TotalEnergies a annoncé le 30 octobre 2026 la signature d’un accord avec South Atlantic Petroleum (SAPETRO), société pétrolière nigériane, pour lui transférer une participation de 40 % dans le bloc offshore OPL257. Le groupe français conserverait 50 % et la fonction d’opérateur, tandis que Conoil détiendrait les 10 % restants, une fois la transaction finalisée. L’opération doit faciliter la prochaine campagne d’évaluation du gisement Egina South.
Le communiqué de TotalEnergies publié le 30 octobre présente cet accord comme une étape vers le développement éventuel d’un gisement découvert il y a plus de vingt ans. La presse professionnelle, notamment Oil & Gas Journal, confirme la structure annoncée et rappelle que la clôture reste soumise aux autorisations habituelles.
Un partage du risque plutôt qu’un retrait du Nigeria
OPL257 se trouve à environ 150 kilomètres des côtes nigérianes, dans le golfe de Guinée. TotalEnergies avait annoncé en novembre 2025 une opération avec Conoil destinée à porter sa participation dans ce permis à 90 %. Avec l’accord signé le 30 octobre 2026, le groupe choisit de conserver le contrôle opérationnel tout en partageant davantage les intérêts économiques avec un partenaire local.
Cette technique, appelée « farm-out » dans l’industrie pétrolière, consiste à transférer une participation dans un permis à une autre entreprise. Elle peut permettre de répartir les dépenses et les risques des travaux d’exploration ou d’évaluation, tout en maintenant une équipe opératrice commune. Le montant de la transaction n’a pas été communiqué ; il serait donc prématuré d’en déduire un gain financier précis pour TotalEnergies.
SAPETRO est déjà partenaire de TotalEnergies dans le permis voisin PPL261, où le groupe français détient 24 %. C’est dans cette zone que le gisement Egina South a été découvert en 2005. La structure géologique s’étend de part et d’autre de la limite entre les deux blocs, ce qui rend particulièrement importante la coordination entre les titulaires des permis.
Egina South : une évaluation avant toute décision de production
Les partenaires prévoient une campagne d’évaluation sur la partie d’Egina South située dans OPL257 au cours des prochains mois. Cette phase doit préciser les caractéristiques du réservoir et sa capacité à être exploité dans des conditions économiques acceptables. Aucune décision finale d’investissement pour le développement d’Egina South n’est annoncée dans le communiqué.
Si les résultats sont favorables, les entreprises envisagent de relier le gisement à l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement Egina, dite FPSO, située à environ 30 kilomètres. Un tel raccordement sous-marin, ou « tie-back », permettrait d’utiliser des installations de traitement et d’exportation déjà en service plutôt que de construire une nouvelle unité autonome.
Le recours à une infrastructure existante peut réduire certains coûts de développement et l’empreinte de construction d’un projet, mais ces avantages doivent être vérifiés au cas par cas. Ils dépendent notamment de la capacité disponible sur l’installation, des équipements sous-marins nécessaires et des caractéristiques des fluides produits. Le groupe ne fournit pas à ce stade d’estimation détaillée des dépenses, des volumes récupérables ou d’une date de première production.
Un projet qui illustre l’évolution de l’offshore ouest-africain
Pour TotalEnergies, l’intérêt industriel réside dans la possibilité de valoriser un gisement proche d’une infrastructure majeure déjà exploitée. Pour SAPETRO, la participation de 40 % renforce sa place dans une zone qu’elle connaît grâce au permis adjacent. Le quotidien économique nigérian BusinessDay souligne également l’intérêt de coordonner les travaux entre les deux blocs et de partager les risques d’évaluation.
Cette transaction s’inscrit dans un mouvement plus large de recomposition des portefeuilles pétroliers en Afrique de l’Ouest : les grandes compagnies cherchent à concentrer leurs investissements sur les projets qu’elles jugent les plus compétitifs, tandis que des entreprises locales peuvent accroître leur participation. Il ne faut toutefois pas confondre un transfert de titres avec une nouvelle production de pétrole ou une découverte supplémentaire.
Les prochaines étapes identifiables sont l’obtention des autorisations réglementaires, la finalisation de la cession et la campagne d’évaluation. Les résultats techniques détermineront ensuite si les partenaires peuvent avancer vers un projet de raccordement au FPSO Egina. Le calendrier de développement demeure conditionnel, et aucune hausse de production nigériane ne peut être attribuée dès aujourd’hui à cet accord.
