Au Sénégal, l’accord avec Eni relance la bataille des blocs offshore entre exploration, contrôle et environnement

Le Sénégal remet l’exploration au centre de sa carte énergétique

À Dakar, la politique pétrolière ne se joue plus seulement sur les champs déjà en production. Elle se déplace aussi vers la lecture fine du sous-sol marin, là où se décident les prochaines marges de manœuvre du Sénégal, entre sécurité énergétique, recettes publiques et souveraineté contractuelle.

Le pays avance dans un environnement régional où le golfe de Guinée et le bassin MSGBC attirent les compagnies en quête de nouveaux volumes, tandis que plusieurs États côtiers cherchent à mieux capter la valeur créée par leurs ressources. Le Sénégal, qui a déjà franchi le cap symbolique de la production avec Sangomar et le projet gazier GTA partagé avec la Mauritanie, veut désormais élargir sa base d’exploration sans perdre la main sur le rythme des négociations.

Ce que prévoit l’accord signé avec Eni

Le 15 septembre 2026, le ministère sénégalais de l’Énergie et du Pétrole et Eni ont signé à Bangkok, en marge de Gastech 2026, un protocole d’accord pour réaliser des études préliminaires et évaluer le potentiel pétrolier et gazier de cinq blocs offshore. Le texte porte sur les blocs SN01M, SN02M, SN03M, SN07M et SN40M.

Le ministre El Hadji Abdourahmane Diouf a présenté cette signature comme un signal politique clair : remettre l’exploration au cœur de la stratégie nationale et renforcer les capacités de PETROSEN, la société publique sénégalaise chargée de l’amont pétrolier. Le ministère précise toutefois que cet accord ne vaut ni contrat pétrolier ni attribution automatique d’un titre d’exploration ou d’exploitation. Il ouvre seulement une phase d’études et de discussions, soumise ensuite aux procédures prévues par la loi sénégalaise.

Cette précision compte. Dans le secteur extractif, un protocole d’accord prépare le terrain, mais il ne verrouille rien. Il permet à l’entreprise de financer des travaux techniques, notamment des analyses géologiques et géophysiques, avant toute décision de forage. Autrement dit, le Sénégal teste l’intérêt d’Eni sans céder d’emblée un actif stratégique. Cette lecture est cohérente avec la ligne actuelle des autorités sénégalaises, qui affichent une volonté de renégocier, clarifier et mieux encadrer les contrats passés.

Un bassin mieux connu, mais encore largement ouvert

Le contexte de cette séquence est déjà bien balisé par les documents officiels. Le bassin sédimentaire sénégalais est découpé en 32 blocs, dont 25 offshore, et 10 font aujourd’hui l’objet de contrats de recherche et de partage de production d’hydrocarbures. Les autorités rappellent aussi que huit contrats de recherche et de partage de production étaient encore en vigueur à la fin de la période couverte par l’évaluation 2019-2023, tandis que le ministère a lancé des appels d’offres pour 12 blocs libres.

Cette géographie énergétique n’est pas théorique. Le ministère recense des découvertes majeures entre 2014 et 2017 : quatre gisements de pétrole, dont FAN, SNE, FAN South et SNE North, ainsi que trois gisements de gaz naturel, dont Grand Tortue/Ahmeyim, Teranga et Yaakar. Sangomar, ex-SNE, est entré en production en juin 2024 avec une capacité nominale de 100 000 barils par jour, et le Sénégal a commencé à exporter du gaz avec GTA, projet transfrontalier partagé avec la Mauritanie.

Le ministère de l’Énergie et du Pétrole a également indiqué, en septembre 2026, que le pays comptait proposer 109 blocs pétroliers et gaziers à des investisseurs locaux et internationaux, alors que seuls quatre blocs étaient couverts par des contrats au moment de cette annonce. Cette stratégie montre un double mouvement : consolider les découvertes récentes et élargir le stock d’opportunités pour les années qui viennent.

Ce que Dakar cherche vraiment à sécuriser

Pour l’État sénégalais, l’enjeu n’est pas seulement de multiplier les permis. Il s’agit de garder la maîtrise du calendrier, de la qualité des données et du partage de la valeur. Le gouvernement a posé un cadre plus lisible avec le Code pétrolier de 2019, le Code gazier de 2020, la loi sur le contenu local et les textes sur le régulateur et la gouvernance des revenus. Ce socle doit rassurer les investisseurs tout en donnant plus d’outils à l’administration pour suivre les projets.

Les retombées ne seront pas identiques pour tous. Pour l’exécutif, de nouveaux travaux d’exploration prolongent la dynamique ouverte par Sangomar et GTA et confortent l’image d’un pays désormais producteur. Pour PETROSEN, l’enjeu est plus opérationnel : renforcer sa capacité à lire le sous-sol, négocier des accords techniques et peser dans les futurs contrats. Pour les populations, la question est différente : emplois, sous-traitance, protection du littoral, transparence des revenus et pression environnementale.

Le volet environnemental reste central. L’Atlas de l’environnement du milieu offshore et côtier du Sénégal rappelle que l’exploitation offshore peut peser lourd sur la biodiversité marine, les ressources halieutiques et le littoral, déjà soumis à d’autres usages comme la pêche et le tourisme. Le gouvernement a donc mis en place des évaluations environnementales stratégiques et des autorisations d’exploitation spécifiques avant toute mise en service. Dans un pays où l’économie informelle de la pêche nourrit des milliers de familles côtières, cet équilibre n’est pas accessoire.

Une séquence sénégalaise, mais une portée ouest-africaine

Cette signature avec Eni résonne au-delà du Sénégal. Le groupe italien multiplie les positions en Afrique de l’Ouest et dans le bassin atlantique, de la Guinée à la Sierra Leone, en passant par la Guinée équatoriale et d’autres marchés offshore. Le mouvement confirme que les grands opérateurs cherchent encore des bassins capables de renouveler leurs réserves, tandis que les États africains tentent d’obtenir davantage de valeur locale, de contenu national et de visibilité sur les contrats.

Pour le Sénégal, la portée continentale est claire : le pays veut s’installer comme un acteur énergétique plus solide dans l’espace CEDEAO et dans le dialogue plus large avec les producteurs du littoral atlantique. La prochaine étape dira si ce protocole d’accord débouche sur des contrats, des campagnes de données sismiques ou, plus tard, sur de nouvelles décisions d’investissement. À court terme, le vrai test se jouera dans la capacité de Dakar à transformer l’intérêt des majors en données utiles, en contrats équilibrés et en bénéfices durables pour l’économie nationale.