Le Niger produit 110 000 barils de pétrole brut par jour, mais ses habitants font la queue aux stations-service. Ce paradoxe, qui n’a rien d’accidentel, s’explique en grande partie par une architecture capitalistique conçue pour l’exportation et dominée à tous les niveaux par la China National Petroleum Corporation.
Une emprise capitalistique à double détente
L’arithmétique est limpide. Dans le projet d’Agadem, la CNPC détient 65 % des parts, contre 15 % pour l’État nigérien et 20 % pour la société taïwanaise CPC. Même configuration en aval : à la Société de raffinage de Zinder (SORAZ), la CNPC contrôle 60 % du capital, l’État ne pesant que les 40 % restants. Autrement dit, le géant pétrolier chinois tient simultanément la production en amont et la transformation en aval deux leviers suffisants pour façonner les flux à sa convenance.
Ce double ancrage n’est pas une anomalie nigérienne. Au Tchad, la CNPC détient également 60 % de la raffinerie de Djermaya, partenaire de la Société des hydrocarbures du Tchad (SHT) pour les 40 % restants. Le modèle se répète avec une régularité qui n’est pas le fruit du hasard : en prenant des participations majoritaires à la fois dans l’extraction et dans l’unique outil de raffinage du pays hôte, la CNPC s’assure une position structurelle que ni les gouvernements ni les marchés ne peuvent aisément dénouer.
L’oléoduc, révélateur du déséquilibre
Depuis le lancement de la phase II d’Agadem en novembre 2023, la production nigérienne a quintuplé. Mais la clé de répartition des volumes dit tout sur les priorités du partenariat : 90 000 barils par jour s’écoulent vers le port béninois de Sèmè via le nouvel oléoduc Niger-Bénin, tandis que seulement 20 000 barils soit 18 % de la production totale alimentent la SORAZ de Zinder.
Cette allocation est d’autant plus frappante que le contrat de partage de production signé en 2008 entre Niamey et la CNPC prévoyait initialement de consacrer la totalité de la production de la première phase au raffinage local. La construction de la SORAZ procédait de cette logique : le brut d’Agadem devait en priorité satisfaire la demande intérieure. La phase II a inversé la hiérarchie, faisant de l’exportation le centre de gravité du dispositif.
Le résultat concret : en mars 2025, la SONIDEP ne recevait que 23 à 25 camions-citernes d’essence par jour, contre un besoin estimé à 45 à 50. Les villes de Zinder, Maradi, Agadez et Arlit ont connu des ruptures d’approvisionnement inédites. La formule de La Revue Afrique résume la contradiction : « La CNPC exporte ainsi la quasi-totalité du pétrole nigérien vers l’étranger alors que le pays traverse actuellement une pénurie de carburant qui rend le quotidien des Nigériens de plus en plus difficile. »
La SORAZ, pour sa part, n’atteignait pas sa capacité nominale de 20 000 barils par jour : sa production effective tournait autour de 16 500 barils, soit environ 82,5 % du potentiel théorique, ce qui aggravait encore l’écart entre offre et demande intérieure.
La réponse de Niamey : audit, puis négociation
Face à ces tensions, le Conseil des ministres du 18 mars 2025, présidé par le général Abdourahamane Tiani, a ordonné un audit de la gestion de la CNPC NP et de ses relations avec l’État nigérien. Démarche prudente : le gouvernement nigérien a soigneusement évité d’accuser publiquement la CNPC d’avoir délibérément organisé les pénuries, préférant cibler la gouvernance du partenariat plutôt que les intentions de l’opérateur.
Cette retenue calculée a néanmoins débouché sur des concessions tangibles. Les accords conclus en mai 2026 ont abouti à une baisse du tarif de transport du brut sur le pipeline Niger-Bénin, de 27 à 15 dollars par baril, à une participation de 45 % de l’État nigérien dans WAPCO, la filiale opératrice du pipeline, et à un engagement d’environ un milliard de dollars d’investissements chinois dans deux projets pétroliers supplémentaires. Un rééquilibrage partiel, que certains observateurs relativisent toutefois : plusieurs de ces concessions étaient déjà prévues dans les contrats initiaux et n’avaient simplement pas été appliquées.
L’AES, variable dépendante d’un système qu’elle ne contrôle pas
La dimension régionale ajoute une couche d’ironie à la situation. Le Niger, membre fondateur de l’Alliance des États du Sahel aux côtés du Mali et du Burkina Faso, est censé incarner une rupture avec les logiques de dépendance héritées. Pourtant, le 22 novembre 2025, la première opération d’envergure de solidarité énergétique au sein de l’AES s’est limitée à 82 camions-citernes de carburant livrés au Mali, volume modeste rapporté aux 2,665 milliards de litres importés par Bamako en 2024.
Un accord signé en avril 2024 prévoyait la cession au Mali de 150 millions de litres de gasoil à tarif préférentiel sur douze mois. Son exécution n’a pas pu être vérifiée de manière indépendante. L’ambition d’un corridor énergétique sahélien auto-suffisant se heurte au même obstacle structurel : tant que la CNPC orientera les volumes vers l’exportation maritime plutôt que vers le raffinage local, le Niger ne pourra pas transformer sa production en levier de puissance régionale.
Une souveraineté pétrolière encore incomplète
Le parallèle gabonais est instructif. Le Gabon, producteur de quelque 220 000 barils par jour, importe une large part de ses carburants raffinés parce que sa SOGARA ne couvre que 25 à 40 % des besoins nationaux. Le Niger reproduit la même structure de dépendance, à cette différence près : les volumes produits localement sont physiquement disponibles, mais orientés vers l’export par un opérateur étranger majoritaire. La pénurie n’est pas ici le produit d’une insuffisance de ressources brutes, mais d’une architecture contractuelle qui place les intérêts de l’exportateur avant ceux du marché domestique.
Les données publiées par la SONIDEP montrent certes une progression spectaculaire des volumes distribués : de 1,012 million de litres en 2022 à 19,305 millions entre janvier et août 2026. Mais cette hausse, réelle, n’a pas résorbé les files d’attente aux pompes, signe que la demande a cru plus vite encore. La renégociation de 2026 constitue une inflexion, pas une transformation. La question de fond, qui décide, in fine, de combien de barils restent au Niger n’est pas encore tranchée.
Sources
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Hydrocarbures : 110 000 barils par jour, mais toujours des files d’attente — L’autre Républicain, septembre 2026
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Pétrole du Niger : 20 000 barils/jour, trop peu pour l’AES — Notre Afrik, 2026
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La Revue Afrique (@larevueafrique) — Compte X, octobre 2026
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Communiqué du Conseil des ministres du 18 mars 2025 — Gouvernement du Niger
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Niger : Niamey gagnée par le spectre de la pénurie d’essence — Jeune Afrique, 2025
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Niger-Chine : le pari pétrolier de la souveraineté — Demain Afrique, 2026
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Raffinerie de Djermaya : le Tchad cherche à optimiser son contrat avec la CNPCIC — Ecomatin, 2025
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Economie : le pétrole au Niger, les efforts de la SORAZ — Les Échos du Niger, mars 2025
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Gabon : une nouvelle pénurie de carburant qui révèle les fragilités de la chaîne d’approvisionnement — Sika Finance, 2026