Longtemps relégué au second plan face à l’essor du pétrole de schiste américain et aux impératifs de transition énergétique, le golfe de Guinée retrouve une place centrale dans les stratégies d’exploration des grandes compagnies pétrolières. Découvertes offshore, réformes réglementaires et besoins croissants de renouvellement des réserves redessinent la carte énergétique de l’Afrique de l’Ouest et centrale.
Un retour dicté par la pression sur les réserves
Les grandes compagnies Chevron, TotalEnergies, Shell ou encore Eni cherchent avant tout à renouveler leurs portefeuilles d’actifs.
Selon les projections de Agence internationale de l’énergie, la demande mondiale d’hydrocarbures pourrait rester soutenue jusqu’en 2050. Or, au rythme actuel d’exploitation, les réserves commerciales des majors pourraient s’éroder significativement dans les deux prochaines décennies.
Dans ce contexte, le golfe de Guinée apparaît comme l’une des rares régions combinant :
- un potentiel géologique important,
- un accès à l’offshore profond,
- et un environnement contractuel en cours d’amélioration.
D’après S&P Global Commodity Insights, près de 11 % des hydrocarbures découverts dans le monde depuis 2020 se situent le long des côtes du golfe de Guinée, soit environ 8,7 milliards de barils équivalent pétrole.
Un repositionnement massif dans l’offshore africain
Les mouvements récents illustrent ce regain d’intérêt.
- TotalEnergies a signé de nouveaux contrats de partage de production au Nigeria, en République du Congo et au Liberia.
- Shell est revenue en Angola après deux décennies d’absence.
- Chevron a obtenu deux blocs dans le bassin MSGBC (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Guinée-Bissau, Guinée).
- Azule Energy, coentreprise entre Eni et BP, a révélé un potentiel gazier important en Angola.
Ce mouvement marque une inflexion stratégique après plusieurs années de discipline financière, durant lesquelles les majors avaient réduit leurs dépenses d’exploration pour privilégier la rentabilité à court terme.
L’effet des réformes réglementaires
Le retour des investisseurs ne s’explique pas uniquement par la géologie.
Plusieurs États ont ajusté leurs cadres fiscaux et contractuels pour redevenir attractifs :
- L’Angola a introduit fin 2024 des ajustements destinés à dynamiser l’exploitation de blocs matures.
- Le Nigeria a adopté de nouvelles incitations fiscales et lancé un appel d’offres portant sur 50 blocs offshore.
- Certains pays cherchent à offrir davantage de flexibilité contractuelle afin de sécuriser les investissements de long terme.
Ce cadre plus favorable contribue à repositionner l’Afrique offshore comme alternative crédible aux bassins en déclin.
Des découvertes majeures… mais des défis techniques
La dynamique est particulièrement visible dans l’offshore namibien, à la frontière du golfe de Guinée. Le projet Venus, développé par TotalEnergies, et le champ Mopane, estimé à plusieurs milliards de barils, figurent parmi les plus importantes découvertes récentes du continent.
Mais l’enthousiasme reste mesuré.
Les forages en eaux ultra-profondes impliquent :
- des coûts d’infrastructure élevés,
- une complexité géologique importante,
- des délais de développement longs.
Certaines compagnies ont déjà enregistré des dépréciations sur des projets exploratoires, rappelant que toutes les découvertes ne se transforment pas en gisements commercialement viables.
Un pari à moyen terme
À court terme, le golfe de Guinée pourrait stabiliser, voire accroître sa production. À moyen terme, tout dépendra de deux facteurs essentiels :
- La capacité des États à maintenir un environnement réglementaire stable et compétitif.
- La transformation des découvertes en projets exploitables malgré la pression sur les coûts.
Dans un monde énergétique en recomposition, la région redevient un laboratoire stratégique : entre impératifs climatiques, contraintes financières et besoins persistants en hydrocarbures.
Le golfe de Guinée n’est plus une périphérie énergétique. Il redevient un pivot.
Max Betto Grandes Lignes
