À l’heure où les compagnies pétrolières se montrent nettement plus sélectives dans leurs choix d’investissement et où les projections de demande à long terme s’écartent les unes des autres, posséder du pétrole en sous-sol ne suffit plus à en assurer l’exploitation. Sur le continent africain, de nombreuses découvertes demeurent en suspens, faute d’avoir démontré leur rentabilité.
De la Mauritanie jusqu’au Liberia, plusieurs États africains détiennent des gisements identifiés depuis parfois plus de dix ans sans jamais avoir été mis en production commerciale. L’exemple du champ béninois de Sèmè vient toutefois nuancer ce constat : la mise sur le marché prévue en octobre 2026 d’un premier chargement d’environ 250 000 barils prouve qu’un site longtemps considéré comme trop modeste, trop onéreux ou techniquement complexe peut redevenir rentable dès lors que le contexte économique, industriel ou technique évolue.
Le gisement de Sèmè, de dimension limitée, avait déjà livré près de 22 millions de barils entre 1982 et 1998, à une époque où le baril s’échangeait aux alentours de 14 dollars, avant son arrêt. Pour l’État béninois, les bénéfices attendus reposeront sur trois leviers : une participation de 15 % dans le projet, une redevance de 10 % perçue sur la production, ainsi qu’une part du pétrole de profit telle que le prévoit l’accord de partage de production.
Ce retour à la production couronne plusieurs tentatives infructueuses. Dès les années 2000, la société SAPETRO avait entrepris de nouveaux forages et déployé des équipements pour relancer l’exploitation, sans que la rentabilité du projet ni les résultats techniques ne le permettent. C’est finalement Akrake Petroleum qui, en reprenant le site en 2023, a changé la donne : le réservoir principal s’était naturellement repressurisé durant la période d’inactivité, deux forages horizontaux ont permis d’optimiser la récupération du brut restant, et un dispositif allégé fondé sur des unités flottantes louées assurant production, stockage et chargement a limité les coûts. Grâce à une faible profondeur d’eau, comprise entre 20 et 30 mètres, cette approche économique a permis de valoriser 5,7 millions de barils de réserves aujourd’hui jugées prouvées et probables. C’est précisément ce type de bascule économique qui entretient l’espoir pour d’autres réserves africaines laissées de côté.
Le cas mauritanien illustre un scénario comparable. Depuis l’arrêt de la production à Chinguetti en 2017 après onze années d’exploitation entamée en 2006, le pays ne compte plus aucun champ pétrolier actif. Il dispose néanmoins des gisements de Walata, autrefois nommé Tiof, crédité par le ministère de l’Énergie d’environ 280 millions de barils, et de Tevet, estimé à 40 millions de barils. Selon les autorités, une étude de faisabilité concernant la relance de Walata est toujours en cours ; sa mise en production réactiverait une manne pétrolière pour l’État, dont le Code des hydrocarbures garantit un partage de la production avec les contractants ainsi qu’une participation publique pouvant atteindre au moins 10 %.
À Madagascar, l’obstacle n’est pas d’ordre géologique mais qualitatif. L’Office des mines nationales et des industries stratégiques (OMNIS) évalue à 1,7 milliard de barils les réserves d’huile lourde du site de Tsimiroro. Bien qu’un plan de développement ait été validé dès 2015, le projet demeure toujours au stade préparatoire, freiné par la nature même de cette huile, difficile à extraire et à valoriser. Madagascar Oil fournit néanmoins du fuel lourd à des industriels locaux depuis septembre 2022, même si l’absence de raffinerie sur l’île complique toute transformation en carburants pour véhicules. Un défi que l’on retrouve, à une échelle sans commune mesure, au Venezuela : ses 303 milliards de barils de réserves prouvées les premières mondiales sont eux aussi majoritairement composés de brut extra-lourd, difficile à exploiter.
La Namibie prouve enfin que cette problématique ne se limite pas aux petits gisements. Sur la licence PEL39, après plusieurs découvertes, Shell avait déprécié en 2025 près de 400 millions de dollars d’actifs, invoquant la faible perméabilité des réservoirs et une proportion trop élevée de gaz. Un rebondissement est toutefois survenu en juin 2026 : le forage Merlin-1X a mis au jour du pétrole léger dans un réservoir de meilleure qualité, poussant le groupe britannique à poursuivre l’évaluation d’une exploitation commerciale du bloc.
Ces projets devront désormais trouver leur place sur un marché dont l’avenir demeure incertain mais porteur. Selon le scénario de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) intégrant les politiques déjà adoptées ou officiellement annoncées, la demande mondiale de pétrole culminerait autour de 102 millions de barils par jour vers 2030, avant d’amorcer un lent recul. En ne retenant que les politiques actuellement en vigueur, elle se maintiendrait à 113 millions de barils par jour en 2050, d’après le World Energy Outlook 2025 contre 124 millions de barils par jour selon les projections de l’OPEP pour la même échéance. À titre de comparaison, la consommation mondiale actuelle avoisine 105 millions de barils par jour.
