Le retour du champ de Sèmè au Bénin montre qu’un gisement pétrolier en Afrique peut renaître plusieurs décennies après son arrêt. Du Ghana à la Namibie en passant par le Nigeria, d’autres découvertes importantes disposent encore de ressources sous terre sans avoir atteint une production commerciale à grande échelle.
Sèmè, le précédent béninois relancé après près de 30 ans
Le champ offshore de Sèmè avait cessé de produire en 1998, dans un contexte de prix du pétrole trop faibles pour maintenir son exploitation. Découvert dès 1969 au large du Bénin, il est finalement revenu à la production début 2026 sous la conduite d’Akrake Petroleum Benin.
Le projet illustre une réalité fréquente dans l’industrie pétrolière. Découvrir des hydrocarbures ne suffit pas. Un gisement doit aussi supporter les coûts de forage, de transport et de traitement tout en offrant une rentabilité suffisante aux investisseurs.
Cette équation est devenue encore plus complexe avec la hausse des coûts des projets offshore et la sélection plus stricte des investissements par les compagnies. Plusieurs découvertes africaines restent ainsi suspendues à une décision finale d’investissement, à la recherche de partenaires ou à l’amélioration des conditions économiques.
Au Ghana, Pecan attend toujours sa décision d’investissement
Le champ de Pecan constitue l’un des exemples les plus importants. Situé dans le bloc Deepwater Tano Cape Three Points, à environ 115 kilomètres des côtes ghanéennes, il doit être développé par Pecan Energies, contrôlé par Africa Finance Corporation.
Son plan de développement a été approuvé par les autorités ghanéennes en 2023. La première phase repose sur un FPSO, une unité flottante permettant de produire, stocker puis exporter le pétrole. L’opérateur estime à environ 268 millions de barils les volumes qui pourraient être produits durant les deux premières phases et évalue les dépenses d’investissement à près de 3,5 milliards de dollars.
Mais la décision finale d’investissement tarde. Le projet doit notamment composer avec l’évolution de son tour de table, où Lukoil détient encore une participation de 38 %. Les sanctions visant le groupe russe et les incertitudes autour de ses actifs internationaux compliquent l’avancement du développement.
En Namibie, Venus et Mopane doivent encore franchir le cap commercial
La Namibie concentre certaines des découvertes pétrolières africaines les plus suivies de ces dernières années. TotalEnergies travaille notamment sur Venus, tandis que Mopane, découvert par Galp dans le bassin d’Orange, continue de faire l’objet d’évaluations.
Pour Venus, les partenaires étudient un développement autour d’un FPSO d’environ 160 000 barils par jour. Une décision finale d’investissement était toujours visée pour 2026, selon les informations publiées par Galp. Mopane reste à un stade moins avancé, avec de nouveaux forages d’exploration et d’appréciation prévus afin de mieux déterminer l’étendue et la rentabilité des ressources.
La taille d’une découverte ne garantit donc pas sa mise en production rapide. En eaux profondes, plusieurs milliards de dollars peuvent être nécessaires avant le premier baril. Les compagnies cherchent alors à réduire les coûts et à confirmer les volumes récupérables avant de s’engager.
Au Nigeria, de grands projets offshore patientent encore
Même le premier producteur pétrolier africain conserve d’importantes découvertes non développées. ExxonMobil travaille par exemple sur Owowo, un projet offshore dont les ressources sont estimées autour d’un milliard de barils. Le groupe évoquait en avril 2026 un investissement potentiel de 7 à 8 milliards de dollars et une décision finale d’investissement possible en 2027.
Le Nigeria tente précisément d’accélérer ces dossiers. Abuja a adopté en août 2026 un nouveau cadre d’incitations fiscales pour les projets en eaux profondes. Les autorités espèrent ainsi débloquer plusieurs dizaines de milliards de dollars d’investissements, notamment dans Owowo, Zabazaba et Bonga South-West/Aparo.
Le cas de Sèmè rappelle toutefois que l’attente n’équivaut pas toujours à un abandon. Entre découverte et production, un gisement peut rester immobilisé pendant des années, voire des décennies. Prix du baril, financement, infrastructures, fiscalité et taille réelle des réserves déterminent finalement quels projets africains sortiront du sous-sol.
