De nouvelles autorisations de forage ne garantissent pas, à elles seules, davantage de pétrole disponible ni de recettes pour les Nigérians. Abuja veut toutefois accélérer l’exploration, attirer des capitaux et augmenter les réserves du pays. Le défi sera de transformer ces ambitions en production durable, sans laisser de côté les retombées locales et les exigences de transparence.
Des réserves à confirmer, des puits à remettre en activité
À Lagos, lors de la 44e conférence de l’Association nigériane des explorateurs pétroliers (NAPE), le ministre d’État au Pétrole, Heineken Lokpobiri, a défendu le potentiel d’une forte hausse des réserves. Il a évoqué la possibilité de les plus que doubler grâce à l’exploration des eaux profondes et de bassins encore peu étudiés. Cette perspective reste un objectif politique, et non une découverte déjà mesurée.
Le régulateur du secteur amont, la Commission nigériane de régulation du pétrole amont (NUPRC), a annoncé le 10 novembre 2026 avoir approuvé depuis janvier 145 nouvelles opérations de forage, 595 reprises de puits existants et 39 plans de développement de champs. La Commission recense aussi 46 appareils de forage actifs. Ces chiffres, communiqués par l’autorité elle-même, décrivent des autorisations et des activités : ils ne signifient pas que tous les puits produisent déjà.
La NUPRC affirme également que les sociétés de données sismiques ont investi plus de 100 millions de dollars depuis l’adoption, en 2021, de la loi sur l’industrie pétrolière. Ces relevés aident à cartographier les formations souterraines et à repérer les zones susceptibles de contenir des hydrocarbures. Ils réduisent une partie de l’incertitude, mais ne remplacent ni les forages ni les décisions d’investissement.
Les eaux profondes, priorité coûteuse d’Abuja
Le contexte explique cette offensive. Le Nigeria reste très dépendant des revenus pétroliers pour ses devises, alors que ses champs matures, les interruptions d’activité et les problèmes d’infrastructure pèsent sur la production. L’Agence américaine d’information sur l’énergie estime que le pays disposait de 37,5 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole en 2024. Elle souligne aussi que le vol de brut et les actes de vandalisme ont contribué aux perturbations de la production. Les données de l’Agence américaine d’information sur l’énergie sur le secteur nigérian éclairent ainsi l’écart entre potentiel géologique et volumes effectivement produits.
Pour attirer les opérateurs vers les projets offshore, dont les coûts initiaux sont élevés, le gouvernement mise sur des changements fiscaux et réglementaires. Le projet Bonga South West, associé à Shell et à ses partenaires dans le bloc OML 118, illustre cette orientation. Les estimations d’investissement évoquées dans les annonces publiques varient selon le périmètre et la durée considérés. Elles ne doivent donc pas être confondues avec des dépenses déjà engagées.
La NUPRC estime que 22 grands projets en mer pourraient avancer entre 2026 et 2030, avec un potentiel d’investissement de 30 à 50 milliards de dollars. Elle dit avoir approuvé depuis 2024 plus de 57 milliards de dollars de plans de développement de champs. Une approbation réglementaire n’équivaut toutefois pas à une décision finale d’investissement : les entreprises doivent encore confirmer le financement, les partenaires et le calendrier des travaux.
Le pays a aussi ouvert un cycle d’attribution de 40 blocs pétroliers et gaziers, répartis entre les terres, les eaux peu profondes et les eaux profondes. La NUPRC présente cette mise en concurrence comme un moyen d’élargir l’accès aux ressources. Les règles annoncées prévoient notamment la publication de la méthode d’évaluation et la divulgation des bénéficiaires effectifs des candidats, un enjeu important pour le suivi public des concessions.
Le transfert des actifs redessine le secteur
En parallèle, les producteurs nigérians prennent une place plus importante dans l’exploitation terrestre. Shell a transféré ses activités onshore à un consortium local en 2025. Eni a cédé ses actifs à Oando en 2024, tandis qu’ExxonMobil a vendu certains actifs terrestres et en eaux peu profondes à Seplat. Ces opérations ne signifient pas le départ complet des groupes internationaux : plusieurs conservent des intérêts dans le gaz et les projets offshore, qui demandent des capitaux et une expertise considérables.
Cette recomposition peut renforcer les entreprises locales et leur donner davantage de poids dans la chaîne de valeur. Elle pose aussi une question de capacité : les nouveaux opérateurs doivent financer l’entretien, maîtriser les risques techniques et maintenir les opérations dans des zones affectées par les vols de pétrole et le sabotage. L’enjeu concerne directement les communautés du delta du Niger, où l’activité pétrolière coexiste avec des préoccupations de sécurité et d’environnement.
Les retombées dépendront de l’exécution
Pour les finances publiques, une hausse durable de la production pourrait soutenir les recettes et l’approvisionnement en devises. Pour les habitants, les bénéfices ne seront pas automatiques. Ils dépendront notamment des emplois accessibles aux Nigérians, des achats auprès d’entreprises locales, de la gestion des impacts environnementaux et de la transparence dans l’attribution des licences. La production supplémentaire devra aussi s’accompagner d’infrastructures fiables pour acheminer le brut et le gaz.
À l’échelle régionale, le poids énergétique du Nigeria concerne l’Afrique de l’Ouest et la CEDEAO, la Communauté économique des États de l’Afrique de l’Ouest. Mais la concurrence pour les investissements est forte : les projets doivent convaincre les financeurs tout en répondant aux priorités énergétiques et économiques du pays. La prochaine étape à suivre sera la concrétisation des licences et des projets annoncés, notamment les décisions finales de financement et le lancement effectif des travaux. C’est à ce stade que l’ambition de réserves pourra commencer à se traduire en production et en recettes vérifiables.
