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Les géants pétroliers internationaux s'unissent pour un accord de 40 milliards de dollars !
Ces dernières années, l'industrie pétrolière mondiale a été confrontée à de multiples défis : la pression de la transition énergétique, les risques géopolitiques, les exigences de discipline en matière de capital et la volatilité des prix du pétrole. Cependant, début 2026, deux projets majeurs ont émergé simultanément — le projet de Shell au Nigeria et le projet de TotalEnergies et ConocoPhillips en Libye — chacun avec une échelle d'investissement potentielle allant jusqu'à 20 milliards de dollars.
Derrière ces deux projets majeurs se cache non seulement le repositionnement stratégique de géants pétroliers internationaux tels que Shell, ExxonMobil, TotalEnergies et ConocoPhillips sur le continent africain, mais aussi une réflexion sur la valeur stratégique de l'Afrique en tant que nouvelle frontière pour l'approvisionnement mondial en pétrole et en gaz.
01. Deux méga-contrats de 20 milliards de dollars
Au Nigeria, l'annonce par le PDG de Shell, Wael Sawan, d'un investissement potentiel de 20 milliards de dollars dans le développement du champ pétrolifère de Bonga South West a fait sensation sur le marché mondial de l'énergie.
Pendant ce temps, en Libye, un accord signé par TotalEnergies et ConocoPhillips devrait plus que doubler la production quotidienne de la coentreprise Waha Oil, passant d'environ 350 000 barils par jour à 850 000 barils par jour. Dans le cadre de cet accord, l'investissement sur 25 ans pourrait atteindre 20 milliards de dollars.
Projet Bonga South West de Shell au Nigeria
Suite à une rencontre avec le président nigérian Bola Tinubu, le PDG de Shell, Wael Sawan, a déclaré publiquement que l'entreprise, ainsi que ses partenaires, fait progresser le projet Bonga South West (BSW). Si celui-ci atteint le stade de la Décision d'Investissement Finale (FID), l'investissement total pourrait s'élever à 20 milliards de dollars. Situé dans les eaux profondes du delta du Niger au Nigeria, le projet est estimé à contenir des réserves de 820 millions de barils de pétrole brut, avec une capacité de production maximale de 220 000 barils par jour. Environ 10 milliards de dollars de l'investissement sont alloués aux dépenses d'investissement, tandis que le reste couvre les coûts opérationnels et autres, qui seront tous directement injectés dans l'économie nigériane.
Bonga South West est le projet phare de Shell en eaux profondes au Nigeria, avec des partenaires tels qu'ExxonMobil, TotalEnergies, Eni et la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC). Shell détient la participation la plus importante. Le projet a été longtemps bloqué en raison de risques réglementaires, de coûts et géopolitiques. Cependant, ces dernières années, le gouvernement nigérian a introduit des incitations à l'investissement telles que des avantages fiscaux et des processus d'approbation simplifiés, offrant à Shell une "voie d'investissement claire". Sawan a déclaré que la société entamera les travaux préalables à la décision finale d'investissement dans les mois à venir et vise à parvenir à une décision finale d'investissement d'ici 2027.
Ce projet revêt une importance considérable pour Shell. Ces dernières années, la société a accéléré son retrait des opérations onshore au Nigeria, qui sont à forte intensité d'émissions et fréquemment mêlées à des litiges environnementaux, réorientant ainsi son attention vers les actifs en eaux profondes afin de s'aligner sur son objectif de « zéro émission nette d'ici 2050 ». Rien qu'en 2024, Shell a versé 5,34 milliards de dollars en impôts et autres frais au Nigeria — plus qu'à tout autre pays — soulignant son engagement à long terme envers ce marché.
Projet pétrolier Waha de TotalEnergies et ConocoPhillips en Libye
Le gouvernement libyen a signé un accord de 25 ans avec TotalEnergies et ConocoPhillips pour développer des champs pétroliers par le biais de la coentreprise Waha Oil Company, avec un investissement total prévu de plus de 20 milliards de dollars. L'accord vise à augmenter la capacité de production du bloc Waha d'environ 350 000 barils par jour à 850 000 barils par jour, impliquant le développement de quatre nouveaux champs pétroliers et un plan d'exploration complet sur 19 zones de concession. Les responsables libyens estiment que le projet générera plus de 376 milliards de dollars de revenus pour le pays sur sa durée de vie.
La Libye était autrefois le plus grand producteur de pétrole d'Afrique, avec une production approchant les niveaux saoudiens avant la guerre civile de 2011. Après la guerre, la production est restée obstinément faible, mais en 2025, sa production moyenne a atteint 1,37 million de barils par jour, le niveau le plus élevé en 12 ans. Cet accord marque le retour des géants pétroliers internationaux en Libye, tirant parti de ses réserves de brut à faible coût et de haute qualité pour compléter l'approvisionnement mondial.
De plus, selon Walid Ellafi, ministre d'État libyen chargé de la Communication et des Affaires politiques, outre l'accord de coopération signé avec TotalEnergies et ConocoPhillips, plusieurs autres accords ont également été conclus. Il s'agit notamment d'un accord avec Chevron sur les opportunités d'investissement, en particulier concernant les perspectives d'exploration dans le bassin de Syrte et le redéveloppement de champs pétrolifères matures, ainsi qu'un accord de logistique énergétique et d'exploration avec l'Égypte. Malgré les incertitudes politiques persistantes, les réformes favorables aux investisseurs et l'immense potentiel de la Libye ont attiré l'attention mondiale.
Les deux projets impliquent des investissements d'environ 20 milliards de dollars, soulignant que l'Afrique est devenue l'une des régions clés où les géants pétroliers sont encore disposés à engager des capitaux substantiels, même à une époque de discipline budgétaire.
02. Pourquoi l'Afrique
À une époque où les géants pétroliers mettent de plus en plus l'accent sur la discipline des dépenses d'investissement, pourquoi deux méga-contrats de 20 milliards de dollars ont-ils atterri en Afrique l'un après l'autre ? Les raisons sont étroitement liées aux réserves substantielles de pétrole et de gaz de l'Afrique, aux avantages en termes de coûts et aux améliorations continues de son environnement de marché et politique.
Réserves de pétrole et de gaz et avantages à faible coût
L'Afrique possède certaines des ressources de pétrole et de gaz inexploitées les plus riches du monde. Selon les données de 2025, la Libye détient des réserves prouvées d'environ 48,3 à 50 milliards de barils, se classant première en Afrique ; le Nigeria suit avec environ 37 milliards de barils, se plaçant deuxième. Des pays comme l'Algérie, l'Égypte et l'Angola figurent également parmi les premiers. L'Afrique dans son ensemble représente environ 7 à 8 % des réserves prouvées mondiales, mais ses niveaux d'exploration restent relativement bas, de nombreux bassins étant encore au stade de "frontière".
Les coûts de production du pétrole brut libyen sont exceptionnellement bas, de nombreux champs pétrolifères fonctionnant à moins de 20 $ le baril, bien en dessous de la moyenne mondiale. Cela confère aux projets libyens un taux de rendement élevé dans un contexte de prix du pétrole volatils. Bien que le développement en eaux profondes au Nigeria soit plus coûteux, il offre du brut de haute qualité, une infrastructure relativement mature et évite les risques de vol de pétrole à terre et de conflits communautaires.
L'offre mondiale de pétrole est confrontée à des incertitudes. Les réductions de production de l'OPEP+, les exportations russes restreintes, les risques géopolitiques au Moyen-Orient et le remplacement incomplet des combustibles fossiles par la transition énergétique signifient que de nouvelles capacités de production seront nécessaires au cours des 10 à 15 prochaines années. Des institutions telles que l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE) prévoient que le pic de la demande de pétrole pourrait être retardé jusqu'au milieu des années 2030, positionnant la capacité de production à faible coût de l'Afrique comme un complément essentiel.
Environnement de marché et politique amélioré
Au cours de la période 2025-2026, les prix du pétrole sont restés dans une fourchette relativement raisonnable (60-80 USD le baril), mais les stocks mondiaux ont augmenté et le marché a eu tendance à la surabondance. Les majors pétrolières ont mis l'accent sur la "discipline capitalistique", privilégiant les projets à rendements élevés et à risques gérables. Les pays africains ont réagi par des incitations : les avantages fiscaux "liés à l'investissement" du Nigeria et les accords de concession à long terme et les engagements d'exploration de la Libye ont abaissé les barrières à l'entrée.
De plus, les géants pétroliers internationaux délaissent les actifs terrestres à haut risque au profit de projets en eaux profondes et de la réhabilitation de champs pétrolifères matures. Shell s'est retirée des opérations terrestres au Nigeria pour se concentrer sur les ressources en eaux profondes, tandis que le projet libyen vise à augmenter la production dans des champs matures. Ces ajustements s'alignent sur la stratégie de "rationalisation du portefeuille" tout en répondant aux exigences des actionnaires en matière de rendement.
03. Avantages techniques motivant le choix de l'Afrique par les majors pétrolières
Traduire d'abondantes réserves de pétrole et de gaz en production et revenus tangibles nécessite inévitablement un soutien technologique. Derrière les paris de plusieurs milliards de dollars des géants pétroliers sur l'Afrique se trouve non seulement leur puissance capitalistique, mais aussi un choix profondément aligné sur leurs capacités techniques.
Avantages de la technologie de développement en eaux profondes au Nigeria
Le champ Bonga South West du Nigeria est situé en eaux profondes, avec des profondeurs dépassant 1 000 mètres, ce qui nécessite des technologies avancées pour les eaux profondes. Shell a introduit des technologies telles que les navires flottants de production, de stockage et de déchargement (FPSO), les systèmes de production sous-marins et les capacités de contrôle à distance dès 2005 avec le projet principal Bonga. Ces technologies seront optimisées davantage pour Bonga South West.
Le FPSO sert d'"usine flottante" pour le développement en eaux profondes, capable de gérer la séparation, le stockage et l'exportation du pétrole brut. Shell prévoit de lancer un appel d'offres pour un FPSO de nouvelle génération pour BSW, prenant en charge une capacité de production plus élevée et une durée de vie opérationnelle prolongée. Les technologies sous-marines comprennent des pompes multiphasiques, des pipelines sous-marins de longue distance et des systèmes de production sous-marins entièrement intégrés, permettant des opérations efficaces dans des conditions extrêmes tout en réduisant le nombre de plateformes et les coûts globaux.
Shell a accumulé plus de deux décennies d'expérience dans le secteur des eaux profondes au Nigeria, et des partenaires tels qu'ExxonMobil et TotalEnergies possèdent des capacités similaires. Cette barrière technologique permet aux géants internationaux de dominer les régions d'eaux profondes de l'Afrique, rendant difficile pour les nouveaux acteurs de rattraper leur retard à court terme. Les projets en eaux profondes, avec leurs longs cycles de vie et leurs profils de production stables, sont bien adaptés à l'environnement actuel de discipline capitalistique.
Avantages de la technologie de récupération assistée du pétrole (EOR) en Libye
Le projet Waha en Libye se concentre sur les champs pétrolifères matures, en employant des technologies de Récupération Assistée du Pétrole (RAP) pour augmenter les taux de récupération. Des techniques telles que l'injection d'eau, l'injection de gaz (CO₂ ou azote) et l'injection chimique peuvent augmenter les taux de récupération de 30 % à plus de 50 %. Waha Oil Company utilise depuis longtemps des méthodes de RAP, et les partenaires internationaux apportent des technologies plus avancées, notamment le forage horizontal, la fracturation multi-étapes et la surveillance intelligente de l'injection-production.
Les champs pétrolifères libyens bénéficient de conditions géologiques favorables et d'une perméabilité élevée des réservoirs, ce qui les rend bien adaptés à la RAP. TotalEnergies et ConocoPhillips possèdent une vaste expérience en RAP en Afrique du Nord, permettant des améliorations rapides de la production. Le projet comprend également l'exploration de nouveaux blocs, intégrant des relevés sismiques 3D, un forage optimisé et des technologies de jumeaux numériques pour atténuer les risques.
Dans l'ensemble, les avantages technologiques des projets africains résident dans : l'application de technologies matures par des géants internationaux dans des régions à fort potentiel et sous-explorées, générant des rendements élevés ; les barrières techniques élevées de l'eau profonde et de la récupération assistée du pétrole (EOR), créant des avantages concurrentiels ; et les réductions de coûts supplémentaires obtenues grâce à la numérisation et à l'automatisation.
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