Afrique : le secteur amont envisage une reprise prudente en 2026, selon le rapport de l’AEC

Le secteur amont du pétrole et du gaz en Afrique entre dans une période de reprise prudente, stimulée par une combinaison de nouveaux investissements dans les pays producteurs matures et l'émergence de nouveaux pôles d'exploration, selon le rapport « State of African Energy 2026 Outlook » de la Chambre africaine de l'énergie (AEC).

Ce rapport, publié au début du mois lors de l'African Energy Week 2025 au Cap, souligne à la fois les opportunités et les défis qui façonneront l'avenir énergétique du continent. Les producteurs établis, notamment l'Algérie, le Nigeria, la Libye, l'Égypte et l'Angola, continuent de dominer la production africaine, mais sont confrontés à des pressions croissantes liées au vieillissement des infrastructures et à la maturation des gisements.

En revanche, les destinations d'investissement émergentes telles que la Côte d'Ivoire et la Namibie attirent l'attention grâce à des découvertes récentes et à un potentiel de croissance élevé, en particulier dans les bassins frontaliers offrant des conditions fiscales favorables. Les progrès réalisés dans l'acquisition sismique, les technologies de traitement et les capacités de forage en eaux profondes ont renforcé les efforts d'exploration, permettant aux opérateurs de cibler des réservoirs de plus en plus complexes.

En Afrique du Nord, l'exploration sous les évaporites du Miocène supérieur dans le bassin méditerranéen a permis de découvrir plus de 50 TCF de gaz, tandis que des gisements tels que Zohr dans les eaux égyptiennes mettent en évidence les défis posés par les structures récifales variables.

Le long de la marge atlantique, des découvertes telles que le champ Agogo en Angola, dans le Congo Fan, illustrent le potentiel des réservoirs pré-salifères, avec des perspectives similaires attendues le long du bassin côtier du Gabon et du bassin Kwanza en Angola. Les zones frontalières terrestres telles que le bassin Owambo en Namibie et le bassin Rufunsa au Zimbabwe n'ont pas encore donné lieu à des découvertes significatives, ce qui renforce la tendance selon laquelle les découvertes importantes sont de plus en plus liées à l'exploration axée sur les infrastructures dans des zones plus matures.

« Le secteur amont africain évolue rapidement », déclare NJ Ayuk, président exécutif de l'AEC. « Les bassins frontaliers et émergents présentent un énorme potentiel, mais pour le réaliser, il faut des investissements ciblés, des cadres fiscaux innovants et des partenariats capables de réduire les risques liés aux projets techniquement complexes.
L'African Energy Week 2026 sera un forum clé pour définir comment le continent peut exploiter ces ressources de manière durable. » La production globale d'hydrocarbures en Afrique devrait rester stable à environ 11,4 millions de barils équivalent pétrole par jour (MMboe/j) en 2026, les nouveaux projets devant porter la production à environ 13,6 MMboe/j d'ici 2030.

L'Afrique du Nord devrait contribuer à hauteur d'environ 60 % de ce volume, l'Afrique subsaharienne fournissant le reste. Si les développements offshores en eaux profondes gagnent du terrain, la production onshore continue de jouer un rôle essentiel, en particulier en Algérie et en Libye.
Les liquides représenteront environ 63 % de la production en 2026, tandis que le gaz naturel représentera 37 %, la croissance du gaz étant tirée par la hausse de la demande mondiale et les nouvelles infrastructures GNL dans des pays tels que le Mozambique, le Nigeria et le Sénégal. Certains champs sont toutefois exposés à des risques potentiels de blocage des actifs en raison de défis techniques et géologiques.

En Égypte, les découvertes de Hoda, Notus et Satis représentent ensemble plus de 520 millions de barils de réserves récupérables, tandis que les découvertes de Jupiter en Sierra Leone et de Catchimanha en Angola constituent des actifs importants sur la marge atlantique. Dans toute l'Afrique australe, des gisements tels que Brulpadda, Luiperd et Venus sont confrontés à des contraintes commerciales en raison de conditions fiscales restrictives et de défis liés à l'industrialisation, ce qui souligne le rôle essentiel des cadres réglementaires et contractuels pour libérer le potentiel des ressources africaines.

Une caractéristique croissante du paysage énergétique africain est le rôle de plus en plus important des compagnies pétrolières nationales (CPN), qui représentent désormais environ 53 % de la production totale. En revanche, les compagnies pétrolières internationales contribuent à hauteur d'environ 30 %, ce qui reflète une évolution vers le nationalisme des ressources et une plus grande implication opérationnelle des gouvernements hôtes.

Des pays tels, que le Nigeria, développent activement les capacités des CPN à exploiter des actifs majeurs de manière indépendante ou par le biais de coentreprises, soulignant la nécessité de développer l'expertise locale tout en attirant les investissements étrangers. Parallèlement, le marché africain des plates-formes de forage connaît des changements nuancés.

Le secteur des plates-formes flottantes est en déclin progressif, tandis que le segment des plates-formes autoélévatrices devrait rester relativement stable au cours des trois prochaines années. La demande de navires de forage pourrait s'améliorer à partir du début de 2027, mais les entrepreneurs sont confrontés à un environnement plus concurrentiel, avec des tarifs journaliers réduits et une capacité excédentaire qui pèse sur les marges.

En Afrique de l'Ouest, les tarifs des installations hautement spécialisées en eaux ultra-profondes pourraient chuter à environ 400 000 dollars, offrant ainsi aux opérateurs la possibilité de mener des campagnes de forage à des coûts plus attractifs.