La signature des contrats de la centrale à gaz de N’Diago marque une étape importante. Mais derrière les 230 MW annoncés et l’investissement estimé à 669 millions de dollars, plusieurs inconnues économiques et industrielles restent déterminantes.
La première concerne le prix du kilowattheure. Un PPA, ou contrat d’achat d’électricité, suppose que les parties disposent d’une base économique claire : coût de production, coût du gaz, coût de transport, maintenance, rendement de la centrale, retour sur investissement et garanties de stabilité tarifaire. Or, la question centrale reste posée : à quel prix la SOMELEC achètera-t-elle le kWh produit par ACWA Power ? Et ce prix est-il compatible avec la capacité financière de l’opérateur public sur la durée du contrat ?
Le deuxième point critique est le gazoduc. La centrale doit être alimentée par le gaz du champ Grand Tortue Ahmeyim. Sans conduite opérationnelle jusqu’à N’Diago, les 230 MW restent théoriques. Le communiqué du Conseil des ministres indique qu’ACWA Power doit assister la partie mauritanienne dans la construction et le raccordement du gazoduc. Mais le modèle contractuel de cette infrastructure reste à clarifier : EPC, EPC+F, BOT, concession publique, société mixte ou autre schéma ?
Cette question est essentielle, car le coût de transport du gaz finira dans l’économie du projet. Qui construira le gazoduc ? Qui en sera propriétaire ? Qui l’exploitera ? Et surtout : à quel prix le gaz sera-t-il livré à la centrale ? Sans réponse claire, il est difficile d’évaluer le coût réel du kWh prévu dans le PPA.
Le troisième verrou concerne les turbines. Une centrale à cycle combiné repose sur des équipements spécifiques : turbines à gaz, turbine à vapeur, chaudière de récupération, systèmes de contrôle et contrat de maintenance longue durée. Le marché mondial est dominé par trois fournisseurs : GE Vernova, Siemens Energy et Mitsubishi Power. Selon les informations recueillies par Émergence, la technologie pressentie pour N’Diago serait liée à GE Vernova, héritière américaine des activités énergie de General Electric.
Mais ce marché est aujourd’hui sous tension. GE Vernova a vu son carnet de commandes de turbines à gaz atteindre 100 GW au premier trimestre 2026, contre 83 GW fin 2025. Reuters a également signalé que les délais de livraison des turbines peuvent dépasser cinq ans sur certains projets, en raison de la hausse mondiale de la demande en centrales à gaz.
Pour N’Diago, une question devient donc décisive : les turbines et équipements critiques ont-ils déjà été commandés ou réservés ? Si ce n’est pas le cas, le calendrier annoncé pourrait être exposé à une file d’attente industrielle mondiale.
L’approvisionnement en gaz pose aussi une autre question. Une centrale CCGT de 230 MW peut nécessiter autour de 30 millions de pieds cubes de gaz par jour. Or, la part domestique prévue pour la Mauritanie dans la phase 1 de GTA est estimée à environ 35 millions de pieds cubes par jour. La marge paraît donc limitée. Le contrat prévoit-il une source alternative en cas d’interruption de l’approvisionnement depuis GTA ? Et à quel coût ?
La réussite du projet N’Diago ne se jouera donc pas seulement sur la signature. Elle dépendra de six réponses concrètes : le prix du kWh dans le PPA, le coût du gaz livré à la centrale, le modèle contractuel du gazoduc, la réservation effective des turbines, le calendrier réel de mise en service et l’existence d’un plan d’approvisionnement alternatif.
Sans ces éléments, le projet reste stratégique, mais plusieurs zones d’ombre demeurent sur sa bancabilité, son calendrier et son coût réel pour le système électrique mauritanien.
