Trois cargaisons de pétrole brut ont quitté le champ Sangomar en mai 2026, représentant 2,93 millions de barils, selon le ministère sénégalais de l’Énergie. Ce chiffre, couplé à l’avancée du projet GTA (0,66 million de m³ de GNL exporté), confirme la stabilisation de la production sénégalaise après une année 2025 record. Mais au-delà des performances nationales, ce sont les mouvements simultanés des majors – Eni décroche 15 blocs offshore en Guinée et valide la phase 3 de Baleine en Côte d’Ivoire – qui dessinent une nouvelle carte énergétique en Afrique de l’Ouest, où chaque État tente de tirer son épingle du jeu.
Sangomar, Baleine, Guinée : la nouvelle donne pétrolière ouest-africaine
Trois cargaisons de brut ont quitté le champ Sangomar en mai 2026. Pendant ce temps, Eni décroche 15 blocs offshore en Guinée et valide la phase 3 de Baleine en Côte d’Ivoire.
Découverte du champ Sangomar
Premières estimations : 500 M de barils
Année record : 36,1 M de barils produits
Sangomar atteint son plateau de production
3 cargaisons Sangomar : 2,93 M de barils
GTA : 0,66 M de m³ de GNL exportés
Eni : 15 blocs offshore en Guinée
Phase 3 de Baleine (Côte d’Ivoire) validée
🔁 Nouvelle carte énergétique ouest-africaine
📊 Contexte macro Sénégal
En Bref : Le Sénégal consolide sa production pétrolière et gazière, tandis qu’Eni étend son emprise régionale. La dette publique reste élevée (130,2 % du PIB), mais les exportations (8,1 Md USD) bénéficient de la montée en puissance des hydrocarbures.
Une montée en puissance sénégalaise qui se confirme
Les chiffres publiés par le ministère de l’Énergie, du Pétrole et des Mines sont sans équivoque : le plateau de production de Sangomar se maintient. En mai 2026, trois cargaisons totalisant 2,93 millions de barils ont été expédiées, soit un rythme soutenu qui s’inscrit dans la continuité des 36,1 millions de barils produits en 2025. Du côté du gaz, le champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA) a livré quatre cargaisons de GNL (0,66 million de m³), confirmant une dynamique stabilisée. Ces performances, soulignées par les autorités, témoignent d’une maîtrise opérationnelle croissante, après les difficultés techniques des premières années. Le Sénégal s’impose ainsi comme un producteur fiable, capable d’honorer ses engagements contractuels dans un contexte mondial tendu.
L’offensive d’Eni : de la Guinée à la Côte d’Ivoire
Pendant que Dakar consolide ses acquis, le groupe italien Eni accélère ses positions régionales. Le 3 juin, Eni a sécurisé des permis de reconnaissance sur quinze blocs offshore en Guinée, couvrant près de 50 000 km². Pour Conakry, c’est une seconde chance après l’échec du puits Fatala-1 en 2017. Mais le geste est surtout stratégique : la Guinée est le prolongement du bassin MSGBC (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Guinée-Bissau) devenu le nouvel eldorado pétrolier de la région. Eni ne se contente pas de prospecter ; il lie ses investissements à des engagements rapides, comme en témoigne la décision finale d’investissement (FID) pour la phase 3 du champ Baleine en Côte d’Ivoire, prise fin mai. Avec un budget de 4 milliards de dollars, cette extension vise à porter la production à 150 000 barils par jour d’ici 2027. La méthode est rodée : forer vite, connecter les infrastructures aux besoins des États, et sécuriser les approvisionnements européens en quête de diversification.
Une recomposition des équilibres régionaux
Ces mouvements ne sont pas anodins. Alors que le Nigeria et l’Angola voient leur production décliner (baisse de 20% en dix ans), l’Afrique de l’Ouest atlantique émerge comme une alternative crédible. Le Sénégal, avec Sangomar et GTA, devient un hub régional, tandis que la Côte d’Ivoire capitalise sur Baleine pour doubler sa production. La Guinée, encore vierge, attire les investissements d’exploration. Cette dynamique est portée par l’urgence européenne : depuis la guerre en Ukraine, Rome et Bruxelles cherchent à réduire leur dépendance au gaz russe. Les majors italiennes (Eni) et françaises (TotalEnergies) se livrent à une compétition silencieuse pour verrouiller les blocs les plus prometteurs.
Des fragilités persistantes
Pourtant, cette effervescence cache des fragilités. Le Sénégal, qui espère transformer ses ressources en développement durable, doit encore gérer les attentes sociales et environnementales. Les velléités de renégociation des contrats, comme en témoigne la hausse de ton du gouvernement en mai (via le COS Petrogaz), rappellent que la rente pétrolière est politiquement sensible. De son côté, la Côte d’Ivoire doit s’assurer que la phase 3 de Baleine ne compromette pas la transition énergétique. En Guinée, l’immensité des blocs (50 000 km²) et l’absence d’infrastructures rendent le pari risqué, même pour un major comme Eni. Sans oublier les tensions géopolitiques : le détroit d’Ormuz, mentionné dans une source récente, reste un point de passage clé pour les exportations irakiennes, mais les perturbations au Moyen-Orient renforcent l’attractivité de l’offshore africain.
Le temps des choix stratégiques
Ce qui se joue en ce mois de juin 2026, c’est donc une recomposition profonde. Les États ouest-africains gagnent en visibilité, mais doivent arbitrer entre attractivité pour les investisseurs et souveraineté sur leurs ressources. Les compagnies, elles, misent sur la rapidité d’exécution et la diversification géographique. Dans ce jeu d’échecs, chaque camp avance ses pions : le Sénégal stabilise sa production, la Côte d’Ivoire accélère, la Guinée ouvre des perspectives. La suite dépendra de la capacité de la région à maintenir un équilibre entre exploitation accélérée et bénéfices partagés.
Alors que la demande énergétique mondiale reste dépendante des hydrocarbures, l’Afrique de l’Ouest s’impose comme un laboratoire de la nouvelle géopolitique pétrolière. Mais la question centrale demeure : cette manne finira-t-elle par irriguer les économies locales, ou reproduira-t-elle les schémas d’extraction sans transformation ? Les prochains mois, avec la mise en service des nouvelles capacités de Baleine et les premiers résultats des forages en Guinée, apporteront des éléments de réponse.