Au cours du premier semestre, la production du groupe français y est restée à 423 000 barils équivalent pétrole par jour. Les liquides reculent pour la deuxième année consécutive alors que le gaz bondit de 16%. TotalEnergies ne précise pas quels champs ont enregistré ce rebond.
TotalEnergies a publié le 23 juillet les comptes du premier semestre 2026 : 11,4 milliards de dollars de résultat net ajusté, en hausse de 47% sur un an, et 18,4 milliards de dollars de flux de trésorerie, portés par des prix du brut remontés dans le sillage du conflit au Moyen-Orient. L'Afrique subsaharienne, que le groupe désigne comme sa zone « Afrique » en rattachant le Maghreb et l'Égypte au Moyen-Orient, fait exception à ce tableau. La production combinée liquides-gaz y atteint 423 000 barils équivalent pétrole par jour (kbep/j) sur le semestre, contre 424 000 un an plus tôt et 456 000 au premier semestre 2024. Sous ce plateau, deux courbes divergent. Les liquides, catégorie qui comprend le pétrole brut, mais aussi les condensats et les liquides associés au gaz, tombent de 328 000 barils par jour en 2024 à 310 000 en 2025, puis à 292 000 cette année, soit une baisse cumulée de 11%. Le gaz suit le chemin inverse : après avoir chuté de 634 à 573 millions de pieds cubes par jour entre les deux premiers semestres de 2024 et 2025, il remonte à 663 millions cette année.
Un rebond gazier qui reste à expliquer
Le réflexe serait de créditer l'Angola. TotalEnergies a démarré le 17 mars dernier le champ offshore de Quiluma, dans le cadre du New Gas Consortium, aux côtés d'Azule Energy (coentreprise formée à partir des actifs angolais du britannique BP et de l'italien Eni, opérateur du projet), de Chevron et de Sonangol, la compagnie pétrolière publique angolaise. C'est le premier développement gazier non associé du pays, une rupture avec un modèle où le gaz n'était qu'un sous-produit du pétrole. À plein régime, Quiluma et le champ voisin de Maboqueiro doivent traiter environ 330 millions de pieds cubes par jour pour alimenter l'usine Angola LNG.
Sauf que l'arithmétique ne suit pas. TotalEnergies ne détient que 11,8% du projet, soit une quote-part d'environ 39 Mpc/j à plein régime, et le champ n'a démarré qu'à la mi-mars, donc à peine plus d'un trimestre sur les six mois du semestre. Quiluma explique au mieux une petite partie des 90 Mpc/j supplémentaires. S'ajoute un effet de base rarement relevé : le creux de 573 Mpc/j enregistré en 2025 s'expliquait probablement par des arrêts de maintenance, si bien qu'une part du rebond de 2026 n'est qu'un retour au niveau antérieur.
Dans le communiqué, les seuls projets africains mentionnés parmi les moteurs de la croissance organique du semestre sont Begonia et CLOV Phase 3, deux développements pétroliers angolais. Aucun projet gazier n'est cité. Et le groupe publie sa production par zone géographique sans jamais la ventiler par pays ni par champ. Un investisseur qui cherche à savoir si ces 90 Mpc/j marquent une amélioration durable ou un simple rattrapage après maintenance ne trouvera pas la réponse dans le document.
Le Nigeria, lui, est hors jeu pour ce semestre. Le champ gazier d'Ubeta, sur le permis OML 58 que TotalEnergies opère à 40% avec la Nigerian National Petroleum Corporation Ltd (NNPCL, 60%), doit produire ses premiers mètres cubes en 2027, pour un plateau visé de 300 millions de pieds cubes par jour. Le projet IMA n'est encore qu'en phase d’études de développement. Ni l'un ni l'autre n'a pu contribuer aux chiffres du premier semestre. Ce sont des relais pour plus tard, pas une explication pour maintenant.
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Ce que le Nigeria montre en revanche, c'est un arbitrage de portefeuille assez net. TotalEnergies EP Nigeria a vendu en 2024 à Chappal Energies, pour 860 millions de dollars, ses 10% dans quinze licences onshore et en eaux peu profondes de la coentreprise SPDC, essentiellement pétrolières. Elle a transféré au même acquéreur sa part dans trois licences gazières (OML 23, 28 et 77), tout en conservant l'intérêt économique intégral sur ce gaz, qui alimente environ 40% des volumes de Nigeria LNG. En 2025, elle a cédé ses 12,5% de Bonga à Shell et à Agip pour 510 millions de dollars. Le groupe se déleste de pétrole mature et conserve le gaz destiné à la liquéfaction. Rien n'indique que le produit de ces ventes finance directement Ubeta, mais la direction du mouvement est lisible.
La distribution encaisse le choc que l'amont a évité
En aval, les ventes de produits raffinés de TotalEnergies en Afrique subsaharienne ont chuté de 21% sur un an au premier semestre 2026, à 489 000 barils par jour contre 617 000. Le groupe cite la cession de son réseau de stations au Burkina Faso et une demande freinée par des prix élevés, sans en détailler le poids relatif.
Le cas nigérian mérite qu'on s'y arrête, parce qu'il est souvent mal lu. TotalEnergies Marketing Nigeria Plc, filiale de distribution cotée à la Bourse du Nigeria (NGX), a perdu 13,85 milliards de nairas au titre de l'exercice 2025, soit environ 8,87 millions d’euros, avec un chiffre d'affaires amputé de 26% en raison de la guerre des prix entre les distributeurs de carburant. Elle est repassée dans le vert au premier trimestre 2026 avec 1,17 milliard de nairas de bénéfice net, soit environ 749 000 euros. Mais ce redressement ne vient ni d'une reprise commerciale ni d'une maîtrise des coûts d'exploitation, au regard du chiffre d'affaires de la période, qui a encore reculé à environ 126,1 millions d’euros, contre 142,1 millions d’euros, un an plus tôt. Les prévisions déposées auprès de la NGX pour le trimestre qui se clôturera en septembre 2026 tablent sur un bénéfice avant impôt de 2,6 milliards de nairas, soit environ 1,66 million d’euros, et un chiffre d'affaires d'environ 192 milliards de nairas, soit près de 122,9 millions d’euros.
Deux Afriques cohabitent donc dans ces comptes. Celle des projets gaziers pilotés avec des compagnies d'État et des majors, adossés à des contrats à long terme et à des usines de liquéfaction. Et celle de la distribution de détail, exposée aux devises locales, aux prix administrés à la pompe et à une concurrence qui écrase les marges, où le groupe réduit méthodiquement la voilure. Un dernier angle mort sur l’Afrique subsaharienne est que le récit multi-énergies que TotalEnergies déploie partout ailleurs, attend encore de se concrétiser significativement dans la région. Les capacités renouvelables installées y plafonnent à 0,7 GW, contre plus de 37 GW au sein du groupe, malgré le rachat en 2025 de SN Power, développeur hydroélectrique africain.
La stabilité des performances affichée au premier semestre repose donc sur un socle étroit de projets d'hydrocarbures dont les calendriers s'étirent : Quiluma-Maboqueiro monte en puissance, Ubeta arrive en 2027, Kaminho, le développement pétrolier de 6 milliards de dollars en eaux profondes du bassin du Kwanza, ne produira pas avant 2028 pour environ 70 000 barils par jour. Les relais existent. Ils sont simplement tous devant, et un glissement de calendrier sur l'un d'eux suffirait à faire replonger la production subsaharienne en deçà de son niveau actuel.
