Pourquoi le Nigeria attire Pertamina alors que Jakarta cherche de nouveaux barils hors de ses frontières

Le Nigeria cherche des capitaux capables de remettre rapidement des barils sur le marché. L’Indonésie, de son côté, veut sécuriser son approvisionnement et renforcer sa production hors de ses frontières. Cette convergence place Abuja au centre d’une nouvelle séquence entre producteurs africains et compagnies nationales asiatiques.

Un rapprochement qui dépasse l’achat de brut

Le 20 septembre 2026, la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), le régulateur nigérian du secteur amont, a fait état de discussions avec Pertamina. La délégation indonésienne comprenait notamment Toriq Abdat, vice-président chargé du développement de l’activité amont, et Arif Havas Oegroseno, vice-ministre des Affaires étrangères.

Les échanges ne portent pas seulement sur des cargaisons de pétrole. Pertamina examine aussi la possibilité d’acquérir des actifs au Nigeria, en production ou proches d’une décision finale d’investissement. Cette étape correspond au moment où une entreprise valide officiellement le financement et le lancement d’un projet.

La compagnie publique indonésienne étudie plusieurs voies d’accès. Elle pourrait participer à un appel d’offres ouvert. Elle pourrait également négocier directement avec les autorités nigérianes dans le cadre d’un accord bilatéral, selon les modalités retenues par Abuja.

Cette stratégie s’inscrit dans le mandat d’expansion internationale confié à Pertamina. La compagnie possède déjà des activités en Afrique du Nord. En Algérie, sa filiale PT Pertamina Algeria Eksplorasi Produksi détient notamment une participation de 65 % dans le périmètre de Menzel Lejmat Nord, conformément aux documents officiels algériens et aux informations publiées par Sonatrach sur le contrat conclu avec Pertamina.

Deux objectifs de production difficiles à atteindre

Le rapprochement entre Jakarta et Abuja répond à deux contraintes distinctes. En Indonésie, la production nationale reste insuffisante face à la demande intérieure. Le gouvernement indonésien a fixé un objectif de production pétrolière d’un million de barils par jour à l’horizon 2030. Les données du ministère indonésien de l’Énergie montrent toutefois l’ampleur du défi, avec une production située autour de 600 000 barils par jour ces dernières années.

Dans ce contexte, Pertamina cherche des réserves et des revenus à l’étranger. Ses actifs internationaux doivent contribuer à la sécurité énergétique de l’Indonésie. Ils peuvent aussi fournir du brut à ses raffineries, selon la qualité des mélanges produits et les conditions logistiques.

Le Nigeria poursuit une trajectoire inverse. Le pays dispose de ressources importantes, mais sa production reste inférieure à son potentiel. La NUPRC estime la production actuelle de brut et de condensats à environ 1,6 ou 1,7 million de barils par jour. En août 2026, le régulateur a comptabilisé 1 677 777 barils par jour de brut et de condensats, soit une légère hausse par rapport au mois précédent. Ces données sont disponibles dans le bulletin mensuel de production de la NUPRC.

Abuja vise pourtant trois millions de barils par jour en 2030. Pour y parvenir, le gouvernement doit attirer de nouveaux opérateurs, accélérer les investissements et améliorer la régularité de la production existante. La sécurité des installations, les perturbations dans le delta du Niger, les retards contractuels et les difficultés d’évacuation continuent de peser sur les volumes.

Le Nigeria ouvre davantage son domaine minier

Le Petroleum Industry Act, adopté en 2021, a réorganisé la gouvernance du secteur pétrolier nigérian. Cette loi a notamment renforcé le rôle de la NUPRC dans l’administration des actifs amont et créé un cadre plus lisible pour les investisseurs.

Depuis, Abuja tente d’organiser des cycles d’attribution plus réguliers. Le dernier processus a porté sur 50 blocs situés dans des zones terrestres, en eaux peu profondes, en eaux profondes et dans plusieurs bassins frontières. D’après la NUPRC, 37 blocs ont reçu des offres. Les 13 blocs restants n’ont pas attiré de soumission et doivent être remis sur le marché.

La prochaine campagne doit commencer au plus tard au début du mois d’octobre 2026. La NUPRC a confirmé cette échéance dans des déclarations relayées par plusieurs médias nigérians, dont TheCable sur le calendrier du prochain appel d’offres et Premium Times sur le retour des 13 blocs dans le portefeuille de l’État.

Le régulateur veut ainsi créer un flux continu d’opportunités. Le principe est simple : proposer régulièrement des permis, réduire les délais administratifs et donner aux compagnies une visibilité sur plusieurs années. Cette méthode doit éviter les longues périodes durant lesquelles des actifs restent attribués sans être développés.

Le gouvernement fédéral a aussi assoupli certaines conditions financières. Les bonus de signature, versés lors de l’attribution d’un bloc, ont été ramenés dans une fourchette annoncée entre trois et sept millions de dollars pour certains actifs. Cette mesure vise surtout à rendre les permis plus accessibles aux nouveaux opérateurs et aux compagnies nationales disposant de moyens importants, mais plus limités que ceux des majors.

Un test pour la stratégie d’Abuja

L’intérêt de Pertamina offre une visibilité supplémentaire au Nigeria. Il ne garantit toutefois ni la signature d’un contrat ni le démarrage rapide d’une production. La compagnie devra examiner les réserves, les coûts de développement, la fiscalité, les risques opérationnels et les conditions d’évacuation du brut.

Pour Abuja, l’enjeu consiste à transformer une manifestation d’intérêt en investissements réels. Les autorités devront donc maintenir des règles stables, publier des informations fiables sur les blocs et assurer une concurrence équitable entre entreprises étrangères et opérateurs nigérians.

Les effets ne seront pas identiques pour tous les acteurs. Les recettes publiques pourraient progresser si les projets aboutissent. Les entreprises locales pourraient obtenir des contrats de services et de sous-traitance. Dans les zones productrices, les communautés attendront surtout des emplois, des infrastructures et une meilleure protection de l’environnement.

À l’inverse, une hausse de la production ne suffira pas à régler les difficultés sociales du pays. Les revenus pétroliers dépendent des cours internationaux, des coûts d’exploitation et de la capacité de l’État à convertir les recettes en services publics. Pour les ménages, l’impact restera donc indirect tant que les questions de prix de l’énergie, d’emploi et de pouvoir d’achat ne seront pas traitées séparément.

Une nouvelle carte des partenariats énergétiques

Le dossier Pertamina illustre une évolution plus large. Les compagnies nationales asiatiques cherchent de plus en plus des actifs en Afrique. Elles ne se limitent plus à l’achat ponctuel de cargaisons. Elles veulent participer à l’exploration, à la production et parfois au contrôle d’une partie de la chaîne énergétique.

Pour le Nigeria, cette dynamique diversifie les partenaires au moment où le pays tente de consolider sa place dans l’industrie pétrolière mondiale. Elle renforce aussi les liens économiques entre l’Afrique de l’Ouest et l’Asie du Sud-Est, deux régions séparées par les routes maritimes mais confrontées à des impératifs de sécurité énergétique.

La suite dépendra du lancement effectif de l’appel d’offres annoncé pour octobre 2026. Il faudra ensuite observer les blocs ciblés par Pertamina, les conditions financières proposées et la capacité des autorités nigérianes à conclure des accords rapidement. Le résultat donnera une indication concrète sur l’attractivité retrouvée, ou non, du domaine pétrolier nigérian.