Pétrole et gaz : le Sénégal met 109 blocs sur le marché pour relancer l’attractivité de son sous-sol

La rédaction

septembre 10, 2026

Le Sénégal s’apprête à proposer à des investisseurs locaux et étrangers 109 blocs pétroliers et gaziers sur les 113 que compte son territoire national. Une offensive de grande ampleur, annoncée le 9 septembre 2026 par le ministre de l’Énergie, qui signale la volonté de Dakar d’accélérer la valorisation d’un potentiel hydrocarburé encore largement inexploité. Derrière les chiffres, une équation complexe entre attractivité fiscale, souveraineté sur les ressources et pressions de la transition énergétique mondiale.

109 blocs sur 113 : l’ampleur d’une mise en marché inédite

Le ministre de l’Énergie El Hadji Abdourahmane Diouf a été sans équivoque lors de son intervention télévisée : sur les 113 blocs pétroliers et gaziers recensés sur le territoire sénégalais, quatre seulement font actuellement l’objet d’un contrat. « Les 109 restants seront mis sur le marché », a-t-il déclaré, selon Reuters. La tournée de présentation prévue ciblera à la fois des opérateurs nationaux et des compagnies internationales, dans une logique d’équilibre entre capitaux domestiques et financements extérieurs.

L’ampleur du portefeuille proposé est sans précédent dans l’histoire pétrolière récente du pays. Pour le comprendre, il faut rappeler que le Sénégal n’est entré en production pétrolière commerciale qu’en 2024, avec le démarrage du champ de Sangomar opéré par Woodside Energy. Les résultats ont rapidement dépassé les projections initiales : la production mensuelle a atteint 3,80 millions de barils en avril 2025, et le ministère a relevé sa prévision annuelle pour 2025 à 34,5 millions de barils en cours d’année. À mi-2026, Sangomar affichait environ 17,9 millions de barils cumulés sur les six premiers mois, selon Reuters.

Côté gaz, le projet Grand Tortue Ahmeyim (GTA), développé conjointement avec la Mauritanie, a procédé à son premier chargement de GNL en avril 2025. Les réserves récupérables de GTA sont estimées à environ 15 TCF (trillions de pieds cubes) sur un total en place d’environ 20 TCF. Le potentiel du bloc Yakaar-Teranga, dans le bassin de Cayar, est annoncé entre 15 et 23 TCF selon les estimations du ministère, mais relève encore davantage de ressources probables que de réserves prouvées au sens strict.

Un cadre contractuel structuré, mais des questions de compétitivité posées

Pour attirer des opérateurs dans ces 109 nouveaux blocs, Dakar s’appuie sur le code pétrolier de 2019, adopté précisément pour moderniser le cadre réglementaire avant l’entrée en production. Ce texte repose sur un régime de contrats de partage de production obligatoires pour toutes les phases exploration-exploitation. Les redevances varient selon la localisation : 10 % pour les blocs onshore, 9 % pour l’offshore peu profond, 8 % pour l’offshore profond et 7 % pour l’ultra-profond, avec un taux réduit à 6 % pour le gaz naturel. La part de l’État dans le profit pétrolier oscille entre 40 % et 60 % selon le facteur R ratio entre les revenus et les investissements cumulés de l’opérateur.

Le code prévoit également une participation minimale de l’État à hauteur de 10 % dès la phase d’exploration, avec une option d’augmentation jusqu’à 20 % supplémentaires en développement et exploitation. Les coûts récupérables sont plafonnés à des niveaux différenciés par zone de 55 % onshore à 70 % offshore ultra-profond. Ces paramètres placent le Sénégal dans une fourchette compétitive pour la région, sans toutefois constituer un régime fiscal particulièrement favorable par rapport à des concurrents comme le Ghana ou la Côte d’Ivoire, dont les cadres ont également été actualisés ces dernières années.

La question de la compétitivité fiscale est d’autant plus sensible que le contexte mondial des investissements amont pétrogaziers en Afrique subsaharienne se resserre. Les investissements dans le secteur ont atteint 47 milliards de dollars en 2024 à l’échelle du continent, avant de reculer à environ 43 milliards en 2025, selon des données sectorielles. Dans ce contexte, environ 52 % des capitaux énergétiques en Afrique iraient encore aux hydrocarbures contre 48 % aux énergies propres un équilibre fragile que la transition énergétique mondiale ne cesse de remettre en question.

Contenu local et formation : la dimension politique de l’annonce

Au-delà des chiffres bruts, le ministre Diouf a tenu à inscrire cette initiative dans une logique politique plus large. « Le plan du président est de former des responsables locaux dans les secteurs de l’énergie, du pétrole et du gaz », a-t-il précisé. Cette articulation entre ouverture aux investisseurs et renforcement des capacités nationales n’est pas anodine : elle répond à une critique récurrente formulée contre les premières attributions de blocs, jugées trop favorables aux compagnies étrangères au détriment de la valeur ajoutée locale.

L’expérience du Nigeria, pionnière en la matière, offre un étalon de mesure. Depuis l’entrée en vigueur du Nigerian Oil and Gas Industry Content Development Act en 2010, le taux de contenu local dans le secteur pétrolier nigérian est passé d’environ 5 % à 54 % en 2023, selon le Nigerian Content Development and Monitoring Board. Plus de 50 000 emplois directs et 15 millions d’heures de formation ont été enregistrés. Ces résultats ont été obtenus sur plus d’une décennie, avec une structure institutionnelle dédiée et des mécanismes de suivi robustes conditions que le Sénégal est encore en train de construire.

Le code pétrolier sénégalais de 2019 prévoit formellement la priorité aux entreprises et à la main-d’œuvre sénégalaises, ainsi que des obligations de transfert technologique. Mais la traduction concrète de ces dispositions dépendra en grande partie de la capacité de Petrosen, le bras public de l’État, et des régulateurs à faire appliquer ces clauses contractuelles face à des opérateurs disposant de leviers de négociation considérables.

Le poids de l’histoire : blocs pétroliers et gouvernance sous surveillance

L’annonce de septembre 2026 intervient aussi dans un contexte mémoriel particulier. L’historique des attributions de blocs au Sénégal entre 2012 et 2021 a été marqué par une controverse majeure : l’attribution en 2012 des blocs Cayar Offshore Profond et Saint-Louis Offshore Profond à la société Petro-Tim, représentée localement par Aliou Sall, frère du président Macky Sall. Selon une note de cadrage documentée par l’ITIE Sénégal, les capacités techniques et financières de Petro-Tim avaient été jugées insuffisantes par un rapport de l’Inspection générale d’État. La société avait ensuite cédé ses droits à Timis Corp, puis à Kosmos Energy, avant que BP ne rachète la participation pour 250 millions de dollars après les découvertes gazières de 2015-2017.

Cette séquence a créé un soupçon durable sur la transparence des procédures d’attribution, qui a nourri les débats publics tout au long de la présidence Sall. Le nouveau régime, sous Bassirou Diomaye Faye, a hérité de ce passif et se trouve dans l’obligation de démontrer que la mise en marché des 109 blocs obéit à des critères clairs et vérifiables. Sur ce point, ni Petrosen ni l’ITIE Sénégal n’avaient, au moment de la rédaction de cet article, publié de réaction formelle à l’annonce ministérielle.

Entre concurrence régionale et transition énergétique : le pari sénégalais

Le Sénégal ne joue pas cette partie en terrain vierge. La concurrence entre États africains producteurs d’hydrocarbures pour attirer les capitaux est réelle, même si les comparaisons directes restent délicates, faute de données consolidées sur les résultats des appels d’offres récents au Ghana ou en Côte d’Ivoire. À l’échelle mondiale, l’Agence internationale de l’énergie rappelle régulièrement que le gaz naturel conserve un rôle dans les scénarios de transition pour l’Afrique subsaharienne, en particulier comme énergie de substitution à des combustibles plus polluants. La production de gaz sur le continent pourrait atteindre 230 milliards de m³ en 2040, selon les projections de l’AIE. Mais cette fenêtre n’est pas illimitée.

Pour Dakar, l’enjeu est donc de transformer rapidement l’intérêt des investisseurs en contrats effectifs, en blocs développés, en revenus fiscaux et en capacités humaines locales. La mise sur le marché de 109 blocs est une condition nécessaire à cette ambition, pas une garantie. La qualité des termes contractuels proposés, la célérité des procédures d’attribution, la solidité des institutions de contrôle et la lisibilité du cadre réglementaire seront autant de variables déterminantes. Le Sénégal dispose d’atouts réels réserves documentées, infrastructure en cours de montée en puissance, stabilité institutionnelle relative mais la fenêtre d’attractivité pour les hydrocarbures en Afrique ne restera pas ouverte indéfiniment.

Sources

Banques africaines : les paiements prennent le contrôle du système

Yakaar-Teranga : le retrait de Kosmos Energy révèle les zones grises de la gestion des permis extractifs au Sénégal