Le groupe norvégien BW Energy a annoncé avoir découvert, pour la première fois, des hydrocarbures liquides sur le champ de Kudu situé en offshore profond au large de la Namibie. Le puits Kharas-1, foré dans le cadre de la licence PPL003, a révélé la présence de condensats et d’huile légère dans des niveaux volcaniques fracturés, modifiant la nature du projet initialement prévu comme un développement strictement gazier.
Un projet transformé par la présence de liquides
Jusqu’à présent, Kudu était envisagé comme un projet « gas-to-power », destiné à alimenter une centrale thermique d’une capacité de 420 à 800 mégawatts. La découverte de liquides permet désormais d’envisager une exploitation mixte, intégrant à la fois une production électrique domestique et des exportations de pétrole. Cette évolution pourrait améliorer significativement la rentabilité du projet en diversifiant ses flux de revenus et en attirant des partenaires financiers plus enclins à financer un modèle incluant des hydrocarbures vendus à l’international.
Un calendrier de décision repoussé
La décision finale d’investissement, attendue initialement d’ici 2025, a été reportée à la fin de l’année 2026. Ce décalage reflète à la fois la nécessité de redessiner le concept industriel autour d’une unité flottante de production (FPU) et d’une centrale modulaire à cycle combiné, et la volonté du gouvernement namibien de réduire sa part dans le financement du projet. BW Energy, qui détient 95 % de la licence via sa filiale BW Kudu, cherche à structurer un montage financier reposant majoritairement sur des partenaires privés.
Un actif stratégique pour la Namibie
Le champ de Kudu représente un atout majeur pour la sécurité énergétique de la Namibie, dont plus de 60 % de la consommation électrique provient d’importations. Le projet pourrait fournir jusqu’à 60 % de la demande nationale en période de pointe et contribuer à stabiliser les flux dans le Southern African Power Pool (SAPP). Le régulateur national de l’électricité a été saisi pour une licence de production de 420 mégawatts.
Contraintes géologiques et concurrence régionale
Le réservoir volcanoclastique où ont été identifiés les liquides présente une structure hétérogène, nécessitant des solutions techniques adaptées pour maximiser la récupération. Le développement de Kudu pourrait entrer en concurrence avec les projets voisins Graff et Venus, pilotés par des majors internationales, qui mobilisent déjà d’importants moyens logistiques et humains dans le bassin de l’Orange. La mutualisation des infrastructures pourrait, cependant, offrir des synergies si les calendriers de mise en production s’alignent.
Effets attendus sur le portefeuille de BW Energy
BW Energy, déjà présent au Gabon et au Brésil, voit dans Kudu une opportunité de diversification de ses revenus, avec un potentiel de production mixte pétrole-gaz. Le projet pourrait représenter un levier important pour atteindre l’objectif de 90 000 barils équivalent pétrole par jour à l’horizon 2028. Toutefois, la société devra arbitrer ses ressources entre Kudu et d’autres projets majeurs comme Maromba au Brésil, dont les besoins en capital sont également significatifs.
Perspectives de financement et de régulation
La Namibie n’est actuellement pas soumise à des sanctions internationales affectant les projets énergétiques, mais les institutions financières impliquées dans le financement du projet exigeront des garanties de conformité. Le recours au financement en dollar américain et la participation potentielle de banques multilatérales nécessiteront une vigilance accrue sur la chaîne contractuelle et sur les partenaires commerciaux associés au développement.
