Niger

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Centrale électrique au Niger : l’Algérie prépare l’examen technique du site retenu

Agence Ecofin 20 février 2026

L’année dernière, l’Algérie a annoncé sa décision d’offrir une centrale électrique au Niger. Les détails de la mise en œuvre de ce projet qui intervient dans un contexte de déficit énergétique récurrent dans le pays sahélien, n’avaient pas encore été précisés.

L’Algérie prépare l’examen technique du site retenu pour la construction de la centrale électrique prévue au Niger. Selon l’Agence de presse algérienne (APS), qui a publié l’information mercredi 18 février, un groupe d’experts de la Société nationale de l’électricité et du gaz (Sonelgaz) sera dépêché à Niamey à cet effet.

Cette décision a été arrêtée lors d’une réunion tenue par visioconférence entre les responsables de Sonelgaz et ceux de la Société nigérienne d’électricité (Nigelec), précise la même source. Une rencontre qui s’inscrit dans le cadre de la réactivation du partenariat entre les deux entreprises publiques dans le domaine de l’électricité. Toujours selon l’APS, les deux parties ont convenu d’accélérer la mise en œuvre des accords en cours et de renforcer leur coopération technique.

Fin janvier 2025, la société publique algérienne Sonelgaz avait en effet officialisé un projet de construction d’une centrale électrique de 40 mégawatts au Niger. L’annonce a été faite à Niamey à l’issue de la cérémonie de signature d’un mémorandum d’entente entre Sonelgaz et la Nigelec.

Comme rapporté par Agence Ecofin à l’époque, l’infrastructure sera réalisée par Sonelgaz et entièrement financée par l’Algérie. Le projet a été présenté comme un don de l’Algérie au Niger. Jusqu’ici, aucun calendrier d’exécution ni coût détaillé n’a été précisé.

Le mémorandum signé entre les deux entreprises publiques prévoit également un appui technique plus large. Il inclut l’accompagnement de la Nigelec dans le développement des infrastructures de transport et de distribution d’électricité, ainsi que des initiatives de formation au profit de cadres et techniciens nigériens, y compris dans le domaine du renouvelable.

Le projet intervient dans un contexte marqué par une faible capacité de production nationale. Selon la Banque africaine de développement (BAD), le taux d’accès à l’électricité au Niger avoisinait 20 % en 2022 pour une capacité installée estimée à environ 317 MW en 2023.

Plus de 70 % de l’électricité consommée au Niger provient d’importations effectuées notamment auprès du Nigeria, précise la Banque panafricaine. Conformément à son plan de développement, le Niger vise un taux de couverture électrique de 80 % d’ici 2035.

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Niger : Savannah ne poursuivra pas ses activités d’exploration dans le bassin d’Agadem

Agence Ecofin 09 mars 2026

Fin décembre 2021, Savannah Energy avait obtenu des autorités nigériennes une prolongation de 10 ans de ses droits d’exploration pétrolière sur un périmètre d’environ 13 000 km² dans le bassin d’Agadem. La période initiale de quatre ans est désormais arrivée à échéance.

Les autorités nigériennes ont refusé de prolonger la durée des permis d’exploration pétrolière détenus par Savannah Energy dans le bassin d’Agadem, région pétrolière clé du Niger où se concentre l’essentiel des activités d’exploration et de production d’hydrocarbures du pays.

La décision a été annoncée à l’issue du Conseil des ministres qui s’est tenu le 3 mars dernier. Elle concerne les blocs d’exploration R1, R2, R3 et R4 détenus par la compagnie britannique, dans le cadre du contrat de partage de production (PSC) R1234, couvrant plus de 13 000 km².

Cette mesure intervient en réponse à une demande introduite par Savannah Energy Niger, la filiale locale de l’entreprise, auprès des services compétents du ministère nigérien du Pétrole, conformément à une prolongation de 10 ans des droits d’exploration accordée en décembre 2021.

À l’époque, « l’Autorisation Exclusive de Recherche » accordée à la compagnie par les autorités nigériennes prévoyait une période initiale de 4 ans ainsi que deux périodes de prolongation de 2 ans, avec l’une de ces trois durées pouvant être prolongée de deux années supplémentaires.

L’examen de cette demande, intervenu au terme de la période initiale, a conclu que certaines obligations prévues dans le contrat de partage de production n’avaient pas été « satisfaites » par Savannah Energy Niger.

Les autorités évoquent notamment des manquements, « sous plusieurs aspects », qui n’ont pas été précisés, aux « obligations contractuelles et réglementaires liées au Programme de Travail Minimum », attachées aux permis d’exploration.

Quid du sort de ces blocs ?

Le refus de proroger un permis d’exploration entraîne généralement la perte des droits de l’opérateur sur le bloc concerné. Dans ce cas, les licences reviennent à l’État qui peut décider de les réattribuer à d’autres compagnies dans le cadre d’un nouvel appel d’offres.

Des situations comparables ont déjà été observées dans plusieurs pays producteurs africains. Au Nigeria, le gouvernement fédéral a annoncé en avril 2021 la révocation de quatre licences pétrolières détenues par Addax Petroleum pour non-développement des champs. Les autorités avaient alors expliqué que la société n’avait pas respecté ses obligations contractuelles, selon des informations rapportées par Reuters.

Au Ghana, un litige a opposé l’État à la compagnie britannique Tullow Oil concernant des obligations fiscales liées à ses opérations pétrolières. Le différend a été porté devant la Chambre de commerce international. En janvier 2025, le tribunal arbitral a donné raison à Tullow Oil, exemptant la compagnie du paiement de 320 millions de dollars d’impôts, selon Reuters.

D’autres affaires ont donné lieu à des procédures d’arbitrage international. Toujours au Nigeria, la compagnie Interocean Oil Development Company a contesté devant le Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI) des mesures prises par les autorités concernant des droits sur des permis pétroliers, dans le cadre d’un litige portant sur l’exploitation pétrolière.

Savannah Energy n’a pas encore réagi à la décision des autorités nigériennes. La compagnie est par ailleurs engagée dans des projets de développement de deux centrales solaires photovoltaïques d’une capacité combinée maximale de 200 MW. L’accord avec le gouvernement nigérien a été signé en mai 2023.

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Niger : la société algérienne Sonatrach s’apprête à forer sur le bloc pétrolier de Kafra

Agence Ecofin 5 mars 2026

Longtemps en pause malgré des ressources identifiées, le projet pétrolier nigérien de Kafra enregistre un regain d’activité depuis janvier 2026, dans le cadre de la coopération énergétique entre Alger et Niamey.

La compagnie publique algérienne des hydrocarbures Sonatrach prévoit de lancer début avril des opérations de forage sur le bloc pétrolier de Kafra, situé dans le nord du Niger. L’information a été rapportée mardi 24 mars par l’Agence de presse algérienne (APS).

« Le lancement effectif des travaux de forage débutera dans les prochains jours, dès l’arrivée du matériel et des fournitures nécessaires, soulignant que cette opération représente une étape concrète importante vers la valorisation des ressources énergétiques au Niger », a indiqué l’organe de presse officielle qui cite Hakim Zebiri, le directeur de la coopération internationale au ministère algérien des Hydrocarbures et des Mines.

Selon APS qui évoque une nouvelle phase dans le développement de ce projet, les opérations, engagées après une phase préparatoire, porteront sur plusieurs puits. Le nombre exact de puits n’a pas été précisé à ce stade, mais leur forage vise à évaluer le potentiel du gisement.

Situé à proximité de la frontière algérienne, le bloc pétrolier de Kafra s’étend sur 23 737 km² et prolonge les bassins sédimentaires algériens, selon des informations relayées par La Voie d’Algérie en janvier 2026. Cette zone est adjacente au bassin de Tafassasset, déjà exploité côté algérien.

Le champ a été découvert en 2018 avec le forage du puits KFR-1, suivi en 2019 par un second puits, KFRN-1, d’après la même source. Les activités ont ensuite été interrompues pendant plusieurs années avant leur relance en janvier 2026, lors de la visite du ministre algérien de l’Énergie Mohamed Arkab, rapporte TSA Algérie.

Les estimations issues des données de Sonatrach et de sa filiale SIPEX indiquent que le puits KFR-1 hébergerait environ 168 millions de barils d’huile lourde. Le puits KFRN-1 recèlerait pour sa part près de 100 millions de barils récupérables d’un pétrole cireux, riche en paraffines.

Sur le plan contractuel, le projet repose sur un contrat de partage de production signé entre Sonatrach, via sa filiale SIPEX, et la société nigérienne SONIDEP, comme rapporté par Agence Ecofin en février 2022. Ce partenariat désigne Sonatrach comme opérateur.

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Pétrole : dégel de la crise entre Niamey et Pékin avec l’annonce d’un investissement de 1 milliard $

Agence Ecofin 19 mai 2026

Après une année de tensions autour du contrôle des ressources stratégiques et des conditions d’exploitation pétrolière, le Niger et la Chine ont relancé leur coopération à l’issue de négociations engagées en 2025.

Niamey et plusieurs sociétés pétrolières chinoises ont conclu, le lundi 18 mai à Niamey, un ensemble d’accords visant à relancer la production et les exportations de brut, après près d’un an de crispations politiques et opérationnelles.

Le différend, ouvert en 2024, portait notamment sur le respect des règles locales par les opérateurs chinois, en particulier le contenu local, les écarts salariaux et la gestion des expatriés. Ces tensions avaient conduit à l’expulsion de plusieurs responsables et travailleurs chinois, dans un contexte de durcissement souverainiste du régime militaire arrivé au pouvoir en juillet 2023.

Les discussions ayant abouti à l’accord final avaient été engagées en juin 2025 en Chine, puis poursuivies par une série de compromis institutionnels sous l’égide des autorités nigériennes jusqu’à la signature des protocoles à Niamey.

Un programme d’investissement d’un milliard de dollars

Le cœur de l’accord repose sur la relance de deux projets pétroliers, Dinga Deep et Abolo-Yogou, pour un investissement total de 1 milliard de dollars. Selon les autorités nigériennes, ce programme doit permettre d’accroître la production nationale de 110 000 à 145 000 barils par jour à l’horizon 2029.

Cette montée en puissance s’inscrit dans le développement du bassin d’Agadem et des infrastructures d’exportation vers le port béninois de Sèmè Podji.

Présente dans le secteur pétrolier nigérien depuis 2011, la China National Petroleum Corporation (CNPC) demeure l’acteur industriel central de la chaîne, à travers ses filiales qui contrôlent l’essentiel des actifs de production et de transport.

Rééquilibrage autour du pipeline et du contenu local

L’accord prévoit une baisse du coût de transport du brut via le pipeline d’exportation, ramené de 27 à 15 dollars par baril, ce qui représenterait une économie estimée à 106 millions de dollars par an pour l’État nigérien.

Niamey obtient également 45 % du capital de la société WAPCO, gestionnaire du pipeline reliant le Niger au port de Sèmè Podji. L’État ne détenait jusqu’ici aucune participation dans cette infrastructure stratégique.

Le texte prévoit enfin un renforcement du contenu local, avec la création d’environ 450 emplois pour des Nigériens d’ici 2030. Les autorités souhaitent également accroître la part des entreprises locales dans la sous-traitance et rapprocher progressivement les conditions salariales entre travailleurs nigériens et expatriés.

Un compromis entre souveraineté et dépendance industrielle

Cet accord traduit un équilibre entre la volonté de reprise en main affichée par Niamey et une dépendance toujours forte à l’égard des opérateurs chinois.

Si l’État nigérien obtient plusieurs avancées — entrée au capital de WAPCO, réduction des coûts de transport et amélioration du contenu local — l’architecture du secteur reste dominée par la CNPC, qui conserve les principaux leviers techniques, financiers et logistiques.

Dans ce contexte, le Niger gagne des marges de négociation et des ressources budgétaires supplémentaires, sans modifier en profondeur l’équilibre opérationnel du secteur. La mise en œuvre effective des engagements, notamment sur la gouvernance du pipeline et l’intégration du contenu local, constituera le principal test de ce rééquilibrage.

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