L’Angola accélère sa transition, passant de la réinjection du gaz associé au développement du gaz non associé, à l’optimisation du GNL et à la croissance de la demande domestique – marquant un tournant décisif dans sa stratégie énergétique de long terme.
LUANDA, Angola, 27 janvier 2026 / APO Group / – Longtemps considéré comme un simple sous-produit de la production pétrolière, le gaz naturel est de plus en plus perçu par les décideurs comme un actif stratégique capable de soutenir les exportations, la production d’électricité et l’industrialisation. Les analyses issues du State of African Energy 2026 Outlook publié par la Chambre africaine de l’énergie (African Energy Chamber – AEC) mettent en lumière la manière dont l’Angola cherche à dépasser sa dépendance historique au gaz associé, tout en faisant face aux défis infrastructurels et commerciaux qui façonneront la prochaine phase de son marché gazier.
Pendant des décennies, l’Angola a principalement utilisé d’importants volumes de gaz associé pour la réinjection, afin d’améliorer la récupération du pétrole et de soutenir les opérations offshore. Si cette approche a permis de maintenir la production de brut, elle a également laissé une grande partie de la valeur gazière inexploitable. Le véritable tournant est intervenu avec la construction d’Angola LNG en 2008, marquant l’entrée du pays sur les marchés mondiaux du GNL et contribuant significativement à la réduction des émissions en amont. Initialement alimentée par le gaz associé des blocs 15, 17 et 18 – opérés par ExxonMobil, TotalEnergies et Eni/bp – l’usine a ensuite élargi ses sources d’approvisionnement aux blocs 0 et 14 exploités par Chevron, ainsi qu’aux blocs 31 (Eni/BP) et 32 (TotalEnergies).
Malgré cela, près de la moitié de la production de gaz associé en Angola continue aujourd’hui d’être réinjectée, principalement pour le maintien de la pression des réservoirs. Les nouveaux développements devraient suivre une logique similaire, ce qui explique pourquoi le gaz non associé est désormais au cœur de la stratégie future du pays. En décembre 2024, Chevron a atteint la première production de gaz du projet Sanha Lean Gas dans le bloc 0, apportant de nouveaux volumes à Angola LNG et démontrant comment des actifs en fin de vie peuvent être revalorisés pour soutenir les exportations. Parallèlement, le New Gas Consortium – conduit par Azule Energy aux côtés de Sonangol, Equinor et Acrep – cible des champs de gaz non associé dans le bassin du Bas-Congo. Les développements précoces de Quiluma et Maboqueiro devraient contribuer à remplir la capacité d’Angola LNG d’ici 2026.
Le gaz offre à l’Angola l’opportunité de s’industrialiser, de stabiliser son approvisionnement électrique et de valoriser des ressources auparavant gaspillées.
La dynamique exploratoire s’intensifie également. En juillet 2025, Azule Energy a annoncé une découverte de gaz au puits Gajajeira-01 dans le bloc 1/14 et prévoit de poursuivre l’exploration dans le cône du Congo (bloc 47) et le bassin de Namibe (bloc 28) en 2026. Ces efforts traduisent un regain de confiance dans le potentiel gazier de l’Angola, notamment à la suite des succès antérieurs enregistrés le long de la marge atlantique. Toutefois, toutes les découvertes ne bénéficient pas des mêmes conditions de développement. Dans le bassin de Kwanza, plusieurs découvertes de gaz dominantes en pré-salifère restent bloquées en raison des coûts élevés du développement en eaux profondes et de l’absence d’infrastructures d’évacuation du gaz à proximité.
L’exception notable est le projet Kaminho de TotalEnergies dans le bloc 20. Les champs gaz-condensat de Cameia et Golfinho – premières productions de ce bloc – sont développés principalement pour la récupération des condensats via le FPSO Kaminho, avec la réinjection du gaz intégrée dans le concept initial. Aucune commercialisation du gaz n’a encore été annoncée, mais les campagnes d’évaluation en cours sur des champs voisins tels que Lontra et Zalophus pourraient progressivement constituer une base de ressources suffisante pour alimenter de futurs projets gaziers, à condition que les contraintes midstream soient levées.
Selon la Chambre africaine de l’énergie, les infrastructures demeurent le principal goulet d’étranglement. L’évacuation potentielle du gaz issu des développements du bassin de Kwanza nécessiterait la construction de pipelines vers la côte, près de Caboledo, des connexions vers Luanda pour l’usage domestique, et éventuellement des extensions vers Soyo afin d’accéder à Angola LNG. Les coûts d’investissement élevés, les tarifs de transport et la pression fiscale ont jusqu’à présent retardé les décisions finales d’investissement. D’après l’AEC Outlook, des progrès significatifs nécessiteront probablement une combinaison de participation amont, de capitaux institutionnels et d’incitations fiscales ciblées afin de rendre les projets midstream bancables.
Dans le même temps, l’Angola regarde au-delà des exportations. La demande intérieure de gaz devrait croître, portée par la production d’électricité et les projets industriels définis dans le Plan directeur gazier de l’Angola. La centrale à cycle combiné gaz de Soyo, d’une capacité de 750 MW, joue déjà un rôle clé d’équilibrage pendant les saisons sèches, tandis que les extensions prévues – notamment Soyo 2 CCGT – stimuleront davantage la demande. Sur le plan industriel, un projet d’usine d’ammoniac de 2 300 tonnes par jour à Soyo pourrait consommer jusqu’à 80 millions de pieds cubes de gaz par jour d’ici 2035, les contrats EPC ayant été attribués et les travaux devant débuter en 2025.
« Le gaz offre à l’Angola l’opportunité de s’industrialiser, de stabiliser son approvisionnement électrique et de valoriser des ressources auparavant gaspillées », souligne NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie. « Les pays qui réussissent sont ceux qui mettent en place tôt les infrastructures et les cadres tarifaires, afin que le gaz puisse servir à la fois les marchés d’exportation et la croissance domestique. »
En définitive, Angola LNG restera le pilier central de la commercialisation du gaz à court terme. Mais le rapport souligne clairement que les marchés d’exportation et domestiques ne sont pas incompatibles. S’ils sont coordonnés efficacement, les revenus du GNL peuvent servir de socle à une chaîne de valeur gazière élargie – soutenant la production d’électricité, les engrais et la pétrochimie – tout en positionnant l’Angola comme l’une des économies gazières les plus diversifiées d’Afrique dans les décennies à venir.
Chambre africaine de l’énergie
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