Gaz offshore : l’Afrique de l’Ouest à l’heure des arbitrages
Le retrait progressif des grandes compagnies pétrolières internationales de certains projets gaziers africains ne signe pas la fin des ambitions du continent dans ce secteur. Il révèle plutôt une transformation plus profonde : celle d’un marché où la taille critique exigée par les majors ne correspond plus toujours aux réalités économiques locales. Les gisements de BirAllah, en Mauritanie, et de Yakaar-Teranga, au large du Sénégal, en sont une illustration emblématique.
Découvert en 2019 dans l’offshore mauritanien, le champ de BirAllah s’inscrit dans le prolongement géologique de Grand Tortue Ahmeyim, vaste projet transfrontalier développé par BP et Kosmos Energy. Pourtant, malgré cette proximité et des ressources identifiées, le gisement peine à attirer un investisseur de premier plan. Après avoir analysé l’ensemble des données techniques disponibles, TotalEnergies a finalement écarté l’hypothèse d’un engagement, jugeant que la taille du projet ne permettait pas d’en garantir la rentabilité selon ses standards financiers.
Cette décision a eu des conséquences immédiates. En 2024, l’État mauritanien a repris les droits jusque-là détenus par BP, se retrouvant à la tête d’un actif stratégique sans opérateur. Depuis, le ministère de l’Énergie et du Pétrole s’efforce d’identifier un partenaire capable de relancer le développement du champ, dans un contexte marqué par la prudence des investisseurs et la hausse des exigences en matière de discipline capitalistique.
C’est précisément ce type de configuration qui attire désormais des acteurs de taille intermédiaire. Energean, société cotée à Londres et à Tel-Aviv, étudie depuis plusieurs mois le potentiel de BirAllah. Le groupe s’est spécialisé dans le développement de projets jugés trop modestes par les majors, en misant sur des infrastructures simplifiées et des coûts d’investissement strictement encadrés. Le modèle appliqué au champ israélien de Karish, centré sur l’approvisionnement du marché domestique, constitue la référence opérationnelle de cette stratégie.
Transposé à la Mauritanie, ce schéma viserait d’abord à alimenter les centrales électriques nationales, réduisant ainsi la dépendance aux exportations pour assurer l’équilibre économique du projet. Le gaz excédentaire pourrait, à terme, être orienté vers des marchés régionaux. Le Maroc apparaît comme un débouché potentiel, notamment dans l’hypothèse d’un raccordement futur au gazoduc Afrique-Atlantique reliant le Nigeria au nord-ouest du continent, un projet encore incertain, mais structurant dans les projections à long terme.
La réflexion ne se limite pas à BirAllah. Plus au sud, le gisement sénégalais de Yakaar-Teranga suscite également des interrogations. L’absence de développements significatifs fragilise la position de son opérateur actuel et alimente les spéculations sur une possible redistribution des licences. Un couplage des flux entre les deux champs permettrait d’améliorer la viabilité industrielle de l’ensemble, tout en renforçant l’intégration énergétique régionale.
L’intérêt d’Energean pour l’Afrique de l’Ouest s’inscrit dans une stratégie africaine plus large. Le groupe a engagé des discussions en Guinée équatoriale autour du gisement de Fortuna, tenté de se positionner sur des actifs en Angola, et explore d’autres opportunités, notamment au Ghana. Cette approche traduit une conviction : le gaz africain conserve un potentiel économique, à condition d’être développé selon des modèles adaptés à la taille des marchés locaux.
Au-delà des cas mauritanien et sénégalais, ces évolutions posent une question plus large. À mesure que les majors rationalisent leurs portefeuilles et privilégient les projets géants, une nouvelle catégorie d’opérateurs pourrait s’imposer sur des actifs intermédiaires, moins spectaculaires mais plus alignés sur les besoins énergétiques des États. Reste à savoir si cette recomposition suffira à ancrer durablement le gaz comme pilier de la transition énergétique et du développement économique en Afrique de l’Ouest.
