Analyse
La stratégie NNPC de septembre 2026 indique plus de 215 trillions de pieds cubes de réserves prouvées et vise 10 milliards de pieds cubes standard par jour en 2027. Les comptes audités 2025 donnent une moyenne annuelle de 7,2 milliards. Stock de réserves, moyenne historique et objectif de flux sont distincts.
La stratégie attribue 22 Mt/an de capacité aux trains 1–6 de Nigeria LNG et vise l’achèvement du train 7 en 2027. La capacité installée n’est pas l’exportation réelle. Électricité et industrie rivalisent avec le LNG pour le gaz traité, tandis que collecte et transport limitent l’accès aux réserves. L’échéance du train 7 ne signifie pas une mise en service effective.
Preuves et mesures
La production totale 2025 atteint 2606,2 milliards de pieds cubes ; divisée par 365, elle donne environ 7,14 milliards par jour, cohérents avec 7,2 arrondis. Ce n’est pas un débit d’octobre 2026. La part en fonds propres de NNPC, 1154,9 milliards, diffère du total.
NNPC signale l’achèvement du tronc AKK de 40 pouces et 623 kilomètres et de la traversée du Niger, la mise en service du comptage ANOH–OB3 et la préparation au démarrage d’une usine ANOH de 300 millions de pieds cubes/jour. Ce sont des états différents ; le tronc achevé ne prouve pas tout le réseau. Ces étapes ne prouvent ni compresseurs prêts, ni sources et clients raccordés, ni livraison quotidienne stable.
Chaîne technique
Le gaz passe des puits à la collecte, séparation, traitement puis transport vers LNG ou usages intérieurs. Chaque interface impose pression, qualité et comptage. Sans liaison ou acheteur, une réserve peut rester économiquement inaccessible. Il faut cartographier les débits fermes par route et date.
Si la moyenne arrondie 2025 de 7,2 sert de base hypothétique, atteindre 10 nécessite 2,8 milliards de pieds cubes/jour supplémentaires, soit près de 39 %. C’est un calcul, pas une prévision ni une affirmation sur 2026. Puits, traitement, transport et compensation des déclins sont requis.
Mécanisme économique
Une usine hypothétique de 300 millions de pieds cubes/jour à 80 % traiterait 240 millions, soit 0,24 milliard par jour, environ 8,6 % de l’écart illustratif de 2,8. Le débit réel d’ANOH peut différer ; sa capacité prête au démarrage n’est pas un débit observé. Une seule usine ne peut être supposée combler l’écart national.
Le gaz supplémentaire peut alimenter électricité et industrie ou créer des recettes LNG. La comparaison dépend des tarifs, recouvrements, traitements, péages et marges d’exportation. Les sources ne donnent ni allocation ferme ni comparaison financière par projet. Aucune supériorité générale des exportations sur l’usage local n’est démontrée.
Sensibilité illustrative
Les 22 Mt/an des trains 1–6 sont une capacité. À utilisation fictive de 80 %, cela donnerait 17,6 Mt/an ; à 90 %, 19,8. Ce ne sont pas les exportations 2025 déclarées. Composition et combustible manquent pour convertir directement tonnes en pieds cubes.
Les choix de capital doivent vérifier successivement réserves, essais des puits, collecte, traitement, comptage, transport et production durable. Le LNG sans liens fermes risque la sous-utilisation ; l’amont sans client risque la réduction de production. Chaque étape demande aussi des acheteurs fermes et une capacité de traitement adaptée.
Incertitude et décisions
Au 6 octobre, les chiffres 2027 et 2030 et le calendrier du train 7 restent des objectifs. La production auditée 2025 est historique ; les goulots par route et allocations contraignantes ne sont pas publiés. Mesures quotidiennes et essais amélioreront l’analyse. NNPC vise 12 milliards de pieds cubes/jour en 2030.
Il faut rapprocher production brute, part NNPC, ventes intérieures et alimentation LNG sur la même période et base de mesure, puis tester le débit ferme de chaque liaison. Les scénarios éclairent l’échelle et les contraintes sans transformer automatiquement les réserves en cargaisons.