Les réformes du secteur pétrolier menées par le Nigeria ont permis de capter 40 % des investissements africains en deux ans, inversant une décennie de déclin.

Le Nigeria opère un retour spectaculaire sur la scène énergétique africaine. Après une décennie de marginalisation, le pays a attiré 40 % des décisions finales d’investissement (FID) du secteur amont du continent en seulement deux ans, contre à peine 4 % auparavant. C’est ce que révèle le rapport « Réformes du secteur énergétique du Nigeria 2023-2026 : bilan triennal », publié par le Bureau du conseiller spécial du président pour l’énergie, Olu Verheijen. Cette dynamique, saluée par la Chambre africaine de l’énergie (African Energy Chamber, https://r.news.africa-wire.com/mk/cl/f/sh/7nVU1aA2ng1uQUuAAGKjcBA8rHpTcPb/gIv0uWSFdFUI), se traduit par un portefeuille de projets de 50 milliards de dollars, un engagement financier sans précédent depuis plus de dix ans.

Une décennie de déclin inversée

Entre 2014 et 2023, le Nigeria, malgré ses 37,5 milliards de barils de réserves prouvées, figurait parmi les pays les moins attractifs d’Afrique pour les investissements pétroliers. L’Algérie (44 %) et l’Angola (26 %) captaient l’essentiel des FID, tandis que le Nigeria se classait loin derrière des nations comme le Mozambique ou le Ghana. Cette situation a culminé au troisième trimestre 2022, lorsque la production de brut est tombée sous la barre symbolique du million de barils par jour. Un effondrement provoqué par une combinaison de sous-investissement chronique, de vandalisme sur les oléoducs et d’un cadre réglementaire jugé ambigu. Les réformes engagées par l’administration du président Bola Tinubu ont radicalement changé la donne.

Des réformes structurelles et fiscales

Le gouvernement nigérian a agi sur plusieurs fronts pour restaurer la confiance des investisseurs. Des directives politiques émises en 2023 ont clarifié les compétences respectives de la Commission de régulation du secteur pétrolier en amont (NUPRC) et de l’Autorité de régulation des secteurs intermédiaire et aval (NMDPRA), levant une incertitude qui freinait les projets. Sur le plan fiscal, des mesures incitatives ciblées ont été introduites, notamment pour relancer les projets en eaux profondes, à forte intensité de capital. Des arrêtés sur la TVA (2024) et sur l’efficacité des coûts (2025) ont permis de rendre rentables des projets jusqu’alors considérés comme marginaux. Enfin, un effort majeur a été fait sur les délais administratifs, réduisant les processus de passation de marchés de la compagnie nationale NNPCL de 36 à 6 mois.

Transferts stratégiques et hausse de la production

Parallèlement à ces réformes, l’administration a accéléré les autorisations pour quatre cessions d’actifs majeures des compagnies pétrolières internationales (IOC) vers des opérateurs locaux, pour un montant total d’environ 4 milliards de dollars. Renaissance a ainsi repris le portefeuille onshore de Shell, Seplat Energy a finalisé l’acquisition des actifs d’ExxonMobil, Oando a succédé à Agip, et Chappal a acquis les participations d’Equinor. Ce transfert de contrôle sur les blocs terrestres et en eaux peu profondes a eu un effet direct sur la production, qui a augmenté de 400 000 barils par jour entre 2023 et 2025, pour atteindre 1,6 million de barils par jour, son plus haut niveau en vingt ans pour la production terrestre.

Une vague d’investissements de plusieurs milliards

La réponse des investisseurs ne s’est pas fait attendre. Shell, via sa filiale SNEPCo, a validé le projet en eaux profondes de Bonga North (5 milliards de dollars) en décembre 2024 et a engagé 2 milliards supplémentaires dans un projet gazier. De son côté, TotalEnergies, en partenariat avec la NNPCL, a pris sa décision finale d’investissement en juin 2024 pour le développement du gisement de gaz d’Ubeta, d’une valeur de 550 millions de dollars. Ces engagements totalisent plus de 10 milliards de dollars, une rupture nette après une décennie de quasi-stagnation. Pour la seule année 2025, 28 plans de développement de gisements, d’une valeur de 18,2 milliards de dollars, ont été approuvés.

« Lorsqu’un gouvernement rétablit à la fois la compétitivité fiscale et la prévisibilité réglementaire, les capitaux réagissent. Le Nigeria a fait les deux, et les chiffres relatifs aux décisions d’investissement définitives en sont la preuve concrète », a déclaré NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie.

Des enjeux de taille pour l’avenir

Le rapport gouvernemental souligne l’ampleur du redressement en présentant un scénario sans réforme : la production aurait chuté à 579 000 barils par jour d’ici 2030. Grâce aux mesures prises, elle a atteint 1,77 million de barils par jour en 2026, avec un objectif affiché de 3 millions de barils par jour. La pérennité de ces résultats dépendra désormais de la stabilité du nouveau cadre institutionnel et de la capacité à exécuter dans les délais les ambitieux projets en eaux profondes signés ces deux dernières années.