Le Bénin reste, parmi les trois pays clients du West African Gas Pipeline (WAGP), celui dont la capacité de réception est la plus restreinte et la dépendance la plus totale. C’est dans ce contexte qu’il faut lire le bilan flatteur dressé à Abuja, le 17 avril 2026, par les autorités du gazoduc reliant le Nigeria au Bénin, au Togo et au Ghana : 2025 y est présentée comme la meilleure année d’exploitation depuis le début des opérations commerciales en 2011.

Selon la directrice générale de la WAGPA, Chafari Kanya Hanawa, le volume total de gaz acheminé par le pipeline est passé de 30 millions de MMBtu en 2011 à environ 80 millions de MMBtu en 2025, soit une hausse cumulée de plus de 153 % depuis l’ouverture du système à l’accès libre en 2012. Le ministre d’État nigérian au Pétrole (gaz), Ekperikpe Ekpo, a de son côté avancé une progression de 22 % des volumes transportés en 2025 par rapport aux années précédentes, tandis que le directeur général de la West African Gas Pipeline Company (WAPCo), Abiodun Bodunrin, a évoqué une hausse de 23 % des livraisons entre 2024 et 2025.

Depuis sa mise en service, le gazoduc aurait acheminé plus de 613 millions de MMBtu de gaz naturel au total, le Nigeria assurant à lui seul plus de 68 % de ce volume cumulé vers ses trois pays clients. M. Bodunrin a par ailleurs fait état d’une fiabilité de fourniture de 99,8 % en 2025, la meilleure depuis 2011, et d’environ 3 milliards de dollars d’économies cumulées entre 2011 et 2025 pour le seul Ghana, par comparaison avec un approvisionnement électrique aux combustibles liquides. Sur le plan fiscal, les redevances d’impôt sur les sociétés versées par WAPCo aux quatre États membres ont atteint 32,8 millions de dollars en 2025, contre 13,8 millions en 2024 (un montant lui-même révisé après un audit conjoint), soit une progression de 156 %.

La place structurelle du Bénin dans le réseau

Long de 678 kilomètres, le WAGP relie le terminal d’exportation nigérian d’Itoki, via le réseau Escravos-Lagos, à une tête de pont à Lagos, avant de filer en mer jusqu’à Takoradi, au Ghana. Un embranchement (« lateral ») de 8 pouces de diamètre dessert Cotonou, un calibrage deux fois plus restreint que celui de Tema (18 pouces), seul point de livraison ghanéen, ce qui traduit historiquement une part de marché modeste réservée au Bénin dans la conception même du système. La canalisation principale, large de 20 pouces, dispose d’une capacité installée actuelle de 170 MMscfd, extensible selon WAPCo jusqu’à 460-474 MMscfd ; le système a déjà atteint ponctuellement 178 à 180 MMscfd sur l’ensemble du réseau, loin encore de ce plafond théorique.

Le gaz transporté est destiné à 85 % à la production d’électricité. Au Bénin, le client historique de WAPCo est la Communauté électrique du Bénin (CEB), au même titre que la Volta River Authority au Ghana. Le point de livraison béninois se situe en mer, à environ 13 kilomètres au large de Cotonou, le gaz étant ensuite régulé et compté à terre au centre de Bazounkpa, où WAPCo maintient une équipe permanente.

Une dépendance qui n’a pas attendu les bons chiffres de 2025

Le Bénin ne produit pas de gaz naturel : il dépend donc presque intégralement de ce flux importé pour faire fonctionner ses centrales thermiques, en particulier Maria-Gléta II (127 MW), à Abomey-Calavi, qui fournit jusqu’à la moitié de l’électricité consommée aux heures de pointe. Cette centrale, conçue en dual-fuel, bascule sur le fioul lourd lorsque la pression du gaz nigérian fait défaut, une bascule qui renchérit nettement le coût de production électrique, et qui montre que la fiabilité de 99,8% annoncée à l’échelle du réseau ne se traduit pas mécaniquement par une alimentation ininterrompue côté béninois.

Selon les données de l’Agence internationale de l’énergie citées dans le Pacte national de l’énergie du Bénin, publié en septembre 2025 dans le cadre de l’initiative Mission 300, le gaz naturel représentait encore 69 % de l’électricité produite localement en 2023, dans un pays où les importations nettes d’électricité couvraient près de 83,3 % de la consommation finale. Début février 2026, des perturbations d’approvisionnement électrique observées sur l’ensemble du territoire béninois ont été attribuées par la Société béninoise de production d’électricité (SBPE) et la Société béninoise d’énergie électrique (SBEE) à des contraintes techniques touchant les interconnexions régionales, un épisode survenu quelques semaines seulement avant l’annonce du bilan record du WAGP, et qui illustre l’écart entre la performance globale du gazoduc et le vécu réel de l’approvisionnement béninois.

Les chantiers censés réduire cette dépendance

Conscientes de cette fragilité, les autorités béninoises ont inscrit plusieurs projets dans leur feuille de route énergétique 2026-2033 : un gazoduc dédié entre le Bénin et le Nigeria, présenté comme devant doubler la capacité d’acheminement actuelle ; un terminal flottant de stockage et de regazéification (FSRU) au port de Cotonou, destiné à sécuriser l’alimentation des centrales de Maria-Gléta ; des capacités de stockage de gaz naturel liquéfié pour constituer une réserve stratégique en cas de rupture d’approvisionnement ; et l’exploration des ressources gazières nationales, dans une logique de diversification à plus long terme.

Du côté de WAPCo, la société a indiqué travailler à une hausse de 100 MMscfd de la capacité d’exploitation du réseau en 2026, environ 45 % de plus que les niveaux de 2024, en misant sur des améliorations du transport en amont au Nigeria, de nouveaux accords d’approvisionnement et l’élargissement des débouchés commerciaux à Tema, Lomé et Cotonou. L’entreprise a aussi évoqué des discussions avec les responsables de la Zone économique spéciale de Glo-Djigbé (GDIZ) pour étendre la fourniture de gaz naturel aux industries qui s’y installent, un besoin amené à croître avec la montée en puissance de cette zone industrielle, mais qui reste, lui aussi, au stade des négociations.

Une situation financière régionale qui concerne aussi le Bénin

Le satisfecit affiché à Abuja masque enfin des tensions financières dans la chaîne de valeur gazière régionale. M. Bodunrin a fait état, à fin mars 2026, de plus de 50 millions de dollars de factures impayées et non garanties à l’échelle du système, un niveau qu’il a jugé préoccupant pour la confiance des investisseurs et la soutenabilité du marché à long terme — sans préciser la part de ces impayés imputable à chacun des pays clients, Bénin compris. La directrice générale de la WAGPA a par ailleurs rappelé la nécessité d’achever l’amendement du WAGP Act au Nigeria et au Ghana, pour donner à l’Autorité le pouvoir d’agréer l’ensemble des expéditeurs accédant au réseau ; cette réforme est déjà effective au Bénin depuis 2023, et vient d’être bouclée au Togo entre février et mars 2026.

Représentant la Commission de la CEDEAO à la réunion d’Abuja, Arkadius Koumoin a réaffirmé le soutien de l’organisation régionale à l’expansion du WAGP, tout en appelant les parties prenantes à privilégier la consolidation et l’optimisation de l’infrastructure existante plutôt que sa seule préservation, y compris dans la perspective de projets plus larges encore à l’étude, comme le gazoduc Africain Atlantique, actuellement examiné dans le cadre de la révision du plan de développement de WAPCo (Pipeline Development Plan).

Olivier ALLOCHEME