Pour l’Angola, l’enjeu pétrolier n’est plus seulement de trouver des investisseurs. Il s’agit aussi de transformer les découvertes possibles en production durable, alors que les gisements existants déclinent et que le pays veut réduire sa dépendance aux importations de carburants.

Une nouvelle stratégie pour ouvrir davantage de blocs

Le cadre régional compte. L’Angola est membre de la Communauté de développement de l’Afrique australe (SADC), qui rassemble les pays d’Afrique australe autour d’objectifs d’intégration économique. Son secteur pétrolier a donc des enjeux qui dépassent ses frontières : les choix faits à Luanda peuvent influer sur les investissements, l’approvisionnement et les échanges énergétiques dans la région.

Le pays a aussi choisi de quitter l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), décision annoncée en décembre 2023 et effective à partir de janvier 2024. Le gouvernement avait alors invoqué la défense de ses intérêts face aux décisions de production du groupe. Ce précédent éclaire la priorité actuelle : conserver une marge de manœuvre pour développer les ressources nationales. Le gouvernement angolais a confirmé le retrait de l’OPEP.

Le 14 octobre 2026, en marge de l’African Energy Week au Cap, Alcides Andrade, administrateur de l’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG), a présenté les grandes lignes d’un plan de développement des hydrocarbures sur 25 ans. Son adoption est attendue avant la fin de l’année. L’ANPG est l’autorité chargée de réglementer et d’administrer les activités pétrolières et gazières.

Selon les informations rapportées à l’issue de cette intervention, l’Angola veut abandonner les cycles d’appels d’offres espacés sur plusieurs années. Il prévoit de rendre accessibles plus de 100 blocs, principalement à terre, après l’adoption du plan. Le délai visé pour attribuer une concession passerait de six à trois mois. Ces mesures restent annoncées : leur portée dépendra de leur adoption et de leur mise en œuvre. Les détails du projet ont été rapportés depuis la conférence du Cap.

Des conditions ajustées au risque des projets

La réforme envisagée ne porte pas uniquement sur la vitesse des démarches. L’ANPG veut adapter les conditions contractuelles aux caractéristiques de chaque bloc. Un gisement mature ou de taille modeste ne présente pas les mêmes risques qu’une zone encore peu explorée. De même, une exploration à terre n’exige pas les mêmes moyens qu’un forage en eaux profondes.

Cette différenciation pourrait rendre certains projets plus accessibles aux opérateurs, y compris lorsque les réserves potentielles sont limitées ou incertaines. Elle ne garantit cependant ni découverte commerciale ni hausse de la production. Il faut encore que les entreprises s’engagent, financent les travaux, trouvent des ressources exploitables et mettent en place les infrastructures nécessaires.

Le gouvernement vise une production proche d’un million de barils par jour, niveau indiqué par les responsables dans le contexte de la réforme. Pour enrayer le recul des champs matures, davantage de forages d’exploration seraient nécessaires. Les nouveaux blocs pourraient élargir les possibilités, mais leurs effets se mesureraient sur plusieurs années, selon les résultats géologiques et les décisions d’investissement.

Cette stratégie s’inscrit dans une série de réformes et de projets déjà engagés. Des groupes tels que TotalEnergies et Eni ont annoncé des investissements de plusieurs milliards de dollars dans le secteur angolais. Leur présence témoigne de l’intérêt des opérateurs pour les ressources du pays, mais ne suffit pas à établir que les nouveaux permis produiront rapidement des volumes supplémentaires.

Raffiner davantage, au-delà de l’extraction

La politique pétrolière concerne aussi les activités en aval, c’est-à-dire le raffinage et la transformation du brut. La raffinerie de Cabinda a commencé à fonctionner en mars 2026. Le ministère angolais des Ressources minérales, du Pétrole et du Gaz indique qu’elle traite actuellement 15 750 barils par jour. Sa première phase doit contribuer à développer la capacité nationale de raffinage. Le ministère fait le point sur les projets de raffinage.

À Lobito, dans la province de Benguela, le chantier est plus vaste et encore en cours. En septembre 2026, la Sonangol, compagnie pétrolière nationale, a indiqué que les travaux avaient atteint environ 26 % d’avancement, après 1,6 milliard de dollars investis. La mise en service est envisagée pour 2029. Un complexe pétrochimique, destiné à produire des dérivés du pétrole, est également à l’étude. Les autorités angolaises ont précisé l’état du chantier de Lobito.

Ces installations pourraient réduire la part des carburants raffinés que le pays importe et soutenir une activité industrielle locale. Elles ne profiteront toutefois pas automatiquement à tous les ménages de la même manière. Les retombées dépendront notamment des emplois créés, des infrastructures de transport, de la disponibilité des produits et de leur prix. Les raffineries situées à Cabinda et à Lobito ne répondent pas non plus aux mêmes besoins locaux et logistiques que les installations de Luanda.

Des retombées régionales à mesurer

Pour la SADC, l’enjeu sera de savoir si l’augmentation des capacités de raffinage peut renforcer les échanges de produits pétroliers entre pays voisins. La position de Lobito, port de l’Atlantique et point de départ du corridor de transport reliant l’Angola à l’intérieur de l’Afrique australe, donne au projet une portée qui peut dépasser le marché national. Mais des exportations régionales dépendront des volumes réellement produits, des coûts et des infrastructures de distribution.

Les prochaines étapes sont donc concrètes : adoption du plan de 25 ans, publication des modalités d’accès aux blocs, attribution effective des concessions et progression des chantiers de raffinage. Pour les Angolais, le résultat ne se résumera pas au nombre de permis ou aux annonces d’investissement. Il se mesurera aussi à la capacité de maintenir l’activité pétrolière, de transformer davantage de ressources sur place et de répartir les retombées au-delà des seuls opérateurs et des centres économiques.