Publié par la Chambre africaine de l’énergie et S&P Global Energy à l’occasion de l’Africa Energy Week, le rapport «The State of African Energy : 2027 Outlook» consacre au Sénégal et au bassin Msgbc des pages où l’enthousiasme se dispute à la lucidité. Le document reconnaît un potentiel géologique de premier plan et une chaîne gazière en construction. Il relève aussi un ralentissement des investissements et des choix politiques que les investisseurs examineront de près.

Au Cap, où plus de 10 000 délégués sont réunis du 12 au 16 octobre, la Chambre africaine de l’énergie (Aec) présente cette semaine «The State of African Energy : 2027 Outlook». Ce rapport de 128 pages, élaboré avec S&P Global Energy, couvre l’amont pétrolier et gazier, le Gaz naturel liquéfié (Gnl), le raffinage, l’électricité, les renouvelables et les minerais critiques. Ses conclusions sont présentées par Verner Ayukegba de l’Aec et Max Pietzsch de S&P Global Energy. L’avant-propos de NJ Ayuk, robe noire des hydrocarbures et Président exécutif de l’Aec, donne le ton. L’année 2026, écrit-il, a rappelé que l’énergie «n’est pas une théorie, mais de la logistique, un levier et une question de sécurité nationale». Les perturbations du détroit d’Ormuz, liées au conflit impliquant l’Iran, ont montré la fragilité des grandes routes pétrolières et gazières. Dans ce contexte, le rapport estime que l’Afrique devrait atteindre une production d’environ 11 millions de barils de pétrole par jour. Le continent aborde 2027 «en position de force et de responsabilité». Dans la crise au Moyen-Orient que l’Afrique n’a pas créée et dont elle doit profiter, le propos de M. Ayuk fait écho à une présentation de Stanislas Drochon de S&P en ouverture de la semaine de travaux sur les opportunités que représentent les crises multiples pour l’Afrique en matière de positionnement.

Le rapport accorde une plus grande place au Mozambique, au Nigeria, à la Namibie et à l’Angola qu’au Sénégal. Les passages consacrés au pays et au bassin qu’il partage avec ses voisins permettent toutefois de mesurer le chemin parcouru et celui qui reste à faire. Le bassin Msgbc (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Guinée-Bissau et Guinée) y est décrit comme un domaine de 900 000 kilomètres carrés, qui s’étend sur terre et en mer de la Mauritanie à la Guinée. Entre 2014 et 2019, plus de 9, 5 milliards de barils de pétrole y ont été découverts. Ces ressources se répartissent entre quatre ensembles : Grand Bir Allah, Grand Tortue Ahmeyim (Gta), Sangomar et Yakaar-Teranga. Selon le rapport, le rythme des découvertes dans le bassin pendant cette période est comparable à celui du Guyana, ou à celui de la Namibie depuis 2022. Les auteurs estiment donc que le Msgbc garde «un potentiel d’exploration substantiel» et le classent parmi les zones à suivre en Afrique.

Mauritanie et Sénégal à plein gaz, mais…

Malgré l’enthousiasme d’une exploitation du gaz à plein régime pour le Sénégal et la Mauritanie, le rapport rappelle aussi les difficultés. Après l’échec du puits Requin Tigre, foré par Kosmos en 2017, ExxonMobil, Shell et TotalEnergies ont quitté le bassin. Woodside, Kosmos et Bp ont préféré développer Sangomar et Gta plutôt que de poursuivre l’exploration. D’autres échecs ont suivi, en Mauritanie en 2023 et en Guinée-Bissau en 2024. On voit donc qu’il y a une morosité qui touche un bassin relativement neuf pour les compagnies pétrolières et dont les promesses de profitabilité ont été nombreuses depuis une décennie. Une reprise d’activités se note malgré tout depuis octobre 2025, avec l’attribution de deux blocs à Chevron en Guinée-Bissau. Elle s’est poursuivie en 2026 lorsque Eni a obtenu un permis de reconnaissance en Guinée et un bloc d’exploration en Gambie. Le groupe italien détient désormais 15 blocs couvrant environ 49 100 kilomètres carrés dans le Msgbc et le bassin de Sierra Leone.

Le pari courageux de Petrosen fait parler au niveau africain

Les choix courageux de Petrosen E&P dans son ambition d’être une compagnie nationale pétrolière pro-active et audacieuse ne laissent pas indifférents les observateurs. La feuille de route du Directeur général Thierno Seydou Ly, avec une exploration poussée et en invitant les joueurs qualifiés et surtout une incitation des juniors et majors à miser sur le bassin sénégalais tant offshore qu’onshore, porte ses fruits. Le rapport mentionne ainsi la campagne d’exploration à terre de 100 millions de dollars (près de 60 milliards de nos francs) lancée en février 2026 par Petrosen, la première depuis plusieurs décennies. De vieux géologues sénégalais qui seraient réveillés de leur sommeil éternel seraient tout sourire de voir qu’il y a encore espoir de trouver du brut sur le sol sénégalais après les expériences de Diamniadio et Koungueul. Le Sénégal présente par ailleurs au Cap 109 blocs disponibles, sur les 113 que compte sa nouvelle carte pétrolière. Après Woodside et Eni, l’ambition est de voir d’autres joueurs des hydrocarbures tenter leur chance avec le Sénégal et consolider nos capacités de production.

Le gaz qui reste au pays

Sur le gaz, le rapport présente le Sénégal comme un «petit marché» qui a pourtant fait des progrès importants dans le développement de sa chaîne gazière intérieure, parallèlement à ses capacités d’exportation de Gnl. Il cite la centrale flottante de Karpowership de 335 Mw, la centrale à cycle combiné du Cap des Biches de 366 Mw et celle de Gandon, de 255 Mw. Cette dernière sera la première centrale à gaz du Nord du pays et sera alimentée par la part du gaz de Gta réservée au marché national.

Le Sénégal est mentionné après le Nigeria et avec l’Angola, comme parmi les pays qui ont utilisé un projet d’exportation de Gnl pour obtenir des volumes destinés à leur marché intérieur. Le gazoduc qui doit relier les installations en mer à Gandon, en construction depuis septembre, en découle. Le rapport mentionne aussi l’objectif national de 3 Gw de centrales à gaz d’ici 2050, alors que la production d’électricité de base dépend encore largement du fioul.

Les signaux d’alerte malgré les notes positives

Le rapport n’est pas pour autant un simple plaidoyer. Il formule trois observations que Dakar devra prendre en compte. La première concerne l’investissement. S&P Global classe le Sénégal, avec la Côte d’Ivoire, l’Ouganda et le Ghana, parmi les pays dont les dépenses d’investissement en amont resteront modestes entre 2027 et 2030. Ce recul reflète le passage de la phase de construction à celle de l’exploitation. Après le développement de Sangomar et de Gta, aucun nouveau grand projet n’a encore été décidé. L’expansion de Gta figure seulement parmi les projets africains en attente de décision finale d’investissement. La deuxième touche au cadre réglementaire, un sujet sur lequel le ministre Abdourahmane Diouf, chef de la délégation sénégalaise, a eu à cœur de rassurer lors de ses premiers échanges avec les délégués présents à l’Africa Energy Week. Le rapport prévoit qu’en 2027, de nouvelles lois sur le contenu local, une participation accrue de l’Etat et des obligations élargies d’approvisionnement du marché intérieur, notamment pour le gaz, prendront de l’importance au Mozambique, en Namibie, en Afrique du Sud et au Sénégal. Il y voit des risques «commerciaux, de conformité et de stabilité contractuelle» pour les investisseurs étrangers. Le Sénégal, qui vise 50% de contenu local dans les hydrocarbures d’ici 2030, est directement concerné. La troisième concerne le modèle gazier lui-même. Au Sénégal et en Mauritanie, les perspectives à court terme dépendent encore des projets d’exportation de Gnl et des volumes réservés au marché intérieur. Si ces projets sont bloqués, il faudra développer des projets dédiés au marché national, plus coûteux. Le rapport ajoute qu’une infrastructure ne se finance pas sans demande garantie : les gros consommateurs solvables, comme les centrales, les usines d’engrais et les mines, sont donc décisifs. Si on prend en compte le temps que notre pays a malheureusement perdu en deux ans dans le secteur énergétique du fait d’errements ou d’une non-maîtrise en haut-lieu de la stratégie énergétique, il est facile de comprendre les motivations de S&P et la Chambre africaine de l’énergie en posant une telle observation.

Le président de la Chambre africaine de l’énergie n’a jamais caché son intérêt pour le Sénégal. En septembre 2024, au moment du premier baril de Sangomar, il estimait que le Msgbc associait désormais «une grande ressource géologique à un bilan très solide». Il ajoutait : «Il y a encore beaucoup de pétrole et de gaz à trouver au Sénégal.» En juin 2026, après un entretien avec le ministre El Hadji Abdourahmane Diouf, il écrivait que la mise en production de Sangomar par Woodside avait montré que le bassin Msgbc «peut rivaliser pour attirer les capitaux mondiaux».

Le rapport présente le Sénégal comme un producteur récent dont les débuts sont réussis, mais dont l’avenir énergétique reste à construire. Le pays a des atouts réels : un bassin comparé à celui du Guyana, une chaîne gazière en construction et le retour des grandes compagnies dans la région. Il doit encore relancer l’investissement après Sangomar et Gta, garantir la stabilité de ses contrats tout en renforçant le contenu local, et faire en sorte que le gaz de Gandon profite aux ménages et aux industriels. NJ Ayuk décrit l’Afrique «à la croisée des chemins». La formule vaut aussi pour le Sénégal dont les représentants au Cap doivent montrer que le pays veut maîtriser ses ressources tout en restant ouvert aux investisseurs. Le ministre Abdourahmane Diouf a pu donner un début de réponse dans sa première journée au Cap. Il sera intéressant de voir les lignes bouger dans le monde des hydrocarbures sénégalais dans les prochains mois. Il est heureux qu’une entité nationale comme la Petrosen E&P y joue pleinement son rôle de bras technique qualifié de l’Etat.