En contestant le règlement européen sur le méthane, l’Algérie et le Nigeria défendent l’accès à un marché stratégique. Mais cette contrainte peut aussi devenir un avantage, si les producteurs africains transforment les fuites et le torchage de gaz en volumes commercialisables et mieux mesurés.
Dans une lettre adressée le 24 juin aux dirigeants européens, les États-Unis, le Qatar, le Nigeria et l’Algérie ont demandé un assouplissement du règlement sur le méthane. Si cette contestation apparaît légitime en ce moment pour ces producteurs de gaz, la contrainte européenne pourrait devenir à terme un levier de compétitivité pour les fournisseurs africains capables de s’y adapter.
Calendrier normatif
Entré en vigueur en août 2024, le règlement européen sur le méthane est le premier texte de l’UE à cibler ce gaz dans le secteur de l’énergie. Deuxième contributeur au réchauffement climatique après le dioxyde de carbone, le méthane est bien plus puissant que ce dernier sur le court terme, et Bruxelles cherche à en réduire les émissions sur son territoire comme dans ses chaînes d’approvisionnement. Les cosignataires de la lettre adressée aux responsables de l’Union européenne sollicitent une pause dans l’application du texte, des clarifications et des aménagements ciblés avant l’entrée en vigueur des prochaines obligations.
Ils estiment qu’une grande partie des exportateurs ne pourra pas satisfaire dans les délais les exigences de mesure, de déclaration et de vérification des émissions de méthane. À partir du 1er janvier 2027, les importateurs européens devront en effet démontrer que les hydrocarbures achetés proviennent de producteurs soumis à des règles équivalentes à celles de l’UE, ou répondant à des standards reconnus de reporting. Viendront ensuite des obligations de déclaration de l’intensité méthane à partir d’août 2028, puis des seuils à respecter à partir d’août 2030 pour les contrats concernés.
Opportunité commerciale
Vue depuis Alger ou Abuja, le règlement européen peut apparaître comme une énième barrière commerciale en formation. L’Algérie dépend fortement de l’Europe pour ses exportations gazières, à travers les gazoducs et le GNL. Le Nigeria, lui, reste un fournisseur important de GNL et de brut pour les acheteurs européens. Cette posture défensive ne reflète qu’une partie du problème. Le méthane est le principal composant du gaz naturel commercialisé et chaque mètre cube perdu par torchage ou fuite représente une ressource non valorisée.
En Algérie, en Libye et en Égypte, près de 21 milliards de mètres cubes de gaz partent ainsi chaque année, soit jusqu’à 6 milliards de dollars de revenus perdus, selon des calculs du cabinet Capterio repris par l’Environmental Defense Fund. La Banque mondiale a rappelé en juin 2026 que le torchage mondial de gaz a atteint 167 milliards de mètres cubes en 2025, pour une valeur estimée à 54 milliards de dollars. Parmi les neuf pays qui concentrent plus de quatre cinquièmes du torchage mondial figurent la Libye, l’Algérie et le Nigeria.
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Sur un marché où les cargaisons de GNL restent arbitrées entre l’Europe et l’Asie, ce gaz mieux capté pourrait renforcer l’offre disponible sans attendre de nouveaux mégaprojets. Cette lecture reste toutefois discutée, et certaines analyses relayées par l’industrie gazière alertent sur le risque de voir une partie des importations européennes confrontée à des difficultés de conformité, tandis que des travaux soutenus par l’Environmental Defense Fund estiment au contraire que l’offre conforme pourrait être suffisante. C’est dans ce second raisonnement que s’inscrit l’idée d’une conformité non comme simple charge, mais comme facteur de différenciation. À mesure que les acheteurs privilégient les fournisseurs capables de prouver une faible empreinte méthane, les producteurs qui s’y préparent tôt peuvent sécuriser l’accès aux marchés les plus rémunérateurs.
Le défi de la preuve
L’opportunité évoquée ne se matérialisera toutefois que si les producteurs africains passent de l’engagement général à la preuve vérifiable. La prochaine bataille ne portera pas seulement sur les volumes exportés ou les prix des contrats, mais sur la qualité des données, la crédibilité des contrôles et la capacité des compagnies nationales à démontrer que les fuites diminuent réellement.
Le Nigeria dispose d’importantes réserves de gaz et veut accroître ses exportations, tout en développant l’usage domestique du gaz. Le pays a adopté dès 2022, en marge de la COP27, des lignes directrices pionnières en Afrique sur la gestion du méthane fugitif et des gaz à effet de serre dans l’amont pétrolier. Sa compagnie nationale, NNPC Ltd, a par ailleurs rejoint en 2024 l’OGMP 2.0, cadre international de mesure des émissions reconnu par Bruxelles. Dans un rapport publié en 2024, le Natural Resource Governance Institute souligne néanmoins que les faiblesses de mesure, de transparence et de contrôle persistent.
Le niveau de préparation de l’Algérie reste en revanche plus difficile à apprécier publiquement. Les données disponibles sur les émissions, les fuites ou les volumes torchés restent limitées, et les éléments publics ne permettent pas encore d’évaluer clairement le degré d’alignement de Sonatrach sur les standards internationaux les plus exigeants. La suite dépendra donc moins du seul débat politique à Bruxelles que de la capacité des producteurs africains à répondre vite. Si l’UE assouplit le calendrier, l’Algérie, le Nigeria et d’autres fournisseurs gagneront sans doute un temps précieux. Mais alors que les obligations les plus lourdes, à savoir la déclaration de l’intensité méthane puis le respect de seuils, n’entreront en vigueur qu’à partir de 2028 et 2030, les deux pays disposent encore d’une fenêtre pour s’adapter.
