En avril 2026, le ministre sénégalais de l’énergie s’est rendu au Nigeria pour des discussions bilatérales sur le renforcement des liens énergétiques. La rencontre intervient alors que les deux pays montent simultanément en puissance leur production gazière, élargissent leurs capacités de raffinage et se positionnent pour l’exportation régionale d’électricité. Dans le même temps, le West African Power Pool prépare la synchronisation permanente du réseau à travers 15 pays d’ici mi-2026, après un test réussi de quatre heures en novembre 2025. La convergence de ces développements pointe vers un changement structurel discuté depuis des décennies mais jamais matérialisé : l’émergence d’un marché énergétique ouest-africain fonctionnel. La question est de savoir si, cette fois, l’infrastructure, les volumes de gaz et l’alignement politique sont suffisants pour dépasser les arrangements bilatéraux et tendre vers un système régional intégré.
Le point de départ est l’ampleur du déficit. Le commerce transfrontalier d’électricité dans la zone CEDEAO se situait à environ 8,5 % de la production totale en 2018, selon les données du Global Energy Monitor. Des estimations plus récentes placent le chiffre dans la fourchette de 10 à 15 %, selon les flux bilatéraux comptabilisés et la classification des arrangements de transit. En comparaison, le Southern African Power Pool fonctionne avec des niveaux d’interconnexion et d’échanges commerciaux nettement plus élevés. L’Afrique de l’Ouest dispose de la capacité de production, de la demande et de la densité géographique pour soutenir des volumes d’échanges bien supérieurs. Ce qui manque, c’est l’infrastructure de transmission, les cadres commerciaux et la discipline de paiement pour les soutenir.
Le Nigeria est le plus grand marché de production de la région. Sa capacité installée dépasse 13 000 MW, bien que la production effective reste systématiquement en deçà en raison de contraintes de transmission, d’interruptions d’approvisionnement en gaz et d’instabilité du réseau. Le réseau national s’est effondré deux fois en janvier 2026 seul, après une panne en décembre 2025. Ce ne sont pas des événements isolés. Ils reflètent une fragilité structurelle du système de transmission 330 kV. Malgré cela, le Nigeria alloue actuellement 600 MW pour les accords bilatéraux de commerce d’électricité avec le Bénin, le Togo et le Niger, et projette 1 milliard de dollars de revenus annuels d’exportation à partir de mi-2026 si la synchronisation permanente se maintient. La logique économique est simple : le tarif domestique nigérian est parmi les plus bas de la région, tandis que les pays voisins paient significativement plus par kilowatt-heure. Exporter aux prix régionaux génère des revenus que le marché intérieur, avec ses tarifs inférieurs aux coûts et ses difficultés de recouvrement, ne produit pas.
Mais le bilan des paiements complique le tableau. Au T2 2025, l’opérateur de marché nigérian a facturé 17,54 millions de dollars aux clients bilatéraux internationaux, dont seulement 9,01 millions ont été versés, soit une performance de paiement de 51,33 %. Les obligations impayées totales, incluant les arriérés reportés, ont atteint 17,8 millions de dollars. Les clients internationaux ont payé moins de la moitié de leurs montants facturés. Cet écart accentue les inquiétudes des producteurs nigérians quant à l’exposition de leur trésorerie aux ventes transfrontalières. Sans conditions commerciales plus strictes, dépôts de garantie ou garanties souveraines, l’expansion du commerce d’électricité risque d’aggraver le stress financier dans la chaîne de valeur énergétique plutôt que de le soulager.
La trajectoire du Sénégal est différente dans sa structure mais converge dans sa direction. Le pays a commencé à produire du pétrole à partir du champ de Sangomar mi-2024, avec une production stabilisée autour de 100 000 barils par jour et 36,1 millions de barils générés en 2025. Le projet GNL Greater Tortue Ahmeyim, partagé avec la Mauritanie, a exporté 24 cargaisons de GNL entre février 2025 et février 2026, ainsi que 1,6 million de barils de condensat. Le Premier ministre Sonko a annoncé l’objectif de mettre fin aux importations de gaz naturel d’ici 2026, visant des économies budgétaires annuelles de 140 milliards de FCFA (227 millions de dollars). Le plan gaz-électricité du gouvernement prévoit que le gaz naturel représente les trois quarts de la capacité installée, appuyé par la rénovation de la centrale de Bel Air (335 MW) et la construction d’une nouvelle installation de 366 MW.
L’étape suivante est Yakaar-Teranga, une ressource gazière offshore estimée à environ 25 000 milliards de pieds cubes, découverte par Kosmos Energy il y a une décennie. BP détenait une participation opérationnelle de 60 % mais s’est retiré en 2023 pour un désaccord fondamental : BP visait l’export de GNL, le gouvernement sénégalais insistait sur l’approvisionnement domestique comme usage prioritaire. Le contrat de Kosmos expire en juillet 2026, date à laquelle le Sénégal deviendra probablement le seul actionnaire. Le PDG de Petrosen a indiqué que la première phase nécessiterait environ 2,5 milliards de dollars pour produire 300 millions de pieds cubes par jour pour le marché intérieur, avec une seconde phase d’environ 5 milliards pour le développement aval incluant engrais, pétrochimie, acier et production de ciment. Coût total de développement : 7,5 milliards de dollars. Les options de financement explorées incluent les marchés obligataires régionaux, les institutions de financement du développement et les capitaux liés à la diaspora, avec des contrats d’offtake de 15 à 20 ans comme socle de la dette projet.
L’alignement Sénégal-Nigeria n’est pas un accord formel de commerce gazier. C’est une reconnaissance mutuelle que les deux pays entrent dans une phase où volumes de gaz, capacités de raffinage et ambitions régionales d’électricité se croisent. Le plan directeur gazier 2026 du Nigeria cible 1,8 milliard de pieds cubes par jour d’offre supplémentaire, dans le cadre d’ambitions plus larges d’atteindre 10 bcf/j d’ici 2027 et 12 bcf/j d’ici 2030. Le Nigeria accélère également les projets de mini-GNL et de liquéfaction à petite échelle pour l’industrie hors réseau, le transport et la production distribuée. La raffinerie Dangote, à 650 000 barils par jour, étudie une expansion à 1,4 million de bpj. En décembre 2025, le Nigeria a délivré des permis d’accès au gaz torché à 28 bénéficiaires, censés débloquer 2 milliards de dollars d’investissements gaziers. Côté sénégalais, Petrosen a lancé une campagne d’exploration onshore de 100 millions de dollars ciblant de nouvelles découvertes de brut d’ici fin 2026.
La couche transmission est l’endroit où la dimension régionale devient concrète. Le test de synchronisation du WAPP de novembre 2025, conduit entre 05h04 et 09h04, a connecté le réseau nigérian aux systèmes interconnectés des 14 autres États membres de la CEDEAO. L’électricité a circulé à une fréquence unique et stable pendant quatre heures ininterrompues. Le secrétaire général du WAPP a fixé l’objectif de synchronisation permanente des 15 pays d’ici fin juin 2026. L’opérateur de système indépendant nigérian (NISO) a été formellement admis au WAPP en janvier 2026. Un test de suivi de 48 heures est prévu.
Si la synchronisation permanente se maintient, la structure du marché change. Un marché régional d’électricité unifié permet des échanges en temps réel, optimise l’utilisation des ressources sur les cycles saisonniers et quotidiens, et permet aux actifs de production d’un pays de desservir la demande d’un autre sans l’approche contrat-par-contrat bilatéral qui régit actuellement les échanges. Pour l’électricité au gaz en particulier, cela signifie qu’une centrale gaz-électricité sénégalaise ou un producteur nigérian pourrait participer à un ordre de dispatch régional, vendant l’excédent de production aux prix d’équilibre du marché.
Les obstacles, cependant, ne sont pas principalement techniques. Le test de novembre a prouvé la faisabilité technique. Les obstacles sont institutionnels et financiers. L’infrastructure de transmission nationale reste insuffisante pour supporter des flux transfrontaliers de gros volume. Les cadres réglementaires pour la participation du secteur privé aux projets de réseau transfrontaliers sont limités. Le risque de paiement des acheteurs internationaux n’est pas résolu. La suspension par le Ghana de ses exportations d’électricité en avril 2026 après l’incendie d’Akosombo a démontré à quelle vitesse une crise de réseau national peut se propager en perturbation de l’offre régionale. Des réseaux nationaux fragiles ne peuvent pas être le fondement d’un marché régional solide.
La dimension gazière ajoute une couche de complexité supplémentaire. Les producteurs de gaz ouest-africains exportent la majorité de leur GNL vers l’Asie et l’Europe. En 2024, les volumes de GNL d’Afrique subsaharienne ont atteint 26,9 millions de tonnes, dont 60 % vers l’Asie et 25 % vers l’Europe. Des obligations de marché domestique existent au Nigeria, au Sénégal-Mauritanie, en Angola et au Cameroun, mais le commerce régional de gaz au sein de l’Afrique de l’Ouest reste minimal. Il n’existe pas d’équivalent du corridor de Lobito pour le gaz. Aucun pipeline régional ne connecte les bassins gaziers du Sénégal à la flotte thermique du Ghana ou aux centres de demande industrielle du Nigeria à travers la zone CEDEAO élargie. Le West African Gas Pipeline, reliant le Nigeria au Bénin, au Togo et au Ghana, reste la seule infrastructure gazière transfrontalière opérationnelle dans la région, et son utilisation a été contrainte par des différends d’approvisionnement et commerciaux pendant une grande partie de sa vie opérationnelle.
La question structurelle est de savoir si la convergence actuelle entre montée en puissance de la production gazière, progrès de la synchronisation du réseau et alignement politique bilatéral suffit à faire passer le marché énergétique régional de ses 10-15 % de pénétration commerciale actuels vers un niveau matériellement supérieur. Les volumes de gaz arrivent. La synchronisation du réseau est techniquement prouvée. La volonté politique, au moins au niveau ministériel, est exprimée. Ce qui manque, c’est l’infrastructure midstream, l’architecture de paiement et l’harmonisation réglementaire nécessaires pour convertir des relations bilatérales en un marché fonctionnel. Chaque cycle précédent de promesses d’intégration énergétique ouest-africaine a calé au même point. La différence aujourd’hui est que le Sénégal et le Nigeria ont tous deux des actifs de production en train d’entrer en service qui ont besoin de marchés, et le coût de la non-intégration devient mesurable en revenus perdus et en pauvreté énergétique persistante à travers la région.