Le 7 juillet 2026, la société nigériane UTM Offshore a signé un accord d’approvisionnement en gaz sur 15 ans pour son projet d’unité flottante de GNL (FLNG), levant le principal obstacle avant une décision finale d’investissement attendue au quatrième trimestre. Ce pas décisif, qui implique NNPC, Seplat Energy et le gouvernement de l’État du Delta, ouvre une nouvelle phase dans la course au gaz en Afrique de l’Ouest, où le Sénégal et la Mauritanie tentent également de monétiser leurs réserves. L’enjeu dépasse le simple projet : il s’agit de la capacité des États de la région à transformer leurs ressources en souveraineté énergétique et en recettes durables.

Infographie — Gaz naturel

L’accord conclu entre UTM Offshore, NNPC Ltd et Seplat Energy Producing Nigeria Unlimited porte sur 200 millions de pieds cubes standard de gaz par jour, destinés à alimenter l’unité flottante de GNL conçue pour produire 1,8 million de tonnes par an à partir du champ de Yoho. Ce volume, bien que modeste comparé aux mégaprojets de Train 7 de Nigeria LNG ou du Grand Tortue Ahmeyim, constitue une étape essentielle pour un modèle de développement plus flexible et plus rapide. Le directeur général d’UTM Offshore, Julius Rone, a souligné que cet accord apporte la visibilité nécessaire aux investisseurs, aux prêteurs et aux acheteurs, alors que le projet avait connu plusieurs retards depuis l’obtention de la première licence FLNG du Nigeria en 2024.

Une concurrence régionale qui s’intensifie

Le Nigeria cherche ainsi à rattraper son retard dans la monétisation de ses vastes réserves de gaz, estimées à plus de 200 billions de pieds cubes. Pendant des décennies, le pays a peiné à transformer cette ressource en exportations commerciales et en utilisation industrielle domestique, en raison de contraintes de financement, de lacunes infrastructurelles et d’une incertitude réglementaire persistante. Pendant ce temps, ses voisins ouest-africains ont accéléré leurs propres projets : le Sénégal et la Mauritanie, avec le gisement Grand Tortue Ahmeyim (GTA), visent une production de 2,5 millions de tonnes de GNL par an, tandis que le Sénégal développe en parallèle son pétrole avec Sangomar.

La récente deuxième édition du Sénégal Space Week, bien que centrée sur les usages stratégiques du spatial, illustre la volonté de Dakar de diversifier ses capacités technologiques, tandis que des sources locales indiquent une approche de financement plus endogène pour le gaz. Cette dernière se traduit par une mobilisation de l’épargne locale et une implication accrue des acteurs nationaux, ce qui contraste avec le modèle historique nigérian, souvent dépendant des majors internationales.

Un modèle FLNG pour monétiser les actifs gaziers

Le projet UTM FLNG, dont NNPC détient 20 %, UTM Offshore 72 % et l’État du Delta 8 %, illustre une nouvelle tendance : l’émergence de projets à taille humaine, capables de démarrer plus rapidement que les usines terrestres géantes. La technologie FLNG permet de valoriser des champs gaziers qui seraient autrement laissés en jachère, et peut être déployée dans des zones où les infrastructures terrestres font défaut. L’ingénierie et la conception d’avant-projet détaillé (FEED) ont été réalisées, et le financement devrait être bouclé après la décision finale d’investissement au quatrième trimestre 2026.

Cette approche s’inscrit dans une dynamique plus large de monétisation du gaz en Afrique de l’Ouest, où des pays comme le Ghana, la Côte d’Ivoire et le Cameroun explorent également des solutions flottantes ou des mini-LNG. Cependant, la concurrence pour attirer les investissements reste rude : les grands fonds souverains et les banques multilatérales exigent des garanties solides sur l’approvisionnement et les débouchés. L’accord signé par UTM Offshore répond à cette exigence en sécurisant la matière première sur le long terme, ce qui renforce la crédibilité du projet face aux bailleurs.

Enjeux de souveraineté et de revenus pour les États

Au-delà de l’aspect technique, la montée en puissance des FLNG pose la question de la souveraineté énergétique régionale. Le Nigeria, premier producteur de pétrole d’Afrique, souffre d’un sous-développement criant de son industrie gazière, alors même que le pays brûle des milliards de pieds cubes de gaz associé chaque année. Si le projet UTM Offshore aboutit, il permettra non seulement de réduire ce gaspillage, mais aussi de générer des recettes d’exportation supplémentaires pour l’État fédéral et les États producteurs, comme celui du Delta. Le modèle de participation locale pourrait également servir de levier pour une meilleure redistribution des bénéfices.

Par ailleurs, la concurrence entre les projets régionaux pourrait pousser les gouvernements à améliorer leurs cadres réglementaires et fiscaux. Le Sénégal, par exemple, a mis en place un fonds intergénérationnel pour ses revenus pétroliers et gaziers, tandis que le Nigeria cherche à réviser sa loi pétrolière pour attirer les investissements dans le gaz. La coentreprise impliquant NNPC et un gouvernement d’État suggère une volonté de partage des risques et des avantages, mais aussi une complexité administrative qui peut freiner la prise de décision.

Le projet FLNG d’UTM Offshore, bien que modeste en volume, incarne une évolution majeure dans l’industrie gazière ouest-africaine : la multiplication des acteurs nationaux, l’émergence de modèles de financement endogène et une concurrence accrue entre États pour la monétisation des ressources. Alors que le Sénégal et la Mauritanie s’apprêtent à entrer en production avec GTA, le Nigeria tente de réaffirmer sa position de leader gazier. Mais ces dynamiques posent une question centrale : la région saura-t-elle construire une coopération énergétique qui dépasse la simple compétition, ou chaque pays continuera-t-il à tirer seul son épingle du jeu ? Les décisions d’investissement des prochains mois seront scrutées de près.