Ghana : Eni et Vitol convoitent deux nouveaux blocs offshore, Accra tente de relancer une production pétrolière sous pression

Le Ghana remet progressivement l’exploration pétrolière au centre de sa stratégie énergétique. À quelques jours d’intervalle, le gouvernement a ouvert des discussions avec plusieurs poids lourds internationaux du secteur. Après Chevron et Shell, ce sont Eni et Vitol qui avancent désormais sur deux nouveaux blocs offshore du bassin de Tano. Derrière ces opérations se trouve un enjeu plus important : renouveler les réserves et enrayer le déclin de champs producteurs arrivés à maturité, tout en utilisant davantage les infrastructures déjà installées.

Le 10 septembre, Eni Ghana et Vitol Upstream Tano ont signé avec le gouvernement ghanéen deux protocoles d’accord concernant les blocs GH WB 3 et GH WB 8, situés dans le bassin de Tano, au large de l’ouest du pays.

Les deux zones représentent environ 2 100 km², dans des profondeurs allant de 750 à 2 800 mètres.

Le ministre de l’Énergie et de la Transition verte, John Jinapor, a signé les documents au nom du gouvernement, en présence de représentants de la Ghana National Petroleum Corporation (GNPC).

Un point juridique doit toutefois être précisé : Eni et Vitol n’ont pas encore obtenu définitivement les deux blocs.

Les documents signés sont des Memoranda of Understanding. Ils ouvrent la voie à la négociation et à la finalisation de véritables Petroleum Agreements, qui devront suivre le cadre réglementaire ghanéen avant que l’on puisse parler d’attribution définitive et, plus encore, de développement pétrolier. Eni le précise explicitement dans son communiqué.

Eni ne cherche pas seulement du pétrole : il cherche du pétrole proche de ses installations

La localisation des deux blocs explique une bonne partie de l’intérêt de l’opération.

Eni présente GH WB 3 et GH WB 8 comme compatibles avec sa stratégie dite Infrastructure-Led Exploration, ou ILX. Plutôt que de découvrir un gisement très éloigné nécessitant la construction d’une nouvelle architecture industrielle complète, cette méthode privilégie les prospects situés à proximité d’installations existantes.

Si une découverte commercialement exploitable intervient, il peut alors être possible de la raccorder à des infrastructures déjà en fonctionnement.

Cette stratégie peut réduire les investissements nécessaires, raccourcir les délais de développement et rendre économiquement exploitables des découvertes qui le seraient beaucoup moins si elles exigeaient leur propre plateforme ou leur propre unité flottante.

Au Ghana, Eni et Vitol disposent précisément de cette infrastructure.

Les deux groupes sont déjà partenaires dans le projet Offshore Cape Three Points (OCTP). Eni en est l’opérateur avec 44,4 %, Vitol détient 35,6 % et la GNPC 20 %. Le dispositif comprend notamment les champs Sankofa et Gye Nyame, reliés au FPSO John Agyekum Kufuor.

Cette présence change considérablement l’équation économique des nouveaux blocs.

Eni ne débarque donc pas au Ghana pour ouvrir une nouvelle frontière pétrolière. Il cherche à étendre une position industrielle déjà établie.

OCTP reste stratégique, mais sa production pétrolière recule

Les données officielles de la Petroleum Commission permettent de mesurer pourquoi l’exploration redevient urgente.

La production pétrolière du complexe OCTP est passée d’environ 29 967 barils par jour en janvier 2026 à 25 258 barils en juin.

Sur la même période, les ventes de gaz sont demeurées beaucoup plus robustes, autour de 264 à 280 millions de pieds cubes par jour selon les mois.

Il ne faut donc pas présenter OCTP comme un actif en difficulté globale : sa composante gazière demeure particulièrement importante pour le système énergétique ghanéen. Mais le recul de la production de pétrole illustre un phénomène classique de l’industrie : sans nouveaux forages, nouvelles découvertes ou développements complémentaires, les champs matures finissent par décliner.

C’est précisément ce qu’Accra cherche à anticiper.

En septembre 2025, Eni, Vitol et GNPC avaient déjà signé avec le gouvernement un mémorandum d’intention destiné à accroître la production pétrolière et gazière. L’accord incluait notamment l’évaluation de nouvelles activités d’exploration ainsi que le développement potentiel du champ Eban-Akoma, dans Cape Three Points Block 4.

Eban-Akoma avait été déclaré commercial en juillet 2025 et son développement était envisagé en connexion avec les infrastructures OCTP existantes.

Les deux nouveaux blocs prolongent donc une stratégie engagée depuis au moins un an : exploiter au maximum la valeur de l’écosystème industriel déjà construit dans le bassin.

Le Ghana tente surtout de faire revenir les majors

L’opération Eni-Vitol devient plus significative lorsqu’elle est rapprochée d’un autre accord conclu quelques jours auparavant.

Le 3 septembre, Chevron et Shell ont signé avec le Ghana un accord préliminaire non contraignant concernant le bloc South Deepwater Tano Cape Three Points.

Là encore, il ne s’agit pas encore d’une attribution définitive : les discussions doivent aboutir à un accord pétrolier formel. Mais la succession est révélatrice.

En moins de deux semaines, Accra a fait avancer des négociations avec Eni, Vitol, Chevron et Shell sur de nouvelles superficies offshore.

Le Ghana semble ainsi vouloir rouvrir une phase d’exploration plus agressive après plusieurs années durant lesquelles le dynamisme du secteur pétrolier s’est essoufflé.

L’enjeu est considérable.

La découverte du champ Jubilee en 2007 avait transformé les perspectives énergétiques du pays. La production commerciale débute en 2010, avant le développement d’autres actifs comme TEN et OCTP. Mais une industrie pétrolière ne peut durablement vivre sur les découvertes de sa première génération.

Il faut renouveler les réserves.

Et dans un contexte international où les capitaux destinés à l’exploration pétrolière sont devenus plus sélectifs, les États producteurs doivent proposer des conditions suffisamment attractives pour convaincre les compagnies de financer des campagnes offshore coûteuses.

C’est dans ce contexte qu’il faut lire les discussions actuelles.

Le gaz est peut-être aussi important que le pétrole

Parler uniquement de pétrole serait néanmoins réducteur.

OCTP est un projet intégré pétrole-gaz et son importance pour le Ghana repose largement sur l’approvisionnement du marché intérieur en gaz destiné notamment à la production électrique.

Eni affirme qu’OCTP a produit depuis 2018 plus de 107 millions de barils de pétrole et 480 milliards de pieds cubes de gaz, et que le projet contribue à environ 70 % de la demande gazière destinée à la production électrique du pays. Ce dernier pourcentage provient de l’entreprise et doit donc être identifié comme tel plutôt que comme une statistique indépendante.

Les statistiques de la Petroleum Commission confirment en revanche l’importance physique de cette production : OCTP vendait encore près de 279 millions de pieds cubes de gaz par jour en juin 2026.

Une éventuelle découverte gazière sur les nouvelles superficies pourrait ainsi avoir une valeur différente de celle d’une découverte exclusivement pétrolière : le gaz peut alimenter directement l’économie nationale et participer à la sécurité électrique.

C’est une différence fondamentale pour un pays producteur africain.

La valeur d’un bassin pétrolier ne se mesure plus seulement au nombre de cargaisons de brut exportées. Elle dépend également de sa capacité à fournir une énergie compétitive aux centrales, aux industries et, indirectement, aux ménages.

Deux blocs, mais encore aucun nouveau gisement

L’enthousiasme doit cependant s’arrêter exactement là où commencent les incertitudes géologiques.

GH WB 3 et GH WB 8 représentent des opportunités d’exploration. Aucune découverte commerciale n’y est annoncée dans les documents examinés.

Il faudra d’abord finaliser les accords pétroliers, réaliser ou approfondir les études géologiques et sismiques, identifier les prospects, engager les investissements d’exploration puis, éventuellement, forer.

Et même un forage réussi ne signifie pas automatiquement qu’un gisement sera économiquement exploitable.

C’est pourquoi l’information importante n’est pas encore que le Ghana dispose de deux nouveaux projets producteurs.

Elle est que des investisseurs déjà solidement implantés acceptent d’étudier de nouvelles superficies, tandis que d’autres majors internationales reviennent simultanément négocier avec Accra.

Pour le Ghana, la séquence constitue un premier succès d’attractivité. Le succès industriel viendra beaucoup plus tard, s’il y a découverte.

La stratégie est néanmoins lisible : partir des infrastructures existantes, explorer autour des bassins déjà productifs, accélérer le raccordement des éventuelles découvertes et attirer suffisamment de capitaux pour remplacer progressivement les réserves consommées.

En matière pétrolière, un pays ne prépare pas son déclin lorsque les puits commencent à se vider. Il le prépare plusieurs années auparavant, lorsqu’il cesse d’explorer.

C’est précisément ce risque qu’Accra semble aujourd’hui vouloir éviter.