Le 25 mai 2026, Eni, Petroci et Vitol ont validé la décision finale d’investissement pour la troisième phase du projet Baleine, au large de la Côte d’Ivoire. Avec une enveloppe de 4 milliards de dollars, cette étape doit permettre de tripler la production de pétrole et de gaz du pays, à un moment où la demande énergétique intérieure explose et où l’offre mondiale de gaz naturel liquéfié (GNL) est déstabilisée par les frappes iraniennes sur les infrastructures qataries. L’expansion du projet s’inscrit ainsi dans un contexte régional contrasté, entre envolée des prix des matières premières et reconfiguration des routes du gaz en Afrique de l’Ouest.

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Le feuilleton gazier ouest-africain connaît un nouveau chapitre avec l’annonce de la phase 3 du projet Baleine. Opéré par l’italien Eni aux côtés de la société nationale Petroci et du négociant suisse Vitol, ce gisement situé à une soixantaine de kilomètres des côtes ivoiriennes fait figure de vaisseau amiral de la stratégie énergétique du pays. La nouvelle unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) qui sera déployée permettra d’augmenter la production pétrolière de 60 000 à 150 000 barils par jour, et la production gazière de 80 à 200 millions de pieds cubes par jour. L’intégralité du gaz sera réservée au marché intérieur, afin de soutenir la production d’électricité et l’industrialisation du pays.

Un timing dicté par la demande intérieure et les chocs externes La décision intervient alors que la Côte d’Ivoire connaît une hausse continue de ses besoins énergétiques, portée par une croissance économique soutenue (environ 7 % par an). Le pays cherche à réduire sa dépendance aux importations d’électricité et à sécuriser son approvisionnement pour accompagner le développement des zones urbaines et industrielles. Mais ce calendrier coïncide aussi avec des bouleversements majeurs sur le marché mondial du GNL. Le 28 février 2026, des frappes iraniennes ont détruit 17 % des capacités d’exportation du Qatar, soit 12,8 millions de tonnes par an, et les réparations devraient prendre trois à cinq ans. Le Qatar est le deuxième exportateur mondial de GNL, et cette perte a provoqué une flambée des prix et une course aux contrats d’approvisionnement, notamment en Asie.

Les États-Unis et la Thaïlande ont ainsi accéléré les négociations pour un contrat de long terme entre Venture Global et PTT, illustrant la recomposition des flux gaziers. Pour l’Afrique de l’Ouest, qui ne produit pas encore de GNL – le Sénégal et la Mauritanie peinent à lancer leurs projets Tortue et Grand Tortue Ahmeyim –, la hausse des prix du gaz peut être une aubaine. Les cours du pétrole restent par ailleurs turbulents, pris entre tensions géopolitiques et incertitudes sur la demande. Dans l’UEMOA, l’indice des prix des matières premières a rebondi en mars 2026 après un net recul en février, et les perspectives pour les producteurs de la région s’améliorent.

**L’enjeu de la transformation locale et de la souveraineté énergétique** Au-delà des volumes, la phase 3 de Baleine pose la question de la valorisation locale des hydrocarbures. La Côte d’Ivoire ambitionne de devenir un hub régional pour le gaz, en approvisionnant ses voisins – notamment le Ghana et le Burkina Faso – mais aussi en développant des industries gazières et pétrochimiques. La décision de réserver tout le gaz au marché intérieur est un signal fort : le pays cherche à sécuriser sa propre demande avant d’exporter. Cela s’inscrit dans une tendance plus large en Afrique de l’Ouest, où les États exigent de plus en plus que les investisseurs miniers et pétroliers contribuent à la transformation locale. La Guinée, par exemple, impose désormais des conditions de raffinage sur sa bauxite.

Des défis financiers et opérationnels persistants Le montant de l’investissement – 4 milliards de dollars – représente un engagement conséquent pour un projet déjà opérationnel depuis 2023 (phase 1) et 2024 (phase 2). La capacité d’Eni et de ses partenaires à mobiliser ces fonds dans un contexte de taux d’intérêt élevés et de volatilité des cours du brut reste un point d’attention. Par ailleurs, les délais de mise en service (32 à 36 mois) repoussent les retombées attendues à la fin de la décennie, alors que les besoins immédiats du pays sont pressants. La Côte d’Ivoire devra continuer à importer des hydrocarbures raffinés et à gérer une demande électrique en hausse.

La concurrence régionale s’intensifie également. Le Sénégal, avec son champ Sangomar, et la Mauritanie avancent sur leurs propres projets gaziers, tandis que le Nigeria, géant historique de la région, peine à attirer les investissements nécessaires pour maintenir sa production. Baleine pourrait donner à la Côte d’Ivoire un avantage compétitif, mais seulement si la stabilité politique et le cadre fiscal restent attractifs.

**Perspectives : un jeu d’équilibre entre ambition et réalité** La décision d’investissement sur Baleine phase 3 confirme la volonté de la Côte d’Ivoire de faire du gaz un levier de développement. Dans un marché mondial secoué par les frappes au Qatar, le pays pourrait tirer parti de la hausse des prix pour financer son industrialisation. Toutefois, la dépendance aux majors internationales, la lenteur des infrastructures et la concurrence régionale tempèrent l’optimisme. L’évolution des cours du pétrole et la stabilisation du Moyen-Orient seront des variables clés pour que cette expansion tienne ses promesses.

La validation de la phase 3 de Baleine illustre la tension croissante entre les besoins énergétiques domestiques des pays ouest-africains et les dynamiques globales du marché des hydrocarbures. Alors que la demande intérieure explose et que les chocs géopolitiques redessinent les routes du GNL, la Côte d’Ivoire mise sur une production accrue pour renforcer sa souveraineté énergétique. Reste à savoir si ce pari industriel pourra tenir à la fois devant les défis financiers et la montée des exigences en matière de transformation locale, dans une région où chaque baril compte.