Le 15 septembre 2026, en marge du salon Gastech 2026 à Bangkok, le ministère de l’Énergie et du Pétrole du Sénégal a confié à Eni l’étude de cinq blocs offshore, sans lui accorder pour autant le moindre permis d’exploration. Pour mesurer ce qu’un tel engagement du groupe italien peut produire, il suffit de regarder de l’autre côté du golfe de Guinée, où la même compagnie explore et développe déjà depuis plus de dix ans. Le protocole paraphé à Bangkok n’est qu’un point de départ, mais le dossier ivoirien d’Eni donne une idée de ce que ce genre de point de départ peut devenir.
Ce qui vient d’être signé à Bangkok
Le protocole porte sur cinq blocs offshore désignés SN01M, SN02M, SN03M, SN07M et SN40M. Eni s’engage à financer elle-même, sans frais pour l’État sénégalais, un programme d’études sismiques en deux et trois dimensions ainsi que l’exploitation des données de puits déjà disponibles, avant toute évaluation du potentiel réel en hydrocarbures.
Sur les 113 blocs pétroliers et gaziers que compte le Sénégal, quatre seulement sont aujourd’hui sous contrat, dans le cadre de l’audit des contrats miniers, pétroliers et gaziers promis par le gouvernement en 2024. Le texte signé à Bangkok ne vaut ni octroi d’un permis d’exploration ni engagement contractuel, toute suite éventuelle restant soumise aux procédures légales sénégalaises. La société nationale PETROSEN est appelée à jouer un rôle central dans la connaissance, la promotion et la valorisation du bassin sédimentaire, aux côtés du groupe italien.
« Cette signature traduit notre volonté de remettre l’exploration au cœur de notre stratégie pétrolière », a déclaré à cette occasion le ministre sénégalais de l’Énergie et du Pétrole, Dr El Hadji Abdourahmane Diouf, qui présente l’accord comme un message adressé à l’ensemble de l’industrie pétrolière et gazière internationale plutôt qu’aux seuls cinq blocs concernés.
Le précédent qui se joue en Côte d’Ivoire depuis 2015
Eni est présent en Côte d’Ivoire depuis 2015, mais c’est la découverte du gisement Baleine, le 1er septembre 2021, qui a fait basculer le pays dans une autre catégorie. Il s’agissait alors de la première découverte commerciale d’hydrocarbures ivoirienne depuis vingt ans, avec des réserves aujourd’hui estimées par les autorités du pays à 2,5 milliards de barils de pétrole et 3,3 trillions de pieds cubes de gaz. Le coût global du développement du seul gisement Baleine, phases comprises, est désormais évalué à environ huit milliards de dollars.
La production a démarré dès août 2023, avec 20 000 barils par jour, un volume qui dépassait déjà de 40 % les objectifs initiaux. En décembre 2024, la phase 2 a porté la capacité du champ à plus de 60 000 barils et plus de 70 millions de pieds cubes de gaz par jour. La phase 3, dont la décision finale d’investissement a été signée le 25 mai 2026 à Abidjan pour 4 milliards de dollars, doit désormais pousser la production à 150 000 barils et 200 millions de pieds cubes par jour. « Depuis la découverte de Baleine en 2021, la Côte d’Ivoire est devenue un acteur énergétique de premier plan sur le continent africain », a résumé à cette occasion le directeur des ressources naturelles d’Eni, Guido Brusco.
Baleine n’est pas seule
Le gisement n’épuise pas l’activité exploratoire d’Eni dans le pays. Le 7 mars 2024, le groupe a annoncé la découverte de Calao, sur le bloc CI-205, avec un potentiel estimé entre un et 1,5 milliard de barils équivalent pétrole, la deuxième plus grande découverte d’hydrocarbures jamais faite en Côte d’Ivoire après Baleine. Cette même proximité géologique a justifié l’acquisition, en novembre 2024, de quatre blocs supplémentaires, puis d’un cinquième en 2025, portant à onze le nombre de blocs offshore qu’Eni exploite désormais dans les eaux ivoiriennes.
Le « modèle de double exploration », ou comment Eni finance la suite
Ce rythme s’explique par une méthode qu’Eni revendique elle-même, son « modèle de double exploration », qui consiste à développer rapidement une découverte tout en cédant des participations minoritaires pour recycler du capital, sans renoncer à l’opérationnalité du champ. Eni détenait 77,25 % de Baleine aux côtés de Petroci, seul partenaire d’origine avec ses 22,75 %, avant de céder 30 % à Vitol le 25 septembre 2025 puis 10 % à la compagnie publique azerbaïdjanaise Socar le 22 janvier 2026, ramenant sa part à 37,25 % tout en restant opérateur.
Ce recyclage de capital a permis de financer, dès l’annonce de la phase 3, une série de contrats industriels dont l’ampleur donne la mesure du projet, à commencer par les 910 millions de dollars de commandes décrochées par Saipem pour la construction sous-marine et le forage des nouveaux puits, pendant qu’Altera Infrastructure a été chargée, via un affrètement de quinze ans, de livrer une nouvelle unité flottante capable de traiter 90 000 barils et 160 millions de pieds cubes de gaz par jour.
Ce que le protocole sénégalais ne dit pas encore
Rien de tout cela n’est acquis à Dakar. Le protocole signé à Bangkok ne porte que sur des études, pas sur un forage ni sur un développement, et Eni n’a obtenu ni permis d’exploration ni droits d’exploitation sur les cinq blocs concernés. L’écart entre les deux dossiers reste donc considérable. La Côte d’Ivoire est passée de la découverte à la première production en deux ans à peine, un délai jugé rapide même pour un projet offshore africain, mais ce délai n’a commencé à courir qu’une fois un gisement réellement localisé, une étape que le Sénégal n’a pas encore franchie sur ces cinq blocs.
La suite s’écrit désormais à Dakar
Pour le ministère sénégalais, l’intérêt manifesté par un acteur du calibre d’Eni constitue déjà, en soi, un signal jugé favorable pour l’attractivité du bassin sédimentaire national. Reste à savoir si les études sismiques financées par le groupe italien révéleront un potentiel comparable à celui de Baleine ou de Calao, et si Dakar choisira, le cas échéant, de reproduire la même mécanique à partenaires multiples qui a permis à Abidjan de financer huit milliards de dollars de développement en cinq ans à peine.