fr.wedoany.com Rapport : L’attention portée à l’exploration en eaux profondes dans le bassin d’Orange, en Namibie, passe désormais du succès exploratoire à l’exécution commerciale. Opérateurs, investisseurs et bailleurs de fonds évaluent si ces découvertes répondent aux exigences techniques, commerciales et réglementaires nécessaires pour passer à la décision finale d’investissement. Bien que ce bassin soit rapidement devenu l’une des zones d’exploration en eaux profondes les plus suivies au monde, les priorités du secteur ont évolué.
En trois ans, Shell a foré plusieurs puits d’exploration dans le bloc PEL39, notamment Graff, La Rona et Jonker, confirmant l’existence d’un système pétrolier actif et le potentiel pétrolier et gazier du bassin, mais mettant également en lumière les défis liés à la transformation des découvertes en réserves commercialement exploitables. Shell a rencontré des limitations géologiques telles qu’une faible perméabilité des roches et une teneur élevée en gaz, affectant les performances de production et augmentant la complexité du développement. Début 2025, Shell a enregistré une dépréciation de 400 millions de dollars sur ses participations exploratoires en Namibie, tout en précisant qu’il s’agissait d’une dépréciation comptable et non d’un retrait du pays, réaffirmant son engagement envers le potentiel offshore namibien. Iitembu Shituula, responsable de la couverture des clients pétroliers et gaziers à la Standard Bank, a déclaré qu’il fallait replacer cette dépréciation dans le contexte du cycle de vie de l’exploration, sans y voir le reflet du potentiel à long terme de la Namibie. Shituula a indiqué à Prospect que le succès ultérieur de Merlin-1X a renforcé la confiance du marché dans le bassin d’Orange, et que le succès exploratoire continu, la croissance des ressources, la réduction des risques techniques, la certitude réglementaire et l’engagement des opérateurs à développer les découvertes sont des indicateurs plus solides de la viabilité commerciale à long terme des projets.
Découvert en 2022, le champ Venus, opéré par TotalEnergies avec la participation de QatarEnergy et de la compagnie pétrolière nationale namibienne NAMCOR, a vu ses forages d’évaluation confirmer l’existence d’un vaste réservoir dans le bassin d’Orange. Le projet est entré dans la phase précédant la décision finale d’investissement, la planification du développement étant largement achevée, et l’opérateur s’efforce de prendre une décision finale d’investissement d’ici la mi-2026. Shituula a indiqué que les bailleurs de fonds s’intéressent de plus en plus à la capacité du projet à satisfaire aux exigences commerciales et techniques nécessaires à son entrée en développement. Les étapes clés incluent une base de ressources bien évaluée, des schémas de développement techniquement et commercialement viables, une structure de coûts compétitive, une certitude réglementaire et un environnement fiscal stable. Les travaux techniques se poursuivent concernant les performances du réservoir, la conception du champ et la gestion du gaz associé, ce qui influencera le schéma final de développement du projet.
L’économie du développement reste un point central. Les références sectorielles pour les développements modernes en eaux profondes situent généralement le coût total du cycle entre 30 et 60 dollars par baril, selon la taille, les besoins en infrastructures et les performances du réservoir. Les premières modélisations suggèrent que les découvertes namibiennes pourraient se situer dans cette fourchette, mais les résultats restent très dépendants des conditions souterraines et des besoins de traitement du gaz. Les grands développements hub efficaces, avec de bonnes performances de réservoir, se situent souvent dans la partie inférieure de cette fourchette, tandis que les projets indépendants impliquant des traitements et des exigences sous-marines plus complexes sont plus coûteux. À mesure que les projets mûrissent, les investisseurs ne se concentrent plus uniquement sur le coût d’équilibre lors de l’allocation des capitaux ; celle-ci est de plus en plus dictée par la qualité des ressources, les coûts de développement, l’état de préparation à l’exécution et la progression des étapes clés.
La confiance des investisseurs dans le secteur offshore namibien reste forte, et le bassin continue d’attirer de grandes compagnies pétrolières internationales. De nouveaux entrants comme bp et Petrobras se positionnent en Namibie, tandis que les acteurs existants augmentent leur superficie et leur exposition par le biais d’acquisitions de licences et de participations. Alors que les projets mûrissent, les bailleurs de fonds différencient les projets en fonction de leur état de préparation à l’avancement. Le champ Venus devrait fournir l’indicateur le plus clair de la capacité de la Namibie à transformer le succès exploratoire en production commerciale.
