C’est à un grand oral que le ministre de l’Energie et du pétrole, El Hadji Abdourahmane Diouf, s’est livré avec Le Quotidien, après une semaine de travaux rythmés à l’Africa Energy Week 2026 qui s’est tenue à Cape Town, en Afrique du Sud. Le chef de la délégation sénégalaise était en mission pour montrer le potentiel sénégalais en hydrocarbures, attirer les investisseurs, rassurer sur le respect des règles d’affaires et présenter une vision du pays qui veut faire des ressources naturelles du sous-sol des moteurs de prospérité pour les populations. De l’exploitation en cours des gisements comme Gta et Sangomar à la mise en œuvre de la politique énergétique du Sénégal, en passant par la promotion de nouveaux blocs avec Petrosen, la mise en place d’un réseau de pipelines avec le Rgs, le renforcement du parc de production pour l’électricité et les différends avec certains opérateurs et l’état des relations, le ministre Diouf a livré de façon claire et exhaustive ses vérités au journal.
Monsieur le ministre, le Sénégal est partenaire «Platinum» de l’Africa Energy Week (Aew 2026). Le pays produit désormais du pétrole avec Sangomar et du gaz avec Gta. Quel message voulez-vous faire passer aux investisseurs réunis au Cap, et qu’est-ce qui a changé dans la manière dont le Sénégal se présente à eux ?
Notre présence à l’Africa Energy Week en qualité de partenaire «Platinum» est un signal de continuité et d’ambition. Le Sénégal est désormais un pays producteur, avec le pétrole de Sangomar et le gaz naturel liquéfié de Grand Tortue Ahmeyim, développé conjointement avec la Mauritanie. Nous avons franchi une étape décisive : nous ne présentons plus seulement un potentiel géologique, mais des projets en exploitation, des institutions qui en assurent le suivi et de nouvelles perspectives d’investissement sur l’ensemble de la chaîne énergétique. Le message que je porte aux investisseurs est simple : le Sénégal est ouvert aux capitaux, aux compétences et aux technologies, dans un cadre juridique stable, transparent et exigeant. Notre objectif n’est pas de multiplier les annonces, mais de transformer des opportunités en projets décidés, financés, construits et exploités. L’Etat continuera à honorer ses engagements ; en retour, nous attendons des programmes de travaux crédibles, des calendriers réalistes, un véritable transfert de compétences et une contribution mesurable à l’économie nationale.
Notre offre aux investisseurs s’est également élargie. Il existe des possibilités dans l’exploration des blocs disponibles, dans les phases ultérieures de développement de Sangomar et Gta, dans la valorisation de Yakaar-Teranga, dans les infrastructures gazières, dans le raffinage, la pétrochimie, l’électricité et les services industriels. Nous voulons connecter les activités amont aux besoins concrets de notre économie : alimenter nos centrales, approvisionner les industries, réduire la dépendance au fioul importé et créer de nouvelles activités au Sénégal.
Enfin, nous proposons une relation de partenariat plus mature. Le Sénégal entend concilier la compétitivité des projets, une juste rémunération du risque pris par les investisseurs et la préservation de l’intérêt national. Notre exigence de contenu local ne vise pas à exclure les entreprises étrangères ; elle doit contribuer à faire émerger des entreprises sénégalaises capables d’intervenir durablement dans la chaîne de valeur. Le véritable succès de Sangomar et Gta ne se mesurera pas uniquement en baril ou en cargaison : il se mesurera à la qualité de l’électricité, aux emplois, aux capacités industrielles et à la prospérité que ces ressources permettront de créer.
Votre nouvelle carte compte 113 blocs dont seulement quatre sont sous contrat. Vous en proposez donc 109 aux investisseurs. Selon le rapport de la Chambre africaine de l’énergie et de S&P Global, le bassin Msgbc n’avait plus aucun projet d’exploration actif à la mi-2025. Comment comptez-vous attribuer ces blocs : appel d’offres, négociation directe ? Et l’accord avec Eni sur cinq blocs offshore annonce-t-il d’autres signatures ?
La nouvelle nomenclature de notre bassin sédimentaire identifie 113 blocs dont quatre sont actuellement sous contrat, et 109 sont présentés comme disponibles. Ce chiffre illustre l’étendue des possibilités d’exploration. Mais nous ne confondons pas la disponibilité administrative d’un bloc avec sa maturité géologique ou son aptitude immédiate à recevoir un programme de forage : tous n’appellent ni les mêmes travaux préalables, ni le même calendrier, ni la même stratégie commerciale.
Sur la procédure d’attribution, la réponse est clairement prévue par notre Droit. L’article 12 du Code pétrolier de 2019 et ses textes d’application permettent l’appel d’offres ou la consultation directe. Nous utiliserons ces deux instruments de manière adaptée, dans le respect des mêmes exigences de transparence, de traçabilité et d’évaluation des capacités techniques et financières. Lors-qu’un ensemble de blocs présente une concurrence potentielle suffisante et un niveau de données satisfaisant, un processus compétitif est pertinent. Pour des zones plus exploratoires, où il faut d’abord mobiliser des capitaux de prospection et de nouveaux travaux de connaissance, la consultation directe peut aussi être appropriée dans le cadre légal. (…) L’accord signé avec Eni, en septembre 2026, concerne des études préliminaires et l’évaluation du potentiel de cinq blocs offshore : SN01M, SN02M, SN03M, SN07M et SN40M. Il ne constitue ni une attribution de ces blocs, ni un contrat de recherche et de partage de production, ni un transfert de droits sur Yakaar-Teranga. Il témoigne d’un intérêt industriel réel et peut préparer des étapes supplémentaires si les études sont concluantes et si les procédures requises sont respectées. Je ne présenterai donc pas comme acquises des signatures qui n’ont pas encore eu lieu. L’urgence est réelle. L’exploration s’est ralentie et les investisseurs ont le choix entre plusieurs bassins africains. Nous devons redevenir compétitifs sans brader nos ressources. Sans travaux d’exploration, il n’y a pas de découverte ; sans découverte, il n’y a pas de nouveaux développements et de nouveaux revenus à long terme.
Le gouvernement veut renégocier les contrats signés avec Woodside et BP, et n’exclut pas d’aller en arbitrage international. Woodside a, de son côté, saisi le Cirdi, le tribunal d’arbitrage de la Banque mondiale, pour un litige fiscal. Vous avez dirigé le Club des investisseurs sénégalais et vous connaissez les attentes des milieux d’affaires. Que répondez-vous à un investisseur qui veut, avant tout, que son contrat ne change pas, face à un gouvernement qui veut des collaborations bénéfiques pour ses populations ?
La stabilité contractuelle est un principe fondamental auquel le Sénégal demeure profondément attaché. Je connais parfaitement les attentes des investisseurs : personne n’engage de capitaux très importants sur des projets de vingt ou trente ans sans visibilité, sans sécurité juridique et sans confiance dans l’Etat partenaire. Je comprends donc cette préoccupation et je veux y répondre sans ambiguïté : le Sénégal respecte ses engagements et ses obligations internationales. Mais je voudrais également rappeler qu’un bon contrat n’est pas nécessairement un contrat figé ; c’est avant tout un contrat équilibré et, pour cette raison, durable. Un partenariat dans lequel l’une des parties ne trouve plus son compte finit, tôt ou tard, par fragiliser l’investissement lui-même. Nous cherchons des accords qui rémunèrent justement les capitaux mobilisés et les risques industriels, tout en assurant à notre pays des retombées à la mesure des ressources exploitées. Ce sont les deux conditions d’un véritable partenariat gagnant-gagnant. Notre démarche n’a rien d’une remise en cause unilatérale des contrats. Lorsque des divergences surviennent sur l’interprétation de certaines clauses, sur des coûts, des engagements de livraison ou les conditions économiques d’un projet, notre première méthode est le dialogue, fondé sur les dispositions contractuelles et les règles applicables. Si les parties estiment qu’un ajustement est utile, il doit être négocié, convenu et juridiquement sécurisé. Le Sénégal a besoin de conserver des partenaires solides et d’attirer de nouveaux investisseurs ; il n’a aucun intérêt à installer l’incertitude dans ses relations économiques.
Concernant le différend fiscal avec Woodside, il faut distinguer la situation contentieuse de la relation industrielle autour de Sangomar. Une procédure a été enregistrée au Cirdi le 30 mai 2025, sous la référence ARB/25/23 ; elle suit son cours selon les règles de cette institution. Je ne commenterai ni le fond d’un litige pendant ni les stratégies de procédure des parties. L’existence d’un mécanisme d’arbitrage international est, en soi, une garantie juridictionnelle prévue pour résoudre des différends. Elle ne signifie ni rupture diplomatique ni impossibilité de continuer à travailler sur des projets communs.
Mon message aux investisseurs est donc très concret : nos règles doivent être claires, leurs droits protégés et les mécanismes de règlement des différends respectés. En même temps, les ressources du Sénégal doivent créer de la valeur pour les Sénégalais. Nous ne cherchons pas à opposer ces deux objectifs : nous travaillons à leur conciliation. Des investissements rentables pour ceux qui prennent les risques, et utiles pour les populations qui sont propriétaires de la ressource : telle est notre ligne.
Le 5 octobre, le Conseil constitutionnel a rejeté la proposition de loi des députés de la majorité. Elle voulait que l’Assemblée débatte des contrats pétroliers avant leur signature. Vous avez estimé que l’Assemblée voulait empiéter sur les pouvoirs du gouvernement. Comment concilier le contrôle des élus avec la confidentialité qu’exigent les investisseurs ? Et quelles réformes législatives préparez-vous pour attirer des capitaux, bien que notre Code pétrolier soit attrayant ?
Je voudrais partir d’un principe qui est au fondement de notre République : le Sénégal est un Etat de Droit. Ce n’est pas une déclaration de principe sans portée pratique. Cela signifie que le président de la République, le gouvernement et l’Assemblée nationale exercent chacun les compétences que la Constitution leur attribue, dans les limites qu’elle fixe. Aucune institution ne peut, au seul motif de sa légitimité ou de l’intérêt de l’objectif qu’elle poursuit, s’attribuer une compétence qui relève d’une autre. La proposition de loi n°37/2026 visait à modifier l’article 20 du Code pétrolier afin d’imposer, avant l’approbation par décret d’un contrat de partage de production, un débat préalable et obligatoire en séance plénière de l’Assemblée nationale, sans vote. Les auteurs de cette proposition invoquaient la transparence et l’information des députés. Je veux le dire clairement : personne n’a le monopole de la transparence dans notre pays. J’en ai fait un principe de gestion. J’ai moi-même consacré, au début du mois d’octobre, près de cinq heures d’échanges avec la presse et les responsables du secteur pour répondre, sans tabou, aux interrogations sur nos projets et nos difficultés. Mais la transparence doit s’exercer dans le respect de la Constitution.
Le Conseil constitutionnel a tranché ce désaccord dans sa décision n°9/C/2026 du 5 octobre 2026. Il n’a pas considéré que le Parlement ne pouvait jamais s’intéresser aux contrats pétroliers. Il a reconnu que les règles substantielles relatives à la gestion et à l’exploitation des ressources naturelles peuvent relever du législateur. Il a cependant jugé que faire du débat parlementaire préalable une condition obligatoire à la signature du décret d’approbation revenait à régler une modalité d’exercice du pouvoir réglementaire du président de la République. Cette disposition relève donc du domaine réglementaire au sens des articles 43, 67 et 76 de la Constitution, et a été déclarée irrecevable en application de l’article 83.
Le contrôle parlementaire demeure pleinement légitime. L’article 20 du Code pétrolier prévoit la publication au Journal officiel des contrats approuvés ; la Commission d’examen et de négociation des contrats comprend une représentation de l’Assemblée nationale selon les textes applicables ; les députés disposent des questions au gouvernement, des auditions, des commissions d’enquête et d’autres instruments de contrôle prévus par la Constitution et le Règlement intérieur. La publication intégrale du contrat approuvé constitue la règle légale ; la protection nécessaire de certaines données techniques ou commerciales pendant la négociation ne doit pas devenir un prétexte pour soustraire les décisions publiques au contrôle légitime.
Le sujet est également économique. Notre industrie a besoin de relancer l’exploration, et l’on n’attire pas les capitaux sans un environnement lisible, sans prévisibilité des procédures et sans confiance dans les institutions. Nous préparons donc, avec les services techniques et les parties prenantes, un Code général des hydrocarbures qui devrait mieux articuler l’amont, le transport, la transformation, le raffinage, le stockage et la distribution.
Notre conviction est que nous pouvons faire respecter la Constitution, assurer la transparence des contrats, défendre les intérêts du Sénégal et offrir aux investisseurs le calme, la sécurité et la sérénité nécessaires à des projets à long terme. Ces exigences sont complémentaires ; elles ne doivent pas être opposées.
S&P Global classe le Sénégal parmi les pays où l’investissement dans la production restera faible de 2027 à 2030. Aucune décision n’a encore été prise pour la suite de Gta, et Sangomar 2 avance à son rythme. Quand attendez-vous ces décisions, et comment éviter un trou d’investissement après Sangomar et Gta ?
Je prends les projections de S&P Global au sérieux, parce qu’elles reflètent le regard du marché sur la maturité de nos projets et sur notre capacité à transformer les ressources en décisions d’investissement. Mais une projection n’est pas une fatalité. Notre responsabilité est de faire progresser les dossiers techniques et commerciaux qui permettront d’infléchir cette trajectoire. Pour Sangomar, la priorité immédiate est de consolider les performances de la première phase, d’exploiter les données réelles de production, de confirmer les hypothèses de réservoir et de travailler avec Woodside et Petrosen sur la meilleure configuration technique et économique d’une phase supplémentaire. Les possibilités de valoriser les infrastructures sous-marines et les capacités déjà installées doivent être examinées avec rigueur. La décision dépendra notamment du profil de production, des investissements nécessaires, du calendrier des puits, de la rentabilité et des approbations requises. Les discussions de juin 2026 avec Woodside ont précisément permis de faire le point sur ces perspectives. Il serait peu sérieux d’annoncer une date de décision finale sans que ces paramètres aient été stabilisés. Pour Gta, la situation est plus complexe du fait du caractère transfrontalier du projet, de l’articulation avec les partenaires mauritaniens, des accords commerciaux et de l’évolution du tour de table industriel. Nous voulons avant tout pérenniser les acquis de la phase 1, améliorer les coûts d’exploitation, sécuriser les débouchés et avancer de manière coordonnée sur l’utilisation domestique du gaz et les phases suivantes. Une deuxième phase ne se décrète pas : elle suppose un schéma de développement partagé, des contrats commerciaux, un financement soutenable et des décisions concordantes entre les Etats et les partenaires.
Nous agissons aussi pour éviter une dépendance excessive à deux projets. Cela passe par la relance des investissements d’exploration, la mise en valeur de Yakaar-Teranga avec Petrosen et des partenaires adaptés, les opportunités de gaz terrestre lorsque leur faisabilité est établie, et la construction du réseau gazier. A cela s’ajoutent les investissements dans l’aval, notamment le raffinage, les infrastructures énergétiques et l’industrie. Le pays doit avoir un portefeuille de projets à différentes étapes : études, maturation, décision d’investissement, construction et exploitation.
Lorsque les conditions seront réunies, nous communiquerons sur les calendriers confirmés avec les partenaires concernés.
A Cape Town, le Rgs a présenté trois tronçons de gazoducs (Vert, Bleu, Orange) qui demandent 530 millions d’euros. Le tronçon Nord, vers Gandon, n’est réalisé qu’à 25, 8% et devait entrer en service mi-2026. Vous êtes spécialiste des partenariats public-privé : quel montage proposez-vous aux financeurs, et comment leur assurer que les délais seront tenus cette fois ?
Le Réseau gazier du Sénégal constitue l’un des chaînons déterminants de notre stratégie Gas-to-power et Gas-to-industry. Avoir du gaz en mer ne suffit pas : encore faut-il l’acheminer de façon sûre et compétitive vers les centrales et les industries. A l’Africa Energy Week, le Rgs a présenté trois tronçons complémentaires, identifiés par les couleurs vert, bleu et orange, pour un besoin d’investissement total d’environ 530 millions d’euros. Selon les présentations du Rgs, le tronçon vert représente environ 110 kilomètres et 220 millions d’euros, le bleu 100 kilomètres et 180 millions d’euros, et l’orange 45 kilomètres et 130 millions d’euros. Ces enveloppes correspondent à des estimations de projets à financer et devront être consolidées à mesure de l’avancement des études, d’ailleurs les avis à manifestation d’intérêt ont été lancés et l’évaluation des offres est en cours. La clé de la bancabilité réside dans les contrats. Avant de financer un gazoduc, il faut pouvoir démontrer la disponibilité du gaz à l’entrée, la demande en sortie, les engagements d’acheminement des utilisateurs et un régime tarifaire transparent et soutenable. Nous devons donc rapprocher les calendriers des producteurs, du Rgs, de la Senelec, des industriels et des bailleurs. Il faudra notamment travailler sur les engagements de capacité, les garanties adaptées, les risques de change, les autorisations environnementales et foncières, et les conditions d’accès non discriminatoires au réseau.
S’agissant du tronçon Nord vers Gandon, le taux d’avancement de 25, 8% annoncé par le Rgs signifie justement qu’il faut distinguer les réalisations effectives des calendriers initialement envisagés. Je ne prétendrai pas qu’une échéance passée sera tenue rétroactivement. Nous demandons une reprogrammation technique actualisée, avec identification du chemin critique, traitement des difficultés foncières et logistiques, sécurisation des équipements et revue indépendante des jalons d’exécution. Les investisseurs disposeront ainsi d’un calendrier documenté, assorti de responsabilités et d’un dispositif de suivi périodique. Notre principe est simple : des projets préparés sérieusement, financés sur des recettes crédibles, exécutés sous contrôle et annoncés au public lorsque leurs échéances sont suffisamment fiables. C’est ainsi que nous rétablirons la confiance sur les délais et que le réseau gazier deviendra un instrument de compétitivité nationale.
Vous avez annoncé près de 400 milliards de F Cfa pour donner l’électricité à tout le pays d’ici 2029, et la création de filiales au sein de la Senelec. A Gandon, vous avez reconnu que le gazoduc ne suffirait pas, à lui seul, à faire baisser les prix. Quand les ménages et les industriels sénégalais verront-ils une baisse sur leur facture ?
L’accès universel et la baisse du coût de l’électricité sont deux priorités majeures, mais il faut bien les distinguer. Le programme d’accès universel vise à électrifier les 6471 localités qui restent en dehors des projets disposant de financements identifiés. Il repose sur un besoin d’investissement consolidé proche de 396 milliards de francs Cfa, soit près de 400 milliards, à mobiliser pour achever cette dernière étape à l’horizon 2029. En fonction des territoires, nous mobiliserons l’extension du réseau, les mini-réseaux solaires et les systèmes autonomes, avec une attention particulière aux écoles, postes de santé et activités productives. Sur les tarifs, je tiens à ne pas créer de faux espoirs. La mise en service d’un gazoduc ne se traduit pas automatiquement, le lendemain, par une baisse de la facture. Le prix payé par l’usager dépend du coût complet de production, du coût du combustible, de la disponibilité des centrales, des investissements de transport et de distribution, des pertes techniques et commerciales, du service de la dette et du niveau de subvention supporté par les finances publiques. Si nous ne traitons qu’un maillon de cette chaîne, les économies espérées risquent de disparaître ailleurs. Notre stratégie agit donc simultanément sur plusieurs leviers : sécuriser l’approvisionnement en combustibles et la disponibilité du parc ; substituer progressivement du gaz compétitif au fioul dans les centrales adaptées ; intégrer davantage de solaire, d’éolien et de stockage lorsque ces solutions réduisent le coût global du système ; renforcer les réseaux ; réduire les pertes et améliorer le recouvrement ; et rendre plus transparente la performance de la Senelec. C’est dans cette dernière logique que s’inscrit la réflexion sur des filiales organisées par métiers -production, transport, distribution-commercialisation et chaîne gazière- sous une gouvernance publique clairement définie. Cette réorganisation vise à rendre visibles les coûts et les responsabilités ; elle ne signifie pas, à elle seule, une privatisation. Pour les ménages, notre première exigence est de préserver l’accès à l’électricité et de protéger les consommations essentielles. Pour les entreprises, nous recherchons une énergie dont le prix soit compatible avec l’industrialisation et l’emploi. Une réduction tarifaire durable interviendra lorsque des économies structurelles objectivées permettront de l’assumer sans dégrader la trésorerie de la Senelec, ni créer de nouvelles charges insoutenables pour l’Etat. Les décisions tarifaires seront prises dans le cadre réglementaire applicable, sur la base d’évaluations économiques et de l’équité entre catégories d’usagers. Je peux donc m’engager sur une méthode, pas sur une date artificielle : rendre l’électricité plus fiable, réduire son coût réel, puis faire bénéficier progressivement les ménages et les entreprises de ces gains lorsqu’ils seront effectivement acquis.
