La découverte de gaz au Ghana annoncée le 10 novembre 2026 par le président John Dramani Mahama appartient pour les trois quarts à un opérateur privé, Planet One Oil and Gas. L’État y est présent par la Ghana National Petroleum Corporation (GNPC), à hauteur de 15 %, et par GOIL Upstream, filiale du distributeur GOIL, à 10 %. Aucun volume n’a été publié : avant de savoir qui captera la valeur, il faut savoir s’il y en a une à exploiter.
Gaz au Ghana : ce que le puits Nya Gyidie-1X a trouvé
L’annonce a été faite à Takoradi, à l’ouverture de la conférence 2026 sur le contenu local organisée par la Petroleum Commission, le régulateur de l’amont pétrolier. Le puits d’exploration Nya Gyidie-1X, sur le bloc Deepwater Cape Three Points, dans le bassin de Tano, a trouvé du gaz et du condensat, selon le Daily Graphic et 3News. Certains titres ont parlé de « pétrole », mais aucun document technique consulté ne mentionne de brut.
Selon le communiqué de la GNPC du 10 novembre 2026, le puits se situe à environ 148 kilomètres des côtes, par 2 289 mètres d’eau. Les hydrocarbures ont été rencontrés dans des roches carbonatées entre 3 364 et 3 499 mètres de profondeur mesurée. C’est, selon la société nationale, le premier test réussi au Ghana d’un réservoir carbonaté, distinct des grès des champs déjà en production.
Ni la présidence ni les partenaires n’ont publié d’estimation de réserves ou de débit, relève 3News. Le directeur général de la GNPC, Kwame Ntow Amoah, le dit lui-même : « La prochaine tâche est d’établir la taille et le potentiel commercial de la découverte par une évaluation technique rigoureuse. » Une découverte n’est ni une réserve prouvée ni une production.
Qui détient le bloc Deepwater Cape Three Points
Selon le Daily Graphic et 3News, Planet One détient 75 % des intérêts et opère le bloc, la GNPC 15 % et GOIL Upstream 10 %. Ces parts déterminent qui paie les coûts et qui reçoit la production, pas directement ce que touchera le budget de l’État.
ExxonMobil détenait le bloc à 80 %, aux côtés de la GNPC (15 %) et de GOIL Upstream (5 %), avant de s’en retirer en 2021, selon Energy News Africa. GOIL Upstream a alors repris la part de l’américain avec mission de trouver un partenaire. En décembre 2023, à Dubaï, GOIL et Planet One ont signé un accord d’entrée (farm-in) prévoyant 75 % pour Planet One, 20 % pour la GNPC et 5 % pour GOIL Upstream, sous réserve de l’approbation du ministre de l’Énergie.
La GNPC figure donc aujourd’hui à 15 % au lieu de 20 %, GOIL Upstream à 10 % au lieu de 5 %. Nous n’avons retrouvé aucun document officiel qui fixe la répartition en vigueur ni explique cet écart.
La part de l’État : 15 % portés, puis une option
La loi de 2016 sur l’exploration et la production pétrolières (Act 919) impose, à sa section 10, que tout accord pétrolier donne à la GNPC une participation initiale « portée » d’au moins 15 % pour l’exploration et le développement. Concrètement, les autres partenaires financent cette part pendant ces phases. La même section ouvre à la GNPC une option sur une participation supplémentaire, à exercer après une déclaration de découverte commerciale, mais à ses frais.
Les 15 % de la GNPC correspondent donc au minimum légal. Le contrat du bloc, le taux de redevance et les conditions de l’option n’ont pas pu être consultés : ce sont eux qui fixeront la part réelle de l’État. Planet One, qui porte l’essentiel du risque, recevrait en retour la plus grande part d’une éventuelle production, et la question de savoir qui finance les 10 % de GOIL Upstream reste sans réponse publique.
Au Bénin aussi, le contrat qui fixe la part de l’État sur le brut de Sèmè n’est pas public.
Ce que l’État ghanéen encaisse déjà sur ses hydrocarbures
Selon le rapport annuel 2025 du Public Interest and Accountability Committee (PIAC), l’organe de contrôle des revenus pétroliers, cité par l’Agence de presse du Ghana (GNA) le 9 avril 2026, l’État a encaissé 770,3 millions de dollars en 2025, contre 1,36 milliard en 2024. L’impôt sur les sociétés en a fourni 346,9 millions, soit 45 %, les participations de l’État 339,3 millions, soit 44 %, et les redevances 10,1 %.
Sur ces recettes, la GNPC a reçu 107,89 millions de dollars, le budget de l’État 433,29 millions, le Fonds de stabilisation 160,47 millions et le Fonds patrimonial 68,77 millions. Depuis un amendement de 2025, la part budgétaire est entièrement fléchée vers les infrastructures, selon le Daily Graphic. Les participations rapportent presque autant que l’impôt : c’est ce levier que les 15 % du nouveau bloc alimenteraient, à condition qu’il produise.
Le gaz de GTA, entre le Sénégal et la Mauritanie, rappelle que les premières cargaisons ne font pas les premières recettes : les compagnies se remboursent d’abord de leurs coûts.
De la découverte à la production, les étapes qui restent
L’Act 919 oblige l’opérateur à notifier une découverte au ministre dans les 48 heures, puis à en fournir le détail sous 100 jours en indiquant si elle mérite une appréciation, c’est-à-dire des forages complémentaires. Sinon, il doit rendre la zone. La directrice générale de la Petroleum Commission, Emeafa Hardcastle, a dit vouloir « explorer les options d’appréciation » avec Planet One, selon GNA.
Le régime fiscal pourrait aussi bouger avant toute décision d’investissement. Le ministre de l’Énergie, John Abdulai Jinapor, a présenté sept modifications proposées au régime fiscal pétrolier et prévoit au moins six nouveaux accords pétroliers d’ici le premier trimestre 2027, selon 3News. Leur contenu n’est pas public : la part de l’État dans une éventuelle production de Nya Gyidie-1X en dépendra.
Comme le Nigeria, où le président Bola Tinubu a demandé aux majors plus de contrats pour les firmes locales, le Ghana veut que ses entreprises captent une part des marchés de l’amont. Mais un forage en eau profonde mobilise surtout des équipements et des services achetés à l’étranger. Tant que la taille du gisement n’est pas connue, la seule certitude est que les coûts d’exploration sont payés par Planet One et ses partenaires payants.
