TotalEnergies et ses partenaires comptent investir environ 10 milliards USD en Angola au cours des cinq prochaines années pour soutenir la production et développer de nouveaux projets. L’annonce faite le 9 septembre par Patrick Pouyanné intervient alors que le groupe opère déjà environ 450 000 barils par jour dans le pays et développe Kaminho, un projet offshore de 6 milliards USD attendu en production en 2028. À quelques kilomètres de là, la RDC n’a produit que 6,692 millions de barils sur toute l’année 2025, soit environ 18 300 barils par jour. L’écart montre surtout ce qui distingue aujourd’hui un potentiel géologique d’un secteur capable d’attirer plusieurs milliards de dollars de capitaux.
Patrick Pouyanné a présenté cette nouvelle enveloppe lors de l’Angola Oil & Gas Conference à Luanda. Rapportée sur cinq ans, elle représente un rythme moyen théorique proche de 2 milliards USD d’investissements par an, même si les décaissements dépendront du calendrier propre à chaque projet. TotalEnergies est déjà le premier opérateur du pays avec environ 450 000 barils par jour de production opérée, soit près de 45 % de l’objectif national d’environ un million de barils quotidiens. À elle seule, cette production est environ 24 fois supérieure à toute la production pétrolière quotidienne de la RDC en 2025, d’après les calculs de notre rédaction.
Le projet Kaminho illustre l’échelle atteinte par l’industrie angolaise. TotalEnergies, Petronas et Sonangol ont pris la décision finale d’investissement en 2024 pour développer les découvertes Cameia et Golfinho dans le bassin de Kwanza. L’investissement est évalué à 6 milliards USD, pour une production attendue autour de 70 000 barils par jour à partir de 2028. Ce seul projet devrait donc produire quotidiennement près de quatre fois le volume moyen extrait dans toute la RDC en 2025. Le développement utilisera un FPSO, le septième de TotalEnergies en Angola, connecté à un réseau sous-marin offshore.
L’Angola transforme la stabilité du cadre pétrolier en décisions d’investissement
L’annonce de TotalEnergies ne constitue pas un investissement isolé. En juin, Azule Energy, coentreprise entre BP et Eni, a pris une décision finale d’investissement de 5,1 milliards USD pour le projet offshore Greater PAJ, dont la première production est attendue en 2029. Le 9 septembre, ExxonMobil et ses partenaires ont également annoncé une nouvelle découverte sur le bloc 15. TotalEnergies vient de son côté de signer avec ExxonMobil deux nouvelles licences d’exploration sur les blocs 17 et 32 et veut appliquer des outils d’intelligence artificielle aux données géoscientifiques angolaises pour identifier de nouvelles cibles.
Cette capacité à convertir l’exploration en investissement repose sur une architecture construite sur plusieurs années. Depuis 2019, l’ANPG agit comme concessionnaire national, régulateur et superviseur de l’amont pétrolier. L’Angola a relancé des cycles pluriannuels d’attribution de blocs, développé des mécanismes pour prolonger la production des champs matures et négocié avec les opérateurs des conditions destinées à préserver la prévisibilité opérationnelle et fiscale. En mai 2026, l’ANPG et TotalEnergies ont ainsi prolongé jusqu’en 2043 plusieurs zones de développement du bloc 32 dans un accord explicitement destiné à sécuriser la continuité des investissements et la stabilité fiscale.
Cette continuité ne signifie pas que l’Angola ne rencontre aucune difficulté. Les champs historiques vieillissent, ce qui oblige le pays à investir massivement simplement pour maintenir une production proche d’un million de barils par jour. Mais cette contrainte produit elle-même un marché pour les compagnies, les FPSO, les services pétroliers, les fournisseurs locaux et les sociétés d’ingénierie.
En RDC, la différence se mesure désormais en décisions finales d’investissement
La comparaison avec la RDC est sévère. La production congolaise est passée de 8,737 millions de barils en 2020 à 6,692 millions en 2025, soit une baisse d’environ 23 % en cinq ans. En juin 2026, l’Angola a produit 31,2 millions de barils en un seul mois, près de 4,7 fois toute la production annuelle congolaise de 2025.
L’écart ne tient pas seulement aux ressources disponibles. La RDC dispose de bassins sédimentaires encore peu développés, mais son processus d’attribution de 27 blocs pétroliers lancé en 2022 a été annulé en octobre 2024, le Gouvernement invoquant notamment des soumissions tardives, des offres inadéquates ou irrégulières et une concurrence insuffisante. Ce précédent résume une partie du défi congolais. Pour attirer plusieurs milliards de dollars, la qualité géologique doit être accompagnée de données accessibles, d’un processus d’attribution crédible, d’une fiscalité prévisible, d’infrastructures d’évacuation et d’une capacité administrative permettant aux investisseurs de passer de l’intérêt à la décision finale d’investissement.
L’Angola montre précisément la différence entre disposer d’un potentiel pétrolier et disposer d’un pipeline de projets investissables. Un projet comme Kaminho représente 6 milliards USD, possède déjà ses partenaires, son montage technique, son FPSO, son calendrier et son objectif de production. C’est cette maturité qui permet à Patrick Pouyanné d’annoncer aujourd’hui 10 milliards USD supplémentaires avec ses partenaires.
Pour la RDC, voisine d’un des marchés pétroliers les plus actifs d’Afrique, la comparaison devrait surtout servir de référence. L’objectif n’est pas de reproduire mécaniquement le modèle angolais, mais de comprendre pourquoi un capital international de plusieurs milliards arrive à Luanda avec des calendriers de production précis, alors que Kinshasa cherche encore à convertir ses bassins pétroliers en projets suffisamment préparés pour atteindre la même étape d’investissement.
J. KAKESA
Votre avis compte
Une precision, un chiffre a corriger, une experience terrain ou une question utile ? Votre commentaire peut enrichir le debat economique.