Le signal est puissant. Dix ans après avoir liquidé ses actifs terrestres et quitté le pays, la compagnie pétrolière britannique Shell a signé un protocole d’accord avec le gouvernement gabonais pour évaluer plusieurs blocs en eaux profondes. Le document a été paraphé par Thomas Praeger, responsable de l’exploration et des nouvelles opportunités chez Shell, et Clotaire Kondja, le ministre gabonais du Pétrole. Une poignée de main lourde de sens dans un contexte où le bassin sédimentaire gabonais redevient l’une des destinations les plus convoitées du continent.
Shell ne débarque pas seul dans cet élan. En octobre 2025, la signature de deux protocoles d’accord a marqué un tournant stratégique. L’un avec ExxonMobil, l’une des principales entreprises émettrices de gaz à effet de serre dans le secteur des hydrocarbures, et l’autre avec la British Petroleum (BP) une compagnie britannique de recherche, d’extraction, de raffinage et de vente de pétrole fondée en 1909. Ces deux sociétés se sont positionnées sur les blocs en eaux profondes et ultra-profondes du bassin gabonais. En avril 2026, le ministre Kondja avait annoncé que des contrats de partage de production pourraient être conclus avec ces deux compagnies dans un délai de quatre à six mois.
Trois géants mondiaux des hydrocarbures (Shell, BP et ExxonMobil) gravitent donc désormais simultanément autour du même bassin. Une telle convergence ne s’observe que lorsque les données géologiques sous-jacentes sont suffisamment prometteuses pour justifier des engagements de plusieurs centaines de millions de dollars américains.
Le paradoxe gabonais est connu des spécialistes. Ce pays d’Afrique centrale est l’un des producteurs les plus anciens d’Afrique subsaharienne, dont l’histoire pétrolière remonte aux années 1970. Il recèle encore des zones offshores profondes largement vierges d’exploration. De nouveaux cycles de licences offshore couvrent 70% du domaine maritime gabonais encore ouvert à la prospection.
Les progrès technologiques dans le forage en eaux profondes ont radicalement changé l’équation financière. Des blocs autrefois jugés trop onéreux à évaluer deviennent économiquement viables. Pour Shell, qui avait quitté le pays à une époque où les prix du brut s’effondraient et où ses priorités stratégiques pointaient ailleurs, le recalcul est simple. Surtout que le bassin gabonais offre aujourd’hui un rapport risque-rendement redevenu attractif.
La conjoncture y contribue. En effet, un baril stabilisé au-dessus de 90 USD, et des infrastructures existantes (pipelines, FPSO) avaient permis de réduire sensiblement les coûts de développement initiaux.
Ce retour en force des majors n’est pas le fruit du hasard. L’on se souvient que le Gabon a révisé son code pétrolier pour améliorer la compétitivité des termes applicables aux blocs profonds et ultra-profonds. Le ministre Kondja a expliqué que « le gouvernement a ciblé des majors spécifiques plutôt que de lancer des appels d’offres larges, précisément parce que peu d’opérateurs sont capables d’intervenir en eaux profondes ».
Cette sélectivité assumée confère à l’accord avec Shell une valeur de validation. Quand un groupe de cette envergure, disposant d’un accès mondial à des opportunités d’exploration compétitives, choisit de revenir sur un terrain qu’il avait abandonné, c’est que l’offre gabonaise a évolué dans le bon sens.
Pour le gouvernement de transition, dont le Plan national de croissance et de développement (PNCD) 2026-2030 repose en partie sur la mobilisation de capitaux privés étrangers, l’arrivée conjointe de Shell, BP et ExxonMobil constitue le meilleur argument commercial qu’il pouvait produire. La crédibilité d’un territoire pétrolier se mesure aussi à la qualité de ceux qui choisissent d’y investir.
