Le paysage pétrolier ouest-africain est en pleine recomposition. La raffinerie Dangote a transformé le Nigeria en exportateur net de produits raffinés, tandis que le Brésilien Petrobras s'apprête à explorer de nouveaux blocs au Ghana. Pendant ce temps, le Sénégal et la Mauritanie accélèrent sur le gaz naturel, et la production du champ Sangomar se confirme. Ces évolutions, conjuguées aux défis de l'orpaillage illégal au Sahel, redessinent les équilibres énergétiques et économiques de la région.

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Un Nigeria métamorphosé par Dangote

La mise en service de la raffinerie Dangote, inaugurée en 2024 dans la zone franche de Lekki, a provoqué un renversement historique du commerce pétrolier nigérian. Selon l'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA), les exportations maritimes de produits raffinés ont été multipliées par plus de sept depuis 2024, atteignant une moyenne de 350 000 barils par jour au deuxième trimestre 2026, contre 46 000 barils par jour en 2023. Dans le même temps, les importations ont chuté de près de 400 000 à moins de 130 000 barils par jour sur la même période. Ce basculement met fin à une anomalie persistante : le premier producteur de pétrole d'Afrique, contraint d'importer massivement son carburant faute de capacités locales, devient un exportateur net. Les volumes excédentaires trouvent preneurs sur les marchés africains et européens, modifiant les routes maritimes traditionnelles et la géographie du raffinage sur le continent.

Cette transformation ne se limite pas au Nigeria. Elle redistribue les cartes dans toute l'Afrique de l'Ouest, où les raffineries vieillissantes et les infrastructures de distribution peinent à suivre. La Côte d'Ivoire, qui voit sa consommation d'électricité croître d'environ 10 % par an, cherche à moderniser ses réseaux et à renforcer sa coopération énergétique, notamment avec l'Algérie. Le Sénégal, de son côté, s'appuie sur ses nouvelles ressources en gaz et en pétrole pour attirer les investissements et diversifier son économie. La mise en service du champ Sangomar, en 2024, a marqué une étape clé, et le projet gazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA), mené conjointement avec la Mauritanie, progresse, avec une coordination renforcée entre Nouakchott et Dakar.

De nouveaux entrants sur la scène ouest-africaine

L'arrivée de Petrobras au Ghana illustre une autre dynamique : l'intérêt croissant de nouveaux acteurs pour des zones encore sous-explorées. Le bassin de Keta, situé à l'est du pays, près de la frontière togolaise, a connu jusqu'ici seulement trois campagnes sismiques 3D et six puits forés. Alors que le champ Jubilee, qui a fait du Ghana un producteur en 2010, montre des signes d'épuisement, l'exploration de nouvelles zones devient cruciale. La décision du ministère ghanéen de l'Énergie d'autoriser des négociations directes avec la compagnie brésilienne reflète une volonté de diversifier les partenaires et de relancer l'exploration. Ce mouvement s'inscrit dans un contexte où les majors historiques, souvent critiquées pour leur lenteur, cèdent du terrain à des compagnies nationales plus agiles.

L'exploration du bassin de Keta pourrait également bénéficier de la nouvelle base de données géophysiques que la société norvégienne TGS a entrepris de constituer, couvrant 5 500 km² de données sismiques 3D et plus de 14 700 km de données 2D. Ces données, une fois disponibles, réduiront les incertitudes géologiques et pourraient attirer d'autres investisseurs. Pour le Ghana, l'enjeu est double : maintenir sa production à un niveau suffisant pour répondre à la demande intérieure et aux recettes d'exportation, tout en préparant l'après-pétrole, un défi commun à de nombreux pays de la région.

Les défis de la distribution et les tensions parallèles

Au-delà de l'exploration et du raffinage, la question de la distribution des produits pétroliers reste un point névralgique. Les écarts de prix entre les pays, les subventions croisées et les pénuries récurrentes alimentent une contrebande transfrontalière qui fausse les marchés locaux. La raffinerie Dangote, en produisant au-delà des besoins nigérians, pourrait à terme inonder les marchés voisins, mais les infrastructures de transport et de stockage demeurent insuffisantes. Les pays côtiers comme le Bénin, le Togo ou le Ghana pourraient bénéficier de cet excédent, mais les réseaux de pipelines et de dépôts sont vieillissants. Parallèlement, l'orpaillage illégal au Burkina Faso et au Mali continue de drainer des ressources et de créer des zones de non-droit, détournant l'attention des gouvernements des enjeux énergétiques structurants.

La coopération régionale apparaît comme une piste pour harmoniser les politiques énergétiques, mais elle reste embryonnaire. Les initiatives bilatérales, comme les accords entre la Côte d'Ivoire et l'Algérie, ou les discussions entre le Sénégal et la Mauritanie sur le GTA, montrent que les États préfèrent des partenariats ciblés à une intégration régionale large. Cette approche pragmatique, si elle permet d'avancer, ne résout pas les déséquilibres structurels. La question de la propriété des infrastructures, du partage des revenus et de la transition énergétique demeure posée, alors que les pressions climatiques et les décisions de justice, comme celle récente en France contre TotalEnergies, commencent à peser sur les financements des projets fossiles.

La recomposition en cours du secteur pétrolier ouest-africain — portée par la raffinerie Dangote, l'arrivée de nouveaux explorateurs comme Petrobras et la montée en puissance du Sénégal — s'opère dans un contexte de transitions multiples. Entre pressions environnementales, défis de distribution et concurrence régionale, les États doivent naviguer avec prudence. L'avenir dira si ces dynamiques aboutiront à une intégration énergétique régionale plus forte ou si elles exacerberont les rivalités. Une certitude : la région n'est plus un simple spectateur du marché pétrolier mondial, mais un acteur de plus en plus influent.