L’Afrique du Sud est entrée dans une phase critique du développement de son secteur amont. Avec la mise en place d’une nouvelle législation pétrolière, la création d’une compagnie pétrolière nationale et la levée du moratoire sur le gaz de schiste du Karoo, le pays a franchi des étapes importantes pour libérer son potentiel pétrolier et gazier. La question clé est désormais de savoir si l’Afrique du Sud sera capable de transformer cette dynamique politique en investissements, et l’expérience de réforme de l’Angola fournit une feuille de route concrète pour y parvenir.
Dans Crude Oil: Power, Turnaround and Transformation in Angola, NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie, montre comment des réformes coordonnées sur les plans juridique, fiscal et structurel ont inversé des années de déclin de la production dans le pays. Les deux pays évoluent dans des contextes différents : l’Angola a réformé un secteur de production déjà mature, tandis que l’Afrique du Sud s’efforce d’en mettre un en place. Il existe toutefois une leçon transposable concernant l’enchaînement des mesures et l’engagement institutionnel qui ont rendu les réformes angolaises efficaces.
L’Angola a donné la priorité aux réformes structurelles
Lorsque le président João Lourenço est entré en fonction en 2017, son administration a mené un examen du secteur d’une durée de 30 jours qui a débouché sur des changements réglementaires durables. L’Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG), nouvellement créée, a pris en charge la régulation en amont, une fonction qui relevait auparavant de la compagnie pétrolière d’État Sonangol, parallèlement à son portefeuille commercial. Cette évolution a coïncidé avec la création d’un régulateur dédié à l’aval, l’Instituto Regulador dos Derivados do Petróleos, renforçant ainsi la gouvernance sur l’ensemble de la chaîne de valeur des hydrocarbures.
Sur le plan politique, la loi de 2018 sur le gaz naturel a doté l’Angola de son premier cadre autonome pour l’exploration et la commercialisation du gaz, portant sur des réserves estimées à 11 trillions de pieds cubes. Le régime d’offre permanente, introduit en 2021, a permis de mettre des zones à disposition pour négociation de manière continue plutôt que par le biais d’appels d’offres périodiques, ce qui a abouti à l’attribution de 27 blocs. Par la suite, la loi sur la production incrémentale est entrée en vigueur en novembre 2024 ; elle vise à récupérer environ 500 millions de barils à partir d’actifs matures tout en prolongeant leur durée de vie productive de près de 20 ans.
Ces réformes ont rapidement porté leurs fruits. Les investissements directs étrangers ont augmenté de 2,59 milliards de dollars la même année où l’Angola est passé de la 167e à la 146e place de l’indice de perception de la corruption de Transparency International. La production d’hydrocarbures se maintient désormais au-dessus d’un million de barils par jour, tandis que les 70 milliards de dollars d’investissements prévus en amont témoignent d’une confiance internationale croissante dans les opportunités pétrolières et gazières de l’Angola.
« Les réformes réglementaires de l’Angola démontrent que la volonté politique, associée à des cadres fiscaux et juridiques clairs, peut transformer un secteur en amont en l’espace d’un seul cycle politique. Ces réformes offrent des enseignements essentiels à des pays tels que l’Afrique du Sud, qui a l’opportunité d’être un précurseur dans la mise en place d’un environnement réglementaire solide », déclare M. Ayuk.
La fenêtre réglementaire sud-africaine est ouverte
L’Afrique du Sud a commencé à s’engager dans une voie similaire. La loi sur le développement des ressources pétrolières en amont (UPRDA) a été promulguée fin 2024, consolidant l’octroi des licences en amont et instaurant une participation obligatoire de 20 % pour l’État. La Société nationale pétrolière sud-africaine (SANPC) a été lancée en mai 2025, fusionnant PetroSA, iGas et le Fonds stratégique pour les carburants. En octobre 2025, le gouvernement a levé un moratoire de 13 ans sur l’exploration du gaz de schiste dans le bassin du Karoo, dont les ressources en schiste sont estimées à près de 300 billions de pieds cubes.
Le défi pour l’Afrique du Sud réside dans la mise en œuvre. Des litiges environnementaux ont bloqué ou retardé l’exploration offshore menée par TotalEnergies et Shell depuis 2022.
En août 2025, la Haute Cour du Cap-Occidental a annulé l’autorisation environnementale pour les blocs 5/6/7 au large de la côte sud-ouest. Les gisements de gaz à condensats de Brulpadda et Luiperd, dans le bassin d’Outeniqua – dont une analyse de FTI Consulting estime qu’ils pourraient contribuer jusqu’à 25 milliards de rands par an à la balance des paiements –, restent inexploités.
L’expérience de l’Angola suggère que la réforme législative à elle seule ne suffit pas à générer des investissements. La trajectoire des investissements en amont du pays a dépendu de la rapidité et de la cohérence avec lesquelles ces réformes ont été mises en œuvre – depuis le lancement opérationnel de l’ANPG jusqu’à l’attribution progressive des blocs dans le cadre du régime d’offre permanente.
Avec l’UPRDA, la SANPC et la levée du moratoire sur le Karoo, l’Afrique du Sud a mis en place son propre cadre législatif. Sa capacité à maintenir ce rythme de mise en œuvre déterminera si la vague actuelle d’intérêt pour l’exploration dans les bassins offshore d’Afrique australe s’étendra enfin au sud de la frontière namibienne.
La réforme du secteur en amont en Angola offre un modèle pour le marché émergent des hydrocarbures en Afrique du Sud
Les récentes mesures réglementaires sud-africaines s’inspirent du modèle de réforme angolais, à un moment où l’intérêt mondial pour l’exploration exige un suivi constant.
L’Afrique du Sud est entrée dans une phase critique du développement de son secteur en amont. Avec l’entrée en vigueur de la nouvelle législation pétrolière, la création d’une compagnie pétrolière nationale et la levée du moratoire sur le gaz de schiste du Karoo, le pays a franchi des étapes importantes pour libérer son potentiel en pétrole et en gaz. La question fondamentale est désormais de savoir si l’Afrique du Sud parviendra à traduire cet élan politique en investissements, et l’expérience de réforme de l’Angola fournit une feuille de route pratique pour y parvenir.
Dans Crude Oil: Power, Turnaround and Transformation in Angola, NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie, montre comment des réformes coordonnées dans les domaines juridique, fiscal et structurel ont inversé des années de déclin de la production dans le pays. Les deux pays évoluent dans des contextes différents : l’Angola a réformé un secteur de production mature, tandis que l’Afrique du Sud s’efforce d’en créer un. Il existe toutefois une leçon transposable en ce qui concerne la séquence des mesures et l’engagement institutionnel qui ont rendu les réformes angolaises efficaces.
L’Angola a donné la priorité à la réforme structurelle
Lorsque le président João Lourenço a pris ses fonctions en 2017, son administration a mené une revue du secteur d’une durée de 30 jours qui a conduit à un changement réglementaire durable. La toute nouvelle Agence nationale du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG) a pris en charge la régulation du secteur en amont, une fonction auparavant assurée par la compagnie pétrolière d’État Sonangol, parallèlement à son portefeuille commercial. Cette évolution a coïncidé avec la création d’un régulateur spécifique pour le secteur en aval, l’Institut de régulation des dérivés du pétrole, renforçant ainsi la gouvernance sur l’ensemble de la chaîne de valeur des hydrocarbures.
Sur le plan politique, la loi sur le gaz naturel de 2018 a doté l’Angola de son premier cadre autonome pour l’exploitation et la commercialisation du gaz, couvrant des réserves estimées à 11 trillions de pieds cubes.
Le régime d’offre permanente, introduit en 2021, a ouvert des zones à la négociation en continu, plutôt que par le biais d’appels d’offres périodiques, ce qui a abouti à l’attribution de 27 blocs. Dans la foulée, la loi sur la production incrémentale est entrée en vigueur en novembre 2024 ; elle vise à récupérer environ 500 millions de barils à partir d’actifs matures, tout en prolongeant leur durée de vie de 20 ans maximum.
Ces réformes ont rapidement produit des résultats solides. Les investissements directs étrangers ont augmenté de 2,59 milliards de dollars la même année où l’Angola est passé de la 167e à la 146e place dans l’indice de perception de la corruption de Transparency International. La production d’hydrocarbures se maintient désormais au-dessus d’un million de barils par jour, tandis que les 70 milliards de dollars d’investissements prévus dans le secteur en amont témoignent d’une confiance internationale croissante dans les opportunités offertes par le pétrole et le gaz en Angola.
« Les réformes réglementaires menées en Angola démontrent que la volonté politique, associée à des cadres fiscaux et juridiques clairs, peut transformer un secteur en amont en l’espace d’un seul cycle politique. Ces réformes offrent des enseignements fondamentaux à des pays comme l’Afrique du Sud, qui a l’opportunité d’être pionnière dans la mise en place d’un environnement réglementaire solide », affirme Ayuk.
La fenêtre réglementaire sud-africaine est ouverte
L’Afrique du Sud a commencé à s’engager dans une voie similaire. La loi sur le développement des ressources pétrolières en amont (UPRDA) a été promulguée fin 2024, consolidant le régime d’octroi de licences en amont et instaurant une participation obligatoire de 20 % pour l’État. La Compagnie nationale du pétrole d’Afrique du Sud (SANPC) a été créée en mai 2025, issue de la fusion de PetroSA, d’iGas et du Fonds stratégique des carburants. En octobre 2025, le gouvernement a levé un moratoire de 13 ans sur l’exploitation du gaz de schiste dans le bassin du Karoo — dont les ressources sont estimées à 300 trillions de pieds cubes de gaz de schiste.
Le défi pour l’Afrique du Sud réside dans la mise en œuvre. Des litiges environnementaux bloquent ou retardent l’exploitation offshore par TotalEnergies et Shell depuis 2022.
En août 2025, la Haute Cour du Cap-Occidental a révoqué l’autorisation environnementale pour le bloc 5/6/7 au large de la côte sud-ouest. Les gisements de gaz condensé de Brulpadda et Luiperd dans le bassin d’Outeniqua, qui, selon une analyse de FTI Consulting, pourraient apporter jusqu’à 25 milliards de rands par an à la balance des paiements, restent à exploiter.
L’expérience de l’Angola suggère que la réforme législative, à elle seule, ne produit pas de résultats en termes d’investissement. La trajectoire des investissements dans le secteur en amont du pays résulte de la rapidité et de la cohérence avec lesquelles ces réformes ont été mises en œuvre — depuis le démarrage opérationnel de l’ANPG jusqu’à l’attribution continue de blocs dans le cadre du régime d’offre permanente.
Avec l’UPRDA, la SANPC et la levée du moratoire sur le Karoo, l’Afrique du Sud a établi ses propres bases législatives. Sa capacité à suivre ce rythme de mise en œuvre déterminera si la vague actuelle d’intérêt pour l’exploration des bassins offshore d’Afrique australe s’étendra finalement au sud de la frontière avec la Namibie.
