Alors que la production s’effrite et que les réserves nationales s’épuisent à un rythme inquiétant, la gestion du pétrole camerounais suscite de vives interrogations. Entre l’opacité budgétaire de la Société nationale des hydrocarbures, l’absence d’implication dans l’amont pétrolier et l’échec des récents appels d’offres internationaux, experts et acteurs du secteur tirent la sonnette d’alarme. Radioscopie d’une crise annoncée et pistes pour éviter le naufrage énergétique.
Autopsie du secteur pétrolier camerounais et rôle trouble de la SNH Le Cameroun est un petit producteur de pétrole. Cette ressource y est exploitée dans deux bassins sédimentaires situés en partie au-dessus des blocs basculés de la marge atlantique. L’histoire de ces bassins le bassin de Douala et le bassin du Rio del Rey est indissociable de l’ouverture de l’Atlantique et, plus généralement, de la tectonique des plaques.
Comment a commencé l’aventure pétrolière du Cameroun ? En 1947, un puits produit hors de vue des côtes dans le golfe du Mexique : l’offshore est né. La même année, la prospection commence au Cameroun, soit vingt-cinq ans avant la première découverte commerciale.
Les grandes étapes clés :
1947 : Début des recherches et des travaux de prospection géologique.
1972 : Découverte de gisements commerciaux majeurs dans la région du Rio del Rey.
1977 : Début de la production effective du brut grâce au champ de Kolé.
1985 : Apogée de la production nationale (186 000 barils par jour).
1986 : Chute de la production amorcée par le contre-choc pétrolier mondial.
1997 : Ebomè, ou l’ouverture d’un second bassin. Ebomè relance la production dans le bassin de Douala/Kribi-Campo. Le Cameroun se diversifie : chaque bassin exige une nouvelle chaîne d’interprétation géologique.
Les bassins sédimentaires du Cameroun Le Cameroun possède plusieurs bassins sédimentaires, mais la production active de pétrole se concentre principalement dans les bassins côtiers du Rio del Rey et de Douala/Kribi-Campo. Le bassin intérieur du Logone-Birni fait quant à lui l’objet de travaux d’exploration avancés.
Bassins producteurs (en exploitation) :
Bassin du Rio del Rey : Situé dans la région du Sud-Ouest (près de la frontière nigériane et de Bakassi), c’est le plus important bassin producteur du pays. Il assure la plus grande partie de la production nationale de pétrole brut depuis les premières découvertes majeures des années 1970 (champs comme Kolé).
Bassin de Douala / Kribi-Campo : Situé le long de la façade maritime des régions du Littoral et du Sud. Plus récent en termes d’exploitation (production lancée sur le champ Ebomè en 1997), il combine des zones terrestres, des eaux peu profondes et des zones d’eau profonde.
Bassins en exploration (potentiel terrestre) :
Bassin du Logone-Birni : Situé dans la partie septentrionale (Extrême-Nord) du pays. D’une superficie d’environ 27 000 km², des activités de recherche et des forages d’exploration s’y poursuivent (notamment avec des partenaires internationaux) pour tenter d’y confirmer des gisements exploitables de pétrole léger.
Autres bassins sédimentaires : Le Cameroun compte aussi d’autres bassins intérieurs comme le bassin de Mamfé, le bassin de Garoua ou la zone de transition de la presqu’île de Bakassi, qui présentent un intérêt géologique pour l’avenir de la recherche pétrolière.
Les principaux champs pétroliers et gaziers en production Au Cameroun, la production d’hydrocarbures repose sur le Rio del Rey (le plus important pour le pétrole) et Douala/Kribi-Campo. Les principaux gisements en activité sont exploités en association entre des opérateurs internationaux (comme Perenco) et la Société Nationale des Hydrocarbures (SNH).
Principaux champs pétroliers :
Kolé : Situé dans le bassin du Rio del Rey, c’est le champ historique mis en production en 1977.
Moudi : Champ offshore important exploité dans le bassin du Rio del Rey.
Ebomè : Situé dans le bassin de Douala/Kribi-Campo, en production depuis 1997.
Mvia : Mis en production en 2009, il devait marquer le statut d’opérateur à part entière de la SNH, mais le projet s’est soldé par un échec.
Champs classiques et marginaux du Rio del Rey : Un ensemble de gisements matures (comme Dissoni Nord) qui constituent le cœur de la production de pétrole brut du pays.
Principaux champs gaziers :
Sanaga Sud : Situé au large de Kribi, son gaz alimente la centrale thermique locale et servait de source principale pour la production de gaz naturel liquéfié (GNL).
Ebomè (zone gazière) : Contribue également à l’approvisionnement en gaz de la région de Kribi.
Logbaba : Champ gazier terrestre situé dans la périphérie de Douala, exploité pour alimenter les industries locales en gaz naturel.
La SNH, bras séculier de l’État dans le secteur pétrolier La Société Nationale des Hydrocarbures (SNH) est la compagnie pétrolière nationale du Cameroun, chargée de gérer les intérêts de l’État dans le secteur pétrolier et gazier. Fondée le 12 mars 1980, la SNH a connu trois Directeurs Généraux depuis sa création :
Samuel Libock Mbei (1980–1983, soit 3 ans)
Jean Assoumou Mve (1984–1992, soit 8 ans)
Adolphe Moudiki (depuis 1993, soit plus de 30 ans)
Missions principales :
Gestion étatique : Gérer les intérêts de l’État dans les projets pétroliers et gaziers.
Promotion et suivi : Assurer la promotion, le développement et le contrôle des activités sur le territoire national.
Commercialisation : Vendre sur le marché international la part de la production nationale qui revient à l’État.
Opérations financières et commerciales : Mener des actions commerciales et financières en lien avec les hydrocarbures.
Rôles clés :
Partenaire et opérateur : Travailler avec des compagnies internationales et agir comme opérateur sur certains sites (comme le champ Mvia).
Contrôle réglementaire : Veiller au respect des lois et à la maîtrise des coûts de production.
Portefeuille d’actifs : Participer au capital de sociétés liées au secteur des hydrocarbures et du stockage (comme la SCDP ou la SONARA).
Les Contrats de Partage de Production (CPP) Un contrat de partage de production (CPP ou PSA) est un accord entre un État et une compagnie pétrolière. L’État garde la propriété des ressources, tandis que la compagnie finance les travaux et en assume les risques. Si du pétrole est découvert, la production sert d’abord à rembourser la compagnie, puis le solde est partagé.
Fonctionnement du partage :
Propriété de l’État : L’État reste le seul propriétaire du sol, du sous-sol et des hydrocarbures découverts.
Risque de l’entreprise : La société privée avance tous les frais et prend les risques financiers d’exploration. En cas de forage infructueux, elle assume seule la perte.
Le remboursement (Cost Oil / Cost Gas) : En cas de découverte, une part de la production extraite sert prioritairement à rembourser les dépenses d’exploration et d’exploitation de l’entreprise.
Le partage du bénéfice (Profit Oil / Profit Gas) : Le reste de la production est partagé entre l’État et la compagnie selon les pourcentages fixés par le contrat.
La redevance (Royalty) : Prélèvement opéré au profit de l’État sur la production brute avant tout partage.
Chronologie des principaux contrats signés sous le Code pétrolier de 1999 :
2005 : Total E&P Cameroun (Bloc Dissoni)
2006 : Total E&P Cameroun (Bloc Bomana) et Perenco Cameroun (Bloc Sanaga-Sud)
2012 : Kosmos Energy (Bloc Fako)
2013 : Perenco Cameroun (Bloc Moabi)
2015 : Tower Resources (Bloc Thali)
2023 : Conversion des anciennes concessions de Perenco (Rio del Rey et Lokele) en CPP
2026 : Octavia Energy Corporation Limited (Bloc Bolongo Exploration)
Que reçoit le Cameroun à travers les CPP ? En 2025, les recettes pétrolières nettes reversées au Trésor public par la SNH s’élèvent à 364,58 milliards de FCFA, marquant une baisse de 29,38 % par rapport aux 516,29 milliards de FCFA enregistrés en 2024.
Transferts de revenus et facteurs d’évolution :
Calcul des reversements : Les montants transférés au budget de l’État correspondent aux recettes issues des ventes de pétrole brut et de gaz, après déduction des charges et des coûts opérationnels.
Autres contributions : La SNH verse également à l’État des dividendes, l’impôt sur les sociétés (IS) ainsi que divers autres droits et taxes.
Baisse de la production : La contraction des recettes constatée en 2025 s’explique principalement par le déclin naturel de la production nationale dans les bassins matures.
Quel est le budget de la SNH ? La SNH ne publie pas le montant global de son budget annuel de fonctionnement. L’entreprise finance ses activités et ses investissements directement sur les ressources générées par la vente du pétrole étatique, puis reverse le surplus net au Trésor public.
Une gestion opaque des revenus pétroliers : Plutôt que de communiquer sur un budget interne consolidé, la SNH met uniquement en avant sa contribution directe au budget de l’État. Or, le budget de fonctionnement de la SNH apparaît extrêmement lourd, rendant le montant net reversé dérisoire par rapport au potentiel réel. La bonne gouvernance exige que la SNH rende public son budget interne (salaires, bonus, frais de mission, etc.) afin que les Citoyens sachent ce que coûte réellement la gestion de la machine SNH.
Des réserves prouvées de pétrole qui inquiètent Le Cameroun détient 200 000 000 de barils de réserves de pétrole prouvées en 2025 (56ᵉ rang mondial), soit environ 0,011 % des réserves mondiales (estimées à 1 765 milliards de barils).
Ces réserves prouvées équivalent à seulement 14 fois la consommation annuelle nationale (sur la base de 2024). Autrement dit, sans exportations nettes, il ne reste environ que 14 années de consommation au rythme actuel.
Production comparée :
Cameroun (2024) : Produit 61 848 barils/jour (57ᵉ rang mondial). Il extrait chaque année environ 11,29 % de ses réserves prouvées.
Gabon (2025) : Détient 2 000 000 000 de barils (35ᵉ mondial) et produit 214 713 barils/jour. Ses réserves représentent 378 années de consommation nationale (épuisement annuel de 3,92 % des réserves).
Tchad (2025) : Détient 1 500 000 000 de barils (38ᵉ mondial) et produit 127 254 barils/jour. Ses réserves représentent 309 années de sa consommation (épuisement annuel de 3,1 % des réserves).
Comparées à celles de ses voisins sous-régionaux, les réserves et la production du Cameroun sont extrêmement faibles.
Dynamique des compagnies nationales dans la région Dans les pays voisins, les compagnies nationales s’imposent comme de véritables opérateurs amont :
Gabon : Retour des supermajors (ExxonMobil, BP) et montée en puissance de la Gabon Oil Company (GOC), qui a racheté les actifs de Tullow Oil et Assala Energy.
Angola : La Sonangol opère directement le Bloc 3/05 (champs Cobo, Pacassa, Palanca).
Congo-Brazzaville : La SNPC opère directement le grand champ terrestre de M’Boundi et le projet Mengo-Kundji-Bindi.
Tchad : La Tchad Petroleum Company (TPC) opère directement les champs du bassin de Doba (Komé, Miandoum) après la nationalisation des actifs d’ExxonMobil.
Et au Cameroun ? La SNH n’exploite aucun champ pétrolier seule. Elle s’est progressivement désengagée de l’amont pétrolier (exploration, recherche et production), jugé complexe par le top management actuel. Elle s’est cantonnée à un rôle d’intermédiaire financier via la distribution (Tradex, fondée en 1999) et la commercialisation de la quote-part de l’État, souvent assortie de décotes suspectes.
L’attractivité en berne du secteur pétrolier camerounais Le manque d’attractivité du bassin camerounais s’est confirmé lors des derniers appels d’offres :
En 2018, un appel à manifestations d’intérêt international sur 9 blocs pétroliers a été annulé faute de candidats.
Relancé en octobre 2025, cet appel d’offres a accouché d’une souris : sur les 9 blocs ouverts, seuls 5 ont trouvé preneurs (4 attribués à la compagnie américaine Murphy et 1 à la junior Octavia Energy).
Cet échec cuisant démontre que le secteur n’attire plus les majors et que la SNH, gérée de manière opaque, ne répond plus aux exigences stratégiques nationales.
Le défi du contenu local (Local Content) Le contenu local désigne l’ensemble des mesures réglementaires visant à faire participer les entreprises, les travailleurs et les ressources locales aux activités des multinationales implantées dans le pays.
La SNH devrait veiller au respect strict des cahiers des charges sur le contenu local. En fermant les yeux sur les manquements des opérateurs qui internalisent des prestations pouvant être réalisées par des entreprises camerounaises, le Cameroun est perdant sur tous les tableaux : surfacturations de la part des opérateurs qui gonflent artificiellement le Cost Oil au détriment du Profit Oil, et marginalisation des sociétés de services pétroliers locales.
Constats, perspectives et propositions Le Cameroun risque de passer progressivement du statut de petit producteur à celui de pays non-producteur d’ici 8 ans. Sans réorientation stratégique, le pays deviendra entièrement dépendant des importations de brut pour alimenter ses raffineries.
Pour éviter cette crise stratégique, 8 réformes profondes s’imposent :
La refonte totale de la SNH : Restreindre son périmètre à la gestion des partenariats et à la vente de la quote-part de pétrole brut de l’État.
La création de la Cameroon Oil Company : Une entité dédiée exclusivement à l’amont pétrolier (exploration, recherche, production) et à la reprise des champs marginaux.
La création d’un Ministère du Pétrole : Pour séparer les fonctions de régulation politique et de gestion commerciale.
L’adoption d’un nouveau Code pétrolier : Plus attractif et incitatif pour les investisseurs internationaux.
L’audit général des partenariats : Vérification de l’ensemble des CPP et des coûts pétroliers (Cost Oil) déclarés.
Le renforcement des capacités de la SONARA : Pour optimiser le raffinage local.
Le renforcement des capacités de la SCDP : Pour sécuriser le stockage et la distribution nationale. La promotion du mérite : Nommer des compétences techniques éprouvées à la tête des nouvelles structures du secteur.
Dr Bareja Youmssi
Expert en mines et pétrole, Enseignant-chercheur
