Olivier de Souza, Agence Ecofin
L'investissement ciblant le champ offshore Usan sur le permis OML 138, vise à ajouter 40 000 barils par jour à la production nigériane sous 18 mois.
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ExxonMobil accélère son retour dans l’amont pétrolier nigérian. Le groupe américain et ses partenaires prévoient d'investir 1 milliard de dollars, soit près de 875 millions d’euros dans le développement du champ offshore Usan, situé sur le permis OML 138, avec pour objectif d’ajouter 40 000 barils par jour à la production nationale sous 18 mois.
Annoncé début juillet à Abuja, lors de la NOG Energy Week, le projet Usan Infill sera exécuté par Esso Exploration and Production Nigeria, filiale locale d’ExxonMobil, en partenariat avec la Nigerian National Petroleum Corporation, Chevron, TotalEnergies et Nexen. Il prévoit le forage de nouveaux puits autour des infrastructures du champ. Conçu comme un programme à cycle court, il doit permettre une première production environ 6 mois après le démarrage des opérations offshore.
Selon le groupe américain, ce développement devrait générer environ 1,2 milliard de dollars soit environ 1,05 milliard d’euros de revenus supplémentaires pour le Nigeria sur les quatre prochaines années, avec les premières recettes attendues dès cette année.
Au-delà des volumes attendus, l’annonce marque surtout la reprise des activités de forage d’ExxonMobil dans le pays ouest-africain, après près de 10 ans d’interruption. Le Régulateur de l’amont pétrolier (NUPRC) rappelle que la dernière opération de forage d’Esso y remontait à 2016.
Pour lui, ce redémarrage constitue un signal important pour l’attractivité des actifs offshore nigérians. Il survient alors qu’Abuja cherche à sortir de plusieurs années de sous-investissement, à accroître ses réserves et à atteindre son objectif de production de 2 millions de barils par jour.
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Cette dynamique repose notamment sur les mesures engagées par l’administration du président Bola Tinubu pour améliorer le climat d’investissement. Elles incluent la mise en œuvre effective du Code pétrolier, l’introduction d’incitations fiscales pour les projets en eaux profondes, et la réduction des délais administratifs. Le développement de nouveaux volumes offshore est quant à lui considéré comme un levier essentiel pour compenser le déclin de certains actifs matures, et soutenir la croissance de la production nationale.
Depuis la cession, fin 2024, de ses actifs terrestres à Seplat Energy, ExxonMobil concentre désormais ses activités nigérianes sur les opérations en mer. Les champs Usan et Erha constituent aujourd’hui le cœur de sa production dans le pays, estimée à environ 100 000 barils par jour par les responsables du groupe.
L’investissement annoncé vise donc à augmenter les volumes d’un actif déjà producteur plutôt qu’à développer un nouveau gisement. Le groupe américain compte s’appuyer sur les infrastructures sous-marines existantes afin de réduire les délais et les coûts de mise en exploitation.
Depuis son entrée en production, le champ Usan a bénéficié d’environ 16 milliards USD (environ 14 milliards d’euros) d’investissements. L’actif a permis d’extraire plus de 350 millions de barils de pétrole, et de générer près de 4,6 milliards USD (environ 4,024 milliards d’euros) de valeur pour le Nigeria.
Le nouveau programme doit également introduire de nouvelles technologies de forage. Il prévoit notamment un puits à extension horizontale de plus de 4 km destiné à atteindre une zone encore inexploitée du champ, ainsi que l’utilisation de systèmes de forage intelligents permettant de cibler plusieurs zones pétrolifères depuis un même puits.
L’investissement dans Usan s'inscrit dans une stratégie plus large d’ExxonMobil visant à renforcer sa présence dans les eaux profondes nigérianes. En avril dernier, le groupe avait indiqué envisager jusqu’à 24 milliards USD (environ 21 milliards d’euros) d’investissements dans plusieurs projets situés dans les eaux du pays le plus peuplé d'Afrique.
Parmi les développements envisagés figurent le champ Bosi, situé sur l’OML 133, dont le coût pourrait atteindre 16 milliards USD (environ 14 milliards d’euros), ainsi que le projet Owowo, réparti sur les blocs OPL 223 et OML 139 et évalué à environ 8 milliards USD (environ 7 milliards d’euros). Owowo, qui abriterait environ 1 milliard de barils de ressources pétrolières, pourrait franchir l’étape de la décision finale d’investissement au début de 2027.
Pour Abuja, l’enjeu est désormais de transformer cette nouvelle dynamique en volumes réels. Le retour d’ExxonMobil confirme l’amélioration du cadre d’investissement dans l’offshore nigérian, mais la capacité du pays à atteindre ses objectifs dépendra de la concrétisation effective des projets annoncés.
Olivier de Souza, Agence Ecofin
