News

La compagnie pétrolière nationale sénégalaise Petrosen a récemment annoncé une campagne d'exploration onshore de 100 millions de dollars pour 2026 après avoir révoqué les licences d'opérateurs inactifs, marquant ainsi l'un des signaux les plus clairs de ces derniers temps indiquant que les bassins intérieurs africains sont de nouveau au centre de l'attention. Cette initiative intervient alors que les compagnies pétrolières internationales continuent de réaffecter leurs capitaux vers l'offshore, incitant les gouvernements et les acteurs locaux à repositionner les zones onshore matures et pionnières comme des opportunités d'investissement compétitives et soutenues par des réformes.

À travers le continent, le réajustement réglementaire, les transferts d'actifs vers des opérateurs locaux et le déploiement accéléré du numérique redéfinissent l'économie de la réexploitation des sites existants. Avec des dépenses onshore africaines qui devraient atteindre 22 milliards de dollars d'ici 2026 et un Brent prévu à 58 dollars le baril en moyenne, la compétitivité est de plus en plus déterminée par l'efficacité fiscale, les incitations à la récupération supplémentaire et la maîtrise des coûts grâce à la technologie, plutôt que par la seule échelle.

Réforme réglementaire et réinitialisation fiscale

Les gouvernements affinent leurs cadres fiscaux pour libérer des volumes supplémentaires provenant de champs matures. Le décret 8/24 de l’Angola réduit la taxe sur la production pétrolière à 15 % pour la production supplémentaire et abaisse l’impôt sur le revenu des PSA à 25 %, ce qui incite directement au réaménagement des blocs vieillissants. Le plan de relance égyptien de 2026, soutenu par un plan d'investissement de 5,7 milliards de dollars visant à forer 480 puits, accélère le recouvrement des coûts et fait suite au remboursement d'environ 5 milliards de dollars d'arriérés afin de restaurer la confiance des investisseurs.

Le Code des hydrocarbures du Gabon reste au cœur de sa stratégie de relance, réduisant la participation de l'État de 20 % à 10 % et portant les plafonds de recouvrement des coûts à 75 % pour le pétrole et jusqu'à 90 % pour le gaz. Au Nigeria, la loi sur l'industrie pétrolière continue de soutenir les opérateurs marginaux et onshore grâce à une réduction de la charge fiscale et à des mécanismes de redevances au volume, tandis que les dispositions relatives à la commercialisation du gaz de torchère alignent la rentabilité des sites existants sur les objectifs de réduction des émissions.

Opérateurs locaux et optimisation des sites existants

Les cessions d’actifs par les grandes sociétés internationales se traduisent par des gains de production mesurables sous propriété locale. L’acquisition par Renaissance Africa Energy de la SPDC de Shell pour 2,4 milliards de dollars en mars 2025 a fait passer la production de 140 000 barils par jour (b/j) à 240 000 b/j en 100 jours, avec un objectif à court terme de 300 000 b/j et un objectif à long terme de 500 000 b/j et 1 milliard de pieds cubes par jour (Bcf/j) de gaz d’ici 2030, dans le cadre d’un programme d’investissement de 15 milliards de dollars.

Aradel Holdings a annoncé une hausse de 55 % de son bénéfice après impôts, à 401,2 milliards de nairas en 2025, avec un chiffre d'affaires de 697,3 milliards de nairas et un total des actifs en hausse de 495 % à 10 400 milliards de nairas après la consolidation de ND Western. L'acquisition par Oando des actifs de la Nigerian Agip Oil Company a entraîné une hausse de 132 % de la production de brut et un bénéfice de 241,3 milliards de nairas, tandis que Seplat Energy a enregistré un chiffre d'affaires de 1,116 milliard de dollars et 886 millions de barils équivalent pétrole de réserves à la suite de son accord avec Mobil Producing Nigeria.

La surveillance numérique et la récupération assistée du pétrole (EOR) sous-tendent ces gains, la maintenance prédictive basée sur l'IA réduisant les temps d'arrêt d'environ 20 % tandis que la numérisation réduit les coûts d'exploration de 12 à 20 %. L'EOR au CO2 dans le désert occidental égyptien pourrait augmenter les taux de récupération de 5 à 15 %, l'injection d'eau maintient la récupération à près de 40 %, et l'EOR thermique dans les gisements de pétrole lourd peut atteindre 49 % du pétrole initial en place. Les capteurs IoT, les drones et les systèmes de cybersécurité sont désormais la norme dans la gestion des champs basée sur les données.

Les actifs terrestres matures peuvent-ils être compétitifs ?

Les actifs terrestres matures démontrent leur viabilité là où des incitations fiscales récompensent la production supplémentaire et où les opérateurs maintiennent des structures de coûts allégées. Les projets algériens tels que Tin Fouyé Tabankort Sud et In Amenas II visent à stabiliser la production nationale à près d’un million de barils par jour, tandis que le Nigeria vise 2 à 2,5 millions de barils par jour grâce à l’extension de champs marginaux et à la remise en service de puits fermés. Les infrastructures régionales, notamment le gazoduc Ajaokuta-Kaduna-Kano et les développements en Afrique de l'Est comme Tilenga en Ouganda, ancrent la demande intérieure et réduisent l'exposition à la volatilité des prix mondiaux.

Ces thèmes occuperont une place prépondérante lors du Forum Upstream E&P qui se tiendra dans le cadre de l’African Energy Week 2026 au Cap, du 12 au 16 octobre. Les sessions techniques devraient aborder les régimes de production incrémentale, la modélisation numérique des réservoirs, le financement des champs marginaux et les solutions d’assurance localisées, en alignant les bailleurs de fonds sur les opérateurs axés sur l’optimisation des sites existants.

« Les champs matures ne sont pas des passifs ; ce sont des actifs stratégiques lorsqu’ils sont gérés par des opérateurs africains compétents, dotés de conditions fiscales et de technologies adaptées », déclare NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l'énergie. « Si nous combinons clarté réglementaire, capitaux locaux et innovation numérique, les bassins terrestres africains continueront à fournir des barils compétitifs et à garantir la sécurité énergétique nationale. »