Le Nigeria est passé de 4 % des décisions d’investissement final (FID) en amont en Afrique à 40 % en deux ans, selon le rapport « Réformes du secteur énergétique du Nigeria 2023-2026 : bilan triennal », publié par le Bureau du conseiller spécial du président pour l’énergie et dirigé par le conseiller spécial Olu Verheijen. Le portefeuille de projets de 50 milliards de dollars actuellement en développement au-delà de 2026 témoigne d’un engagement financier soutenu à une échelle jamais vue dans le secteur amont nigérian depuis au moins une décennie.
Entre 2014 et 2023, le Nigeria figurait parmi les pays les moins performants du continent en matière de décisions d’investissement en amont (FID), bien qu’il détienne 37,5 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole, soit le deuxième plus grand gisement d’Afrique. L’Algérie a capté 44 % des FID africaines en amont au cours de cette période, l’Angola en a détenu 26 %, tandis que le Nigeria se classait derrière le Mozambique, le Ghana, le Sénégal et la Namibie. Au troisième trimestre 2022, la production de brut est brièvement tombée sous la barre du million de barils par jour, sous l’effet combiné d’années de sous-investissement, de vandalisme des oléoducs et d’ambiguïtés réglementaires. Cependant, les réformes mises en place par le président nigérian Bola Tinubu ont radicalement inversé cette tendance. Grâce à des mesures délibérées et coordonnées, le gouvernement a redéfini la trajectoire.
Aborder les conditions fiscales, le champ d’application réglementaire et la rapidité de passation des contrats
L’administration du président Bola Tinubu a agi simultanément sur les conditions fiscales et l’architecture réglementaire. Les directives politiques de 2023 ont clarifié la délimitation des compétences entre la Commission nigériane de régulation du secteur pétrolier en amont (NUPRC) et l’Autorité nigériane de régulation du secteur pétrolier en milieu et en aval (NMDPRA), résolvant ainsi une ambiguïté qui compliquait l’autorisation des projets. La directive présidentielle n° 40 a introduit des incitations fiscales ciblées, et un avis distinct sur les incitations fiscales pour la production en eaux profondes, publié en 2024, a été conçu pour inciter les compagnies pétrolières internationales (CPI) à revenir vers des projets en eaux profondes à forte intensité capitalistique et à cycle long. L’arrêté de modification de la TVA de 2024 et l’arrêté sur l’efficacité des coûts en amont de 2025 ont remédié aux structures de coûts qui rendaient les projets marginaux non rentables. Les délais de passation des marchés de la NNPCL ont été réduits de 36 mois à un maximum de six mois.
Quatre cessions ont transféré le contrôle des activités onshore à des opérateurs locaux
Parallèlement, l’administration a mis en place des directives de sécurité ciblées et accéléré les autorisations ministérielles pour quatre transferts d’actifs d’IOC. Renaissance a acquis le portefeuille onshore de Shell. Seplat Energy a finalisé l’acquisition des participations en amont d’ExxonMobil au Nigeria. Oando a pris le relais d’Agip, et Chappal a acquis les actifs locaux d’Equinor. Ces quatre transactions ont totalisé environ 4 milliards de dollars. Le transfert de blocs terrestres et en eaux peu profondes à des opérateurs locaux a directement contribué à la reprise de la production. La production a augmenté d’environ 400 000 barils par jour entre 2023 et 2025 pour atteindre 1,6 million de barils par jour, soit le niveau de production terrestre le plus élevé depuis 20 ans.
Les projets signés totalisent 10 milliards de dollars, avec un pipeline de 50 milliards de dollars à venir
Les réformes ont suscité une réponse concrète de la part de Shell et de TotalEnergies en matière de décision finale d’investissement (FID). Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo) a approuvé le développement en eaux profondes de Bonga North, d’un montant de 5 milliards de dollars, en décembre 2024 et s’est engagée à investir 2 milliards de dollars supplémentaires dans le projet HI Non-Associated Gas (NAG). TotalEnergies et la NNPCL ont pris une décision finale d’investissement (FID) conjointe concernant le projet de développement du gisement de gaz d’Ubeta, d’une valeur de 550 millions de dollars, en juin 2024.
À eux trois, ces engagements représentent plus de 10 milliards de dollars d’investissements signés après une décennie d’activité de validation quasi nulle. Le pipeline de projets au-delà de 2026 s’étend sur 50 milliards de dollars supplémentaires répartis sur 11 projets, dont Bonga South West, Owowo, Usan et Erha. Le Nigeria a approuvé 28 plans de développement de gisements d’une valeur de 18,2 milliards de dollars pour la seule année 2025, ciblant des réserves estimées à 1,4 milliard de barils.
« Lorsqu’un gouvernement rétablit à la fois la compétitivité fiscale et la prévisibilité réglementaire, les capitaux réagissent », a déclaré NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie. « Le Nigeria a fait les deux, et les chiffres relatifs aux décisions d’investissement définitives en sont la preuve concrète. »
Le scénario contrefactuel illustre l’ampleur des enjeux
La présentation inclut une projection sans réforme qui replace les gains dans leur contexte. Sans intervention, la production totale de brut et de condensats était en passe de passer de 1,371 million de barils équivalent pétrole par jour en 2022 à 579 000 d’ici 2030. Dans le cadre de la trajectoire de réforme, la production a atteint 1,77 million de barils équivalent pétrole par jour en 2026, l’objectif déclaré du gouvernement étant de 3 millions de barils par jour. L’utilisation du gaz destiné à l’exportation a augmenté de 39 % au cours de la même période, tandis que l’utilisation domestique a progressé de 7 %.
La pérennité de ces gains sera mise à l’épreuve par deux facteurs : la capacité de l’architecture institutionnelle mise en place sous l’administration Tinubu à tenir sur le long terme, et la capacité des engagements en eaux profondes signés en 2024 et 2025 à être mis en œuvre dans les délais prévus. Le portefeuille de projets est suffisamment important pour qu’une réalisation partielle représente tout de même un changement générationnel dans le profil de production en amont du Nigeria.
