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Nigeria : derrière l’offensive gazière, le retour stratégique de l’hydroélectricité

Agence Ecofin 29 mai 2026

Longtemps marqué par une dépendance au gaz et des contraintes de réseau, le système énergétique nigérian évolue vers une recomposition progressive de ses sources de production afin de soutenir ses ambitions d’industrialisation et de stabilisation du réseau électrique.

Le 27 mai, le Nigeria a signé un accord de concession de 1,5 milliard de dollars avec le développeur de projets hydroélectriques Maverick Energy pour le développement du projet de Grand Katsina-Ala, une centrale de 460 MW située dans l’État de Benue. Structuré sous un modèle de partenariat public-privé sur 35 ans, le projet prévoit la construction, le financement, l’exploitation puis le transfert de l’infrastructure (DFBOT) à l’État nigérian.

Avec une production annuelle estimée à environ 2 401 GWh, il figure parmi les plus importants projets hydroélectriques récents du pays et marque une nouvelle étape dans la mobilisation du potentiel hydraulique nigérian.

Au-delà de ses caractéristiques techniques, le projet s’inscrit dans une logique de développement territorial. L’État de Benue, considéré comme l’un des principaux bassins agricoles du Nigeria, devrait bénéficier directement de cette nouvelle capacité électrique, notamment à travers le renforcement de l’irrigation, le développement de l’agro-industrie et l’amélioration des infrastructures de transformation.

Ce projet intervient dans un contexte où le système électrique nigérian reste fortement contraint. La production effective du pays tourne autour de 4 300 MW, loin des capacités installées, en raison notamment de problèmes d’approvisionnement en combustible, de fragilités du réseau et de pertes techniques importantes.

Le gaz, pilier central de la stratégie énergétique nigériane

Cette dynamique hydroélectrique s’insère toutefois dans une stratégie énergétique beaucoup plus large, dominée par le gaz naturel. Le Nigeria vise, à travers le Gas Master Plan 2026, environ 60 milliards de dollars d’investissements d’ici 2030 sur l’ensemble de la chaîne de valeur gazière.

Le programme ambitionne de faire du gaz le moteur central de l’industrialisation, de la sécurité énergétique et de la croissance économique, avec un objectif de production porté à 10 milliards de pieds cubes par jour d’ici 2027, puis 12 milliards d’ici 2030. Cette ambition s’appuie sur une série de projets structurants destinés à lever les contraintes historiques du secteur. Le gazoduc Ajaokuta-Kaduna-Kano (AKK), long de 614 km, doit relier les bassins gaziers du sud aux centres industriels du centre et du nord du pays.

Le pipeline OB3, de son côté, doit contribuer à renforcer l’interconnexion du réseau national et à sécuriser les flux vers les zones de consommation. Ensemble, ces infrastructures visent à réduire le déficit de transport de gaz qui limite aujourd’hui la production électrique du pays.

Car malgré l’abondance des ressources, plus de 200 trillions de pieds cubes de réserves prouvées, le Nigeria fait face à un paradoxe structurel : une partie importante de son potentiel gazier reste sous-exploitée, tandis que l’approvisionnement des centrales électriques demeure insuffisant.

Vers un modèle énergétique hybride

Dans ce contexte, la complémentarité entre gaz et hydroélectricité apparaît de plus en plus comme une réponse pragmatique. Le gaz constitue le pilier de la stratégie industrielle et exportatrice, tandis que l’hydroélectricité apporte une capacité de stabilisation du système électrique et de sécurisation de la production de base.

Reste toutefois la question de l’exécution. Malgré l’ampleur des investissements annoncés, le Nigeria devra encore surmonter des contraintes d’infrastructures, de financement et de gouvernance qui freinent depuis longtemps le développement du secteur énergétique.

Pétrole : ExxonMobil pousse son expansion en eaux profondes au Nigeria

Agence Ecofin 26 mai 2026

ExxonMobil cherche à renforcer sa production d’or noir au Nigeria. Engagée depuis 2023 dans cette dynamique, la multinationale a annoncé le mois dernier un plan d’investissement pouvant atteindre 24 milliards de dollars dans plusieurs projets pétroliers situés au large du pays.

ExxonMobil poursuit son expansion en eaux profondes au Nigeria. La multinationale américaine a confié, à travers sa filiale Esso Exploration & Production Nigeria (EEPNL), un contrat de complétion de puits offshore au groupe parapétrolier Weatherford. L’information a été annoncée par ce dernier dans un communiqué publié jeudi 21 mai.

Cette opération désigne l’ensemble des travaux qui suivent le forage et équipent un puits pour le rendre prêt à produire. Dans ce cadre, Weatherford fournira des solutions intégrées, axées sur la sécurité, la fiabilité et l’intégrité des puits tout au long de leur exploitation, précise le communiqué de l’entreprise.

Les termes financiers de l’accord n’ont pas été dévoilés. Les équipements seront configurés via la chaîne d’approvisionnement mondiale de Weatherford, mais avec un soutien local au Nigeria, conformément aux exigences de contenu local prévues par le contrat. « Ce contrat reflète notre capacité à fournir des solutions de complétion intégrées pour les opérations en eaux profondes », a déclaré Girish Saligram, directeur général de Weatherford.

Cet accord intervient alors qu’ExxonMobil intensifie ses activités en eaux profondes au Nigeria. La major y exploite cinq blocs offshores, rappelle Upstream. Depuis la cession de sa filiale terrestre Mobil Producing Nigeria en décembre 2024, l’ensemble de sa production nigériane provient désormais de gisements pétroliers en mer, principalement Erha et Usan.

Les ambitions d’ExxonMobil vont bien au-delà de ce seul contrat. La compagnie a annoncé envisager jusqu’à 24 milliards de dollars d’investissements dans des projets pétroliers en mer au Nigeria, a rapporté Agence Ecofin en avril dernier. Deux projets concentrent l’essentiel de ces montants, à savoir le champ de Bosi, qui pourrait nécessiter entre 15 et 16 milliards de dollars, et le projet Owowo, estimé entre 7 et 8 milliards de dollars.

ExxonMobil prévoit de nouveaux forages sur le champ d’Usan et fait progresser le projet Owowo, qui renferme environ un milliard de barils de ressources. Une décision finale d’investissement sur ce dernier est attendue d’ici le début de l’année prochaine.

En avril 2026, lors d’une rencontre avec le régulateur nigérian, le vice-président chargé des activités en eaux profondes d’ExxonMobil, Hunter Farris, avait estimé que la major était « de retour aux affaires ». Il évoquait alors un climat d’investissement amélioré dans le pays.

Nigeria : après Shell et TotalEnergies, Eni finalise son retrait de l’onshore pétrolier

Agence Ecofin 07 mai 2026

En janvier 2026, le groupe TotalEnergies a annoncé sa décision de céder ses 10 % de participation non opérée détenue dans Renaissance Joint Venture. Le processus de vente est toujours en cours.

Le groupe énergétique italien Eni est en cours de cession de sa participation résiduelle de 5 % dans Renaissance Africa Energy Joint Venture, au Nigeria. La confirmation est venue de la compagnie elle-même, en réponse écrite à des questions soumises par des actionnaires en amont de son assemblée générale annuelle tenue le 6 mai à Milan.

Eni a précisé que le nom de l’acheteur pressenti et la valeur de la transaction demeurent confidentiels. La compagnie a néanmoins indiqué que le candidat retenu sera soumis à un processus de vérification approfondie (due diligence), incluant une évaluation des risques réputationnels potentiels.

Plusieurs acteurs nigérians et étrangers ont déposé des offres pour cette participation. Selon des informations rapportées plus tôt cette année par plusieurs médias spécialisés, la société nigériane Sterling Oil Exploration and Energy Production Company (SEEPCO) serait en position de favori dans ce processus.

La participation d’Eni dans cette coentreprise est détenue via sa filiale historique Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Limited, présente dans le pays depuis plusieurs décennies. Elle représente l’un des derniers actifs onshores que le groupe italien conservait dans le Delta du Niger.

Vague d’abandon de l’onshore par les multinationales

La cession envisagée par Eni s’inscrit dans une dynamique de désengagement massif des majors occidentales de l’onshore nigérian, amorcée depuis plusieurs années. En mars 2025, Shell avait ouvert la voie en finalisant la vente de sa filiale SPDC au consortium Renaissance Africa Energy Company. La transaction évaluée par la multinationale à 2,4 milliards de dollars, avait été temporairement bloquée par la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), avant d’obtenir finalement le feu vert des autorités fédérales.

En janvier 2026, la multinationale française TotalEnergies a emboîté le pas, en signant un accord de cession de sa participation de 10 % dans la même coentreprise à la société Vaaris Resources JV Co Ltd, selon des informations rapportées par Agence Ecofin.

Avec la sortie annoncée d’Eni, ce sont désormais les trois principaux partenaires étrangers historiques de la jointe-venture qui ont engagé leur retrait. Dans une analyse publiée par Reuters en janvier 2024, l’économiste senior de Goldman Sachs Andrew Matheny pointait les dysfonctionnements de la politique sectorielle nigériane et les contraintes de change comme facteurs déterminants du désengagement des majors. À cela s’ajoutent les vols de brut et le vandalisme des pipelines, que le régulateur nigérian NUPRC chiffrait à plus de 3,3 milliards de dollars de pertes entre janvier 2021 et février 2022.

La coentreprise Renaissance couvre 18 licences d’exploitation dans le Delta du Niger, pour des réserves estimées à 6,73 milliards de barils de pétrole et condensats ainsi que 56,3 trillions de pieds cubes de gaz, d’après des données relayées par Africa Oil Gas Report publiées en mars 2025.

By March, the refinery was running at 94% capacity, producing around 303,000 b/d of gasoline against domestic demand of roughly 300,000 b/d. For the first time, a single facility was sufficient to cover national gasoline consumption. That alone would mark a structural break from the past. However, roughly one-sixth of gasoline output is now exported, with 45,000 b/d shipped in March primarily to neighbouring African markets such as Ivory Coast, the DRC, and Mozambique (for the first time ever). What used to be a regional redistribution model is increasingly turning into a platform for arbitrage.

Nigeria : Eni obtient le feu vert pour 10 milliards $ de projets en eaux profondes

Agence Ecofin 22 avril 2026

Eni est l’opérateur d’actifs pétroliers offshores au Nigeria, notamment le bloc OPL 245, objet d’un litige depuis 20 ans, auquel l’État a mis fin en mars dernier. L’entreprise italienne a émis l’intention d’accélérer le développement des champs pétroliers Zabazaba et Etan situés sur le site.

La multinationale italienne Eni a obtenu l’approbation des autorités du Nigeria pour engager un investissement estimé à 10,3 milliards de dollars dans des projets offshores en eaux profondes. L’information est rapportée mardi 21 avril par Upstream Online.

Elle concerne principalement le développement des champs pétroliers Zabazaba et Etan, situés sur le bloc offshore OPL 245. L’investissement prévoit la mise en place d’une unité de production flottante de type FPSO, ainsi que des infrastructures sous-marines associées.

À travers ces installations, la compagnie vise la récupération de près de 560 millions de barils équivalents pétrole, pour une production attendue à environ 150 000 barils par jour, selon des données citées par Offshore Technology. La mise en production est envisagée à l’horizon 2029.

Le feu vert des autorités nigérianes intervient après plusieurs années de blocages réglementaires et juridiques autour de l’OPL 245. Ce permis a en effet fait l’objet de contentieux internationaux impliquant notamment Eni et Shell, comme l’a rapporté Reuters.

En mars dernier, Agence Ecofin a signalé la décision du Nigeria de fractionner le périmètre pétrolier en quatre nouvelles licences attribuées à Eni et Shell. Cette décision a mis fin au litige et permis la relance des investissements sur le bloc.

Concrètement, elle répartit l’OPL 245 en deux licences d’exploitation, les Petroleum Mining Leases (PML) 102 et 103, ainsi qu’en deux licences d’exploration, les Petroleum Prospecting Leases (PPL) 2011 et 2012. Sur chacun de ces permis, la Nigerian Agip Exploration (NAE), filiale locale du groupe Eni, agit comme opérateur. Elle intervient en partenariat avec la compagnie pétrolière publique NNPC Ltd et Shell.

Dans la foulée de cette évolution majeure, Eni avait indiqué sa volonté d’accélérer le développement du projet alors que les autorités nigérianes cherchent à structurer de nouveaux cadres contractuels et à assurer une gestion conforme aux règles de gouvernance du secteur.

Une volonté d’augmentation de la production de brut

Ainsi, cette approbation s’inscrit dans une stratégie visant à accroître la production pétrolière nationale. Le Nigeria cherche à mobiliser des capitaux pour développer ses ressources offshores, moins exposées aux perturbations que les sites terrestres du delta du Niger. Les autorités visent 1,8 million de barils par jour d’ici la fin de cette année et jusqu’à 3 millions de barils par jour d’ici 2030.

En décembre 2025, le gouvernement nigérian a également lancé un appel d’offres portant sur 50 blocs pétrogaziers. Plusieurs compagnies internationales ont confirmé leur intérêt pour ces actifs offshores. Parmi elles figurent TotalEnergies, ExxonMobil, Shell et Chevron. Selon la NNPC Ltd, ces engagements représentent environ 24 milliards de dollars d’investissements dans le secteur amont pétrolier.

Le Nigeria voit ses réserves gazières croître

Agence Ecofin 10 avril 2026

Le Nigeria héberge les premières réserves prouvées de gaz naturel d’Afrique et l’une des réserves prouvées de pétrole brut les plus importantes du continent. La maximisation de l’exploitation de ces ressources est au cœur de la politique économique du pays.

Le Nigeria a accru ses réserves de gaz naturel d’environ 5 trillions de pieds cubes (Tcf) en un an, tandis que ses réserves de pétrole et condensats sont restées stables, indiquent des informations de la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), rapportées mardi 7 avril.

Selon l’institution, les réserves gazières ont atteint 215,10 Tcf au 1er janvier dernier, contre environ 210 Tcf un an plus tôt. Dans le même temps, les réserves prouvées de pétrole et de condensats se sont établies à 37,01 milliards de barils (-0,74 % sur un an).

Pour le régulateur de l’amont pétrolier, ces estimations reposent sur des données transmises par les compagnies pétrolières et gazières actives dans le secteur énergétique pays, puis consolidées dans le cadre de ses missions de contrôle et d’évaluation.

En ce qui concerne particulièrement le gaz naturel, le régulateur attribue l’augmentation des réserves du pays à de nouvelles découvertes. L’institution évoque aussi des réévaluations techniques des volumes existants.

Une production pétrogazière entre reprise et structuration

Avec ce développement, le Nigeria confirme progressivement son positionnement comme une puissance gazière majeure sur le continent africain, porté par l’ampleur de ses ressources et la dynamique récente de sa production.

D’après des données de l’US Energy Information and Administration actualisée en 2024, le pays dispose des premières réserves prouvées de gaz en Afrique. Des réserves qui constituent le socle de sa stratégie de montée en puissance dans le secteur gazier.

Par ailleurs, la structure même de la production évolue. D’après une analyse publiée en janvier 2026 par le média ThisDay, la part du gaz non associé, issu de gisements dédiés, a fortement progressé en 2025, signalant une diversification de l’offre au-delà du gaz lié à l’exploitation pétrolière.

Selon le Gas Master Plan 2026 publié par la Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd), le Nigeria ambitionne d’atteindre 10 milliards de pieds cubes de gaz par jour (bcf/j) d’ici 2027, contre environ 8 bcf/j actuellement. Cette trajectoire s’inscrit dans un objectif plus large de montée à 12 bcf/j à l’horizon 2030, confirmant une accélération dès les prochaines années.

Alors qu’en 2025, le Nigeria n’a pas atteint ses objectifs de stabiliser sa production pétrolière autour du quota OPEP fixé à 1,5 million de b/j, les ambitions pour le pétrole restent prudentes, mais orientées à la hausse. D’après Bayo Ojulari, le directeur général de la NNPC Ldt, cité par BusinessDay, le pays vise au moins 1,8 million de barils par jour au terme de cette année.

Nigeria : le raffinage domestique allège la facture d’importation d’essence

Agence Ecofin 24 mars 2026

Pendant longtemps, le Nigeria couvrait une large part de ses besoins en essence par des importations, en raison de capacités de raffinage limitées et d’infrastructures publiques sous-performantes.

Le Nigeria réduit sa facture d’importation d’essence, grâce à la montée du raffinage domestique. Selon des données de la Central Bank of Nigeria (CBN) rapportées lundi 23 mars par la presse locale, ces importations ont reculé à environ 10 milliards de dollars en 2025, après avoir atteint 14 milliards $ un an plus tôt.

En monnaie locale, les importations d’essence ont coûté 8,96 trillions de nairas en 2025. Un chiffre en baisse de 41,9 % sur un an, d’après le National Bureau of Statistics (NBS). Selon Reuters, cette dynamique s’appuie notamment sur la mise en service de la raffinerie Dangote, la plus grande d’Afrique, avec une capacité de 650 000 barils par jour, qui alimente le marché local en produits pétroliers.

Dans le même temps, les autorités ont ajusté leur politique d’approvisionnement en carburant. Vers la mi-mars, Agence Ecofin a rapporté des restrictions à l’octroi de licences d’importation d’essence afin de favoriser la production locale. Malgré ce recul, les importations restent majoritaires dans l’approvisionnement du pays. En 2025, elles représentent encore 62,47 % de la consommation nationale d’essence, selon BusinessDay.

Premier producteur africain de pétrole, le Nigeria a affiché une production moyenne de brut et de condensats de 1,63 million de barils par jour en 2025. Les raffineries locales ont fourni 7,54 milliards de litres de carburants en 2025, selon la Nigerian Midstream and Downstream Petroleum Regulatory Authority (NMDPRA).

Fin octobre dernier, la Nigerian National Petroleum Company (NNPC Ltd) a indiqué rechercher des investisseurs pour poursuivre la réhabilitation des raffineries de Port Harcourt, Warri et Kaduna, d’une capacité combinée de 445 000 barils par jour.

La compagnie d’État privilégie des partenariats pour moderniser ses raffineries, sans les vendre. En parallèle, la société publique a annoncé en février 2026 le projet de développer une raffinerie de condensats de 10 000 barils par jour dans l’État d’Edo, en partenariat avec le gouvernement local.

Nigeria: Dangote commence à exporter ses carburants vers d'autres pays africains

Connaissance des Énergies avec AFP le 23 mars 2026

La méga-raffinerie du magnat nigérian Aliko Dangote a indiqué dimanche avoir commencé à exporter ses carburants vers plusieurs pays d'Afrique de l'ouest, trois semaines après le début de la guerre au Moyen-Orient qui perturbe l'approvisionnement mondial en pétrole.

Les prix du pétrole ont flambé depuis le début du conflit entre l'Iran et les alliés israélo-américains le 28 février et de nombreux pays ont annoncé la mise en place de subventions pour limiter les hausses des prix à la pompe.

La raffinerie Dangote, la plus grande du continent, "a vendu 12 cargaisons totalisant 456.000 tonnes (de carburant) à la Côte d'Ivoire, au Cameroun, à la Tanzanie, au Ghana et au Togo", a indiqué le groupe dans un communiqué.

Avec sa capacité de 650.000 barils par jour, la raffinerie, située à l'est de Lagos, la capitale économique nigériane, "dépasse la demande intérieure en carburant du Nigeria", le pays le plus peuplé d'Afrique avec ses plus de 230 millions d'habitants.

"En approvisionnant les économies voisines et d'autres pays, la raffinerie Dangote devrait contribuer à renforcer la sécurité énergétique en Afrique de l'Ouest, de l'Est et centrale", ajoute le communiqué.

Un porte-parole de la raffinerie a déclaré à l'AFP que cette décision a été prise "principalement à cause de la guerre au Moyen-Orient". "Nous avons plus de demandes de la part d'autres pays étant donné que la plupart des raffineries européennes rationalisent leurs activités", a-t-il ajouté.

Des pays "hors d'Afrique" ont même contacté la raffinerie, "principalement pour du carburant d'aviation", a expliqué le porte-parole sans préciser lesquels.

Au Nigeria, premier producteur de pétrole en Afrique, les prix de l'essence ont augmenté récemment de 830 naira pour un litre à Lagos à plus de 1.300 naira (de 0,53 à 0,83 euro), un record dans un pays où le prix à la pompe était de 195 naira seulement début 2023.

Au début de la guerre, Dangote avait assuré prioriser le marché nigérian afin d'éviter toute pénurie de carburant dans le pays.

Le groupe avait affirmé "ne pas être immunisé" contre les chocs économiques provoqués par la guerre, comme l'augmentation du prix du brut, des tarifs de transport et du coût des assurances.

Avant l'ouverture de la raffinerie privée Dangote en 2024, le Nigeria devait importer la quasi-totalité de ses carburants et les pénuries étaient récurrentes.

Le gouvernement nigérian n'a pour l'heure pas mis en place de mesure particulière pour limiter la hausse des prix à la pompe.

Nigeria : Eni veut accélérer le projet pétrolier offshore Zabazaba-Etan

Agence Ecofin 10 mars 2026

Le projet pétrolier Zabazaba-Etan était jusqu’ici bloqué en raison d’un litige vieux de plusieurs années autour du bloc OPL 245. Il suscite un regain d’intérêt depuis le règlement du différend entre les autorités nigérianes et les compagnies impliquées.

La compagnie italienne Eni veut accélérer le développement du projet pétrolier offshore Zabazaba-Etan au Nigeria. Selon des informations relayées le 5 mars dernier par Upstream Online, le groupe étudie l’installation d’une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) destinée à traiter la production du champ.

Situé en eaux profondes dans le delta du Niger, le projet concerne les gisements Zabazaba et Etan, découverts au milieu des années 2000 lors de campagnes d’exploration menées sur le bloc pétrolier OPL 245. Ce périmètre, dont les profondeurs d’eau varient entre 1200 et 2400 mètres, est considéré comme l’un des plus importants du portefeuille pétrolier nigérian, selon les données sectorielles compilées par Offshore Technology.

Le permis est détenu par Eni et Shell à travers leurs filiales locales. Les deux groupes ont acquis les droits sur ce bloc en 2011, dans le cadre d’un accord conclu avec le gouvernement nigérian, rappelle Reuters.

Les ressources récupérables associées au projet sont estimées à environ 560 millions de barils équivalents pétrole (bep), d’après des données citées par Offshore Technology. Le développement envisagé repose sur des infrastructures offshores en eaux profondes, une configuration fréquemment utilisée pour exploiter les gisements situés loin des côtes dans le golfe de Guinée, selon Energy Voice.

Le projet Zabazaba-Etan est resté longtemps à l’arrêt alors que le bloc OPL 245 a été au centre de procédures judiciaires internationales liées aux conditions d’attribution de la licence pétrolière. Ces procédures ont impliqué Eni et Shell dans plusieurs juridictions, notamment en Europe.

Début mars 2026, Agence Ecofin a rapporté la décision des autorités nigérianes de fractionner l’OPL 245 en quatre périmètres attribués à Eni et Shell. Cette évolution intervient après des années de contentieux autour du bloc et a ouvert la voie au développement du projet Zabazaba-Etan.

Selon Bayo Ojulari, directeur général de la Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd), cité le 7 mars par TheCable, ce projet pourrait ajouter jusqu’à 150 000 b/j à la production pétrolière du Nigeria. Les autorités ambitionnent de porter cette dernière à 2 millions b/j d’ici 2027, contre une production oscillant entre 1,38 et 1,53 million b/j en 2025.

Dangote Group investit dans 1000 camions au gaz naturel pour réduire ses coûts logistiques

Agence Ecofin 04 mars 2026

En modernisant sa logistique, Dangote étend l’usage du GNC dans le transport lourd, réduisant ses coûts et ses émissions, tout en s’insérant dans la politique nigériane de transition énergétique et le déploiement d’infrastructures adaptées.

Dangote Group poursuit ses efforts de modernisation de sa logistique avec l’acquisition de plus de 1000 camions fonctionnant au gaz naturel comprimé (GNC) auprès du constructeur chinois BAIC FOTON. L’annonce, officialisée lors d’une rencontre à Pékin, le lundi 2 mars, marque la volonté de renforcer la distribution industrielle et d’accélérer l’adoption d’une énergie moins coûteuse et moins polluante.

La flotte comprendra des tracteurs routiers et des semi-remorques conçus pour le transport de marchandises lourdes. L’accord prévoit également un accompagnement complet de Kewalram Autos, chargé du service après-vente et du développement d’infrastructures locales d’assemblage, garantissant la fiabilité et la continuité des opérations.

Le constructeur chinois a, de son côté, souligné son intention de consolider sa présence sur le continent africain et de soutenir la transition énergétique en fournissant des véhicules à haut rendement.

L’initiative s’inscrit dans la stratégie globale de Dangote, qui, depuis août 2025, a commencé à distribuer directement ses carburants à l’aide d’une flotte de 4000 camions déjà alimentés au GNC. Cette approche permet au groupe de réduire sa dépendance aux transporteurs tiers, de maîtriser ses coûts logistiques et d’améliorer la flexibilité de ses chaînes d’approvisionnement. Le GNC, dont le prix est fixé à 230 nairas (0,17 $) le litre, offre un avantage économique net par rapport à l’essence, qui dépasse 0,55 dollar le litre, et réduit l’impact des variations de prix du marché sur les dépenses opérationnelles.

Optimiser le transport grâce au GNC

Cette décision reflète également le cadre politique nigérian favorable au gaz naturel. La Decade of Gas Initiative, lancée en 2021 et poursuivie sous la présidence de Bola Tinubu, vise à promouvoir le GNC comme alternative abordable et écologique. En 2024, le pays a attiré près de 700 millions de dollars d’investissements dans la monétisation du GNC. Des infrastructures de ravitaillement se développent progressivement, avec 12 stations déjà opérationnelles à Lagos et Abuja, et un objectif national de 35 stations.

Parallèlement, un programme de conversion d’un million de véhicules au GNC d’ici 2027 est en cours, impliquant des acteurs publics et privés comme Nigerian National Petroleum Company, Shell et NIPCO.

L’adoption du GNC transforme le modèle logistique de Dangote en combinant efficacité économique et réduction des émissions de carbone. Les véhicules récemment commandés permettront de soutenir l’industrialisation du pays, tout en apportant une preuve concrète de la viabilité du transport bas carbone à grande échelle. Le défi majeur reste la capacité du Nigeria à développer suffisamment vite les stations de ravitaillement pour accompagner la croissance des flottes converties.

Le partenariat illustre ainsi la manière dont les entreprises peuvent aligner expansion industrielle et transition énergétique. En internalisant le transport et en misant sur une énergie compétitive et durable, Dangote renforce sa position de leader industriel tout en contribuant à la structuration d’un marché du GNC en pleine croissance.

Nigeria : le gazoduc AKK entrera en service en juillet prochain

Agence Ecofin 27 fev 2026

AKK doit relier les bassins gaziers du sud aux pôles industriels du nord. Ce projet stratégique vise à renforcer le marché intérieur du gaz et à soutenir le développement du Gaz naturel comprimé (CNG) et du mini-LNG.

Au Nigeria, le gazoduc AKK, prévu pour satisfaire la demande en gaz de l’intérieur du pays, entrera en service au mois de juillet 2026. C’est ce qu’a annoncé le 26 février, Olalekan Ogunleye, vice-président exécutif chargé du gaz, de l’électricité et des nouvelles énergies, au sein de la société publique du pétrole (NNPC).

C’était lors d’un forum sur les opportunités d’investissement dans les stations de mini-LNG et de CNG organisé à Abuja par Portland Gas, opérateur engagé dans le développement d’infrastructures de distribution de gaz.

D’un coût estimé à 2,8 milliards de dollars, cette infrastructure de 614 kilomètres doit relier les bassins gaziers du sud aux principaux centres de consommation du centre et du nord du Nigeria, notamment Abuja, Kaduna, Kano et Ajaokuta. La NNPC présente ce projet comme un pilier de la stratégie nationale dite « Décennie du gaz », qui vise à repositionner le Nigeria comme une économie tournée vers la valorisation du gaz naturel pour l’électricité, l’industrie et le transport.

Fin décembre dernier, la NNPC avait annoncé la fin de travaux de soudure, l’une des dernières étapes de la phase technique du projet. Les principaux obstacles techniques du projet ont été levés avec l’achèvement du soudage de la conduite principale et la traversée du fleuve Niger, longtemps considérée comme l’un des points les plus sensibles du chantier, assure le responsable.

L’un des principaux objectifs c’est de favoriser la production de gaz naturel comprimé (CNG). Les autorités estiment que les opérateurs ayant déjà basculé vers le CNG réalisent des économies de carburant comprises entre 40 et 60 %, ce qui modifie la structure des coûts du transport et améliore la compétitivité des entreprises.

Dans ce sens, Portland Gas prévoit de déployer une unité de production de LNG et de CNG destinée à alimenter des stations mobiles et des réseaux de ravitaillement pour les zones encore éloignées du réseau principal. L’entreprise a reçu l’assurance des responsables de la NNPC qu’elle sera alimentée dès le lancement du pipeline. Aucune indication précise n’a été fournie sur les volumes concernés par cette entente.

Avec plus de 209 trillions de pieds cubes de réserves prouvées, le Nigeria dispose de l’un des plus grands potentiels gaziers d’Afrique, mais une part significative de sa production continue d’être torchée faute de capacités de transport suffisantes. Le gazoduc AKK s’inscrit ainsi dans une logique de meilleure valorisation des ressources nationales et de réduction des pertes, tout en servant de socle à une nouvelle dynamique industrielle dans le nord du pays.

Nigeria : un contrat de 400 millions $ pour accélérer l’extension de Dangote refinery

Agence Ecofin 17 fev 2026

Dangote Group franchit une nouvelle étape importante dans son projet d’extension de la plus grande raffinerie d’Afrique, avec la signature d’un accord stratégique portant sur l’acquisition de matériel de construction auprès du chinois XCMG.

Le conglomérat nigérian Dangote Group a signé, lundi 16 février, un contrat d’une valeur de 400 millions de dollars portant sur l’acquisition de matériel de construction auprès du chinois XCMG Construction Machinery Co. Un deal qui s’inscrit dans le processus d’augmentation des capacités de sa raffinerie de pétrole, la plus grande d’Afrique, de 650 000 barils par jour à 1,4 million de barils par jour.

Une fois, cette extension effectuée, l’usine deviendra la plus grande raffinerie au monde, surpassant celle indienne de Jamnagar (1,24 million de barils par jour). L’accord permettra au groupe de disposer d’un large éventail de machines de dernière génération pour soutenir les projets en cours et à venir dans le raffinage, la pétrochimie, l’agriculture et les infrastructures à grande échelle.

Le matériel acquis viendra compléter les équipements déjà déployés pour le programme d’expansion. Cette stratégie est conçue pour accélérer la réalisation des travaux et assurer la mise en service complète de la raffinerie dans un horizon de trois ans. « Le matériel supplémentaire que nous acquérons dans le cadre de ce partenariat améliorera considérablement l’exécution de nos projets », a indiqué Dangote Group dans un communiqué.

Renforcement de la production pétrochimique

Au-delà du raffinage, le programme prévoit une augmentation significative de la production pétrochimique, notamment de polypropylène, qui passera de 900 000 à 2,4 millions de tonnes par an. La production d’urée au Nigeria sera triplée à 9 millions de tonnes par an, en complément de l’usine de 3 millions de tonnes en Éthiopie, ce qui positionnera le groupe comme le premier producteur mondial de ce fertilisant.

La capacité de production d’alkylbenzènes linéaires, matières premières essentielles pour les détergents, sera, elle, portée à 400 000 tonnes par an, faisant de Dangote le principal fournisseur sur le continent africain. Une augmentation de la capacité de production d’huiles de base complète également le programme.

Dangote considère cet investissement comme stratégique, car il permet au groupe de renforcer sa présence dans le secteur de la construction et d’avancer vers l’objectif de bâtir une entreprise évaluée à 100 milliards de dollars d’ici 2030. Le milliardaire nigérian Aliko Dangote, propriétaire du groupe, a indiqué que le projet permettra de réduire fortement la dépendance du Nigeria aux importations de carburants raffinés, tout en transformant le pays en hub régional capable d’exporter des produits raffinés vers d’autres marchés africains et internationaux.

La raffinerie mise en service en 2024 après plusieurs années de retard, a déjà commencé à écouler ses produits sur le marché local et à exporter du kérosène principalement vers les États-Unis, l’Europe et le Brésil.

Le financement de l’extension combinera flux de trésorerie, levée de fonds sur le marché boursier nigérian et ouverture partielle du capital à des investisseurs stratégiques, avec l’intention d’introduire 5 à 10 % des actions de la raffinerie sur le Nigerian Exchange. Cette démarche pourrait également attirer des partenaires originaires du Moyen-Orient et renforcer la transparence et la diversification du capital. La finalisation des travaux consolidera la position de Dangote comme leader mondial du raffinage et de la pétrochimie, tout en renforçant la sécurité énergétique et la souveraineté industrielle du Nigeria.

Nigeria : la raffinerie pétrolière Dangote atteint sa capacité nominale de 650 000 b/j

Agence Ecofin 13 fev 2026

Lancée il y a un an et demi, la raffinerie était censée atteindre sa pleine capacité début 2025. Mais les contraintes liées à l’approvisionnement en brut ont principalement pesé dans la réalisation de cette étape.

Dans un communiqué daté du mercredi 11 février, la raffinerie Dangote a signalé avoir franchi un cap historique en atteignant sa pleine capacité nominale de 650 000 barils par jour, devenant la première raffinerie au monde à réaliser un tel niveau de production sur une seule unité. Cette performance résulte de l’optimisation de l’unité de distillation de pétrole brut et du bloc de production d’essence, consolidant la stabilité opérationnelle de la plus grande installation de raffinage d’Afrique.

Le groupe a, en effet, lancé une série intensive de tests de performance sur 72 heures avec son partenaire technologique UOP afin de vérifier l’efficacité opérationnelle et la conformité de tous les paramètres aux standards mondiaux. Selon David Bird, directeur général de la raffinerie, l’intégration fluide et la performance des unités de production démontrent la résilience et l’ingénierie avancée de l’installation.

« Nos équipes ont fait preuve d’une précision exceptionnelle pour stabiliser l’unité de distillation du brut et celle de production d’essence. Cette phase de tests permet de valider l’ensemble de l’usine en conditions réelles […] Cette réussite souligne la qualité technique et la fiabilité de l’opération, tout en confirmant l’engagement de la raffinerie à fournir des produits raffinés de haute qualité pour transformer le secteur énergétique nigérian et réduire la dépendance aux importations », a déclaré le responsable.

Les unités de distillation et de production d’essence, ainsi que celle de traitement du naphta, l’unité d’isomérisation et le reformeur, fonctionnent désormais à 100 % de leur capacité nominale. Les autres unités de traitement de la raffinerie entameront leurs tests de performance dans le cadre de la Phase 2 la semaine prochaine.

Une production optimisée qui transformera le marché et l’économie

La raffinerie a fourni entre 45 et 50 millions de litres d’essence par jour durant la période festive récente. On estime qu’avec les activités de distillation et de production d’essence pleinement opérationnelles, elle peut désormais livrer jusqu’à 75 millions de litres par jour sur le marché domestique.

Les analystes considèrent le projet de 650 000 barils par jour comme transformateur pour le Nigeria, capable de générer jusqu’à 10 milliards de dollars d’économies annuelles en devises, de créer des milliers d’emplois, de renforcer le naira et d’améliorer la sécurité énergétique régionale. La réduction des importations, qui dépassaient 80 % des produits raffinés, devrait stabiliser l’approvisionnement en carburants, limiter la volatilité des prix et mettre fin aux pénuries récurrentes tout en dynamisant les industries en aval, notamment la pétrochimie et les engrais.

En octobre dernier, Aliko Dangote, propriétaire de l’usine, a annoncé le projet d’extension de la capacité à 1,4 million barils par jour. Cette expansion soutiendra de nouveaux investissements pétrochimiques, entre autres la production d’alkylbenzènes linéaires et d’huiles de base, et portera la production annuelle de polypropylène de 1 à 1,5 million de tonnes métriques.

La raffinerie Dangote, désormais à pleine capacité, ouvre la voie à un approvisionnement national en carburants plus stable tout en soutenant le développement industriel et énergétique durable du Nigeria. Elle renforce également la position du pays sur les marchés régionaux et internationaux, offrant de nouvelles opportunités pour l’exportation de produits raffinés et la croissance économique.

Le Nigeria assouplit les conditions financières de son appel d’offres pétrolier

Agence Ecofin 30 janvier 2026

Alors qu’il cherche à encourager les investissements et rebâtir la confiance des acteurs du secteur pétrolier, le Nigeria a lancé début décembre 2025, un cycle d’appel d’offres pétrolier. Le processus est toujours en cours.

Au Nigeria, le gouvernement fédéral a annoncé un assouplissement des conditions financières d’accès à son appel d’offres pétrolier. L’information a été rapportée le mercredi 28 janvier par plusieurs médias locaux et internationaux, à l’issue d’un webinaire impliquant la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), le régulateur de l’amont pétrolier.

La mesure concerne la prime à la signature, un paiement initial exigé des entreprises au moment de la signature d’un contrat d’exploration ou de production de pétrole et de gaz. Celle-ci qui atteignait près de 200 millions de dollars il y a quelques années, a été ramenée à une fourchette comprise entre 3 millions et 7 millions de dollars. En 2024, elle s’élevait à environ 10 millions de dollars. Toute offre doit respecter cette fourchette pour être recevable, selon le régulateur.

La NUPRC a indiqué que cette décision avait été validée par le ministre du Pétrole et qu’elle s’appliquait aux paiements versés par les entreprises retenues avant l’attribution officielle des licences.

Cependant, le régulateur a précisé que l’évaluation des offres ne repose pas uniquement sur le montant de la prime à la signature. D’autres critères, notamment le programme de travail proposé, la capacité technique et la structure de gouvernance du soumissionnaire, sont également pris en compte dans le processus d’octroi des licences.

La réduction de la prime à la signature avait déjà été évoquée en décembre 2025, dans une déclaration du régulateur, précisant que cette mesure faisait partie des dispositions visant à faciliter la participation des investisseurs au cycle d’octroi de licence.

Un processus organisé dans un contexte de baisse des investissements

Le processus d’appel d’offres pétrolier porte sur 50 blocs pétroliers et gaziers proposés à l’attribution. Ces blocs sont répartis entre des zones onshores, en eaux peu profondes, des bassins dits « frontier » et des zones en eaux profondes, selon les informations présentées par la NUPRC lors de réunions avec des investisseurs.

Les entreprises intéressées doivent s’inscrire sur la plateforme officielle du régulateur, consulter les données mises à disposition pour chaque bloc et soumettre leurs offres dans les délais fixés. L’ensemble de la procédure est conduit sous format numérique.

Le régulateur a indiqué que le processus d’attribution repose sur un système de notation, combinant des critères financiers et techniques. Les offres sont examinées par des comités internes, avant validation par les autorités compétentes, conformément au cadre réglementaire en vigueur.

La NUPRC a également signalé que le cycle d’appel d’offres fait l’objet d’une supervision indépendante, notamment par la Nigeria Extractive Industries Transparency Initiative (NEITI), afin d’assurer la transparence du processus.

Ce cycle s’inscrit dans un contexte marqué par une baisse des investissements dans le secteur pétrolier nigérian ces dernières années, selon les données communiquées par les autorités du secteur. Plusieurs compagnies internationales ont en effet cédé des actifs surtout onshores.

Tout au long de l’année 2025, le Nigeria n’a pas réussi à atteindre ses objectifs de production. Le pays a produit en moyenne 1,64 million de barils par jour de pétrole brut et de condensats sur les onze premiers mois de l’année. L’État cherche à porter la production à 2 millions de barils par jour d’ici 2027.

Le Nigeria mise sur le bioéthanol pour stimuler l’industrialisation de la filière manioc

Agence Ecofin 27 janvier 2026

Premier producteur mondial de manioc, le Nigeria dispose d’une industrie agro-alimentaire parmi les plus développées d’Afrique. Les autorités entendent bien renforcer la filière en développant la production de bioéthanol, afin d’accroître la valeur ajoutée et de diversifier les débouchés du tubercule.

Le gouvernement nigérian a annoncé la semaine dernière avoir commencé à mener des actions visant à intégrer 14 millions de petits exploitants agricoles dans la chaîne de valeur du bioéthanol à base de manioc. Portée par le ministère du Budget et de la Planification économique, l’initiative entre dans le cadre de la phase opérationnelle du Projet de développement de la chaîne de valeur du bioéthanol de manioc.
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Selon le gouvernement, le bioéthanol issu du manioc est destiné en priorité au marché domestique, comme carburant. Dans le cadre de la Politique nationale des biocarburants adoptée en 2007, Abuja prévoit à terme l’incorporation de 10 % d’éthanol à l’essence (carburant PMS) dans les stocks nationaux. Cette orientation vise à créer un débouché industriel domestique structuré, tout en contribuant à la réduction des importations de carburants.

D’après l’Autorité nigériane de régulation du secteur pétrolier intermédiaire et aval (NMDPRA), la consommation domestique d’essence a atteint en moyenne 56,74 millions de litres par jour en octobre 2025, dont près de 49 % provenaient des importations. Dans ce contexte, le ministère du Budget et de la Planification économique estime que la mise en œuvre du Projet de développement de la chaîne de valeur du bioéthanol de manioc pourrait permettre au Nigeria de réaliser plus de 3000 milliards de nairas (environ 2,1 milliards USD) d’économies annuelles en devises, grâce à l’incorporation du bioéthanol au carburant (PMS). De quoi réduire la dépendance du pays aux importations de produits pétroliers.
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