Au Nigeria, la règle du forage pourrait libérer des blocs pétroliers et mettre les nouveaux opérateurs à l’épreuve

Au Nigeria, un bloc pétrolier attribué mais laissé sans travaux ne produit ni pétrole ni revenus. La Commission nigériane de régulation de l’amont pétrolier veut désormais faire respecter une règle simple : commencer les opérations dans les délais, ou rendre le permis.

La mesure touche un enjeu central pour l’économie nigériane : transformer les droits d’exploration en activité réelle, sans confondre licence inactive et gisement qui n’a pas encore commencé à produire. Pour les communautés du delta du Niger et les finances publiques, cette distinction compte autant que le nombre de barils annoncé.

Des licences encadrées par la loi pétrolière

Le cadre de référence est le Petroleum Industry Act de 2021, la loi qui a réorganisé la gouvernance du secteur pétrolier et créé la NUPRC pour superviser l’amont, c’est-à-dire l’exploration et la production. Elle prévoit des périodes initiales d’exploration de trois ans pour les permis terrestres et les eaux peu profondes, et de cinq ans pour les zones en eaux profondes ou frontalières. Des prolongations peuvent exister, mais elles ne dispensent pas les titulaires de leurs obligations.

Ce dispositif s’inscrit dans une stratégie nationale de relance de la production et d’attraction des investissements. Il prend aussi place dans un paysage ouest-africain où plusieurs États cherchent à développer leurs ressources pétrolières et gazières, tandis que la CEDEAO, la Communauté économique des États de l’Afrique de l’Ouest, travaille à renforcer l’intégration régionale. Mais les décisions sur ces licences restent d’abord du ressort des autorités nigérianes.

Le droit prévoit donc des échéances. La question, pour Abuja, est de savoir si elles seront appliquées de façon prévisible et si les permis remis à disposition trouveront des opérateurs capables de les développer.

Le régulateur annonce une récupération des blocs inactifs

À Lagos, le 20 octobre, Oritsemeyiwa Eyesan, directrice générale de la NUPRC, a prévenu les titulaires de licences issues des cycles d’attribution de 2022, 2023 et 2024. Selon des comptes rendus de la presse nigériane, la Commission prévoit de récupérer les blocs dont les détenteurs n’ont engagé aucune activité dans les délais réglementaires. Elle invoque le principe « drill or drop » : forer ou restituer le permis.

La date d’entrée en vigueur annoncée appelle toutefois une précision. Plusieurs comptes rendus nigérians évoquent le 30 octobre 2026, tandis qu’un autre situe la récupération à la fin du mois et mentionne le 31 octobre. La NUPRC a confirmé l’échéance de fin octobre dans ses déclarations rapportées, mais les sources consultées ne permettent pas de lever entièrement cet écart d’un jour.

La règle ne signifie pas que tout bloc encore improductif sera retiré. Le critère exposé concerne l’absence d’activité pendant la période prévue, et non l’absence de production commerciale. Un permis peut donc rester en phase d’exploration sans être automatiquement considéré comme abandonné, à condition que son titulaire respecte le programme de travail et les échéances applicables.

Eyesan a également averti que les prolongations ne seraient plus accordées automatiquement. Le manque de financement ou l’absence de partenaire technique ne suffiraient pas, à eux seuls, à justifier un délai supplémentaire. La NUPRC critique une pratique qu’elle dit avoir observée : des équipes sont réunies pour remporter un bloc, puis dispersées après l’attribution, tandis que l’entreprise cherche tardivement des capitaux ou un partenaire.

Un objectif de production, mais aussi un test de capacité

Les 22 entreprises conviées à l’atelier doivent passer de l’attribution à l’exploration, puis à la production. Le régulateur leur demande d’atteindre un premier pétrole dans les 18 mois. Eyesan estime que les actifs concernés pourraient apporter environ 250 000 barils par jour à la production nigériane au cours des cinq prochaines années. Il s’agit d’un objectif annoncé par la Commission, pas d’un volume déjà acquis.

Les précédents rappellent que le changement de titulaire ne garantit pas une hausse de production. D’après Eyesan, certains opérateurs ont porté à plus de 60 000 barils par jour des champs jusque-là improductifs. À l’inverse, la production de certains actifs, auparavant comprise entre 60 000 et 80 000 barils quotidiens, serait tombée entre 20 000 et 30 000 après leur reprise. Ces chiffres, rapportés lors de l’atelier, illustrent surtout l’écart entre obtenir un droit et disposer des moyens de l’exploiter.

La mise en œuvre dépendra donc de plusieurs conditions : financement, compétences techniques, gouvernance des sociétés et qualité des données sur les gisements. Les banques et acteurs du secteur cités lors de l’atelier ont insisté sur la solidité des plans de financement, des accords entre partenaires et des programmes de travail. Autrement dit, retirer un permis ne crée pas automatiquement un nouvel opérateur compétent.

Les enjeux dépassent les entreprises et les recettes de l’État fédéral. Une production accrue peut soutenir les exportations et les revenus publics. Mais les bénéfices pour les habitants des régions productrices dépendront aussi de l’emploi local, du respect des obligations envers les communautés et de la maîtrise des impacts environnementaux. La production pétrolière s’inscrit dans un territoire habité, où les activités informelles et les moyens de subsistance coexistent avec les installations industrielles.

Le précédent du gaz montre l’importance du suivi

La récupération envisagée concerne les licences pétrolières, et non les permis de valorisation du gaz torché. Les deux dossiers relèvent cependant d’une même préoccupation réglementaire : éviter que des droits attribués restent sans projets concrets. En décembre 2025, 28 entreprises ont reçu des permis d’accès au gaz torché dans le cadre du programme nigérian de commercialisation de ce gaz associé à la production pétrolière.

La NUPRC a alors estimé que les projets pourraient mobiliser jusqu’à deux milliards de dollars, créer plus de 100 000 emplois directs et indirects et ouvrir près de trois gigawatts de potentiel de production électrique. Ce sont des projections liées aux projets, non des résultats déjà réalisés. Leur concrétisation dépend, elle aussi, des investissements et du respect des étapes prévues.

Pour le Nigeria, le prochain indicateur sera donc l’application effective des délais, puis la capacité des blocs concernés à attirer des opérateurs solides. À l’échelle régionale, cette politique sera observée par les pays membres de la CEDEAO qui cherchent à convertir leurs ressources énergétiques en investissements et en revenus. Le bilan ne se mesurera pas seulement aux permis récupérés ou aux barils espérés, mais aux travaux réellement engagés et aux retombées constatées.