Malgré des milliards de dollars investis dans des forages offshore et onshore depuis 2016, la production pétrolière du Nigeria recule dans ses champs matures, menaçant ses recettes et son influence au sein d’OPEC+.
Des milliards dépensés, mais une production en chute libre
Entre 2016 et 2026, le Nigeria a déployé 2 099 plateformes de forage, pour un coût journalier dépassant 400 000 dollars par rig en offshore. Pourtant, la production nationale n’a jamais dépassé 1,734 million de barils par jour (bpj) en 2019, bien en deçà des projections budgétaires. Pire, elle est tombée à 1,143 million bpj en 2022, un niveau qui contraste avec les pics historiques de 2,5 millions bpj en 2005.
Cette stagnation s’explique par l’épuisement des champs matures, où la pression des gisements diminue et la production d’eau augmente. Cinq de ces champs ont vu leur rendement chuter de 20,8 % en un an, passant de 13 794 bpj en juin 2025 à 10 930 bpj en juin 2026. Le champ d’Abo, exploité par Eni, a enregistré une baisse de 39,2 %, tandis que Pennington a perdu 45 % de sa production.
OPEC+ : le Nigeria marginalisé par son incapacité à produire
L’affaiblissement de la production nigériane se traduit par une influence réduite au sein d’OPEC+. Le pays, autrefois acteur clé du cartel, n’a pas été convié à la réunion virtuelle du 2 août 2026, où sept membres ont décidé d’ajuster leur production de 188 000 bpj à partir de septembre 2026. Une décision qui souligne l’incapacité du Nigeria à tirer parti des opportunités de marché, malgré la demande croissante de ses nouvelles raffineries domestiques.
Les experts pointent du doigt des causes structurelles : vieillissement des infrastructures, vols de pétrole, vandalisme des oléoducs et retards dans le développement de nouveaux projets. « Le Nigeria risque de perdre des recettes considérables si ces contraintes persistent », alerte un analyste sous couvert d’anonymat.
Optimisation ou déclin inéluctable ? Les réponses des opérateurs
Face à cette situation, les compagnies pétrolières tentent de limiter la casse. Renaissance Energy, opérateur du champ Sea Eagle, évoque une « baisse naturelle » liée à la maturité du gisement, tout en promettant des mesures d’optimisation. Eni, pour sa part, mise sur des « mises à niveau des compresseurs à gaz » pour soutenir la production de son champ Abo, en exploitation depuis 2003.
Certains acteurs, comme Brittania-U, misent sur des investissements ciblés. Après avoir acquis le champ Ajapa de Chevron pour plus de 400 millions de dollars, l’entreprise a foré de nouveaux puits et déployé une unité flottante de production, stabilisant la production à 2 300 bpj depuis 2010. Une stratégie qui contraste avec l’approche passive de nombreux autres opérateurs.
Quelles solutions pour inverser la tendance ?
Les experts appellent à une refonte des politiques publiques. Wumi Iledare, professeur émérite d’économie pétrolière, plaide pour des incitations fiscales favorisant la réactivation de puits abandonnés, des forages infill et l’adoption de technologies de récupération assistée. « Un baril laissé sous terre ne génère ni revenus pour l’État ni retours pour les investisseurs », souligne-t-il.
Le Petroleum Industry Act (PIA) offre déjà un cadre, avec des redevances progressives adaptées à la maturité des champs. Mais son application reste inégale. Sans accélération des approbations réglementaires et des investissements dans les technologies de récupération, le Nigeria pourrait voir sa production continuer à décliner, au détriment de son économie et de sa position géopolitique.