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Nigeria : Aliko Dangote annonce l'ouverture de l'IPO de sa raffinerie dans moins de deux semaines

Agence Ecofin 04 sept 2026

Entre l'IPO de sa raffinerie nigériane, sa cotation à Londres et son projet kényan, Dangote accélère la construction d'un empire pétrolier panafricain, porté par une conjoncture mondiale exceptionnellement favorable au secteur du raffinage.

L'introduction en bourse (IPO) de la raffinerie Dangote, la plus grande du continent africain, ouvrira dans les dix à douze prochains jours. C'est ce qu'a annoncé jeudi 3 septembre son propriétaire, l'homme d'affaires nigérian Aliko Dangote (photo), lors d'une intervention devant des investisseurs et des analystes au Botswana, pays qu'il visitait à cette occasion.

L'homme le plus riche d'Afrique a dévoilé un projet plus ambitieux encore : porter à terme la capacité de sa raffinerie à 1,4 million de barils par jour, contre une capacité actuelle de 650 000 barils par jour. « Notre rêve est de doubler la capacité de la raffinerie », a-t-il déclaré, précisant dans la foulée le calendrier de l'opération boursière.

Une opération qui pourrait devenir la plus grosse IPO du continent

La raffinerie viserait une levée de fonds d'environ 5 milliards de dollars, ce qui en ferait potentiellement la plus importante introduction en bourse jamais réalisée en Afrique. Le groupe n'a pas communiqué le détail de cette structuration financière, mais l'ampleur du montant recherché illustre les attentes placées dans cet actif industriel, considéré comme la pièce maîtresse de l'empire Dangote.

Le groupe ne dévoile pas les marges de raffinage de son site, mais le secteur profite depuis plusieurs mois d'une conjoncture favorable : les tensions au Moyen-Orient ont perturbé les circuits d'approvisionnement traditionnels et dopé la demande mondiale de carburants alternatifs, un contexte qui a directement bénéficié aux profits des raffineurs, y compris nigérians.

Sur le plan opérationnel, l'installation a franchi une étape symbolique en février en atteignant sa capacité nominale de 650 000 barils par jour. Elle a même été testée au-delà, à 700 000 barils par jour, un signal de marge de manœuvre supplémentaire avant l'extension annoncée.

Cotation à Londres et expansion au Kenya

Le milliardaire nigérian a également évoqué un second chantier boursier : la cotation secondaire de Dangote Cement, autre fleuron industriel du groupe, à la Bourse de Londres. Cette opération interviendrait probablement en octobre, avec pour objectif d'élargir l'accès du cimentier aux capitaux et investisseurs internationaux, au-delà du seul marché nigérian.

Au-delà des marchés financiers, Dangote Group poursuit son expansion industrielle sur le continent. Le groupe prévoit de construire une nouvelle raffinerie sur la côte kényane, en partenariat avec plusieurs gouvernements d'Afrique de l'Est. Ce projet, dont la réalisation devrait s'étaler sur trois ans, viserait à approvisionner le Kenya et les pays voisins en produits pétroliers raffinés, réduisant ainsi la dépendance régionale aux importations de carburants.

Ce futur site constituerait le plus important investissement du groupe dans le raffinage en dehors du Nigeria, une première pour l'empire industriel d'Aliko Dangote. « Nous le lançons le 30 septembre », a-t-il confirmé, sans donner davantage de précisions sur le montant de l'investissement.

Pétrole : pourquoi les réserves du Nigeria ne suffisent plus à convaincre les investisseurs

Agence Ecofin 24 aout 2026

Malgré ses importantes réserves d’hydrocarbures, le Nigeria doit désormais convaincre les investisseurs. Après trois années de réformes, Abuja doit démontrer que les conditions offertes sont durables et assez compétitives pour rivaliser avec les autres pays producteurs.

Avec 37 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole et de condensats et 215,19 Tcf de gaz, le Nigeria dispose d’un potentiel considérable. Pourtant, son secteur des hydrocarbures sort de plusieurs années de sous-investissement, marquées par les vols de brut, l’insécurité, les incertitudes réglementaires, les retards administratifs et la hausse des coûts d’exploitation.

C’est dans ce contexte que le plus grand syndicat de travailleurs du secteur (PENGASSAN) a lancé sa mise en garde. Dans un communiqué publié vendredi 21 août, à l’issue de son 5e Energy and Labour Summit, tenu du 19 au 21 août à Abuja, le syndicat a estimé que le Nigeria ne peut plus compter sur l’ampleur de ses réserves pour attirer les capitaux. Le pays doit rester compétitif face aux autres juridictions productrices en proposant une fiscalité et des conditions commerciales attractives, davantage de sécurité, une réglementation prévisible et une exécution efficace des projets.

Depuis 2023, l’administration de Bola Tinubu s’emploie précisément à corriger ces handicaps. Elle a accéléré l’application du Code pétrolier de 2021, simplifié certaines procédures, réduit les délais administratifs et introduit de nouvelles incitations pour l’offshore. La lutte contre les vols de brut a également été renforcée.

Les premiers résultats sont visibles. La production de brut et de condensats a atteint 1,56 million de barils récemment, son plus haut niveau depuis avril 2020. Le régulateur de l’amont (NUPRC) affirme aussi avoir approuvé plus de 57 milliards de dollars de plans de développement de champs depuis 2024.

Le retour du forage d’ExxonMobil après près de dix ans illustre cette amélioration. Le groupe et ses partenaires ont annoncé en juillet un investissement d’un milliard de dollars dans Usan Infill, qui doit ajouter jusqu’à 40 000 barils par jour. Le programme s’appuie sur un champ producteur et des infrastructures existantes, limitant ainsi les délais de développement.

Un Nigeria désormais en concurrence pour les capitaux

Ces progrès ne règlent toutefois pas le problème de fond. Le Nigeria ne cherche pas des capitaux dans un marché qui lui serait acquis. Il doit les disputer à d’autres pays producteurs qui cherchent eux aussi à attirer les investissements internationaux.

Ses réserves restent donc un atout, mais ne constituent plus à elles seules un argument suffisant. Les compagnies arbitrent entre différentes juridictions selon la fiscalité, la sécurité, la stabilité des règles, les délais d’autorisation, les coûts et la capacité à mener les projets jusqu’à la production.

Cette compétition est particulièrement forte dans l’offshore profond, où les développements nécessitent plusieurs milliards de dollars et des cycles longs. Bonga South West Aparo l’illustre : le projet de Shell et de ses partenaires, évalué à environ 20 milliards de dollars, est resté en suspens pendant plus d’une décennie. Une décision finale d’investissement est désormais visée pour 2027.

Abuja veut limiter ces incertitudes avec le nouveau cadre fiscal et réglementaire approuvé le 11 août pour les projets pétroliers et gaziers en eaux profondes. Il doit remplacer les négociations propres à chaque projet par des règles établies à l’avance et pourrait contribuer à attirer jusqu’à 50 milliards de dollars d’investissements offshore d’ici 2030. Le NUPRC estime que 22 projets pourraient mobiliser entre 30 et 50 milliards de dollars sur cette période.

La stabilité devient aussi importante que les incitations

Pour PENGASSAN, l’enjeu est maintenant de rendre les réformes durables. Le syndicat demande que les récents décrets présidentiels destinés à améliorer les conditions d’investissement soient transmis à l’Assemblée nationale afin d’amender le Code pétrolier.

Une incitation peut améliorer la rentabilité d’un projet, mais un investissement de plusieurs milliards de dollars exige une visibilité sur plusieurs années. PENGASSAN réclame donc une plus grande stabilité fiscale et réglementaire, une consultation des acteurs avant les changements majeurs, des procédures plus rapides et de meilleures infrastructures, tout en réduisant les risques liés à la sécurité.

Le même défi concerne le gaz. Le Nigeria peine encore à transformer ses immenses réserves en valeur industrielle, notamment faute d’infrastructures, de débouchés bancables et de clients solvables. PENGASSAN appelle à développer le traitement, les pipelines, le stockage et les infrastructures du GNL, du GPL et du GNC, ainsi que les usages du gaz dans l’électricité, l’industrie, les transports, les engrais et la pétrochimie.

Le syndicat défend aussi le développement du raffinage local et la protection des investissements dans les raffineries comme celle de Dangote, ainsi qu’une plus grande transformation dans la pétrochimie et le traitement du gaz.

Dangote Group envisage de se doter de navires pour contourner les contraintes du transport en Afrique

Agence Ecofin 28aout2026

Alors que les échanges intra-africains progressent, les insuffisances de l’offre logistique continuent de peser sur la compétitivité des industriels. Le cas de Dangote illustre les arbitrages croissants des grands groupes face aux limites des infrastructures régionales.
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Comment la guerre en Iran a fait exploser la fortune de l'homme le plus riche d'Afrique
Le blocage du détroit d'Ormuz, qui a des répercussions douloureuses sur le prix des biens de consommation de base et du carburant, a fait fructifier la fortune du milliardaire nigérian Aliko Dangote.

Par Léa Polverini 22 août 2026 slate.fr

Cinq milliards de dollars: c'est le pactole qui s'est ajouté à la fortune d'Aliko Dangote, l'homme le plus riche d'Afrique, depuis le début de la guerre au Moyen-Orient.

Aujourd'hui âgé de 69 ans, l'homme d'affaires nigérian, dont la richesse est actuellement estimée à 35,1 milliards de dollars (près de 30 milliards d'euros), a bâti l'essentiel de sa fortune sur son héritage familial, la fabrication et l'exportation de sel, de sucre et de ciment, mais aussi et surtout sur le pétrole. Sa nouvelle raffinerie, installée à Lagos, a engrangé des bénéfices colossaux depuis la crise du détroit d'Ormuz, en février 2026.

Le continent africain, bien que riche en ressources de pétrole brut, est toujours fortement dépendant des importations de carburant. Or entre les frappes ukrainiennes contre les raffineries et les pétroliers russes, qui comptent parmi ses premiers fournisseurs, et le blocage iranien, les flux d'or noir ont été largement perturbés. Les prix du carburant comme des denrées alimentaires ont connu une forte hausse.

Un monopole africain

La raffinerie de Dangote est devenue pleinement opérationnelle quelques semaines avant que les États-Unis bombardent l'Iran. Elle a depuis touché le marché américain, jusqu'à devenir en avril et mai la plus grande exportatrice mondiale de kérosène. En juillet, elle s'est hissée au rang de premier fournisseur européen de kérosène et de diesel.

Mardi 18 août, la société a annoncé avoir obtenu un soutien financier d'un milliard de dollars (856 millions d'euros) auprès d'un groupe d'investissement basé à Dubaï, pour son introduction en bourse au Nigeria. Ce qui pourrait en faire la plus importante introduction en bourse jamais réalisée en Afrique.

Ces dernières années, le Nigeria a investi plusieurs milliards de dollars dans la réhabilitation de ses trois raffineries publiques, mais aucune n'est actuellement en service. Le constat est le même sur le reste du continent: la majorité des raffineries sont à l'arrêt. La société du milliardaire fait ainsi partie des rares exceptions qui tirent leur épingle du jeu.

«Lorsque la guerre en Iran a éclaté, la raffinerie de Dangote était une bouée de sauvetage pour les acheteurs qui dépendaient auparavant du golfe Persique pour leurs produits pétroliers», explique au New York Times Matthew Tracey-Cook, analyste chez Platts, une société spécialisée dans l'information sur l'énergie et les cours du pétrole.

Depuis Lagos, les pétroliers chargés du carburant de la raffinerie Dangote naviguent le long de la côte ouest-africaine jusqu'à Lomé, au Togo, où ils déchargent leur cargaison sur des navires plus petits. Ces bateaux livrent ensuite les différents marchés sur le continent.

Les Nigérians espéraient que cette raffinerie mettrait fin à leur dépendance au carburant importé et ferait baisser les coûts. Leurs espoirs sont douchés: les prix n'ont fait qu'augmenter. De son côté, Dangote, qui a fait l'objet de multiples accusations de corruption, accuse le gouvernement nigérian d'étouffer le flux de pétrole brut, permettant aux régulateurs de maintenir leur emprise sur le secteur pétrolier.

Raffinage de pétrole : Dangote annonce avoir levé 2,5 milliards de dollars pour son expansion en Afrique de l'Est

AFP avec Connaissance des Énergies Mis à jour le 23 juillet 2026

Dangote Refinery a indiqué jeudi avoir levé 2,5 milliards de dollars auprès d'investisseurs privés pour soutenir son expansion vers l'Afrique de l'Est.

Un placement privé avant une possible cotation

L'opération ouvre le capital de la raffinerie nigériane de 650 000 barils par jour, entrée en service il y a deux ans et présentée comme la plus grande installation de raffinage du continent. Jusqu'ici, la seule participation extérieure mentionnée était celle de NNPCL, la société pétrolière contrôlée par l'État nigérian, à hauteur d'environ 7,2%.

Dangote Petroleum Refinery and Petrochemicals a qualifié cette levée de fonds de placement privé « considéré comme le plus important investissement privé rendu public en Afrique ». Selon des experts cités dans l'annonce, cette étape prépare une introduction en Bourse qui permettrait au public d'investir dans l'entreprise au cours de l'année.

Une capacité visée de 1,4 million de barils par jour

Le fondateur du groupe, Aliko Dangote, homme le plus riche d'Afrique, a indiqué que les fonds doivent apporter « des capitaux destinés à compléter […] les flux de trésorerie internes et les financements externes ». L'entreprise inscrit ce financement dans la poursuite de son programme d'expansion.

Dangote prévoit de porter la capacité de son site nigérian à 1,4 million de barils par jour d'ici à 2028, soit plus du double de son niveau actuel. À cette échelle, la raffinerie dépasserait celle de Jamnagar, en Inde, et deviendrait la plus grande au monde par capacité annoncée.

L'Afrique de l'Est entre dans le périmètre industriel

Le groupe prévoit aussi une raffinerie de pétrole de 700 000 barils par jour à Lamu, sur la côte kényane. Ce projet étendrait l'empreinte industrielle de Dangote au-delà du Nigeria, avec une implantation destinée au marché est-africain.

L'Africa Finance Corporation indiquait en avril 2026 que l'Afrique importe plus de 70% de ses carburants raffinés. Le même rapport évaluait à environ 230 milliards de dollars par an la facture d'importation africaine de biens essentiels, dont les carburants, les denrées alimentaires, les plastiques, l'acier et les engrais.

Dangote affirme que cette levée de fonds doit contribuer à réduire « la dépendance de l'Afrique vis-à-vis des produits raffinés importés » et à renforcer la « sécurité énergétique du continent ». L'objectif reste conditionné à la réalisation des projets d'extension annoncés au Nigeria et au Kenya, avec une échéance de capacité fixée à 2028 pour le site nigérian.

Nigeria : NNPC et TotalEnergies renforcent leur lutte contre les émissions de méthane

Agence Ecofin 19 juin 2026

Le Nigeria brûle chaque année des milliards de pieds cubes de gaz naturel dans ses champs pétroliers. Ces émissions font du pays l’un des principaux contributeurs africains aux gaz à effet de serre dans le secteur des hydrocarbures.

Au Nigeria, la société publique du pétrole NNPC Ltd et la multinationale française TotalEnergies ont renouvelé mercredi 17 juin leur accord de détection du méthane. Le texte a été signé par Udy Ntia, directeur exécutif chargé de l’exploration et de la production chez NNPC Ltd, et Matthieu Bouyer, directeur général de la filiale locale de TotalEnergies.

Selon les détails rapportés par Vanguard, cet accord prolonge et élargit pour 24 mois supplémentaires une initiative lancée en décembre 2023. Il porte sur le déploiement de l’Airborne Ultralight Spectrometer for Environmental Applications (l’AUSEA), un système monté sur drone capable de détecter et mesurer les émissions de méthane et de carbone sur les installations pétrolières et gazières. La technologie a été développée par TotalEnergies en partenariat avec le Centre national de la recherche scientifique (CNRS) française et l’Université de Reims.

Concrètement, cet outil identifie des sources d’émissions non comptabilisées, améliore la précision des rapports environnementaux, soutient les actions correctives sur le terrain et évalue l’efficacité de la combustion des torchères. Le renouvellement prévoit son déploiement sur des actifs supplémentaires de NNPC Ltd, au-delà de ceux couverts par le premier accord.

« La signature d’aujourd’hui représente une étape pratique dans le parcours de NNPC Limited pour construire un programme de décarbonisation crédible, transparent et axé sur l’action », a déclaré Ntia lors de la cérémonie de signature.

Un contexte où le Nigeria reste l’un des plus grands émetteurs africains

Cet accord s’inscrit dans les engagements internationaux de NNPC en matière de réduction des émissions. La compagnie a en effet adhéré à plusieurs cadres volontaires du secteur pétrolier mondial, dont un engagement à atteindre des émissions de méthane quasi nulles d’ici 2030.

De son côté, la major pétrolière française se présente comme la première compagnie productrice de pétrole au Nigeria à avoir éliminé le torchage de routine sur l’ensemble de ses actifs, selon Mike Sangster, vice-président senior Afrique du groupe.

En 2025, le pays a brûlé 323 milliards de pieds cubes standard de gaz, soit une perte estimée à 1,1 milliard de dollars, selon le National Oil Spill Detection and Remediation Agency (NOSDRA). Le méthane issu de ces opérations figure parmi les principaux contributeurs aux émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier africain.

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.