Les récentes découvertes offshore et les réformes sectorielles opérées dans plusieurs pays d’Afrique de l’Ouest ravivent l’intérêt des grandes compagnies internationales pour le Golfe de Guinée. Dans un contexte de demande énergétique mondiale appelée à se maintenir plus longtemps que prévu, les majors cherchent à renouveler leurs réserves, qui pourraient s’épuiser d’ici vingt ans en moyenne selon Wood Mackenzie.

Cette dynamique contraste avec les années de discipline financière qui avaient réduit les budgets d’exploration. Elle marque surtout un repositionnement stratégique dans une zone encore sous-explorée mais dotée d’un fort potentiel géologique.

Une région redevenue stratégique pour les grands groupes

Selon S&P Global Commodity Insights, environ 11 % des hydrocarbures découverts dans le monde depuis 2020 — soit près de 8,7 milliards de barils équivalent pétrole — se situent dans le Golfe de Guinée, principalement sous forme de pétrole brut.

Parmi les acteurs les plus actifs :

• TotalEnergies, qui a renforcé sa présence via de nouveaux contrats au Nigeria, en République du Congo et au Liberia.
• Shell, revenu en Angola après vingt ans d’absence.
• Chevron, qui a sécurisé deux blocs au large de la Guinée-Bissau dans le bassin MSGBC.
• Azule Energy, qui a foré le premier puits spécifiquement gazier en Angola, révélant un potentiel estimé à plus de 1000 milliards de pieds cubes de gaz et jusqu’à 100 millions de barils de condensats.

« Cela vient compléter un portefeuille déjà solide de blocs le long de la côte ouest-africaine, une zone extrêmement prolifique », a résumé Liz Schwarze.

Des réformes nationales qui changent la donne

Plusieurs États ont récemment ajusté leurs cadres réglementaires pour attirer de nouveaux investisseurs :

• Angola :
  • nouveau décret présidentiel fin 2024 pour rendre les blocs matures plus attractifs ;
  • sortie de l’OPEP afin de gagner en flexibilité sur la production.
• Nigeria :
  • incitations fiscales renforcées pour le pétrole et le gaz ;
  • lancement fin 2025 d’un appel d’offres pour 50 blocs.

Ces mesures répondent à la volonté d’ancrer l’offshore comme moteur de l’économie et de capter une part accrue des investissements internationaux.

Des découvertes majeures… mais des défis persistants

Parmi les zones les plus dynamiques figure l’offshore namibien, géologiquement lié aux bassins angolais.
Selon S&P, il totalise 6,2 milliards de barils équivalent pétrole de ressources récupérables, devant la Côte d’Ivoire, l’Angola et le Nigeria.

• TotalEnergies y développe le projet Venus et détient 40 % du champ Mopane, estimé à au moins 10 milliards de barils.
• Malgré un potentiel exceptionnel, Shell a dû enregistrer une dépréciation de 400 millions USD sur une découverte en Namibie — un rappel des contraintes techniques et économiques liées à l’exploration en eau très profonde.

Défis persistants :

• coûts élevés des forages ultra-profond ;
• infrastructures limitées ;
• complexité géologique ;
• risques de rentabilité malgré la hausse des découvertes.

Une trajectoire qui pourrait redessiner la production africaine

À moyen terme, cette dynamique d’exploration pourrait permettre au Golfe de Guinée non seulement de stabiliser, mais potentiellement d’accroître sa production d’hydrocarbures dans les années à venir.

La suite dépendra de deux facteurs clés :

1. La capacité des États à maintenir des cadres attractifs, stables et compétitifs.
2. La capacité des compagnies à transformer les découvertes en projets commercialement viables, dans un environnement marqué par la volatilité des cours et des exigences croissantes en matière de transition énergétique.