Des investissements record à l’horizon 2026
Alors que les majors et les compagnies nationales intensifient leurs programmes, l’Afrique prévoit 41 milliards de dollars d’investissements amont en 2026, pour une production attendue de 11,4 millions de barils par jour. Jamais le continent n’avait aligné un tel carnet de projets opérationnels ou en gestation.
Quatre pôles structurent la dynamique : les matures Nigeria et Angola, le Mozambique gazier, et les bassins frontières repartis du Maghreb à l’Afrique australe. L’appui de nouvelles capacités GNL et de complexes de raffinage répond à la double exigence de marchés intérieurs et d’exportations régionales.
Le Congo-Brazzaville, laboratoire du GNL africain
Au Congo-Brazzaville, Eni pilote le champ Litchendjili dont le gaz alimente la Centrale Électrique du Djéno et sert de socle au programme Congo LNG. Depuis février 2024, la barge Tango FLNG liquéfie la production en mer, sans torchage, grâce à une technologie zéro-flaring.
L’arrivée annoncée de l’unité flottante Nguya, attendue mi-2026, portera la capacité totale à trois millions de tonnes par an. Cette montée en puissance s’intègre à la stratégie gouvernementale, qui vise à monétiser le gaz tout en élargissant l’accès à l’électricité dans les localités rurales.
Nigeria et Angola, locomotives régionales
Au Nigeria, l’usine Assa North-Ohaji South, coentreprise entre Seplat Energy et NNPC Gas Infrastructure, a été mécaniquement achevée fin 2023 puis inaugurée en mai 2024. Mise en service commerciale en mai 2025, elle peut traiter 300 millions de pieds cubes humides par jour.
Le projet alimente la « Décennie du Gaz » proclamée par Abuja, destinée à sécuriser l’approvisionnement des centrales électriques, diversifier les revenus pétroliers et soutenir l’essor de la pétrochimie locale. Les expertises développées sur ANOH servent déjà de modèle pour d’autres blocs onshore.
Plus au sud, la phase 3 du champ angolais Agogo, opérée par Azule Energy avec Sonangol E&P et Sinopec, doit culminer à 175 000 barils quotidiens. Un nouveau FPSO complétera l’unités Ngoma dès janvier 2026, avec turbines à cycle combiné et pilote de capture carbone.
Les nouveaux hubs gaziers d’Afrique de l’Ouest
En Côte d’Ivoire, la phase 3 du champ Baleine entend porter la production à 150 000 barils et 200 millions de pieds cubes de gaz par jour. Signe distinctif : le premier plan africain visant le zéro émission nette pour les scopes 1 et 2, selon Eni.
Sur la frontière Mauritanie-Sénégal, bp a expédié les premiers cargos de GTA en juin 2025. L’extension de phase 2, encore en décision finale, ajouterait jusqu’à trois millions de tonnes annuelles grâce à une structure gravitaire offshore estimée entre trois et cinq milliards de dollars.
Le bloc G-13 en Guinée équatoriale, découvert en eaux profondes à 15 kilomètres de Ceiba, recèle environ 80 millions de barils récupérables. Kosmos Energy table sur un démarrage début 2030, pendant que le champ gazier YoYo, côté camerounais, se connectera au complexe Gaz Mega Hub.
Des bassins frontières aux côtes australes
Sur les rives du lac Albert, le projet Tilenga en Ouganda a foré 143 puits sur les 170 prévus et affiche 70 % d’avancement en août 2025. TotalEnergies prévoit un pic à 190 000 barils par jour, évacués par l’oléoduc EACOP long de 1 443 kilomètres.
En Algérie, Sonatrach mise sur Bourarhet Nord, bloc 242, pour stimuler le duo pétrole-gaz du Dévonien inférieur à l’horizon 2030. Plus à l’ouest, Sound Energy et ONHYM veulent, via Tendrara 2, sécuriser 42 millions de pieds cubes quotidiens pour le réseau électrique marocain.
Dans le Cap-Nord sud-africain, la phase 2 du projet Virginia prévoit jusqu’à 450 forages, une conduite de collecte de 450 kilomètres et une usine permettant 34 000 GJ de GNL et 4 200 kg d’hélium par jour dès 2028, selon Renergen.
Gabon ne reste pas en marge : la découverte présalifère Igongo 1, sur le bloc Nkembe, a rencontré 200 mètres de réservoir net. Perenco et Vaalco Energy évaluent les scénarios de mise en production pour une entrée en phase commerciale autour de 2028.
De l’autre côté du continent, le champ gazier égyptien Tennin, découvert en 2022 au large du delta oriental, recèle environ un billion de pieds cubes. Eni IEOC et bp comptent rediriger le flux vers l’usine GNL de Damiette, avec un premier gaz estimé en 2029.
Vers une croissance durable et inclusive
Au-delà des chiffres, la majorité des opérateurs insèrent des modules de réduction d’émissions, des programmes communautaires et, parfois, des pilotes de capture-stockage ou de zéro torchage. Le défi est clair : convertir l’élan pétro-gazier en une croissance inclusive répondant à la demande énergétique africaine croissante.
Si toutes les mises en service se concrétisent dans les délais, le continent pourrait renouer avec sa vocation exportatrice tout en renforçant la sécurité d’approvisionnement intérieure. Pour les États producteurs, l’enjeu consiste désormais à stabiliser le cadre fiscal afin d’ancrer durablement les capitaux engagés.
Dans ce contexte, la République du Congo, avec Litchendjili et ses FLNG, illustre le rôle accru des architectures modulaires dans l’accélération des calendriers. « La flexibilité du flottant réduit drastiquement le temps entre découverte et mise en production », souligne un ingénieur d’Energies et Infrastructures Congo.
La coopération Sud-Sud se renforce aussi : l’Algérie offre son expertise de liquéfaction à la Mauritanie, tandis que le Nigeria discute d’approvisionnements gaziers avec le Maroc via un gazoduc ouest-africain mutualisé. Ces initiatives créent des économies d’échelle et réduisent les risques liés aux chocs mondiaux.
Analystes et décideurs s’accordent : en combinant innovation technique, montages financiers agiles et volonté politique, l’Afrique dispose d’une fenêtre unique pour transformer ses hydrocarbures en levier de diversification économique. Les années 2024-2030 seront décisives pour convertir cette promesse en réalisations tangibles et partagées.
