financement. Le Maroc a ouvert des discussions à Washington avec des institutions américaines et multilatérales, notamment l’US Exim Bank et la Banque mondiale, sans qu’un bouclage financier ait été annoncé.
L’autre force du projet réside dans son découpage car le Maroc prévoit une construction par phases. D’abord un raccordement au nord aux ressources du Sénégal et de la Mauritanie, puis le développement de sections autour du Ghana et de la Côte d’Ivoire, et enfin la jonction avec le Nigeria. Chaque segment pourrait ainsi produire une valeur économique avant l’achèvement de l’ensemble du corridor. L’argument vaut davantage pour l’intégration régionale ouest-africaine que pour un acheminement rapide du gaz nigérian vers l’Europe.
Le maillon sahélien
Le principal handicap du TSGP reste géographique. Son passage par le Niger expose une infrastructure linéaire de plusieurs centaines de kilomètres aux risques sécuritaires du Sahel. L’enjeu est suffisamment important pour que la sécurisation de la relation Alger-Niamey accompagne désormais la relance énergétique.
Le rapprochement entre les deux pays s’est encore matérialisé le 9 août par le don algérien de quatre hélicoptères à l’armée nigérienne, deux Mi-24V et deux Mi-171, accompagnés de munitions, de pièces détachées et d’équipements de maintenance. Ce soutien militaire participe au renforcement des capacités d’un pays dont la stabilité conditionnera la sécurité du corridor.
Le projet atlantique de son côté contourne le cœur du Sahel. Il multiplie en revanche les juridictions, les zones économiques maritimes, les accords de transit et les régimes fiscaux, treize pays côtiers étant concernés par le tracé annoncé par NNPC.Du pain béni pour les avocats.
L’inconnue nigériane
Une incertitude demeure commune aux deux projets, le Nigeria lui-même. Si avec 215,19 Tcf de réserves, la ressource existe, le régulateur nigérian reconnaissait encore en mai 2026 le paradoxe d’un pays disposant d’immenses réserves tout en peinant à satisfaire complètement son propre marché, en raison notamment du décalage entre production, infrastructures et distribution. Il faudra disposer des investissements en amont et des volumes effectivement mobilisables pour remplir un ou deux gazoducs. C’est aussi ce qui rend improbable un scénario où deux tuyaux de 30 milliards de mètres cubes fonctionneraient simultanément à pleine capacité avec le seul gaz nigérian.
Si l’AAGP dispose d’une logique régionale que le transsaharien n’a pas à la même échelle, le critère central de l’acheminement du gaz nigérian jusqu’au marché européen et du délai de mis en oeuvre reste largement favorable à Alger. Environ 4 200 kilomètres contre près de 6 900, trois États directement impliqués contre treize pays côtiers, une enveloppe de 12 à 18 milliards d’euros contre 25 à 26 milliards de dollars qui risquent de grossir dès le premier coup de pioche, et à l’arrivée un réseau déjà relié à l’Italie et à l’Espagne.
S’y ajoute une différence de stade d’avancement car le TSGP a validé son étude actualisée et ouvert un chantier alors que l’AAGP doit encore compléter son accord intergouvernemental, installer ses structures et réunir ses financements avant toute décision finale d’investissement.
Longtemps en avance, le TSGP doit maintenant accélérer s’il ne veut pas laisser son concurrent progresser.
