Une nouvelle ruée vers l’or noir africain
De l’Atlantique au golfe d’Aden, les foreuses n’ont jamais autant vibré. Les majors et les indépendants multiplient les puits à fort impact, attirés par des réservoirs encore vierges et des régimes fiscaux incitatifs.
Selon la Chambre africaine de l’énergie, trente-neuf puits classés « high impact » ont été forés depuis 2021, pour douze découvertes avérées. La Namibie porte à elle seule plus de la moitié du succès, avec des taux de réussite technique proches des 60 %.
Cette vitalité rappelle les débuts de la Guyane et annonce un cycle d’investissements estimé à plus de 30 milliards de dollars à l’horizon 2026, entre décisions finales d’investissement et mises en production échelonnées.
Namibie et Côte d’Ivoire en tête de gondole
Depuis 2022, les découvertes namibiennes dépassent six milliards de barils équivalent pétrole. TotalEnergies, Shell, Galp ou Rhino Resources affinent déjà leurs plans de développement malgré un contexte de coûts en hausse.
Le basson Olympe, que TotalEnergies projette de forer fin 2025, servira de test grandeur nature : si les débits confirment les études sismiques, le passage de l’exploration à la sanction pourrait être validé dès 2026.
Plus au nord, le bassin Tano conforte la Côte d’Ivoire comme acteur incontournable. Les prospects Civette, Kobus et Caracal visent ensemble jusqu’à 2,6 milliards de barils, renforçant la dynamique inaugurée par le champ Baleine.
Le Congo mise sur Litchendjili Marine
Dans le golfe de Guinée, Brazzaville avance ses propres pions. Le projet Litchendjili Marine, opéré par Eni, présente une valeur actuelle nette estimée à 8,5 milliards de dollars et pourrait démarrer avant 2030.
Le ministre congolais des Hydrocarbures, Bruno Jean-Richard Itoua, salue « un dossier stratégique qui consolide notre rôle de fournisseur fiable et accroît les retombées locales en emplois et en transfert de compétences ». Les pré-études d’ingénierie avancent à rythme soutenu.
La manne gazière attendue devrait alimenter la centrale de Djeno et fournir du gaz domestique aux ménages, répondant ainsi aux priorités fixées dans le Plan national de développement 2022-2026.
Des eaux plus profondes, des risques plus calculés
Shell prospecte Falcano 1 au large de São Tomé-et-Príncipe, tandis qu’Azule Energy ciblera Kianda sur le Congo Fan angolais en 2026. Ces forages en eaux très profondes repoussent la frontière géologique et exigent des capitaux mieux structurés.
Les gouvernements adaptent donc leurs cadres fiscaux pour rester attractifs. Luanda a déjà modulé la fiscalité des blocs Namibe et Congo Fan ; Abuja finalise un régime incitatif pour le gaz afin de sécuriser la Phase 2 du projet ANOH.
Les analystes de Rystad Energy rappellent qu’une décote de cinq points sur la taxe pétrole peut faire basculer la VAN d’un développement offshore profond de négative à positive, surtout lorsque les prix demeurent volatils.
Infrastructures régionales, clé de la rentabilité
NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie, estime que « les découvertes seules ne suffisent pas ». Il plaide pour un développement intégré du midstream, de la production électrique et des réseaux de transport transfrontaliers.
Le gaz de Tilenga en Ouganda pourrait par exemple alimenter des turbines au Rwanda, tandis que le gisement Greater Tortue Ahmeyim se conçoit délibérément à cheval entre Sénégal et Mauritanie pour mutualiser les infrastructures.
Les corridors sous-marins et terrestres à fibre optique, indispensables au contrôle des champs, suivent la même logique. Plusieurs consortiums examinent une dorsale numérique côtière reliant Pointe-Noire, Abidjan et Walvis Bay.
Dans la même veine, le corridor gazier transsaharien, remis sur la table par le Nigeria, le Niger et l’Algérie, pourrait offrir une sortie vers l’Europe pour le gaz d’Afrique centrale, à condition que la stabilité sécuritaire suive.
Les ONG surveillent toutefois l’empreinte carbone de ces futurs barils. Beaucoup recommandent l’injection de CO₂ sur site et la mobilisation accrue des énergies renouvelables pour alimenter les plateformes, comme le prévoit déjà la Phase 3 d’Agogo en Angola.
Sur le plan financier, les forums de farm-out devraient s’intensifier d’ici deux ans. Les compagnies nationales cherchent des partenaires capables d’apporter non seulement du capital, mais aussi des technologies de forage directionnel et de gestion numérique des réservoirs.
Cap 2026 : retombées économiques attendues
Si les décisions d’investissement sont tenues, l’Afrique pourrait ajouter près de 600 millions de pieds cubes de gaz par jour dès 2025, avant un plateau pétrolier supplémentaire de 400 000 barils journaliers en 2027.
Le Fonds monétaire africain, en cours de création, suit de près ces échéances. Les flux futurs pèseront sur la soutenabilité de la dette et offriront, selon l’institution, une capacité accrue de financement des transitions agricole et numérique.
Au Congo-Brazzaville, le Centre national de formation aux métiers du pétrole se prépare déjà à tripler ses promotions. « Nos jeunes doivent être au cœur des chaînes de valeur », insiste son directeur, Armand Mavoungou.
La question clé demeure la constance réglementaire. En 2026, le rendez-vous de l’African Energy Week au Cap fera office de baromètre. Investisseurs, compagnies nationales et États y mesureront concrètement si la promesse se transforme en production soutenable.