Le 22 octobre 2026, à la State House d’Abuja, le président Bola Tinubu a demandé aux compagnies pétrolières internationales de confier davantage de grands projets énergétiques aux entreprises nigérianes d’ingénierie et de fabrication. Le contenu local au Nigeria atteint 61 % selon le régulateur du secteur, contre 5 % en 2010. Reste à savoir ce que ce chiffre mesure.
Ce que la présidence a annoncé le 22 octobre
L’appel a été lancé lors d’une audience accordée à Leemon Ikpea, fondateur et président de Lee Engineering Group. Selon le communiqué de la présidence signé par Bayo Onanuga, conseiller spécial du président pour l’information et la stratégie, le chef de l’État a réaffirmé sa politique « Nigeria First ». Il a invité les majors à nouer des partenariats plus étroits avec les sociétés locales ayant démontré leur capacité à mener des projets complexes.
Le communiqué rapporte ses propos au style indirect : « Nigeria First » doit se traduire, selon le président, par davantage de contrats pour les entreprises nigérianes compétentes, un recours accru aux équipements fabriqués localement et plus d’emplois qualifiés. Aucune compagnie internationale n’est nommée.
Le cas mis en avant est un chantier gazier. Lee Engineering assure, en contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (EPC), deux stations de compression dans l’État d’Edo, sur le gazoduc Escravos-Lagos (ELPS, Escravos-Lagos Pipeline System). L’extension ELPS II a porté la capacité de conception de l’ouvrage de 1,1 à 2,3 milliards de pieds cubes de gaz par jour. Les compresseurs doivent relever la pression pour atteindre ce plein régime.
Il s’agit d’une capacité théorique, pas d’un volume livré aujourd’hui. Le communiqué ne donne ni montant, ni date d’achèvement, ni maître d’ouvrage. M. Ikpea y affirme que son chantier de Warri, dans l’État du Delta, fabrique certains composants des stations.
Contenu local au Nigeria : ce que mesurent les 61 %
Le cadre existe depuis seize ans. La loi sur le développement du contenu nigérian dans l’industrie pétrolière et gazière (NOGICD Act) de 2010 accorde aux opérateurs nigérians une « première considération » pour les blocs, licences et contrats, selon les analyses juridiques publiées. Elle a créé le Nigerian Content Development and Monitoring Board (NCDMB), chargé d’en contrôler l’application.
Le texte institue aussi un fonds de développement (NCDF) alimenté par un prélèvement de 1 % sur la valeur de chaque contrat de l’amont pétrolier. En février 2026, le NCDMB rappelait que ce versement restait obligatoire, et qu’il ne s’agit pas d’une recette du Trésor fédéral.
Le taux de 61 % a été avancé par Felix Ogbe, secrétaire exécutif du NCDMB, lors de la NOG Energy Week d’Abuja en juillet 2026, puis répété en octobre 2026 à Lagos devant l’association des journalistes de l’énergie, selon Nairametrics. L’objectif officiel est de 70 % en 2027. Aucune méthode de calcul détaillée n’accompagne ce chiffre, et le quotidien Leadership notait qu’aucune vérification indépendante n’avait été fournie.
Un taux de contenu local n’est pas une part de marchés gagnés par des sociétés à capitaux nigérians. Le NCDMB le dit lui-même : en novembre 2024, Felix Ogbe déclarait que le contenu local « n’est pas la simple attribution de contrats à des entreprises nigérianes », mais d’abord la fabrication sur place des composants. Aucune source consultée ne publie la part des contrats des majors attribuée à des entreprises locales.
Un contrat local ne garantit pas la valeur locale
Un marché signé à Lagos peut encore financer des équipements, des licences et des prestations achetés à l’étranger. À l’inverse, des pièces produites localement, des techniciens formés sur place et une maintenance assurée au Nigeria transforment la même dépense en capacité industrielle durable.
Le régulateur l’a compris. Il a lancé un programme de parcs industriels pétroliers et gaziers (NOGaPS) et annoncé un fonds de 50 millions de dollars pour la fabrication dans ces parcs. En octobre 2026, Felix Ogbe résumait l’étape suivante, selon Nairametrics : « La prochaine frontière, c’est la compétitivité. »
Le risque inverse existe aussi. Réserver des marchés sans contrôle de qualité ni transparence peut renchérir les projets et nourrir des intermédiaires sans capacité industrielle. Les décrets et directives présidentiels de 2024, que Bola Tinubu a cités le 22 octobre, visaient précisément les coûts et délais de passation ; le NCDMB affirme que le cycle de contractualisation a été ramené à six mois.
Des majors qui ont quitté la terre ferme
L’appel s’adresse à des compagnies dont la présence a changé. Depuis le Petroleum Industry Act de 2021, les majors ont cédé l’essentiel de leurs actifs terrestres et d’eaux peu profondes. Eni a vendu sa filiale Nigerian Agip Oil Company à Oando pour environ 783 millions de dollars, une opération finalisée en août 2024. ExxonMobil a cédé Mobil Producing Nigeria à Seplat Energy, transaction bouclée fin 2024.
Shell a finalisé le 13 mars 2025 la vente de sa filiale terrestre SPDC au consortium nigérian Renaissance, pour un montant pouvant atteindre 2,4 milliards de dollars. Les majors se concentrent désormais sur l’offshore profond et le gaz naturel liquéfié, les segments les plus technologiques, où les sous-traitants locaux sont le moins présents.
Le gaz pose enfin une question de répartition : la présidence promet d’alimenter les centrales et industries du corridor, mais aussi les pays voisins via le gazoduc ouest-africain. Le partage entre marché intérieur et exportation pèsera autant que la capacité.
Perspective : des chiffres plutôt que des déclarations
Le Nigeria a déjà fait de la valeur ajoutée locale sur les matières premières un objectif chiffré. Le même jour, le chef de l’État recevait aussi la fellowship du Collège ouest-africain des médecins.
Trois indicateurs permettraient de juger « Nigeria First » : la part de la dépense réellement conservée dans le pays, mesurée de façon vérifiable ; la capacité des fournisseurs nigérians à exporter leur savoir-faire ; et les volumes de gaz effectivement livrés aux industriels et aux centrales. Le NCDMB a annoncé un audit des capacités industrielles à partir du troisième trimestre 2026. Ses résultats diront si les 61 % correspondent à des usines, ou seulement à des contrats.
