Le gazoduc transsaharien (Trans-Saharan Gas Pipeline, TSGP) est l'un des projets d'infrastructure les plus anciens du continent africain. Proposé pour la première fois dans les années 1970, il a été régulièrement relancé puis abandonné au gré des cycles politiques et économiques. Sa résurrection en 2026 tient à la conjonction de trois facteurs : la volonté européenne de réduire définitivement sa dépendance au gaz russe, la disponibilité de financements internationaux pour les projets de diversification énergétique, et la stabilisation relative du corridor Nigéria-Niger-Algérie (Bloomberg, 5 juin 2026).
Le tracé prévu s'étend sur 4 128 kilomètres. Il débute dans la région de Warri, dans le delta du Niger (sud du Nigéria), remonte vers le nord à travers le Niger (en passant par la région d'Agadez), traverse le Sahara algérien (en se connectant aux installations gazières existantes à Hassi R'Mel) et aboutit aux terminaux d'exportation de GNL et de gaz par pipeline sur la côte méditerranéenne algérienne (Arzew, Skikda). De là, le gaz peut être acheminé vers l'Europe via les gazoducs existants Transmed (Algérie-Tunisie-Italie) et Medgaz (Algérie-Espagne), ou exporté sous forme de GNL par voie maritime.
À titre de comparaison, le gazoduc Nord Stream 1 avait une capacité de 55 Gm³/an
Le coût total du projet est estimé à environ 20 milliards de dollars, répartis entre les trois pays participants (Nigéria, Niger, Algérie) avec un soutien significatif des institutions financières européennes (Banque européenne d'investissement) et des fonds souverains du Golfe. La construction devrait durer entre 5 et 7 ans, avec une première phase de mise en service partielle prévue pour 2030.
La guerre en Ukraine et la rupture des approvisionnements russes ont constitué un choc énergétique sans précédent pour l'Union européenne. Avant 2022, la Russie fournissait environ 40% du gaz consommé dans l'UE, principalement via les gazoducs Nord Stream 1, Yamal-Europe et le corridor ukrainien. La décision de Moscou de réduire puis de couper les livraisons a contraint l'Europe à une diversification accélérée : développement accéléré des terminaux GNL (plus de 15 nouveaux terminaux en 3 ans), contrats de long terme avec les États-Unis, le Qatar et le Mozambique, et relance des projets de gazoducs alternatifs (Bloomberg, 5 juin 2026).
Dans cette recomposition, le corridor africain joue un rôle stratégique. L'Algérie est déjà le deuxième fournisseur de gaz de l'UE par pipeline (après la Norvège), avec des exportations d'environ 35 Gm³/an via les gazoducs Transmed et Medgaz. Le Nigéria, premier producteur africain de gaz naturel avec des réserves prouvées de plus de 200 000 Gm³ (les neuvièmes plus importantes au monde), est un géant gazier largement sous-exploité : la majeure partie de sa production est soit réinjectée dans les puits de pétrole, soit brûlée en torchère (gas flaring), faute d'infrastructures d'exportation.
« Le gazoduc transsaharien n'est pas seulement un projet énergétique. C'est une infrastructure de souveraineté européenne. Il garantit que l'UE ne sera plus jamais otage d'un fournisseur unique. » : Analyse NOETRA
L'engagement européen dans le projet transsaharien est massif. La Banque européenne d'investissement (BEI) a annoncé un prêt de 5 milliards d'euros, et plusieurs États membres (Italie, Espagne, Allemagne) ont signé des accords bilatéraux d'achat de gaz à long terme avec le Nigéria pour sécuriser les futurs volumes. Cette approche combine financement public, garanties d'achat et soutien diplomatique, une architecture qui rappelle celle qui avait permis la construction des gazoducs nord-africains dans les années 1980-1990.
Pour l'Algérie, le gazoduc transsaharien représente une opportunité stratégique majeure. Le pays, dont les réserves propres de gaz naturel s'épuisent progressivement (elles sont passées de 4 500 Gm³ en 2000 à environ 2 300 Gm³ en 2026), voit dans ce projet un moyen de prolonger son rôle de fournisseur gazier de l'Europe en devenant un pays de transit — et donc un hub énergétique incontournable. L'Algérie percevra des droits de transit sur chaque mètre cube de gaz nigérian traversant son territoire, une source de revenus pérenne qui compensera le déclin de sa propre production.
Au-delà de l'aspect économique, le projet renforce la position géopolitique d'Alger en Europe. Depuis la rupture avec la Russie, les capitales européennes courtisent les grands producteurs gaziers alternatifs. L'Algérie a su exploiter cette fenêtre d'opportunité : le président Abdelmadjid Tebboune a signé en 2025 des accords de coopération énergétique avec l'Italie (Giorgia Meloni), la France (Gabriel Attal) et l'Espagne, sécurisant des prix avantageux et des engagements d'achat de long terme. Le gazoduc transsaharien consolide cette position en faisant de l'Algérie le hub gazier de la Méditerranée occidentale.
Le principal obstacle au gazoduc transsaharien n'est ni technique ni financier : il est sécuritaire. Le tracé traverse le nord du Nigéria (régions de Kaduna et Kano), le Niger (région d'Agadez) et le sud de l'Algérie, soit le cœur de la zone d'instabilité sahélienne. Les groupes terroristes affiliés à Al-Qaïda (JNIM) et à l'État islamique (ISGS) opèrent activement dans ces régions, où ils ont déjà attaqué des infrastructures pétrolières et minières. La protection d'un pipeline de 4 128 km contre le sabotage représente un défi sécuritaire colossal, qui nécessitera une coopération militaire étroite entre les trois pays et potentiellement un appui occidental (Bloomberg, 5 juin 2026).
Le deuxième risque est financier. Le coût estimé de 20 milliards de dollars est élevé pour des pays dont les finances publiques sont déjà sous tension. Le Nigéria, malgré ses réserves gazières, fait face à une crise budgétaire chronique (le service de la dette absorbe plus de 90% des revenus de l'État fédéral). Le Niger, l'un des pays les plus pauvres au monde, ne peut contribuer que marginalement au financement. L'Algérie, bien que disposant de réserves de change substantielles (environ 80 milliards de dollars), doit arbitrer entre ce projet et d'autres priorités (diversification économique, subventions sociales). Le soutien européen, bien qu'important, ne couvre qu'une partie du coût total, et les investisseurs privés pourraient hésiter face aux risques sécuritaires.
Le gazoduc Nigeria-Maroc (Nigeria-Morocco Gas Pipeline, NMGP), soutenu par le Maroc et le Nigéria, propose un tracé alternatif le long de la côte atlantique, traversant le Bénin, le Togo, le Ghana, la Côte d'Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone, la Guinée, la Guinée-Bissau, la Gambie, le Sénégal et la Mauritanie avant d'atteindre le Maroc, d'où le gaz pourrait être acheminé vers l'Espagne via le détroit de Gibraltar. Ce tracé, bien que plus long (5 660 km), présente l'avantage de longer la côte (accès logistique plus facile) et de desservir de nombreux pays ouest-africains, créant un marché régional du gaz. La compétition entre les deux projets pourrait diluer les financements et retarder la réalisation des deux infrastructures.
- Sécurité sahélienne : Le tracé traverse des zones contrôlées ou contestées par des groupes terroristes (JNIM, ISGS). La protection d'une infrastructure linéaire de 4 128 km nécessitera une force de sécurité dédiée de plusieurs milliers d'hommes, un déploiement coûteux et sans garantie absolue d'efficacité. Un seul sabotage majeur pourrait interrompre les livraisons pendant des mois et décourager les acheteurs européens.
- Stabilité politique au Nigéria : Le delta du Niger, point de départ du gazoduc, reste une zone de conflit entre groupes armés locaux, compagnies pétrolières et forces gouvernementales. Le vol de brut (oil bunkering), les enlèvements et le sabotage d'infrastructures sont endémiques. Sans une sécurisation durable de cette région, l'approvisionnement en gaz ne peut être garanti.
- Délais et surcoûts : Les grands projets d'infrastructure en Afrique accusent systématiquement des retards et des dépassements de budget significatifs. Le gazoduc de l'Afrique de l'Ouest (WAGP, 678 km entre le Nigéria et le Ghana) a coûté 1,5 fois le budget initial et a été livré avec 3 ans de retard. Extrapolé au TSGP (6 fois plus long), le risque de dérive est majeur.
- Transition énergétique européenne : L'UE vise la neutralité carbone en 2050 et prévoit une réduction drastique de sa consommation de gaz naturel d'ici là. Le gazoduc transsaharien, dont la mise en service complète est prévue vers 2032-2033, pourrait arriver sur un marché européen du gaz déjà en déclin structurel, réduisant sa rentabilité et la justification économique du projet.
- Concurrence du GNL : Le gaz naturel liquéfié (GNL) offre une flexibilité que les gazoducs ne peuvent égaler : il peut être redirigé vers n'importe quel marché en fonction des prix. Les États-Unis, le Qatar et l'Australie développent massivement leurs capacités de liquéfaction. Si le marché mondial du GNL devient structurellement excédentaire dans les années 2030, le gaz par pipeline transsaharien pourrait perdre sa compétitivité-prix face au GNL.