Après des années de cessions d’actifs terrestres, les géants pétroliers internationaux multiplient les investissement dans les eaux profondes nigérianes. Un mouvement que la présidence Bola Tinubu entend bien encourager.
L’investissement d’1 milliard de dollars d’ExxonMobil dans le champ d’Usan a confirmé la tendance : les capitaux des compagnies pétrolières internationales (IOC) sont bel et bien de retour dans les eaux profondes du Nigeria. Le géant pétrolier américain se prépare à reprendre le forage de ce champ après une décennie d’interruption, avec un objectif de 40 000 barils par jour (bpj).
Contrairement à un développement en terrain vierge, les infrastructures déjà existantes sur le champ d’Usan permettent à ExxonMobil et à ses partenaires d’envisager un calendrier plus court. Le démarrage de la production est attendu six mois après le début des travaux.
Des risques terrestres dissuasifs
Ce regain d’intérêt intervient après plusieurs années pendant lesquelles les IOC ont privilégié la vente d’actifs au développement de nouveaux projets. Une première vague significative de cessions s’est produite entre 2010 et 2014. Depuis 2021, Shell, Eni, ExxonMobil et Equinor ont transféré à des opérateurs locaux champs, pipelines et participations dans des coentreprises.
Le cabinet de données et d’analyse Wood Mackenzie qualifie les ressources en eaux profondes du Nigeria de « très prisées », alors que les grandes compagnies internationales recherchent des actifs de grande envergure pour renforcer leurs portefeuilles au cours de la prochaine décennie. Le président Bola Tinubu s’est fixé pour objectif de porter la production pétrolière totale du Nigeria à 3 millions de barils par jour d’ici 2030, contre environ 1,6 million de barils par jour actuellement, une ambition réaliste, selon Abdullah Bukar, si ce regain d’intérêt se traduit par des investissements durables.
Une loi pour mettre fin à des années de blocage…
La reprise du forage sur le champ d’Usan n’est pas le seul signe d’une relance plus large. En décembre 2024, Shell a pris une décision finale d’investissement (FID) pour le projet Bonga North, d’un montant de 5 milliards de dollars. Ce développement prévoit le forage de 16 puits, la modification de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) Bonga Main, ainsi que l’installation de nouveaux équipements sous-marins.
Plusieurs projets majeurs restent à l’étude. Il s’agit notamment de Preowei pour TotalEnergies, de Bonga Southwest-Aparo pour Shell, de Zabazaba-Etan pour Eni, de Nsiko pour Chevron, ainsi que les développements d’ExxonMobil prévus sur les sites de Bosi, Uge, Owowo et Erha.
La major américaine a indiqué que le seul champ d’Owowo renfermait environ 1 milliard de barils de ressources et pourrait nécessiter un investissement compris entre 7 et 8 milliards de dollars. Pour la Commission de régulation du secteur pétrolier amont du Nigeria (Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission, NUPRC), le retour d’Exxon est la preuve que les réformes engagées par l’administration Tinubu commencent à attirer à nouveau des capitaux vers un secteur offshore qui a souffert d’années de sous-investissement.
Cet appétit croissant pour les projets en eaux profondes a été entretenu par le vote de la loi sur l’industrie pétrolière (Petroleum Industry Act, PIA) de 2021, qui a permis de résoudre des différends persistants concernant six permis d’exploitation pétrolière (Oil Mining Lease, OML) dont les investissements sont restés gelés pendant des années. La PIA a ouvert la voie au renouvellement des contrats de partage de production sur cinq blocs en eaux profondes prolongeant les baux de 20 ans.
… et des incitations pour attirer les investissements
À ce cadre réglementaire se sont ajoutées les incitations. Depuis 2024, l’administration Tinubu a introduit plusieurs décrets, dont certains ont permis de mettre en place ce que les analystes de Wood Mackenzie ont qualifié de « crédits d’impôt les plus attractifs disponibles pour les champs atteignant leur décision finale d’investissement avant 2029 ». « Ces incitations ont renouvelé l’intérêt des IOC pour des projets offshore de grande envergure susceptibles de générer une croissance significative après 2030 », ont-ils écrit. Plus tôt cette année, Tinubu a approuvé des incitations ciblées, liées à l’investissement, en faveur du projet Bonga Southwest de Shell.
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La semaine dernière, Bloomberg a rapporté que le président avait accordé à Shell et à ses partenaires une ristourne fiscale de 11,50 dollars par baril pour le projet Bonga Southwest-Aparo, retardé de longue date — soit plus du double du montant standard — des conditions similaires étant proposées aux autres IOC développant de nouveaux projets en eaux profondes.
« Ces incitations ne sont pas des concessions générales, a prévenu Tinubu en recevant, en janvier dernier, une délégation de Shell emmenée par son directeur général, Wael Sawan. Elles sont cloisonnées et liées à l’investissement, axées sur la production additionnelle, une forte contribution du contenu local et la création de valeur sur le territoire national. Mon attente est claire : Bonga South West doit atteindre une décision finale d’investissement au cours du premier mandat de cette administration », a exigé le chef de l’État.
S’ils sont développés, les projets Bonga Southwest-Aparo, Owowo, Zabazaba, Etan, Preowei, Nnwa-Doro et Bosi – ainsi que Bonga North et Usan – pourraient ajouter, à leur pic, 700 000 barils par jour d’or noir et 950 millions de pieds cubes par jour (mmcfd) de gaz, selon les analystes de Wood Mackenzie.
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