Le 4 juin 2026, l’Algérie, le Niger et le Nigeria ont donné à Aoulef, dans la wilaya d’Adrar, le signal politique attendu depuis des années. Ce gazoduc doit relier les réserves nigérianes au hub algérien de Hassi R’Mel, puis aux infrastructures méditerranéennes connectées aux marchés européens. Selon Sonatrach, le tronçon algérien suivra le corridor de la Route transsaharienne, depuis la frontière algéro-nigérienne jusqu’au Centre national de dispatching du gaz. Ainsi, le projet ne part pas d’une page blanche : il s’appuie, au contraire, sur des réseaux routiers, des canalisations existantes et un système gazier algérien déjà orienté vers l’export.
Un gazoduc transsaharien conçu comme actif de transport, pas seulement comme symbole politique
Dans sa configuration actuelle, le gazoduc TSGP est d’abord une infrastructure de midstream continental. Son objet n’est pas uniquement de raccorder trois États producteurs ou de transit, mais de créer une chaîne d’acheminement capable d’absorber des volumes importants, puis de les orienter vers des débouchés multiples. Selon l’AFP, le gazoduc vise un débit annuel compris entre 20 et 30 milliards de mètres cubes. Par ailleurs, Xinhua évalue le linéaire total à 4 128 kilomètres, avec une capacité cible pouvant atteindre 30 milliards de mètres cubes par an. Pour un secteur gazier en quête de contrats longs et de flexibilité d’approvisionnement, ces volumes placent le TSGP dans la catégorie des grands corridors structurants, à condition que la disponibilité amont nigériane soit contractualisée sur une base robuste. En pratique, ce gazoduc devra aussi garantir une pression suffisante, une maintenance continue et une allocation claire des capacités entre exportation, transit et desserte régionale.
Le dimensionnement du gazoduc révèle aussi une logique d’optimisation algérienne. D’après Anadolu, la section nigériane s’étendrait sur 1 185 kilomètres, la section nigérienne sur 720 kilomètres et la section algérienne sur 2 424 kilomètres, dont 1 210 kilomètres à construire, le reste reposant sur des conduites déjà exploitées. Cette articulation est importante, car elle réduit théoriquement les besoins d’investissement greenfield en Algérie. De plus, elle permet de raccorder le flux à Hassi R’Mel, centre nerveux du gaz algérien, puis aux routes d’exportation existantes. Mohamed Arkab a décrit le projet comme “un moteur de développement économique et social, une source de richesse et d’emploi, et un outil de renforcement de l’intégration énergétique africaine”, selon Anadolu, dans une déclaration traduite de l’anglais.
Europe, Algérie, Niger : un gazoduc au cœur d’un arbitrage d’approvisionnement
Pour l’Europe, le gazoduc transsaharien ne se résume pas à une nouvelle ligne sur une carte. Depuis la réduction des flux russes, chaque source pipeline fiable hors Russie a repris une valeur stratégique, surtout si elle permet des livraisons par infrastructures existantes. Toutefois, la compétitivité du TSGP dépendra du coût complet livré, c’est-à-dire du capex, du tarif de transit, du coût de compression, des pertes opérationnelles, des garanties souveraines et des conditions contractuelles offertes aux acheteurs. Selon l’AFP, le ministère algérien estime désormais l’enveloppe entre 12 et 18 milliards d’euros, alors que le coût avait déjà été évalué à 13 milliards de dollars en 2006, puis à près de 20 milliards de dollars lors d’une actualisation en 2014. Autrement dit, le gazoduc doit encore démontrer sa trajectoire économique. C’est le point critique : un gazoduc de cette taille ne se finance pas seulement sur une annonce de capacité, mais sur des contrats d’achat, des garanties de transit et une visibilité tarifaire.
Pour l’Algérie, l’équation est plus large. Le gazoduc doit renforcer le rôle de hub d’Alger, mais aussi sécuriser une profondeur d’approvisionnement régionale, dans un marché où les contrats de long terme restent essentiels pour financer les grands ouvrages. Selon Sonatrach, le TSGP sera raccordé au réseau national de transport et aux infrastructures d’exportation actuellement opérationnelles en Algérie, ce qui assure son intégration aux systèmes régionaux et internationaux d’acheminement. En outre, le ministère algérien indique que le tronçon engagé pourra capter du gaz nigérian, mais également des volumes algériens additionnels issus de bassins en développement, notamment Ahnet, selon l’AFP. Cette précision compte : le gazoduc n’est donc pas seulement un tuyau d’import-export nigérian, mais aussi un levier de valorisation de ressources sahariennes algériennes.
Le gazoduc Nigeria-Algérie face au risque projet et à la concurrence atlantique
Le premier verrou reste la décision finale d’investissement. La cinquième réunion ministérielle du comité de pilotage, tenue à Alger le 3 juin 2026, a validé le rapport final de l’étude de faisabilité actualisée réalisée par Penspen, selon l’Agence nigérienne de presse et l’AFP. Cependant, les conclusions financières détaillées n’ont pas été rendues publiques. Par conséquent, le gazoduc est entré dans une phase de travaux côté algérien, mais le closing financier global n’est pas encore complètement documenté publiquement. Pour les investisseurs, cette zone grise pèsera autant que les paramètres techniques, car le projet traverse trois juridictions, plusieurs zones désertiques et des environnements de risque différenciés. De surcroît, la sûreté des chantiers, la protection des ouvrages linéaires et la coordination douanière conditionneront le coût réel du projet.
Le deuxième verrou est la concurrence des corridors. Le gazoduc Nigeria-Maroc, désormais associé au corridor gazier Afrique-Atlantique, revendique une autre logique : longer la façade ouest-africaine, agréger des marchés côtiers, puis viser une connexion euro-méditerranéenne. Selon l’AFP, ce projet concurrent porterait sur environ 6 000 kilomètres, avec un coût annoncé de 23 milliards d’euros et une capacité pouvant atteindre environ 31 milliards de mètres cubes par an. Face à lui, le gazoduc transsaharien présente une route plus directe vers Hassi R’Mel et les interconnexions algériennes. Néanmoins, il traverse des zones sahéliennes plus sensibles. Dès lors, le vrai test ne sera pas seulement hydraulique ou géologique : il sera financier, sécuritaire et commercial, avec une question centrale pour les acheteurs européens comme africains : à quel prix, sur quelle durée et avec quelles garanties ce gaz pourra-t-il circuler dans le gazoduc ?
