Le pétrole de Sèmè au Bénin doit bientôt retrouver les routes du commerce mondial. Une première cargaison d’environ 250 000 barils est attendue en octobre 2026.
Cette annonce marque le retour d’un champ arrêté depuis près de trente ans. Sèmè avait produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998. À cette époque, le prix du brut tournait autour de 14 dollars le baril.
Le gisement n’a pourtant pas disparu des plans pétroliers béninois. Plusieurs tentatives de relance ont échoué dans les années 2000. Les résultats techniques et les coûts ne permettaient pas encore une reprise durable.
Akrake Petroleum a repris le projet en 2023. L’entreprise a alors adopté une méthode différente. Le principal réservoir s’était repressurisé pendant les années d’arrêt.
Deux puits horizontaux doivent améliorer la récupération du pétrole restant. Le projet repose aussi sur des unités flottantes louées. Elles servent à produire, stocker et charger le brut.
Le champ se trouve dans une zone maritime peu profonde. La profondeur varie entre 20 et 30 mètres. Cette configuration réduit les contraintes liées aux installations offshore.
Les réserves prouvées et probables sont estimées à 5,7 millions de barils. Akrake Petroleum détient 76 % du projet. L’État béninois possède 15 %, tandis qu’Octogone Trading détient 9 %.
Pour le Bénin, les retombées ne dépendront pas seulement de sa participation. Le pays doit aussi percevoir une redevance de 10 %. Il recevra également une part du pétrole de profit.
L’Agence Ecofin souligne que le cas de Sèmè dépasse les frontières béninoises. Plusieurs ressources africaines restent bloquées par leurs coûts, leur qualité ou leur éloignement.
En Mauritanie, le champ de Walata, anciennement appelé Tiof, pourrait contenir 280 millions de barils. Sa faisabilité reste toutefois à l’étude.
À Madagascar, le pétrole lourd de Tsimiroro représente un autre défi. L’OMNIS estime cette ressource à 1,7 milliard de barils. Son extraction demande des équipements adaptés et des débouchés réguliers.
L’absence de raffinerie complique aussi la transformation de ce pétrole en carburant. Le pays fournit déjà du fuel lourd à certaines entreprises locales.
La Namibie illustre une autre difficulté. Shell a réduit la valeur de ses actifs sur le bloc PEL39. La faible perméabilité des réservoirs et la présence de gaz freinaient leur développement.
Une découverte ne suffit donc pas à garantir une production. Il faut aussi réunir des coûts acceptables, des infrastructures et un marché solvable.
L’Agence internationale de l’énergie prévoit une stabilisation de la demande autour de 102 millions de barils par jour vers 2030. Dans un scénario fondé sur les politiques actuelles, cette demande atteindrait 113 millions de barils par jour en 2050.
Cette perspective laisse une place aux producteurs africains. Elle impose toutefois des projets rapides, prudents et capables de résister aux variations du marché.
