Bénin

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Bénin : la production pétrolière repoussée en raison de problèmes techniques

Agence Ecofin 03 janv 2026

Après 27 ans d’inactivité, le Bénin avait relancé, en août 2025, la campagne de forage sur le champ pétrolier de Sèmè, situé au large des côtes du pays. Selon les prévisions des parties prenantes, la production pétrolière sur le site devait démarrer avant fin 2025.

Le démarrage attendu de la production pétrolière sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, ne se fera pas dans les délais initialement envisagés. Selon des informations relayées lundi 29 décembre 2025 par Upstream Online, des difficultés techniques ont affecté l’exécution des opérations de forage sur le site.

La campagne de forage lancée en août 2025, censée permettre une reprise de la production avant la fin de l’année, a été ralentie par des contraintes techniques liées notamment aux performances des équipements mobilisés et aux conditions d’exécution des travaux, selon la presse spécialisée. Les causes précises de ces difficultés n’ont pas été détaillées publiquement, mais elles sont jugées suffisantes pour justifier un report du démarrage de la production commerciale.

Découvert à la fin des années 1960 par la compagnie Union Oil, le champ de Sèmè a été par la suite développé par la société norvégienne Saga Petroleum et a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998, avant l’arrêt des opérations dans un contexte de baisse des prix du pétrole. Après plus de deux décennies d’inactivité, le site fait aujourd’hui l’objet d’un projet de redéveloppement visant à relancer la production.

Le projet de redéveloppement du champ de Sèmè est opéré par Akrake Petroleum, filiale de Lime Petroleum contrôlée par Rex International. L’opérateur détient 76 % des parts, aux côtés de l’État béninois (15 %) et du partenaire local Octogone Trading (9 %).

Le schéma de développement prévoit le forage de trois puits, dont deux puits horizontaux de production et un puits d’évaluation, ainsi que l’installation d’une unité mobile de production offshore (MOPU) et d’une unité de stockage et de déchargement flottante (FSO). La production cible était estimée entre 15 000 et 16 000 barils par jour, avant que les difficultés techniques rencontrées ne viennent retarder le calendrier initial.

À ce stade, ni l’opérateur ni les autorités béninoises n’ont communiqué de nouvelle échéance pour le démarrage de la production. La poursuite du projet reste conditionnée à la résolution des contraintes techniques identifiées et à l’avancement effectif des opérations de forage.

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problèmes techniques

Espérons que ce soit un problème bénin !

Supertomate

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Outre le jeu de mots, en matière de technologie pétrolière même un problème ''bénin'' peut couter des millions de $ et prendre des semaines à traiter.

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Bénin : Akrake annonce officiellement un démarrage de la production pétrolière fin janvier 2026

Agence Ecofin 13 janvier 2026

Après plusieurs semaines d’incertitude, le calendrier du projet pétrolier offshore de Sèmè se précise. Akrake Petroleum annonce désormais un démarrage de la production à la fin janvier 2026.

Akrake Petroleum, filiale indirecte de Rex International, prévoit de lancer la production sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, à la fin janvier 2026. L’annonce a été faite lundi 12 janvier et marque un tournant après le report du calendrier initial, qui visait un démarrage avant la fin de l’année 2025.

La mise en production reste conditionnée à l’achèvement du forage du puits de production AK-2H. Les travaux doivent, selon le communiqué de la société, être entamés au début de la semaine du 12 janvier. Selon l’opérateur, les principales installations sont déjà prêtes. L’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina ont été positionnées sur le site, en vue du démarrage des opérations.

La campagne de forage comprend un puits d’exploration, AK-1P, destiné à améliorer la connaissance de réservoirs plus profonds non encore exploités, ainsi que deux puits horizontaux de production, AK-1H et AK-2H, ciblant le réservoir H6.

La société explique que les opérations ont été ralenties par des difficultés géomécaniques dans les couches de schistes instables situées au-dessus du réservoir, provoquant plusieurs incidents techniques et des reprises de forage. Akrake indique que l’exploitation de nouvelles données géomécaniques collectées au cours des travaux a permis d’ajuster les paramètres de forage et de franchir ces zones complexes lors du forage du puits AK-2H.

Cette communication intervient dans un contexte de forte attente des autorités béninoises et des partenaires du projet. Fin décembre, les difficultés techniques avaient été relayées, sans qu’un nouveau calendrier ne soit alors précisé. En fixant désormais une date, l’opérateur cherche à redonner de la visibilité au projet et à signaler que les principaux obstacles opérationnels ont été identifiés et partiellement résolus.

Le respect de l’échéance de fin janvier dépendra de la finalisation du forage du puits AK-2H sans nouvel incident majeur. Le premier plateau de production devrait être d’environ 15 000 barils par jour. Les données issues du puits d’exploration AK-1P doivent également permettre d’évaluer le potentiel de couches plus profondes, susceptibles de prolonger la durée d’exploitation du champ et d’augmenter la production à moyen terme.

Akrake détient une participation de 76 % dans ce bloc, tandis que le gouvernement béninois possède 15 % et la société pétrolière locale Octogone Trading détient 9 %.

https://www.agenceecofin.com/actualites ... nvier-2026

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Bénin : forage réussi à Sèmè, mais le calendrier de production reste incertain

Agence Ecofin 04 fev 2026

L’achèvement du forage du puits AK-2H à Sèmè devrait lancer la production pétrolière, après le report lié à des difficultés techniques.

Akrake Petroleum, filiale indirecte de Rex International, a annoncé l’achèvement avec succès du forage du puits de production AK-2H sur le champ de Sèmè, au large des côtes béninoises. Considéré comme une étape clé du projet pétrolier offshore de Sèmè, ce puits devrait contribuer au renforcement de la production nationale et soutenir le développement du secteur énergétique au Bénin.

Environ 950 mètres de cette section traversent une zone pétrolifère, le réservoir H6, confirmant la présence de volumes potentiellement exploitables. Le reste du parcours se situe dans des couches de schistes non productives. Les données recueillies font état d’une porosité moyenne supérieure à 19 %, signe d’une roche capable de stocker des quantités importantes d’hydrocarbures. La saturation moyenne en pétrole, au-delà de 70 %, indique par ailleurs que la majorité des pores est effectivement remplie d’huile, un indicateur favorable pour la production. Aucun sable aquifère n’a été identifié, ce qui limite le risque de remontées d’eau en même temps que le pétrole, un problème courant dans certains puits.

Pour sécuriser et optimiser le flux de pétrole, le puits a été équipé de tamis, qui empêchent le sable du réservoir de remonter avec le pétrole, et de vannes autonomes de contrôle d’écoulement (AICV), qui régulent le flux et limitent l’entrée d’eau. Une pompe submersible électrique (ESP) est en cours d’installation pour remonter le pétrole vers la surface lorsque la pression naturelle du réservoir ne suffit pas.

Un forage réussi, mais une mise en production retardée

Malgré le succès technique du forage, le calendrier initial de production, prévu pour la fin janvier 2026, ne pourra pas être respecté. Le démarrage dépend désormais de la finalisation du raccordement du puits aux installations principales comme l’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina.

Cette fois, aucun calendrier n’a été fourni par l’opérateur du champ en ce qui concerne le lancement de la production. En l’espèce, les opérations de raccordement des unités offshore expliquent l’absence de nouvelle échéance officielle.

La campagne de forage comprend également le puits horizontal AK-1H, ciblant le réservoir H6, ainsi que le puits d’exploration AK-1P, destiné à améliorer la connaissance des réservoirs plus profonds. Les données recueillies doivent permettre d’optimiser la production et d’évaluer le potentiel du champ à moyen terme.

Le premier plateau de production devrait atteindre environ 15 000 barils par jour, avec des perspectives d’extension grâce aux ressources profondes identifiées par AK-1P.

Le périmètre en mer de Sèmè est stratégique pour le Bénin, car il représente l’un des rares champs offshore pleinement développés. Pour rappel, ce programme de redéveloppement du site a été lancé en août 2025 après 27 ans d’inactivité, avec un démarrage initialement prévu avant fin de l’année dernière. Des difficultés techniques sur les couches de schistes et la performance des équipements avaient entraîné un report du calendrier.

Akrake détient 76 % de participation dans le bloc, le gouvernement béninois 15 % et la société locale Octogone Trading 9 %.

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Électricité : après le Niger et le Tchad, l’Algérie propose son expertise au Bénin

Agence Ecofin 24 juillet 2026

L’Afrique de l’Ouest souffre d’un déficit électrique chronique. L’Algérie y voit une opportunité pour exporter son expertise et ses équipements, dans le cadre d’une stratégie africaine portée par le groupe Sonelgaz.

L’Algérie poursuit son offensive énergétique en Afrique. Après avoir inauguré une centrale au Niger et signé des accords avec la Côte d’Ivoire et le Tchad, Alger tourne désormais son regard vers le Bénin. Mercredi 22 juillet, Mourad Adjal, ministre algérien de l’Énergie a tenu une visioconférence avec son homologue béninois Edouard Dahome. Une réunion visant à examiner les voies et moyens de renforcer la coopération bilatérale entre les deux pays dans le secteur de l’énergie.

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Hydro-électricité : la Banque mondiale approuve 132 millions d'euros pour le barrage de Dogo-Bis au Bénin

Espoir Olodo, Agence Ecofin le 24 juillet 2026

Comme plusieurs pays africains, le Bénin fait face à une forte croissance de la demande en énergie, portée par les besoins des ménages et des entreprises. Dans un tel contexte, le recours au renouvelable est une des options privilégiées.
La Banque mondiale a approuvé un financement de 150 millions USD - environ 132 millions d'euros - pour lancer la phase préparatoire du barrage hydro-électrique multifonctions de Dogo-Bis, prévu pour être érigé au Bénin sur le fleuve Ouémé, long de plus de 600 km. D’une puissance prévisionnelle de 128 MW, il doit renforcer l’offre électrique nationale du pays.

Un projet structurant

Cette enveloppe représente la première tranche d’un programme global pouvant atteindre 1,22 milliard de dollars, soit environ 1 milliard d'euros, dont 580 millions de dollars (environ 510 millions d'euros) proviendront de l’Association internationale de développement (IDA), tandis que 640 millions de dollars, soit plus de 562 millions d'euros, seront mobilisés auprès de cofinancements privés et de partenaires au développement.

Dans les détails, le financement annoncé la semaine dernière doit permettre de conduire les travaux préparatoires, d’aménager les pistes d’accès, de procéder à l’électrification de plusieurs localités voisines, d’indemniser les personnes affectées par le projet et d’assurer leur réinstallation dans de meilleures conditions.

Selon les documents du programme, 152 kilomètres de pistes seront aménagées, 23 localités électrifiées, et 554 personnes concernées par les expropriations ou déplacements seront soutenues.

La phase préparatoire, qui doit s’étendre jusqu’en 2028, comprend également la supervision générale du projet, ainsi que la restauration des moyens de subsistance des ménages touchés. Au-delà de la production électrique, le barrage devrait aussi contribuer à l’irrigation de 17 500 hectares de terres agricoles et réduire d’environ 40% les risques d’inondation dans le bassin de l’Ouémé.

Avec ce nouveau développement, le Bénin vient relancer un projet resté dans les tiroirs depuis plusieurs décennies. Si l’idée du déploiement d’un barrage sur son plus important fleuve date des années 80, elle n’a jamais pu se matérialiser malgré la volonté affichée par les autorités. En 2015, le président Boni Yayi avait signé un protocole d’accord avec le groupe chinois Sinohydro pour tenter de faire avancer le dossier.

Mais cette initiative est restée au point mort pendant plusieurs années, avant de reprendre de l’élan en 2025, lorsque le gouvernement a sollicité l’appui de la Banque mondiale en mars, puis adopté en décembre un décret officialisant le cadre du projet, désormais inscrit à l’agenda des nouvelles autorités.

Une course pour réduire la dépendance

Ce barrage, dont la mise en service est prévue à l’horizon 2032-2033, devrait soutenir l’ambition des autorités béninoises, qui cherchent à sortir d’une dépendance aux importations. Chez le premier producteur africain de coton, où la demande annuelle en électricité augmente à un rythme de 7 % par an selon des données de la Banque africaine de développement (BAD) datant de 2022, l’accès à l’énergie reste critique pour les ménages comme pour les entreprises industrielles.

Et si d’après les autorités, la production nationale d’électricité a atteint 215 MW en 2025, grâce à la montée en régime de la centrale thermique de Maria-Gléta 2, mise en service en 2019 (127 MW), le pays dépend encore des importations d’électricité, en particulier en provenance du Nigeria voisin, où les perturbations de la production et du réseau électrique se répercutent sur la desserte béninoise.

Depuis une décennie, des efforts sont ainsi en cours pour améliorer la souveraineté énergétique du Bénin, où le taux d’accès à l’électricité avoisinne désormais les 60 %. En plus du nouveau Code de l'électricité adopté en 2020 pour rendre le secteur plus attractif pour les investisseurs privés, le pays a lancé la construction de 4 centrales photovoltaïques cumulant 50 MW dans les villes de Bohicon, Djougou, Parakou et Natitingou.

Dans le cadre de sa « transition énergétique juste », Cotonou s’est aussi dotée d’une Politique nationale de développement des énergies renouvelables (PONADER 2020-2030), qui ambitionne de faire passer la part du renouvelable dans le mix énergétique national de 3,2% en 2020 à 31% en 2030.

https://www.latribune.fr/article/afriqu ... s-au-benin