La compétition pour les ressources industrielles offshore devient le déterminant central du calendrier pétrolier namibien. La disponibilité des FPSO et des drillships de dernière génération structure désormais les décisions d’investissement, les fenêtres de forage et l’ordre d’entrée en production. Dans ce cadre, l’arbitrage entre campagnes d’exploration supplémentaires, gestion du gaz associé et verrouillage des capacités des chantiers navals pèse autant que le sous-sol. Les opérateurs doivent intégrer ces contraintes dès la conception des schémas de mise en production, sans hypothèses promotionnelles, mais sur la base des coûts et des plannings disponibles.
Reprise de l’exploration et réalignement du séquencement
Shell a indiqué préparer une nouvelle campagne d’exploration sur la PEL 39 avec des forages à partir de 2026, aux côtés de QatarEnergy et de NAMCOR. Cette perspective intervient après plusieurs découvertes et s’inscrit dans une évaluation continue du potentiel du bassin Orange. Les parts dans la PEL 39 sont de 45 % pour Shell (opérateur), 45 % pour QatarEnergy et 10 % pour NAMCOR.
L’environnement immédiat reste contraint par une dépréciation de l’ordre de 400 millions de dollars sur la PEL 39. Les difficultés techniques identifiées concernent la mobilité des fluides, la perméabilité et un GOR élevé, autant de facteurs qui compliquent la viabilité économique d’un développement. Ces éléments constituent des paramètres clés dans la hiérarchisation des travaux à venir.
Paramètre coût : l’exigence des opérateurs sur les seuils d’investissement
Pour TotalEnergies, la décision finale d’investissement (FID) concernant le projet Venus demeure conditionnée par un objectif de coût unitaire. L’entreprise vise un seuil inférieur à 20 dollars par baril pour valider la prochaine phase, avec un FID attendu en 2026. La combinaison d’une grande profondeur d’eau et d’un GOR élevé impose un schéma de développement capable d’atteindre cet objectif.
La disponibilité des FPSO constitue un goulot d’étranglement mondial, avec une forte concentration des commandes en Amérique du Sud. Le carnet d’unités de grande capacité absorbe une part significative des créneaux disponibles dans les chantiers navals, allongeant les délais et augmentant les coûts pour d’autres bassins émergents.
Paramètre temps : les rigs deepwater à des dayrates élevés
Le segment forage en eaux profondes est marqué par des dayrates élevés pour les drillships de sixième et septième générations. Les estimations pour 2025 placent les tarifs journaliers entre 400 000 et plus de 500 000 dollars, avec certains cas au-delà de 600 000 dollars dans des marchés tendus. L’accès à des navires disponibles au bon moment devient une variable décisive pour les campagnes multi-puits.
Ces niveaux de coûts, conjugués à la durée des campagnes et aux exigences logistiques (navires de soutien, équipements subsea, unités de complétion), incitent les opérateurs à mutualiser les programmes ou à lisser les séquences dans le temps. Le séquencement namibien doit composer avec les arbitrages opérés sur d’autres zones comme le golfe du Mexique, l’Amérique du Sud ou l’Afrique de l’Ouest, où la demande reste soutenue.
Cadre fiscal et contenu local : paramètres d’équilibre financier
Le cadre fiscal namibien repose sur un régime tax-royalty combinant une Petroleum Income Tax à 35 %, une Additional Profits Tax par paliers selon les rendements, et des redevances. L’équilibre des projets dépend à la fois des coûts techniques et de la structure d’imposition.
Le contenu local fait l’objet d’une politique dédiée, visant à renforcer la participation nationale et à développer une chaîne d’approvisionnement domestique. Les autorités ont exprimé l’ambition d’augmenter la part détenue par l’État via NAMCOR et d’imposer des seuils de contenu local dans les plans d’exploitation. Ces exigences ajoutent des jalons réglementaires à intégrer dès la phase de planification.
Objectif de première huile et trajectoires concurrentes
Les autorités ont confirmé l’objectif d’une première huile d’ici 2030, échéance qui coexiste avec différents jalons industriels. Venus est souvent identifié comme le projet pilote potentiel, sous réserve du FID et du respect des seuils de coût. Les découvertes négatives ailleurs dans le pays ne remettent pas en cause cette trajectoire, mais renforcent l’importance accordée à la qualité des cibles et à la discipline financière.
Sur la PEL 85, Rhino Resources et Azule Energy avancent sur un calendrier accéléré, avec des forages en cours et une cible de mise en production autour de 2030. Le partenariat inclut une option pour Azule d’opérer le développement, ce qui pourrait permettre une mutualisation des expertises techniques. L’existence de trajectoires parallèles accentue la pression sur les ressources industrielles partagées (rigs, FPSO, équipements subsea).
Dimension gaz : réinjection, traitement et voies de commercialisation
La gestion du gaz associé reste un enjeu central. Le GOR élevé et les grandes profondeurs d’eau orientent les projets vers des schémas favorisant la réinjection de gaz, du moins en phase initiale, afin de contenir les coûts et d’éviter des investissements prématurés dans l’évacuation. Ce paramètre influe directement sur le dimensionnement des FPSO, la gestion des compresseurs et le profil de production.
La commercialisation du gaz (électricité domestique, FLNG) reste à définir. Pour l’instant, les décisions techniques se concentrent sur la maîtrise des coûts unitaires plutôt que sur l’ouverture de débouchés commerciaux. Les choix liés à la chaîne midstream gaz introduisent une incertitude supplémentaire quant au calendrier et aux spécifications d’ingénierie.
Mouvements d’actifs et M&A : Mopane comme variable d’ajustement
Sur la PEL 83, Galp Energia poursuit l’évaluation du complexe Mopane avec une campagne prolongée et un processus visant à faire entrer un partenaire opérateur en vue d’un développement multi-FPSO. Les premières estimations évoquent un potentiel de plusieurs milliards de barils équivalent pétrole in-place, avec des volumes récemment confirmés et une stratégie de cession partielle en cours.
Ce mouvement crée un effet d’entraînement : l’arrivée d’un major sur Mopane pourrait accélérer les arbitrages concernant les flottes (drillships, FPSO) et influencer indirectement les capacités disponibles pour les autres licences. L’intérêt des supermajors pour les positions opérées en Namibie se renforce dans un contexte global où les grands bassins deepwater deviennent rares.
