Pour le Ghana, attirer une grande compagnie pétrolière ne suffit pas : encore faut-il transformer l’intérêt annoncé en exploration, en production et en recettes publiques. La question revient avec les discussions évoquées autour d’ExxonMobil, alors que le pays cherche à enrayer l’essoufflement de ses champs offshore.

Une production stabilisée, mais loin de son sommet

Le pétrole reste un enjeu économique important pour Accra. Il apporte des recettes à l’État, soutient l’activité des entreprises de services et contribue à l’approvisionnement énergétique. Mais les chiffres montrent l’ampleur du défi : la production a culminé à 71,44 millions de barils en 2019, avant de tomber à 48,25 millions en 2024.

Les données nationales nuancent toutefois l’image d’une chute continue à court terme. En 2024, le Ghana a produit environ 48,24 millions de barils, soit presque autant qu’en 2023. Cette stabilisation n’efface pas le recul accumulé depuis le pic de 2019. La Jubilee, TEN et Sankofa-Gye Nyame concentrent l’essentiel de la production, ce qui rend le pays dépendant de la performance d’un petit nombre de champs. Les données publiées par l’agence Ghana News Agency s’appuient sur le rapport du Comité d’intérêt public et de responsabilité pétrolière, chargé du suivi des revenus et de leur gestion.

Le sujet dépasse les opérateurs. Une production plus faible peut réduire les revenus disponibles pour le budget et les fonds pétroliers, tandis que les habitants des zones de production attendent des emplois, des contrats locaux et des retombées durables. Pour les entreprises ghanéennes, l’enjeu est aussi de rester présentes dans une chaîne industrielle où les investissements et les compétences techniques sont concentrés.

Des discussions évoquées, aucun retour confirmé

Le 9 octobre, Simon Madjie, directeur général de la Ghana Investment Promotion Authority, a indiqué que des échanges avaient eu lieu au sujet d’un possible retour d’ExxonMobil. Il n’a communiqué ni calendrier, ni conditions, ni état d’avancement. Il a renvoyé les questions au ministère de l’Énergie et à la Petroleum Commission, l’organisme qui régule l’exploration et la production.

À cette date, ni le ministre John Jinapor, ni la Petroleum Commission, ni ExxonMobil n’avaient confirmé publiquement un accord ou des négociations abouties. Les propos de Madjie signalent donc une possibilité évoquée, pas une décision d’investissement. Cette distinction compte : dans l’exploration pétrolière, une discussion ne garantit ni un permis, ni un forage, ni une découverte commerciale. Le compte rendu de MyJoyOnline sur ses déclarations ne fait état d’aucun détail vérifiable supplémentaire.

Le précédent remonte à 2021. ExxonMobil avait quitté le bloc Deepwater Cape Three Points, où la société détenait 80 % des intérêts, la GNPC 15 % et Goil Offshore Ghana 5 %. Le départ intervenait après la phase initiale d’exploration. Les rapports du secteur mentionnent la réorientation du groupe vers d’autres projets, notamment en Amérique du Sud. En 2023, le ministre de l’Énergie de l’époque avait déjà signalé l’ouverture de discussions sur un éventuel retour. Ces antécédents invitent à attendre des informations officielles avant de tirer des conclusions.

Réformes et concurrence pour les capitaux

Le Ghana tente en parallèle de rendre ses blocs plus attractifs. Les réformes présentées par le ministre de l’Énergie en septembre 2026 prévoient notamment de réduire de 15 % à 10 % la participation gratuite initiale de la Ghana National Petroleum Corporation, compagnie nationale, et d’allonger de 25 à 30 ans la durée de certains accords pétroliers. Le gouvernement souhaite également adapter les conditions fiscales à la profondeur des eaux et assouplir certaines règles d’exploration.

Ces changements doivent encore suivre leur parcours institutionnel. Le ministre a indiqué que les propositions étaient examinées par le Cabinet avant une transmission au Parlement. Le gouvernement vise une adoption avant la fin de 2026. Il s’agit donc d’un programme annoncé, et non de règles déjà pleinement en vigueur. Pour les responsables ghanéens, l’équation consiste à attirer des investisseurs tout en préservant une part suffisante de la valeur pour l’État et la population.

Les annonces d’investissement donnent une idée de la compétition en cours. En juillet, la présidence ghanéenne a fait état de 2 milliards de dollars d’engagements des partenaires du champ Jubilee et de 1,5 milliard pour le projet OCTP, exploité par Eni et ses partenaires. Ces sommes visent notamment des forages et le développement des champs existants. Elles ne sont pas liées à un retour d’ExxonMobil et ne doivent pas être confondues avec des dépenses déjà réalisées. La présidence du Ghana a détaillé ces engagements, tandis que Tullow a annoncé la ratification parlementaire de la prolongation de ses accords pétroliers jusqu’en 2040.

Autre signe d’intérêt, Shell et Chevron ont signé le 1er septembre un protocole d’accord non contraignant avec le gouvernement et la GNPC autour du bloc South Deepwater Tano Cape Three Points. Le texte ouvre la voie à des discussions sur de futurs droits d’exploration et de production. Il ne constitue pas encore un contrat définitif. Ce dossier montre que le Ghana ne mise pas uniquement sur ExxonMobil : il cherche à diversifier les partenaires et à remettre de nouvelles zones en jeu.

Un enjeu national dans un marché ouest-africain

À l’échelle régionale, le Ghana évolue au sein de la CEDEAO, la Communauté économique des États de l’Afrique de l’Ouest. Le pétrole y croise des enjeux de sécurité énergétique, d’infrastructures et de coopération entre producteurs et pays importateurs. La concurrence pour les investissements concerne aussi d’autres bassins africains : les compagnies comparent les coûts, les règles, les risques et la stabilité des projets avant d’engager des capitaux.

Pour Accra, la prochaine étape sera donc concrète : clarifier les réformes, faire avancer les accords préliminaires et vérifier que les engagements annoncés se traduisent en travaux. Un retour d’ExxonMobil pourrait élargir les options d’exploration, mais rien ne permet encore d’en mesurer la probabilité ou les retombées. La trajectoire dépendra aussi de la capacité de la GNPC à négocier sa participation, des retombées pour les entreprises locales et de la transparence dans l’utilisation des revenus pétroliers.