Le 15 juillet 2026, le champ gazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA) est toujours attendu pour une mise en production commerciale d'ici la fin de l'année. Mais l'annonce de l'achèvement des études techniques du gazoduc Afrique-Atlantique, reliant le Nigeria au Maroc, introduit une concurrence inédite. Pour Dakar et Nouakchott, ces deux mégaprojets posent des questions cruciales de souveraineté énergétique et de partage de la rente.

Infographie — Gaz naturel

Contexte : des projets gaziers majeurs en Afrique de l'Ouest

Le Sénégal et la Mauritanie s'apprêtent à devenir producteurs de gaz naturel grâce au projet GTA, un champ transfrontalier estimé à 15 billions de pieds cubes de gaz. Opéré par BP et Kosmos Energy, avec un investissement de plus de 10 milliards de dollars, il doit fournir les premiers volumes de GNL avant la fin 2026. Parallèlement, le gazoduc Afrique-Atlantique, porté par le Nigeria et le Maroc, avance avec des études techniques achevées et un coût prévisionnel de 25 milliards de dollars pour 6 900 kilomètres à travers 13 pays. Ces deux infrastructures redessinent la carte énergétique régionale.

Les enjeux de souveraineté du Sénégal et de la Mauritanie

Les déclarations du Premier ministre sénégalais Ousmane Sonko en mai 2026, appelant à « l'accélération de la valorisation des ressources » et confirmant des discussions avec BP, illustrent les tensions sur le partage de la rente. Dakar cherche à renégocier les termes du partenariat avec les majors, une tendance observée ailleurs en Afrique, comme au Ghana ou au Mozambique. Pour les deux pays, l'enjeu dépasse la simple rente pétrolière : il s'agit de construire une souveraineté énergétique, de réduire la dépendance aux importations de produits pétroliers et de sécuriser l'approvisionnement électrique. Le projet GTA représente ainsi un levier de développement, mais sa mise en production a connu des retards depuis 2024, attisant les impatiences.

La concurrence inédite du gazoduc Afrique-Atlantique

L'avancée du gazoduc Afrique-Atlantique offre une option alternative pour évacuer le gaz. Plutôt que de liquéfier sur place, l'exportation par pipeline vers les marchés ouest-africains et européens via le Maroc devient envisageable. Ce nouveau débouché terrestre pourrait modifier les équilibres de négociation pour Dakar et Nouakchott face à BP. Le gazoduc, qui nécessite une coordination entre 13 États côtiers, impose également une géopolitique régionale recomposée. Pour le Sénégal et la Mauritanie, la coexistence des deux infrastructures pose une question stratégique : faut-il miser sur le GNL, avec des coûts de liquéfaction élevés mais une flexibilité commerciale, ou sur un pipeline, dont la rentabilité dépend de la stabilité des contrats de long terme et de la sécurité des tracés ?

Perspectives : un arbitrage entre deux modèles gaziers

Le timing des annonces n'est pas anodin. Alors que le Sénégal et la Mauritanie espèrent des premières recettes gazières pour financer leur développement, le gazoduc Afrique-Atlantique pourrait offrir une concurrence aux exportations de GNL. Les majors, de leur côté, observent ces évolutions : BP et Kosmos Energy doivent composer avec des États plus exigeants, tandis que les promoteurs du gazoduc cherchent à sécuriser des volumes. Dans ce jeu complexe, les deux pays devront arbitrer entre la valorisation rapide de leurs ressources via le GTA et l'intégration régionale à long terme promise par le pipeline. La décision finale dépendra des négociations en cours et des garanties institutionnelles apportées à chaque projet.

Au-delà du Sénégal et de la Mauritanie, ces deux modèles – GNL flottant et gazoduc terrestre – illustrent les mutations du secteur gazier en Afrique de l'Ouest. Entre souveraineté nationale et intégration régionale, chaque État cherche la voie la plus avantageuse. Mais une question demeure : dans quelle mesure ces infrastructures, loin d'être concurrentes, pourraient-elles à terme se compléter pour créer un véritable marché régional du gaz ?