Après vingt-huit ans d’interruption, le Bénin s’apprête à exporter de nouveau du pétrole. Le premier chargement, porté à 330 000 barils, doit être effectué les 1er et 2 novembre 2026, contre 250 000 barils initialement annoncés en septembre pour octobre. C’est Shell Trading qui commercialise ce brut, à l’issue d’un appel à manifestation d’intérêt portant sur trois ans.
Shell Trading n’est pas une société unique mais un réseau d’entités du groupe anglo-néerlandais, organisé autour de pôles à Londres, Houston, Singapour et Dubaï. Il achète, vend et transporte pétrole brut, produits raffinés, gaz et électricité, avec environ 12 millions de barils par jour de pétrole physique et de produits associés négociés. Le pétrolier Kriti Jade, navire de 50 000 tonnes de port en lourd construit en 2008 et géré par la société grecque Avin International, doit acheminer la cargaison vers les raffineries du groupe Shell aux Pays-Bas au plus tard le 2 novembre. Cette destination ouvre au brut béninois l’accès direct au réseau de raffinage européen.
Actionnariat
Le Bloc 1 de la plateforme de Sèmè est exploité par Akrake Petroleum Benin S.A., qui a obtenu en décembre 2023 le contrat de partage de production et détient 76 % du projet. Akrake appartient indirectement à Lime Petroleum, contrôlée à près de 90 % par le groupe singapourien Rex International Holding. L’État béninois détient 15 % du projet et Octogone Trading, partenaire local, 9 %. Ces participations restent soumises aux droits revenant à l’État dans le cadre du contrat.
Le champ offshore de Sèmè, découvert à la fin des années 1960, a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998 avant d’être fermé en raison de prix trop bas et de volumes d’eau trop élevés. Sa relance ramène le Bénin parmi les producteurs du golfe de Guinée. Akrake opérait jusqu’ici sous une autorisation spéciale et doit désormais négocier un contrat d’exploitation définitif avec l’État, portant notamment sur la rémunération des équipements de production et de stockage en mer.
Technologie légère et mobile
Le schéma de développement privilégie une installation à faible coût. L’unité de production mobile Stella Energy 1, de type plateforme autoélévatrice, est reliée par une conduite sous-marine au navire de stockage FSO Kristina, qui reçoit le brut depuis mars 2026. Les puits sont horizontaux et dotés de complétions modernes pour limiter les venues d’eau. Le puits AK-2H a traversé 950 mètres de réservoir pétrolifère sur 1 405 mètres forés, sans eau.
L’enlèvement passe par le terminal de Sèmè-Kpodji, équipé d’une bouée d’amarrage de type CALM conçue par le néerlandais Bluewater Energy Services. Ce terminal a déjà servi à l’export de brut nigérien. Un million de barils sont notamment partis en août vers l’algérien Sonatrach.
Volumes encore modestes
La production initiale avoisine 3 000 barils par jour. L’exploitant prévoit une montée progressive vers 5 000 à 6 000 barils par jour, loin des 15 000 évoqués au départ. Un rapport indépendant publié en mars 2025 chiffre les réserves prouvées et probables à 10,9 millions de barils. À 3 000 barils par jour, la cargaison de 330 000 barils représente environ 110 jours de production.
Ces volumes restent limités à l’échelle mondiale. Mais la cargaison de novembre permet au Bénin de retrouver un accès direct aux marchés internationaux, avec des retombées attendues en devises et en recettes fiscales pour un pays encore largement dépendant du coton.
Olivier ALLOCHEME
