Nigéria

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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.

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suite de ce post du 27 mars 2026 : viewtopic.php?p=2422968#p2422968

La raffinerie de Dangote fonctionne maintenant à 94 % de sa capacité de 650 000 b/jour.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/D ... orter.html

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.

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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.

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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.

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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.

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