En engageant un milliard de dollars sur le champ d’Usan, ExxonMobil renoue avec le forage au Nigeria après dix ans d’absence. L’annonce, faite à Abuja, conforte la stratégie pétrolière de Bola Tinubu, mais rappelle combien la première économie ouest-africaine demeure adossée au bon vouloir des majors.
Par Tunde Adeyemi
Le 8 juillet 2026, dans les allées de la vingt-cinquième édition de la NOG Energy Week, à Abuja, ExxonMobil a confirmé un investissement d’un milliard de dollars dans le champ pétrolier offshore d’Usan, au large des côtes nigérianes. Le projet, baptisé Usan Infill, doit relever la production nationale de quarante mille barils par jour et rapporter environ 1,2 milliard de dollars de recettes supplémentaires à l’État fédéral sur quatre ans. Pour le premier producteur de brut du continent, dont l’extraction peine depuis des années à retrouver ses niveaux d’avant-crise, le retour d’une major américaine sur ses eaux profondes sonne comme un signal longtemps espéré par le pouvoir.
L’opération marque un tournant symbolique autant qu’industriel. La filiale locale du groupe, Esso Exploration and Production Nigeria, n’avait plus lancé de forage dans le pays depuis 2016. Dix années durant, les grandes compagnies ont réduit la voilure au large du delta du Niger, cédant leurs actifs terrestres à des indépendants nigérians et réservant leurs paris les plus lourds à l’eau profonde. Ce désengagement s’était accéléré avec la cession, par Shell, de l’essentiel de ses actifs terrestres du delta en 2024. La relance d’Usan, rendue possible par de nouvelles études sismiques ayant révélé des réserves additionnelles, doit livrer son premier baril dans un délai d’environ dix-huit mois. Aux côtés d’ExxonMobil figurent Chevron, TotalEnergies et Nexen, filiale du chinois CNOOC : un consortium où se croisent, comme souvent dans le golfe de Guinée, capitaux américains, européens et asiatiques.
Pour Bola Tinubu, à la fois chef de l’État et ministre des Ressources pétrolières, l’annonce tombe à point nommé. Depuis son arrivée au pouvoir en mai 2023, le président a supprimé les subventions aux carburants, unifié le taux de change et promis de porter la production au-delà de deux millions de barils par jour. La Commission nigériane de réglementation du pétrole en amont, la NUPRC, dirigée par Oritsemeyiwa Eyesan, a reçu son feu vert présidentiel pour ouvrir un nouveau cycle d’attribution de blocs au troisième trimestre. L’exécutif veut convaincre les marchés que le Nigeria redevient une destination sûre, après des années marquées par le vol massif de brut, le sabotage des oléoducs et une fiscalité jugée imprévisible. L’investissement d’Usan lui offre un argument de poids.
La réalité de terrain demeure pourtant têtue. Le baril nigérian se heurte aux quotas de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole, à des infrastructures vieillissantes et à une insécurité endémique dans le delta du Niger. La production nationale, tombée sous le million de barils par jour au plus fort de la crise de 2022, oscille depuis autour de 1,4 million, en deçà du quota assigné par l’OPEP et des ambitions budgétaires d’Abuja. Surtout, la manne pétrolière ne s’est jamais muée en prospérité partagée. Malgré la montée en régime de la raffinerie de Dangote, censée réduire la dépendance aux carburants importés, les prix à la pompe se sont envolés depuis la fin des subventions, nourrissant une inflation qui érode le pouvoir d’achat des ménages. Le Fonds monétaire international n’attend qu’une croissance de 4,1 pour cent en 2026, chiffre revu à la baisse en raison des tensions internationales, signe que la rente ne suffit plus à porter une population de plus de deux cents millions d’habitants ni à résorber un chômage tenace.
Entre les majors et l’État s’est constituée une filière d’indépendants nigérians, qui ont racheté les champs délaissés par les groupes internationaux. Ces opérateurs, censés incarner la nigérianisation du secteur, peinent souvent à réunir les capitaux et l’expertise qu’exige l’exploitation de gisements complexes. Le rachat par Seplat, en 2024, des actifs terrestres d’ExxonMobil avait déjà illustré ce transfert de propriété vers des mains nigérianes. Le retour du groupe américain sur l’eau profonde souligne, par contraste, une division du travail persistante : aux majors les projets à forte intensité technologique et capitalistique, aux nationaux les actifs matures et le passif environnemental hérité de décennies d’extraction. La souveraineté énergétique proclamée par Abuja bute ainsi sur une dépendance technique que dix ans de discours volontaristes n’ont pas résorbée.
Le calcul est aussi géopolitique. En misant un milliard de dollars, ExxonMobil parie sur la solidité d’un cadre réglementaire récent, celui de la loi pétrolière de 2021, et sur la capacité de Tinubu à tenir ses engagements. Pour Washington, dont les entreprises reviennent, le Nigeria reste un partenaire énergétique de premier plan face à l’influence grandissante des acteurs chinois et russes sur le continent. Pékin a multiplié ses prises de participation et Moscou courtise plusieurs producteurs du golfe de Guinée, faisant du réengagement américain un enjeu d’influence autant que d’énergie. L’asymétrie n’en demeure pas moins flagrante : ce sont les majors qui fixent le calendrier, arbitrent entre leurs portefeuilles planétaires et décident, en dernier ressort, du rythme auquel le brut nigérian regagnera le marché mondial.
La question qui se pose désormais, au-delà du seul cas nigérian, est celle de savoir si un État rentier peut encore faire du pétrole le moteur de sa transformation, ou s’il ne fait que différer l’échéance d’une diversification sans cesse repoussée. Le milliard d’ExxonMobil financera des barils, non des usines ni des emplois industriels durables. En définitive, le projet Usan n’est pas seulement une décision d’investissement ; il éclaire les rapports de force d’une économie qui, à l’heure où l’Afrique cherche sa place dans un monde multipolaire, reste arrimée à un brut dont elle ne maîtrise ni le prix ni le tempo.
