Le Bénin se prépare à vendre sa première cargaison de pétrole brut depuis près de trois décennies. Akrake Petroleum Benin prévoit de commercialiser 250 000 barils provenant du champ offshore de Sèmè en octobre 2026, rapporte Ecofin Agency, citant des médias locaux. Le quotidien béninois La Nation a été le premier à annoncer la nouvelle le 22 septembre.
Cette cargaison marque une étape technique importante. La situation financière de la maison mère de l’opérateur ainsi que les réserves du champ soulèvent toutes deux des questions auxquelles l’annonce ne répond pas.
Un champ relancé après 28 ans
Sèmè se situe dans le Bloc 1, au large des côtes du Bénin, près de la frontière nigériane. La société norvégienne Saga Petroleum y a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998, avant d’interrompre la production lorsque le prix du brut est tombé aux alentours de 14 dollars le baril.
Le Bloc 1 a été attribué en décembre 2023 dans le cadre d’un contrat de partage de production. Les partenaires sont :
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Akrake Petroleum Benin, une filiale de Rex International Holding basée à Singapour, avec 76 %,
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l’État béninois, avec 15 %,
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Octogone, une société locale, avec 9 %.
La reprise a été difficile. La campagne de forage lancée en août 2025 s’est heurtée à des couches de schiste instables au-dessus du réservoir. Le puits horizontal de production AK-2H a été achevé début février 2026, et la production a commencé en mars en utilisant l’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina. Cela a eu lieu plusieurs mois après l’objectif initial fixé à fin 2025.
Une production inférieure au plan
Le champ produit actuellement environ 3 000 barils par jour, en dessous des 5 000 à 6 000 barils par jour initialement prévus pour cette phase. À ce rythme, une cargaison de 250 000 barils représente environ 83 jours de production.
Ce calcul suppose un rythme constant. Il ne tient pas compte du brut déjà accumulé dans le navire de stockage. Comme le note energynews.pro, les propres documents de l’opérateur ne confirment ni le volume exact mis en vente, ni le taux de production récent, ni une date ferme de chargement. Les chiffres proviennent de la presse, et l’acheteur n’a pas été divulgué.
Ce que pourrait valoir la cargaison
La vente intervient dans un contexte de prix élevés. Le Brent s’échangeait autour de 98 dollars le baril le 23 septembre, les flux mondiaux étant perturbés par la fermeture du détroit d’Ormuz depuis février.
À un prix approximativement équivalent, une cargaison de 250 000 barils aurait une valeur brute d’environ 24 millions de dollars (calcul TMG). Il s’agit d’un plafond. Le prix effectivement obtenu dépendra de la qualité du brut et des décotes, et les recettes sont partagées dans le cadre du contrat de partage de production après récupération des coûts. Les conditions fiscales qui déterminent la part du Bénin n’ont pas été publiées.
Réserves et financement : deux questions ouvertes
Réserves. Les estimations publiées divergent. Ecofin cite des réserves prouvées et probables (2P) de 10,9 millions de barils issues d’un rapport indépendant publié en mars 2025. Energynews.pro cite un rapport plus récent évaluant les réserves brutes 2P à 5,70 millions de barils, une révision qu’il relie à un programme de puits plus réduit. Cet écart influe sur la durée de production du champ et sur le montant des revenus qu’il peut générer.
Financement. En février 2026, Lime Petroleum Holding, la société norvégienne par laquelle Rex International contrôle Akrake, a indiqué que des complications techniques avaient sensiblement augmenté les coûts et retardé la production de plus de trois mois. Elle a lancé un examen stratégique et financier, avec des options comprenant des fusions, des transactions sur actifs et une restructuration de la dette.
Energynews.pro rapporte que la situation a depuis encore évolué. Rex International a enregistré une perte de contrôle comptable sur Lime. Le conseil d’administration renouvelé de Lime a ensuite suspendu le financement des opérations béninoises et commencé à rechercher un acheteur pour les actifs. TMG n’a pas vérifié ces points au regard des documents déposés par les sociétés. S’ils sont confirmés, cela signifie que la première cargaison est vendue alors même que la propriété de l’opérateur est incertaine.
Pourquoi cela compte au-delà du Bénin
Sèmè constitue un cas test pour les champs marginaux du golfe de Guinée. Le projet repose sur des équipements loués, une unité mobile de production et un navire flottant de stockage, au lieu d’infrastructures fixes. Ce modèle réduit les coûts initiaux, rendant de nouveau rentables, aux prix actuels, de petits champs auparavant abandonnés.
Les premiers mois du champ montrent aussi les risques. Des problèmes de forage, une production inférieure aux prévisions et un bilan fragile de l’opérateur peuvent rapidement mettre sous tension un projet aux marges limitées. Pour d’autres gouvernements envisageant des relances similaires, Sèmè fournira des données concrètes sur les coûts, la production et les recettes.
Ce qu’il faut surveiller
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Le premier chargement. Si la cargaison est chargée en octobre comme annoncé, et le volume effectivement vendu.
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L’acheteur et le prix. Le nom de l’acheteur du brut et la décote par rapport au Brent.
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L’avenir de l’opérateur. L’issue de la restructuration de Lime Petroleum, et la question de savoir si un acheteur reprendra les actifs béninois.
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Le rythme de production. Si la production se rapproche des 5 000 à 6 000 barils par jour initialement visés.
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Les réserves. L’estimation que les partenaires retiendront à l’avenir, et la question de savoir si d’autres puits seront forés.
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Les revenus de l’État. La publication de la part du Bénin dans les recettes au titre du contrat de partage de production.