Pendant, que les compagnies pétrolières sélectionnent plus durement leurs investissements et que les scénarios de demande à long terme divergent, disposer de pétrole dans son sous-sol ne garantit plus sa mise en production. En Afrique, plusieurs découvertes restent suspendues à leur capacité à devenir économiquement exploitables.

De la Mauritanie au Liberia, plusieurs pays africains disposent de gisements ou de découvertes pétrolières qui n’ont toujours pas débouché sur une exploitation commerciale, parfois plus d’une décennie après leur identification. La commercialisation annoncée pour octobre 2026 d’une première cargaison d’environ 250 000 barils issue du champ béninois de Sèmè montre pourtant qu’un projet longtemps jugé trop petit, trop coûteux ou difficile à développer peut retrouver une viabilité lorsque ses conditions économiques, techniques ou industrielles changent.

Sèmè est un projet de taille modeste. Le champ a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998, avant d’être arrêté alors que le brut se négociait autour de 14 dollars le baril. Pour l’État béninois, les retombées passeront notamment par sa participation de 15 % au projet, une redevance de 10 % sur le pétrole et sa part du pétrole de profit prévue par le contrat de partage de production.

Des ressources en attente

Ces retombées économiques espérées prochainement par le Bénin sont l’aboutissement de plusieurs tentatives. Dans les années 2000, SAPETRO avait déjà foré de nouveaux puits et installé des infrastructures en vue d’une reprise, mais les résultats techniques et l’économie du projet n’avaient pas permis d’aller jusqu’à la production. Akrake Petroleum a repris le champ en 2023 avec une équation différente : un réservoir principal qui s’est repressurisé pendant les années d’arrêt, deux puits horizontaux pour mieux récupérer le pétrole restant et un dispositif allégé reposant sur des unités flottantes louées pour produire, stocker et charger le brut.

Dans un champ situé à seulement 20 à 30 mètres de profondeur d’eau, ce schéma à coûts réduits a rendu possible le développement des 5,7 millions de barils de réserves prouvées et probables aujourd’hui retenus. C’est précisément cette évolution de l’équation économique qui maintient un espoir pour d’autres ressources africaines laissées en attente.

La Mauritanie offre l’un des parallèles les plus directs. Après avoir produit du pétrole à Chinguetti entre 2006 et 2017, le pays ne dispose plus de champ pétrolier en exploitation. Il conserve pourtant Walata, anciennement Tiof, dont le ministère de l’Énergie estime les réserves à environ 280 millions de barils, ainsi que Tevet, évalué à 40 millions de barils. Les autorités indiquent que la faisabilité d’un redéveloppement de Walata est toujours à l’étude. Une éventuelle production rouvrirait une source de revenus pétroliers pour l’État, dont le Code des hydrocarbures prévoit le partage de la production avec les contractants et une option de participation publique d’au moins 10 %.

À Madagascar, ce n’est pas la taille géologique de la ressource, mais la nature du pétrole qui complique son exploitation. L’Office des mines nationales et des industries stratégiques (OMNIS) estime à 1,7 milliard de barils l’huile lourde contenue à Tsimiroro. Doté d’un plan de développement approuvé en 2015, le projet reste pourtant en phase de développement. Son pétrole est une huile lourde, ce qui complique son extraction et sa valorisation. Madagascar Oil approvisionne déjà des entreprises locales en fuel lourd depuis septembre 2022.

En revanche, l’absence de raffinerie à Madagascar rend complexe la transformation de cette huile en carburants destinés aux véhicules. À une tout autre échelle, le Venezuela illustre la même contrainte. Ses 303 milliards de barils de réserves prouvées, les plus importantes au monde, sont majoritairement constitués de brut extra-lourd, dont l’exploitation reste difficile.

Même une grosse découverte ne suffit pas

La Namibie montre que le problème ne concerne pas seulement les petits gisements. Après plusieurs découvertes sur la licence PEL39, Shell a déprécié en 2025 quelque 400 millions de dollars d’actifs, invoquant notamment une faible perméabilité des réservoirs et une forte proportion de gaz qui compliquaient leur développement. En juin 2026, le forage Merlin-1X a toutefois rencontré du pétrole léger dans un réservoir de meilleure qualité, conduisant Shell à poursuivre l’évaluation d’une commercialisation du bloc.

Ces projets devront trouver leur place dans un marché dont l’avenir reste prometteur. Dans son scénario intégrant les politiques déjà adoptées ou officiellement proposées, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) voit la demande mondiale de pétrole plafonner autour de 102 millions de barils par jour vers 2030, avant de décliner progressivement. Si seules les politiques actuellement en vigueur sont prises en compte, elle atteindrait encore 113 millions de barils par jour en 2050, selon le World Energy Outlook 2025. L’OPEP prévoit pour sa part 124 millions de barils par jour en 2050. À titre de comparaison, la demande mondiale tourne aujourd’hui autour de 105 millions de barils par jour.