ExxonMobil Moçambique a annoncé le lundi 17 août 2026 à Maputo, pour le compte des partenaires de l’Aire 4, l’attribution d’environ 1,1 milliard de dollars de contrats portant sur des équipements amont critiques à long délai de livraison.
Après cinq ans d’arrêt, le complexe gazier de Cabo Delgado repart. Mais une nuance essentielle disparaît de la plupart des reprises : ce n’est pas la décision finale d’investissement. Elle est toujours attendue.
Ce qui a effectivement été engagé
Les contrats couvrent l’ingénierie, l’approvisionnement et la fabrication de systèmes de production sous-marins, de vannes de production de grand diamètre et de conduites offshore.
Le plus important a été attribué à OneSubsea UK Limited et OneSubsea AS, pour les systèmes de production sous-marins, les contrôles et les ombilicaux, avec un appui local d’Aker Solutions Mozambique. D’autres marchés reviennent à Advanced Technology Valve pour les vannes, ainsi qu’à Corinth Pipeworks, Sumitomo Corporation of America et au chinois Zhejiang Jiuli Hi-Tech Metals pour les conduites.
« Ces attributions représentent une nouvelle étape importante pour le projet Rovuma LNG et reflètent le fort engagement des partenaires de l’Aire 4 », a déclaré Johanna Boothey, directrice pays d’ExxonMobil Moçambique.
Pourquoi la distinction avec la décision finale compte
Ces contrats sont attribués avant la décision finale d’investissement, précisément pour sécuriser des équipements dont les délais de fabrication sont longs et protéger le calendrier du projet. C’est une pratique standard sur les grands développements gaziers.
L’attribution réduit la distance entre les études et l’exécution industrielle. Elle engage une chaîne de fournisseurs internationaux. Elle ne constitue pas pour autant un engagement irrévocable — et présenter 1,1 milliard de dollars comme le lancement du projet reviendrait à confondre la commande des pièces avec l’ordre de construire.
La décision finale est attendue courant 2026. Le président mozambicain Daniel Chapo déclarait en juillet à Lusa l’espérer avant septembre. Il qualifie Rovuma LNG de « plus grand projet d’investissement privé du continent africain », évalué autour de 20 milliards de dollars — certaines sources évoquant un montant total pouvant atteindre 30 milliards.
L’architecture du projet
Rovuma LNG prévoit le développement de ressources gazières offshore de l’Aire 4 et la construction d’une usine terrestre de liquéfaction dotée de douze modules, pour une capacité de 18,6 millions de tonnes par an. La mise en service est attendue en 2031 selon le contractant McDermott. À cette échelle, le projet figurerait parmi les plus importants développements d’exportation de gaz naturel liquéfié actuellement à l’étude dans le monde.
Le tour de table mérite d’être détaillé, car il est révélateur. Il associe l’entreprise publique mozambicaine ENH, la China National Petroleum Corporation, l’italien Eni, le sud-coréen Korea Gas Corporation et XRG, bras d’investissement international d’ADNOC, entré au capital l’an dernier en rachetant les 10 % détenus par le portugais Galp. ExxonMobil, qui détient une participation indirecte de 25 % dans l’Aire 4, en est l’opérateur délégué.
Américains, Chinois, Italiens, Coréens et Émiratis autour d’un même actif gazier africain : la composition du consortium dit à elle seule ce que représente le bassin de Rovuma, l’une des plus importantes découvertes gazières des quinze dernières années, avec plus de 85 000 milliards de pieds cubes de gaz naturel. Le Mozambique est au centre d’un ensemble de projets représentant une cinquantaine de milliards de dollars.
Ce que cinq ans d’arrêt ont coûté
Cette annonce clôt une longue parenthèse. Les travaux avaient été suspendus en 2021 après l’offensive insurrectionnelle dans la province de Cabo Delgado. ExxonMobil a levé sa déclaration de force majeure en novembre 2025, après une amélioration durable des conditions de sécurité.
TotalEnergies avait levé la sienne en septembre sur le projet voisin d’Area 1, quatre ans après l’arrêt de mars 2021 — en indiquant au gouvernement mozambicain que les coûts avaient augmenté de 4,5 milliards de dollars, et en sollicitant une extension de dix ans de la période de développement et de production.
Ces deux éléments résument le prix de l’interruption : quatre à cinq années perdues, et des surcoûts qui se comptent en milliards. Ils rappellent aussi que dans l’industrie gazière, l’insécurité ne se solde pas en destructions mais en calendriers — et qu’un calendrier décalé se paie deux fois, en intérêts et en fenêtre de marché manquée.
150 milliards sur trente ans, et trois conditions
Le projet devrait générer environ 150 milliards de dollars de recettes pour l’État mozambicain sur ses trente années d’exploitation. L’ordre de grandeur est considérable pour un pays dont le produit intérieur brut se situe autour d’une vingtaine de milliards de dollars : réparti sur trente ans, cela représenterait environ cinq milliards par an, soit une fraction substantielle des ressources publiques actuelles.
Trois conditions séparent cette projection de sa réalisation, et il faut les nommer.
La sécurité. Les conditions se sont améliorées à Cabo Delgado, où les forces régionales ont repris des districts clés et stabilisé des corridors stratégiques. Les analystes du secteur qualifient toutefois la situation de « gérée plutôt que résolue » — formule qui engage peu, mais qui suffit à écarter l’idée d’un risque éteint.
Le financement. Le montage devra mobiliser un pool de banques internationales, d’agences de crédit à l’exportation et de bailleurs multilatéraux. Le précédent de la dette cachée mozambicaine de 2016 incite les prêteurs à une vigilance accrue sur la gouvernance des flux financiers. Certaines institutions, dont le Crédit Agricole, ont par le passé refusé de financer le projet au motif de leurs engagements climatiques.
La conversion. Un revenu d’exportation gazier n’est pas automatiquement un revenu de développement. Le défi mozambicain sera de transformer l’investissement en recettes budgétaires effectives, en emplois et en compétences — pas seulement en flux de devises transitant par un compte.
L’équation africaine, une fois de plus
Ce dossier illustre une configuration qui traverse le continent.
Le Mozambique détient l’une des plus importantes réserves gazières découvertes en Afrique. Il ne dispose ni du capital, ni de la technologie de liquéfaction, ni des débouchés pour les valoriser seul. L’exploitation passe donc par un consortium international dont il détient une part minoritaire via son entreprise publique.
L’atout géographique est réel : la position sur l’océan Indien offre des coûts de transport compétitifs vers l’Inde, la Chine et le Japon, face aux concurrents du Golfe et de l’Atlantique. C’est un avantage qui ne se délocalise pas.
Reste que la valeur ajoutée de la liquéfaction se capture dans les modules construits à Afungi, et que la marge de transformation aval — pétrochimie, engrais, production électrique — dépendra de décisions qui ne sont pas encore prises. C’est la même question que pose le raffinage au Niger ou au Sénégal, transposée au gaz : exporter la matière première ou en transformer une part sur place, et à quel prix pour les finances publiques.
La prochaine échéance est la décision finale d’investissement. Elle dira si les 1,1 milliard engagés le 17 août étaient le premier versement d’un projet, ou l’assurance prise sur un projet dont les partenaires n’ont pas encore tranché.
