Dans le delta du Niger, le départ d’un groupe international ne signifie pas la fin de son empreinte sur les champs. Il déplace la propriété, les responsabilités opérationnelles et les attentes locales. La vente d’Agip Energy and Natural Resources (AENR) à Apex Global Energy marque une nouvelle étape dans cette recomposition du secteur pétrolier nigérian.

Un transfert de participation, pas la disparition des partenaires

Le 26 octobre 2026, Eni a annoncé avoir finalisé la cession d’AENR à Apex Global Energy, société détenue par Sterling Oil Exploration and Energy Production Company, un opérateur nigérian présent à terre. Le groupe italien indique que la transaction a reçu les autorisations nécessaires. Le prix de vente n’a pas été rendu public dans les informations disponibles. Le communiqué d’Eni sur la cession d’AENR précise le périmètre de l’opération.

AENR détenait 5 % d’une coentreprise pétrolière nigériane. La Nigerian National Petroleum Company (NNPC), entreprise publique du secteur, en possède 55 % ; Renaissance en détient 30 % et en assure l’exploitation ; TotalEnergies détient les 10 % restants. La vente transfère donc la participation d’AENR à son nouvel acquéreur, sans modifier, d’après les informations publiées, les parts des autres partenaires.

Ce détail compte. Apex ne reprend pas seule l’ensemble de la coentreprise : elle acquiert AENR et, avec elle, sa part de 5 %. La production, les investissements, les obligations réglementaires et les relations avec les communautés relèvent d’un cadre partagé entre plusieurs acteurs. Les modalités précises de la prise en charge des engagements opérationnels et environnementaux n’ont pas été détaillées dans les annonces consultées.

Le delta du Niger au cœur d’un changement de propriétaires

Le mouvement dépasse Eni. En août 2024, le groupe avait déjà finalisé la vente de Nigerian Agip Oil Company à Oando, société énergétique nigériane. En décembre de la même année, Seplat Energy a achevé le rachat des actifs de Mobil Producing Nigeria à ExxonMobil. Puis, en mars 2025, Shell a finalisé la vente de sa filiale onshore SPDC au consortium Renaissance. Les annonces de Shell sur le transfert de SPDC à Renaissance confirment cette nouvelle configuration au sein de la coentreprise concernée.

Ces opérations déplacent une partie de l’activité vers des entreprises nigérianes ou des consortiums comprenant des acteurs du pays. Elles ne signifient pas, à elles seules, que toutes les décisions et capacités techniques deviennent locales. Les participations, les contrats, l’accès au financement et le contrôle quotidien des opérations varient selon chaque transaction. Pour Abuja, l’enjeu consiste notamment à encadrer les transferts et à maintenir la production ; pour les entreprises nigérianes, il s’agit aussi de mobiliser les capitaux et les compétences nécessaires à la gestion des actifs.

Le contexte est particulièrement sensible dans le delta du Niger, où l’extraction pétrolière coexiste depuis des décennies avec des préoccupations liées aux fuites, à la pollution et aux moyens de subsistance. Un changement d’actionnaire ne règle pas automatiquement les dommages antérieurs ni les différends locaux. La continuité des réparations, de la surveillance environnementale et du dialogue avec les communautés dépendra des obligations applicables et de leur mise en œuvre. Les informations publiques sur la vente d’AENR ne permettent pas encore de préciser ces engagements.

Eni resserre son portefeuille autour des eaux profondes et du gaz

Eni présente la cession comme un rééquilibrage de ses activités amont, c’est-à-dire l’exploration et la production, au profit des actifs qu’il juge stratégiques. Au Nigeria, le groupe dit vouloir conserver ses activités d’exploration et de développement en eaux profondes, ainsi que sa participation dans Nigeria LNG, l’usine de liquéfaction située à Bonny. Cette orientation traduit un choix industriel : réduire l’exposition aux opérations terrestres et maintenir une présence dans le gaz et les projets offshore.

Le gaz relie les opérations nigérianes aux marchés régionaux et internationaux. Selon le rapport annuel 2025 d’Eni, le groupe détient 10,4 % de Nigeria LNG et l’installation a traité environ 830 milliards de pieds cubes de gaz en 2025. Ce chiffre décrit le volume traité par l’usine, non la part de production attribuable à Eni. Nigeria LNG transforme le gaz en gaz naturel liquéfié destiné à l’exportation : l’activité dépend donc à la fois de l’approvisionnement en gaz, des infrastructures et de la demande extérieure.

Pour les Nigérianes et les Nigérians, l’effet d’une cession se mesurera moins à l’identité du vendeur qu’aux résultats locaux : stabilité de l’emploi, achats auprès des entreprises du pays, recettes publiques, sécurité des installations et traitement des conséquences environnementales. Ces effets peuvent différer entre les communautés proches des sites, les salariés, les fournisseurs et les habitants des grands centres économiques. Aucun bilan de ces retombées ne peut être tiré de la seule annonce de vente.

Un test pour la stratégie pétrolière nigériane

La recomposition se déroule alors que le Nigeria cherche à attirer des investissements, à accroître sa production et à mieux tirer parti de ses ressources gazières. La CEDEAO, communauté économique des pays d’Afrique de l’Ouest, ne décide pas des transferts d’actifs pétroliers nigérians : leur encadrement relève d’abord des autorités nationales. Mais la production et les exportations du pays comptent pour les équilibres énergétiques de la région et pour ses recettes en devises.

La montée en puissance d’opérateurs nigérians peut renforcer la maîtrise locale du secteur, à condition qu’ils disposent de financements, de compétences et d’une gouvernance capables d’assurer la continuité des opérations. Elle ne garantit pas, à elle seule, une meilleure redistribution des revenus ni une réduction des risques environnementaux. Le prochain indicateur sera donc la façon dont Apex et les partenaires de la coentreprise exerceront leurs responsabilités après le transfert, tandis qu’Eni concentrera davantage ses moyens sur les eaux profondes et Nigeria LNG.