Réguler le méthane au Sénégal : un impératif pour un nouveau producteur

À l’échelle mondiale, les énergies fossiles constituent la première source d’émissions de gaz à effet de serre (GES), dont le méthane, un gaz au pouvoir de réchauffement élevé à court terme. Réduire ces émissions est désormais incontournable dans un contexte de sécurité énergétique urgente.   

La récente fuite de gaz survenu au puits A02 du projet GTA, partagé entre le Sénégal et la Mauritanie, a rappelé la réalité des risques environnementaux liés à l’exploitation des hydrocarbures. Cet incident a mis en lumière les défis persistants en matière de transparence et de contrôle, tout en soulignant la nécessité de renforcer les capacités des acteurs de la redevabilité. Il a également suscité une mobilisation accrue des acteurs de la société civile, des médias et des communautés locales, désormais plus vigilants face aux enjeux du méthane. 

Des initiatives internationales et nationales 

À l’échelle internationale, la régulation est un levier essentiel pour limiter les émissions de méthane dans le secteur des hydrocarbures. La boîte à outils de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sa base de données sur les politiques existantes et son Global Méthane Tracker 2025, qui détaille les options pour réduire ces émissions, offrent des références utiles et adaptables. 

Le gouvernement sénégalais affiche sa volonté d’agir. La révision du code pétrolier et du code de l’environnement prévoit l’interdiction du torchage de routine, du venting (rejet du gaz dans l’atmosphère) et du brûlage de pétrole. Une feuille de route accompagne ce processus, incluant le renforcement des capacités des acteurs impliqués dans la gestion des émissions.  

Un cadre juridique en construction  

Le Sénégal s’est fixé un objectif de réduction des émissions de GES de 5 % à l’horizon 2025 et 7 % d’ici 2030 dans sa contribution nationale déterminée (CDN), cadre de référence de la lutte contre les effets du changement climatique. Le pays est aussi en cours d’adhésion à des initiatives internationales comme le Global Methane Pledge. 

Il a également ratifié plusieurs conventions internationales : la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer (ratifiée par la loi 84-67 du 16 août 1984), la Convention-cadre des Nations unies sur le changement climatique, le Protocole de Kyoto, et l’Accord de Paris sur le changement climatique (ratifié par la loi n°2016-19 du 06 juillet 2016). Les exigences 3.4 et 6. 4 de la Norme de l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE) 2023 viennent compléter ce cadre. 

Au plan interne, plusieurs textes sont pertinents : 

• L’article 25-2 de la Constitution impose aux pouvoirs publics de protéger l’environnement et les écosystèmes ;
• La Loi 2010-21 vise la réduction des énergies fossiles et des émissions de GES ;
• L’article 53 du Code pétrolier de 2019 oblige les entreprises  à prévenir et lutter contre la pollution de l’environnement, et traiter les déchets.
• L’article 133 du code de l’environnement de 2023 interdit le torchage, le rejet de gaz dans l’atmosphère et renforce les obligations en matière d’évaluations environnementales et de transparence.
• Enfin, le décret n°2025-227 prévoit l’élaboration de lignes directrices dédiées aux émissions de GES et au torchage. 

Cependant, ni les annexes au code pétrolier, ni le décret d’application du code de l’environnement ne traitent directement du méthane. Le décret prévu à l’article 33 n’a toujours pas été adopté, limitant l’obligation pour les acteurs de mettre en place des plans de mitigation et de gestion. 

Des défis persistants 

Malgré certaines avancées, des défis persistent :  

• Déficits normatifs et réglementaires : absence de réglementation spécifique sur le méthane ;
• Limites institutionnelles et opérationnelles : lacunes dans l’application et le suivi ;
• Écarts entre les engagements et droit interne : certains  accords internationaux ne sont pas encore transposés. 

Bien que le principe du pollueur-payeur soit reconnu, aucun mécanisme de tarification des émissions de méthane n’est encore mis en place, comme des amendes proportionnelles ou progressives en cas de récidive. De plus, aucune mesure n’encourage la capture, la valorisation ou le recyclage du méthane. 

Les données disponibles restent fragmentées, non centralisées et difficilement accessibles au public, limitant la transparence et le suivi rigoureux.  

Le Sénégal ne dispose pas non plus d’un cadre obligatoire de mesure, de reporting et de vérification (MRV), pourtant essentiel pour suivre l’évolution des émissions. Les opérateurs ne sont soumis ni à des normes techniques claires, ni à une obligation de détection et de réparation des fuites (LDAR). Aucun standard ne fixe les seuils admissibles. À cela s’ajoute l’absence d’exigence concernant un taux minimal de récupération du gaz associé. 

Bien que des opérateurs comme BP et Woodside aient adhéré à l’OGMP 2.0, ces engagements ne sont pas encore transposés en droit national. L’absence de dispositions sur le méthane dans la CDN actuelle (2020) fragilise la crédibilité du pays et peut freiner son accès aux financements climatiques internationaux. 

Transformer les défis en opportunités 

Ces défis peuvent toutefois se transformer en opportunités grâce à plusieurs leviers : l’adoption des bonnes pratiques internationales, l’accès à la finance climatique, la volonté nationale de renforcer le cadre réglementaire, l’engagement, la vigilance de la société civile et les exigences de la Norme de l’ITIE 2023. 

Le Sénégal peut s’inspirer de plusieurs expériences d’autres pays en développement et industrialisés. Le Ghana a intégré des objectifs sectoriels méthane dans sa CDN. Le Nigéria a instauré un suivi mensuel des émissions.​ Le Canada combine normes de performance et incitations fiscales. De 2015 à 2024, la loi norvégienne imposait une taxe sur le torchage et la mise à l’évent du gaz naturel à partir de sites de production pétrolière offshore. À partir de 2025, la réglementation européenne obligera les exploitants à soumettre un rapport contenant la quantification des émissions de méthane au niveau de la source. Ces exemples démontrent qu’il est possible d’allier ambition environnementale et faisabilité réglementaire.​ 

Dans cette perspective, le Sénégal pourrait s’appuyer sur la complémentarité des approches identifiées par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : 

• Approche prescriptive : adoption de normes techniques et obligations de mesure, reporting et vérification (MRV) ainsi que de détection et réparation des fuites (LDAR) ;
• Approche basée sur la performance : fixation d’objectifs chiffrés de réduction ;
• Approche économique : recours à des taxes et à des mécanismes de marché ;
• Approche informationnelle : obligation pour les exploitants d’estimer, mesurer, déclarer et publier leurs émissions. 

Compte tenu des lacunes identifiées, notamment l’absence de cadre réglementaire spécifique, les faiblesses institutionnelles et les défis de transparence, mais aussi des opportunités existantes et du débat national qui s’intensifie sous l’impulsion de la société civile, de l’engagement des parlementaires et des préoccupations des communautés affectées, une dynamique favorable est en train de s’installer. Pour la consolider, plusieurs pistes apparaissent : 

• Accélérer l’adoption d’un cadre réglementaire spécifique à la réduction des émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier ;
• Exiger des opérateurs pétroliers et gaziers la publication régulière des rapports détaillés sur leurs émissions de méthane, conformément aux normes internationales ;
• Intégrer des objectifs de réduction de méthane dans le secteur énergétique dans la CDN en cours de révision ;
• Mettre en place un système de suivi et d’alerte national, élaborer un cadre MRV rigoureux et garantir la transparence dans la gestion des données ;
• Renforcer la participation effective des acteurs de la société civile et des communautés hôtes dans le processus de régulation ; 

Conclusion : une opportunité à ne pas manquer 

En août 2025, lors d’un atelier stratégique d’évaluation des codes régissant les secteurs pétrolier, gazier et minier, le Premier ministre Ousmane Sonko a résumé le défi : « Nous ne voulons pas de codes dissuasifs à l’investissement, mais nous ne voulons pas non plus de codes permissifs. »  

Cette dynamique de réforme est une opportunité cruciale. Mais la gestion des émissions de méthane ne doit pas rester l’angle mort. Elle doit devenir un pilier central de la gouvernance énergétique, avec des mécanismes adaptés et ambitieux, à la hauteur des enjeux environnementaux, économiques et de transparence. Pour le Sénégal, jeune producteur, réussir cette régulation sera déterminant non seulement pour éviter les pertes économiques, garantir sa sécurité énergétique, protéger ses communautés et son environnement, mais aussi pour affirmer sa crédibilité sur la scène internationale et accéder aux financements nécessaires à une transition juste.