Après des années de dépendance fragile au gaz nigérian et d’échecs répétés de terminaux GNL nationaux, le Bénin, le Togo et la Côte d’Ivoire tentent un virage collectif. Le programme PRIME-GAS, adossé à un financement de la Banque mondiale, entend transformer une vulnérabilité partagée en architecture régionale. L’ambition est réelle — mais l’histoire récente invite à la prudence.
Une dépendance structurelle au gaz nigérian qui a montré ses limites
La dépendance des trois pays au West African Gas Pipeline (WAGP) mis en service commercialement en 2011 pour acheminer le gaz du Nigeria vers le Ghana, le Bénin et le Togo n’a jamais pleinement tenu ses promesses. Le gazoduc a connu une interruption majeure dès 2012, avec une rupture à proximité de Lomé qui a suspendu les livraisons pendant près d’un an, jusqu’à la remise en service en juillet 2013. Mais le problème structurel va au-delà d’un incident technique isolé : le fournisseur nigérian n’est pas en mesure de livrer les volumes contractuels. Sur les 134 millions de pieds cubes par jour prévus pour le Bénin et le Togo, seuls environ 10 millions seraient réellement disponibles, selon les données du plan directeur du secteur de l’énergie béninois.
Cette insuffisance chronique a des conséquences directes sur la production électrique. Au Bénin, où le gaz représente théoriquement 69 % de la production nationale, les centrales tournent en réalité au fioul lourd ou au Jet A1 combustibles nettement plus coûteux faute d’approvisionnement gazier suffisant. Les surcoûts annuels pour le système électrique béninois sont estimés à au moins 15 à 20 millions de dollars par rapport à un scénario de fourniture normale de gaz. Les délestages restent fréquents, affectant l’ensemble du tissu économique, industrie en tête.
La Côte d’Ivoire, mieux pourvue en production domestique, n’est pas pour autant à l’abri. Ses gisements offshore historiques (Foxtrot, Panthère, Lion) vieillissent, et si le champ Baleine, opéré par Eni, affiche des performances encourageantes environ 80 à 85 millions de pieds cubes par jour de gaz associé début 2025 après le démarrage de la deuxième phase en décembre 2024, la montée en puissance vers un rôle de fournisseur régional reste à démontrer dans la durée.
Le graveyard des terminaux GNL nationaux
Avant PRIME-GAS, chaque pays avait tenté, seul, de se doter d’une capacité d’importation de gaz naturel liquéfié. Ces tentatives n’ont abouti à aucune infrastructure opérationnelle.
Au Bénin, un accord signé en 2019 entre l’État et TotalEnergies prévoyait un terminal flottant de regazéification d’une capacité de 500 000 tonnes par an, implanté à Maria Gléta. Aucune avancée publique significative n’a été enregistrée depuis.
En Côte d’Ivoire, le projet CI-GNL, annoncé en 2017 avec TotalEnergies comme opérateur et une mise en service initialement visée pour mi-2018, n’a jamais livré le terminal flottant de regazéification prévu à Vridi. Un consortium ambitieux TotalEnergies, SOCAR, Shell, Golar, PetroCI, CI-Energies pour un investissement d’environ 200 millions de dollars : le montage était impressionnant sur le papier. En pratique, les difficultés à boucler le financement, la complexité contractuelle et l’évolution de la stratégie ivoirienne vers la valorisation du gaz domestique ont conduit à une mise en veille prolongée du projet, selon des analyses sectorielles.
Au Togo, une piste explorée en 2018 avec la Guinée équatoriale dans le cadre de l’initiative LNG2Africa, pour importer du GNL produit à Malabo, n’a pas davantage débouché sur une infrastructure concrète.
Ce tableau d’ensemble illustre un phénomène bien documenté : les projets GNL d’import en Afrique de l’Ouest peinent à atteindre la décision finale d’investissement lorsqu’ils sont portés par un seul pays, faute d’une demande suffisamment garantie pour convaincre les financeurs et les fournisseurs internationaux.
PRIME-GAS : la mutualisation comme réponse aux blocages
C’est précisément ce raisonnement qui structure le programme PRIME-GAS. En agrégeant la demande des trois pays, l’initiative entend améliorer les conditions de négociation avec les fournisseurs de GNL, augmenter la crédibilité commerciale du projet et répartir les coûts d’infrastructure.
La Banque mondiale a formalisé son soutien sur deux fronts : un financement de 40 millions de dollars accordé au Togo dans le cadre de PRIME-GAS, et l’intégration du programme dans le cadre de partenariat Banque mondiale-Bénin pour la période 2027-2036. Cette double inscription institutionnelle donne au projet une légitimité que les tentatives nationales précédentes n’avaient pas réussi à obtenir.
Les économistes de la Banque mondiale ont par ailleurs chiffré les avantages théoriques d’un marché régional intégré du gaz en Afrique de l’Ouest : jusqu’à 665 millions de dollars de bénéfices annuels, avec une baisse du coût moyen de production d’électricité de 25 à 33 %. Ces ordres de grandeur sont à prendre avec prudence ils dépendent de paramètres de modélisation qui peuvent varier sensiblement mais ils signalent que la logique économique de la mutualisation est défendable.
Les conditions non acquises de la réussite
Le dossier PRIME-GAS présente des fondements solides, mais plusieurs conditions de succès restent à démontrer.
La coordination entre trois souverainetés. Une infrastructure régionale mutualisée suppose des accords sur la gouvernance opérationnelle, la répartition des coûts, les mécanismes d’arbitrage en cas de différend et les modalités de fourniture à chaque pays. Des modèles comparables existent notamment en Asie du Sud-Est mais leur transposition en Afrique de l’Ouest impose de surmonter des cultures institutionnelles et des cycles politiques distincts.
Le bouclage financier. Les 40 millions de dollars accordés au Togo représentent une amorce, non un plan de financement complet. Un terminal flottant de regazéification l’option technique la plus crédible pour un marché de cette taille exige typiquement des investissements de l’ordre de plusieurs centaines de millions de dollars, auxquels s’ajoutent les contrats d’approvisionnement en GNL. La capacité des trois États à mobiliser des financements complémentaires, publics et privés, reste à prouver.
La sécurisation de l’approvisionnement. Identifier des fournisseurs de GNL prêts à s’engager sur des volumes contractuels adaptés à la demande agrégée mais encore modeste des trois pays reste un exercice délicat sur un marché mondial du GNL où les grands acheteurs asiatiques structurent les prix et les disponibilités.
Le rôle de la Côte d’Ivoire. Abidjan ambitionne de devenir un second pôle d’approvisionnement régional grâce au champ Baleine, en complément du Nigeria. Cette ambition est cohérente avec la trajectoire de production d’Eni, qui vise une capacité de 200 millions de pieds cubes par jour de gaz associé à l’horizon 2027 pour la phase 3 du champ. Mais la valorisation de ce gaz à des fins d’exportation régionale suppose des infrastructures de transport et de commercialisation qui ne sont pas encore en place.
Une architecture prometteuse, une exécution à bâtir
PRIME-GAS marque une rupture méthodologique par rapport aux tentatives précédentes : il tire les leçons de l’échec des stratégies nationales en proposant une logique de mutualisation soutenue par un bailleur de fonds multilatéral. L’adossement à la Banque mondiale confère au projet une crédibilité institutionnelle et un cadre de suivi qui faisaient défaut aux projets CI-GNL ou au terminal béninois de 2019.
Reste que les projets d’infrastructure gazière en Afrique de l’Ouest ont une longue tradition de bonnes intentions non converties en infrastructures opérationnelles. La question qui s’ouvrira dans les prochaines années est moins celle de la pertinence de PRIME-GAS qui est réelle que de sa capacité à maintenir la cohérence politique entre trois gouvernements sur la durée nécessaire à la concrétisation d’un projet de cette envergure. Dans un contexte où les transitions énergétiques mondiales remettent en cause la durée de vie des actifs fossiles, l’horloge industrielle et l’horloge politique devront avancer au même rythme.
Sources
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Agence Ecofin — Togo/Bénin/Côte d’Ivoire : actions concertées pour sécuriser le gaz régional — Agence Ecofin, 2024
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TotalEnergies devient l’opérateur du projet de terminal GNL en Côte d’Ivoire — TotalEnergies, 2017
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Africa Business Plus — Importation de GNL : Total en difficulté à Abidjan — Africa Business Plus
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Eni — Démarrage de la phase 2 du champ Baleine en Côte d’Ivoire — Eni, décembre 2024
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Banque mondiale — Blog AfricaCan : la clé d’une énergie abordable en Afrique de l’Ouest — Banque mondiale
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Plan directeur de développement du sous-secteur de l’énergie au Bénin — Direction de l’énergie, Bénin
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West African Gas Pipeline — Wikipedia — Wikipedia
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Mayer Brown — Marchés GNL favorables au Gas to Power en Afrique — Medias24 / Mayer Brown