Les rapports de transparence de Glencore révèlent une chute de 46 % des paiements versés au Cameroun pour le projet pétrolier Bolongo entre 2024 et 2025, passant de 21,58 millions de dollars à 11,5 millions. Cette baisse, concentrée sur les droits de production et les impôts, intervient dans un contexte de vieillissement des bassins pétroliers camerounais et de transition énergétique régionale. Au-delà du cas camerounais, elle illustre un défi structurel pour les États ouest-africains dépendants des hydrocarbures.

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Les 33 millions de dollars versés par Glencore au Cameroun en deux ans pour le permis Bolongo offrent une photographie contrastée des revenus pétroliers d’un pays qui, comme nombre de ses voisins, subit de plein fouet le déclin de ses champs matures. En 2025, le négociant a déclaré 11,5 millions de dollars de paiements, contre 21,58 millions un an plus tôt. La part des droits de production – les « production entitlements » – a chuté de 16,1 à 9,8 millions, tandis que l’impôt sur les bénéfices s’est contracté de 5,5 à 1,7 million. Ce reflux brutal n’est pas anecdotique : il traduit une érosion de la production, des marges plus serrées, et une moindre capacité du projet à générer des profits imposables.

Des actifs vieillissants et un partage de la rente sous tension Le bassin de Bolongo est emblématique du paradoxe camerounais : le pays dispose de réserves prouvées, mais ses infrastructures datent et les coûts d’extraction augmentent. Les contrats de partage de production (CPP) lient la part de l’État à la production brute ; si celle-ci baisse, les recettes fiscales suivent mécaniquement. La chute de l’impôt sur les bénéfices, plus forte proportionnellement, suggère que la rentabilité du projet s’est dégradée. Dans un contexte de prix du baril modérés (autour de 70-80 dollars en 2025), les opérateurs comme Glencore optimisent leurs investissements, ce qui se répercute sur les transferts aux gouvernements.

Cette tendance n’est pas isolée en Afrique de l’Ouest. Le Nigeria voit sa production plafonner à 1,3 million de barils par jour, loin des 2,2 millions du début des années 2010. Au Ghana, les champs de Jubilee et TEN montrent des signes de maturité. La Côte d’Ivoire, avec ses récentes découvertes de Baleine et Calao, fait figure d’exception, mais les mises en production prennent du temps. Pour le Cameroun, la baisse des revenus de Bolongo intervient alors que les besoins de financement public restent élevés, notamment dans les infrastructures énergétiques et la formation – comme l’illustre le programme d’ingénieurs lancé au pied du barrage de Souapiti en Guinée.

Le paradoxe de la souveraineté énergétique régionale Les États ouest-africains sont pris dans un double mouvement. D’un côté, ils cherchent à maximiser leurs recettes pétrolières pour financer le développement ; de l’autre, la transition énergétique mondiale et la pression des bailleurs de fonds les incitent à diversifier leurs sources d’énergie. Le Togo, par exemple, continue de miser sur le thermique (comme le rappelle un article de 2026), tout en accélérant sur les renouvelables. Le contraste est saisissant entre la course à l’hydroélectrique (Souapiti, 450 MW) et le déclin des champs pétroliers historiques. La formation d’ingénieurs guinéens pour la maintenance du barrage de Souapiti signale une volonté de maîtrise technique, mais elle ne compense pas la perte de recettes d’exportation d’hydrocarbures.

Les données de Glencore ont aussi une dimension fiscale et de gouvernance. Les 33 millions de dollars déclarés ne représentent qu’une petite fraction du budget camerounais (environ 6 000 milliards de FCFA), mais leur transparence – imposée par les règles britanniques – contraste avec l’opacité qui entoure encore certains contrats pétroliers dans la région. L’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE) progresse, mais les écarts entre les déclarations des compagnies et les encaissements réels des États restent une préoccupation.

Quelles perspectives pour l’investissement ? La baisse des paiements de Glencore pourrait dissuader de nouveaux investissements dans l’amont pétrolier camerounais. Pourtant, le potentiel existe : le bassin du Rio del Rey et le Logone Birni recèlent des réserves non exploitées. Mais les compagnies internationales hésitent face à des régimes fiscaux jugés instables, des coûts logistiques élevés et une concurrence accrue des hydrocarbures de schiste américains ou du pétrole brésilien. Le Cameroun devra peut-être revoir ses conditions contractuelles pour attirer les capitaux, comme l’a fait récemment le Nigeria avec le Petroleum Industry Act.

En parallèle, la montée en puissance des projets renouvelables et hydrauliques dans la région redessine la carte énergétique ouest-africaine. Le port de Lomé, hub logistique, pourrait servir de plateforme pour l’exportation de l’électricité produite à partir du gaz ou du solaire. Le pacte d’avenir de la CEDEAO, dévoilé en mai 2026, insiste sur l’intégration énergétique. Dans ce nouveau contexte, le pétrole camerounais n’est qu’une pièce d’un puzzle plus vaste, où la souveraineté ne se mesurera plus seulement en barils, mais en capacité à combiner ressources fossiles et renouvelables.

La baisse des redevances de Glencore au Cameroun n’est pas une surprise pour les observateurs des bassins matures ouest-africains, mais elle sonne comme un avertissement. Alors que les États multiplient les initiatives pour attirer les investissements – formation technique, amélioration du climat des affaires –, la rente pétrolière s’érode inexorablement. La question qui se pose désormais est celle du rythme : parviendront-ils à transformer leurs économies avant que les revenus pétroliers ne deviennent résiduels ?