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BP, Eni Fire Up New Field offshore Angola

by Jov Onsat|Rigzone Staff | Monday, February 23, 2026

Azule Energy Holdings Ltd - Eni SpA and BP PLC's 50-50 joint venture in Angola - and its partners have started producing oil in the "Ndungu full-field", part of the Agogo Integrated West Hub Project in the waters of the Central African country.

Ndungu is designed to produce up to 60,000 barrels of oil a day, with seven production wells and four injection wells, Italian state-backed energy major Eni said in an online statement.

"The phased integration of Agogo Integrated West Hub Project, with Ndungu full field producing first via N’goma FPSO [floating production, storage and offloading vessel] and later via Agogo FPSO, will ensure sustained long-term production from Block 15/06 and contribute meaningfully to Angola’s national output, in line with the country’s strategic petroleum objectives", Eni said. "Together, Agogo and Ndungu expect to reach a peak output of approximately 175,000 barrels per day across the two fields".

Incorporated joint venture Azule, based in Luanda, operates Block 15/06, in the Lower Congo Basin, with a 36.84 percent stake. Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola EP owns 36.84 percent. China Petroleum and Chemical Corp holds 26.32 percent.

Earlier this month Azule declared a new oil discovery in Block 15/06, with an initial estimate of about 500 million barrels.

"The Algaita-01 results build on a long successful track record of 22 discoveries, once again confirming the exceptional effectiveness of the petroleum system in Block 15/06", Azule chief executive Joe Murphy said in a press release February 14.

"The presence of multiple nearby producing facilities further enhances the value of this new exploratory success".

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Azule Energy identifie 500 millions de barils au large des côtes angolaises

Agence Ecofin 17 fev 2026

Azule Energy joue un rôle clé dans la politique de l’Angola visant à stabiliser sa production d’hydrocarbures. En juillet 2025, la joint-venture formée de BP et d’Eni, a annoncé la découverte de Gajajeira, le tout premier gisement de gaz non associé du pays.

Environ 500 millions de barils de pétrole ont été identifiés au large de l’Angola par la joint-venture Azule Energy. L’annonce a été faite le 13 février dernier, à la suite du forage du puits d’exploration Algaita-01 sur le bloc offshore 15/06, selon un communiqué publié conjointement avec l’Agence nationale angolaise du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG).

Le puits Algaita-01 foré en janvier 2026 dans le bassin du Bas-Congo, se situe dans une zone où la profondeur de l’eau atteint environ 667 mètres. Il est localisé à près de 18 kilomètres d’un navire flottant de production, de stockage et de déchargement (FPSO), déjà en activité dans cette région.

D’après le communiqué, les travaux sur ce site ont permis d’identifier plusieurs couches souterraines contenant du pétrole. Les estimations reposent sur les analyses réalisées pendant le forage, notamment l’étude des roches traversées et des fluides prélevés. Le volume annoncé correspond à la quantité de pétrole estimée présente dans le sous-sol avant toute extraction.

À ce stade, Azule Energy, opérateur du bloc avec 36,84 % d’intérêt, aux côtés de SSI Fifteen Limited (26,32 %) et de l’entreprise publique Sonangol E&P (36,84 %), n’a pas précisé la part de ces volumes susceptible d’être récupérée. La coentreprise ne mentionne pas non plus de calendrier de développement ou de mise en production.

Ce développement intervient dans un contexte de relance de l’exploration pétrolière en Angola. L’ANPG a multiplié ces dernières années les accords avec des partenaires internationaux pour dynamiser l’activité dans le bassin inférieur du Congo. Azule Energy, Sonangol E&P et Equinor collaborent notamment avec l’agence dans le cadre de campagnes d’exploration offshore. En 2023, l’ANPG et Azule Energy ont par ailleurs paraphé un accord de partage de production relatif au bloc 31.

Ces initiatives s’inscrivent dans un effort plus large visant à freiner le déclin de la production de pétrole. Comme rapporté par Agence Ecofin fin août 2025, les autorités ont annoncé de nouveaux forages alors que le pays cherche à maintenir une production autour d’un million de barils par jour.

Angola : Sonangol investit 245 millions de dollars dans un nouveau navire gazier

Agence Ecofin 04 fevrier 2026

Ces derniers mois, l’Angola, producteur historique de pétrole brut d’Afrique, a multiplié les initiatives ciblant le gaz naturel. Une ressource dont l’État cherche activement à renforcer la valorisation.

La compagnie publique angolaise Sonangol a signé un contrat d’environ 245 millions de dollars pour la construction d’un nouveau navire de transport de gaz naturel liquéfié (GNL). L’information a été relayée, lundi 2 février, par l’agence sud-coréenne Yonhap citant une déclaration réglementaire déposée par le constructeur naval HD Hyundai Samho Heavy Industries auprès des autorités financières coréennes.

Le navire sera ainsi construit par l’un des principaux acteurs mondiaux de la construction navale spécialisée. Dans le détail, la commande porte sur un méthanier neuf d’une capacité d’environ 174 000 m³, dont la livraison est prévue pour 2028.

Il servira surtout à l’exportation du gaz naturel liquéfié produit en Angola vers les marchés internationaux. Il s’agit de la première commande de méthanier neuf passée par Sonangol dans le cadre du renouvellement de la flotte utilisée pour les activités gazières du pays. La compagnie dispose déjà de plusieurs navires dédiés au transport de GNL, principalement mis en service au début des années 2010.

L’investissement de Sonangol dans un nouveau méthanier intervient dans un contexte de renforcement des capacités gazières du pays. L’Angola dispose d’une unique installation de liquéfaction, le complexe Angola LNG situé à Soyo, d’une capacité de 5,2 millions de tonnes par an.

L’usine est alimentée essentiellement par du gaz associé (gaz récupéré lors de l’extraction du brut) issu de la production pétrolière offshore. Selon des données de l’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG), la production de GNL à Soyo a enregistré une hausse de 20 % en novembre 2025.

Par ailleurs, des volumes de gaz non associé ont également été intégrés à l’approvisionnement du terminal, à la suite de la mise en service progressive du projet New Gas Consortium, développé notamment par Eni, selon les communications officielles du groupe.

Ainsi, en décembre 2025, Agence Ecofin a rapporté l’inauguration d’une unité de traitement à Soyo associée à ce projet, marquant le début de l’exploitation du gaz provenant des champs Quiluma et Maboqueiro, situés sur le bloc 2, au large des côtes du pays.

Par ailleurs, l’Angola a découvert et foré son premier puits gazier dédié, intégré au Plan directeur national du gaz, qui vise à structurer l’exploitation et l’investissement dans le secteur gazier national.

Angola : Masdar signe un accord pour développer une centrale solaire de 150 MW

Agence Ecofin 13 janvier 2026

Dans un pays où la production électrique repose encore largement sur l’hydroélectricité et les hydrocarbures, la sécurisation d’accords d’achat à long terme avec des acteurs majeurs constitue une étape clé pour le développement du solaire à grande échelle.

La société émiratie Masdar a annoncé, le dimanche 11 janvier, la signature d’un accord d’achat d’électricité pour une centrale solaire photovoltaïque de 150 MW à Quipungo, dans le sud de l’Angola. L’accord a été conclu avec l’opérateur public Rede Nacional de Transporte de Electricidade et constitue le premier projet solaire de Masdar dans le pays.

L’accord signé garantit l’achat à long terme de l’électricité produite par la centrale, dont les 150 MW ne représentent que la première phase d’un programme de 500 MW réparti sur trois sites. Selon Masdar, ce premier accord doit servir de socle au déploiement progressif du portefeuille.

Une fois l’ensemble du programme achevé, celui‑ci devrait permettre la création de plus de 2000 emplois et fournir de l’électricité propre à environ 300 000 foyers, tout en renforçant le réseau électrique du sud du pays.

« L’accord d’achat d’électricité de Quipungo démontre comment des partenariats à long terme et des accords d’achat structurés peuvent accélérer le déploiement d’énergies renouvelables à l’échelle industrielle, qui soutiennent les ambitions nationales en matière d’énergie propre, le développement économique et la création d’emplois, tout en fournissant une énergie propre, fiable et abordable aux communautés locales », a déclaré Mohamed Jameel Al Ramahi, directeur général de Masdar.

Le système électrique angolais reste fortement dépendant de l’hydroélectricité, qui représentait 71 % de la production nationale en 2023, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Les centrales au pétrole et au gaz comptaient pour 26 %, tandis que le solaire ne représentait que 2,5 % de la production.

Par ailleurs, malgré une production électrique estimée à 15 701 GWh en 2023, plaçant l’Angola au 12ᵉ rang africain selon l’AIE, le taux d’accès à l’électricité atteignait seulement 51 % la même année dans le pays, d’après la Banque mondiale. Dans ce contexte, la sécurisation de projets solaires à grande échelle constitue une étape majeure vers la diversification du mix et l’extension de l’accès à l’électricité, en particulier dans le sud du pays.

Offshore angolais : Chevron met en service South N’dola pour doper la production de brut et de gaz

Agence Ecofin 05 janvier 2026

Le lancement du champ South N’dola par Chevron marque un tournant dans la stratégie énergétique angolaise : optimiser les champs matures tout en développant le gaz, y compris non associé, pour réduire la dépendance au pétrole et soutenir la mise en œuvre du National Gas Master Plan.

Alors que la production pétrolière de l’Angola continue de reculer, Chevron a annoncé, lundi 29 décembre, le démarrage du champ South N’dola, situé dans le bloc 0 au large des côtes angolaises et opéré par sa filiale locale Cabinda Gulf Oil Company (CABGOC). La multinationale n’a pas communiqué de volumes officiels, mais Africa Oil & Gas Report estime que le champ pourrait produire environ 25 000 barils de pétrole par jour, auxquels s’ajouteraient près de 50 millions de pieds cubes de gaz quotidien, soit une production totale combinée d’environ 33 000 barils équivalent pétrole par jour.

Le projet mise sur l’optimisation des infrastructures existantes, permettant de limiter les investissements supplémentaires et de raccourcir les délais de mise en production. « Portée par le potentiel du bloc 0, la mise en production en toute sécurité de South N’dola constitue un nouvel exemple des efforts de Chevron pour maximiser la production à partir de nos actifs offshore existants en Angola », a déclaré Brent Gros, président de Chevron Offshore Business.

Au-delà du lancement d’un nouveau champ, cette production s’inscrit dans la stratégie nationale de valorisation du gaz associé, qui sera acheminé vers le complexe Angola LNG, principale infrastructure de monétisation gazière du pays. L’intégration de nouveaux projets à cette installation contribue également à réduire le torchage et à prolonger la rentabilité des champs matures, dans un contexte où la production nationale est passée d’environ 2 millions de barils par jour au début des années 2010 à près de 1,1 million aujourd’hui.

Pour diminuer sa dépendance au pétrole, l’Angola mise sur le développement du gaz, y compris non associé, comme en témoigne la mise en service de son premier gisement dédié en novembre 2025. Ce premier grand projet dénommé New Gas Consortium (NGC) a commencé à produire du gaz en novembre 2025 via une usine de traitement à Soyo, représente une étape clé dans la valorisation des ressources gazières indépendamment du pétrole, avec une capacité d’environ 400 millions de pieds cubes de gaz par jour et jusqu’à 20 000 barils de condensats.

Cette dynamique s’appuie sur le National Gas Master Plan (NGMP), formellement adopté en avril 2025, qui vise à structurer l’industrie gazière nationale et à porter la part du gaz dans le mix énergétique à 25 % à court terme, contre environ 7 à 10 % actuellement.

Africa’s largest off-grid solar-plus-storage project comes online in Angola
In Angola, 75.26 MWh of battery storage has begun operating as part of Africa’s largest off-grid renewable energy system to date.

December 10, 2025 Patrick Jowett


Image: MCA

Portuguese group MCA energized an off-grid renewable energy system encompassing 75.26 MWh of battery storage alongside 25.40 MW of solar in Angola.

Billed as the nation’s first and Africa’s largest off-grid renewable energy system, the Cazombo Photovoltaic Park has been designed to rely on solar in the day and its battery bank for night-time supply, ensuring no fossil fuels are consumed.

The project is set to benefit more than 136,000 people living in the Angolan municipality of Cazombo, the capital of the Moxico Leste province in the east of the country.

A statement from MCA says the area has previously faced significant challenges in energy supply, before adding that the solar-plus-storage site represents “the first major source of electricity production and distribution in the region, democratizing access and promoting efficiency and stability.”

The site is the first to be delivered under Angola’s Rural Electrification Project, a government initiative developing solar power plants combined with battery storage to create autonomous minigrids in off-grid locations.

Financing for the Cazombo project came from the British Standard Chartered Bank with support from German export agency Euler Hermes, which granted a guarantee of around €1 billion ($1.16 million) reinsured by Portuguese and Korean export agencies Cosec and K Sure.

Angola : le premier gisement de gaz non associé appuie la diversification énergétique

Agence Ecofin 01 dec 2025

L’Angola cherche à réduire sa dépendance au pétrole, sécuriser son approvisionnement électrique et mieux valoriser ses ressources. À travers la diversification de son mix énergétique, le pays espère améliorer la stabilité du réseau et renforcer sa résilience économique.

L’Angola avance dans la diversification de son mix énergétique avec l’entrée en production de son premier gisement de gaz non associé. Selon des informations relayées vendredi 28 novembre par la presse internationale, le New Gas Consortium (NGC) qui réunit Azule Energy (joint-venture Eni/BP), Chevron, TotalEnergies et Sonangol, a inauguré l’usine de traitement de gaz de Soyo.

Ce développement marque le début de l’exploitation du gaz provenant des champs Quiluma et Maboqueiro, situés sur le bloc 2, au large des côtes du pays. Cette entrée en production intervient alors que Luanda souhaite accroitre ses sources d’approvisionnement électrique et mieux valoriser ses ressources gazières.

L’unité de Soyo peut traiter entre 330 et 400 millions de pieds cubes standards par jour, auxquels s’ajoutent jusqu’à 20 000 barils quotidiens de condensats. Les investissements cumulés du NGC dans ce projet, lancé en 2023 et finalisé six mois avant le calendrier initial, avoisinent 4 milliards de dollars.

Depuis plusieurs années, les autorités affirment en effet vouloir réduire le torchage et renforcer l’usage du gaz dans la production électrique. Ces priorités figurent dans les plans Angola Energy 2025 et Angola 2050, qui prévoient une montée en puissance des capacités alimentées au gaz en complément de l’hydroélectricité.

À court terme, les infrastructures de Soyo doivent augmenter les volumes de gaz envoyés vers Angola LNG, capable de traiter 1,1 milliard de pieds cubes par jour et de produire 5,2 millions de tonnes de GNL par an. Selon le consortium, cette mise en service contribue à mieux valoriser le gaz jusqu’ici sous-utilisé. Les autorités et les opérateurs indiquent par ailleurs que les volumes traités augmenteront à mesure que les installations atteindront leur plein régime.

L’Angola prépare un contrat pétrolier avec Shell pour plusieurs blocs offshores

Agence Ecofin 03 nov 2025

Face à l’arrivée à maturité de ses gisements producteurs d’or noir, l’Angola cherche activement des moyens de stabiliser sa production autour d’un million de barils par jour. Le pays mise sur les compagnies déjà actives sur son offshore pour atteindre cet objectif.

L’Angola signera, lundi 3 novembre 2025, un accord d’exclusivité de négociations avec le groupe pétrolier anglo-néerlandais Shell pour l’exploration et le développement de plusieurs blocs pétroliers situés en mer, notamment les blocs 19, 34 et 35.

L’information a été relayée vendredi 31 octobre par la presse internationale en citant l’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG), qui supervise les concessions pétrogazières du pays.

L’accord envisagé ne constitue pas encore un contrat d’exploration et de production, mais offre à Shell le droit exclusif de négocier avec l’État angolais sur les blocs concernés. Selon l’ANPG, cette étape marque un « moment important » dans la stratégie nationale visant à renforcer la présence d’investisseurs majeurs dans les eaux angolaises.

Il s’agit d’un cadre exclusif de négociation préalable à la signature éventuelle d’un contrat de partage de production. Cette annonce intervient alors que la production pétrolière du pays a oscillé autour de 1,03 million de barils par jour depuis plusieurs mois, contre plus de 1,4 million de barils dix ans plus tôt, selon les données officielles.

Deuxième producteur de brut d’Afrique subsaharienne, l’Angola mise sur de nouveaux partenariats pour relancer sa production et maintenir son rôle d’acteur clé du marché africain. En s’associant à Shell, un groupe disposant d’une expérience reconnue dans les forages en eaux profondes, le pays espère attirer des capitaux et des technologies de pointe pour explorer des zones complexes situées au large de ses côtes atlantiques.

Le contrat en vue avec Shell s’inscrit dans une tendance impliquant d’autres compagnies pétrolières internationales. En septembre 2025, la compagnie américaine Chevron a signé un accord préliminaire avec le gouvernement angolais pour explorer un nouveau bloc offshore, dans la continuité de sa présence historique sur le bloc 0 et le développement du champ de Mafumeira Sud.

Le même mois, sa compatriote ExxonMobil a obtenu une extension de licence pour le bloc 15, confirmant son intention de maintenir et d’optimiser la production sur cet actif mature. Ces initiatives illustrent la stratégie de Luanda visant à relancer l’exploration pétrolière offshore et à attirer de nouveaux capitaux étrangers dans un contexte de recul de la production.

Angola : Afentra franchit un cap vers l’exploitation pétrolière du bloc offshore 3/24

Agence Ecofin 16 oct 2025

Ces cinq dernières années, Afentra, précédemment Sterling Energy, a multiplié les acquisitions de participations dans des zones d’intérêts au large des côtes de l’Angola et renforce progressivement son positionnement.

La société britannique Afentra plc a annoncé, mardi 14 octobre 2025, l’approbation officielle par le gouvernement angolais d’un contrat de service à risque relatif au bloc 3/24, un périmètre de 545 km² situé au large du pays.

La validation du contrat par décret présidentiel marque une étape décisive dans la mise en œuvre de ce projet pétrolier. Afentra détiendra 40 % d’intérêts et assurera le rôle d’opérateur, aux côtés de Maurel & Prom Angola (40 %) et de la société publique Sonangol (20 %).

Avec ce développement, Afentra et ses partenaires peuvent désormais engager les travaux préalables à la mise en valeur du bloc, dont les ressources sont estimées à environ 130 millions de barils de pétrole et 400 milliards de pieds cubes de gaz naturel.

Par le passé, explique Afentra, le bloc 3/24 a fait l’objet de cinq découvertes pétrolières : Palanca North East, Quissama, Goulongo, Cefo et Kuma. Certaines, comme Palanca North East, ont déjà été testées, avec des débits de production allant jusqu’à 6 000 b/j de pétrole brut.

Cette approbation s’inscrit dans le cadre des politiques publiques encadrées par décret et du recours au contrat de service à risque, type de contrat pétrolier dans lequel l’État garde la propriété des ressources en attirant des investisseurs pour financer les opérations pétrolières.

Pour Afentra, cette évolution constitue un jalon réglementaire essentiel validant son entrée opérationnelle sur ce bloc, après avoir déjà acquis des intérêts dans les blocs voisins 3/05 et 3/05A, comme rapporté par l’Agence Ecofin en juillet 2022.

D’après la compagnie, les prochaines étapes du projet consistent à se concentrer, dans les mois à venir, sur l’analyse technique des données historiques, la remise en état des anciens puits et la préparation d’un plan de développement progressif.

Les parties prenantes n’ont pas encore fixé de calendrier de production, mais confirment agir conformément aux directives du décret présidentiel.

Dans le même temps, d’autres compagnies renforcent leur présence dans le pays. En septembre 2025, Chevron a ainsi signé un accord préliminaire de contrat de service à risque pour le bloc offshore 33/24, confirmant l’intérêt croissant des opérateurs internationaux pour ce modèle contractuel.

Angola : les multinationales soutiennent le rebond de la production de brut

Agence Ecofin 24 sept 2025

La production pétrolière de l’Angola, habituellement au-dessus du seuil symbolique de 1 million de barils par jour, est tombée en juillet 2025 à 998 757 b/j, reflétant la baisse de production sur des gisements matures.

Selon des chiffres de l’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG), relayés lundi 22 septembre par la presse, la production angolaise d’huile a retrouvé son plateau habituel, en affichant 1,03 million de barils par jour au terme du mois d’août 2025. Une légère progression qui fait suite à la baisse de la production en dessous de ce seuil symbolique en juillet.

Cette reprise est portée notamment par les majors opérant dans le pays, en l’occurrence TotalEnergies, ExxonMobil et Azule Energy (joint-venture BP/Eni). Elles ont participé à la réhabilitation de puits matures, à l’optimisation des installations existantes et à la mise en production de gisements satellites.

Azule Energy prévoit en plus d’investir 5 milliards de dollars sur les 4 à 5 prochaines années. Un projet d’investissement qui prend en compte le forage de 18 nouveaux puits producteurs, dont deux tiers seront opérés directement par la coentreprise.

Depuis 2019, l’Angola met en œuvre un programme d’attribution de blocs pétroliers aux compagnies pour soutenir l’exploration et la production de pétrole et de gaz. La reprise de la production intervient dans ce contexte alors qu’un nouveau cycle d’octroi de licences est attendu au quatrième trimestre 2025. Cette prochaine échéance constituera un indicateur de l’attractivité du bassin angolais pour les investisseurs.

Selon des données de la Banque mondiale, le secteur pétrolier reste central pour l’économie angolaise. Il représente plus de 90 % des exportations, 28,9 % du PIB et environ 70 % des recettes budgétaires. L’Angola prévoit 71 milliards de dollars d’investissements dans le secteur pétrolier jusqu’en 2028, contre 50 milliards entre 2019 et 2023.

Angola : la fiabilité de l’usine de GNL de Soyo cruciale pour le développement gazier



Agence Ecofin 12 sept 2025

L’Angola accorde une place de plus en plus importante au gaz naturel dans sa politique énergétique. Le pays s’appuie ainsi sur son National Gas Master Plan pour développer des projets gaziers à un moment où ses gisements pétroliers arrivent à maturité.

S’exprimant à l’occasion de la conférence Angola Oil & Gas 2025 qui s’est tenue les 3 et 4 septembre 2025 à Luanda, plusieurs majors pétrolières, dont ExxonMobil, TotalEnergies et Chevron, ont réaffirmé leurs engagements en Angola, en insistant sur le rôle stratégique du gaz aux côtés du pétrole.

Cette actualité intervient alors que de nouveaux apports en gaz associé et non associé viennent renforcer l’alimentation de l’usine de liquéfaction Angola LNG basée à Soyo. Le projet Sanha Lean Gas Connection (SLGC) injecte déjà environ 80 millions de pieds cubes standards de gaz par jour, avec une augmentation prévue jusqu’à 220 millions de pieds cubes standards par jour.

De son côté, le projet Quiluma & Maboqueiro, premier développement de gaz non associé du pays, opéré par Azule Energy, coentreprise entre Eni et BP, vise à ajouter environ 4 milliards de mètres cubes de gaz par an. L’entrée en production est attendue pour 2026.

Toutefois, avec un historique d’arrêts techniques documentés, la question se pose de savoir si l’usine de Soyo dont la capacité nominale atteint 5,2 millions de tonnes de GNL par an, saura convertir ces apports supplémentaires en cargaisons exportables de façon continue.

En 2023, Angola LNG qui exploite l’installation a annulé plusieurs cargaisons en raison de difficultés techniques. Deux ans après, malgré une capacité théorique élevée, le taux d’utilisation réel n’est pas communiqué publiquement.

En juillet 2025, la production de brut angolais est passée sous le seuil d’un million de barils par jour. Le gaz aura donc un rôle de plus en plus important dans la production globale d’hydrocarbures.

Angola : de nouveaux forages pétroliers d’ici 2026, face à la chute de la production

Agence Ecofin 27 aout 2025

Ayant quitté l’OPEP fin 2023 après 16 ans d’appartenance, l’Angola cherche activement à sécuriser ses revenus pétroliers. L’un des objectifs du pays à court terme est de maintenir un plateau de production supérieur à 1,1 million b/j jusqu’en 2027.

Selon des informations relayées lundi 25 août par la presse spécialisée, la joint-venture Sonadrill, formée par Seadrill et la compagnie publique Sonangol, prépare le lancement d’une campagne de forage offshore entre le troisième trimestre 2025 et le début 2026.

Dans ce cadre, la coentreprise a signé deux contrats. L’un engage la plateforme West Gemini, propriété de Seadrill, pour 284 jours avec Sonangol. L’autre attribué par Azule Energy Angola, coentreprise entre BP et Eni, mobilise le Sonangol Libongos pour 525 jours fermes, avec des options de prolongation.

Si ces marchés prolongent la présence de Sonadrill dans les eaux profondes angolaises, où elle opère avec trois navires de forage offshore, ils interviennent alors que la production nationale de brut a enregistré un recul marqué.

Lors d’une sortie médiatique il y a quelques jours, l’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG) a annoncé que la production de brut de l’Angola, généralement autour de 1,1 million b/j, est tombée à 998 757 b/j en juillet 2025. Selon le régulateur qui n’a pas précisé les raisons, il s’agit du niveau le plus bas depuis mars 2023 alors que la production dépassait encore 2 millions b/j en 2008.

L’Angola multiplie les initiatives pour tenter d’enrayer cette tendance. En juillet, les multinationales TotalEnergies et ExxonMobil, avec l’ANPG, ont lancé de nouvelles études prospectives sur les blocs offshores 17/06, au large de Luanda, et 32/21, dans le bassin du Bas-Congo.

L’objectif est d’identifier de nouveaux volumes exploitables dans des zones proches de champs déjà en production, afin de soutenir la production nationale et éviter qu’elle ne passe durablement sous le seuil symbolique de 1 million b/j.

À ces efforts s’ajoutent l’avancement de projets comme Agogo ou encore le développement de la raffinerie de Cabinda (30 000 b/j) qui doit également positionner l’Angola au premier rang des capacités de raffinage régionales.

Avec Cabinda, l’Angola prendra la première place du raffinage régional de brut

Agence Ecofin 25 aout 2025

Depuis 2022, l’Angola affiche sa volonté de réduire ses importations de carburants, un objectif prévu pour se concrétiser cette année avec la mise en service de la raffinerie de Cabinda, initialement annoncée pour avril puis reportée.

Après plusieurs reports, l’Angola mettra en service en septembre prochain sa raffinerie de Cabinda, d’une capacité de 30 000 b/j, selon des informations relayées vendredi 22 août par la presse locale. Avec celle de Luanda (65 000 b/j), la capacité de l’Angola atteindra 95 000 b/j, se positionnant devant le Congo, le Gabon et le Cameroun en tête du raffinage de pétrole brut d’Afrique centrale.

Cette projection s’appuie sur la situation actuelle des capacités de raffinage des pays concernés. En effet, selon l’U.S. Energy Information Administration (EIA), la raffinerie de la CORAF à Pointe-Noire (Congo) affiche une capacité d’environ 21 000 b/j. La SOGARA du Gabon traite une quantité similaire, soit environ 21 000 b/j.

Au Cameroun, la SONARA de Limbé dispose d’une capacité théorique de 42 000 b/j, mais reste inactive depuis l’incendie de 2019, selon le Global Energy Observatory. Un plan de relance baptisé « Parras 24 », approuvé il y a quelques jours, prévoit une remise en service d’ici 2027 après 24 mois de travaux de réhabilitation, selon la presse locale.

Une fois la deuxième phase du projet achevée, la capacité totale de raffinage de l’Angola atteindra 125 000 b/j, soit près du double du niveau actuel. Le projet, conduit par l’opérateur britannique Gemcorp en partenariat avec Sonangol, représente un investissement de plus de 900 millions de dollars.

À court terme, cette montée en puissance vise à réduire la dépendance du pays aux importations évaluées à plus de 2 milliards de dollars par an selon l’International Trade Administration.

Le projet est accompagné d’un programme de formation baptisé KUMA, destiné à préparer 5000 Angolais aux métiers du raffinage, notamment la mécanique, l’électricité, la soudure ou l’informatique, avec une priorité accordée aux jeunes et aux femmes.

Si l’Angola prend ainsi la première place en Afrique centrale en matière de raffinage, il reste toutefois loin derrière le Nigeria, dont la raffinerie privée Dangote affiche une capacité de 650 000 b/j. Ceci, en plus des 445 000 b/j théoriques de ses raffineries publiques, rarement exploitées à plein régime.

L’Angola continue de développer sa production dans sa stratégie hors OPEP

Agence Ecofin 28 juillet 2025

L’Angola s’est retiré de l’OPEP en décembre 2023, jugeant que les décisions du cartel ne répondaient plus à ses priorités nationales. Depuis, le pays poursuit ses efforts pour accroitre sa production.

Le lancement, mercredi 23 juillet dernier, du projet pétrolier Begonia situé dans le bloc 17/06 et de la phase 3 de CLOV, dans le bloc 17, marque une avancée vers la consolidation de la production pétrolière de l’Angola qui se situe régulièrement autour de 1,1 million de barils par jour.

Le développement de ces projets offshores, tous deux opérés par la multinationale pétrolière française TotalEnergies, apporte un volume combiné de 60 000 barils par jour. Ces volumes viennent soutenir les efforts de Luanda pour maintenir une production supérieure à un million de barils quotidiens.

En misant sur des projets qui reposent sur des installations offshores existantes, l’Angola privilégie une optimisation rapide et moins coûteuse de sa production pétrolière, sans dépendre de nouveaux investissements lourds.

Cette stratégie s’appuie sur l’objectif affiché par l’Agence nationale angolaise du pétrole (ANPG) de préserver un plateau de production stable, supérieur à 1,1 million de barils par jour, d’ici 2027, en capitalisant sur les projets validés en cours de développement.

En quittant l’OPEP, Luanda entendait se libérer des contraintes de plafonnement pour exploiter plus librement ses réserves offshores concentrées sur des gisements arrivés à maturité.

Mais le déclin progressif de ces champs constitue un défi majeur pour l’économie angolaise, encore très dépendante des recettes pétrolières. Elles constituent, d’après le Trésor français, environ 65 % des revenus fiscaux et plus de 90 % des recettes d’exportation.

Selon les données disponibles, au moins cinq projets offshores sont attendus d’ici 2027, dont l’Agogo Integrated West Hub opéré par Eni, et le développement Cameia-Golfinho opéré par TotalEnergies.

Dans le même temps, l’ANPG poursuit une stratégie de promotion de l’exploration pétrolière, avec l’objectif de mettre à disposition jusqu’à 50 blocs, dont plusieurs en eaux profondes, via des appels d’offres ciblés et un mécanisme d’attribution permanente. Ce programme s’inscrit dans un plan d’investissement jusqu’en 2030, estimé à 60 milliards de dollars.

TotalEnergies Starts Production at Begonia, CLOV Phase III offshore Angola

by Jov Onsat|Rigzone Staff | Thursday, July 24, 2025

TotalEnergies SE said Wednesday it has unlocked new production of 60,000 barrels per day (bpd) gross in Angola with the start-up of Begonia and CLOV Phase III.

Begonia, 150 kilometers (93.21 miles) off the coast of the Central African country, has a capacity of 30,000 bpd. The project consists of five wells tied back to the Pazflor floating production, storage and offloading (FPSO) vessel.

The first inter-block development in Angola, Begonia straddles blocks 17 and 17/06, both operated by the French energy giant. TotalEnergies owns a 38 percent stake in block 17 and 30 percent in 17/06.

Block 17’s CLOV Phase III, 140 kilometers off the coast, also has a production capacity of 30,000 bpd. It consists of four wells tied back to the CLOV FPSO.

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