La production pétrolière attribuable au groupe anglo-suisse Glencore au Cameroun a chuté de manière significative au cours des neuf premiers mois de l’année 2025. Elle s’établit désormais à 122 000 barils, contre 176 000 barils sur la même période en 2024, soit une baisse de 31 %. Un recul qui confirme l’érosion progressive de la présence pétrolière du négociant dans le pays.

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Ces volumes sont issus des champs exploités par Perenco, partenaire technique et opérateur sur le terrain. Cette configuration remonte à 2018, lorsque la Société nationale des hydrocarbures (SNH) avait officialisé la cession par Glencore de 50 % de ses droits dans le bloc Bolongo, situé dans le bassin du Rio del Rey, avec un transfert d’opérateur à Perenco. L’opération s’inscrivait dans la mise en valeur du champ Oak, présenté à l’époque comme un nouveau moteur susceptible d’ajouter environ 10 000 barils par jour.

Mais la réalité géologique et financière a rattrapé les projections. La contre-performance de Glencore s’inscrit dans un contexte plus large de déclin continu de la production nationale. Faute de nouveaux développements majeurs et sous l’effet de la déplétion naturelle des réservoirs, les puits camerounais atteignent leur maturité. S’y ajoutent des contraintes d’investissement en amont (capex), qui limitent les capacités de relance et de renouvellement.

Pour Glencore, dont les actifs pétroliers au Cameroun restent marginaux par rapport à son cœur de métier orienté vers le négoce et les métaux, l’impact sur les résultats globaux du groupe demeure limité. Mais pour le Cameroun, cette baisse alimente un signal d’alerte structurel.

Les autorités ont d’ailleurs révisé à la baisse leurs prévisions de production pour 2025. Le volume de pétrole attendu est ramené de 20,71 à 19,81 millions de barils, tandis que la production de gaz chute de 92 à 79,2 milliards de pieds cubes standards. Le prix de référence budgétaire du baril a également été réajusté, passant de 72,84 dollars à 66,94 dollars, pour tenir compte du ralentissement de la demande mondiale et d’une volatilité persistante des marchés énergétiques.

Cette combinaison entre bassins matures et investissements contraints met à l’épreuve les équilibres économiques et budgétaires du pays. À court terme, l’espoir repose sur l’optimisation des champs bruns, via des techniques comme la récupération assistée du pétrole (EOR), la reprise de puits (workovers) ou l’amélioration des systèmes de compression. À moyen terme, la clé réside dans une filière gazière mieux intégrée, des incitations fiscales adaptées aux risques géologiques, et une discipline d’exécution plus rigoureuse pour tenter d’enrayer l’érosion des volumes.

Dans un contexte où les recettes pétrolières restent un pilier du budget, la tendance observée chez Glencore n’est pas un cas isolé, mais le symptôme d’un secteur camerounais à la croisée des chemins, pris entre maturité des gisements et impératif de transition.

 

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Oil in Cameroon: Glencore’s Output Drops by 31%, Highlighting the Decline of Mature Basins

Over the first nine months of 2025, oil production attributable to Glencore in Cameroon fell sharply to 122,000 barrels, compared to 176,000 barrels over the same period in 2024, representing a 31% decline. This drop confirms the gradual erosion of the Anglo-Swiss group’s oil volumes in the country.

These barrels come from fields operated by Perenco, Glencore’s technical and operational partner. This structure dates back to 2018, when Cameroon’s National Hydrocarbons Corporation (SNH) announced Glencore’s sale of 50% of its rights in the Bolongo block, located in the Rio del Rey basin, along with the transfer of operatorship to Perenco. The deal was linked to the development of the Oak field, which was expected at the time to add around 10,000 barrels per day.

Glencore’s underperformance reflects a broader trend: the continued decline in Cameroon’s national oil production, driven by the maturity of fields, the natural depletion of reservoirs, and upstream investment constraints. For Glencore, whose Cameroonian oil assets are marginal compared to its trading and metals business, the financial impact remains limited. For Cameroon, however, the signal is more concerning.

Authorities have revised downward their production outlook for the current year. Expected oil output was reduced from 20.71 to 19.81 million barrels, while gas production dropped from 92 to 79.2 billion standard cubic feet. The budget reference price for a barrel of oil has also been lowered from $72.84 to $66.94, in response to weaker markets and persistent volatility.

The combination of mature basins and constrained capital expenditure continues to weigh on domestic supply. In the short term, solutions lie in optimizing brownfields through enhanced oil recovery, workovers and compression. In the medium term, progress will depend on a more integrated gas value chain, targeted fiscal incentives, and strong execution discipline to slow down production decline.

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Didier Cebas K.

 

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