Hydrocarbures au Cameroun : Murphy Oil engage 113 milliards de FCFA sur quatre blocs offshore stratégiques
L’ESSENTIEL
- Le fait majeur : Le groupe américain Murphy Oil Corporation a paraphé, le 11 novembre 2026 à Yaoundé, quatre contrats de partage de production (CPP) couvrant 10 578 km² dans le bassin Douala/Kribi-Campo, pour un investissement global potentiel de 202,4 millions de dollars (113,3 milliards de FCFA).
- L’enjeu opérationnel : L’engagement financier est asymétrique. Seuls 2,4 millions de dollars sont garantis pour la phase initiale de recherche (3 ans), tandis que 99 % de l’enveloppe globale restent conditionnés à des résultats géologiques probants et aux prolongations facultatives des licences.
- Impact écosystème : Cette signature vise à enrayer le déclin structurel de la production pétrolière camerounaise, en chute de 9,4 % en 2025, tout en offrant à la Société Nationale des Hydrocarbures (SNH) une option de participation de 20 % en cas de découverte commerciale.
Le Cameroun tente de relancer sa dynamique extractive face à l’épuisement de ses champs matures.
Le 11 novembre 2026, le gouvernement camerounais et la major américaine Murphy Oil Corporation ont scellé un partenariat stratégique portant sur les blocs Etinde Exploration, Tilapia, Elombo et Ntem.
Cette offensive, officialisée à Yaoundé, intervient dans un contexte de tension sur les volumes nationaux : la production de brut a reculé de 21,3 millions de barils en 2024 à 19,3 millions en 2025.
Pour Murphy Oil, l’enjeu est de valider le potentiel de ces périmètres offshore profonds via une filiale dédiée, Murphy Cameroon Exploration & Production SASU.
Ingénierie Financière et Clauses de Forage : Un Engagement à Géométrie Variable
L’analyse détaillée des contrats révèle une structure d’investissement prudente, loin des chiffres globaux annoncés lors des cérémonies officielles.
Pour la période initiale de recherche de trois ans, l’engagement ferme de Murphy Oil se limite à 600 000 dollars par bloc, soit un total de 2,4 millions de dollars (1,34 milliard de FCFA).
Selon Claudine Manga, présidente de la Commission permanente de négociation des contrats pétroliers et gaziers, ces fonds seront prioritairement alloués au retraitement des données sismiques existantes et à des études géosciences approfondies.
Le cœur financier du projet, estimé à 200 millions de dollars, est reporté sur deux périodes de prolongation facultatives de deux ans chacune.
À chaque renouvellement, l’opérateur s’engage à forer un puits d’exploration par bloc, pour un coût unitaire de 25 millions de dollars.
Ce mécanisme permet à la major de Houston de limiter son exposition au risque d’exploration : si les premières études sismiques ne confirment pas le potentiel des réservoirs, les investissements massifs de forage ne seront jamais décaissés.
Une lettre de garantie couvre toutefois le programme minimum de travaux, assurant à l’État une exécution des premières phases d’études.
Fiscalité et Partage de Production : Le Modèle Économique de l’Offshore
Le cadre contractuel défini pour ces quatre blocs repose sur un partage de production classique, mais optimisé pour attirer les capitaux dans un bassin complexe.
Le « Cost Oil », part de la production affectée au remboursement des investissements de l’opérateur, est plafonné à 70 % pour le pétrole brut et grimpe à 85 % pour le gaz naturel.
Ce différentiel souligne la volonté de Yaoundé de valoriser ses ressources gazières, souvent plus coûteuses à développer.
Une fois les coûts récupérés, le profit pétrolier est partagé selon le « Ratio R » (rapport entre revenus et investissements cumulés), dont les tranches précises restent confidentielles.
Sur le plan fiscal, Murphy Oil est assujetti à un taux d’imposition de 35 % sur les bénéfices.
Le contrat prévoit également des bonus de production échelonnés entre 1 et 3 millions de dollars en fonction des seuils d’extraction atteints.
La SNH, bras séculier de l’État, conserve une option de participation directe de 20 % dans tout projet de développement futur.
Enfin, le volet « contenu local » impose un budget annuel de formation des cadres camerounais de 110 000 dollars en phase de recherche, montant qui passera à 250 000 dollars dès l’entrée en phase d’exploitation.
Décryptage Stratégique : Les Enjeux pour les Décideurs
Pour les investisseurs, la signature de Murphy Oil marque un assouplissement notable des exigences de la SNH par rapport à l’appel à manifestation d’intérêt d’août 2025.
Initialement, l’État exigeait le forage d’au moins un puits dès la première période de recherche.
Le contrat final accorde une flexibilité majeure à l’opérateur en rattachant les forages aux prolongations.
Cette concession témoigne de l’urgence pour le Cameroun de sécuriser des acteurs de premier plan alors que le climat des affaires extractives subit la concurrence de bassins plus prolifiques comme la Guyane ou la Namibie.
La zone d’ombre réside dans la capacité de Murphy Oil à transformer ces études sismiques en découvertes réelles dans un calendrier serré.
Le déclin naturel des champs du Rio del Rey impose une réussite rapide sur les blocs de Douala/Kribi-Campo pour éviter une chute de l’activité pétro-gazière estimée à 24,6 % d’ici 2027 par les autorités.
Les décideurs devront surveiller de près la mobilisation des garanties bancaires et la qualité du retraitement des données, car le véritable risque pour l’État n’est pas financier, mais temporel : perdre trois ans en études stériles alors que la rente pétrolière s’érode.
Données de référence et structure des participations
Selon les informations communiquées par Murphy Oil Corporation, les quatre contrats de partage de production signés à Yaoundé couvrent une superficie totale d’environ 2,6 millions d’acres (10 578 km²).
À travers sa filiale, la major américaine détient initialement un intérêt participant de 100 % et assume le rôle d’opérateur sur l’ensemble de ce périmètre offshore.
Perspectives & Prochaines Échéances
Le calendrier opérationnel entre désormais dans une phase d’évaluation technique intense.
Murphy Oil n’a pas encore communiqué de date pour un premier forage, privilégiant l’analyse des données existantes jusqu’en 2028.
La prochaine étape cruciale sera la validation des premiers rapports géologiques par la SNH, qui déterminera si l’opérateur active la première prolongation de deux ans.
Parallèlement, le marché attend les résultats du bloc Bolongo Exploration, attribué à Octavia Energy, pour confirmer le regain d’intérêt global pour l’offshore camerounais.
Crédit image : Journal of Petroleum Technology – SPE