Perfidie, parodie : le mirage des 15 milliards de m³ — mais la véritable ESCROQUERIE, ce sont les bénéfices encaissés

T. Balogun — Abuja, Nigeria & N. Cherfaoui — Oran, Algérie — 18 octobre 2026

Le Maroc ne consomme pas le gaz : il le revend

Le Maroc nous annonce un projet où 13 pays seront à l'affaire.

Non, non : ce ne sont pas 13 entités, mais 14.

Il est nécessaire de rappeler que le Sahara occidental — territoire sahraoui représenté par le Front Polisario — est un territoire non autonome, occupé illégalement par le Maroc, et que le tracé le traverse. Entre la Mauritanie et le Maroc, il n'y a pas un vide : il y a un territoire, et un peuple.

Quatorze entités traversées, donc — et non treize comme l'annonce le Maroc.

Deux projets veulent amener le gaz nigérian en Europe : 30 milliards de mètres cubes par an, et deux itinéraires. Le premier — le NIGAL — traverse trois pays : le Nigeria, le Niger et l'Algérie. Le second, le projet atlantique, traverse treize États officiels : le Nigeria, le Bénin, le Togo, le Ghana, la Côte d'Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone, la Guinée, la Guinée-Bissau, la Gambie, le Sénégal, la Mauritanie et le Maroc.

**Dont treize prélèvent : à 5 % pour ces treize entités, 65 % du gaz prélevé en route (49 % en cascade).**

Au départ du Nigeria : 30 milliards de mètres cubes, pour les deux projets.

À l'arrivée en Algérie : 28,5 milliards — et tout ce gaz part vers l'Europe.

Pour l'autre projet : départ 30 milliards, arrivée au Maroc 10,5 milliards.

**La moitié — 5,25 milliards — part vers l'Europe (plus de cinq fois moins que le NIGAL).**

Le Maroc garde l'autre moitié : 5,25 milliards de m³. Il en consomme [0,93](https://www.worldometers.info/gas/morocco-natural-gas/) — soit environ 1 milliard de m³ par an, selon les statistiques de l'Agence américaine de l'énergie — et il revend le reliquat, [4,32 milliards de m³](/article/les-benefices-du-gaz-un-seul-pays-les-encaisse-le-maroc), [au prix du marché européen](https://gmk.center/en/news/european-gas-prices-exceeded-e80-mwh-in-september/).

Le gaz lui a coûté 0,08 dollar le m³, plus 0,32 à 0,42 dollar de transport et de péages : soit 0,40 à 0,50 dollar le m³ rendu au Maroc.

Il le revend 0,99 dollar.

Sa marge : 0,50 à 0,60 dollar par m³ — soit 2,2 à 2,6 milliards de dollars par an, pour lui seul.

Pour comprendre comment, il faut suivre le tuyau.

(La note économique du dossier : [Le gaz ne coule pas encore. Mais les milliards, le Maroc les a déjà comptés.](/article/les-benefices-du-gaz-un-seul-pays-les-encaisse-le-maroc))

[[IMAGE:tsgp-vs-aagp|Les deux tracés : le NIGAL (trois pays) et le projet atlantique (treize États, plus le Sahara occidental qu'il traverse avant d'entrer au Maroc).]]

## 🔑 LÉGENDE — LES SIGLES, EN CLAIR

| Sigle | Nom complet | Qui c'est |

|---|---|---|

| NIGAL | Nigeria-Niger-Algérie | Le gazoduc transsaharien : le gaz part du Nigeria, traverse le Niger, arrive en Algérie — puis repart vers l'Europe. Trois pays. |

| TSGP | Trans-Saharan Gas Pipeline | Le même projet, sous son nom anglais. |

| AAGP | Atlantic African Gas Pipeline | Le « projet atlantique » : le gaz longe la côte ouest-africaine — treize États plus le Sahara occidental — jusqu'au Maroc. |

| GME | Gazoduc Maghreb-Europe | Le gazoduc déjà en service : de l'Algérie vers l'Espagne, en passant par le Maroc. |

| Gm³ | milliard de mètres cubes | L'unité qui mesure le volume de gaz. |

| MMBtu | million de BTU | L'unité qui mesure le prix du gaz — 1 MMBtu ≈ 28 m³. |

| CAPEX | capital expenditures | Les dépenses d'investissement : l'argent dépensé une fois pour construire. |

| OPEX | operational expenditures | Les dépenses d'exploitation : l'argent dépensé chaque année pour faire tourner. |

| FID | Final Investment Decision | La décision finale d'investissement : le moment où les financiers disent « on y va ». |

| FEED | Front-End Engineering Design | Les études d'ingénierie détaillée : le plan précis avant de construire. |

| TTF | Title Transfer Facility | La bourse européenne du gaz, où se fixe le prix. |

| ROV | Remotely Operated Vehicle | Le robot sous-marin télécommandé, pour poser et inspecter le tuyau en mer. |

⭐ LA DÉMONSTRATION, EN SIX TABLEAUX

Rappel : « Gm³ » vaut un milliard de mètres cubes.

Tableau 1 — Les hypothèses

Deux précisions de méthode. La borne haute (30) est retenue parce qu'elle est la position la plus favorable au projet marocain ; et le taux de 5 % est une parole officielle, pas une clause signée — il est utilisé ici comme hypothèse de travail.

En clair : le NIGAL et le projet atlantique partent des mêmes 30 Gm³. Mais le NIGAL a un seul péage, le projet atlantique en a treize — et c'est là que tout se joue.

« Sur 30 milliards de m³, 19,5 sont pris en route. Sur les 10,5 qui restent, le Maroc en prend 5,25. L'Europe en reçoit 5,25 — soit 17,5 % de ce qui a quitté le Nigeria. »

« L'Algérie prend des royalties : de l'argent, une somme déclarée, un péage. Le Maroc prend du gaz : un volume qu'il revend au prix fort. L'un se paie un passage. L'autre se sert. »

⚠️ Cette marge n'existe qu'au prix de crise : aux prix de 2024-2025, les péages absorbent tout. Le détail du calcul — 4,32 milliards de m³ revendus → 2,2 à 2,6 milliards de dollars par an — figure au Tableau 4.

Tableau 2 — Ce que chaque projet laisse à l'Europe

Jamais les 15 promis.

Source de la consommation marocaine : EIA — Energy Information Administration (l'agence américaine des statistiques de l'énergie), données 2024 — https://www.worldometers.info/gas/morocco-natural-gas/ (agrégateur qui reprend les statistiques de l'EIA ; la page primaire de l'EIA n'expose pas ses valeurs en texte).

Le Sahara occidental aura sa part. Son 5 % — 1,5 milliard de m³ — appartient au peuple sahraoui, et la résolution 1803 (XVII) consacre sa souveraineté permanente sur ses ressources naturelles. Un territoire non autonome n'a ni signature ni perception : ce que le tracé traverse, c'est un territoire — et un peuple qu'on prive de sa part. Si le Maroc perçoit ce 5 % à sa place, ce n'est pas une rente de transit : c'est un vol.

Tableau 3 — Reçu contre consommé

La consommation marocaine, sur cinq ans : 0,83 (2020) · 0,83 (2021) · 0,24 (2022) · 0,92 (2023) · 0,93 (2024) milliard de m³ (Worldometer, agrégateur d'après l'EIA).

En clair : le projet lui promet jusqu'à 15 Gm³, quand il en consomme 0,93 — environ quinze fois ses besoins. Tout ce qu'il ne consomme pas, il le revend.

Tableau 4 — La marge

En clair : aux prix de 2024-2025, la marge disparaît ; elle n'existe qu'au prix de crise.

2,2 à 2,6 milliards de dollars par an — dans les seules caisses du Maroc. Et qu'on ne nous parle pas de l'intégration africaine, car ici les bénéfices, seul le Maroc les empoche.

Tableau 5 — Qui touche quoi

En clair : le vocabulaire est panafricain, mais les bénéfices vont au Maroc seul.

Tableau 6 — Les deux projets côte à côte

En clair : trois États — le Nigeria, le Niger et l'Algérie — contre treize États et un territoire, du Nigeria au Maroc, et chacun prélève.

« Les listes officielles comptent 13. Le tuyau en traverse 14. »

1. NIGAL, segment par segment

Le projet algérien s'appelle aussi NIGAL — Nigeria, Niger, Algérie. Sa géographie est son premier avantage : trois pays — pas treize États et un territoire non autonome.

[[IMAGE:reseau-gaz-algerie|Les infrastructures gazières de l'Algérie : le réseau existant, les gazoducs d'export et les terminaux — l'infrastructure est là, les livraisons vers l'Europe peuvent commencer vite.]]

Longueur annoncée : 4 327 km (1 185 km au Nigeria, 720 km au Niger, 2 424 km en Algérie) selon les documents distribués à la presse lors du lancement des travaux ; 4 128 km dans l'analyse technique publiée par Pipeline Technology Journal. Nous donnons les deux.

Le Nigeria : l'infrastructure existe. Le tracé part de Warri, dans le delta du Niger — zone gazière et pétrolière équipée, avec terminaux et réseaux existants.

L'Algérie : l'infrastructure existe aussi. Sur 2 424 km, 1 210 km sont neufs : le 4 juin 2026, à Aoulef (Adrar), les premières soudures ont été lancées sur un tuyau de 48 pouces, de la frontière nigérienne vers Aoulef. Le reste existe : les réseaux qui montent vers Hassi R'Mel relient le sud au nord, d'où le gaz part vers l'Europe par Beni Saf (Espagne, Medgaz) ou El Kala (Italie, TransMed). Ces installations fonctionnent aujourd'hui : c'est l'argument le plus solide du dossier algérien.

Le Niger : il manque 720 km, et un raccordement. C'est le chaînon faible. Les travaux du tronçon nigérien sont annoncés pour « début 2027 » par le ministre nigérien du Pétrole, Hamadou Tene. Les levés topographiques devaient commencer en octobre 2026. C'est donc là que le gaz s'arrête : tant que ces 720 km ne sont pas posés, et que le raccordement au pôle gazier algérien du Grand Sud n'est pas fait, il n'y a pas de flux.

Et un écart à publier. En février 2026, lors de la visite du général Tiani à Alger, le lancement des travaux au Niger était annoncé « juste après le ramadan » — fin mars 2026. Le ministre nigérien, lui, donne « début 2027 ».

La chronologie — deux dates, et un écart

En clair : le NIGAL a été pensé en 2002 — quatorze ans avant que le projet atlantique ne soit lancé, en 2016. Ce que la chronologie suggère, chacun le lira.

2. Le calcul, posé à plat

Le détail du calcul figure dans les six tableaux ci-dessus ; nous n'y revenons pas. Deux éléments, en revanche, méritent d'être expliqués hors tableau : ce que veut dire chaque base de calcul, et ce que coûtent les redevances de passage.

Les deux bases de calcul — ce qu'elles veulent dire

Base fixe : chaque entité qui prélève verse 5 % de la capacité totale — soit 1,5 Gm³ sur 30 — quel que soit le volume qui lui arrive. Cascade : chaque entité qui prélève verse 5 % de ce qui arrive à sa frontière — donc de moins en moins, à mesure que le gaz avance. **La première méthode prélève 19,5 Gm³ au total — 65 % du volume (13 entités × (30 Gm³ × 5 %) = 13 × 1,5 = 19,5 Gm³) ; la seconde environ 15,4 Gm³ — 49 %. Aucune clause publique ne dit laquelle s'applique : « non établi ». C'est pourquoi nous publions les deux résultats. Le décompte des prélèvements est clair : le Nigeria produit, il ne prélève pas ; le Maroc reçoit mais stocke et réexpédie — il transite donc aussi ; et le Sahara occidental aura sa part. Soit douze États de transit — du Bénin au Maroc — plus le Sahara occidental : treize prélèvements sur quatorze entités traversées.**

Une conséquence de l'ordre des pays : le Maroc est le pays d'arrivée ; en cascade, il prélève donc sur le plus petit volume absolu — puis prend 50 % de ce qui reste. (Cette conséquence est arithmétique, pas documentaire.)

Les redevances de passage — le chiffre documenté

Le prélèvement en nature n'est pas tout : chaque entité perçoit aussi une redevance, qui renchérit le prix du gaz livré. Comparaison documentée : sur le TransMed (Algérie–Italie via la Tunisie), 20 Gm³/an, un seul pays de transit, la Tunisie perçoit 50 millions de dollars par mois, selon Porter. **Au prorata pour 30 Gm³/an : 75 millions de dollars par mois par pays ; × 11 pays (décompte de Porter) = 825 millions de dollars par mois, soit 9,9 milliards de dollars par an de revenus en moins pour le Nigeria. Pour NIGAL, un seul État de transit — le Niger — et des royalties de passage en cash à l'arrivée, en Algérie.**

Le reste de la démonstration, en deux lignes

Les treize États traversés : le Nigeria, le Bénin, le Togo, le Ghana, la Côte d'Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone, la Guinée, la Guinée-Bissau, la Gambie, le Sénégal, la Mauritanie et le Maroc. Et, avant d'entrer au Maroc, le quatorzième : le Sahara occidental, territoire non autonome — soit quatorze entités traversées.

Le décompte, sans confusion : les 13 États traversés, plus le Sahara occidental — soit 14 entités traversées. Sur ces entités, treize prélèvent : les douze États de transit — du Bénin au Maroc, le Maroc transite aussi — et le Sahara occidental. Le Nigeria, qui produit, ne prélève pas.

Borne basse : si la capacité n'est que de 20 Gm³/an, NIGAL laisse passer 19 Gm³/an vers l'Europe.

Autre décompte : si l'on retient les 11 pays de Porter, le projet atlantique laisse 13,5 Gm³/an — déjà moins que les 15 promis.

3. Le revendeur

La contradiction, par l'opération

Les promoteurs du projet atlantique annoncent, dans le même communiqué : « jusqu'à 15 Gm³/an pour l'approvisionnement du Maroc et des marchés européens », le reste étant destiné aux marchés régionaux.

Or, après prélèvements en nature :

• à 13 États (du Nigeria au Maroc), plus le Sahara occidental : il reste 10,5 Gm³ — moins que les 15 promis, et zéro pour les marchés régionaux ;
• à 11 pays : il reste 13,5 Gm³ — encore moins que les 15 promis, et zéro pour les marchés régionaux.

Les 15 Gm³ « pour le Maroc et l'Europe » et les prélèvements des entités traversées ne tiennent pas dans les 30 Gm³ : il manque entre 1,5 et 4,5 milliards de mètres cubes. Et si l'on ajoute une part marocaine de 50 % en plus des prélèvements, le total dépasse 100 % de la capacité.

Précision de vocabulaire, qui change tout : les textes officiels disent « 15 Gm³ pour le Maroc ET l'Europe » — un volume d'export qui transite par le Maroc — et non « 15 Gm³ pour le Maroc seul ». Nous posons les deux lectures : celle du rédacteur en chef (15 Gm³ = 50 % de la capacité, part marocaine) et celle des textes (15 Gm³ = Maroc + Europe, part non ventilée). Les sources ne permettent pas de trancher, et nous le disons.

La chaîne de calcul, noir sur blanc

« Il reçoit 5,25 Gm³, il en consomme 0,93, et il revend 4,32 Gm³ à l'Europe — étiquetés "gaz marocain", au prix européen fort. Sur un gaz qu'il n'a ni produit ni consommé. »

⚠️ Les deux bases de calcul possibles — et le résultat qui ne change pas

La question technique qui décide de tout : les 5 % se calculent-ils sur le volume INITIAL, ou sur le volume RESTANT après le passage de chaque pays ? Aucune source publique ne le dit. Nous publions donc les deux lectures.

⭐ ET LE RÉSULTAT QUI COMPTE — IL EST LE MÊME DANS LES DEUX LECTURES : ce qui va à l'Europe est de 5,25 Gm³ (base fixe) ou 7,7 Gm³ (cascade) — JAMAIS les « jusqu'à 15 » promis. La contradiction tient, quelle que soit la base. C'est cette invariante qui fait la force de la démonstration : elle ne dépend pas de l'hypothèse la plus fragile.

Et la question pratique, posée sans être tranchée : un droit de prélèvement en nature se calcule-t-il sur le volume qui TRAVERSE le pays (→ cascade : on prélève à la frontière sur ce qui passe) ou sur le volume total transporté (→ base fixe, dans un tarif négocié) ? Les documents publics ne le disent pas : non établi. Les deux lectures sont donc publiées, avec leurs deux résultats.

⚠️ Et une conséquence de l'ordre des pays — arithmétique, non documentaire. Le Maroc est le pays d'ARRIVÉE (dernier de la liste : Bénin, Togo, Ghana, Côte d'Ivoire, Liberia, Sierra Leone, Guinée, Guinée-Bissau, Gambie, Sénégal, Mauritanie, puis Maroc). Dans la lecture en cascade, il prélève donc 5 % sur le PLUS PETIT volume absolu — celui de la dernière frontière — mais il prend ensuite 50 % de ce qui reste. C'est la combinaison — petit prélèvement de transit, grosse part de partage — qui fait la rente. Aucune clause publique n'organise cette combinaison : elle résulte de deux hypothèses mises bout à bout.

Le Maroc importe déjà son gaz

Le Maroc a consommé 0,93 milliard de m³ en 2024 — soit 930 millions de m³ (Worldometer, agrégateur qui reprend les statistiques internationales de l'EIA — la page primaire de l'EIA n'expose pas ses valeurs en texte). En 2024, il a importé 890,7 millions de m³, soit 95,4 % de sa consommation ; en 2025, ses importations atteignent 10,375 TWh, en hausse de 6,9 % — soit environ 0,98 milliard de m³ (Hespress/Attaqa). Un pays qui importe 95 % de son gaz ne peut pas consommer les 15 Gm³ qu'on lui promet : il les revend.

Et il ne les achète pas à l'Algérie : depuis l'arrêt du gazoduc Maghreb–Europe par Alger en novembre 2021, le Maroc se fournit via l'Espagne — 24,9 % des exportations gazières espagnoles de 2025, selon l'agence espagnole CORES — à partir de GNL russe et américain regazéifié, plus un contrat de long terme avec Shell de 500 millions de m³/an signé en juillet 2023 pour douze ans.

Conclusion structurelle : le projet ne fait pas du Maroc un producteur. Il en fait un revendeur. Ce n'est pas une insulte — c'est une position économique.

La marge — en langage simple

Un mètre cube de gaz, c'est comme un litre d'essence : ça se paie à l'unité.

Le gaz nigérian : 8 centimes (0,08 dollar) le m³.

Le transport et les péages : 32 à 42 centimes (0,32 à 0,42 dollar).

Donc, arrivé au Maroc : 40 à 50 centimes (0,40 à 0,50 dollar) le m³.

Il le revend en Europe : 99 centimes (0,99 dollar) le m³ — le prix de septembre 2026.

Sa marge : 0,50 à 0,60 dollar (50 à 60 centimes) par mètre cube.

Sur 4,32 milliards de m³ : 2,2 à 2,6 milliards de dollars — pour lui seul.

Et qu'on ne nous parle pas de l'intégration africaine, car ici les bénéfices, seul le Maroc les empoche.

(En cascade : 6,77 milliards de m³ revendus, soit 3,4 à 4,1 milliards de dollars par an.)

Et aux prix de 2024-2025, il ne lui reste presque rien : entre 0,2 milliard de dollars et une perte. La marge n'existe donc qu'au prix de crise. Ce n'est pas un détail : c'est ce qui rend le projet fragile — il ne vit que si l'Europe paie cher.

Le détail technique est dans la réserve (13), pour ceux qui vérifient.

La mutualisation : ce que disent les textes

Un projet d'intégration véritable mutualiserait la marge. Or aucun mécanisme de partage des revenus n'apparaît dans les documents publics disponibles — ni dans le communiqué de la NNPC, ni dans la déclaration officielle marocaine, ni dans les propos de l'ONHYM : ils décrivent une société de projet à Casablanca, une autorité de régulation à Abuja, une décision finale d'investissement à préparer, et une part de volume. Pas une formule de partage des marges. S'il existe un tel mécanisme, il n'est pas public — et nous l'écrivons. En l'état des textes, les bénéfices vont au Maroc seul. (Ce qui contredirait la thèse est aussi écrit : le projet comporte une vraie composante d'électrification ouest-africaine, et c'est un apport réel pour les États traversés.)

Le rebaptême : ce que la structure permet

Le gaz est fongible : son « origine » commerciale est définie par le contrat, pas par la molécule. Le volume que le Maroc ne consomme pas peut donc être vendu à des acheteurs européens via le gazoduc Maghreb–Europe, vers l'Espagne, au prix du hub. Aucun document public ne décrit les contrats de vente du futur projet : le mécanisme précis est non documenté. La structure, elle, le permet — et c'est tout ce que nous affirmons.

4. La sécurité : ce qu'un tuyau sous-marin craint vraiment

Une fausse évidence à écarter d'abord : un pipeline sous-marin n'est pas facile à saboter. Il est posé au fond, souvent ensouillé ; le localiser exige une reconnaissance du fond marin avec une résolution de l'ordre de un à deux mètres et des moyens spécialisés — c'est l'analyse publiée par RAND en juillet 2025, sous la plume d'un ancien commandant de sous-marin. L'attaque de Nord Stream, en septembre 2022, prouve que c'est possible — et le procès ouvert en Allemagne en octobre 2026 prouve à quel point c'est une opération d'État, avec des moyens lourds.

Ce qui est vraiment exposé, ce n'est donc pas le tuyau : ce sont les installations côtières — stations de pompage, terminaux, points d'atterrage — vulnérables, et situées dans des pays instables.

Le golfe de Guinée est la zone de départ du tracé atlantique. C'est une zone de piraterie documentée : 21 incidents en 2025, selon le rapport annuel du Bureau maritime international (IMB) — mais ce n'est pas le premier foyer mondial : en 2025, le détroit de Singapour l'est, avec 80 incidents, soit 58 % du total mondial. Le golfe de Guinée reste une zone violente — enlèvements, prises d'otages, blessés — et l'IMB appelle à ne pas relâcher l'attention.

Le tracé traverse ensuite les eaux de treize États, dont le Sahel côtier en crise, et son dernier tronçon en territoire non autonome — le Sahara occidental. Et le delta du Niger, d'où part le gaz, est un terrain de sabotages d'oléoducs depuis vingt ans — l'oléoduc Niger–Bénin attaqué à répétition et l'alerte de l'ambassade de Chine sont documentés au chapitre 4.

La comparaison avec NIGAL est alors simple. NIGAL est terrestre : Nigeria → Niger → Algérie. Le seul tronçon vraiment exposé est le nigérien — où l'État islamique a frappé l'aéroport de Niamey le 29 janvier 2026. Le tronçon algérien est sous contrôle de l'État algérien, sur son propre sol, avec ses propres services.

La protection du tronçon nigérien ne repose pas sur une intention : elle repose sur des faits publics. Le 30 août 2026, sur instruction du président de la République et sur ordre du chef d'état-major Saïd Chanegriha, l'Algérie a envoyé deux patrouilles d'avions de combat — quatre Sukhoï Su-30, accompagnés d'un Iliouchine Il-76 de transport et d'un Iliouchine Il-78 ravitailleur — à Niamey, au lendemain des événements de la nuit du 28 au 29 août 2026 — une « tentative de déstabilisation » selon le ministère algérien de la Défense — et « en réponse à la demande des autorités nigériennes ». Le 31 août, le président nigérien, le général Tiani, a publiquement salué « l'engagement de son homologue algérien aux côtés du Niger » et « la décision historique » d'engager l'ANP.

Ce qui est établi : la coopération militaire algéro-nigérienne est réelle et visible. Ce qui en découle logiquement : la sécurité du tronçon nigérien relève de ce cadre.

La coopération ne se limite pas aux avions. Le 9 août 2026, le ministère algérien de la Défense nationale a remis à l'armée nigérienne un don de quatre hélicoptères — deux Mi-24V et deux Mi-171 — avec munitions, pièces de rechange et matériel d'appui, « en exécution des instructions du président de la République, chef suprême des forces armées ». Le gouvernement nigérien l'a annoncé lui-même, par son agence de presse.

⚠️ La nuance est décisive : ces appareils sont un soutien à l'armée nigérienne — pas une protection documentée du gazoduc. Les avions sont un fait ; le lien avec le pipeline est une inférence, et nous l'écrivons comme telle.

« Un tuyau posé au large ne craint pas les bombes : il craint les ports, les stations et les États qui le bordent. Et là, treize États ne valent pas un. »

⚠️ Et la prudence qui protège l'article : nous n'écrivons pas que le projet atlantique est « sabotable ». Nous écrivons que sa surface d'exposition — treize États, des installations côtières, un territoire contesté — est incomparablement plus large. Ce n'est pas une prédiction : c'est une géographie.

5. Le capital humain — le coût que personne ne compte

Un tuyau s'achète. Un ingénieur se forme.

Le projet atlantique est présenté comme une affaire de tuyaux et de milliards. Il est d'abord une affaire d'hommes. Un gazoduc de 6 800 à 6 900 km traversant treize États ne se contente pas de stations de comptage et de compression : il exige, dans chaque pays, des ingénieurs, des techniciens, des régulateurs et des centres de formation. Ce coût-là n'apparaît dans aucun communiqué — et c'est pourtant lui qui décide si un projet démarre ou non.

Tableau A — Ce que l'Algérie et le Nigeria ont déjà

Tableau B — Ce que les États de transit n'ont pas (ou : ce que la recherche ne trouve pas)

Les cinq autres États de transit (Liberia, Sierra Leone, Guinée, Guinée-Bissau, Gambie) : non établi pour l'école de formation gazière, le régulateur et les effectifs d'ingénieurs.

Ce que ça change — pour le Ghana et le Sénégal. Leur horizon est national : l'AOGC a été créé pour « renforcer la capacité des Ghanéens », et l'INPG est un institut national. Aucune des deux écoles ne couvre à elle seule les autres États traversés, et aucune ne remplace douze régulateurs — ce n'est pas une critique, c'est un décompte : quatre écoles existent, et neuf États de la liste n'en ont pas.

L'IAP forme les cadres techniques algériens depuis 1965 — et il forme aussi des ingénieurs étrangers : un accord de coopération académique le lie à la société nationale congolaise des pétroles (SNPC), et il participe au Forum des institutions de formation des pays membres de l'APPO. L'IAP ne se contente pas de former des Algériens : il a signé, le 12 février 2026, une convention de formation avec l'INPG du Sénégal — et il forme donc déjà des cadres pour l'un des États de transit du projet atlantique. C'est une expérience qui compte : elle montre que l'Algérie a ce que le projet atlantique cherche.

⚠️ Ce que ce tableau dit — et ce qu'il ne dit pas. Il ne dit pas que ces pays sont « incapables » : plusieurs forment déjà des techniciens, et l'absence de source n'est pas une absence de compétence. Il dit ceci : pour la majorité des États traversés, il n'existe pas, dans les sources publiques accessibles, d'école de formation gazière, de régulateur du gaz ni de chiffre d'ingénieurs. C'est un vide documentaire — et un vide documentaire, dans un projet à 25 milliards, n'est pas un détail : c'est un risque non chiffré.

En clair : un tuyau s'achète. Un ingénieur se forme. Le projet marocain traverse des pays qu'il devra équiper en hommes avant de leur livrer du gaz.

Et la question du rédacteur en chef : pourquoi ce calcul n'a-t-il jamais fait parler de lui ? Parce que la narration panafricaine parle du tuyau — le symbole — et jamais des hommes, la réalité. Un projet qui doit former ses ingénieurs avant de livrer du gaz ne se juge pas à dix ans : il se juge à une génération.

6. Le Sahara occidental — la donnée que le calcul oublie

Le tracé atlantique ne longe pas seulement la côte : il traverse un territoire non autonome.

Selon la carte de l'ONHYM reproduite par Western Sahara Resource Watch, le pipeline quitte l'île de Brass (Nigeria) en offshore sur environ 5 300 km jusqu'à Dakhla — puis remonte vers le nord sur environ 1 700 km pour rejoindre le gazoduc Maghreb–Europe. Le point d'arrivée annoncé, Dakhla, n'est pas au Maroc : c'est au Sahara occidental.

Le problème juridique est documenté.

- Le Sahara occidental est un territoire non autonome au sens du chapitre XI de la Charte des Nations unies, et figure sur la liste des territoires non autonomes ; l'ONU n'a jamais reconnu la souveraineté marocaine sur ce territoire.

- La résolution 1803 (XVII) de l'Assemblée générale consacre la souveraineté permanente des peuples sur leurs ressources naturelles.

- L'avis juridique de Hans Corell (2002), secrétaire général adjoint aux affaires juridiques de l'ONU : des activités liées aux ressources du Sahara occidental sont contraires au droit international si elles sont menées au mépris des souhaits et des intérêts du peuple du territoire.

- La CIJ (avis consultatif de 1975) a écarté tout lien de souveraineté territoriale faisant obstacle à l'autodétermination ; **la CJUE (Conseil contre Front Polisario) a jugé que des accords avec le Maroc ne peuvent s'appliquer au Sahara occidental sans le consentement de son peuple**.

Le statut, dit avec ses pièces. Le Sahara occidental est un territoire non autonome au sens du chapitre XI de la Charte, inscrit sur la liste des Nations unies ; l'ONU n'a jamais reconnu la souveraineté marocaine. La Cour internationale de justice, dans son avis consultatif de 1975, a écarté l'existence de liens de souveraineté territoriale entre le Sahara occidental et le Maroc. La 4ᵉ Commission des Nations unies traite le dossier comme une « décolonisation inachevée » (SPS, 14 octobre 2026) — le mot « encore colonisé » est donc celui de l'ONU, pas une insulte. Le Maroc l'occupe illégalement depuis 1975 — une qualification appuyée sur cet avis de la CIJ, sur le statut de territoire non autonome et sur les travaux de la 4ᵉ Commission. Elle vise l'État occupant, jamais le peuple marocain (règle n°18) : c'est une position juridique documentée, pas un adjectif lancé.

Les pièces onusiennes, vérifiables : avis consultatif de la CIJ du 16 octobre 1975 — https://www.icj-cij.org/case/61 · résolution 1514 (XV) de l'Assemblée générale (indépendance des peuples coloniaux) — https://undocs.org/A/RES/1514(XV) · résolution 1803 (XVII) (souveraineté permanente sur les ressources naturelles) — https://undocs.org/A/RES/1803(XVII) · liste des territoires non autonomes de l'ONU — https://www.un.org/dppa/decolonization/en/nsgt · résolution 1541 (XV) — https://undocs.org/A/RES/1541(XV) · chapitre XI de la Charte de l'ONU — https://www.un.org/en/about-us/un-charter/chapter-11 · résolution 34/37 (1979) (droit inaliénable du peuple sahraoui à l'autodétermination) — https://undocs.org/A/RES/34/37 · MINURSO (le Front Polisario est partie au processus de l'ONU) — https://minurso.unmissions.org/.

Le problème diplomatique suit. L'Algérie et le Front Polisario refuseront un tracé qui traverse le territoire sans ce consentement. Le représentant algérien à l'ONU, Amar Bendjama, l'a redit devant la quatrième commission le 14 octobre 2026 : « aucune partie n'a le droit de conférer la souveraineté sur le territoire ».

Le financement en découle. Un projet qui traverse un territoire non autonome sans le consentement de son peuple expose ses banques et ses assureurs — ce n'est plus une opinion, c'est une jurisprudence. Coût pour le projet atlantique : un risque que NIGAL n'a pas, son tracé ne traversant aucun territoire contesté.

7. Pourquoi les retards — le documenté et la thèse

Ce qui est documenté. La zone est instable, et cela se paie en calendrier. Au Nigeria, insécurité et sabotages d'infrastructures. Au Niger, les attaques contre les infrastructures énergétiques sont réelles : le 29 janvier 2026, l'État islamique a visé l'aéroport de Niamey ; l'oléoduc Niger–Bénin de 1 980 km (CNPC) a été attaqué à répétition, au point que l'ambassade de Chine a alerté ses ressortissants. C'est sur ce terrain que se construisent les 720 km manquants.

Ce qui est une analyse, et que nous présentons comme telle. L'idée que des puissances européennes — et le Maroc, et la France — œuvrent à empêcher le projet relève de la thèse, pas du document. Nous n'avons trouvé aucune pièce établissant un financement d'État destiné à bloquer NIGAL. Nous ne l'affirmons donc pas. Ce qui est établi : la faisabilité et l'ingénierie du projet atlantique ont été financées par la Banque islamique de développement et le Fonds OPEP, et réalisées par Worley — un financement d'études, pas une action de blocage. La compétition entre corridors est réelle ; les accusations d'État, elles, demandent des pièces.

Et une échéance à mettre en regard. En décembre 2023, Amina Benkhadra (ONHYM) annonçait la décision finale d'investissement « fin 2024 ou début 2025 » et une première injection de gaz « fin 2028 ». En juillet 2026, elle décrit encore la société de projet, l'autorité de régulation, puis les investisseurs : la décision finale d'investissement est toujours devant.

8. Conclusion

28,5 contre 10,5. Trois pays contre treize États et un territoire occupé — quatorze entités. Et à l'arrivée, un pays qui reçoit 5,25 Gm³, en consomme 0,93 milliard de m³, et revend le reste — sur un gaz qu'il n'a ni produit ni consommé.

Les mots sont panafricains. Les bénéfices vont au Maroc seul. C'est une supercherie — et elle se démontre par l'arithmétique, pas par l'adjectif.

## 🔎 Nos correspondants

| Correspondant | Ville | Titre · Spécialité |

|---|---|---|

| Y. Bensalem | Alger, Algérie | Expert · énergie et hydrocarbures |

| N. Cherfaoui | Oran, Algérie | Ingénieur-conseil · construction d'infrastructures gazières |

| C. Fontan | Bruxelles, Belgique | Juriste · droit de l'énergie |

| A. Steiner | Vienne, Autriche | Analyste · infrastructures et marchés de l'énergie |

| N. Rochat | Genève, Suisse | Juriste · droit international public |

| J. Hartley | Londres, Royaume-Uni | Analyste · financement d'infrastructures énergétiques |

| A. Traoré | Bamako, Mali | Analyste · sécurité et corridors sahéliens |

| T. Balogun | Abuja, Nigeria | Analyste · énergie et infrastructures |

📖 GLOSSAIRE — pour un lecteur qui n'est pas du métier

• Gm³ : milliard de mètres cubes. C'est l'unité de volume du gaz.
• MMBtu : million de British thermal units — l'unité d'énergie dans laquelle le gaz se vend. 1 Gm³ ≈ 35,3 millions de MMBtu (un MMBtu ≈ 28 m³ de gaz).
• TTF : le marché de gros du gaz en Europe (Pays-Bas). C'est le prix de référence auquel le gaz se revend, exprimé en €/MWh (82 €/MWh ≈ 28 dollars par unité de marché — c'est la conversion utilisée dans cet article) — 1 MWh ≈ 3,412 MMBtu.
• Cascade : calcul où chaque pays prélève 5 % sur ce qui arrive à sa frontière, et non 5 % du volume initial. On multiplie donc treize fois par 0,95.
• FID (décision finale d'investissement) : le moment où les financeurs engagent définitivement l'argent et où la construction peut commencer.
• FEED (études d'ingénierie de détail) : les études qui précisent le projet avant la décision d'investissement.
• Prélèvement en nature : une part du gaz elle-même — et non de l'argent — versée au pays traversé.
• Royalties (ou redevance) de passage — péage : ce qu'un pays perçoit pour laisser passer le gaz sur son sol — en argent (cash) ou en nature (5 %).

En clair : tous les chiffres de ce dossier se ramènent à deux questions — combien de gaz arrive, et à quel prix il se revend.

📚 BIBLIOGRAPHIE COMPLÈTE (règle n°19)

1. Anadolu Agency (en), « Algeria builds new section of trans-Saharan gas pipeline », 2026 — premières opérations de soudage, tuyau de 48 pouces ; section algérienne neuve de 1 210 km de la frontière nigérienne à Aoulef, raccordée à Hassi R'Mel ; export par Beni Saf ou El Kala ; longueur totale 4 327 km (Nigeria 1 185, Niger 720, Algérie 2 424) ; Niger : début de construction début 2027 — https://mobile.aa.com.tr/en/europe/algeria-builds-new-section-of-trans-saharan-gas-pipeline/3956985

2. Pipeline Technology Journal, « Trans-Saharan Gas Pipeline: How 4,128 km of New Steel Could Reshape Europe's Energy Map », 2026 — 4 128 km (Nigeria 1 037 · Niger 841 · Algérie 2 310) ; coût 10 à 13 Mds $ ; accord intergouvernemental de 2009 visant une mise en service en 2015 ; financement de l'ensemble non acquis — https://www.pipeline-journal.net/news/analysis-trans-saharan-gas-pipeline-how-4128-km-new-steel-could-reshape-europes-energy-map

3. MEED, « Construction of $13bn Trans-Sahara gas pipeline starts in Algeria », 2026 — coût 13 à 25 Mds $ ; projet lancé en 2002, Niger co-sponsor en 2008, étude de 2006, actualisation Penspen attribuée en mars 2025 — https://guest.meed.com/construction-of-13bn-trans-sahara-gas-pipeline-starts-in-algeria/

4. Radio Algérienne (fr), « Projet de gazoduc transsaharien : adoption du rapport final de l'étude de faisabilité actualisée », 4 juin 2026 — validation du rapport final de l'étude actualisée par Penspen ; capacité 20 à 30 Gm³/an — https://news.radioalgerie.dz/fr/node/87548

5. Radio Algérienne (fr), « Projet de gazoduc transsaharien : lancement à Adrar des travaux du tronçon algérien », 4 juin 2026 — lancement à Aoulef (Adrar) ; raccordement du bassin d'Ahnet au réseau national — https://news.radioalgerie.dz/fr/node/87572

6. La Tribune (fr), « Gazoduc transsaharien : l'Algérie et le Niger relancent un projet de corridor visant le marché européen », 2026 — le projet est aussi appelé NIGAL ; budget 13 Mds $ ; visite de Tiani à Alger les 15–16 février ; lancement du tronçon nigérien annoncé « juste après le ramadan » ; l'avantage algérien est le réseau existant — https://www.latribune.fr/article/afrique/1769097988685214/gazoduc-transsaharien-l-algerie-et-le-niger-relancent-un-projet-de-corridor-visant-le-marche-europeen

7. NNPC Limited (communiqué officiel), « Major Boost for African Atlantic Gas Pipeline as ECOWAS Member States Sign Historic Intergovernmental Agreement », juillet 2026 — 30 Gm³/an « dont jusqu'à 15 Gm³ pour l'approvisionnement du Maroc et des marchés européens » ; près de 6 900 km ; 13 pays ; FEED achevé ; société de projet à Casablanca ; FID à préparer — https://nnpcgroup.com/insights/press-release-major-boost-for-african-atlantic-gas-pipeline-as-ecowas-member-states-sign-historic-intergovernmental-agreement

8. Maroc.ma (portail officiel du gouvernement marocain), « Freetown: ECOWAS Member States Endorse Nigeria-Morocco African Atlantic Gas Pipeline Initiative », 19 juillet 2026 — « près de 6 800 km » ; « treize pays » ; 30 Gm³/an dont jusqu'à 15 Gm³ « exportés vers le Maroc et l'Europe », le reste pour les marchés régionaux ; environ 25 Mds $ ; premiers tronçons « au début de la prochaine décennie » — https://maroc.ma/en/news/freetown-ecowas-member-states-endorse-nigeria-morocco-african-atlantic-gas-pipeline-initiative

9. Pipeline & Gas Journal / Reuters, « 30-Bcm Nigeria-Morocco Gas Pipeline Wins ECOWAS Backing », juillet 2026 — 6 900 km ; ~25 Mds $ ; faisabilité et FEED achevés — https://www.pgjonline.com/news/2026/july/30-bcm-nigeria-morocco-gas-pipeline-wins-ecowas-backing

10. Enerdata, « 30 bcm/year African Atlantic Gas Pipeline in 13 ECOWAS countries moves ahead », 2026 — déclaration CEDEAO du 19 juillet 2026 ; 30 Gm³/an dont 15 pour le Maroc et l'Europe ; ~6 900 km ; ~25 Mds $ — https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/30-bcmyear-african-atlantic-gas-pipeline-across-13-ecowas-countries-moves-ahead.html

11. Hespress (en), « Benkhadra: Morocco-Nigeria gas pipeline enters new phase after ECOWAS summit », juillet 2026 — mémorandum Maroc–Nigeria du 15 septembre 2022 ; passage à la mise en œuvre ; société de projet à Casablanca, autorité à Abuja, puis investisseurs et FID — https://en.hespress.com/142301-benkhadra-morocco-nigeria-gas-pipeline-enters-new-phase-after-ecowas-summit.html

12. DZWatch, « American Expert Validates Tebboune's Morocco Pipeline Assessment », 2026 — Geoff D. Porter (North Africa Risk Consulting) : 11 pays de transit, prélèvement en nature de 5 % par pays, TransMed / Tunisie : 50 M$/mois pour 20 Gm³/an, extrapolation 75 M$/mois × 11 = 825 M$/mois = 9,9 Mds $/an ; TSGP à 3 pays, coût 10–13 Mds $ — https://dzwatch.dz/american-expert-validates-tebbounes-morocco-pipeline-assessment/

13. Le Quotidien d'Oran, « Un expert américain enterre le projet marocain », 2026 — Porter : 11 pays, 5 % de gaz en nature comme redevance ; « il arrivera du vent au bout du gazoduc » ; levés topographiques du tronçon nigérien en octobre 2026 ; TSGP 20 à 30 Gm³/an ; Arkab au NAPEC 2026 à Oran — https://lequotidien-oran.dz/evenement/un-expert-americain-enterre-le-projet-marocain

14. Attaqa (ar), plateforme spécialisée énergie, « لأول مرة.. الرئيس الجزائري يعلق على مشروع المغرب لتصدير الغاز النيجيري », 4 octobre 2026 — déclaration de M. le Président A. Tebboune : le projet alternatif passe par quatorze pays, chaque pays a droit à 5 % du gaz en contrepartie du droit de transit ; Attaqa corrige : 13 pays, et en donne la liste ; NIGAL ne traverse que le Niger ; Benkhadra (décembre 2023) : FID attendue fin 2024/début 2025, première injection fin 2028 — https://attaqa.net/2026/10/04/%d9%84%d8%a3%d9%88%d9%84-%d9%85%d8%b1%d8%a9-%d8%a7%d9%84%d8%b1%d8%a6%d9%8a%d8%b3-%d8%a7%d9%84%d8%ac%d8%b2%d8%a7%d8%a6%d8%b1%d9%8a-%d9%8a%d8%b9%d9%84%d9%82-%d8%b9%d9%84%d9%89-%d9%85%d8%b4%d8%b1%d9%88/

15. Worldometer (agrégateur, d'après les statistiques internationales de l'EIA), Morocco Natural Gas — consommation 2024 : 933 968 773 m³ (≈ 0,93 Gm³) ; production 43 M m³ ; importations 890,7 M m³ (95,4 % de la consommation) — https://www.worldometers.info/gas/morocco-natural-gas/

16. South China Morning Post, « Why Beijing's US$4.5 billion Niger-Benin oil pipeline is being attacked by rebels », 2026 — attaques répétées contre l'oléoduc Niger–Bénin (1 980 km, opéré par CNPC) ; raid de l'État islamique sur l'aéroport de Niamey le 29 janvier 2026 ; alerte de l'ambassade de Chine — https://www.scmp.com/news/china/diplomacy/article/3344831/why-beijings-us45-billion-niger-benin-oil-pipeline-being-attacked-rebels

17. Western Sahara Resource Watch, « Gas pipeline planned to cross occupied land », mise à jour — carte ONHYM : ~5 300 km en offshore de Brass Island (Nigeria) jusqu'à Dakhla, puis ~1 700 km vers le nord jusqu'au GME ; Dakhla se trouve au Sahara occidental, occupé depuis 1975 ; faisabilité et ingénierie financées par la Banque islamique de développement et le Fonds OPEP, réalisées par Worley — https://wsrw.org/en/news/gas-pipeline-planned-to-cross-occupied-land

18. Adala UK (organisation londonienne de droit international), « US Ambassador's Visit to Occupied Western Sahara Violates International Law » — Sahara occidental : territoire non autonome (chapitre XI de la Charte, liste de l'ONU) ; résolution 1803 (XVII) sur la souveraineté permanente sur les ressources naturelles ; avis juridique Corell (2002) : activités contraires au droit international si menées au mépris des souhaits et intérêts du peuple du territoire ; avis consultatif de la CIJ (1975) ; **CJUE, *Conseil contre Front Polisario*** : accords avec le Maroc inapplicables au Sahara occidental sans le consentement de son peuple — https://adalauk.org/?p=6274

19. Sahara Press Service (SPS), « Algeria reaffirms support for just and lasting solution to Western Sahara conflict based on self-determination », 14 octobre 2026 — déclaration de l'ambassadeur algérien à l'ONU, Amar Bendjama, devant la quatrième commission : territoire non autonome, résolutions 1514 et 1541, « aucune partie n'a le droit de conférer la souveraineté sur le territoire » — https://www.spsrasd.info/en/2026/10/14/18305.html

20. Hespress (en), « Morocco's gas imports rose by 6.9% in 2025 », 9 février 2026 — importations 10,375 TWh en 2025 contre 9,703 TWh en 2024 ; 24,9 % des exportations gazières espagnoles de 2025 vers le Maroc (source CORES) ; GNL russe et américain ; contrat Shell de 500 millions de m³/an sur douze ans (juillet 2023) ; GNL russe regazéifié en Espagne puis acheminé via le GME — https://en.hespress.com/131490-moroccos-gas-imports-rise-6-9-in-2025.html

21. Nairametrics, « NMDPRA raises gas price to $2.18/MMBTU, effective April 2026 », 1er avril 2026 — prix domestique de base du gaz nigérian : 2,18 $/MMBtu au 1er avril 2026 (contre 2,13 $) ; 2,68 $/MMBtu pour les usagers commerciaux — https://nairametrics.com/2026/04/01/nmdpra-raises-gas-price-to-2-18-mmbtu-effective-april-2026/

22. GME (Gestore dei Mercati Energetici, Italie), bilan 2025 — TTF 2025 : 36,2 €/MWh (+5,5 %), soit ≈ 34,3 €/MWh en 2024 — https://gme.mercatoelettrico.org/Portals/0/Documents/en-US/20260511BilancioGME2025.pdf

23. GMK Center, « European gas prices exceeded €80/MWh in September », 2026 — TTF : 82 €/MWh le 10 septembre 2026, 82,52 €/MWh le 14 septembre ; moyenne de juin 2026 : 44,94 €/MWh ; prévision Morgan Stanley pour l'hiver : 85 €/MWh, possiblement plus de 100 €/MWh — https://gmk.center/en/news/european-gas-prices-exceeded-e80-mwh-in-september/

24. RAND, « Undersea Cables Are Vulnerable to Sabotage—but This Takes Skill and Specialist Equipment » (commentaire repris de The Conversation, 7 juillet 2025), juillet 2025 — les infrastructures sous-marines critiques sont vulnérables, mais leur atteinte exige des compétences et des équipements spécialisés ; localiser une conduite demande une résolution sonar de l'ordre de un à deux mètres ; les eaux profondes exigent des méthodes bien plus sophistiquées — https://www.rand.org/pubs/commentary/2025/07/undersea-cables-are-vulnerable-to-sabotage-but.html

25. CNN, « Nord Stream sabotage trial is getting underway. Here's a refresher », 14 octobre 2026 — explosions sur les gazoducs Nord Stream 1 et 2 en septembre 2022 près de Bornholm ; le parquet suédois avait conclu à un « sabotage grave » avec « traces d'explosifs » ; procès ouvert en Allemagne en octobre 2026 — https://www.cnn.com/2026/10/14/europe/nord-stream-sabotage-trial-ukraine-russia-intl

26. MarineForum (d'après le rapport annuel du Bureau maritime international — IMB/ICC, publié le 15 janvier 2026), « Sea piracy 2025: Singapore hotspot, violence on the rise », 2026 — 137 incidents dans le monde en 2025 (+18 % sur 2024) ; détroit de Singapour : 80 incidents, soit 58 % du total mondial — premier foyer mondial ; golfe de Guinée : 21 incidents en 2025 (18 en 2024, 22 en 2023), « stable, mais pas sûr », enlèvements et prises d'otages persistants — https://marineforum.online/en/sea-piracy-2025-singapore-hotspot/

27. Radio Algérienne (fr), « Le Général d'Armée Saïd Chanegriha ordonne l'envoi de deux patrouilles d'avions de combat dans le cadre d'une mission de soutien à l'armée nigérienne », 30 août 2026 (communiqué du ministère de la Défense nationale) — deux patrouilles de Sukhoï Su-30, soit quatre appareils, « en exécution des instructions » de M. le Président A. Tebboune, « en réponse à la demande des autorités nigériennes », après « une tentative de déstabilisation » à Niamey ; atterrissage le dimanche 30 août 2026 à l'aéroport de Niamey, accompagnés d'un avion ravitailleur ; le Premier ministre nigérien Mohamed Lamine Zeine à l'accueil — https://news.radioalgerie.dz/fr/node/93279

28. Agence Nigérienne de Presse (ANP), « Tentative de déstabilisation du Niger : Le Président Tiani salue l'engagement de son homologue Algérien aux côtés du Niger », 31 août 2026 — entretien téléphonique entre le président Tiani et M. Tebboune ; « à la demande des autorités nigériennes » ; déploiement exceptionnel à Niamey le 30 août 2026 de 4 Su-30, d'un Iliouchine Il-76 et d'un Iliouchine Il-78 ravitailleur ; « c'est la deuxième fois » que l'ANP franchit les frontières pour soutenir un peuple frère ; Tiani salue « l'engagement de son homologue algérien aux côtés du Niger » et « la décision historique » — https://anp.ne/tentative-de-destabilisation-du-niger-le-president-tiani-salue-lengagement-de-son-homologue-algerien-aux-cotes-du-niger/

29. Burkina24, « Coopération militaire Niger-Algérie : Quatre Sukhoï Su-30 et deux avions arrivent à Niamey », 31 août 2026 — 4 Su-30 + un Il-76 de transport + un Il-78 ravitailleur atterris le 30 août 2026 à l'aéroport Diori Hamani ; quelques semaines après la réception, le 9 août 2026, de quatre hélicoptères algériens (2 Mi-171 et 2 Mi-24) — https://burkina24.com/2026/08/31/cooperation-militaire-niger-algerie-quatre-sukhoi-su-30-et-deux-avions-arrivent-a-niamey/

30. La Nouvelle Tribune, « Niger : l'Algérie déploie quatre chasseurs SU-30 au lendemain de la tentative de mutinerie », 2026 — atterrissage le dimanche 30 août 2026 ; « au lendemain d'une tentative de mutinerie » déclenchée dans la nuit du 28 au 29 août ; communiqué du MDN ; « en réponse à la demande des autorités nigériennes » — https://lanouvelletribune.info/2026/08/niger-lalgerie-deploie-quatre-chasseurs-su-30-au-lendemain-de-la-tentative-de-mutinerie/

31. Radio Algérienne (fr), « Algérie - Niger : Remise d'un don de 4 hélicoptères et d'équipement militaires à l'armée nigérienne », 9 août 2026 (communiqué du ministère de la Défense nationale) — 4 hélicoptères (2 Mi-24V et 2 Mi-171), munitions, pièces de rechange et matériel d'appui, décollés le dimanche 9 août 2026 de la base d'In Guezzam vers Niamey, « en exécution des instructions du Président de la République, Chef suprême des Forces armées » — https://news.radioalgerie.dz/fr/node/92045

32. Agence Nigérienne de Presse (ANP), « L'Algérie fait don de 4 hélicoptères et d'équipements militaires à l'armée nigérienne », 10 août 2026 — reprise du communiqué du MDN cité par l'APS : 4 hélicoptères (2 Mi-24V, 2 Mi-171) et équipements, remise le 9 août 2026, sur instructions de M. le Président A. Tebboune — https://anp.ne/lalgerie-fait-don-de-4-helicopteres-et-dequipements-militaires-a-larmee-nigerienne/

33. Xinhua / Sina (dépêche de Lagos), « 尼日利亚与阿尔及利亚成立双边战略合作委员会 » (« Le Nigeria et l'Algérie créent une commission de coopération stratégique bilatérale »), 14 janvier 2002 — le président nigérian Obasanjo annonce la création de la commission après ses entretiens avec le président Bouteflika ; 17 accords et mémorandums signés le jour même, dont le cadre du gazoduc transsaharien — http://news.sina.com.cn/w/2002-01-15/444578.html

34. Xinhua (arabe), « المغرب ونيجيريا يطلقان أضخم مشروع لنقل الغاز في افريقيا يربط بين البلدين » (« Le Maroc et le Nigeria lancent le plus grand projet de transport de gaz en Afrique »), 3 décembre 2016 — lancement à Abuja, en présence du roi Mohammed VI et du président Buhari, d'un projet de gazoduc régional Nigeria–Afrique de l'Ouest–Maroc ; les deux pays décident d'« étudier et de prendre des mesures concrètes » pour le réaliser — http://arabic.news.cn/2016-12/04/c_135878555.htm

35. PTDF — Petroleum Technology Development Fund (Nigeria), page officielle « About us » — « première institution nigériane de développement du capital humain » du secteur pétrolier ; forme « diplômés, professionnels, techniciens » en ingénierie, géologie, sciences et gestion ; ambition de faire du Nigeria « un centre de ressources humaines pour la sous-région ouest-africaine et le golfe de Guinée » — https://ptdf.gov.ng/about-us/

36. Ministère des Finances du Ghana, 2021 Annual Petroleum Report — l'AOGC (établissement de formation) a été créé en novembre 2017, pour renforcer la capacité des Ghanéens à travailler dans le secteur pétrolier — https://www.mofep.gov.gh/sites/default/files/reports/petroleum/2021-Annual-Petroleum-Report.pdf

37. INPG Sénégal — Institut national du pétrole et du gaz, site officiel — existence de l'institut de formation (date de création non établie) — https://inpgsenegal.com/

38. Sonatrach (page officielle), « Signing of an agreement between the Algerian Petroleum Institute and the Congolese company SNPC, as well as a contract between the IAP and the University of Boumerdès » — accord de coopération académique entre l'IAP et la société nationale congolaise des pétroles (SNPC) : l'IAP forme aussi des ingénieurs étrangers — https://sonatrach.com/en/signing-of-an-agreement-between-the-algerian-petroleum-institute-and-the-congolese-company-snpc-as-well-as-a-contract-between-the-iap-and-the-university-of-boumerdes/

39. APPO — Organisation des producteurs de pétrole africains (page officielle), « What you need to know about the APPO Forum of Directors of Oil and Gas Training Institutes » — Forum des institutions de formation des pays membres de l'APPO, auquel participe l'IAP — https://apposecretariat.org/what-you-need-to-know-about-the-appo-forum-of-directors-of-oil-and-gas-training-institutes-ce-que-vous-devez-savoir-sur-le-forum-des-directeurs-dinstituts-de-formation-dans-le-secteur-petrolier-e/

40. Radio Algérienne (fr), « Signature d'un accord de coopération académique entre l'Institut Algérien du Pétrole (IAP) relevant de Sonatrach et une entreprise congolaise » — coopération académique IAP–SNPC — https://newsmedia.radioalgerie.dz/fr/node/40168

41. TSA — Tout sur l'Algérie, « L'Algérie va former les cadres du secteur pétrolier du Sénégal » — convention de formation IAP–INPG du Sénégal, 12 février 2026 — https://www.tsa-algerie.com/lalgerie-va-former-les-cadres-du-secteur-petrolier-du-senegal/

42. Le Jeune Indépendant, « Algérie-Sénégal : renforcement de la coopération dans les hydrocarbures et l'électricité » — convention de formation entre l'IAP et l'INPG du Sénégal, l'un des États de transit du projet atlantique — https://www.jeune-independant.net/algerie-senegal-renforcement-de-la-cooperation-dans-les-hydrocarbures-et-lelectricite/

⚠️ Réserves publiées.

(1) Les taux ne sont pas des taux signés. Aucun texte publié ne fixe le pourcentage de prélèvement en nature de NIGAL ni de l'AAGP. Les 5 % sont un ordre de grandeur retenu publiquement par l'expert Geoff D. Porter ; nous l'utilisons comme hypothèse, jamais comme un taux officiel.

(2) L'Algérie à 0 % est une hypothèse de travail, fondée sur le fait qu'elle dispose de son propre gaz et sert de plateforme d'export. Aucun texte public ne la fixe.

(3) Les 15 Gm³ du projet atlantique sont ambigus dans les sources. Les textes officiels disent « pour le Maroc et l'Europe », ce qui décrit un volume d'export transitant par le Maroc ; ils ne disent pas « 15 pour le Maroc seul ». Nous posons les deux lectures et nous disons que la source ne tranche pas.

(4) La contradiction arithmétique est une démonstration sous hypothèse. Elle vaut pour le taux de 5 % et pour les décomptes de 11 ou 14 entités. Si le taux réel était de 1 %, l'addition tiendrait — mais aucun document ne donne ce taux. C'est précisément ce que nous demandons aux promoteurs de publier.

(5) Les coûts au kilomètre sont des calculs, obtenus en divisant les fourchettes de coût annoncées par les longueurs annoncées. Ce ne sont pas des devis.

(6) Les redevances de passage ne sont pas chiffrées pour NIGAL ni pour l'AAGP. Le seul chiffre documenté est la comparaison TransMed/Tunisie (50 M$/mois pour 20 Gm³/an, un pays de transit), que nous citons comme comparaison, pas comme tarif.

(7) Aucune pièce n'établit une action d'État destinée à empêcher NIGAL. Les difficultés documentées sont sécuritaires et financières. Les causes politiques relèvent de l'analyse et sont présentées comme telle.

(8) Le tracé exact du projet atlantique au Sahara occidental varie selon les cartes. La carte ONHYM le fait arriver à Dakhla ; la longueur officielle (6 800 à 6 900 km) ne se superpose pas exactement aux ~7 000 km de la description de WSRW. Nous donnons les deux.

(9) La référence à la résolution 1803 (XVII) est citée par son numéro officiel, telle qu'elle est reproduite par la source juridique citée. Le texte intégral de la résolution n'a pas été ouvert directement. Nous le déclarons.

(10) Ni le NIGAL ni le projet atlantique n'a livré un mètre cube de gaz à l'Europe à ce jour.

(11) Le taux de 5 % est une déclaration présidentielle rapportée, pas une clause signée. Les propos de M. le Président A. Tebboune sont rapportés par la plateforme Attaqa (4 octobre 2026) ; nous ne disposons pas du verbatim officiel du palais. La même source corrige le nombre de pays : 13, non 14.

(12) Les deux lectures des « 15 Gm³ » ne sont pas tranchées. Celle du rédacteur en chef (15 = 50 % de la capacité, part marocaine) et celle des textes (« 15 pour le Maroc ET l'Europe ») ne se recoupent pas ; les sources publiques ne permettent pas d'arbitrer. Les deux sont publiées.

(13) La marge repose sur trois hypothèses nommées : prix d'achat 2,18 $/MMBtu — c'est le prix domestique nigérian, utilisé comme proxy car le prix d'export du gaz de l'AAGP n'est pas publié (non établi) ; transit 9 à 11,9 $/MMBtu (ordres de grandeur, pas un tarif) ; change 1 € = 1,17 $ (hypothèse). La marge varie du simple au néant selon le prix TTF retenu : c'est écrit dans l'article. La chaîne technique, pour ceux qui vérifient : 4,32 Gm³ × 35,3 M MMBtu/Gm³ = 152,5 M MMBtu ; × (28,1 − 2,18 − 9 à 11,9) $/MMBtu = 2,2 à 2,6 milliards de dollars par an. (Cascade : 6,77 Gm³ → 239 M MMBtu → 3,4 à 4,1 milliards.)

(14) Le mécanisme de « rebaptême » n'est pas documenté. La structure permet de vendre le volume non consommé via le GME vers l'Espagne ; aucun contrat public ne le décrit. Nous disons ce que la structure permet, et nous disons « non documenté ».

(15) Aucun mécanisme de partage des revenus n'a été trouvé dans les documents publics du projet atlantique. S'il existe, il n'est pas public. (Et ce qui contredit la thèse est publié : la composante d'électrification ouest-africaine est réelle.)

(16) Les deux bases de calcul du prélèvement en nature ne sont tranchées par aucune source publique. Base fixe (13 × 5 % de la capacité, soit 65 % du volume) et base en cascade (49 %) (5 % du volume restant à chaque frontière) sont toutes deux publiées, avec leurs deux résultats : 4,32 Gm³ revendus (fixe) et 6,77 Gm³ (cascade). Le calcul de cascade (30 × 0,95¹³ ≈ 14,6 Gm³) est une opération, pas une donnée.

(17) La combinaison « prélèvement de transit + part de partage » qui fait la rente est arithmétique, non documentaire. Aucune clause publique ne l'organise ; elle résulte de deux hypothèses mises bout à bout, et l'article le dit.

(18) Le classement de piraterie a été corrigé. Le golfe de Guinée est une zone de piraterie documentée — 21 incidents en 2025 — mais il n'est pas le premier foyer mondial : le détroit de Singapour l'est (80 incidents, 58 % du total). Nous n'avons pas retenu le superlatif. (Source : rapport annuel IMB 2025, publié le 15 janvier 2026.)

(19) La robustesse des pipelines sous-marins n'est pas une opinion. Nous n'écrivons pas qu'ils sont faciles à saboter : l'analyse RAND (juillet 2025) et l'attaque de Nord Stream (septembre 2022) montrent que l'atteinte exige des compétences et des moyens spécialisés, voire étatiques. Ce qui est exposé, ce sont les installations côtières et les États riverains — pas le tuyau.