Le consortium mené par les françaises Phénixa et Oréade-Brèche, l'américaine CSA Ocean Sciences et la marocaine Ziz Geo Consulting a présenté ce 14 juillet 2026 l'étude d'impact du tronçon marocain du gazoduc africain atlantique. Long de 2 220 kilomètres, ce segment s'inscrit dans un projet global de 6 900 km, estimé à 25 milliards de dollars, devant relier le Nigeria au Maroc en traversant 13 États côtiers. Au-delà des aspects techniques, cette étape révèle les ambitions et les fragilités d'une infrastructure censée renforcer la souveraineté énergétique régionale, mais dont le financement et le calendrier restent incertains.

Infographie — Gaz naturel

L'étude d'incidences environnementales et sociales, commandée par l'Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) et la Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd), détaille une section marocaine de 1 830 kilomètres terrestres et 390 kilomètres sous-marins, ponctuée de quatre stations de compression à Boujdour, Tan-Tan, Agadir et Safi. Ces installations, espacées de 300 à 320 kilomètres, occuperont chacune environ 64 hectares et maintiendront la pression du gaz sur une conduite de 48 pouces de diamètre. La mise en service commerciale est projetée au deuxième trimestre 2031. Le rapport qualifie la conduite de l'un des plus grands projets d'infrastructure gazière en Afrique, destiné à transporter les réserves nigérianes vers les pays d'Afrique de l'Ouest, puis vers le Maroc et l'Europe.

Un projet au service de la souveraineté énergétique régionale

Le gazoduc africain atlantique entend répondre à un déficit chronique d'accès à l'énergie en Afrique de l'Ouest, où le taux d'électrification avoisine 50 % dans les zones rurales. En desservant les centres urbains et industriels du littoral, il pourrait alimenter des centrales électriques, des usines et des foyers, réduisant la dépendance au pétrole importé ou au charbon. Pour les États traversés, le transit générerait des redevances et des taxes, tandis que l'accès à une énergie moins chère pourrait stimuler l'industrialisation. Toutefois, cette promesse de souveraineté repose sur un schéma où le Nigeria, premier producteur de gaz d'Afrique, reste le fournisseur principal, créant une asymétrie potentielle : les pays ouest-africains deviendraient tributaires de la production nigériane, dont la stabilité est régulièrement mise à l'épreuve par le vol de brut, les sabotages et les retards d'investissement.

Des enjeux géopolitiques et concurrentiels

Le tracé du gazoduc africain atlantique suit la façade atlantique jusqu'au Maroc, puis, par le détroit de Gibraltar, vers l'Europe. Ce choix n'est pas neutre : il court-circuite le projet concurrent de gazoduc transsaharien (Nigeria-Algérie), porté par Alger et soutenu par la Russie, qui traverserait le Niger et l'Algérie. Le gazoduc atlantique renforce ainsi le rôle du Maroc comme hub énergétique régional, au détriment de l'Algérie, et s'inscrit dans le partenariat stratégique entre Rabat et Abuja. Par ailleurs, le projet fait double emploi avec le gazoduc ouest-africain existant, qui relie le Nigeria au Ghana via le Togo et le Bénin, mais dont la capacité est limitée (environ 2 milliards de mètres cubes par an). Le nouveau gazoduc, avec un diamètre de 48 pouces, pourrait transporter jusqu'à 30 milliards de mètres cubes par an, selon les estimations, ce qui en ferait l'une des plus grandes infrastructures gazières du continent. Mais cette capacité n'a de sens que si la production nigériane suit, or le pays peine à atteindre ses quotas OPEP et à attirer les investissements nécessaires.

Un financement colossal et des défis environnementaux

Le coût de 25 milliards de dollars, réparti sur 13 pays, pose la question du financement. Les bailleurs traditionnels (Banque mondiale, Banque africaine de développement) hésitent à s'engager sur des projets gaziers, dans un contexte de transition énergétique mondiale. Les fonds souverains et les compagnies pétrolières internationales, comme TotalEnergies ou Shell, pourraient être sollicités, mais leur appétit pour le gaz africain a diminué depuis la baisse des prix de 2020-2024 et la montée des critères ESG. Le consortium devra également composer avec les exigences environnementales : le tronçon marocain traverse des zones côtières sensibles, et les études d'impact devront convaincre les communautés locales et les ONG. Les quatre stations de compression, chacune sur 64 hectares, généreront des émissions et des nuisances sonores, tandis que la construction du gazoduc terrestre pourrait affecter les pâturages et les cultures.

Un calendrier optimiste face aux réalités

La mise en service commerciale au deuxième trimestre 2031 paraît ambitieuse au regard des délais habituels pour ce type de mégaprojet. Le gazoduc ouest-africain, long de 678 km, avait nécessité plus de dix ans entre la signature du protocole d'accord (2003) et la mise en service (2014). Pour 6 900 km, les obstacles seront multiples : expropriations, coordination entre 13 États aux régimes juridiques hétérogènes, sécurisation des zones instables (delta du Niger, nord du Nigeria, Sahel). L'évolution temporelle du projet montre une accélération récente : le protocole d'accord entre le Nigeria et le Maroc date de 2016, et les études de faisabilité n'ont été lancées qu'en 2022. La présentation du tronçon marocain en 2026 marque un progrès significatif, mais le chemin jusqu'à la première goutte de gaz reste long.

Le gazoduc africain atlantique illustre les paradoxes de la souveraineté énergétique en Afrique de l'Ouest : pour sortir de la précarité, les États misent sur une infrastructure géante, dépendante d'un fournisseur unique et de financements extérieurs de plus en plus réticents. Au-delà du projet lui-même, c'est la place du gaz dans le mix énergétique régional qui est en jeu, alors que les renouvelables solaires et éoliens progressent rapidement. Le succès du gazoduc dépendra autant de sa construction que de sa capacité à s'adapter à un monde où le gaz n'est plus considéré comme une énergie de transition, mais comme un actif stratégique dont la rentabilité future s'amenuise.