Le 8 juillet, le Conseil des ministres mauritanien a autorisé la signature de contrats d’exploration avec l’américaine Murphy Oil. Du Maroc à la Côte d’Ivoire, un indépendant texan reconstitue méthodiquement une position le long de la façade atlantique. Les États côtiers signent sans connaître leur sous-sol.
Par Karim Benyahia
Le 8 juillet, à Nouakchott, le Conseil des ministres réuni sous la présidence de Mohamed Ould Cheikh El Ghazouani a examiné une communication qui n’a pas fait la une. Le ministre de l’Énergie et du Pétrole, Mohamed Ould Khaled, y sollicitait l’autorisation de signer des contrats d’exploration-production portant sur trois blocs du bassin côtier offshore, avec deux compagnies : l’américaine Murphy Oil Corporation et Chariot Energy Group. Deux jours plus tard, la presse spécialisée relayait l’information. Le point d’ordre du jour vaut mieux qu’un communiqué : il signale qu’un indépendant américain s’installe, bloc après bloc, le long de la façade atlantique africaine.
Murphy Oil n’est pas arrivée en Mauritanie par hasard. En Côte d’Ivoire, la compagnie a mené une campagne de trois puits sur le bloc CI-709. Les deux premiers, Civette-1X et Caracal-1X, n’ont pas atteint les seuils commerciaux, tout en confirmant l’existence d’un système pétrolier actif. Le troisième, Bubale-1X, a livré fin juin une découverte de pétrole léger de bonne qualité, selon un communiqué de l’entreprise. Un nouveau forage est prévu au second semestre 2026 pour cerner l’étendue du gisement et évaluer son potentiel commercial. Deux échecs, une réussite : dans le métier de l’exploration, ce ratio suffit à valider une thèse et à débloquer les capitaux qui vont avec. Il en faut peu, dans cette industrie, pour transformer une déception en conviction.
Cette thèse porte un nom : la marge atlantique. Depuis 2025, Murphy Oil construit une présence continue le long de cette bordure océanique. Au Maroc, elle a signé en janvier un accord d’exploration avec l’Office national des hydrocarbures et des mines, portant sur le permis Gharb Deep Offshore, où elle détient 75 % des intérêts et le rôle d’opérateur sur près de 17 000 kilomètres carrés au large de la façade atlantique nord. En Côte d’Ivoire, elle tient sa découverte. En Mauritanie, elle vise le bassin côtier. Une même géologie, trois juridictions, un seul pari : la marge ouest-africaine recèlerait encore des barils que les grandes compagnies, occupées ailleurs et sommées de discipliner leurs dépenses, n’ont pas voulu chercher.
Nouakchott, de son côté, joue une partition connue. Le pays dispose déjà d’une base gazière considérable. Le champ Grand Tortue Ahmeyim, développé conjointement avec le Sénégal, recèle 424 milliards de mètres cubes de réserves ; le gisement de Bir Allah, 1 410 milliards. Mais le gaz est un actif long, capitalistique, dont les revenus se déploient sur des décennies, alors que le pays s’est engagé le 24 juin dans un programme du Fonds monétaire international de quarante-deux mois qui encadre étroitement sa trajectoire budgétaire. Ouvrir des blocs à l’exploration pétrolière, dans ce contexte, revient à acheter une option : un bonus de signature immédiat, un risque géologique supporté par l’investisseur, et l’espoir d’une découverte qui changerait la donne. Le calcul est rationnel pour un État qui doit financer aujourd’hui des dépenses sociales que le gaz ne paiera qu’après-demain. Il l’est moins pour un pays qui engage, sur un horizon de trente ans, un patrimoine dont il ignore la valeur.
Là réside la tension. Une option n’est pas un revenu. Les contrats d’exploration-production se négocient au moment précis où l’État a le plus besoin d’argent et le moins d’information géologique, c’est-à-dire au pire moment. Le directeur des mines ivoirien le formulait autrement au début du mois, en observant que les négociations changeraient de nature le jour où son pays connaîtrait mieux son sous-sol. La remarque vaut pour toute la façade. Sans données sismiques en propre, sans compétence technique publique, sans capacité d’audit des coûts recouvrables que la compagnie déduira de sa production avant tout partage, les États côtiers signent des textes qu’ils ne pourront pas contrôler. La souveraineté pétrolière commence par l’information, pas par le discours. Aucun ministère de l’Énergie ouest-africain ne dispose aujourd’hui des moyens d’expertise de la compagnie qu’il est censé encadrer.
Le calendrier ajoute une couche géopolitique. Les compagnies américaines redécouvrent l’Afrique atlantique au moment où Washington cherche à sécuriser des chaînes d’approvisionnement énergétiques et minières hors des zones d’influence chinoise et russe. La marge atlantique, du Maroc à la Côte d’Ivoire, offre pour cela un avantage décisif : elle est maritime, donc à l’écart des instabilités sahéliennes qui rendent tout projet terrestre hasardeux, et elle donne directement sur l’Atlantique, donc sur les marchés américain et européen, sans dépendre d’aucun détroit. La géographie, ici, fait la politique. Elle explique aussi pourquoi Rabat, Nouakchott et Abidjan se retrouvent, sans l’avoir cherché, sur la même carte, celle d’une façade que les stratèges de Washington regardent désormais comme un ensemble cohérent plutôt que comme une addition de marchés nationaux.
Pour Nouakchott, la voie est étroite : attirer un opérateur crédible sans brader la rente d’un sous-sol encore inexploré. Rien n’est signé, du reste. Le Conseil des ministres a autorisé, il n’a pas conclu, et l’écart entre les deux gestes laisse encore place à la négociation. La question qui se pose désormais, au-delà du seul cas mauritanien, est celle de savoir si les États de la façade atlantique sauront transformer ce regain d’intérêt américain en capacité de négociation réelle, ou s’ils se contenteront d’encaisser des bonus de signature. En définitive, un contrat d’exploration n’est pas seulement un acte technique ; il fixe pour vingt ou trente ans le partage d’une richesse dont personne, aujourd’hui, ne connaît l’ampleur.
