Nigeria : dès le 30 octobre, la NUPRC veut reprendre les licences pétrolières inactives

À partir du 30 octobre 2026, le régulateur nigérian de l’amont pétrolier prévoit de reprendre les licences dont les titulaires n’ont engagé aucune activité dans les délais réglementaires. La Commission nigériane de régulation de l’amont pétrolier (NUPRC) entend ainsi donner effet au principe « drill or drop » : les détenteurs de droits doivent respecter leurs obligations de travaux ou risquer de perdre leur licence.

La mesure concerne les permis dont les titulaires n’ont pas entrepris d’activité pendant trois ans pour les blocs terrestres et cinq ans pour les actifs offshore. Elle ne signifie pas que chaque bloc non producteur sera automatiquement retiré. Le critère annoncé porte sur l’absence d’activité dans les délais prévus, pas sur l’absence de production commerciale. Cette distinction est centrale dans un secteur où l’exploration et le développement peuvent s’étendre sur plusieurs années.

La directrice générale de la NUPRC, Oritsemeyiwa Eyesan, a présenté cette orientation le 20 octobre à Lagos, lors d’un atelier consacré aux détenteurs de licences attribuées pendant les cycles de 2022-2023 et de 2024. Elle a averti que le manque de partenaires techniques ou de financements ne suffirait plus, à lui seul, à justifier une prolongation. Selon elle, certaines équipes sont constituées pour remporter des droits, puis dissoutes après l’attribution, laissant les opérateurs chercher ensuite des partenaires et des capitaux.

Le régulateur résume le changement par une formule nette : « les prolongations ne seront désormais plus automatiques ». L’annonce marque le passage d’une série de rappels aux opérateurs à l’application effective des obligations prévues par le cadre réglementaire. À quelques jours de la date de démarrage annoncée, les titulaires concernés doivent démontrer qu’ils ont engagé les travaux requis ou qu’ils sont en mesure de respecter leurs obligations.

Une reprise ciblée des droits sans activité

En juillet, la Commission avait demandé aux nouveaux titulaires de licences de lancer leurs programmes d’exploration et de développement, de respecter leurs engagements financiers et de se conformer aux exigences réglementaires. Le dispositif envisagé doit éviter que des droits restent immobilisés lorsque les opérateurs ne font pas progresser les actifs dans les délais impartis.

La récupération des licences pourrait remettre certains blocs sur le marché et ouvrir la voie à de nouveaux opérateurs disposant de capacités techniques ou financières différentes. Toutefois, le retrait d’un permis ne garantit pas qu’un autre investisseur s’y intéressera ni qu’il pourra lancer rapidement un programme de travaux. La relance dépendra de la qualité des données disponibles, des conditions fiscales et contractuelles, de la sécurité des opérations et de l’accès au financement.

La démarche concernant les blocs pétroliers doit aussi être distinguée de celle visant les permis de valorisation du gaz torché, annoncée séparément en septembre. Dans ce second dispositif, le régulateur prévoit d’évaluer les progrès des investisseurs un an après l’attribution de sites et d’envisager des sanctions si les projets n’avancent pas. Ces deux procédures répondent à une préoccupation commune — éviter que des droits accordés restent sans développement — mais portent sur des actifs et des obligations différents.

Des résultats contrastés après les attributions

La NUPRC justifie le durcissement par des résultats inégaux observés lors de précédentes attributions et cessions d’actifs. Selon Eyesan, certains opérateurs ont fait passer la production de champs auparavant à l’arrêt à plus de 60 000 barils par jour. D’autres actifs, qui produisaient entre 60 000 et 80 000 barils quotidiens avant leur reprise, seraient ensuite tombés à 20 000 ou 30 000 barils par jour. Ces exemples illustrent que le transfert de propriété ne suffit pas : la capacité d’exploitation et les investissements après cession influencent directement la production.

Vingt-deux entreprises invitées à l’atelier ont été encouragées à atteindre leurs premiers barils dans les 18 mois. La Commission estime que les nouveaux titulaires et leurs actifs pourraient contribuer jusqu’à environ 250 000 barils par jour à la production nationale au cours des cinq prochaines années. Elle attend également de plus de la moitié de ces entreprises qu’elles atteignent une première production dans les deux ans. Ces chiffres sont des objectifs et des estimations du régulateur, pas des volumes déjà garantis.

Le calendrier dépendra de la maturité des projets, du financement des forages et de la disponibilité des infrastructures. Les délais seront particulièrement exigeants pour les actifs offshore, où les coûts et les opérations techniques sont plus lourds. L’obligation de travailler dans les délais peut améliorer la discipline d’allocation des licences, mais le régulateur devra appliquer les règles en tenant compte des étapes réellement requises pour chaque actif.

La discipline réglementaire comme test de crédibilité

Pour le Nigeria, l’objectif est de faire correspondre l’accès aux ressources à des capacités réelles de développement. Un système où les droits restent longtemps inactifs peut retarder les investissements, l’exploration et les recettes attendues. Un mécanisme de reprise lisible peut au contraire inciter les entreprises à mobiliser plus tôt leurs équipes, leurs partenaires et leurs financements.

La crédibilité de la mesure reposera sur sa mise en œuvre transparente : publication des critères, notification des titulaires concernés, possibilité de présenter les preuves de travaux réalisés et procédure claire en cas de retrait. Ces garanties permettront de distinguer les retards injustifiés des contraintes opérationnelles réellement documentées et de maintenir la confiance des investisseurs.

À compter du 30 octobre, la NUPRC entend donc renforcer l’application des délais de travaux et remettre en jeu les licences qui ne les respectent pas. La mesure pourrait accélérer la mise en valeur de certains actifs, à condition que les permis récupérés trouvent des opérateurs capables de les développer. Les résultats se mesureront aux programmes effectivement engagés, aux premières productions et à la capacité des nouveaux détenteurs à maintenir les volumes dans le temps.