La société a conclu un accord historique portant sur une licence d'exploration, de développement et de production pétrolière pour le bloc offshore A1 en Gambie. Cet accord définitif marque une expansion majeure pour le géant italien le long de la marge atlantique de l'Afrique et souligne la stratégie globale d'Eni visant à étendre ses activités dans les zones pionnières. Il positionne également la société comme un acteur de premier plan dans une province émergente en matière d'hydrocarbures, offrant à Eni un accès immédiat à des blocs en eaux profondes très prometteurs.

Le bloc A1 s'étend sur environ 1 300 km² en eaux ultra-profondes, entre 1 250 et 3 000 mètres de profondeur, et se situe dans une zone éprouvée de la marge atlantique. Selon les conditions préalablement négociées, la Gambia National Petroleum Corporation, soutenue par l'État, conservera une participation de 10 % sans apport de fonds propres, ce qui évite au gouvernement d'engager des capitaux d'exploration initiaux tout en garantissant la participation de l'État. Eni détiendra le reste des parts d'exploitation et dirigera l'ensemble des programmes techniques. Ce bloc revêt une importance historique particulière, puisqu'il a été abandonné par le géant britannique bp en 2021. Aujourd'hui, Eni a pris le relais pour mener à bien les travaux d'évaluation laissés en suspens en s'appuyant sur les données sismiques 3D existantes.

Plus au sud, Eni a signé un accord distinct portant sur un permis de reconnaissance avec le ministère de l'Eau et des Hydrocarbures de la Guinée-Conakry. Ce contrat couvre 15 vastes blocs offshore : A4, A5, B4, B5, C3, C4, C5, D2, D3, D4, E2, E3, E4, F2 et F3. Cette concession gigantesque s'étend sur 49 089 km² de territoire vierge non foré. L'accord de collecte de données préliminaire est valable un an, avec une option de prolongation d'un an.

Ces deux accords renforcent la présence d’Eni dans le bassin prolifique du MSGBC, où la marge passive recèle des grès du Crétacé moyen de classe mondiale et des roches mères en eaux profondes. Ces pièges géologiques identiques ont permis la mise en place du champ pétrolier de Sangomar de Woodside et du projet gazier Greater Tortue Ahmeyim de bp au large du Sénégal et de la Mauritanie. L'expansion d'Eni sur ce marché fait suite à plusieurs étapes offshore marquantes franchies avec succès ces dernières années. Parmi celles-ci figure la mise en production du champ Baleine en Côte d'Ivoire, qui a produit son premier pétrole seulement deux ans après sa découverte et dont la production atteint désormais 150 000 barils par jour.

Le calendrier de ces accords prépare le terrain pour le salon MSGBC Oil, Gas & Power 2026, où les participants seront en mesure d’analyser comment le modèle accéléré d’Eni pourrait redéfinir l’économie énergétique régionale. Une découverte fructueuse modifierait radicalement le paysage énergétique minier de la Guinée-Conakry et les perspectives budgétaires de la Gambie, tout en consolidant le statut du bassin MSGBC en tant que l’une des principales frontières mondiales de l’exploration.

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