Pour TotalEnergies, la prochaine phase de croissance pétrolière et gazière se jouera en partie en Afrique. Quatre pays — le Nigeria, le Mozambique, la Libye et la Namibie — figurent parmi les six marchés appelés à soutenir la production du groupe jusqu’en 2035. Mais derrière cette projection se trouvent des projets très différents, soumis à des calendriers, des risques et des rapports de force propres à chaque pays.
Une stratégie de production qui repose sur six marchés
À New York, le 28 septembre 2026, lors de sa journée consacrée aux investisseurs, TotalEnergies a présenté son portefeuille de projets à moyen terme. La compagnie française prévoit de maintenir sa production d’hydrocarbures autour de 3 millions de barils équivalents pétrole par jour jusqu’en 2035. Elle vise ensuite une progression annuelle comprise entre 2 % et 3 % entre 2030 et 2035.
Le groupe affirme disposer de réserves prouvées couvrant plus de douze années de production. Dans son portefeuille, le Nigeria, le Mozambique, la Libye et la Namibie sont associés à la Malaisie et à la Papouasie-Nouvelle-Guinée. Cette répartition montre le poids persistant du continent dans la stratégie d’exploration et de production de la multinationale.
Cette ambition intervient toutefois après une baisse de la production de TotalEnergies en Afrique subsaharienne. Selon le rapport annuel 2025 déposé auprès des autorités américaines, celle-ci est passée de 471 000 barils équivalents pétrole par jour en 2023 à 431 000 en 2025. La nouvelle séquence doit donc d’abord compenser ce recul avant de créer une croissance durable.
Au Nigeria, le gaz devient le principal levier
Le projet Ima illustre la volonté de TotalEnergies de privilégier des développements gaziers capables d’alimenter l’industrie locale et les exportations. Le 23 septembre 2026, TotalEnergies et son partenaire nigérian AMNI ont approuvé la décision finale d’investissement, l’étape qui autorise officiellement le lancement du développement.
Situé au large du Nigeria, sur les licences OML 112 et OML 117, le champ doit produire environ 350 millions de pieds cubes de gaz par jour. Le démarrage est attendu en 2028. La compagnie estime que cette production pourrait fournir plus de 60 000 barils équivalents pétrole par jour.
Le gaz d’Ima doit couvrir environ un tiers des besoins supplémentaires de Nigeria LNG. L’usine de Bonny Island, dans le sud du pays, prépare l’extension de son septième train de liquéfaction. Sa capacité doit passer de 22 à 30 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié par an. Le projet associe donc production offshore, recettes d’exportation et sécurisation de l’approvisionnement de l’un des principaux complexes industriels du Nigeria.
Pour Abuja, l’enjeu dépasse les volumes exportés. Le gouvernement de Bola Tinubu cherche à débloquer des ressources gazières longtemps sous-exploitées. Cette politique doit soutenir l’électricité, l’industrie et les recettes publiques. Elle reste néanmoins dépendante de la sécurité des installations, de la fiabilité des infrastructures et de la capacité à limiter les pertes de gaz dans les réseaux.
Le Mozambique mise sur la reprise d’un projet interrompu
Au Mozambique, le projet Mozambique LNG représente le pari le plus lourd du portefeuille africain. Implanté à Afungi, dans la province septentrionale de Cabo Delgado, il avait été suspendu en 2021 après l’attaque de Palma et la dégradation de la situation sécuritaire dans la région.
Le redémarrage complet des activités a été annoncé le 29 janvier 2026 par TotalEnergies et le président mozambicain Daniel Chapo. Le consortium avait auparavant levé la clause de force majeure, qui permettait de suspendre ses obligations en raison de circonstances exceptionnelles. Le niveau d’avancement du projet était alors estimé à 40 %, avec une grande partie des études et des achats déjà réalisés.
La première production de gaz naturel liquéfié est désormais annoncée pour 2029. Le projet doit renforcer la place du Mozambique sur le marché mondial du GNL et apporter des recettes à l’État. Il doit aussi créer de l’activité pour les entreprises locales, les sous-traitants et les travailleurs de Cabo Delgado.
Le calendrier reste cependant exposé à la situation sécuritaire. La reprise du chantier ne signifie pas la disparition des tensions dans le nord du pays. Elle exige une protection durable des travailleurs, des équipements et des populations riveraines. Elle pose aussi la question du partage des bénéfices dans une province où les attentes économiques et sociales restent fortes.
En Libye, la durée des concessions devient un atout
La Libye offre à TotalEnergies un autre type de relais. Le 24 janvier 2026, à Tripoli, la compagnie a conclu avec les autorités libyennes un accord prolongeant les concessions de Waha jusqu’au 31 décembre 2050. Waha est opérée par la Waha Oil Company, détenue par la compagnie nationale libyenne NOC.
Les concessions produisent actuellement autour de 370 000 barils équivalents pétrole par jour. TotalEnergies détient 20,42 % de Waha, aux côtés de la NOC et de l’américain ConocoPhillips. Le nouvel accord prévoit un cadre fiscal révisé et ouvre la voie au développement du champ de North Gialo, qui pourrait ajouter jusqu’à 100 000 barils équivalents pétrole par jour.
Le groupe a également relancé la production du champ de Mabruk, situé au sud de Syrte. Une nouvelle unité, d’une capacité de 25 000 barils par jour, a démarré le 28 février 2026. Le site était à l’arrêt depuis 2015, dans un environnement marqué par l’instabilité politique et les difficultés de sécurité.
La Libye permet donc à TotalEnergies de s’appuyer sur des infrastructures et des réserves existantes. Mais la fragmentation institutionnelle du pays, les interruptions de production et les tensions autour du contrôle des revenus pétroliers restent des facteurs de risque. L’accord de long terme devra être suivi par des investissements réguliers et une stabilité minimale des conditions d’exploitation.
La Namibie concentre les attentes autour du premier baril
La Namibie représente le projet le plus prospectif du portefeuille africain. TotalEnergies a découvert d’importantes ressources dans le champ offshore de Venus, au large du pays, en 2022. Le développement pourrait atteindre un plateau d’environ 150 000 barils par jour dans une première phase, avec un premier baril envisagé autour de 2030.
Aucune décision finale d’investissement n’a toutefois été prise. Les discussions se poursuivent entre la compagnie, ses partenaires et le gouvernement namibien sur le régime fiscal applicable au projet. Cette étape sera déterminante pour répartir les revenus entre l’État, les opérateurs et les investisseurs.
Pour Windhoek, Venus s’inscrit dans une stratégie de transformation du secteur énergétique. La Namibie ne produit pas encore de pétrole à grande échelle, mais les découvertes offshore pourraient modifier ses recettes publiques, ses besoins en infrastructures et sa position dans l’économie régionale de l’énergie.
Un portefeuille africain puissant, mais soumis à plusieurs inconnues
Les quatre pays ne présentent donc ni le même niveau de maturité ni les mêmes contraintes. Le Nigeria dispose d’un projet gazier proche de la mise en production. Le Mozambique doit sécuriser la reprise d’un chantier majeur. La Libye offre des actifs déjà productifs, mais dans un cadre politique fragile. La Namibie doit encore convertir une découverte prometteuse en décision industrielle.
Pour les États concernés, l’enjeu sera de capter davantage de valeur locale. Cela passe par la transformation du gaz, la participation des entreprises nationales, la formation et la transparence des revenus. Pour TotalEnergies, la priorité sera de tenir les calendriers, de maîtriser les coûts et de limiter les interruptions opérationnelles.
À l’échelle africaine, cette stratégie confirme le rôle central des hydrocarbures dans les plans énergétiques de plusieurs pays, malgré la progression des investissements dans les renouvelables. Les prochaines échéances seront la mise en production d’Ima en 2028, le premier GNL attendu au Mozambique en 2029, puis la décision finale sur Venus en Namibie. Leur réalisation dira si la croissance annoncée repose sur des projets effectivement livrés ou sur des réserves encore théoriques.
