- Les retards répétés dans les plus grands projets énergétiques d’Afrique témoignent de défis structurels persistants, notamment des contraintes de financement, des problèmes de gouvernance et des risques juridiques.
- Les projets au Nigeria, au Mozambique et en Afrique de l’Est ont subi des années de revers et de dépassements de coûts, démontrant comment les problèmes de sécurité, les déficits de financement et l’opposition environnementale peuvent faire dérailler le développement.
- La Banque africaine de l’énergie a été créée pour remédier aux pénuries de financement, mais son propre lancement tardif met en évidence les obstacles qu’elle doit surmonter avant de pouvoir jouer ce rôle.
Début juin 2026, le Nigeria a réaffirmé son engagement à lancer la Banque africaine de l’énergie (AEB), une institution créée en juin 2024 grâce à un accord entre l’Organisation africaine des producteurs de pétrole (APPO) et Afreximbank. La banque, qui vise un capital de 5 milliards de dollars, a pour mandat de soutenir l’ensemble de la chaîne de valeur des hydrocarbures tout en favorisant le développement des énergies renouvelables.
Initialement prévue pour commencer ses opérations d’ici septembre 2024, l’AEB n’a pas réussi à plusieurs reprises à respecter son calendrier de lancement. Le 1er juillet 2026 constitue désormais la cinquième date cible officielle annoncée pour le début des opérations et marque la troisième fois en deux ans qu’Abuja renouvelle publiquement son engagement envers le projet.
Ces revers ne sont pas des cas isolés. La Chambre africaine de l’énergie (AEC) a souligné cette tendance dans son rapport 2023 : État de l’énergie en Afrique. Les grands projets pétroliers et gaziers font souvent face à des retards de plusieurs années entre la conception et la mise en service. Trois cas illustrent cette tendance avec une clarté particulière.
Au Nigeria, le gazoduc Ajaokuta-Kaduna-Kano en constitue un exemple clair. Lancé en 2020 avec un budget de 2,8 milliards de dollars, le projet devait s’achever au premier trimestre 2025. Mais en avril 2026, la Nigerian National Petroleum Company (NNPC) a fixé juillet 2026 comme nouvel objectif. Six ans après le début des travaux, le pipeline reste inachevé. Le soutien financier du chinois Sinosure s’est avéré insuffisant, obligeant l’entreprise à financer l’essentiel du projet sur ses propres ressources.
Approuvé en 2019, le projet de gaz naturel liquéfié de TotalEnergies au Mozambique était initialement budgétisé à 15,5 milliards de dollars. Les attaques djihadistes dans la province de Cabo Delgado ont poussé l’opérateur à déclarer la force majeure en 2021. Les travaux ont été suspendus pendant quatre ans, une interruption qui a généré 4,5 milliards de dollars supplémentaires liés à la sécurité du site et au maintien du personnel pendant la fermeture. Le budget total s’élève à environ 20 milliards de dollars. Le projet a officiellement repris en janvier 2026 après la levée du cas de force majeure en novembre 2025. Les premières livraisons de GNL sont désormais attendues en 2029.
En Afrique de l’Est, l’oléoduc East African Crude Oil Pipeline (EACOP) de 1 443 km relie les champs pétroliers de Hoima en Ouganda au port tanzanien de Tanga. Le projet devait démarrer ses opérations en juillet 2025, mais la date limite a d’abord été reportée à juillet 2026, puis à fin 2026. L’Institut d’économie de l’énergie et d’analyse financière a suggéré que les opérations pourraient ne pas commencer avant 2027. Le budget est passé de 3,6 milliards de dollars à 5,6 milliards de dollars, ce qui représente un dépassement de coûts de 55 %. Vingt-quatre banques se sont retirées du consortium de financement, et seules Standard Bank et Sinosure restent conseillers du projet. Plusieurs organisations environnementales s’opposent au pipeline, arguant qu’il menace la faune locale. D’autres ont critiqué les retards dans le paiement des indemnisations par Kampala aux résidents déplacés de Hoima.
Tous ces projets partagent la même vulnérabilité : des structures de financement fragiles, une opposition croissante et des défis environnementaux non résolus. Ensemble, ils reflètent une faiblesse structurelle au sein du secteur énergétique africain.
Un continent à court de décisions finales d’investissement
Le forum Investir dans l’énergie en Afrique, tenu à Paris en avril 2026, a souligné l’ampleur du déclin à travers le continent. Les décisions finales d’investissement sont de plus en plus rares dans toute l’Afrique. Les marchés du gaz naturel liquéfié restent sous pression malgré la demande mondiale. Philip Mshelbila, secrétaire général du Forum des pays exportateurs de gaz (GECF), l’a confirmé lors de l’événement.
« L’offre excédentaire attendue à partir de 2026 a été révisée à la baisse, tandis que l’incertitude géopolitique accroît la prudence des prêteurs », a-t-il déclaré.
Pour l’Afrique, cette prudence a un coût tangible. S’exprimant lors du 9e Sommet international de l’énergie du Nigeria à Abuja en février 2026, Farid Ghezali a illustré l’ampleur du défi. Le secrétaire général de l’APPO a déclaré que plus de 150 initiatives cruciales dans le secteur de l’énergie à travers le continent sont actuellement bloquées en raison de contraintes financières. Chaque mois sans décision d’investissement représente une perte de revenus et une dépendance prolongée aux capitaux extérieurs. L’AEB est destinée à combler cette lacune, mais elle doit d’abord devenir opérationnelle.
Risque juridique : l’obstacle négligé
Au-delà du financement et de la gouvernance, le troisième obstacle auquel sont confrontés les projets africains est le risque juridique. Dans une étude publiée en juin 2025, Kirsten Wolmarans, associée chez Webber Wentzel, a documenté la problématique à travers un exemple révélateur. Un parc éolien sud-africain, prêt à fournir l’électricité indispensable, reste inactif faute d’accès au réseau électrique. L’impasse découle d’un différend contractuel non résolu entre les parties. Les négociations ont échoué et l’affaire a été portée devant les tribunaux, où elle devrait rester bloquée au cours d’années de procédures coûteuses.
Le Sénégal illustre également le risque à travers un récent différend. En mai dernier, Woodside Energy a déposé une plainte auprès du Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI) dans le cadre d’un différend avec l’État. L’opérateur australien détient 82% du champ pétrolier offshore de Sangomar et conteste un redressement fiscal de 40 milliards de francs CFA, soit l’équivalent d’environ 70 millions de dollars. Cette affaire survient alors que Dakar multiplie les efforts pour renégocier les accords signés sous l’administration précédente.
À Kigali, en mai 2026, les autorités sénégalaises ont également indiqué qu’elles pourraient engager des poursuites judiciaires contre BP. La société britannique exploite le champ gazier transfrontalier de Grand Tortue Ahmeyim. Les deux conflits sont distincts, mais ils suivent le même schéma. L’État réexamine les conditions précédemment convenues, l’opérateur fait valoir les droits acquis et l’arbitrage détermine le résultat. Ces frictions reflètent un risque structurel récurrent dans les grands projets africains, découlant du nombre de parties prenantes et d’intérêts souverains impliqués.
L’AEB n’a pas encore établi de mécanismes de règlement des différends entre ses 18 États membres. Sans cadre défini, même des désaccords mineurs entre les capitales pourraient paralyser l’institution. Des solutions existent déjà, notamment des clauses dédiées dans les chartes fondatrices et des protocoles de médiation accélérés.
Les cas sénégalais le soulignent. Les litiges restent longs, coûteux et confidentiels, mais ils constituent le mécanisme prévu par les accords existants en cas d’échec des négociations. L’AEB a encore le temps d’intégrer de telles garanties avant de commencer ses opérations. Ce serait le meilleur moyen d’éviter de se retrouver piégé dans le même cycle de défis pour lequel il a été créé.
Félicien Houindo Lokossou
