Perspectives d’investissement énergétique en Afrique
Le secteur amont pétrolier et gazier en Afrique devrait atteindre 41 milliards de dollars d’investissements en 2026, en légère hausse par rapport aux 40 milliards de dollars de 2025. Cette progression s’inscrit dans un contexte de reprise des dépenses mondiales d’exploration et de production, avec un total attendu autour de 504 milliards de dollars.
L’activité offshore constitue le principal moteur de cette dynamique. Les investissements offshore en Afrique devraient atteindre 19 milliards de dollars en 2026, avec une croissance annuelle moyenne de 6,6 %, pour approcher 54 milliards de dollars d’ici 2030. Les projets en eaux profondes représentent l’essentiel de cette croissance.
Quatre facteurs expliquent le cycle actuel d’investissement :
- Des découvertes majeures en eaux profondes en Namibie et en Tanzanie
- Une nouvelle vague d’appels d’offres compétitifs à travers le continent
- Des réformes législatives au Nigeria et en Angola améliorant significativement les rendements pour les investisseurs
- La sortie progressive, juridiquement encadrée, du gaz russe en Europe, qui redirige les achats de GNL vers l’Afrique
La fermeture du détroit d’Ormuz début mars 2026 a amplifié ces dynamiques, en particulier la dernière. Avec des approvisionnements qatariens perturbés et des terminaux GNL américains proches de leur capacité maximale, le GNL africain est passé d’une option de diversification parmi d’autres à une priorité d’approvisionnement à court terme.
Nigeria et Angola : principales destinations des investissements amont en Afrique
Le Nigeria et l’Angola continuent d’attirer la plus grande part des nouveaux capitaux. Dans les deux cas, les réformes réglementaires ont été déterminantes pour restaurer la confiance des investisseurs.
Au Nigeria, la loi sur l’industrie pétrolière a généré plus de 17 milliards de dollars d’investissements directs étrangers. Le cycle d’attribution de licences de 2025 cible des opérateurs techniquement solides, avec des primes de signature allant de 3 à 7 millions de dollars et environ 10 milliards de dollars d’investissements attendus sur la prochaine décennie.
La décision finale d’investissement de Shell concernant le projet en eaux profondes Bonga North (5 milliards de dollars) en décembre 2024 a été perçue comme un signal fort de retour de confiance. Le projet vise une production maximale de 110 000 barils par jour.
En Angola, les réformes ont été plus progressives. La création du régulateur indépendant ANPG a permis de séparer les fonctions de supervision étatique de celles de Sonangol. Des mesures fiscales ont ensuite été mises en place pour prolonger la durée de vie des actifs matures.
Le décret présidentiel 8/24 introduit des incitations à la production additionnelle, tandis qu’un plan directeur gazier sur 30 ans est en cours de finalisation.
Azule Energy, la coentreprise entre BP et Eni, fait état d’une hausse de 25 % de la production brute et de 140 % du renouvellement des réserves, illustrant l’impact de ces réformes structurelles.
Des découvertes majeures qui redessinent la carte énergétique africaine
Namibie
Le bassin de l’Orange a livré certaines des découvertes les plus importantes de la dernière décennie. La découverte Venus par TotalEnergies pourrait faire l’objet d’une décision finale d’investissement en 2026, avec une première production attendue en 2029. Un partenariat restructuré avec Galp renforce la participation de TotalEnergies à 40 % sur Mopane, ouvrant la voie à un développement multi-champs.
Tanzanie
Le pays dispose d’environ 57 000 milliards de pieds cubes de gaz et a lancé en 2025 son premier appel d’offres depuis plus de dix ans (26 blocs). Le projet Tanzania LNG (42 milliards de dollars), mené par Shell et Equinor, vise un accord avec l’État d’ici mi-2026. La production est attendue au début des années 2030.
Mozambique
TotalEnergies a relancé en janvier 2026 son projet Mozambique LNG (20,5 milliards de dollars) après plus de quatre ans d’arrêt. La première production est désormais prévue pour 2029. La situation sécuritaire dans la région de Cabo Delgado reste toutefois un facteur critique. À l’inverse, Eni poursuit avec succès son projet Coral South FLNG offshore, démontrant la pertinence du GNL flottant dans des environnements à risque élevé.
Trois projets clés suivis par les investisseurs en 2026
Bonga North – Nigeria
Projet en eaux profondes de 5 milliards de dollars opéré par Shell, avec environ 300 millions de barils récupérables. Première production prévue avant 2030.
Lac Albert – Ouganda
Les projets Tilenga et Kingfisher sont réalisés à 70 %, avec une première production attendue en juin 2026 (190 000 barils/jour). Le pipeline EACOP progresse malgré des contestations juridiques.
Champ gazier BirAllah – Mauritanie
Avec environ 80 000 milliards de pieds cubes de gaz, ce projet (17 milliards de dollars) est en phase de recherche de nouvel opérateur après le retrait de TotalEnergies. Son développement pourrait privilégier le GNL flottant.
Principaux risques à intégrer pour les investisseurs
- Mozambique : instabilité sécuritaire persistante à Cabo Delgado
- Sénégal : révision des contrats pétroliers par le nouveau gouvernement
- RDC : risques environnementaux liés aux zones forestières et tourbières
- EACOP : poursuites judiciaires toujours en cours
Pourquoi 2026 représente une fenêtre stratégique
L’Afrique devrait représenter environ 40 % des puits d’exploration majeurs forés dans le monde en 2026. Les tarifs journaliers des navires de forage en eaux profondes atteignent déjà près de 400 000 dollars, avec une tension attendue sur les capacités à partir de 2027.
Les majors internationales concentrent leurs investissements sur le pétrole offshore et le GNL, tandis que les acteurs régionaux consolident les actifs terrestres matures. Les opportunités existent dans les deux segments, mais les avantages en termes de coûts et d’accès sont clairement en faveur des acteurs qui se positionnent dès maintenant.
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