En supprimant les prélèvements directs de la NNPCL sur les contrats de partage de production, Tinubu s’attaque au coeur du système de captation pétrolière nigérian. Le Nigeria passe de 4 % à 40 % des décisions d’investissement upstream en Afrique. Reste à savoir si la transparence promise survivra à son auteur.
En février 2026, le président Bola Tinubu a signé l’Executive Order 9, un texte de huit pages qui pourrait redessiner la géographie fiscale du pétrole nigérian. L’ordonnance supprime deux prélèvements que la Nigerian National Petroleum Company Limited effectuait directement sur les revenus des contrats de partage de production : le management fee de 30 % et le frontier exploration fund de 30 %. Désormais, la totalité des revenus pétroliers doit transiter par le Federation Account, le compte consolidé de la fédération, avant toute allocation sectorielle. Le geste est technique en apparence. Il est politique dans sa portée : Tinubu retire à la NNPCL le pouvoir de se servir avant l’Etat.
Depuis la création de la Nigerian National Petroleum Corporation en 1977, la compagnie nationale a fonctionné comme un circuit fiscal parallèle. Les revenus qu’elle collectait ne remontaient que partiellement au Trésor fédéral, alimentant un système opaque où les dépenses échappaient au contrôle parlementaire et aux audits publics. Les rapports successifs de l’Extractive Industries Transparency Initiative ont documenté des écarts de plusieurs milliards de dollars entre les revenus déclarés et les montants effectivement versés à la fédération. La transformation de la NNPC en société à responsabilité limitée en 2022, sous la loi Petroleum Industry Act, n’avait pas suffi à briser cette logique de captation. L’Executive Order 9 va plus loin : il coupe le flux à la source, en exigeant que les revenus pétroliers soient versés directement au Federation Account sans transit par les caisses de la compagnie.
L’impact budgétaire potentiel est considérable. Les analystes estiment que les prélèvements supprimés représentaient entre 3 et 5 milliards de dollars annuels qui échappaient au circuit budgétaire normal. Pour un pays dont les revenus fédéraux totaux atteignent environ 30 milliards de dollars, la récupération de ces flux changerait la structure des comptes publics. Le gouvernement a lancé l’implémentation en mars 2026, mais les résistances internes à la NNPCL, les zones grises juridiques des contrats existants avec les majors internationales et les intérêts croisés des acteurs politiques pourraient ralentir le processus.
La réforme s’inscrit dans un mouvement plus large de restructuration du secteur qui commence à produire des résultats mesurables. Le Nigeria est passé de 4 % des décisions finales d’investissement dans l’upstream africain sur la décennie précédente à environ 40 % sur les deux dernières années, selon un rapport gouvernemental publié le 9 mai 2026. Cette montée en puissance traduit un regain de confiance des opérateurs internationaux dans le cadre réglementaire nigérian. La politique du naira-for-crude, qui oblige les raffineurs domestiques à acheter le brut en monnaie locale, a sécurisé l’approvisionnement intérieur et réduit la pression sur les réserves de change. La raffinerie Dangote, opérationnelle à pleine capacité depuis fin 2025, absorbe une part croissante de la production nationale et réduit la dépendance historique aux importations de carburant raffiné qui a coûté au Nigeria des dizaines de milliards de dollars en subventions.
Le système bancaire accompagne cette transformation. La Banque centrale du Nigeria a mené un exercice de recapitalisation de 24 mois qui a mobilisé 4,05 trillions de nairas de capitaux frais. Trente-trois banques ont atteint les nouveaux seuils de capitalisation, fixés à 500 milliards de nairas pour les licences internationales et 200 milliards pour les licences nationales. Cette solidification du secteur financier est la condition préalable à toute ambition de canalisation des flux pétroliers : sans banques capables d’absorber et de redistribuer les volumes en jeu, le Federation Account resterait un tuyau sans robinet.
Le paradoxe de la réforme Tinubu est qu’elle repose sur une concentration du pouvoir exécutif pour corriger les abus d’une autre forme de concentration. L’Executive Order 9 est un acte présidentiel, pas une loi votée par l’Assemblée nationale. Il peut être révoqué par un successeur d’un trait de plume. Les juristes constitutionnalistes nigérians soulignent que la pérennisation de cette réforme exigerait un amendement au Petroleum Industry Act, un processus qui suppose le passage par les deux chambres du Parlement fédéral et l’accord des gouverneurs des Etats producteurs du delta du Niger, qui défendent leurs propres intérêts dans la formule de répartition des revenus pétroliers.
L’autre angle mort concerne la transparence des flux une fois qu’ils atteignent le Federation Account. Rediriger l’argent vers un compte unique ne garantit pas qu’il sera dépensé de manière efficace. Le Nigeria se classe au 145e rang mondial dans l’indice de perception de la corruption de Transparency International. La Revenue Mobilisation Allocation and Fiscal Commission, chargée de répartir les recettes entre les trois niveaux de gouvernement, fonctionne selon des critères que beaucoup d’Etats contestent. Boucher une fuite en amont sans colmater les brèches en aval pourrait déplacer le problème plutôt que le résoudre.
Tinubu joue néanmoins une carte maîtresse. En montrant aux investisseurs internationaux que le Nigeria prend au sérieux la gouvernance de ses hydrocarbures, il crédibilise l’ambition présidentielle des 3 millions de barils par jour à l’horizon 2030. La montée spectaculaire des FID pilotés depuis Lagos et Abuja signale que le message passe auprès des majors et des indépendants. La question de fond est de savoir si cette dynamique survivra au-delà du mandat de celui qui l’a initiée, dans un pays où chaque président a réformé le secteur pétrolier pour mieux le plier à ses propres priorités.
