Au Sénégal, les futurs gazoducs doivent rapprocher le gaz des centrales, mais leur financement reste le principal défi

Produire du gaz au large ne suffit pas à sécuriser l’électricité : encore faut-il pouvoir le transporter jusqu’aux centrales. Au Sénégal, les prochains gazoducs doivent relier des ressources offshore aux sites de production et aux installations industrielles. Leur financement et leur calendrier détermineront si cette ambition se traduit concrètement dans l’approvisionnement du pays.

Relier les gisements aux lieux de consommation

Le Réseau gazier du Sénégal (RGS), société à participation publique majoritaire chargée du transport du gaz par canalisation, prévoit une nouvelle étape de développement. Son directeur général, Pape Momar Lo, a présenté à l’African Energy Week, organisée au Cap, un programme de trois tronçons nécessitant 530 millions d’euros, soit environ 594 millions de dollars. Reuters et l’organisateur de l’événement ont rapporté cette annonce, faite en octobre 2026.

La construction pourrait commencer en 2027, pour une mise en service visée en 2029. Le projet comprend les segments baptisés Green, Blue et Orange. Selon les caractéristiques présentées par le RGS, ils représenteraient ensemble 255 kilomètres de conduites. Les études techniques seraient achevées, mais la mobilisation des financements reste à mener.

Le segment Green est estimé à 220 millions d’euros pour 110 kilomètres. Sa capacité annoncée atteint 300 millions de pieds cubes standards par jour. Il doit acheminer le gaz du projet offshore Greater Tortue Ahmeyim (GTA), partagé avec la Mauritanie, vers d’autres parties du réseau.

Le segment Blue représenterait 180 millions d’euros et 100 kilomètres de conduites. Sa capacité annoncée est de 713 millions de pieds cubes standards par jour. Il desservirait six centrales électriques et six installations industrielles. Le segment Orange, chiffré à 130 millions d’euros pour 45 kilomètres, viserait six sites industriels et une centrale. Ces données décrivent le programme présenté par le RGS ; elles restent liées à la configuration et aux projets d’infrastructure annoncés.

Les estimations incluent 25 millions d’euros d’indemnisations pour les personnes affectées par les travaux. Ce poste rappelle que le tracé des conduites ne relève pas seulement de l’ingénierie ou du financement : il concerne aussi des habitants et des activités économiques situés sur leur parcours.

Une première conduite est déjà en chantier

Cette extension s’ajouterait à un premier tronçon, engagé en septembre 2026. Évalué à 275 millions d’euros, il doit relier le hub gazier de GTA à la centrale électrique de Gandon, d’une puissance prévue de 250 mégawatts. Le RGS a indiqué que la partie nord du chantier avait atteint 25,8 % d’avancement lors de la présentation du nouveau programme. L’entreprise confirme la mise en chantier à Gandon et décrit une conduite d’environ 85 kilomètres.

À terme, le réseau est censé relier plusieurs pôles de production et de consommation, notamment autour de GTA, de Yakaar-Teranga et de Sangomar. Le projet soutient la stratégie dite « gas-to-power » — utiliser le gaz pour produire de l’électricité — et « gas-to-industry », qui consiste à en fournir aux entreprises. Le RGS est détenu majoritairement par PETROSEN, avec le FONSIS et Senelec parmi ses actionnaires.

Pour attirer des partenaires, le dispositif présenté prévoit une concession renouvelable de quinze ans et un cadre tarifaire destiné à couvrir les coûts d’investissement et d’exploitation. Le directeur général du RGS a également avancé un taux de rentabilité interne de 20 %. Ce rendement annoncé est une proposition destinée aux investisseurs, non une garantie de résultat pour le public. Les conditions finales dépendront des contrats, des risques pris par chaque partenaire et des recettes réelles du réseau.

Le gaz ne règle pas, à lui seul, les fragilités électriques

En septembre, des perturbations ont touché l’approvisionnement en électricité. Senelec a alors évoqué des opérations de maintenance et de renforcement du réseau, ainsi que des contraintes techniques affectant temporairement la production. La RTS a rapporté ces explications et le retour progressif à la normale annoncé par l’entreprise. Cet épisode rappelle que la continuité du service dépend à la fois des combustibles, de la disponibilité des centrales et de l’état des équipements.

Le transport du gaz pourrait diversifier l’approvisionnement de certaines centrales et réduire leur recours à des combustibles importés. Mais l’effet sur les coûts de l’électricité n’est pas automatique. Il dépendra de la disponibilité du gaz, des frais de transport, du prix auquel les centrales l’achèteront et de leur capacité à fonctionner. Les ménages et les petites entreprises, notamment dans les zones où le service est fragile, ne bénéficieront d’une amélioration que si ces gains se répercutent sur la production et la distribution.

La même prudence vaut pour l’industrialisation. Un approvisionnement plus prévisible peut soutenir des sites industriels le long des corridors desservis. Toutefois, le tracé, les indemnisations, les tarifs et les modalités d’accès au réseau pèseront sur les bénéfices pour les entreprises et les communautés riveraines. Les engagements annoncés devront donc se traduire en règles transparentes et en résultats vérifiables.

Un enjeu national, avec des implications régionales

Le Sénégal développe ces infrastructures dans une région où la sécurité énergétique et les échanges entre pays restent des enjeux importants. Le projet GTA est transfrontalier avec la Mauritanie, tandis que les futurs gazoducs visent d’abord à relier des ressources et des consommateurs sénégalais. La CEDEAO, communauté économique des États d’Afrique de l’Ouest, constitue un cadre de coopération régionale ; toutefois, rien dans les annonces consultées ne permet de présenter ce réseau comme un projet d’interconnexion ouest-africain.

Pour le Sénégal, l’échéance immédiate est la recherche de partenaires et la capacité à tenir le calendrier annoncé pour 2027-2029. Il faudra aussi suivre l’avancement du tronçon nord, les accords de financement et les conditions tarifaires. À l’échelle régionale, le dossier illustre un défi partagé : transformer des ressources énergétiques en approvisionnement fiable, sans confondre nouvelles infrastructures, baisse garantie des factures et accès équitable à l’électricité.

Sources de contexte : présentation du programme à l’African Energy Week, informations de PETROSEN sur le RGS, description du segment nord par le RGS, informations de la RTS sur les perturbations électriques de septembre 2026.