Du rente gazière à la reprise pétrolière : dynamiques de diversification des recettes extractives en Mauritanie.

Selon les indicateurs approuvés par l’Initiative de transparence dans les industries extractives (ITIE), les industries extractives solides ont généré 91 % des recettes sectorielles du pays au cours de l’exercice 2024. Ce paysage double a changé en 2025 grâce au démarrage de la production du projet « Champ de la Grande Tortue Ahmim (GTA) », transfrontalier et développé en partenariat avec le Sénégal, introduisant le gaz naturel comme nouveau composant des flux du commerce extérieur et modifiant fondamentalement la composition des exportations nationales. **Stratégie de relance pétrolière: enjeux de l’accord « Murphy Oil »** L’accord bilatéral conclu avec la société américaine Murphy Oil reflète la volonté de Nouakchott de dynamiser le secteur d’exploration et de production pétrolière (upstream).

Les conventions d’exploration‑production couvrent deux zones maritimes stratégiques du bassin côtier: les blocs C10 et Tiouf (également appelés Bolate). Le bloc Tiouf abrite des champs de pétrole découverts depuis longtemps, et le nouvel accord fournit le cadre technique et financier nécessaire à la réalisation d’études de faisabilité obligatoires pour évaluer leur viabilité commerciale. Quant au bloc C10, auparavant concédé à Shell depuis 2018, sa reconcession vise à stimuler les investissements dans les campagnes de forage offshore profond.

Pour la Mauritanie, cette approche globale a pour objectif d’évaluer la rentabilité économique d’un retour à la production de pétrole brut, interrompue depuis la cessation du champ de Chinguetti en 2017 en raison de son déclin précoce. **Impact macroéconomique et équilibre des ressources gazières et pétrolières** Une première analyse des retombées du secteur gazier montre clairement les trajectoires financières potentielles du secteur pétrolier. D’après les données de la Banque centrale mauritanienne, les exportations de gaz ont généré des recettes de 237 millions de dollars (environ 211 millions d’euros) en 2025, soit environ 5,5 % du total des ventes de biens à l’étranger.

Cependant, la contribution directe de ce secteur au budget de l’État suit un calendrier différent. La même année, le Fonds monétaire international (FMI) a estimé les recettes publiques à venir du pétrole et du gaz à 1,7 milliard d’ouguiya (soit 37,5 millions d’euros), tandis que le secteur minier a apporté 14,8 milliards d’ouguiya. Ces indicateurs confirment que, bien que l’impact sur la balance des paiements courante et la disponibilité immédiate de devises étrangères soit positif, la maturité fiscale des projets hydrocarbures nécessite plus de temps avant de transformer profondément l’équilibre des finances publiques.

**Perspectives de développement et bénéfices externes indirects** L’avenir des dynamiques pétrolières et gazières en Mauritanie reste tributaire de choix technologiques, de conditions de marché et d’ajustements de la politique publique. Le passage à la phase de développement par l’opérateur Murphy Oil dépend de la validation des volumes récupérables, de l’évaluation des coûts d’ingénierie offshore et des prévisions de prix du baril à moyen terme. Par ailleurs, le programme gouvernemental prévoit une éventuelle extension des licences d’exploration; le projet initial présenté au Conseil des ministres en juillet visait trois blocs distincts en partenariat avec Murphy Oil et Chariot Energy Group, bien que l’annonce officielle ne comprenait que deux contrats.

En plus de la logique d’exportation, les autorités mauritaniennes misent sur la valorisation locale des ressources afin d’assurer la transition énergétique nationale via des projets de production d’électricité à partir du gaz (gas‑to‑power). Le projet principal de la centrale thermique de N’Diago (Injako), d’une capacité structurale de 230 MW, est prévu pour fonctionner au gaz provenant du champ « Grande Tortue Ahmim ». Selon les directives ministérielles, cette infrastructure doit permettre à la Société nationale d’électricité (SOMELEC) de remplacer le fuel lourd par le gaz, réduisant ainsi les coûts d’exploitation et améliorant l’efficacité du mix énergétique national.