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Le bloc offshore 32 est l’un des actifs les plus stratégiques pour TotalEnergies. En 2024, l’entreprise a diligenté une étude sismique visant à optimiser l’exploitation de ce périmètre dont elle détient 30 % de participation.
La multinationale TotalEnergies prolonge son engagement en Angola. Le groupe français, opérateur du Bloc 32, l’un des plus grands blocs pétroliers en eaux ultra-profondes du pays, s’est engagé à poursuivre le développement de cet actif stratégique jusqu’en 2043, soit 17 années supplémentaires d’exploitation et d’investissement dans l’offshore angolais.
L’accord de principe formalisant cet engagement a été signé à Luanda mercredi 6 mai, selon les informations publiées par l’Agence nationale angolaise du pétrole, du gaz et des biocarburants (ANPG). Concrètement, l’accord couvre six zones de développement situées dans le bassin du Bas-Congo, à des profondeurs allant de 1500 à 3000 mètres. Il s’agit de Cominhos, Alho, Cola, Manjericão, Colorau et Kaombo.
L’accord résulte d’un processus de dialogue et de négociation mené tout au long de 2025. Il vise à assurer la continuité des investissements, à garantir une plus grande stabilité opérationnelle et fiscale, et à accélérer l’entrée en production de nouveaux volumes pétroliers.
Les parties ont également ouvert la voie à l’application du régime de Production incrémentale. Ce dispositif fiscal introduit par l’Angola en novembre 2024 vise à encourager les compagnies pétrolières à investir davantage dans des blocs anciens, en leur offrant des conditions financières plus avantageuses que celles du régime ordinaire.
Un bloc mature, mais loin d’être épuisé
En production depuis 2018, le bloc 32 d’une superficie de 5340 km², abrite le projet pétrolier Kaombo, dont les réserves sont estimées à 658 millions de barils et la capacité de production installée à 230 000 barils par jour, d’après les données publiées par TotalEnergies. Environ 40 % de ce potentiel reste encore à extraire, mais uniquement si les investissements se poursuivent.
TotalEnergies a affiché les signaux concrets d’engagement sur le bloc avant même la signature de cet accord. En octobre 2024, la compagnie a mandaté la société norvégienne Shearwater Geoservices pour réaliser une campagne sismique de pointe sur les champs Louro et Mostarda, à l’intérieur du Bloc 32. Cette technique permet de cartographier avec précision les volumes d’hydrocarbures encore récupérables, une étape préalable indispensable à toute décision d’investissement supplémentaire.
C’est là qu’intervient la logique du régime de Production incrémentale introduit par l’Angola. Ce dispositif fiscal réduit les redevances de 20 % à 15 %, plafonne la part de l’État dans les bénéfices à 25 % et élargit la capacité des compagnies à récupérer leurs coûts d’exploitation, selon des chiffres relayés par OilPrice en octobre 2025.
Ce cadre porte déjà ses fruits ailleurs. En 2024, ExxonMobil a annoncé une découverte dans le bloc 15, la première réalisée sous ce nouveau régime. Le groupe américain démontre ainsi que les blocs offshores matures angolais recèlent encore un potentiel inexploité lorsque les conditions fiscales sont adaptées, relève l’African Energy Chamber (AEC) dans une analyse publiée le 11 mai 2026.
