par energy_isere » Hier, 11:58
Namibie : 5 raisons pour lesquelles Galp peine à attirer un partenaire sur Mopane
Agence Ecofin 25 juillet 2025
En janvier 2025, de nouvelles découvertes pétrolières ont été rapportées sur le gisement Mopane situé au large des côtes de la Namibie. Plusieurs campagnes fructueuses ont ainsi été effectuées sur cet actif depuis 2023 par l’opérateur Galp qui cherche désormais à en céder une partie.
Depuis plusieurs mois, la société pétrolière portugaise Galp Energia, qui opère le bloc PEL 83, situé en Namibie sur le bassin offshore d’Orange, cherche activement à céder une partie des 80 % des intérêts qu’elle détient sur ce site où le gisement pétrolier Mopane a été découvert. Selon des informations relayées lundi 21 juillet dans la presse internationale, elle prévoit de sécuriser un partenaire stratégique d’ici la fin de l’année.
Malgré l’estimation de 10 milliards de barils équivalents pétrole sur Mopane, Galp n’a en effet pas encore réussi à attirer de partenaire pour développer le gisement. Par exemple, ExxonMobil s’est retirée des discussions engagées, et Petrobras n’a pas donné suite à son offre initiale.
Si la compagnie n’a pas officiellement communiqué les raisons de ces blocages, plusieurs éléments permettent de mieux comprendre les facteurs de prudence qui entourent ce gisement pourtant considéré comme l’un des plus prometteurs, découvert en Namibie ces trois dernières années.
Un modèle économique et une volumétrie à confirmer
Malgré des résultats de forage encourageants, Galp n’a pas encore publié de certification indépendante des réserves ni arrêté de plan de développement. À ce stade, le gisement Mopane en est encore à une étape où les volumes commercialisables, les ratios brut/gaz et la configuration des réservoirs sont à évaluer.
Pour un investisseur potentiel, le manque de visibilité sur les coûts totaux, les infrastructures nécessaires et les scénarios de monétisation du projet constituent un frein à toute décision d’entrée dans le bloc PEL 83, qui impliquerait un engagement de capital conséquent à long terme.
Une forte proportion de gaz difficile à monétiser
Selon plusieurs sources industrielles, les gisements pétroliers découverts dans le bassin d’Orange, dont Mopane, ou encore Graff de Shell et Venus de TotalEnergies, présentent une teneur élevée en gaz. Un facteur contraignant pour un investisseur ciblant principalement l’extraction de pétrole brut.
À cela s’ajoute l’interdiction de torchage imposée par la réglementation locale, ce qui implique de trouver une valorisation économique du gaz associé, à défaut de le réinjecter, en investissant par exemple dans une infrastructure de liquéfaction.
Ce double défi allonge non seulement les délais de production, mais entame également la rentabilité du gisement à court terme. Dans ce contexte, l’actif présente un profil d’investissement jugé plus incertain sur les plans financier et opérationnel.
Des coûts de développement élevés en eaux profondes
Situé à environ 3000 mètres de profondeur, le gisement Mopane se trouve dans une zone d’offshore ultra-profond, l’une des plus complexes techniquement à exploiter. À ce niveau de profondeur, un raccordement au littoral implique de recourir à des installations spécialisées, comme une unité flottante de production (FPSO), des pipelines sous-marins longue distance, et des systèmes de traitement autonomes.
En l’absence d’infrastructures existantes, développer ce type de champ implique de construire l’ensemble de la chaîne logistique en offshore. Ce contexte se traduit par des coûts initiaux très élevés, susceptibles de dissuader certains opérateurs.
Un changement de contrôle opérationnel à négocier
Galp a indiqué ne pas vouloir conserver la majorité du projet Mopane ni en assurer l’exploitation. Le futur partenaire devra donc assumer le rôle d’opérateur, avec la responsabilité de piloter le développement technique, financier et réglementaire du gisement. Dans un contexte encore incertain sur la rentabilité et les volumes, s’engager sur l’intégralité de la chaîne opérationnelle peut freiner les candidats les plus prudents.
Un cadre réglementaire plus exigeant sur le contenu local
Depuis fin 2024, la Namibie a renforcé ses exigences en matière de contenu local dans l’amont pétrolier. Les compagnies doivent désormais soumettre des plans détaillés sur l’emploi local, la sous-traitance nationale et le transfert de compétences, conformément à la politique nationale approuvée par le gouvernement. Une complication supplémentaire à l’entrée d’un nouvel acteur, notamment s’il ne dispose pas déjà d’un ancrage local structuré.
Malgré tous les obstacles rencontrés jusqu’ici, l’entreprise portugaise qui revendique un bénéfice net ajusté de 373 millions d’euros (environ 437 millions de dollars) au deuxième trimestre 2025, en hausse de 25 % en glissement annuel, n’abandonne pas son objectif.
https://www.agenceecofin.com/actualites ... sur-mopane
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Agence Ecofin 25 juillet 2025
En janvier 2025, de nouvelles découvertes pétrolières ont été rapportées sur le gisement Mopane situé au large des côtes de la Namibie. Plusieurs campagnes fructueuses ont ainsi été effectuées sur cet actif depuis 2023 par l’opérateur Galp qui cherche désormais à en céder une partie.
Depuis plusieurs mois, la société pétrolière portugaise Galp Energia, qui opère le bloc PEL 83, situé en Namibie sur le bassin offshore d’Orange, cherche activement à céder une partie des 80 % des intérêts qu’elle détient sur ce site où le gisement pétrolier Mopane a été découvert. Selon des informations relayées lundi 21 juillet dans la presse internationale, elle prévoit de sécuriser un partenaire stratégique d’ici la fin de l’année.
Malgré l’estimation de 10 milliards de barils équivalents pétrole sur Mopane, Galp n’a en effet pas encore réussi à attirer de partenaire pour développer le gisement. Par exemple, ExxonMobil s’est retirée des discussions engagées, et Petrobras n’a pas donné suite à son offre initiale.
Si la compagnie n’a pas officiellement communiqué les raisons de ces blocages, plusieurs éléments permettent de mieux comprendre les facteurs de prudence qui entourent ce gisement pourtant considéré comme l’un des plus prometteurs, découvert en Namibie ces trois dernières années.
[b]Un modèle économique et une volumétrie à confirmer[/b]
Malgré des résultats de forage encourageants, Galp n’a pas encore publié de certification indépendante des réserves ni arrêté de plan de développement. À ce stade, le gisement Mopane en est encore à une étape où les volumes commercialisables, les ratios brut/gaz et la configuration des réservoirs sont à évaluer.
Pour un investisseur potentiel, le manque de visibilité sur les coûts totaux, les infrastructures nécessaires et les scénarios de monétisation du projet constituent un frein à toute décision d’entrée dans le bloc PEL 83, qui impliquerait un engagement de capital conséquent à long terme.
[b]Une forte proportion de gaz difficile à monétiser[/b]
Selon plusieurs sources industrielles, les gisements pétroliers découverts dans le bassin d’Orange, dont Mopane, ou encore Graff de Shell et Venus de TotalEnergies, présentent une teneur élevée en gaz. Un facteur contraignant pour un investisseur ciblant principalement l’extraction de pétrole brut.
À cela s’ajoute l’interdiction de torchage imposée par la réglementation locale, ce qui implique de trouver une valorisation économique du gaz associé, à défaut de le réinjecter, en investissant par exemple dans une infrastructure de liquéfaction.
Ce double défi allonge non seulement les délais de production, mais entame également la rentabilité du gisement à court terme. Dans ce contexte, l’actif présente un profil d’investissement jugé plus incertain sur les plans financier et opérationnel.
[b]Des coûts de développement élevés en eaux profondes[/b]
Situé à environ 3000 mètres de profondeur, le gisement Mopane se trouve dans une zone d’offshore ultra-profond, l’une des plus complexes techniquement à exploiter. À ce niveau de profondeur, un raccordement au littoral implique de recourir à des installations spécialisées, comme une unité flottante de production (FPSO), des pipelines sous-marins longue distance, et des systèmes de traitement autonomes.
En l’absence d’infrastructures existantes, développer ce type de champ implique de construire l’ensemble de la chaîne logistique en offshore. Ce contexte se traduit par des coûts initiaux très élevés, susceptibles de dissuader certains opérateurs.
[b]Un changement de contrôle opérationnel à négocier[/b]
Galp a indiqué ne pas vouloir conserver la majorité du projet Mopane ni en assurer l’exploitation. Le futur partenaire devra donc assumer le rôle d’opérateur, avec la responsabilité de piloter le développement technique, financier et réglementaire du gisement. Dans un contexte encore incertain sur la rentabilité et les volumes, s’engager sur l’intégralité de la chaîne opérationnelle peut freiner les candidats les plus prudents.
[b]Un cadre réglementaire plus exigeant sur le contenu local[/b]
Depuis fin 2024, la Namibie a renforcé ses exigences en matière de contenu local dans l’amont pétrolier. Les compagnies doivent désormais soumettre des plans détaillés sur l’emploi local, la sous-traitance nationale et le transfert de compétences, conformément à la politique nationale approuvée par le gouvernement. Une complication supplémentaire à l’entrée d’un nouvel acteur, notamment s’il ne dispose pas déjà d’un ancrage local structuré.
Malgré tous les obstacles rencontrés jusqu’ici, l’entreprise portugaise qui revendique un bénéfice net ajusté de 373 millions d’euros (environ 437 millions de dollars) au deuxième trimestre 2025, en hausse de 25 % en glissement annuel, n’abandonne pas son objectif.
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