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Le projet du Gazoduc Maroc–Nigéria conclu durant une visite royale au Nigéria, en décembre 2016, est l'un des projets structurants qui, une fois réalisé, contribuera à l’intégration énergétique de l’Afrique. Porté par la Compagnie de pétrole nationale nigériane (NNPC) et l'ONHYM, il a entamé en juin 2018 sa deuxième phase, celle des études détaillées.
Alors que les différentes parties marocaine et nigériane ont arrêté plusieurs données stratégiques relatives au projet, comme le choix du tracé (une route combinée onshore/offshore), les pays traversés (12 pays), sa longueur (5.660 km) et même son Capex, une étude publiée par l’Institut Royal des Etudes Stratégiques (IRES) apporte « une analyse critique du projet de gazoduc Nigéria-Maroc-Europe et ses retombées sur la dynamique actuelle de transition énergétique au Maroc et dans la zone de la CEDEAO ».
Réalisée par un groupe de chercheurs composée de Taoufik Laâbi, ancien Directeur à l’ONEE en charge du développement et de la planification, Khalid Ghozlani, directeur général d’EnerG Consulting, société de conseil dans le domaine pétrolier et Tayeb Amegroud, consultant et expert en planification énergétique, cette étude dresse une première analyse de l'actuel Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest (West African Gas Pipeline), aujourd’hui actif.
L’objectif est de « comprendre la dynamique, le processus et les défis qui pourraient éventuellement affecter le projet, encore à l’état d’étude, du gazoduc Nigeria-Maroc–Europe », expliquent les rédacteurs de l’étude.
Le Gazoduc de l’Afrique de L’Ouest transporte le gaz du Nigeria à trois marchés voisins : Bénin, Togo et Ghana. Il s’agit d’une demande potentielle en gaz d'environ 450 millions de pieds cubes standard par jour (MMscf/jour) à l’horizon 2025.
Voici les principales caractéristiques de cette expérience de laquelle le rapport cherche à tirer les leçons applicables au projet du gazoduc Nigeria-Maroc-Europe :
- Le projet du Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest a mis près de 10 ans (~1982 – 1993) pour mûrir au sein de la CEDEAO, et 15 autres années (1993 – 2008) pour se concrétiser et fournir le premier gaz au Ghana.
- L’utilisation du gazoduc est toujours en évolution et s’adapte aux dynamiques locales.
- Plusieurs entités étatiques et privées des 4 pays impliqués ont interagi pour définir et mettre en place les cadres politiques, législatifs, techniques et financiers pour le succès du projet.
- Des intervenants tels que les institutions financières internationales et autres banques régionales ont joué le rôle de conseil et d’audit à diverses étapes du projet avant d’en financer une partie.
- Les parties privées ayant été impliquées dans le projet sont essentiellement celles bénéficiant déjà d’une présence dans la région, telles Chevron Nigeria Limited, Shell Petroleum Development Company of Nigeria Limited.
- Le coût initial prévu était de 638 millions de dollars. Cependant le coût final est estimé à 1 milliard de dollars. La majorité du financement initial a été supportée par les actionnaires du projet du gazoduc sous forme de capitaux propres et de prêts à la West African Gas Pipeline Company Limited (WAPCo).
- La section offshore a un diamètre extérieur de 20, une longueur d’à peu près 567 km et est enfouie à une profondeur de 30 à 70 m tout en restant à une distance entre 6 et 33 Km de la côte. Les distances des connexions de branchement au gazoduc pour alimenter Cotonou, Lomé et Tema sont respectivement de 15 Km, 19 Km et 16 Km.
- Le projet a d’abord connu des retards dans sa mise en opération à cause des fuites au niveau terrestre des gazoducs d’acheminement. Le projet a aussi souffert de retards dans la disponibilité des 2 premiers compresseurs nécessaires à l’acheminement du gaz.
- Sur le volet de l’exploitation, le projet a rencontré également des problèmes de 3 types, à savoir sécuritaires, contractuels pour le maintien des flux de gaz à délivrer et finalement de liquidité pour payer le gaz réservé ou consommé.
Partant de cette expérience, les spécialistes du secteur énergétique attirent l'attention sur quelques risques à prendre en considération.
A titre de comparaison avec le projet maroco-nigérian, « la capacité maximale du gazoduc WAGPCo, quand les 6 compresseurs seront installés, est de 5 milliards m3 par an, ce qui correspond exactement à la demande du Maroc à travers son projet d’import de GNL pour satisfaire sa production d’électricité telle que projetée pour la période 2020- 2025 », est-il précisé dans l’étude.
Si 12 années ont été nécessaires pour le WAGPCo entre la première étude de faisabilité détaillée et le début des opérations commerciales, « ce délai, essentiel pour les études de faisabilité, de design, de travail législatif et contractuel, de financement et de mise en production, est relativement long ce qui ne permet pas au Maroc de reporter son plan d’import de gaz naturel liquéfié (GNL) jusqu’à la mise en fonction d’un gazoduc encore à l’état de projet », expliquent les rédacteurs de l’étude.
Pour les analystes de l’IRES, « la disponibilité du gaz nigérian, étant donné l’expérience du WAGPCo, reste un facteur de risque majeur ». « Etant donné les coûts nécessaires pour produire et transporter les quantités de gaz associées afin de les commercialiser, la pression démographique et sociale pour rattraper le retard en termes d’électrification du pays, et les conditions difficiles de production d’hydrocarbures, le Nigéria pourrait-il se permettre d’exporter une partie du gaz produit alors que ses centrales thermiques pourraient en manquer ? », s’interrogent-ils.
Ce qui risque d’aggraver ce point est la confirmation des découvertes de gaz au Sénégal et en Mauritanie (le champ Tortue/ Ahmeyim dont les réserves actuelles ont été estimées à 425 milliards m3) qui pourrait créer une chaîne de valeur et de distribution régionale concurrente au projet de gazoduc.
« Grâce à ces découvertes, et d’autres en cours de validation tout au long du bassin qui s’étend de la Mauritanie à la Guinée, et suite à l’orientation commerciale donnée par "BP" à sa découverte mauritano-sénégalaise, il se pourrait même que la région se transforme, dans un premier temps, en un hub de "small scale" gaz naturel liquéfié (GNL) avant même la validation du projet du gazoduc Nigeria–Maroc–Europe », s’inquiètent les spécialistes énergétiques.
Ils ajoutent que « le fait qu’un acheteur ne puisse pas honorer ses achats de gaz et couvrir les frais de transport met en péril le bon déroulement des opérations du gazoduc dont les coûts de fonctionnement et de développement sont perçus sur ces paiements ».
Selon le rapport de l’IRES, le projet s’expose aussi à des risques politiques majeurs du fait que le gazoduc traverse des pays fragiles comme le Libéria, la Sierra Leone, la Guinée-Bissau, ... Ce risque se matérialise par:
*l’incapacité de ces pays à honorer leurs engagements vis-à-vis des fournisseurs.
*l’inexistence, dans certains cas, d’interlocuteurs crédibles au niveau politique.
*l’inexistence de réformes et de gouvernements capables de les mener.
Un investissement estimé à 28 milliards de dollars
L'étude s'est également intéressée aux aspects économiques du projet du gazoduc à la lumière d'autres expériences africaine et européenne.
Sachant que la distance du gazoduc WAGPCo déjà en place entre le Nigeria et la partie Ouest du Ghana a une longueur en mer de 569 Km, la distance à traverser par le gazoduc, de la Côte d’Ivoire jusqu’à Tanger, est estimée à 5.500 Km.
« Pour justifier économiquement un projet d’une capacité importante pour de telles distances, un gazoduc d’un diamètre externe d’au moins 48’’ est nécessaire », assurent les spécialistes énergétiques.
La rentabilité d'un tel projet doit être étudiée minutieusement, car l'investissement est lourd. Les experts ont étudié plusieurs exemple de gazoduc :
- Le gazoduc offshore Nord Stream construit entre 2008 et 2012 entre la Russie et l’Europe, d’une longueur de 2.444 Km, a pour diamètre externe 48’’, transporte 55 milliards de mètres cubes par an et a coûté 10,5 milliards de dollars, soit une moyenne de 4,3 millions de dollars par kilomètre.
- Le second gazoduc Nord Stream 2, en cours de construction et prévu pour 2019, sera parallèle au gazoduc déjà̀ existant, opèrera dans les mêmes conditions et aura une longueur de ~2400 Km pour un coût de 9,1 milliards de dollars, soit une moyenne de 3,8 millions dollars par kilomètre.
- Le projet de gazoduc offshore Turk-Stream (diamètre externe de 32’’), commencé en 2017 avec une mise en service prévisionnelle en 2019, est estimé à 4,6 millions de dollars par kilomètre.
Partant de ces exemples, les experts évaluent le coût d'investissement du gazoduc Maroc-Nigéria entre 23 et 28 milliards de dollars. "Cependant, ce coût peut varier énormément en fonction du prix des matières premières qui entrent dans la construction du gazoduc, le prix du fer, et des prix des services pétroliers qui sont généralement corrélés au prix du pétrole brut", nuancent-ils.
Les leçons à retenir pour le projet du Gazoduc
L'analyse de la situation générale en Afrique et particulière au sein des pays de la CEDEAO, permet de tirer certains enseignements et leurs implications pour le Maroc :
- Le projet devrait s'inscrire dans un horizon de très long terme (entre 2035 et 2040) et ce, "eu égard aux délais requis pour son approbation par les pays concernés, le travail législatif, les études détaillées, le montage financier, le processus de passation des marchés, le bouclage financier, ...", peut-on lire sur le rapport.
- Le Maroc doit réexaminer sa stratégie de développement de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) en tenant compte du développement de la zone offshore immédiatement au sud du Royaume qui se transforme en une importante zone productrice et exportatrice de GNL avec le premier gaz prévu à l’horizon 2021. Si d’autres découvertes de gaz se matérialisent, un gazoduc reliant l’Europe et le Maroc aux champs gaziers, partagé par la Mauritanie et le Sénégal, pourrait constituer une première étape du Gazoduc Nigeria-Maroc-Europe.
- Il est recommandé de lancer une étude d’impact dudit projet permettant d’identifier les risques majeurs y associés et de recommander les actions appropriées pour les dépasser.
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Alors que les différentes parties marocaine et nigériane ont arrêté plusieurs données stratégiques relatives au projet, comme le choix du tracé (une route combinée onshore/offshore), les pays traversés (12 pays), sa longueur (5.660 km) et même son Capex, une étude publiée par l’Institut Royal des Etudes Stratégiques (IRES) apporte « une analyse critique du projet de gazoduc Nigéria-Maroc-Europe et ses retombées sur la dynamique actuelle de transition énergétique au Maroc et dans la zone de la CEDEAO ».
Réalisée par un groupe de chercheurs composée de Taoufik Laâbi, ancien Directeur à l’ONEE en charge du développement et de la planification, Khalid Ghozlani, directeur général d’EnerG Consulting, société de conseil dans le domaine pétrolier et Tayeb Amegroud, consultant et expert en planification énergétique, cette étude dresse une première analyse de l'actuel Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest (West African Gas Pipeline), aujourd’hui actif.
L’objectif est de « comprendre la dynamique, le processus et les défis qui pourraient éventuellement affecter le projet, encore à l’état d’étude, du gazoduc Nigeria-Maroc–Europe », expliquent les rédacteurs de l’étude.
Le Gazoduc de l’Afrique de L’Ouest transporte le gaz du Nigeria à trois marchés voisins : Bénin, Togo et Ghana. Il s’agit d’une demande potentielle en gaz d'environ 450 millions de pieds cubes standard par jour (MMscf/jour) à l’horizon 2025.
Voici les principales caractéristiques de cette expérience de laquelle le rapport cherche à tirer les leçons applicables au projet du gazoduc Nigeria-Maroc-Europe :
- Le projet du Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest a mis près de 10 ans (~1982 – 1993) pour mûrir au sein de la CEDEAO, et 15 autres années (1993 – 2008) pour se concrétiser et fournir le premier gaz au Ghana.
- L’utilisation du gazoduc est toujours en évolution et s’adapte aux dynamiques locales.
- Plusieurs entités étatiques et privées des 4 pays impliqués ont interagi pour définir et mettre en place les cadres politiques, législatifs, techniques et financiers pour le succès du projet.
- Des intervenants tels que les institutions financières internationales et autres banques régionales ont joué le rôle de conseil et d’audit à diverses étapes du projet avant d’en financer une partie.
- Les parties privées ayant été impliquées dans le projet sont essentiellement celles bénéficiant déjà d’une présence dans la région, telles Chevron Nigeria Limited, Shell Petroleum Development Company of Nigeria Limited.
- Le coût initial prévu était de 638 millions de dollars. Cependant le coût final est estimé à 1 milliard de dollars. La majorité du financement initial a été supportée par les actionnaires du projet du gazoduc sous forme de capitaux propres et de prêts à la West African Gas Pipeline Company Limited (WAPCo).
- La section offshore a un diamètre extérieur de 20, une longueur d’à peu près 567 km et est enfouie à une profondeur de 30 à 70 m tout en restant à une distance entre 6 et 33 Km de la côte. Les distances des connexions de branchement au gazoduc pour alimenter Cotonou, Lomé et Tema sont respectivement de 15 Km, 19 Km et 16 Km.
- Le projet a d’abord connu des retards dans sa mise en opération à cause des fuites au niveau terrestre des gazoducs d’acheminement. Le projet a aussi souffert de retards dans la disponibilité des 2 premiers compresseurs nécessaires à l’acheminement du gaz.
- Sur le volet de l’exploitation, le projet a rencontré également des problèmes de 3 types, à savoir sécuritaires, contractuels pour le maintien des flux de gaz à délivrer et finalement de liquidité pour payer le gaz réservé ou consommé.
Partant de cette expérience, les spécialistes du secteur énergétique attirent l'attention sur quelques risques à prendre en considération.
A titre de comparaison avec le projet maroco-nigérian, « la capacité maximale du gazoduc WAGPCo, quand les 6 compresseurs seront installés, est de 5 milliards m3 par an, ce qui correspond exactement à la demande du Maroc à travers son projet d’import de GNL pour satisfaire sa production d’électricité telle que projetée pour la période 2020- 2025 », est-il précisé dans l’étude.
Si 12 années ont été nécessaires pour le WAGPCo entre la première étude de faisabilité détaillée et le début des opérations commerciales, « ce délai, essentiel pour les études de faisabilité, de design, de travail législatif et contractuel, de financement et de mise en production, est relativement long ce qui ne permet pas au Maroc de reporter son plan d’import de gaz naturel liquéfié (GNL) jusqu’à la mise en fonction d’un gazoduc encore à l’état de projet », expliquent les rédacteurs de l’étude.
Pour les analystes de l’IRES, « la disponibilité du gaz nigérian, étant donné l’expérience du WAGPCo, reste un facteur de risque majeur ». « Etant donné les coûts nécessaires pour produire et transporter les quantités de gaz associées afin de les commercialiser, la pression démographique et sociale pour rattraper le retard en termes d’électrification du pays, et les conditions difficiles de production d’hydrocarbures, le Nigéria pourrait-il se permettre d’exporter une partie du gaz produit alors que ses centrales thermiques pourraient en manquer ? », s’interrogent-ils.
Ce qui risque d’aggraver ce point est la confirmation des découvertes de gaz au Sénégal et en Mauritanie (le champ Tortue/ Ahmeyim dont les réserves actuelles ont été estimées à 425 milliards m3) qui pourrait créer une chaîne de valeur et de distribution régionale concurrente au projet de gazoduc.
« Grâce à ces découvertes, et d’autres en cours de validation tout au long du bassin qui s’étend de la Mauritanie à la Guinée, et suite à l’orientation commerciale donnée par "BP" à sa découverte mauritano-sénégalaise, il se pourrait même que la région se transforme, dans un premier temps, en un hub de "small scale" gaz naturel liquéfié (GNL) avant même la validation du projet du gazoduc Nigeria–Maroc–Europe », s’inquiètent les spécialistes énergétiques.
Ils ajoutent que « le fait qu’un acheteur ne puisse pas honorer ses achats de gaz et couvrir les frais de transport met en péril le bon déroulement des opérations du gazoduc dont les coûts de fonctionnement et de développement sont perçus sur ces paiements ».
Selon le rapport de l’IRES, le projet s’expose aussi à des risques politiques majeurs du fait que le gazoduc traverse des pays fragiles comme le Libéria, la Sierra Leone, la Guinée-Bissau, ... Ce risque se matérialise par:
*l’incapacité de ces pays à honorer leurs engagements vis-à-vis des fournisseurs.
*l’inexistence, dans certains cas, d’interlocuteurs crédibles au niveau politique.
*l’inexistence de réformes et de gouvernements capables de les mener.
Un investissement estimé à 28 milliards de dollars
L'étude s'est également intéressée aux aspects économiques du projet du gazoduc à la lumière d'autres expériences africaine et européenne.
Sachant que la distance du gazoduc WAGPCo déjà en place entre le Nigeria et la partie Ouest du Ghana a une longueur en mer de 569 Km, la distance à traverser par le gazoduc, de la Côte d’Ivoire jusqu’à Tanger, est estimée à 5.500 Km.
« Pour justifier économiquement un projet d’une capacité importante pour de telles distances, un gazoduc d’un diamètre externe d’au moins 48’’ est nécessaire », assurent les spécialistes énergétiques.
La rentabilité d'un tel projet doit être étudiée minutieusement, car l'investissement est lourd. Les experts ont étudié plusieurs exemple de gazoduc :
- Le gazoduc offshore Nord Stream construit entre 2008 et 2012 entre la Russie et l’Europe, d’une longueur de 2.444 Km, a pour diamètre externe 48’’, transporte 55 milliards de mètres cubes par an et a coûté 10,5 milliards de dollars, soit une moyenne de 4,3 millions de dollars par kilomètre.
- Le second gazoduc Nord Stream 2, en cours de construction et prévu pour 2019, sera parallèle au gazoduc déjà̀ existant, opèrera dans les mêmes conditions et aura une longueur de ~2400 Km pour un coût de 9,1 milliards de dollars, soit une moyenne de 3,8 millions dollars par kilomètre.
- Le projet de gazoduc offshore Turk-Stream (diamètre externe de 32’’), commencé en 2017 avec une mise en service prévisionnelle en 2019, est estimé à 4,6 millions de dollars par kilomètre.
Partant de ces exemples, les experts évaluent le coût d'investissement du gazoduc Maroc-Nigéria entre 23 et 28 milliards de dollars. "Cependant, ce coût peut varier énormément en fonction du prix des matières premières qui entrent dans la construction du gazoduc, le prix du fer, et des prix des services pétroliers qui sont généralement corrélés au prix du pétrole brut", nuancent-ils.
Les leçons à retenir pour le projet du Gazoduc
L'analyse de la situation générale en Afrique et particulière au sein des pays de la CEDEAO, permet de tirer certains enseignements et leurs implications pour le Maroc :
- Le projet devrait s'inscrire dans un horizon de très long terme (entre 2035 et 2040) et ce, "eu égard aux délais requis pour son approbation par les pays concernés, le travail législatif, les études détaillées, le montage financier, le processus de passation des marchés, le bouclage financier, ...", peut-on lire sur le rapport.
- Le Maroc doit réexaminer sa stratégie de développement de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) en tenant compte du développement de la zone offshore immédiatement au sud du Royaume qui se transforme en une importante zone productrice et exportatrice de GNL avec le premier gaz prévu à l’horizon 2021. Si d’autres découvertes de gaz se matérialisent, un gazoduc reliant l’Europe et le Maroc aux champs gaziers, partagé par la Mauritanie et le Sénégal, pourrait constituer une première étape du Gazoduc Nigeria-Maroc-Europe.
- Il est recommandé de lancer une étude d’impact dudit projet permettant d’identifier les risques majeurs y associés et de recommander les actions appropriées pour les dépasser.
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