Dans le même temps, la flambée des prix mondiaux du GNL (dans certains épisodes de tension, les prix ont brièvement dépassé les 65 €/MWh, soit plus du double des niveaux observés fin 2025) fait que les cargaisons exportées valent mécaniquement bien plus. Les recettes fiscales et la part de l’Etat via PETROSEN (10% du projet) sont renforcées à court terme.
Le Sénégal, fournisseur convoité
L’Europe, en manque de gaz, se tourne vers l’Afrique de l’Ouest. Kpler (société de Data Intelligence qui développe des solutions de transparence dans le domaine des matières premières), estime que tous les fournisseurs alternatifs mobilisables – Australie, Nigeria, Algérie, Trinidad – ne peuvent collectivement libérer qu’environ 2 millions de tonnes supplémentaires par mois, face à un déficit mensuel estimé à 5,8 millions de tonnes.
Dans ce déficit structurel, le Sénégal devient un fournisseur convoité. Le projet GTA soutient les objectifs de diversification énergétique de l’Europe, tout en faisant du Sénégal et de la Mauritanie des exportateurs clés de GNL.
En résumé, les tensions au Moyen-Orient constituent une opportunité à court terme pour les revenus sénégalais, mais elles révèlent également les fragilités structurelles du modèle actuel : dépendance à l’égard d’un seul opérateur, faible capacité de commercialisation propre et tension non résolue entre exportation et consommation intérieure.
Le verrou contractuel
Tant dans le pétrole que dans le gaz, la structure contractuelle est un élément clé.
Quant à la commercialisation du gaz GTA que le Sénégal partage avec la Mauritanie voisine, BP Gas Marketing a été désigné à l’issue d’un processus concurrentiel comme acheteur unique du GNL de la phase 1, avec un contrat de fourniture de 2,45 millions de tonnes par an pour une durée initiale de 20 ans. C’est BP, et non l’État sénégalais, qui décide alors à qui et à quel prix revendre ces volumes sur le marché mondial.
Ce contratprélèvement (contrat à long terme entre un producteur et un acheteur, garantissant l’achat d’une partie ou de la totalité de la production future (matières premières, énergie, crédits carbone) à un prix et à des conditions définies), de type SPA (Sale and Pourchasse Agreement), transfère à BP Gas Marketing la pleine propriété du GNL au point de chargement, et lui laisse toute liberté de revendre ces volumes sur n’importe quel marché mondial.
PETROSEN, avec sa participation de 10%, reçoit sa part des revenus du projet (production moins coûts d’exploitation et amortissement du capital investi), mais n’a aucun droit de contrôler la destination finale des cargaisons ni le prix de revente facturé par BP.
Dans un contexte de flambée des prix (TTF dépassant 47 €/MWh en mars 2026), cette architecture fait perdre au Sénégal une fraction substantielle de la prime de marché.
Exemple concret : si une cargaison vaut 50 millions de dollars au prix spot asiatique mais que le contrat d’offtake de BP la valorise à 38 millions de dollars selon la formule d’indexation, le gain de 12 millions de dollars par cargaison revient entièrement à BP Gas Marketing, et non au Sénégal.
Un solde net négatif
Autrement dit, le Sénégal ne vend pas directement au prix spot : c’est BP qui arbitre entre les clients, selon ses intérêts commerciaux. L’État sénégalais ne capte donc pas la totalité de la prime du marché. L’essor du GNL profite donc principalement à BP Gas Marketing (intermédiaire commercial).
Quant à l’exportation du pétrole extrait de Sangomar, la hausse géopolitique du Brent est en partie compensée par l’augmentation de la facture des produits raffinés importés par le Sénégal, qui représente plus de 22% des importations.
Par ailleurs, le mécanisme contractuel de Cost-Oïl (frais d’investissement) fait que 75 % de cette majoration va d’abord au remboursement des frais. Pour illustrer, Woodside a collecté 20 fois plus que l’État sénégalais auprès de Sangomar en 2025. Ce ratio n’est pas frauduleux, il est mécanique (Cost-Oil).
L’État sénégalais ne capterait que 4 à 5 % de l’augmentation des recettes brutes en termes de recettes fiscales nettes immédiates.
Le bilan net du budget de l’Etat de la crise géopolitique actuelle est probablement négatif de 30 à 50 milliards de FCFA, contrairement aux apparences.
Deux risques structurels
Dans le contexte sénégalais, le TTF (Facilité de transfert de titre — principal indice de référence du prix du gaz naturel en Europe), a une double importance : il sert de référence d’index partiel dans la formule de prix du contrat d’enlèvement de BP Gas Marketing pour les cargaisons de GNL destinées aux acheteurs européens. Son envolée à +47 €/MWh en mars 2026 suite à la crise du Moyen-Orient, est le baromètre le plus visible de la valeur des cargaisons sénégalaises. aurait pu indiquer si PETROSEN les a commercialisés directement.
Avec un contrat de commercialisation unique de 20 ans accordé à BP Gas Marketing, le Sénégal délègue entièrement la stratégie commerciale de son gaz à un acteur privé extérieur.
Les perspectives de revenus pourraient être révisées à la hausse en raison de l’intensification des conflits au Moyen-Orient, de la concurrence accrue pour les cargaisons de GNL et des températures plus froides que prévu. Mais l’inverse est également vrai : une désescalade rapide entraînerait une baisse des prix. Les recettes budgétaires construites sur des prix de crise seraient structurellement fragiles.
Négocier et ne pas renégocier
Alors que le GNL s’échange aujourd’hui à des niveaux deux fois supérieurs à ceux en vigueur au moment de la signature des contrats, alors que l’État sénégalais ne capte qu’environ 5 % des revenus bruts, la question de la renégociation cesse d’être idéologique et devient strictement économique. Il ne s’agit pas d’adopter une posture souverainiste, mais d’un ajustement rationnel face à un marché profondément transformé. Dans le secteur énergétique mondial, les contrats ne sont jamais fixes : ils évoluent au rythme des cycles de prix et des rapports de force. Mais cette discussion ne peut avoir lieu que dans le cadre des engagements existants, sous l’autorité du droit pétrolier et dans le respect des règles contractuelles. Les marges d’interprétation politique ou unilatérale sont en réalité extrêmement limitées.
C’est là que se pose l’équation la plus délicate pour Dakar. Car au-delà du débat sur les contrats, un véritable trilemme se dessine : préserver la souveraineté économique, garantir la stabilité juridique des engagements et maintenir l’attractivité du pays pour les investisseurs internationaux. Mais une contestation unilatérale exposerait le Sénégal à des arbitrages internationaux coûteux et risquerait d’éroder davantage la confiance des investisseurs étrangers, un capital aussi stratégique que les ressources elles-mêmes.
Anticiper la phase 2 de GTA
Un an et demi après les premières productions, un constat se dégage : les personnalités publiques sont éloquentes dans leur asymétrie. Woodside Energy, opérateur de Sangomar, a généré 2,6 milliards de dollars d’EBITDA (sa part) depuis sa mise en service, tandis que la part congruente de 76 milliards de FCFA (environ 127 millions de dollars) des revenus pétroliers revient au Sénégal en 2026. Un ratio de plus de 20 pour 1 en faveur de l’opérateur.
Cet écart n’est pas le résultat d’une fraude : c’est la conséquence mécanique d’une architecture contractuelle basée (comme dit plus haut) sur le principe du Cost-Oïl (remboursement prioritaire des coûts d’investissement) qui réduit temporairement mais définitivement la part de l’Etat.
Dans l’industrie pétrolière mondiale, la règle est connue : les États ne financent pas l’exploration. Ce sont les compagnies pétrolières qui prennent des risques financiers en investissant des milliards dans la recherche de pétrole ou de gaz. Si le projet réussit, ils récupèrent leurs investissements. Rien de plus normal car si le projet échoue, ils perdent leur argent.
En revanche, l’exploitation du gisement GTA étant prévue en trois phases, le gouvernement sénégalais peut bien anticiper la négociation des nouveaux contrats de la phase 2. C’est tout l’intérêt de parler de négociation et non de renégociation.
Sans les contraintes de GTA 1
La phase 2 de GTA (augmentation de la capacité à 5 Mt/an) est actuellement en préparation. La décision finale d’investissement n’a pas encore été prise. C’est maintenant, avant la signature des contrats de la phase 2, que le Sénégal dispose du maximum de levier pour « imposer » une architecture commerciale différente – avec une part des ventes directes par PETROSEN, une diversification des acheteurset des clauses de transparence renforcées. Manquer cette fenêtre serait une erreur stratégique majeure.
L’abandon (et non la reprise) par Kosmos Energy du bloc Yakaar-Teranga constitue un atout stratégique majeur. Ce bloc, entièrement sénégalais (pas de dimension mauritanienne), offre une flexibilité totale sur la structure opérationnelle et commerciale. Son développement (estimé entre 150 et 250 millions de pieds cubes standard par jour) pourrait être structuré d’emblée avec un modèle commercial souverain, sans les contraintes héritées de la phase 1 du GTA, en combinant partenariat privé (avec les majors) et souveraineté commerciale.
Pour la phase 2 de GTA, le Sénégal pourrait structurer la commercialisation avec au minimum trois acheteurs différents : un européen sur contrat long terme (10-15 ans), un asiatique sur contrat moyen terme (5-7 ans) et un volume spot géré directement par PETROSEN Trading. Cette diversification réduit le risque de concentration et optimise la valeur moyenne des cargaisons.
Même scénario pour Sangomar avec Cost-oil comme cible. Le Sénégal gagnerait à anticiper l’amortissement en trois ans du Cost Oil, car c’est maintenant, dans le contexte de crise, que l’effet de levier est maximum.
Espoir structurel
Dans D’ici 3 ans, lorsque Cost Oil sera remboursée, la part de l’Etat dans Sangomar passera automatiquement de 10-12% à 35-45%. La vraie bataille est d’accélérer ce changement et de construire le SAR 2.0 en plus de « gazéifier » la SENELEC afin que la « prochaine crise du Moyen-Orient » soit enfin une bonne nouvelle pour le Sénégal.
En fin de compte, la situation mondiale actuelle (crise géopolitique au Moyen-Orient, flambée des prix du GNL, demande européenne et asiatique insatiable) offre au Sénégal une fenêtre d’opportunité historique pour inverser les rapports de force. Cette fenêtre ne durera pas : lorsque les tensions s’apaisent, les prix chutent et le pouvoir de négociation d’un nouvel arrivant diminue. Le moment est venu d’agir.
Malick NDAW
