Dans le Golfe de Guinée, les producteurs de pétrole se succèdent. Au Nigeria, pionnier historique, se sont ajoutés le Ghana, le Niger et plus récemment la Côte d’Ivoire. Dans cette dynamique régionale, le Bénin fait figure d’exception : après avoir exporté du brut pendant près de seize ans, le pays est resté inactif durant vingt-six années. Aujourd’hui, il prépare son retour. Récit d’une trajectoire en plusieurs temps.

Les débuts prometteurs : de la découverte à l’exploitation

L’histoire pétrolière béninoise commence en 1968, lorsque la compagnie américaine Union Oil identifie un gisement offshore au large de Sèmè, dans le Golfe de Guinée. Pour le jeune État indépendant, cette découverte ouvre la perspective d’une nouvelle source de revenus et d’un levier budgétaire stratégique.

Il faudra attendre 1979 pour franchir un cap décisif. Après plusieurs années d’études techniques, les autorités concluent un accord avec la société norvégienne Saga Petroleum pour développer le champ de Sèmè. Le Bénin s’engage alors dans l’exploitation offshore avec l’appui d’un opérateur expérimenté.

La production débute officiellement en 1982. Les installations sont mises en service et le débit initial atteint environ 8 000 barils par jour. Le pays entre dans le cercle des exportateurs de brut, générant ses premières recettes pétrolières.

Les tensions contractuelles et la fin d’un cycle

En 1985, un tournant intervient. Les autorités mettent fin au contrat avec Saga Petroleum et transfèrent l’exploitation à la société américaine Pan Ocean Oil. Cette transition s’accompagne de différends contractuels et financiers qui fragilisent la stabilité du projet.

Le 31 décembre 1998 marque l’arrêt définitif de la production sur le champ de Sèmè. Après seize années d’activité et environ 22 millions de barils produits entre 1982 et 1998, l’exploitation devient économiquement non viable. Les prix du brut, alors proches de 14 dollars le baril, et le vieillissement des infrastructures offshore conduisent à la suspension des opérations. Le Bénin sort du club des producteurs.

Des tentatives de relance contrariées

Au début des années 2000, une première tentative de redéveloppement émerge. En 2004, le groupe nigérian South Atlantic Petroleum (SAPETRO) obtient un contrat de partage de production pour le Bloc 1. L’objectif est de redonner vie à un champ arrivé à maturité, grâce à des techniques adaptées aux gisements offshore anciens.

En 2014, les forages reprennent et confirment la présence d’hydrocarbures dans des formations profondes. Mais le contexte international se retourne brutalement : le prix du Brent chute de plus de 100 dollars à moins de 30 dollars en moins de deux ans. Dans ces conditions, le développement offshore, coûteux, perd sa rentabilité. Le projet est de nouveau suspendu.

Le repositionnement stratégique des années 2020

À partir de 2021, le Bénin renforce sa place dans l’architecture énergétique régionale avec la construction du Pipeline Niger–Bénin, destiné à évacuer le pétrole nigérien vers le terminal de Sèmè-Kpodji. Sans relancer directement la production nationale, cette infrastructure améliore l’attractivité du pays et sa crédibilité logistique auprès des investisseurs.

En décembre 2023, une nouvelle étape est franchie : le Bloc 1 est attribué à Akrake Petroleum, filiale du groupe Rex International. Le contrat de partage de production formalise la reprise des activités d’exploration et de redéveloppement. L’opérateur met en avant l’utilisation de technologies avancées d’imagerie et d’analyse sismique pour affiner l’évaluation du potentiel géologique.

2025–2026 : vers un retour effectif

En août 2025, le projet entre en phase opérationnelle. Les équipements lourds sont mobilisés et les infrastructures logistiques sont déployées à Cotonou et à Sèmè-Kpodji pour soutenir les opérations offshore.

Le 3 février 2026, Akrake Petroleum annonce le succès du forage du puits AK-2H. Sur 1 405 mètres forés horizontalement, 950 mètres traversent une formation pétrolifère sans présence d’eau, confirmant l’existence d’un réservoir exploitable. La production initiale pourrait atteindre environ 15 000 barils par jour.

La mise en service commerciale reste toutefois conditionnée au raccordement des unités flottantes, notamment la MOPU (Mobile Offshore Production Unit) et le FSO (Floating Storage and Offloading unit).

Après près de trois décennies d’interruption, le Bénin se rapproche ainsi d’un retour sur le marché pétrolier international. Si les volumes envisagés restent modestes au regard des grands producteurs régionaux, cette relance revêt une forte portée symbolique et budgétaire pour un pays qui entend désormais conjuguer rôle logistique régional et production nationale.