Pour l’Algérie, le corridor SoutH2 ne se résume pas à une canalisation reliant le Sahara à l’Europe. La véritable question porte sur la valeur créée avant l’exportation : production, équipements, dessalement, maintenance, emplois et premiers débouchés industriels.
Un projet euro-maghrébin encore au stade de la structuration
Le SoutH2 Corridor doit relier l’Algérie et la Tunisie à l’Italie, à l’Autriche et à l’Allemagne. Le tracé envisagé s’étend sur environ 3 300 kilomètres. Il repose largement sur la reconversion de réseaux gaziers existants et sur de nouvelles interconnexions entre l’Afrique du Nord et l’Europe centrale.
Le projet a reçu un soutien politique formel le 21 janvier 2025 à Rome. L’Algérie, la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne ont alors signé une déclaration commune d’intention. La Commission européenne et la Suisse participaient à la rencontre comme observatrices. Le corridor figure aussi parmi les projets européens d’intérêt commun, c’est-à-dire des infrastructures considérées comme stratégiques pour les réseaux de l’Union européenne.
En août 2026, le ministre algérien de l’Énergie et des Énergies renouvelables, Mourad Adjal, a proposé d’organiser en Algérie une nouvelle réunion avec les pays concernés. Cette initiative visait à accélérer les décisions techniques et économiques. Elle ne permet pas, à elle seule, d’affirmer qu’une deuxième réunion ministérielle s’est déjà tenue à Alger.
Le calendrier reste donc ouvert. Les promoteurs évoquent une mise en service au début des années 2030 et une capacité pouvant atteindre plusieurs millions de tonnes d’hydrogène renouvelable par an. Toutefois, les études, les contrats d’achat et le financement des installations doivent encore franchir plusieurs étapes.
Le financement décidera de la place du Maghreb
La première difficulté concerne les investissements en amont. Produire de l’hydrogène renouvelable exige des centrales solaires et éoliennes, des électrolyseurs, des unités de traitement de l’eau, des capacités de stockage et des réseaux électriques renforcés.
L’électrolyse sépare l’eau en hydrogène et en oxygène grâce à l’électricité. En théorie, il faut environ neuf litres d’eau pure pour produire un kilogramme d’hydrogène. En pratique, le traitement, les pertes et les opérations de refroidissement augmentent cette consommation.
À l’échelle d’une capacité annoncée de quatre millions de tonnes par an, l’ordre de grandeur théorique dépasse 36 millions de mètres cubes d’eau. Ce volume ne constitue pas encore une consommation arrêtée du projet. Il montre cependant l’importance du sujet pour l’Algérie et la Tunisie, deux pays confrontés à une pression croissante sur leurs ressources hydriques.
Le dessalement peut réduire la concurrence avec l’eau potable et agricole. Il réclame toutefois de l’électricité, des infrastructures et une gestion rigoureuse des rejets salins. La solution climatique ne sera donc crédible que si l’énergie utilisée par les usines de dessalement reste largement renouvelable.
À cela s’ajoute le risque d’un financement déséquilibré. Les réseaux européens peuvent bénéficier de mécanismes communautaires destinés aux infrastructures stratégiques. En revanche, les installations algériennes et tunisiennes devront attirer des capitaux importants avant même que les revenus de l’exportation soient garantis.
La certification européenne pèsera sur les coûts
L’hydrogène destiné au marché européen devra respecter les règles applicables aux carburants renouvelables d’origine non biologique, souvent désignés par l’acronyme RFNBO. Ces règles doivent démontrer que l’électricité utilisée vient bien de sources renouvelables et permet une réduction significative des émissions.
Les exigences européennes portent notamment sur l’additionnalité des capacités renouvelables, leur proximité géographique et la correspondance temporelle entre la production d’électricité et celle de l’hydrogène. Pour les producteurs algériens et tunisiens, ces critères peuvent augmenter les coûts et ralentir le lancement des premières unités.
La certification devient ainsi un enjeu industriel. Elle déterminera quels équipements seront acceptés, quelles données devront être collectées et quels organismes pourront vérifier l’origine de l’électricité. Elle influencera aussi le prix final payé par les acheteurs européens.
Le corridor ne pourra pas avancer avec des annonces générales. Les partenaires devront préciser les volumes, les prix, les garanties de livraison et la répartition des risques. Sans contrats d’achat à long terme, les banques auront du mal à financer des installations aussi lourdes.
Produire en Algérie, plutôt que traverser l’Algérie
Alger cherche à inscrire SoutH2 dans une stratégie industrielle plus large. En octobre 2024, Sonatrach et Sonelgaz ont signé un protocole d’accord avec l’allemand VNG, l’italien Snam, SeaCorridor et l’autrichien Verbund. Les partenaires doivent évaluer la faisabilité d’une chaîne intégrée, de la production en Algérie jusqu’au transport vers l’Europe.
Cette chaîne pourrait ouvrir un espace à la fabrication locale d’équipements. Sonatrach a notamment engagé des discussions avec Bosch autour d’une filière nationale comprenant l’étude de la production d’électrolyseurs. Un autre accord avec Siemens Energy porte sur la maintenance et la digitalisation.
La traduction industrielle de ces protocoles sera déterminante. Une usine d’électrolyseurs, des ateliers de maintenance et des centres de formation retiendraient davantage de valeur en Algérie qu’un simple point d’injection sur un réseau destiné à l’exportation.
Le même enjeu existe pour la Tunisie. Le pays travaille sur un réseau hydrogène national, le Tunisian Hydrogen Backbone, destiné à relier les zones de production au corridor. Dans le sud tunisien, des projets cherchent également à produire de l’hydrogène ou de l’ammoniac renouvelable pour l’exportation.
La demande locale ne doit pas être oubliée. L’industrie chimique et les engrais de Gabès pourraient constituer des débouchés pour une partie de la production tunisienne. En Algérie, l’hydrogène pourrait aussi servir progressivement à décarboner certaines activités industrielles, au lieu d’être entièrement expédié vers l’Europe.
Un test pour le partenariat énergétique euro-africain
Le précédent de Desertec reste présent dans les mémoires. Lancé en 2009 autour d’un vaste projet solaire destiné notamment à l’Europe, il avait nourri des critiques sur la place réservée aux territoires producteurs et aux besoins locaux. SoutH2 devra éviter de reproduire ce déséquilibre.
Pour l’Algérie, le projet s’inscrit dans une relation énergétique déjà dense avec l’Europe, particulièrement avec l’Italie. Pour la Tunisie, il peut renforcer la connexion avec le marché européen, mais aussi accentuer sa dépendance à des décisions prises hors de ses frontières.
À l’échelle de l’Union africaine, le dossier pose une question plus large : comment exporter une énergie propre sans exporter seulement la ressource et les emplois associés ? La réponse dépendra des clauses industrielles, de l’accès à l’eau, des formations et de la place accordée aux marchés africains.
Les prochaines échéances seront donc concrètes : publication des études de faisabilité, clarification du financement, sélection des premiers projets, contrats d’achat et définition des mécanismes de certification. Le succès de SoutH2 se mesurera moins à la longueur du gazoduc qu’à la part de la chaîne de valeur qui restera en Afrique du Nord.
