TENSIONS GEOPOLITIQUES SUR LE GAZ SENEGALAIS : Une fenêtre d’opportunité sous contraintes

C'est l'effet le plus direct et le plus favorable pour le Sénégal. Le Brent a bondi de plus de 9% au-dessus de 80-90 USD/baril suite aux perturbations du détroit d'Ormuz. Pour le Sénégal, la hausse géopolitique du Brent a un double effet. Elle augmente mécaniquement les recettes brutes de Sangomar (chaque dollar de hausse du Brent rapporte environ 100 000 dollars supplémentaires par jour à l'ensemble du projet), soit environ 18 000 dollars pour la part PETROSEN (actionnaire à 18% dans la joint-venture).

Dans le même temps, la flambée des prix du GNL mondial (dans certains épisodes de tension, les prix ont brièvement dépassé 65 €/MWh, soit plus du double des niveaux observés fin 2025) signifie que les cargaisons exportées valent mécaniquement beaucoup plus. Les recettes fiscales et la part de l'État via PETROSEN (10% du projet), s'en trouvent renforcées à court terme.

Le Sénégal, fournisseur convoité

L'Europe, en manque criant de gaz, se tourne vers l'Afrique de l'Ouest. Kpler (entreprise de Data Intelligence qui développe des solutions de transparence dans le domaine des matières premières), estime que l'ensemble des fournisseurs alternatifs mobilisables — Australie, Nigéria, Algérie, Trinidad — ne peuvent collectivement dégager qu'environ 2 millions de tonnes supplémentaires par mois, face à un déficit mensuel évalué à 5,8 millions de tonnes.

Dans ce déficit structurel, le Sénégal devient un fournisseur convoité. Le projet GTA soutient les objectifs de diversification énergétique de l'Europe, tout en faisant du Sénégal et de la Mauritanie, des exportateurs clés de GNL.

En résumé, les tensions au Moyen-Orient constituent une opportunité à court terme pour les recettes sénégalaises, mais elles révèlent aussi les fragilités structurelles du modèle actuel : dépendance à un seul opérateur, faible capacité de commercialisation propre et tension non résolue entre export et usage domestique.

Le verrou contractuel

Dans le pétrole comme dans le gaz, la structure contractuelle est un élément clé.
Pour ce qui est de la commercialisation du gaz de GTA que le Sénégal partage avec la Mauritanie voisine, BP Gas Marketing a été désignée à l'issue d'un processus compétitif, comme l'unique acheteur du GNL de la phase 1, avec un contrat de fourniture de 2,45 millions de tonnes par an pour une durée initiale de 20 ans. C'est BP, et non l'État sénégalais, qui décide ensuite à qui et à quel prix revendre ces volumes sur le marché mondial.
 
Ce contrat d'offtake (contrat à long terme entre un producteur et un acheteur, garantissant l'achat d'une partie ou de la totalité de la production future (matières premières, énergie, crédits carbone) à un prix et des conditions définis), de type SPA (Sale and Pourchasse Agreement), transfère à BP Gas Marketing, la pleine propriété du GNL au point de chargement, et lui confère la totale liberté de revendre ces volumes sur n'importe quel marché mondial.

PETROSEN, avec sa participation de 10%, perçoit sa part des revenus du projet (production moins coûts opératoires et amortissement du capital investi), mais n'a aucun droit de regard sur la destination finale des cargaisons ni sur le prix de revente pratiqué par BP.
Dans un contexte de flambée des prix (TTF dépassant 47 €/MWh en mars 2026), cette architecture fait manquer au Sénégal une fraction substantielle de la prime de marché.
Exemple concret : si une cargaison vaut 50 M$ au prix spot asiatique mais que le contrat d'offtake BP la valorise à 38 M$ selon la formule d'indexation, le gain de 12 M$ par cargaison revient intégralement à BP Gas Marketing, et non au Sénégal.

Un bilan net négatif

Autrement dit, le Sénégal ne vend pas directement au prix spot : c'est BP qui arbitre entre clients, selon ses intérêts commerciaux. L'État sénégalais ne capture donc pas l'intégralité de la prime de marché. Dès lors, la flambée du GNL bénéficie principalement à BP Gas Marketing (intermédiaire commercial).

Pour ce qui est de l’exportation du pétrole extrait de Sangomar, la hausse géopolitique du Brent est partiellement annulée par la hausse de la facture des produits raffinés importés par le Sénégal, qui représente plus de 22 % des importations.
 
Par ailleurs, le mécanisme contractuel du Cost-Oïl (coûts d’investissement) signifie que 75% de cet incrément part d'abord en remboursement des coûts. Pour illustrer, Woodside a encaissé 20 fois plus que l'État sénégalais sur Sangomar en 2025. Ce ratio n'est pas frauduleux, il est mécanique (Cost-Oil).
L'Etat sénégalais ne capturerait que 4-5% de la hausse des recettes brutes en termes de recettes fiscales nettes immédiates.
 
Le bilan net pour le budget de l'Etat de la crise géopolitique actuelle est probablement négatif de 30 à 50 milliards de FCFA, contrairement aux apparences.
 
Deux risques structurels

Dans le contexte sénégalais, le TTF (Title Transfer Facility — principal indice de référence du prix du gaz naturel en Europe), a une double importance : Il sert de référence d'indexation partielle dans la formule de prix du contrat d'offtake BP Gas Marketing pour les cargaisons de GNL destinées aux acheteurs européens. Sa flambée à +47 €/MWh en mars 2026 suite à la crise du Moyen-Orient, est le baromètre le plus visible de la valeur que les cargaisons sénégalaises auraient pu rapporter si PETROSEN les commercialisait directement.

Avec un contrat de commercialisation unique sur 20 ans accordé à BP Gas Marketing, le Sénégal délègue entièrement la stratégie commerciale de son gaz à un acteur privé extérieur.

Les perspectives de recettes pourraient être revues à la hausse sous l'effet d'une intensification des conflits au Moyen-Orient, d'une concurrence accrue pour les cargaisons de GNL et de températures plus froides que prévu. Mais l'inverse est aussi vrai : une désescalade rapide ferait chuter les prix. Des recettes budgétaires construites sur des prix de crise seraient structurellement fragiles.

Négocier et non pas re-négocier

Lorsque le GNL se négocie aujourd’hui à des niveaux deux fois supérieurs à ceux qui prévalaient au moment de la signature des contrats, tandis que l’État sénégalais ne capte qu’environ 5 % des revenus bruts, la question d’une renégociation cesse d’être idéologique pour devenir strictement économique. Il ne s’agit pas d’adopter une posture souverainiste, mais d’un ajustement rationnel face à un marché profondément transformé. Dans l’industrie énergétique mondiale, les contrats ne sont jamais figés : ils évoluent au rythme des cycles de prix et des rapports de force. Mais cette discussion ne peut se faire que dans le cadre des engagements existants, sous l’autorité de la loi pétrolière et dans le respect des règles contractuelles. Les marges d’interprétation politique ou unilatérales y sont, en réalité, extrêmement limitées.

C’est là que se noue l’équation la plus délicate pour Dakar. Car au-delà du débat sur les contrats, c’est un véritable trilemme qui se dessine : préserver la souveraineté économique, garantir la stabilité juridique des engagements et maintenir l’attractivité du pays pour les investisseurs internationaux. Mais une remise en cause unilatérale exposerait le Sénégal à des arbitrages internationaux coûteux et risquerait d’éroder davantage la confiance des investisseurs étrangers, un capital aussi stratégique que les ressources elles-mêmes.

 

Le défi reste de conclure sans déclencher une série d'arbitrages internationaux coûteux, et les tensions au Moyen-Orient, en rendant le GNL sénégalais encore plus précieux, offrant paradoxalement une fenêtre favorable pour aboutir à un accord équilibré avec BP et Kosmos.

Anticiper la phase 2 de GTA

Un an et demi après les premières productions, un constat s'impose : les chiffres publics sont éloquents dans leur asymétrie. Woodside Energy, opérateur de Sangomar, a génère 2,6 milliards de dollars d'EBITDA (sa part) depuis la mise en service, tandis que la part congrue de 76 milliards de FCFA (environ 127 millions de dollars) de recettes pétrolières revient au Sénégal en 2026. Soit un ratio de plus de 20 pour 1 en faveur de l'opérateur.
Ce décalage n'est pas le fruit d'une fraude : il est la conséquence mécanique d'une architecture contractuelle fondée (comme dit plus haut) sur le principe du Cost-Oïl (remboursement prioritaire des couts d'investissement) qui réduit temporairement mais durablement la part de l'Etat.

Dans l’industrie pétrolière mondiale, la règle est connue : les États ne financent pas l’exploration. Ce sont les compagnies pétrolières qui prennent les risques financiers en investissant des milliards pour chercher le pétrole ou le gaz. Si le projet réussit, elles récupèrent leurs investissements. Rien de plus normal car si le projet échoue, elles perdent leur argent.

En revanche, l’exploitation du gisement GTA étant prévue pour être opérée en trois phases, le gouvernement sénégalais peut bien anticiper la négociation des nouveaux contrats de phase 2. C’est là tout le sens de parler de négociation et non pas de re-négocier.

Sans les contraintes de GTA 1

La phase 2 de GTA (portant la capacite à 5 Mt/an) est en cours de préparation. La décision finale d'investissement n'a pas encore été prise. C'est maintenant, avant que les contrats de phase 2 ne soient signés, que le Sénégal dispose du maximum de levier pour « imposer » une architecture commerciale différente — avec une part de vente directe par PETROSEN, une diversification des offtakers, et des clauses de transparence renforcées. Laisser passer cette fenêtre serait une erreur stratégique majeure.

L’abandon (et non pas reprise) par Kosmos Energy du bloc Yakaar-Teranga constitue un actif stratégique majeur. Ce bloc, entièrement sénégalais (pas de dimension mauritanienne), offre une flexibilité totale sur la structure d'exploitation et de commercialisation. Son développement (estimé entre 150 et 250 millions de pieds cubes standard par jour) pourrait être structuré dès l'origine avec un modèle commercial souverain, sans les contraintes héritées de GTA phase 1, en combinant partenariat privé (avec les majors) et souveraineté commerciale.

Pour la phase 2 de GTA, le Sénégal pourrait structurer la commercialisation avec un minimum de trois acheteurs différents : un Européen sur contrat de long terme (10-15 ans), un Asiatique sur contrat de moyen terme (5-7 ans) et un volume spot gèré directement par PETROSEN Trading. Cette diversification réduit le risque de concentration et optimise la valeur moyenne des cargaisons.

Même scénario pour Sangomar avec comme cible, le Cost-oil. Le Sénégal gagnerait à anticiper l’amortissement dans trois ans, du Cost Oil, car c'est maintenant, dans le contexte de crise que le levier est maximal.

L'espoir structurel

Dans 3 ans, quand le Cost Oil sera remboursé, la part de l'État sur Sangomar passera mécaniquement de 10-12% à 35-45%. La vraie bataille, c'est d'accélérer ce basculement et de construire la SAR 2.0 en plus de « gazéifier » SENELEC pour que la « prochaine crise du Moyen-Orient » soit enfin une bonne nouvelle nette pour le Sénégal.

En définitive, la conjoncture mondiale actuelle (crise géopolitique au Moyen-Orient, flambée des prix du GNL, demande européenne et asiatique insatiable) offre au Sénégal une fenêtre d'opportunité historique pour renverser le rapport de forces. Cette fenêtre ne durera pas : quand les tensions se résorbent, les prix baissent et le pouvoir de négociation d’un nouveau venu diminue. C'est maintenant qu'il faut agir.
Malick NDAW