Le Mozambique, premier exportateur de GNL en Afrique subsaharienne, prévoit une collecte de seulement 76,8 millions de dollars de revenus gaziers en 2026, en baisse continue depuis 2024. Au même moment, le Niger, sous régime militaire, signe avec des entreprises chinoises des accords pour augmenter sa production pétrolière et prend une participation de 45 % dans l'oléoduc stratégique vers le Bénin. Ces deux évolutions, sur fond d'instabilité sécuritaire au Sahel, éclairent les défis qui attendent le Sénégal et la Mauritanie alors que leurs projets gaziers offshore entrent en phase de production.

Infographie — Gaz naturel

Le constat mozambicain est sans appel : après l'enthousiasme suscité par l'exploitation du bassin de Rovuma, les recettes effectives peinent à décoller. Le Cadre Fiscal de Moyen Terme (CFMP) table sur 76,8 millions de dollars en 2026, contre 91,8 millions en 2024 et 79,2 millions en 2025. Cette trajectoire descendante s'explique par la lenteur des investissements, les retards de projets et les coûts de sécurité dans la province de Cabo Delgado, où l'insurrection jihadiste a paralysé le mégaprojet Mozambique LNG de TotalEnergies jusqu'en janvier 2026. Si le projet Coral North (Eni) doit entrer en production en 2028, l'essentiel des recettes futures reste hypothétique. Le Mozambique illustre ainsi le décalage entre le potentiel géologique et la concrétisation fiscale, un avertissement pour les nouveaux entrants comme le Sénégal et la Mauritanie, dont le champ gazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA) est en phase de démarrage.

En Afrique de l'Ouest, la donne sécuritaire est tout aussi préoccupante. Les attaques coordonnées du 25 avril 2026 au Mali, revendiquées par le Front de libération de l’Azawad et le Groupe de soutien à l’islam et aux musulmans, ont ciblé six sites stratégiques. Au Niger, une base du génie militaire à Garbougna a été prise d’assaut par le JNIM le 14 mai. Ces événements rappellent que l'infrastructure énergétique, qu'il s'agisse d'oléoducs ou de plateformes offshore, peut être vulnérable, même si les zones côtières du Sénégal et de la Mauritanie sont moins exposées. Le gazoduc africain atlantique (AAGP), censé relier le Nigeria au Maroc, devra traverser des zones de conflit potentiel. Sa viabilité dépendra de la stabilisation régionale, un enjeu que le Maroc entend peser mais qui reste incertain.

À l'opposé du Mozambique, le Niger vient de signer un ensemble d'accords avec des entreprises chinoises pour relancer l'exploration et l'exploitation pétrolières. Le pays, qui produit déjà 110 000 barils par jour via l'oléoduc vers le Bénin, vise 145 000 barils par jour d'ici 2029 grâce aux projets Dinga Deep et Abolo-Yogou, pour un investissement de 1 milliard de dollars. Surtout, Niamey a obtenu une réduction des coûts de transport de 27 à 15 dollars par baril, économisant 106 millions de dollars par an, et une participation de 45 % dans West African Oil Pipeline Company (Wapco), filiale de CNPC. Cette renégociation, menée par le régime militaire issu du coup d'État de juillet 2023, marque une volonté de souveraineté sur les ressources. Les 450 emplois promis pour les Nigériens et l'égalisation des salaires entre expatriés et locaux répondent à des revendications sociales qui avaient cristallisé les tensions.

Cette approche contrastée – prudence fiscale au Mozambique, nationalisme pragmatique au Niger – offre un spectre de possibilités pour le Sénégal et la Mauritanie. Ces deux pays, qui s'apprêtent à exporter du GNL via le projet GTA (exploité par BP, Kosmos et les sociétés nationales Petrosen et SMHPM), doivent décider du cadre fiscal et de la gouvernance des revenus. Le Mozambique a mis en place un fonds souverain avec supervision parlementaire et audit indépendant, mais ses recettes sont encore faibles. Le Niger a choisi la prise de participation directe dans les infrastructures, mais au risque d'alourdir la charge financière de l'État. Pour Nouakchott et Dakar, l'enjeu est d'éviter les écueils de la malédiction des ressources : s'assurer que les revenus du GNL financent le développement sans créer de dépendance ni de corruption.

Par ailleurs, l'énergie n'est pas qu'une affaire de gaz offshore. Au Togo, les centrales thermiques restent prédominantes malgré l'accélération des renouvelables, illustrant la dépendance régionale aux hydrocarbures. En Guinée, le barrage de Souapiti, colossal, s'accompagne d'un programme de formation d'ingénieurs, signalant une volonté de maîtrise technologique. Ces initiatives, couplées à l'essor du gaz sénégalo-mauritanien, dessinent une région qui mise sur l'énergie comme levier de développement, mais dont la fragilité sécuritaire et les tensions géopolitiques (comme les différends entre le Niger et le Bénin autour de l'oléoduc) rappellent que l'énergie est aussi un vecteur de vulnérabilité.

Les leçons du Mozambique et du Niger sont claires : la production ne garantit pas les recettes, et la souveraineté ne s'obtient pas sans négociation. Le Sénégal et la Mauritanie, encore au seuil de l'exportation, ont l'opportunité de tirer parti de ces expériences pour bâtir un modèle de gouvernance énergétique qui conjugue attractivité pour les investisseurs et bénéfices tangibles pour leurs populations.

Alors que le Mozambique peine à monétiser son gaz et que le Niger redéfinit ses relations avec la Chine, la scène ouest-africaine se prépare à une nouvelle donne énergétique. Le succès du projet GTA et du gazoduc atlantique dépendra autant de la stabilité régionale que des choix de politique fiscale. Une question demeure : les gouvernements sauront-ils apprendre des erreurs de leurs voisins avant que l’or bleu ne devienne une nouvelle source de tensions ?