Le 30 avril 2026, un nouveau jalon a été franchi dans l'exploitation du gisement transfrontalier de Grand Tortue Ahmeyim, consolidant la position du Sénégal et de la Mauritanie comme futurs exportateurs de GNL. Au-delà des promesses de revenus, cette étape soulève des interrogations sur la transformation des économies locales et la réduction de la dépendance aux importations énergétiques. Dans un contexte Ouest-africain marqué par l'instabilité des marchés pétroliers et la transition énergétique globale, ce projet pourrait redéfinir des rapports de force régionaux.

Le projet Grand Tortue Ahmeyim, porté par BP, Kosmos Energy, la Société des Pétroles du Sénégal (Petrosen) et la Société Mauritanienne des Hydrocarbures (SMH), a atteint une nouvelle phase critique à la fin avril 2026. Selon des sources concordantes, la première production de gaz est désormais imminente, après des années de retards techniques et de révisions budgétaires. Cette avancée permet d'envisager un démarrage des exportations de GNL d'ici le second semestre 2026, avec un plateau de production estimé à 2,5 millions de tonnes par an dans un premier temps. L'enjeu pour les deux États est de transformer cette manne en développement durable, alors que les cours du gaz restent volatils et que la concurrence de nouveaux entrants africains – Mozambique, Tanzanie – s'intensifie.

Sur le plan fiscal, les contrats pétroliers conclus au début des années 2010 avaient été jugés déséquilibrés en faveur des opérateurs. Depuis, les gouvernements sénégalais et mauritanien ont renégocié certains termes, obtenant une part plus importante des bénéfices et la création de fonds souverains dédiés. Mais la gestion de ces fonds reste un point de vigilance : l'absence de mécanismes robustes de transparence et de contrôle citoyen pourrait limiter l'impact social. Le Sénégal a voté en 2024 une loi encadrant l'utilisation des recettes, tandis que la Mauritanie peine à mettre en œuvre son code des hydrocarbures révisé. La délicate répartition des 50 % des ressources attribués à chaque pays via l'unité de compte conjointe ajoute une complexité supplémentaire.

Au-delà des aspects budgétaires, le gaz offre une opportunité inédite de souveraineté énergétique pour la région. Le Sénégal, qui importe encore 100 % de ses produits pétroliers raffinés, compte sur le gaz pour alimenter ses centrales électriques et réduire le coût de l'électricité, l'un des plus élevés d'Afrique de l'Ouest. En Mauritanie, où le taux d'électrification rurale stagne sous les 20 %, le gaz pourrait servir de carburant de transition pour les industries extractives – fer, or, cuivre – et les ménages. Des projets d'usine de liquéfaction flottante et de gazoduc côtier sont à l'étude, mais leur financement dépend des revenus à venir, créant une dépendance circulaire.

Par ailleurs, l'émergence de ce hub gazier modifie la géopolitique énergétique ouest-africaine. Le Nigeria, premier exportateur de GNL du continent, voit arriver un concurrent régional capable de capter une partie des marchés européens et asiatiques. La CEDEAO, qui promeut le gaz comme vecteur de l'intégration régionale via le projet West African Gas Pipeline Extension, pourrait trouver en ces nouvelles réserves un levier pour accélérer l'interconnexion des réseaux. Cependant, l'absence d'infrastructures de transport et de stockage communes freine encore une vision panafricaine.

Alors que le compte à rebours vers le premier cargo de GNL est enclenché, la question centrale demeure : ces ressources seront-elles un catalyseur de transformation structurelle ou un simple supplément de rente ? La réponse dépendra de la capacité des États à conjuguer discipline budgétaire, transparence et investissements productifs. Dans une région où les chocs exogènes (climat, insécurité, pandémies) sont récurrents, le gaz ouvre une fenêtre d'opportunité qui pourrait – si elle est bien utilisée – redéfinir le contrat social entre les États ouest-africains et leurs citoyens.