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Nigeria : Sahara Group veut s’imposer comme le principal producteur pétrolier local

Agence Ecofin 07 oct 2025

Depuis décembre 2024, Seplat Energy s’est imposée comme le premier producteur local d’hydrocarbures du Nigeria, grâce à l’acquisition de Mobil Producing Nigeria Unlimited (MPNU), filiale d’ExxonMobil.

Au Nigeria, la société Sahara Group a acquis sept nouvelles plateformes de forage, dont deux déjà en activité. Cette expansion opérationnelle, rapportée ce lundi 6 octobre par la presse locale, marque une étape dans la stratégie du conglomérat qui ambitionne de porter sa production à 350 000 barils par jour dans les prochaines années.

Si cet objectif est atteint, Sahara deviendrait le premier producteur privé du pays, devant Seplat Energy (environ 130 000 barils équivalents pétrole par jour), Oando PLC (environ 37 000 barils équivalents pétrole par jour), Heirs Energies (50 000 barils par jour) ou encore First E&P (57 000 barils par jour).

D’après les médias nigérians, les nouvelles plateformes seront opérées par Arahas Global Oilfield Services, filiale de Sahara spécialisée dans le forage. La plateforme L-Buba est déjà en activité sur un puits gazier, tandis que deux autres unités sont attendues d’ici la fin de l’année.

Sahara mise sur une stratégie intégrée, combinant exploration, production et développement d'infrastructures, pour dépasser ses quelque 100 000 barils par jour actuels. Avec une production de 1,43 million de barils par jour, selon les chiffres de l’organisation des pays producteurs de pétrole (OPEP) publiés en août, le marché nigerian demeure largement dominé par les compagnies pétrolières multinationales.

L’ambition de Sahara Group s’inscrit dans une tendance visant à renforcer la place des producteurs locaux dans la chaîne de valeur pétrolière du Nigeria. Sa concrétisation dépendra toutefois de la capacité du groupe à financer ses opérations et à maintenir un rythme de forage régulier dans un environnement contraint par les quotas de production de l’OPEP.

Nigeria : un pas vers la souveraineté pétrolière avec une unité flottante nationale




Agence Ecofin 10 oct 2025

L’une des ambitions énergétiques du Nigeria, c’est d’optimiser l’exploitation de ses ressources pétrolières. Le pays multiplie les initiatives pour concrétiser cet objectif, essentiel pour soutenir son économie dépendante du pétrole.

Le Nigeria a mis en service une unité flottante de stockage et de chargement (FSO), entièrement détenue par des entités nationales. Selon les informations relayées mercredi 8 octobre, cette évolution constitue une première pour le premier producteur africain de pétrole brut.

Jusqu’ici, l’État ne disposait pas de sa propre unité flottante pour gérer directement ses exportations de brut. Il s’appuyait sur des infrastructures appartenant à ses partenaires internationaux comme Shell, TotalEnergies, Chevron ou Eni, ainsi que sur des plateformes affrétées ponctuellement auprès d’opérateurs privés.

Ainsi, cette installation, baptisée FSO Cawthorne, ancrée au large du terminal de Bonny, représente une étape importante dans la stratégie de la Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd) pour reprendre le contrôle de la chaîne d’exportation du brut.

Capable de contenir jusqu’à 2,2 millions de barils de pétrole, cette infrastructure permettra au Nigeria de charger directement les pétroliers à destination des marchés internationaux, sans dépendre des installations gérées par des compagnies étrangères.

Le projet du Nigeria de se doter de cette première unité a été conduit par la NNPC Ltd, en partenariat avec Sahara Group, Eroton Exploration & Production et Bilton Energy, dans le cadre de l’exploitation de l’OML 18, qui vise près de 50 000 barils par jour d’ici la fin de l’année.

Selon les observateurs du secteur, cette installation représente également un moyen pour le Nigeria de réduire sa dépendance aux systèmes d’acheminement terrestres et maritimes existants, souvent affectés par des fuites, des retards logistiques et des cas de vol de brut dans le delta du Niger.

La Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC) estimait en 2022, les pertes liées au vol et au vandalisme des pipelines à environ 200 000 b/j de brut avant une réduction progressive observée en 2023. Une situation que le gouvernement a indiqué vouloir résoudre durablement grâce à un meilleur contrôle des infrastructures.

Cette initiative intervient à un moment où le Nigeria cherche à capter une part plus importante de la valeur de son pétrole. Elle traduit également la réorientation stratégique de la NNPC Ltd, devenue société commerciale en 2022, qui veut désormais agir comme un opérateur intégré plutôt qu’un simple collecteur de rentes.

L’infrastructure s’ajoute à d’autres projets menés dans la même logique, comme la réhabilitation des raffineries de Port Harcourt et Warri et Kaduna.

Electricité captive : une réponse à des pertes annuelles de 25 milliards $ au Nigeria

Agence Ecofin 22 sept 2025

Le Nigeria affiche le plus grand déficit d’accès à l’électricité au monde, avec 86 millions de personnes non connectées en 2022 selon l’AIE. Particuliers et surtout industriels ont de plus en plus recours à l’autoproduction pour pallier les faiblesses du réseau national, dont le coût économique est considérable.

Le manque de fiabilité du réseau électrique coûte entre 5 et 7 % du PIB au Nigeria, soit environ 25 milliards de dollars de pertes économiques annuelles selon la Banque mondiale. Face à ces faiblesses chroniques, l’électricité captive produite directement par les entreprises ou institutions pour leur propre usage s’impose comme une solution.

Ces installations, qu’elles soient alimentées par des centrales thermiques ou l’énergie solaire, totalisent déjà plus de 6500 MW, un volume supérieur à la production actuelle du réseau national estimée entre 4500 et 5000 MW. Parmi les plus de 200 entreprises et institutions concernées figure le groupe Dangote, qui génère à lui seul plus de 1500 MW pour ses besoins industriels. Cette tendance pourrait s’accélérer dans les prochaines années, notamment grâce au potentiel de l’énergie solaire.

Selon une étude du Rocky Mountain Institute publiée en 2023, le marché nigérian de l’énergie solaire captive commerciale et industrielle pourrait attirer 6,5 milliards de dollars d’investissements d’ici 2030. L’étude recense plus de 75 000 clients à forte demande et 1,2 million à faible demande, dont une partie serait éligible au solaire, pour une demande totale estimée à 3,4 GW. Des projets sont déjà en service, comme les 10,3 MW installés dans huit usines de la Nigerian Bottling Company.

Outre la faiblesse chronique du réseau national, qui a connu 12 effondrements en 2024, la progression de ces solutions s’explique par l’impact direct des coupures sur la productivité. La Banque mondiale rappelle que les entreprises confrontées à un approvisionnement instable subissent davantage de pertes de chiffre d’affaires. Avec une demande totale estimée à 20 GW en 2023 et appelée à plus que doubler pour atteindre 45 GW d’ici 2030, le recours à l’électricité captive apparaît comme un levier essentiel pour accompagner la croissance.

La Banque mondiale estime toutefois que la pérennité de ce marché dépendra aussi de la capacité du Nigeria à lever certains freins réglementaires et financiers. Les risques liés au pays et au secteur continuent de décourager une partie des investisseurs privés, qui perçoivent le marché nigérian de l’électricité comme très risqué, ce qui entraîne un coût du capital plus élevé ou une moindre volonté d’investir.

Les développeurs de projets supérieurs à 1 MW doivent par ailleurs suivre une procédure d’autorisation jugée lourde, ce qui ralentit les investissements. Le cap de 1 MW fixé par la loi de 2023 sur les mini-réseaux limite le développement de projets de taille suffisante pour alimenter de grandes communautés ou des utilisateurs industriels. Le gouvernement fédéral prévoit la mise en place de 12 000 mini-réseaux d’ici 2030, soit environ 2 000 demandes de permis à traiter chaque année. Augmenter ce seuil à 5 MW, comme le recommande la Banque mondiale, permettrait de réduire les coûts unitaires, d’accélérer les procédures et de répondre plus efficacement à la demande.

Au Nigeria, une taxe de 5% sur le pétrole ravive la contestation sociale

Agence Ecofin 09 sept 2025

Depuis son arrivée au pouvoir, le président Tinubu met en œuvre une série de réformes visant entre autres à améliorer la collecte des recettes fiscales pour financer le développement. Des mesures qui suscitent de vives contestations dans un pays où le taux d’inflation tourne autour de 22%.

Au Nigeria, le projet du gouvernement d’instaurer une taxe de 5 % sur les produits pétroliers suscite une vive polémique. Dans un communiqué publié le lundi 8 septembre 2025, le Trade Union Congress (TUC), l’une des deux principales centrales syndicales du pays, a menacé de déclencher une grève nationale si la mesure venait à entrer en vigueur.

Selon les autorités, cette taxe doit permettre de mobiliser des fonds pour financer les infrastructures, un secteur jugé crucial pour le développement du pays. Déjà prévue par la Nigeria Tax Administration Act, elle serait « calculée sur la base du prix de détail de l’essence et du diesel » et appliquée à « tous les produits fossiles taxables fournis ou produits au Nigeria, à percevoir au moment de la fourniture ou de la vente ». Le kérosène, le gaz de pétrole liquéfié (GPL), le gaz naturel comprimé (GNC) ainsi que les énergies renouvelables en seraient toutefois exemptés.

Si une telle taxe n’est pas une nouveauté dans le système fiscal nigérian, c’est surtout son calendrier qui soulève l’indignation des syndicats et de l’opposition. Depuis son arrivée au pouvoir, le président Bola Tinubu a engagé des réformes économiques de grande ampleur, parmi lesquelles la suppression des subventions sur le carburant. Ajoutées à la volatilité du naira, ces mesures ont provoqué une flambée des prix des produits pétroliers et des denrées alimentaires. Certes, l’inflation annuelle a légèrement reculé au cours des quatre derniers mois, mais demeure l’une des plus élevées de la sous-région, à 21,8 % en juillet 2025.

« Quand les Nigérians pourront-ils enfin respirer ? […] Pourquoi taxer des citoyens qui n’arrivent même plus à respirer ? Cette taxe de 5 % sur le carburant devrait attendre que les Nigérians constatent des améliorations tangibles dans leur quotidien grâce aux nombreuses promesses du président », a dénoncé sur X Peter Obi, ancien candidat à la présidentielle et figure de l’opposition.

Si la date d’entrée en vigueur n’a pas encore été précisée, le TUC a donné au gouvernement un ultimatum de 14 jours pour abandonner ce projet. L’exécutif, lui, défend la mesure comme un instrument à long terme pour faire baisser le coût de la vie. Les fonds collectés doivent en effet financer de nouveaux projets d’infrastructures, sécuriser les corridors logistiques et, in fine, réduire les coûts de transport - des retombées censées se refléter sur le prix des denrées alimentaires. Une stratégie qui s’inscrit dans l’ambition du président de la République de renforcer la mobilisation fiscale pour soutenir le développement.

Nigeria: la South Atlantic Petroleum et TotalEnergies signent un important contrat pétrolier
Ce 2 septembre, un contrat a été signé au Nigeria entre TotalEnergies et la compagnie South Atlantic Petroleum. Contrat pétrolier donc, le premier depuis bien longtemps impliquant une entreprise étrangère au Nigeria. Le pays entend relancer cette industrie et attirer les capitaux étrangers.

RFI le : 03/09/2025

2 000 kilomètres carrés au large de l'État du delta, au sud du Nigeria. Un bassin pétrolier qualifié de prolifique par le TotalEnergies à l'annonce de la signature de ce contrat. Il s'agit de deux permis d'exploration, les premières licences de ce type attribuées à une entreprise étrangère depuis plus d'une décennie, se félicite le groupe français. Celui-ci détiendra 80 % du projet. Les 20 % restant allant à son partenaire nigérian South Atlantic Petroleum.

Les autorités du Nigeria voient ici une concrétisation d'un mouvement lancé il y a plusieurs mois pour relancer ce secteur après des années de stagnation. Objectif : attirer des capitaux étrangers et consolider les revenus d’un État encore très dépendant de l’or noir.

Pour TotalEnergies, cette annonce intervient au lendemain d'un autre contrat similaire, pour un permis d'exploration là aussi, mais en République du Congo cette fois. Le groupe entend ainsi « enrichir son portefeuille » de gisements à fort potentiel, en ligne avec son objectif d'augmenter sa production de pétrole de 3% par an jusqu'en 2030.

Une stratégie pourtant à rebours des engagements internationaux de lutte contre le réchauffement climatique. L'Agence internationale de l'énergie estime ainsi que pour les respecter, il faut cesser d'investir dans de nouveaux projets pétroliers, gaziers ou de charbon.

Nigeria : TotalEnergies se voit attribuer deux permis d’exploration offshore

AOF •02/09/2025

TotalEnergies , en partenariat avec South Atlantic Petroleum (20%), a signé un contrat de partage de production (production sharing contract, PSC) pour les permis d'exploration PPL 2000 et PPL 2001, situés au large du Nigeria et remportés dans le cadre de l'appel d'offres 2024 organisé par la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission. Les permis PPL 2000 et 2001 couvrent une superficie d'environ 2  000 kilomètres carrés dans le bassin prolifique du West Delta. Le programme de travail comprend le forage d'un puits d'exploration.

Nigeria : un navire-citerne en soutien à l’export régional de gaz de pétrole liquéfié

Agence Ecofin 20 aout 2025

Fort de ses premières réserves prouvées de gaz en Afrique, le Nigeria cherche à maximiser leur monétisation. En juin, il a annoncé l’extension de l’accès au gaz de pétrole liquéfié (GPL) à 12 millions de foyers, tout en visant une production de 10 milliards de pieds cubes par jour d’ici 2030.

Ekperikpe Ekpo et Bayo Ojulari, respectivement ministre d’Etat chargé du gaz et directeur général du groupe NNPC Ltd, ont assisté lundi 18 août 2025, à Ulsan en Corée du Sud, à l’inauguration du « MT Iyaloja (Lagos) ». Il s’agit d’un navire-citerne de 40 000 m³ conçu pour le transport de gaz de pétrole liquéfié. Présenté par ses promoteurs comme un outil destiné à soutenir l’exportation régionale, il vient compléter les capacités existantes.

Ce bâtiment est exploité par la West Africa Gas Limited (WAGL), une coentreprise de la NNPC Ltd et de Sahara Group, un conglomérat nigérian actif dans la distribution de produits pétroliers. Avec son entrée en flotte, la capacité cumulée de WAGL atteint désormais 162 000 m³ répartis sur cinq navires.

Son intégration dans la flotte vise à sécuriser des rotations plus régulières vers les ports de la sous-région. « L’ajout du MT Iyaloja (Lagos) [à notre flotte, Ndlr] incarne l’esprit de progrès et d’autonomisation. Sahara Group […] réaffirme son engagement en faveur de collaborations qui favorisent l’accès à l’énergie en Afrique », a déclaré Temitope Shonubi, patron de Sahara Group.

Selon les parties prenantes, l’angle prioritaire de ce développement est l’exportation régionale. D’après la NNPC, la WAGL a livré plus de 6 millions de tonnes de gaz de pétrole liquéfié en Afrique de l’Ouest sur les cinq dernières années (donnée attribuée à l’entreprise), ce qui atteste d’un flux exportateur déjà existant que le MT Iyaloja vient élargir.
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Au Nigeria, Aliko Dangote étend son emprise sur le secteur pétrolier aval

RFIle : 01/08/2025

Au Nigeria, le milliardaire Aliko Dangote semble avoir réussi son pari : d'ici à la fin de l'année, sa raffinerie de Lekki estime pouvoir produire jusqu'à 700 000 barils de pétrole raffiné par jour, au-delà même de son objectif initial. C'est assez pour couvrir entièrement la demande locale, au Nigeria. Ce projet titanesque, chiffré à 20 milliards de dollars, est en train de faire bouger les lignes dans tous les secteurs de l'industrie pétrolière.

Fin février, un peu plus d'un an après le début des opérations de sa méga-raffinerie de Lekki, Aliko Dangote annonçait que celle-ci produisait déjà jusqu'à 57 millions de litres d'essence par jour. Suffisamment pour répondre à la demande domestique totale au Nigeria, où la consommation de carburant a bien baissé depuis la levée d'une partie des subventions sur l'essence en 2023.

Mais le succès fulgurant de ce projet titanesque crée beaucoup de tensions avec les acteurs historiques du secteur, qui redoutent qu'Aliko Dangote ne verrouille totalement le marché pour asseoir son monopole. Le milliardaire a, de son côté, beaucoup dénoncé les agissements des importateurs, accusés d'acheter du carburant de mauvaise qualité à l'étranger, afin de dégager des marges plus importantes lors de la revente au Nigeria, le tout avec la complicité du régulateur.

Aliko Dangote milite désormais pour que les carburants raffinés localement soient tout simplement exclus de la liste des produits importables au Nigeria.

Accord « Pétrole brut contre Naira »

En réalité, le magnat mène une offensive bien plus large, qui vise au réaménagement du secteur pétrolier aval au Nigeria. Aliko Dangote a notamment annoncé le déploiement, dès la mi-août, de 4 000 camions-citernes roulant au gaz naturel comprimé, pour livrer de l'essence et du diesel en direct à ses clients nigérians.

L'homme d'affaires a aussi obtenu le soutien de l'exécutif pour continuer à acheter une partie du pétrole brut qui fournit sa raffinerie en nairas, la devise locale, plutôt qu'en dollars, malgré les résistances initiales de la compagnie nationale pétrolière, la NNPCL.

Mais le gouvernement fédéral risque tout de même de devoir tempérer pour préserver ses revenus en dollars, alors que le groupe Dangote annonce déjà vouloir se fournir exclusivement en brut nigérian d'ici à la fin de l'année. Pour l'instant, la production locale reste encore insuffisante pour répondre aux besoins de la méga-raffinerie.

Ambitions globales

Les ambitions d'Aliko Dangote dépassent de toute façon largement le marché nigérian et même ouest-africain. Le groupe projette de construire en Namibie des réservoirs de stockage pouvant contenir au moins 1,6 million de barils d'essence et de diesel, afin de fournir du carburant raffiné à l'Afrique Australe.

Fin juin, 90 000 tonnes de carburant produit sur le site de Lekki ont été embarqués à destination du marché asiatique. C'est la première exportation de carburant du groupe Dangote en dehors du continent africain.

Quota pétrolier OPEP+ : les ambitions du Nigeria à l’épreuve de la réalité

Agence Ecofin 23 juillet 2025

Depuis la révision de son quota de production pétrolière à 1,5 million de barils par jour en 2024, le Nigeria, premier producteur de brut d’Afrique, intensifie ses efforts pour en obtenir le relèvement, en misant sur la reprise de sa capacité de production.

Fort d’une production de 1,505 million b/j enregistrée au terme du mois juin, soit une augmentation de 3,58 % par rapport au mois précédent, le Nigeria souhaite porter sa production à 2 millions b/j d’ici 2027, en s’appuyant sur la montée en puissance de ses capacités de raffinage et sur une consommation intérieure accrue, susceptible d’absorber une part croissante du brut produit localement.

Cet argument évoqué par Bashir Bayo Ojulari (photo), le patron de la société publique du pétrole (NNPC Ltd) lors d’une sortie médiatique jeudi 10 juillet, se heurte à la fragilité persistante de l’industrie pétrolière du pays.

En 2022 par exemple, alors que son plateau était fixé à 1,8 million b/j, la production réelle s’est rarement maintenue au-dessus du million b/j, en raison notamment du sabotage des pipelines, du vol de brut et de la baisse des investissements dans l’amont pétrolier.

Si la situation s’est quelque peu améliorée depuis, la production d’or noir du Nigeria est régulièrement restée en dessous des objectifs fixés dans le cadre de l’OPEP+. Sur l’année en cours, le quota en vigueur n’a été atteint qu’à deux reprises.

L’ambition du Nigeria de voir augmenter son quota de production s’inscrit dans un contexte budgétaire tendu. Selon les médias locaux, le pays a fondé son budget 2025 sur une production de 2,06 millions b/j, bien au-delà des niveaux atteints. Un décalage qui fragilise ses recettes. Début juillet, le Fonds monétaire international (FMI) a alerté sur un risque de déficit budgétaire de 4,7 % du PIB cette année, en partie du fait de recettes pétrolières inférieures aux prévisions.

Par ailleurs, même dans l’éventualité où ce quota venait à être revu à la hausse, la stabilité de la production demeure incertaine, compte tenu des conditions sécuritaires et logistiques toujours fragiles dans le pays, malgré les efforts déployés pour y remédier.

Pour rappel, les quotas révisés de l’OPEP+ seront définis en novembre prochain à partir d’évaluations techniques et des conditions du marché mondial.

Le Nigeria progresse dans la valorisation de ses réserves de gaz naturel

Agence Ecofin 08 juillet 2025

Troisième producteur africain de gaz derrière l’Algérie et l’Égypte, le Nigeria souhaite devenir le leader continental en valorisant ses 209 trillions de pieds cubes de réserves prouvées, les plus importantes du continent.

La multinationale TotalEnergies a annoncé, mercredi 2 juillet, la mise en production du projet gazier Ima en 2026. Ce renforcement de l’offre nigériane reste toutefois insuffisant pour lever les blocages structurels qui freinent son positionnement régional.

La compagnie pétrogazière française s’attend à une production d’environ 70 000 barils équivalents pétrole par jour, soit près de 300 millions de pieds cubes de gaz, à partir de ce gisement situé en eaux peu profondes sur le bloc OML 112, au large de Port Harcourt.

La production de gaz est principalement destinée à alimenter l’usine de liquéfaction de Bonny Island, exploitée par la société Nigeria LNG (NLNG), principal acteur nigérian sur le marché du gaz naturel liquéfié. Ce volume s’ajoutera au développement du champ onshore Ubeta, d’une capacité similaire, approuvé l’année dernière et dont l’exploitation est prévue pour 2027.

Ces développements traduisent la volonté de la major française de consolider sa présence au Nigeria, malgré un contexte globalement marqué par la prudence des investisseurs internationaux face à des dynamiques de marchés incertaines. Cependant, ce renforcement ciblé ne permet pas encore de dépasser les fragilités structurelles du secteur gazier nigérian.

Selon le rapport NEITI 2022‑2023, la production totale de gaz naturel au Nigeria est passée de 2 521 à 2 491 milliards de pieds cubes standards (SCF), soit une baisse de 1,2 % sur la période considérée. Elle intervient alors qu’une grande partie du gaz extrait continue d’être torchée, en raison du manque d’infrastructures d’évacuation et de traitement.

Début juillet, Gbenga Komolafe, le patron de la Nigeria Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), a réitéré l’engagement de l’organisme à mettre fin au torchage routinier du gaz d’ici 2030. Un objectif ambitieux qui se heurte à des obstacles persistants, notamment les retards des projets d’infrastructure stratégique, comme le gazoduc Ajaokuta–Kaduna–Kano (AKK), qui limitent la capacité du pays à valoriser son gaz à l’échelle nationale.

Le maintien de la position du Nigeria dans le secteur gazier africain passe par l’exécution effective des chantiers en cours, la levée des freins réglementaires, et la structuration d’un marché intérieur capable d’absorber les volumes disponibles.

Des efforts sont engagés dans ce sens, notamment avec la relance du chantier du gazoduc AKK, la mise en œuvre du programme de commercialisation du gaz torché (NGFCP) et la promotion du gaz naturel comprimé (CNG) pour les usages domestiques.

15 milliards $ d’investissements annoncés pour construire la 2e plus grande raffinerie pétrolière du Nigeria

Agence Ecofin 10 juillet 2025

Backbone Infrastructure Nigeria Limited (BINL) va construire une raffinerie de 500 000 barils par jour dans l’État d’Ondo, pour un coût estimé à 15 milliards $. Ce sera la deuxième plus grande installation du pays, après celle de Dangote Group.

La société Backbone Infrastructure Nigeria Limited (BINL) a annoncé, ce mercredi 9 juillet, la construction d’une nouvelle raffinerie de pétrole brut d’une capacité de 500 000 barils par jour dans l’État d’Ondo. Le projet, d’un coût d’environ 15 milliards de dollars, sera développé en partenariat avec le gouvernement de l’État via l’agence ONDIPA (Ondo State Development and Investment Promotion Agency), au sein de la zone franche industrielle d’Ilaje.

La signature du protocole d’accord est prévue pour le 15 juillet 2025. D’après les responsables de BINL, des discussions sont également en cours avec la société publique du pétrole (NNPC) pour intégrer l’entreprise publique au projet.

Aucune précision n’a jusque-là été faite sur la mobilisation des ressources nécessaires à la réalisation de l’infrastructure.

Il est toutefois établi que la mise en œuvre du projet se fera en plusieurs phases, la première portant sur une unité de 100 000 barils par jour, avec un délai d’exécution de 48 mois. BINL prévoit également des infrastructures associées comme des routes, des cuves de stockage, des terminaux et des équipements de manutention.

Avec cette capacité annoncée, la future raffinerie deviendra la deuxième plus grande du Nigeria, juste derrière celle du groupe Dangote, d’une capacité de 650 000 barils par jour, entrée en production en 2023, après un chantier de près de 20 milliards $. Des dépenses alourdies en grande partie par les retards logistiques liés à la pandémie de COVID-19.

« Ce projet est conçu pour fournir des produits pétroliers au marché intérieur, des intrants pour les industries locales et des produits finis pour l’exportation », a précisé Wale Adekola, vice-président de BINL.

Cette annonce s’inscrit dans une dynamique plus large portée par BINL, qui prévoit d’investir 4 milliards de dollars dans le secteur minier nigérian, en misant sur des partenariats public-privé.

Si l’initiative se concrétise, elle pourrait renforcer la souveraineté énergétique du Nigeria, tout en stimulant la croissance locale et les recettes publiques. Mais sa réussite dépendra du bouclage financier, de la stabilité réglementaire et de la capacité à maintenir le calendrier prévu dans un environnement où les retards sont fréquents.

D’ici fin 2025, Dangote Refinery fonctionnera uniquement avec du brut nigérian


Agence Ecofin 09 juillet 2025

Dangote Refinery passera au brut nigérian à 100 % d’ici fin 2025, selon la direction. Cette transition s’appuiera sur l’expiration de contrats d’exportation conclus par les producteurs locaux, après une phase où la raffinerie a dû importer du brut de plusieurs pays.

D’ici à la fin de 2025, la raffinerie pétrolière d’Aliko Dangote n’utilisera plus que du pétrole brut nigérian. C’est ce qu’a déclaré Devakumar Edwin, vice-président de Dangote Industries, lors d’un entretien avec Bloomberg. Selon lui, plusieurs contrats d’exportation à long terme liant des producteurs locaux à des clients étrangers arrivent à échéance, ce qui permettra de rediriger progressivement ces volumes vers le marché intérieur.

En juin, 53 % du brut raffiné sur l’installation, provenait déjà de producteurs nigérians. La raffinerie, d’une capacité nominale de 650 000 barils par jour, traite actuellement environ 550 000 barils. Depuis son entrée en service en 2024, elle a dû s’appuyer largement sur des importations pour fonctionner, notamment en provenance des États-Unis, du Brésil, du Ghana, de l’Angola ou encore de la Guinée équatoriale.

Ce recours massif au brut étranger n’était pas un choix stratégique, mais une nécessité. En effet, le secteur pétrolier amont au Nigeria a souffert ces dernières années de nombreux déséquilibres. Le retrait progressif des compagnies pétrolières internationales des zones terrestres et en eaux peu profondes a laissé la place à des opérateurs locaux disposant de moins de moyens financiers et techniques. Nombre de ces compagnies étaient également tenues par des contrats à terme.

De plus, les activités de vol de brut, les sabotages de pipelines et l’insécurité persistante dans le delta du Niger ont limité les livraisons vers le marché intérieur.

Une concrétisation de la vision du milliardaire

Le lancement de la raffinerie de Dangote Group en mai 2023 avait suscité de grands espoirs, notamment celui de transformer structurellement l’économie pétrolière du pays, en réduisant sa dépendance aux importations de carburants et en valorisant localement ses ressources. Jusqu’ici, une part importante du brut nigérian était expédiée en Europe pour être raffinée avant de revenir sous forme de produits finis vendus à prix fort. Ce modèle, souvent critiqué pour sa vulnérabilité et les pertes en devises qu’il engendre, est précisément ce que le projet d’Aliko Dangote veut dépasser.

La montée en puissance du raffinage local a déjà eu un effet majeur, car le Nigeria est redevenu un exportateur net de produits pétroliers. Mais cette bascule reste fragile. Pour la rendre durable, il faut garantir un approvisionnement fiable et régulier en brut local. « Nous pensons qu’à mesure que les producteurs locaux finiront d’honorer leurs engagements à l’export, la disponibilité pour le marché intérieur va s’améliorer », a ainsi expliqué Devakumar Edwin.

En juillet et en août, Dangote est censée recevoir cinq cargaisons de brut, soit environ un million de barils par envoi, livrés par la société publique du pétrole (NNPC).

GNL : le Nigeria au cœur de la stratégie d’expansion de Shell

Agence Ecofin 16 juin 2025

La multinationale anglo-néerlandaise Shell est un important fournisseur de gaz naturel liquéfié (GNL) à l’échelle mondiale. Un positionnement que la compagnie cherche à consolider à moyen et long terme.

S’exprimant jeudi 12 juin sur les plans de production gazière de Shell, Cederic Cremers, président de la division Shell Integrated Gas, qui couvre les activités liées au GNL et au gaz-to-liquids (GTL), a indiqué que l’entreprise vise la production de 12 millions de tonnes par an d’ici 2030.

Le Nigeria figure parmi les pays que la multinationale intègre dans sa stratégie d’expansion, aux côtés d’acteurs de premier plan du marché mondial de GNL que sont le Qatar et les Émirats arabes unis, en plus du Canada.

L’essentiel de la contribution nigériane devrait reposer sur le projet d’extension majeure de l’usine de liquéfaction de gaz exploitée par Nigeria LNG Limited (NLNG), en cours à Bonny Island, dans le sud du pays.

Ce projet vise à porter la capacité de Nigeria LNG, détenue à 25,6 % par Shell, de 22 à environ 30 millions de tonnes par an, grâce à l’ajout d’une nouvelle unité de liquéfaction (Train 7). À lui seul, ce Train 7 permettra, une fois finalisé, d’ajouter environ 4,2 millions de tonnes de GNL par an, une contribution significative à l’objectif global annoncé par Shell.

Outre son poids dans l’exportation, le gaz nigérian alimente aussi l’industrie locale. Shell a ainsi récemment signé des contrats pour fournir du gaz au complexe d’engrais de Dangote, ainsi qu’au projet Brass Fertilizer à Bayelsa. En parallèle, le groupe prévoit d’investir un milliard de dollars pour renforcer sa production gazière locale.

Shell qui a livré en tout près de 65 millions de tonnes de GNL, à plus de 30 pays en 2024, compte s’appuyer sur ses projets de production au Nigeria pour faire face à une augmentation attendue de la demande mondiale de 40 % dans les 15 prochaines années. Une hausse portée par le marché asiatique, les besoins du numérique et les efforts de décarbonation progressive de l’économie mondiale.

Dans ce contexte, la compagnie a finalisé en mars dernier dans le pays, la vente de sa participation de 30 % dans la coentreprise pétrogazière SPDC au consortium Renaissance.

Le Nigeria a mobilisé environ 630 millions $ pour l’exploration minière en 2025

Agence Ecofin 27 mai 2025

Selon les sources officielles, le sous-sol nigérian est doté de 44 différents types de ressources minérales, dont le lithium, l’or ou encore le minerai de fer. Malgré ce potentiel, l’industrie minière locale est encore sous-développée, ne représentant qu’environ 1% du PIB national.

Le gouvernement nigérian a sécurisé 1000 milliards de nairas (environ 630 millions USD) pour financer les travaux d’exploration minière en 2025. C’est ce qu’a notamment annoncé le ministre des Mines Dele Alake dans un tweet publié sur sa page X le dimanche 25 mai.

« L'exploration a également été une priorité. Lorsque nous avons pris nos fonctions, le Nigeria n'avait dépensé que 2 millions de dollars pour l'exploration minière. Aucun investisseur sérieux ne vous prend au sérieux sans données géologiques crédibles. [...] C'est pourquoi, cette année, nous avons débloqué 1 000 milliards de nairas spécifiquement pour l'exploration minière afin de jeter les bases d'un secteur compétitif à l'échelle mondiale » a-t-il déclaré.

Cet investissement s’inscrit dans le cadre des efforts déployés par les autorités nigérianes ces dernières années pour stimuler le développement de l’industrie minière locale. Malgré un potentiel minier valorisé à 700 milliards USD, le secteur minier nigérian ne contribue encore qu’à environ 1% au PIB national. Selon les données officielles, le sous-sol du pays héberge 44 types différents de ressources minérales, dont du lithium, de l’or ou encore du minerai de fer.

En investissant ainsi dans l’exploration, l’État cherche à mieux cartographier ces ressources, afin d’attirer davantage d’investissements dans ce secteur. Dans son rapport « Africa Mining Vision : African Minerals Governance Framework », l’Union africaine (UA) souligne qu’une telle démarche est essentielle pour le « développement minier ».

Peu de détails ont néanmoins été fournis à ce stade sur le processus de mobilisation des fonds. De même, on ignore encore les différents projets qu’ils serviront à financer, ainsi que les minéraux qui feront l’objet de campagnes d’exploration.

Nigeria: TotalEnergies cède à Shell sa participation dans un important champ pétrolier

Connaissance des Énergies avec AFP le 29 mai 2025

Le géant pétrolier français TotalEnergies va céder au britannique Shell sa participation dans un important champ pétrolier en eaux profondes du Nigeria, a annoncé le groupe jeudi.

La filiale au Nigeria de TotalEnergies "a signé un accord" avec la filiale locale de Shell "portant sur la vente de sa participation non opérée de 12,5%" dans le champ offshore de Bonga, pour un montant de 510 millions de dollars (452 millions d'euros), a indiqué le groupe dans un communiqué.

TotalEnergies se retire donc de l'important accord de partage de production que l'Etat nigerian avait fini par signer en 2021, au terme de deux ans de bras de fer, avec le pétrogazier français et ses puissants concurrents Shell, Exxon Mobil et Eni.

Cet accord concerne l'exploitation du bloc OML 118, à 120 km au sud des côtes nigérianes, qui abrite le champ Bonga, censé atteindre une capacité de production de 250.000 barils par jour.

La transaction, dont la finalisation est attendue pour la fin d'année, portera la part de Shell de 55% à 67,5% dans l'exploitation d'OML 118.

En 2024, "la production, principalement de pétrole, représente environ 11.000 barils équivalent pétrole par jour en quote-part" attribuable à TotalEnergies, poursuit le communiqué de la société française.

TotalEnergies, par la voix de Nicolas Terraz, son directeur général exploration-production, justifie cette vente par la volonté de "se concentrer sur des actifs à coûts techniques bas et à faibles émissions" et de "baisser le point mort cash", autrement dit réduire ses coûts pour améliorer sa rentabilité.

Le Nigeria est l'un des principaux pays où TotalEnergies produit des hydrocarbures, "avec 219.000 barils équivalent pétrole produits par jour en 2023", précise le groupe.

"Au Nigéria, la Compagnie se concentre sur ses actifs opérés, pétroliers offshore et gaziers, et poursuit actuellement le développement du projet Ubeta destiné à maintenir dans le temps l'approvisionnement en gaz de Nigeria LNG", son usine de liquéfaction de gaz naturel (GNL), a ajouté M. Terra, cité dans le communiqué.

TotalEnergies est le troisième acteur mondial du GNL avec 40 millions de tonnes vendues en 2024 grâce à des participations dans des usines de liquéfaction dans toutes les régions du monde.

Pour Shell, "cette acquisition représente un nouvel investissement important dans les eaux profondes du Nigeria, qui contribue à la production soutenue d'hydrocarbures et à la croissance de notre portefeuille" dans l'exploration et la production, a déclaré Peter Costello, haut dirigeant du groupe cité dans un communiqué.