¿Está resurgiendo el petróleo en aguas profundas de Nigeria?

El sector de petróleo en aguas profundas de Nigeria, considerado uno de los mayores activos energéticos de África, vuelve a captar la atención de las grandes petroleras internacionales tras más de una década de escasa inversión. El punto de inflexión llegó a finales de 2024 con la decisión final de inversión (FID) del proyecto Bonga North, un hito que marcó el inicio de una nueva etapa para una industria cuya producción había caído desde unos 800.000 barriles diarios en 2016 hasta menos de 500.000 una década después, según Wood Mackenzie.

Reformas regulatorias e incentivos fiscales

El cambio responde, en gran medida, a la estrategia del Gobierno del presidente Bola Ahmed Tinubu, que busca elevar la producción nacional hasta 3 millones de barriles diarios y 12.000 millones de pies cúbicos de gas por día para 2030. Para lograrlo, el Ejecutivo ha impulsado reformas regulatorias, renovado contratos históricos entre la petrolera estatal NNPCL y las compañías internacionales, y aprobado incentivos fiscales que favorecen especialmente a los proyectos que alcancen la FID antes de 2029.

Estas medidas han reactivado el interés de las grandes petroleras —Shell, ExxonMobil, Eni y TotalEnergies—, que consideran Nigeria un destino estratégico para asegurar grandes volúmenes de producción en la próxima década. En conjunto, cuatro grandes proyectos podrían poner en valor más de 2.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.

El primer gran avance fue la aprobación de Bonga North por parte de Shell, veinte años después de su descubrimiento. Poco después, ExxonMobil autorizó una inversión de 1.000 millones de dólares en el proyecto Usan Infill, dentro de un plan más amplio de 10.000 millones destinado al desarrollo de sus activos offshore en el país.

Se intensifican las operaciones corporativas

Paralelamente, las operaciones corporativas se han intensificado para consolidar posiciones y agilizar futuros desarrollos. TotalEnergies acordó adquirir el 50 % de ConOil en el descubrimiento Egina South, mientras que Shell incrementó su participación en el bloque OML 118 mediante la compra del 10 % que poseía TotalEnergies, con el objetivo de acelerar el proyecto Bonga Southwest-Aparo.

Además de estos desarrollos, varios proyectos avanzan hacia su decisión final de inversión, entre ellos Owowo (ExxonMobil), Zabazaba y Etan (Eni), considerados fundamentales para incrementar la producción de crudo del país. Otros activos, como Bosi o el gasífero Nnwa-Doro, también permanecen en cartera, aunque este último enfrenta mayores desafíos técnicos y de costes.

Si todos estos proyectos llegan a materializarse, Nigeria podría añadir hasta 700.000 barriles diarios de petróleo y 950 millones de pies cúbicos diarios de gas en su pico de producción, reforzando significativamente su posición como principal productor de hidrocarburos de África.

No obstante, el optimismo convive con importantes incertidumbres. La ejecución de los proyectos sigue siendo el principal desafío, junto con la necesidad de coordinar a los socios inversores, obtener autorizaciones regulatorias, resolver acuerdos de comercialización de gas y afrontar las limitaciones de la cadena de suministro offshore.

También influirá el estado de las infraestructuras existentes: aunque aprovechar la capacidad disponible en plataformas flotantes (FPSO) puede reducir costes y riesgos, muchas instalaciones requieren modernización. Los proyectos que necesiten nuevas FPSO afrontarán inversiones más elevadas, plazos más largos y mayores riesgos de ejecución.

En los próximos 18 meses, el mercado seguirá especialmente la evolución de Bonga Southwest-Aparo, Zabazaba y Preowei. Si estos desarrollos alcanzan la FID, el renacimiento del petróleo en aguas profundas de Nigeria dejará de ser una expectativa para convertirse en una realidad con impacto directo sobre la producción, las exportaciones y los ingresos del país.