Bénin : le redémarrage du champ pétrolier de Sèmè freiné, les raisons
Les points clés :
Le projet de reprise de production du champ pétrolier de Sèmè*, après 27 ans d’inactivité, a été reporté en raison de difficultés techniques, alors qu’il visait à produire jusqu’à 15 000 – 16 000 barils par jour.
La campagne de forage a bien débuté en août 2025 avec un programme de trois puits, mais des contraintes opérationnelles retardent la mise en production.
Ce retard soulève des questions sur la capacité du Bénin à se repositionner sur le marché énergétique régional, malgré ses réserves historiques et les infrastructures mobilisées.
Après près de trois décennies d’arrêt, le champ pétrolier offshore de Sèmè, situé au large des côtes béninoises, devait marquer un tournant économique pour le Bénin en 2025. L’histoire de cette concession, jadis exploitée avec succès entre 1982 et 1998, avait permis à l’époque de produire près de 22 millions de barils de pétrole brut, sous la conduite de la compagnie norvégienne Saga Petroleum. Face à l’envolée des prix du pétrole et à l’appétit croissant des marchés régionaux pour des hydrocarbures locaux, l’État béninois ainsi que ses partenaires privés avaient décidé en 2023 de relancer le développement de ce gisement stratégique, dont l’exploitation se voulait emblématique d’une nouvelle ère énergétique pour le pays.
Le projet est porté par Akrake Petroleum Benin S.A., filiale opératrice à 76 % de Lime Petroleum Holding AS, une société issue du groupe Rex International Holding. Le gouvernement béninois détient quant à lui 15 % des parts, tandis que Octogone Trading possède les 9 % restants. L’ambition initiale était claire : relancer la production commerciale avant la fin de l’année 2025 en combinant un programme de forage intensif et une infrastructure offshore moderne, incluant une unité mobile de production offshore (MOPU) et une unité flottante de stockage et de déchargement (FSO).
En août 2025, les équipes de forage ont entamé une campagne conçue pour durer environ 100 jours, ciblant l’exploration et la mise en production par le forage de trois puits, incluant deux puits horizontaux destinés à la production et un puits vertical d’évaluation pour mieux comprendre d’autres zones de réservoir potentiel. Les opérations ont été réalisées à l’aide de la plateforme de forage Borr Gerd, un appareil jack-up adapté à ce type de travaux en mer peu profonde.
Sur la base du plan initial, une fois l’installation de la MOPU et de la FSO achevée, la production pétrolière devait commencer dès le quatrième trimestre 2025, avec des débits initiaux estimés entre 15 000 et 16 000 barils par jour (b/j). Cette production, bien qu’inférieure à celle de grands bassins africains, aurait tout de même repositionné le Bénin sur la carte des pays producteurs de pétrole en Afrique, offrant des retombées fiscales, des devises supplémentaires et un levier pour la réduction de la dépendance aux importations de carburants.
Cependant, à la fin de décembre 2025, des difficultés techniques intervenues au cours de la campagne de forage ont contraint les opérateurs à revoir leur calendrier. Selon Agence Ecofin, des problèmes liés à la performance des équipements et aux conditions de travail offshore ont ralenti les opérations, rendant impossible le lancement prévu de la production avant la fin de l’année. Cette situation a été confirmée par plusieurs médias spécialisés, qui soulignent que malgré l’importance stratégique du projet, ni l’opérateur ni les autorités béninoises n’ont communiqué de nouvelle échéance officielle pour la mise en production commerciale du champ.
Le retard de Sèmè intervient dans un contexte où l’on observe un regain d’intérêt pour l’exploration et la production pétrolière en Afrique de l’Ouest. Parmi les gisements historiques, plusieurs pays cherchent à relancer ou à étendre leurs actifs, tirant profit des technologies modernes et de la hausse des prix du brut. Par exemple, des projets d’exploration au large de la Somalie ou des investissements majeurs dans les secteurs profond off-shore nigérians illustrent ce renouveau d’activité, bien que ces projets présentent chacun leurs propres défis techniques et financiers.
Pour le Bénin, le report du redémarrage de Sèmè met en lumière plusieurs défis structurels. D’une part, la dépendance à des équipements et des capacités techniques importés souligne la nécessité de renforcer les compétences locales et la chaîne de valeur énergétique nationale. D’autre part, l’absence de date ferme pour le début de la production commerciale crée une incertitude pour les investisseurs et les partenaires financiers. La mobilisation des ressources, la gestion logistique des plateformes offshore et l’intégration des données sismiques pour optimiser la production sont autant de facteurs qui influencent la réussite de ce type de projet dans un environnement énergétique compétitif.
L’histoire du champ de Sèmè est aussi celle de sa résilience économique : après une première période de production fructueuse dans les années 1980 et 1990, son arrêt avait laissé le Bénin dépendant des importations de produits pétroliers pour couvrir ses besoins internes, une réalité coûteuse pour une économie limitée en ressources. La relance intervenait comme une réponse à ces vulnérabilités, et son succès aurait pu stimuler non seulement les recettes publiques mais aussi les flux d’investissements privés dans les infrastructures énergétiques locales.
Alors que les autorités et les opérateurs restent prudents face aux contraintes techniques rencontrées, les perspectives à plus long terme incluent l’exploitation potentielle de zones plus profondes, identifiées comme les réservoirs H7 et H8, qui pourraient constituer une phase future du projet si les conditions techniques et économiques le permettent.
Pourquoi est-ce important ?
Le champ pétrolier de Sèmè se situe au cœur des ambitions énergétiques du Bénin et de l’Afrique de l’Ouest. En tant que site historique de production, il constitue une opportunité rare pour un pays qui a longtemps été importateur net d’hydrocarbures, avec les coûts budgétaires et les pressions sur la balance commerciale que cela implique. Son redémarrage aurait contribué à renforcer l’autonomie énergétique du Bénin, générer des devises, soutenir les finances publiques et attirer des investissements dans les secteurs connexes, tels que le raffinage léger et les services maritimes.
Sur le plan régional, la reprise de Sèmè aurait eu une dimension symbolique et pratique : en contribuant à une offre pétrolière nouvelle, le Bénin aurait pu jouer un rôle plus actif dans les chaînes d’approvisionnement en hydrocarbures ouest-africaines, réduisant la pression sur des marchés portés historiquement par des géants comme le Nigeria. Dans une zone où les infrastructures pétrolières sont souvent limitées et coûteuses à déployer, les retombées d’une production locale peuvent se traduire par une réduction des dépenses d’importation et une meilleure résilience face aux chocs externes.
Enfin, ce contretemps souligne l’importance des capacités techniques et de la gestion des risques dans les projets énergétiques offshore, un défi que tous les pays africains explorant ou exploitant des ressources maritimes doivent affronter. Les leçons tirées de Sèmè pourront servir de référence pour d’autres projets similaires, incitant à une meilleure planification, à l’intégration de technologies avancées et à un renforcement des ressources humaines locales, éléments indispensables pour transformer des projets prometteurs en vecteurs durables de croissance économique.