El petróleo offshore Nigeria ha configurado un corredor invisible que dinamiza el Golfo de Guinea. A través de plataformas flotantes, tuberías submarinas y zonas francas, el país se ha posicionado como líder regional. Desde el primer FPSO en 2018, la industria ha sido testigo de una transformación que desafía al modelo extractivo terrestre.
Nigeria, potencia offshore diversificada
Nigeria es el mayor productor de petróleo en África subsahariana. Según la OPEP, en junio de 2025 su producción rondaba 1.4 millones de barriles diarios, de los cuales entre 55 % y 60 % proviene del sector offshore . Este desplazamiento del delta del Níger a las plataformas marinas responde a dos razones principales: seguridad y eficiencia logística.
Empresas como Shell, ExxonMobil y TotalEnergies han desarrollado más de 60 instalaciones marinas, desde plataformas fijas hasta FPSO. El desarrollo técnico ha incluido instalaciones para aguas profundas (1 200–1 500 m), telemetría submarina y embarcaciones de apoyo logístico.
El FPSO Egina: innovación en alerta temprana
El FPSO Egina es uno de los proyectos junctura para el sector. Iniciado en 2012 y operativo desde 2018, está ubicado a más de 130 km al sur de la costa de Bayelsa y procesa 200 000 barriles por día, con almacenamiento de hasta 2.3 millones de barriles. El crudo se transfiere directamente a tanqueros, sin necesidad de ductos terrestres, reduciendo riesgos. Este proyecto incluyó un 50 % de construcción local en astilleros nigerianos, reclutando más de 3 000 trabajadores durante su fase crítica .
Onne: epicentro logístico offshore
La Oil and Gas Free Zone Authority en Onne, Rivers State, destaca como zona franca energética. Creada en 1998 y consolidada en 2015, Onne facilita importación de equipamiento, talleres de ingeniería, almacenamiento y despacho técnico. Empresas como Schlumberger, Baker Hughes y Halliburton operan allí, generando hasta 10 000 empleos indirectos y movilizando cerca de 500 servicios mensuales a plataformas marinas.
Glebas y proyectos futuros (2025–2030)
El marco legal de Nigeria se reformó con la Petroleum Industry Act (PIA) en 2021, vigente desde abril de 2022. Esta ley amplía la participación del Estado y mejora la transparencia del sector. En 2023–2024, Shell evaluó el desarrollo del campo Preowei (bloque OML 138), con estimaciones preliminares de 150 000 barriles diarios. TotalEnergies proyecta el campo Bonga Southwest Aparo (OML 118) hacia 2027.
Según la Agencia Internacional de Energía (IEA) y Rystad Energy, se espera un crecimiento de entre 5–8 % anual en la producción offshore nigeriana hasta 2030 . Sin embargo, el país debe afrontar desafíos como corrupción, interrupciones de exportación y competencia con nuevos actores como Angola y Ghana.
Implicaciones geopolíticas y sociales
El modelo offshore permite a Nigeria mejorar su rentabilidad exportadora. Al reducir robos y sabotajes, así como acortar tiempos logísticos, se fortalecen los contratos de largo plazo con Europa y Asia. No obstante, persisten desafíos sobre impacto ambiental (derrames en 2020 y 2022 en Bayelsa), distribución justa de renta y reclamos de comunidades locales.
Además, existe presión internacional para acelerar la transición energética. Aunque Nigeria planea invertir en bioenergía, gas y renovables, el petróleo seguirá siendo clave hasta al menos 2035.
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