Le calcul est arithmétique et, pour les majors pétrolières, il y a urgence. Au rythme actuel d’exploitation, leurs stocks commerciaux pourraient être épuisés d’ici vingt ans selon Wood Mackenzie. Or, loin du déclin annoncé, la demande mondiale d’hydrocarbures pourrait continuer de croître jusqu’en 2050 d'après l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Dans cette course contre l'épuisement des actifs, le Golfe de Guinée surgit à nouveau comme le terrain de jeu privilégié des investissements lourds.

Les chiffres de S&P Global Commodity Insights confirment ce basculement : depuis 2020, environ 11 % des hydrocarbures découverts dans le monde se situent le long des côtes ouest-africaines. Ce ne sont pas moins de 8,7 milliards de barils équivalent pétrole qui attendent d'être extraits. De la Mauritanie à l’Angola, Chevron, TotalEnergies, Shell et Eni multiplient les acquisitions de blocs d'exploration, marquant la fin d'une période de discipline financière austère. Ce repositionnement est d'autant plus stratégique que la production de pétrole de schiste aux États-Unis montre des signes de saturation. Pour les majors, le Golfe de Guinée offre l'un des rares potentiels géologiques encore partiellement sous-explorés, capable de fournir des volumes massifs de brut et de condensats.

TotalEnergies s’affirme comme le fer de lance de cette dynamique, verrouillant des contrats de partage de production stratégiques au Nigeria, au Congo et au Liberia. De son côté, Shell signe son retour en Angola après deux décennies d'absence, tandis que Chevron fait une entrée remarquée dans le bassin MSGBC en s'octroyant deux blocs au large de la Guinée-Bissau. « C’est un complément naturel à un portefeuille déjà solide dans une zone extrêmement prolifique », résume Liz Schwarze, vice-présidente de l’exploration chez Chevron.

L’exploration 2.0 ne délaisse pas le gaz. En Angola, Azule Energy (joint-venture entre Eni et BP) a révélé un potentiel dépassant les 1 000 milliards de pieds cubes de gaz. Le pays, qui s’est récemment libéré des quotas de l’OPEP, utilise cette flexibilité nouvelle pour attirer les capitaux, soutenu par un décret présidentiel fin 2024 optimisant la fiscalité des blocs matures.

Si le Nigeria a lancé en décembre 2025 un appel d’offres pour 50 blocs, c’est vers la frontière sud du Golfe que les regards convergent. L'offshore namibien est devenu le nouveau "Eldorado" car  les ressources découvertes et récupérables y atteignent 6,2 milliards de barils équivalent pétrole. Le projet Venus de TotalEnergies et les découvertes sur le champ Mopane (estimé à 10 milliards de barils) placent désormais la région au-dessus des puissances pétrolières traditionnelles en termes de nouvelles ressources.

Cependant, l’enthousiasme des marchés est tempéré par la complexité de l’offshore ultra-profond. Les coûts d’infrastructure et les risques géologiques pèsent sur les bilans. À titre d'exemple, Shell a dû enregistrer une dépréciation de 400 millions de dollars sur une découverte namibienne. Pour les États de la région, l'enjeu des prochaines années sera de transformer ces découvertes en projets commercialement viables.

Ndjomo Carlos