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.

https://www.agenceecofin.com/actualites ... -profondes

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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.

https://www.agenceecofin.com/actualites ... -petrolier