Les dépenses d’investissement se sont établies à 169,5 milliards de FCFA (environ 301,2 millions de dollars), contre 240 milliards de FCFA (427 millions de dollars) en 2022, soit une chute de 29,47 % en un an. Une contraction significative qui illustre la prudence accrue des opérateurs dans un contexte de maturité avancée de plusieurs champs.

Iroko et Sanaga, principaux foyers du repli

Ce recul est essentiellement porté par la baisse des investissements dans deux associations majeures du dispositif pétrolier national. Dans l’association Iroko, les dépenses ont diminué de 32,8 milliards de FCFA, tandis que l’association Sanaga enregistre une contraction encore plus marquée de 38,7 milliards de FCFA. Ces deux pôles concentrent à eux seuls l’essentiel du ralentissement observé en 2023.

Des coûts techniques en baisse, reflet d’une moindre activité

Conséquence directe de la réduction des programmes d’investissement, les coûts unitaires techniques ont reculé. Pour les champs pétroliers en production, le coût annuel moyen est descendu à 26,15 dollars le baril, contre 31,55 dollars un an plus tôt. Une baisse mécanique, liée à la diminution des travaux lourds et des investissements de développement.

La tendance est encore plus spectaculaire dans le gaz. Pour l’Association Sanaga Sud, le coût technique unitaire de production a chuté à 3,46 dollars par baril équivalent pétrole, soit plus de deux fois moins que les 7,49 dollars enregistrés en 2022.

Mais des coûts d’exploitation en hausse

Si les coûts techniques se contractent, les coûts d’exploitation, eux, prennent l’ascenseur. Pour les champs d’hydrocarbures liquides, le coût unitaire d’exploitation atteint 10,78 dollars le baril, contre 10,43 dollars en 2022. Le rapport de la SNH explique cette évolution par « une augmentation des coûts d’exploitation, associée à une légère baisse de la production annuelle ».

Dans le gaz, la pression est similaire. À Sanaga Sud, les coûts d’exploitation sont passés de 1,28 dollar à 1,82 dollar par baril équivalent pétrole en un an.

Un secteur face au défi de la maturité des champs

Ces dynamiques contrastées mettent en lumière les défis structurels du secteur des hydrocarbures au Cameroun. La maturité croissante des champs, combinée au renchérissement des opérations, pèse sur la rentabilité et interroge la capacité du pays à maintenir durablement ses niveaux de production sans nouveaux investissements majeurs.

Dans un contexte de transition énergétique mondiale et de compétition accrue pour les capitaux, le secteur pétrolier camerounais est désormais confronté à une équation délicate : produire plus efficacement, à moindre coût, tout en préparant le renouvellement de ses gisements.

Oil and Gas: Investment Falls Nearly 30% in Cameroon as Operating Costs Rise

The year 2023 marked a clear slowdown in Cameroon’s oil and gas sector. According to official data published in the annual report of the National Hydrocarbons Corporation (SNH), investment spending in hydrocarbon production declined sharply, reflecting reduced activity in upstream projects.

Total investment fell to CFA 169.5 billion (approximately USD 301.2 million), down from CFA 240 billion (USD 427 million) in 2022 — a 29.47% year-on-year decrease. This contraction highlights growing caution among operators as several oil and gas fields reach advanced stages of maturity.

The downturn was mainly driven by lower spending in two major associations. Investment in Iroko dropped by CFA 32.8 billion, while Sanaga recorded a decline of CFA 38.7 billion, accounting for most of the overall decrease.

As a result of reduced investment programs, technical unit costs declined. For oil-producing fields, the average annual production cost fell to USD 26.15 per barrel, down from USD 31.55 in 2022. In the gas sector, the Sanaga South Association saw its technical production cost plunge to USD 3.46 per barrel of oil equivalent, compared with USD 7.49 a year earlier.

However, operating costs moved in the opposite direction. For liquid hydrocarbons, operating costs increased to USD 10.78 per barrel, up from USD 10.43 in 2022, driven by higher operating expenses and slightly lower production levels. In the gas sector, operating costs at Sanaga South rose from USD 1.28 to USD 1.82 per barrel of oil equivalent.

These trends point to a challenging year for Cameroon’s hydrocarbon industry, as aging fields and rising operational costs make it increasingly difficult to sustain profitability without renewed investment.

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Mouahna Divine