Mauritanie : Murphy Oil relance l’exploration, mais la production dépendra encore des forages et de contrats précis

Un contrat pétrolier ne transforme pas, à lui seul, une découverte en production. Pour la Mauritanie, l’accord signé avec Murphy Oil pose donc une question concrète : les nouvelles recherches et les anciens gisements peuvent-ils déboucher sur des projets viables, avec des retombées au-delà du secteur extractif ?

Deux périmètres, deux défis différents

Le 3 novembre 2026, à Nouakchott, le ministère mauritanien de l’Énergie et du Pétrole a signé deux contrats d’exploration et de production avec la compagnie américaine Murphy Oil. Ils concernent les blocs offshore C10 et Tiof, dans le bassin côtier. Le ministre Mohamed Abdel Vettah et Christopher Charles Olson, vice-président de Murphy chargé de l’exploration et de la géologie, ont signé les accords. Le président Mohamed Ould Cheikh El Ghazouani avait reçu la délégation de l’entreprise dans la journée.

Les deux zones n’en sont pas au même stade. C10 reste un espace d’exploration, où les indices doivent encore être confirmés par des travaux. Tiof, lui, est une découverte pétrolière ancienne, identifiée au début des années 2000, mais jamais mise en production commerciale. Le ministère estime ses réserves à environ 280 millions de barils et indique que la faisabilité d’un redéveloppement est à l’étude. Ce chiffre est une estimation officielle, pas une mesure de pétrole déjà récupérable.

Le potentiel géologique de C10 n’équivaut pas davantage à des réserves prouvées. Des découvertes de gaz à Merou et de pétrole à Labeidna y ont été signalées, mais les prospects évoqués par le secteur nécessitent des forages supplémentaires. L’exploration peut confirmer une ressource, mais aussi aboutir à des traces insuffisantes pour justifier un développement. Les résultats d’un puits foré par Shell en 2023, qui n’aurait rencontré que des traces d’hydrocarbures, rappellent cette incertitude ; cette donnée n’a pas été reprise dans les annonces officielles du jour.

Des conditions financières encore inconnues

Les autorités présentent la signature comme une relance de l’exploration dans le bassin côtier. Toutefois, les informations rendues publiques ne détaillent ni les engagements de forage, ni les dépenses prévues, ni la durée des contrats, ni la répartition des parts entre partenaires. Sans ces éléments, il est difficile d’évaluer le rythme des opérations et la part de risque assumée par l’entreprise ou par l’État.

Un contrat de partage de production fixe les règles selon lesquelles l’entreprise finance les opérations et la production éventuelle est répartie avec l’État. Mais les modalités propres à ces accords ne sont pas encore publiques. La décision du Conseil des ministres du 31 décembre 2025 avait autorisé une dérogation à l’appel à la concurrence pour les blocs C7 et C10, ainsi que pour Tiof, afin d’ouvrir des négociations directes. Cette procédure rend d’autant plus importante la publication des engagements et des conditions négociées.

Pour les Mauritaniens, l’enjeu ne se limite donc pas au volume annoncé sous la mer. Il concerne aussi les recettes publiques, les emplois locaux, les achats auprès d’entreprises nationales et les compétences transférées. Ces retombées dépendent des contrats, des infrastructures et de la capacité à transformer les revenus en services ou en investissements. Les populations de Nouakchott et des villes côtières ne ressentiront pas nécessairement les effets de la même manière que les ménages éloignés des pôles économiques.

Un secteur à inscrire dans la durée

La trajectoire pétrolière mauritanienne a déjà connu un contraste entre découverte et exploitation. Le champ de Chinguetti, première découverte commerciale du pays, a cessé ses activités en 2017. À l’inverse, le projet gazier Grand Tortue Ahmeyim montre qu’un développement offshore peut prendre une dimension régionale : situé à la frontière maritime entre la Mauritanie et le Sénégal, il a produit son premier gaz fin 2024, puis son premier gaz naturel liquéfié en février 2025. Les premières exportations ont suivi en avril 2025.

Cette expérience apporte un repère, sans garantir le même parcours à C10 ou Tiof. Le projet gazier mobilise des infrastructures et des partenaires des deux pays. Les blocs concernés par les accords avec Murphy Oil relèvent, eux, de nouvelles évaluations pétrolières et d’une découverte ancienne à reconsidérer. Dans les deux cas, la négociation des parts, les capacités techniques et l’acheminement vers les marchés pèsent sur la viabilité.

Sur le plan régional, la Mauritanie est membre de l’Union africaine et de l’Union du Maghreb arabe, et membre associé de la CEDEAO, la communauté économique ouest-africaine. Le partenariat énergétique avec le Sénégal autour de GTA montre aussi que les ressources offshore peuvent impliquer une coopération transfrontalière concrète. Les retombées et les risques ne s’arrêtent pas aux frontières maritimes.

La prochaine étape sera moins symbolique que pratique : publier les programmes de travaux, préciser les conditions contractuelles et rendre compte des premiers résultats techniques. Tant que ces informations manquent, les accords marquent une ouverture à l’exploration, pas une garantie de production ni de revenus. C’est à cette aune que pourra être jugée leur portée pour l’économie mauritanienne.