Le pétrole du Bénin repart à l’export : environ 330 000 barils du champ offshore de Sèmè devaient être chargés les 1er et 2 novembre 2026 à destination des Pays-Bas, selon le quotidien La Nation. À 100 dollars le baril, cela ferait environ 33 millions de dollars, d’après un calcul de la rédaction. Mais ni le prix, ni la part de l’État, ni le contrat qui la fixe ne sont publics, et la maison mère de l’opérateur disait en juin chercher à céder cette activité.
Ce que l’on sait de la cargaison du pétrole du Bénin
Selon La Nation du 1er novembre 2026, le pétrolier Kriti Jade devait charger le brut stocké sur le champ pour les raffineries de Shell Trading aux Pays-Bas. Shell a remporté un appel à manifestation d’intérêt lancé par l’opérateur, Akrake Petroleum Benin, et obtient trois ans d’exclusivité sur les enlèvements. Le volume annoncé est passé de 250 000 à 330 000 barils.
Ce serait la première cargaison depuis l’arrêt du champ en 1998, retracé dans notre article de septembre sur le retour de Sèmè.
La fin de l’opération reste à établir. Le 3 novembre 2026, L’Affiche du jour écrit que le navire a entamé le chargement, quand Matin Libre annonce son départ. Aucun communiqué du gouvernement ou de l’opérateur, ni aucune donnée maritime trouvée, ne permet de trancher.
Trois étages avant d’arriver au Trésor
Le bloc 1 est détenu à 76 % par Akrake, à 15 % par l’État et à 9 % par la société béninoise Octogone. Ces pourcentages ne disent pas qui touche quoi : ils s’entendent sous réserve des droits de l’État prévus au contrat de partage de production (CPP), précise Rex International Holding, actionnaire indirect d’Akrake.
Le Code pétrolier de 2019 (loi n° 2019-06) fixe l’ordre de passage. La redevance sort d’abord, au profit de l’État. Sur le solde, le « cost oil » rembourse au titulaire ses coûts pétroliers, dans la limite d’un plafond annuel. Ce qui reste, le « profit oil », se partage selon une clé contractuelle.
Le CPP a été signé en décembre 2023 et il est en vigueur depuis le 5 mars 2024, selon Lime Petroleum Holding. Son texte n’est pas public : ni le taux de redevance, ni le plafond de récupération, ni la clé de partage ne sont connus. Le gouvernement assure, selon La Nation, avoir obtenu le maximum permis par la réglementation, sans publier de chiffre.
La loi éclaire tout de même ces 15 %. Son article 84 permet à l’État d’exiger jusqu’à 15 % d’une autorisation d’exploitation, dont 10 % au plus financés par ses associés. Ces avances sont remboursées uniquement sur le cost oil revenant à l’État. Si ce mécanisme s’applique à Sèmè, ce que la rédaction n’a pas pu établir, cette part de cost oil irait d’abord à ses associés.
Combien pour l’État ? Une illustration à 100 dollars
Voici un ordre de grandeur calculé par la rédaction, qui ne reflète pas les termes réels. Le prix de 100 dollars est une hypothèse : le Brent a clôturé à 103,60 dollars le 3 novembre 2026 et à 94,62 dollars le 4 novembre, selon prixdubaril.com, et la prime ou la décote de ce brut est inconnue. Le prix de 110 dollars et la redevance de 10 % avancés par Africtelegraph ne sont pas sourcés.
- Redevance, à 10 % par hypothèse : 3,3 millions de dollars, dont 20 % pour le Fonds de développement pétrolier (article 22).
- Cost oil, à 70 ou 80 % du solde, hypothèse de la rédaction, inspirée d’une fourchette citée par le cabinet Morgan Lewis et non retrouvée dans la loi : 20,8 à 23,8 millions.
- Profit oil à partager : 5,9 à 8,9 millions, selon une clé inconnue.
Dans ce schéma, 63 à 72 % de la valeur iraient au remboursement des coûts, et, à ces hypothèses et hors impôt, la part publique resterait minoritaire. Cette part pourrait ensuite progresser à mesure que les dépenses seront remboursées.
Le pétrole du Bénin et l’inconnue de l’opérateur
La presse béninoise présente encore Akrake comme une filiale de Rex. La situation est plus complexe. Rex a sorti de ses comptes, à compter du 10 avril 2026, le groupe norvégien Lime Petroleum Holding, qui chapeaute Akrake. Il garde une participation indirecte de 89,74 % dans Lime, mais a perdu le contrôle du conseil de Lime.
Le 8 juin 2026, le conseil de Lime a annoncé sa décision de mettre fin à cette activité au Bénin. Il indiquait avoir cessé de la financer le 29 mai et avoir signé une lettre d’intentions (term sheet), le contrat de vente restant à négocier. Si elle aboutissait, une vente n’apporterait pas de liquidités immédiates ; environ 33 millions de dollars de « vendor debt » (terme du communiqué) resteraient dans l’entité cédée, et la contrepartie en actions pourrait atteindre 5 millions de dollars. Faute de vente ou d’autre solution à brève échéance, ajoutait-il, les entités béninoises pourraient engager une procédure d’insolvabilité.
La rédaction n’a trouvé aucune annonce de vente, aucun repreneur nommé et aucune trace d’une telle procédure. Le communiqué de Lime du 21 août 2026 ne revient pas sur le Bénin. Le chargement annoncé indique que l’opérateur reste actif, sans établir que la production continue : ce brut vient des cuves de stockage, mais la rédaction n’a pas pu établir si Lime détient toujours l’opérateur, dernier état public connu en juin, ni qui encaissera le produit de cette cargaison.
Selon La Nation, Akrake opère sous une autorisation spéciale et doit négocier un contrat d’exploitation définitif, notamment sur le coût des installations en mer. Or plus les coûts reconnus sont élevés, moins il reste de profit oil à partager.
Qui capte la valeur de Sèmè ?
Shell Trading sécurise des volumes pour trois ans, sans détenir le gisement. Les associés doivent se rembourser et se rémunérer selon le contrat. Le Bénin attend une redevance, du profit oil et des retombées locales qui restent à mesurer. Il ne faut pas confondre ce brut avec le pétrole nigérien qui transite par Sèmè-Kpodji.
Le redémarrage, annoncé pour fin janvier 2026, a pris du retard, et aucun chiffre récent ne permet de situer le champ par rapport aux 5 000 à 6 000 barils par jour espérés. À ce niveau, il apportera des devises sans changer la structure des recettes publiques. Quatre données rendraient le partage vérifiable : le volume vendu, le prix réalisé, la ventilation entre redevance, cost oil et profit oil, et les versements enregistrés au Trésor. Tant que ni le contrat ni ces paiements ne sont publiés, la part du Bénin reste une promesse sans chiffre.
