(AfriquesPlus) - Le Nigeria veut relancer les investissements dans ses gisements pétroliers offshore en profondeur après plusieurs années de projets retardés par l’instabilité des conditions fiscales et les négociations au cas par cas. Le nouveau dispositif approuvé par le président Bola Tinubu doit offrir aux compagnies pétrolières un cadre permanent et prévisible, avec l’ambition d’attirer jusqu’à 50 milliards de dollars de nouveaux capitaux.

Dans un article publié le 12 août 2026 par BusinessDay, le journaliste et analyste énergétique Oladehinde Oladipo rapporte que Bola Tinubu a approuvé, le 11 août, le nouveau régime baptisé « Deep Offshore Oil and Gas Projects Incentives (Tax Remission) Order, 2026 ». Le texte remplace une pratique fondée depuis plusieurs années sur des négociations spécifiques à chaque projet.

L’objectif affiché par Abuja est de rétablir la confiance des investisseurs internationaux dans un secteur qui a vu plusieurs milliards de dollars de capitaux se diriger vers d’autres pays producteurs africains. L’Angola, la Namibie et le Mozambique ont notamment cherché à attirer les majors intéressées par les projets pré-salifères et les développements en eaux ultra-profondes.

Le nouveau mécanisme fixe des critères d’éligibilité et des délais d’application communs aux projets concernés. Le gouvernement veut ainsi mettre fin aux arrangements négociés projet par projet, jugés trop incertains pour des investissements qui nécessitent des engagements financiers considérables sur plusieurs décennies.

Cette évolution intervient alors que la production pétrolière nigériane a fortement diminué par rapport à son niveau record de plus de deux millions de barils par jour. Elle se situe désormais autour de 1,6 million de barils par jour, selon les données citées par BusinessDay.

Les grandes compagnies internationales, notamment Shell, ExxonMobil et TotalEnergies, ont régulièrement fait part de leurs réserves concernant l’évolution des conditions fiscales au Nigeria. Pour ces groupes, l’instabilité des règles constitue un obstacle majeur à la mobilisation de capitaux pour des projets offshore dont le développement peut s’étaler sur plusieurs années.

Le premier grand projet susceptible de bénéficier du nouveau régime est Bonga South West, développé par Shell. Le projet, évalué à environ 10 milliards de dollars, attend depuis près de deux décennies une décision finale d’investissement.

Les estimations concernant l’ensemble du complexe Bonga Southwest-Aparo ont toutefois atteint jusqu’à 20 milliards de dollars, souligne Oladehinde Oladipo. Cette différence illustre le caractère encore évolutif des données financières du projet à ce stade.

Le directeur général de Shell, Wael Sawan, avait directement évoqué Bonga South West avec le président Tinubu plus tôt cette année. Selon la présidence nigériane, cet échange a contribué à accélérer la mise en place d’un dispositif destiné à dépasser le seul cas de Shell.

« Les pays qui attirent les investissements à long terme ne sont pas nécessairement ceux qui disposent des plus grandes ressources naturelles. Ce sont ceux qui offrent le plus de certitude », a déclaré Bola Tinubu dans un communiqué de la présidence cité par BusinessDay.

L'adoption du nouveau régime ne garantit toutefois pas la concrétisation immédiate des investissements annoncés. Des experts cités par le journal soulignent qu’une incitation fiscale ne constitue pas, à elle seule, une décision finale d’investissement.

Pour Bonga South West, le conseil d’administration de Shell devra encore valider l’économie du projet, sa conception et l’accord entre les différents partenaires avant le lancement effectif des travaux.

Le Nigeria a déjà tenté de relancer son industrie offshore avec des mesures similaires. Des incitations fiscales dévoilées en 2024 et des crédits destinés à améliorer l’efficacité des coûts introduits en 2025 avaient également été présentés comme des leviers susceptibles de débloquer les projets en attente. Pourtant, le pipeline de développements offshore est resté largement paralysé.

La différence revendiquée par Abuja tient cette fois au caractère permanent et transversal du dispositif. Il ne s’agit plus, selon les autorités, d’accorder une concession particulière à une compagnie, mais de créer un cadre réglementaire applicable à l’ensemble des projets répondant aux critères fixés.

La réforme comporte également un volet consacré au développement de l’industrie pétrolière locale. Les projets bénéficiant du nouveau régime devront privilégier, lorsque cela est techniquement et commercialement possible, l’exécution des activités au Nigeria.

Olu Arowolo-Verheijen, conseillère spéciale du président pour le pétrole et le gaz, estime que cette orientation doit permettre de développer les capacités nationales dans l’ingénierie, la fabrication, la logistique maritime, les services techniques et la gestion de projets.

L’enjeu dépasse ainsi la seule augmentation de la production pétrolière. Abuja veut utiliser le redémarrage du deepwater pour créer des emplois qualifiés, développer les chaînes d’approvisionnement locales et faire du Nigeria un centre régional pour l’exécution des projets offshore en Afrique.

Le pays cherche notamment à réduire la dépendance à l’égard de prestataires et de chantiers situés à Singapour, en Corée du Sud et dans les pays du Golfe, qui ont capté une part importante des contrats liés aux grands projets offshore nigérians.

Pour le gouvernement de Bola Tinubu, la nouvelle réglementation constitue donc un pari à la fois pétrolier, industriel et financier : remettre en production des réserves offshore, restaurer l’attractivité du Nigeria auprès des majors et faire davantage bénéficier l’économie locale des investissements liés aux hydrocarbures. Le véritable test sera toutefois la capacité du nouveau régime à transformer les annonces en décisions finales d’investissement et, surtout, en projets effectivement construits.