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Exploration offshore : Rhino signale des résultats encourageants en Namibie

Agence Ecofin 24 fev 2026

Rhino Resources prévoit à terme de développer les découvertes pétrogazières réalisées au large des côtes de la Namibie, sur le permis PEL 85 qu’elle opère à 42,5 %, aux côtés d’Azule Energy (42,5 %), de NAMCOR (10 %) et de Korres Investments (5 %).

Un test réalisé au large de la Namibie a permis de produire du gaz et du condensat, selon les résultats publiés par Rhino Resources Namibia Ltd et relayés lundi 23 février par des médias spécialisés citant l’opérateur. Les données communiquées font état d’une production d’environ 33 millions de pieds cubes de gaz par jour et de près de 5300 barils par jour de condensat.

Ces essais ont été effectués sur le puits Volans-1X, situé dans le bassin d’Orange, dans le cadre de l’exploration du permis PEL 85. Le forage de ce puits avait débuté en juillet 2025. Il a atteint, le 30 août 2025, une profondeur d’environ 4 500 mètres sous le niveau de la mer.

Les équipes ont procédé à des opérations de test du 5 au 13 janvier 2026 afin de mesurer les débits et recueillir des données techniques sur le réservoir. Le forage a confirmé la présence d’hydrocarbures et la capacité du puits à produire à un débit mesuré. Aucune décision de développement n’a été annoncée.

Par ailleurs, les analyses publiées indiquent que le gaz extrait contient entre 1 % et 2 % de dioxyde de carbone, ainsi que des traces d’hydrogène sulfuré estimées à environ 3 parties par million.

Une séquence de découvertes sur le PEL 85

L’annonce des résultats du test sur Volans-1X s’inscrit dans une campagne engagée par Rhino Resources Namibia Ltd dans le bassin offshore d’Orange. En février 2025, la société a annoncé une découverte d’hydrocarbures avec le puits Sagittarius-1X sur le permis PEL 85.

Quelques mois plus tard, le forage du puits Capricornus-1X a permis d’identifier un gisement de pétrole léger. Les tests réalisés sur ce puits ont indiqué un débit supérieur à 11 000 barils par jour de brut léger, sans contact avec l’eau dans le réservoir. La campagne s’est poursuivie avec le puits Volans-1X, annoncé le 1er octobre 2025 comme une troisième découverte consécutive sur PEL 85.

En octobre 2025, Rhino a indiqué vouloir engager de nouvelles opérations de forage et de tests afin de consolider les données techniques recueillies sur ses découvertes. Les gisements de Capricornus et de Volans sont situés à environ 15 kilomètres l’un de l’autre, selon les informations publiées par l’opérateur.

Ces développements interviennent dans un contexte d’intensification de l’exploration offshore en Namibie depuis 2022, année marquée par les découvertes de Venus par TotalEnergies et de Graff par Shell, toujours dans le bassin de l’Orange.

En 2024, Galp a annoncé une découverte sur le prospect Mopane. L’offshore namibien attire également de nouveaux entrants. Début février 2026, Petrobras a ainsi acquis une participation de 42,5 % dans un permis offshore namibien en partenariat avec TotalEnergies, selon les annonces publiées par les sociétés concernées.

Namibie : TotalEnergies prépare la phase 1 de production sur le bloc offshore PEL 83

Agence Ecofin 13 fev 2026

Depuis décembre 2025, la multinationale TotalEnergies s’est positionnée en tant qu’opérateur du bloc offshore PEL 83 en Namibie, à la suite d’un accord conclu avec Galp, le précédent opérateur du site.

Le groupe français TotalEnergies avance désormais vers une première phase de production sur le bloc offshore PEL 83. Dans sa présentation des résultats 2025 et des objectifs 2026 publiée mercredi 11 février, il indique travailler à la « maturation du plan complet pour un premier développement ».

Le document précise que ce premier développement serait réalisé via une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO). La capacité de production pétrolière de cette installation est envisagée à plus de 200 000 barils par jour.

Pour déterminer la capacité et l’organisation de la future production, TotalEnergies prévoit une campagne d’exploration et d’évaluation sur la période 2026-2027. En 2026, le forage d’un seul puits, dénommé « Mopane Extension well », est prévu pour quantifier les ressources maximales du gisement.

Deux puits d’évaluation supplémentaires sont programmés pour 2027. Ils visent à confirmer le plan de développement destiné à exploiter des ressources en hydrocarbures estimées, pour le gisement Mopane, dans une fourchette comprise entre 800 et 1100 millions de barils équivalents pétrole.

Par ailleurs, le calendrier figurant dans la présentation fait état d’une décision finale d’investissement envisagée pour 2028 par la compagnie et sa partenaire Galp. Aucun détail supplémentaire sur le coût du projet ou la date de mise en production n’est fourni à ce stade.

Ce développement intervient alors que, comme rapporté par Agence Ecofin en décembre 2025, TotalEnergies et le groupe portugais Galp ont signé un accord par lequel la multinationale française devient opérateur avec 40 % dans la licence PEL 83. Le périmètre comprend la découverte Mopane, précédemment majoritairement contrôlée par Galp.

Dans le cadre de cette transaction, Galp reçoit en retour une participation de 10 % dans la licence offshore PEL 56, qui héberge la découverte pétrogazière Venus, ainsi que 9,39 % dans le bloc PEL 91.

Selon les conditions de l’accord, TotalEnergies prendra en charge 50 % des dépenses d’exploration, d’évaluation et du premier développement de Mopane pour le compte de Galp qui remboursera ces dépenses via 50 % de ses futurs flux de trésorerie issus du projet. L’accord soumis aux approbations réglementaires des autorités namibiennes, devrait être finalisé cette année.

TotalEnergies et Galp réaffirment leur engagement à long terme en Namibie

Zonebourse •30/01/2026

Patrick Pouyanné, président-directeur général de TotalEnergies et Paula Amorim, présidente de Galp, ont tenu ce jour une réunion conjointe avec la présidente de la République de Namibie, Netumbo Nandi-Ndaitwah. Ils ont réaffirmé leur engagement de long terme envers le pays et fait un point sur l'avancement et les prochaines étapes de leur partenariat récemment annoncé portant sur plusieurs licences offshore clés du bassin d'Orange.

Cette réunion fait suite à l'accord par lequel TotalEnergies deviendra opérateur de la licence d'exploration pétrolière (PEL) PEL 83 qui comprend les découvertes de Mopane, tandis que Galp entrera dans les PEL 56 et PEL 91, comprenant la découverte de Venus.

Durant cette rencontre, TotalEnergies et Galp ont réaffirmé leur confiance dans le potentiel de la Namibie en tant que futur pays producteur de pétrole et de gaz. Les deux compagnies ont réitéré leur engagement en faveur du développement responsable des ressources énergétiques du pays, de la création de valeur à l'échelle nationale et d'une coopération étroite avec les institutions gouvernementales.

TotalEnergies et Galp ont informé la présidence de l'état d'avancement de la transaction et de la transition de l'opérateur, ont mis en avant les contributions attendues du partenariat en matière d'emploi, de développement des compétences et de soutien à l'industrie locale. Elles ont insisté sur l'importance de la stabilité réglementaire pour l'exécution efficace des prochaines phases des projets.

Pour le projet Venus, dont le concept de développement est bien défini, les partenaires travaillent à réunir les conditions en vue d'une potentielle décision finale d'investissement en 2026.

Concernant Mopane, une campagne d'exploration et d'appréciation de trois puits doit débuter en 2026 afin d'approfondir la connaissance des ressources et de faire progresser le projet vers la phase de développement.

Namibie : Sintana explorera le potentiel pétrogazier du bassin offshore de Walvis

Agence Ecofin 22 janvier 2026

Ces derniers mois, Sintana Energy a multiplié les initiatives pour renforcer sa présence dans l’offshore namibien, où les découvertes d’hydrocarbures se sont enchainées depuis 2022.

Le canadien Sintana Energy a annoncé, mercredi 21 janvier, avoir signé une lettre d’intention lui accordant une exclusivité pour évaluer un investissement dans le permis d’exploration offshore PEL 37, situé dans le bassin de Walvis, au large des côtes namibiennes.

« Dans les mois à venir, et grâce à l’exclusivité obtenue, nous mènerons les travaux nécessaires pour évaluer si nous souhaitons poursuivre cette expansion stratégique de notre portefeuille principal », a déclaré Robert Bose, directeur général de Sintana.

Cette exclusivité valable jusqu’au 30 avril, permet à la société de conduire des évaluations techniques, commerciales et juridiques portant à la fois sur le permis et sur son détenteur actuel, Paragon Oil and Gas, qui en possède aujourd’hui l’intégralité. Pour sécuriser cet accès prioritaire, Sintana s’est engagée à faire un dépôt de 1 million de dollars, dont un tiers restera acquis à Paragon en cas d’abandon du projet.

Le permis PEL 37 s’étend sur environ 17 295 km² et se situe immédiatement au nord de PEL 82, une autre licence offshore dans laquelle une entité affiliée à Sintana détient déjà une participation économique. Selon les termes de la lettre d’intention, la conclusion d’un accord définitif ferait de Sintana un actionnaire de Paragon Oil and Gas, lui conférant un accès indirect à la licence PEL 37. À ce stade, la société précise qu’aucune décision finale d’investissement n’a encore été arrêtée.

La démarche actuelle de Sintana vers le bassin du Walvis s’inscrit dans une présence déjà établie de la société canadienne dans l’offshore namibien, où elle détient plusieurs intérêts depuis plusieurs années, notamment dans le bassin d’Orange.

Dans cette région, Sintana est notamment partie prenante du permis PEL 83, dans lequel elle détient une participation indirecte de 10 % via une structure locale, comme l’a rapporté l’Agence Ecofin. Ce permis fait l’objet d’une nouvelle phase de forage engagée par l’opérateur portugais Galp Energia, dans le cadre des travaux d’exploration et d’appréciation géologique du potentiel du bloc.

PEL 83 constitue l’un des principaux points d’exposition de Sintana dans l’offshore namibien, aux côtés des permis PEL 79, 82, 87, 90 et 103, selon les données disponibles sur le site web de la société.

La licence PEL 79 en particulier, couvrant les blocs 2815 et 2915, est détenue dans le cadre d’une coentreprise associant notamment NAMCOR, la compagnie pétrolière publique de Namibie, et Giraffe Energy Investments, dans laquelle Sintana détient une participation indirecte de 49 %.

Namibie : la campagne d’exploration pétrolière prévue sur le PEL 39 se précise

Agence Ecofin 12 dec 2025

Le PEL 39 situé dans le bassin d’Orange au large de la Namibie, a suscité un fort engouement après les découvertes successives réalisées par l’opérateur anglo-néerlandais Shell, un engouement tempéré depuis la dépréciation annoncée pour des raisons commerciales.

Alors que Shell avait indiqué dès août 2025 qu’elle prévoyait de relancer l’exploration sur le bloc PEL 39, selon une déclaration citée par S&P Global Commodity Insights, de nouveaux éléments précisent désormais le calendrier opérationnel.

Selon l’information relayée jeudi 11 décembre par la presse internationale, le lancement de la campagne envisagé à partir d’avril 2026, prévoit un programme d’environ cinq puits d’exploration.

Ce développement intervient après une dépréciation d’environ 400 millions de dollars sur une des découvertes réalisées par Shell dans le bloc. Il s’inscrit dans un retour opérationnel destiné à acquérir des données supplémentaires et à évaluer la viabilité commerciale des ressources.

Pour cela, Shell prévoit de prospecter une zone explorée à partir de 2021, à l’origine des découvertes de Graff, La Rona et Jonker. Plusieurs analyses évoquent des difficultés géologiques, un ratio gaz/pétrole élevé et une viabilité commerciale qui n’a pas été démontrée à ce stade.

Avec cette nouvelle campagne, Shell et ses partenaires, à savoir QatarEnergy et la National Petroleum Corporation of Namibia (Namcor), compagnie pétrolière nationale, souhaitent poursuivre l’évaluation du potentiel du PEL 39 et vérifier si des volumes commercialement exploitables peuvent être mis en évidence.

Shell n’est pas la seule multinationale confrontée à des défis techniques dans le bassin d’Orange. L’agence Reuters rappelle notamment que TotalEnergies et Chevron y poursuivent aussi des travaux d’évaluation, entre découvertes majeures et puits non commerciaux.

Par ailleurs, on sait que le gisement pétrolier Mopane, sur lequel l’opérateur Galp a cédé une partie de ses intérêts à TotalEnergies, fait également l’objet d’analyses techniques sur la part de gaz dans les volumes identifiés, tandis que TotalEnergies doit en devenir opérateur à la suite d’un accord conclu il y a quelques jours.

TotalEnergies va exploiter un nouveau gisement pétrolier très convoité en Namibie

Connaissance des Énergies avec AFP le 09 décembre 2025

TotalEnergies a annoncé mardi qu'il allait exploiter le gisement très convoité de Mopane, découvert en 2024 au large de la Namibie, dans le cadre d'un accord avec la compagnie portugaise Galp.

Un potentiel d'« au moins 10 milliards de barils de pétrole »

Celui-ci prévoit que Galp et TotalEnergies deviennent coexploitants, à hauteur de 40% chacun, d'un permis comprenant la découverte Mopane, indique le groupe français dans un communiqué.

Le gisement de Mopane a un potentiel d'"au moins 10 milliards de barils de pétrole", avait évalué Galp en avril 2024.

Le géant pétrogazier et le groupe portugais vont lancer "une campagne d'exploration et d'appréciation comprenant trois puits au cours des deux prochaines années, avec un premier puits prévu en 2026", précise le texte.

Parallèlement, TotalEnergies ajoute avoir cédé à Galp une participation de 10% dans un permis "qui comprend la découverte Venus", autre gisement pétrolier offshore namibien mis au jour récemment, en 2022, et 9,39% d'un autre champ voisin.

Finalisation de la transaction attendue en 2026

Cet accord "ouvre la voie au développement d'un important hub de production" en Namibie, nouvel eldorado des compagnies pétrolières, se félicite la multinationale.

TotalEnergies "entend tirer parti de son expérience reconnue comme opérateur pour progresser vers un développement rentable et durable des découvertes de Venus et Mopane", indique son PDG Patrick Pouyanné, cité dans le communiqué.

La transaction "devrait être finalisée en 2026", après avoir été validée par les autorités namibiennes, ajoute le groupe.

Onshore namibien : un premier test concluant confirme la présence d’hydrocarbures

Agence Ecofin) - Depuis plusieurs mois, ReconAfrica mène des travaux d’exploration sur son permis onshore PEL 73, en Namibie. En janvier 2025, la compagnie avait signalé des occurrences de brut sur ce périmètre, sans disposer alors des données nécessaires pour en établir l’ampleur.

La Namibie a franchi une étape majeure dans l’exploration de son potentiel pétrolier onshore. Reconnaissance Energy Africa Ltd. (ReconAfrica) a annoncé que le puits Kavango West-1X foré sur le bloc PEL 73 dans le bassin de Kavango, a confirmé la présence d’hydrocarbures.

D’après la compagnie, les analyses réalisées après l’achèvement du forage révèlent une colonne d’environ 400 mètres, dont 64 mètres identifiés comme zones réservoirs sur la base des mesures en puits. Foré jusqu’à 4 200 mètres de profondeur, le puits a livré des enregistrements électriques attestant la présence d’hydrocarbures dans la formation géologique calcaire Otavi.

Des indices supplémentaires ont été relevés dans une zone plus profonde, naturellement fracturée. Il s’agit de la première confirmation étayée par des données de puits depuis le lancement des opérations d’exploration en 2021 dans cette partie du bassin.

Cette annonce intervient après plusieurs années d’évaluations géologiques fondées sur des données prospectives. Des résultats d’études publiées en 2024 avaient suggéré l’existence d’un système pétrolier actif dans le Damara Fold Belt et signalé des occurrences de brut sur le bloc PEL 73, sans pouvoir les corroborer par un forage profond.

Les données obtenues par Kavango West-1X permettent désormais de valider ce potentiel, renforçant la crédibilité de l’exploration onshore en Namibie, jusqu’ici éclipsée par les découvertes offshores.

Si ce développement constitue une évolution notable de la recherche d’hydrocarbures à terre en Namibie, il ne fournit pas encore la certitude qu’une exploitation commercialement viable est possible dans le périmètre. ReconAfrica prévoit de procéder à des tests de production au cours des prochaines semaines, afin de déterminer si les zones identifiées peuvent produire des débits compatibles avec une exploitation commerciale.

Ces essais constitueront la prochaine étape clé pour préciser les perspectives de développement du bloc PEL 73 et le rôle possible de l’onshore dans un contexte où la Namibie recompose sa stratégie pétrolière et gazière depuis les découvertes offshore de 2022.

Le pays qui avait évoqué en 2022 une possible entrée dans l’OPEP si ses découvertes de pétrole s’avéraient suffisamment importantes pour justifier une production commerciale, cherche à diversifier ses zones d’exploration. Il souhaite également renforcer la participation de la NAMCOR, l’entreprise pétrolière publique, et attirer des capitaux internationaux afin de bâtir un secteur capable de générer des revenus à long terme.

Namibie : Galp suscite l’intérêt des majors pour Mopane après des mois d’impasse

Agence Ecofin 20 novembre 2025

La compagnie portugaise Galp cherche, sans succès, depuis quelques mois, à céder une partie des 80 % d’intérêt qu’elle détient sur le gisement pétrolier Mopane. Peu d’investisseurs s’étaient manifestés jusque-là, malgré de nouvelles découvertes de brut annoncées en janvier.

Après plusieurs mois sans trouver d’acquéreur pour la partie de sa participation dans le projet Mopane en Namibie qu’elle souhaite céder, Galp parvient finalement à susciter des marques d’intérêt de la part de grandes compagnies pétrolières internationales. Selon des informations rapportées mercredi 19 novembre par la presse internationale, en citant des sources proches du dossier, les majors pétrolières TotalEnergies et Chevron sont en première ligne des potentiels acquéreurs des intérêts concernés.

Galp a en effet engagé des discussions avancées avec ces groupes pour la reprise d’une part pouvant atteindre 40 % de sa participation. L’entreprise a indiqué avoir établi une liste restreinte de candidats et qu’elle annoncera son choix final d’ici la fin de l’année en cours.

Galp cherche depuis le premier semestre 2025 à céder une partie de ses intérêts dans le projet afin de partager les dépenses liées à la poursuite des travaux. Le processus n’avait pas avancé pendant plusieurs mois, car aucune proposition formelle n’avait été obtenue malgré les sollicitations adressées à plusieurs compagnies actives dans l’exploration internationale.

Les discussions se déroulaient dans un contexte où les potentiels investisseurs restaient prudents. Dans un article publié fin juillet, Agence Ecofin a relevé que plusieurs paramètres contribuaient à cette prudence, notamment un modèle économique et des volumes encore en cours de confirmation, ainsi qu’une forte proportion de gaz dont la valorisation reste plus complexe. Les coûts élevés du développement en eaux profondes ainsi que les discussions sur le contrôle opérationnel et les obligations accrues de contenu local en Namibie avaient également été évoqués.

Selon les données disponibles, le gisement Mopane figure parmi les découvertes les plus importantes annoncées en Namibie depuis 2022. En mai 2024, Galp a confirmé l’existence d’un système pétrolier de grande taille concernant Mopane, dans un contexte où l’activité d’exploration s’est renforcée après les découvertes réalisées par TotalEnergies et Shell entre 2022 et 2023. L’entreprise pétrolière publique de la Namibie (Namcor) indiquait en 2024 que la progression des projets pourrait ouvrir la voie à une production au cours de la prochaine décennie.

Namibie : le bloc de Kudu révèle ses premiers hydrocarbures liquides

Agence Ecofin 21 nov 2025

Kudu s’inscrit dans la stratégie de BW Energy de développer ses activités africaines par croissance organique, en misant sur des gisements déjà identifiés et un ancrage local adapté à chaque contexte. La société privilégie un développement par phases sur des actifs éprouvés, limitant les risques.

L’opérateur norvégien BW Energy a annoncé, le mercredi 19 novembre, la découverte, pour la première fois dans le gisement gazier de Kudu en Namibie, d’hydrocarbures liquides sous forme de condensats et/ou de pétrole léger dans des couches profondes de roches volcanoclastiques fracturées. Cette découverte est issue des résultats finaux du puits d’évaluation Kharas-1, foré jusqu’à 5100 mètres de profondeur. Réalisé à l’aide de la plateforme Deepsea Mira d’Odfjell Drilling, le puits a également révélé du gaz sec.

Carl Arnet, PDG de l’entreprise, a déclaré que le puits « a atteint ses objectifs techniques en testant de multiples cibles dans un seul forage et a fourni des données précieuses ». Il a souligné que la présence avérée de liquides améliore la compréhension du système pétrolier du bassin. Conformément au plan, le puits de collecte de données sera bouché et abandonné. BW Energy donnera désormais la priorité aux prospects à forte valeur combinant gaz et liquides, avec de nouveaux puits d’évaluation prévus pour 2026-2027.

Ces résultats surviennent alors que BW Energy achève une importante refonte de sa direction afin de renforcer l’Afrique comme moteur de sa croissance. En septembre 2025, Brice Morlot est devenu directeur de l’exploitation, Thomas Young a pris le poste de directeur financier, et la direction a été remodelée pour accélérer les développements en Afrique. Le portefeuille africain de la société, porté par le hub Dussafu au Gabon (40 000 barils par jour) et le Kudu en Namibie, soutient désormais son ambition d’atteindre une production nette de 90 000 barils par jour d’ici 2028 grâce à une approche progressive et peu coûteuse.

Le forage du Kharas-1 renforce significativement la voie du projet vers une décision d’investissement final. Autrefois prévue pour 2024, puis reportée à 2025, la décision d’investissement final est maintenant clairement ciblée pour fin 2026, conformément aux calendriers gouvernementaux.

Pour la Namibie, cette percée est à la fois stratégique et historique. Le pays importe toujours plus de 60 % de son électricité et continue de faire face à des pénuries récurrentes. Avec une première phase prévue à 420 MW et pouvant être portée à 800 MW, Kudu pourrait fournir jusqu’à 50 à 60 % des besoins de charge de base domestique avec des émissions inférieures à celles du charbon. L’énergie excédentaire pourrait être exportée via la Pool d’énergie de l’Afrique australe.

Au-delà de la sécurité énergétique, le projet devrait générer des emplois, des recettes fiscales, des opportunités de contrats locaux et le transfert de compétences essentielles. Avec des ressources prospectives dans le bassin Orange estimées à 11-20 milliards de barils et un objectif national d’atteindre une première production commerciale d’ici 2030, Kudu est positionné pour devenir le premier développement commercial d’hydrocarbures de la Namibie.

Total et Chevron en tête de la course pour une participation dans la découverte pétrolière de Galp en Namibie, selon des sources

Reuters •19/11/2025

Namibie : Rhino veut des certitudes en vue d’exploiter ses découvertes pétrogazières

Agence Ecofin 27 oct 2025

Début octobre, Rhino Resources a découvert du gaz à condensat sur le puits Volans-1X, foré sur la licence PEL 85 au large de la Namibie. Les volumes restent inconnus. Cette trouvaille complète la précédente découverte de pétrole léger sur le prospect Capricornus dans le même périmètre.

La compagnie Rhino Resources prépare une nouvelle campagne de forage et de tests sur sa licence offshore PEL 85 dans le bassin de l’Orange, au large de la Namibie. L’objectif est de confirmer la viabilité commerciale de ses découvertes de pétrole et de gaz à condensat, réalisées sur ce périmètre, avant de franchir l’étape décisive du développement.

Selon des informations rapportées par la presse vendredi 24 octobre 2025, l’entreprise prévoit de forer un puits d’évaluation sur le prospect Capricornus qui a montré l’existence de pétrole léger. Elle compte également réaliser un test de débit sur le prospect Volans découvert il y a quelques jours et qui a révélé un gaz à condensat riche en liquides.

Pour ces deux gisements, distants d’à peine 15 kilomètres, Rhino Resources a indiqué étudier la possibilité d’un développement commun. « Il subsiste une part d’incertitude, non pas sur la qualité des découvertes, mais sur les différentes options de développement », a reconnu le directeur général de Rhino Resources, cité par Reuters. La société cherche ainsi à arrêter un schéma de production techniquement et économiquement robuste avant d’engager des capitaux lourds.

Cette phase d’évaluation vise à recueillir les données techniques indispensables à une décision finale d’investissement (FID). Les tests de pression, de température et de composition des fluides permettront de mieux modéliser les réservoirs et d’estimer le volume récupérable d’hydrocarbures.

À plus long terme, Rhino Resources vise une mise en production autour de 2030, à condition que les résultats techniques soient concluants et que les autorisations gouvernementales soient obtenues. Le développement envisagé reposerait sur des infrastructures offshores de type FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), c’est-à-dire des unités flottantes capables de produire, stocker et décharger le brut en mer, selon le modèle adopté par les grands projets voisins du bassin d’Orange.

Namibie : Rhino Resources confirme le potentiel pétrogazier de l’offshore

Agence Ecofin 03 oct 2025

Grâce aux découvertes pétrolières réalisées successivement par TotalEnergies, Shell ou encore Galp, la Namibie a démontré la présence de gisements de classe mondiale dans son bassin offshore d’Orange. Cette zone d’intérêt ne semble toutefois pas encore avoir révélé tout son potentiel.

Mercredi 1er octobre, la compagnie pétrogazière Rhino Resources, via sa filiale locale, a annoncé la découverte de gaz à condensat riche dans le puits Volans-1X, foré sur sa licence offshore PEL 85, au large de la Namibie, dans le bassin de l’Orange.

C’est le troisième succès consécutif pour la compagnie sur ce bloc. En s’ajoutant aux découvertes de pétrole brut réalisées ces dernières années dans la zone, Volans-1X met en lumière une diversité de gisements qui élargit le potentiel en hydrocarbures de la région.

Foré à partir du 31 juillet 2025 avec la plateforme semi-submersible Deepsea Mira, Volans-1X a atteint une profondeur totale de 4 497,5 mètres le 30 août. Les opérations de diagraphie ont révélé environ 26 mètres de réservoir net dans des formations du Crétacé supérieur, sans contact avec de l’eau.

Les échantillons montrent que ce gaz contient une fraction liquide significative. Ces liquides, appelés condensats, ont une qualité similaire à celle d’un brut léger de 40° API. Selon Rhino, ces caractéristiques diffèrent de celles observées dans les puits Capricornus-1X et Sagittarius-1X, forés sur la même licence.

Depuis 2022, le bassin de l’Orange a été le théâtre de plusieurs découvertes majeures. TotalEnergies a ainsi mis au jour du pétrole brut léger avec le puits Venus-1X, dans le bloc 2913 B. Shell a trouvé des colonnes d’hydrocarbures dans les puits Graff-1X, La Rona-1X et Jonker-1X.

Il y a quelques mois cependant, Shell a déprécié une partie de ses actifs en Namibie, évoquant notamment des incertitudes commerciales liées à une proportion gazière élevée dans ses découvertes. TotalEnergies a pour sa part ralenti le développement du gisement Venus, où la proportion importante de gaz associé constitue l’un des défis techniques identifiés dans ses études.

L’allemand RWE se retire du plus grand projet namibien d’hydrogène vert

Agence Ecofin 01 octobre 2025

Le conglomérat allemand RWE a décidé de se retirer du projet namibien Hyphen, estimé à 10 milliards de dollars et destiné à produire 1,7 million de tonnes d’ammoniac vert par an à partir de 2027.

Lundi 29 septembre, le géant allemand de l’énergie RWE a annoncé son retrait du projet namibien de production de dérivés d’hydrogène vert Hyphen, un chantier de 10 milliards de dollars destiné à faire du pays un hub majeur de l’hydrogène vert.

« Nous confirmons que RWE ne poursuit actuellement aucun autre projet en Namibie », a annoncé l’entreprise dans un communiqué.

L’entreprise a assuré que son retrait n’était pas lié aux critiques des communautés locales concernant l’implantation du projet sur des terres ancestrales Nama, au sein d’un parc national. Dès avril, des organisations de défense des droits autochtones avaient alerté le groupe allemand, dénonçant une concession empiétant sur ces territoires protégés.

La décision de RWE, qui s’était engagé à explorer l’achat d’environ 300 000 tonnes d’ammoniac vert par an à partir de 2027, intervient alors que la demande pour les produits dérivés de l’hydrogène progresse plus lentement que prévu en Europe. Selon le European Hydrogen Index 2025, l’hydrogène renouvelable ne représentait en 2023 qu’environ 0,3 % de la demande totale d’hydrogène dans l’Union européenne, tandis qu’environ 98 % des projets restent encore au stade de faisabilité. Malgré l’objectif européen d’importer 10 millions de tonnes d’ici 2030, le marché reste freiné par un déficit de financements, la lenteur de l’industrialisation et des délais d’accès aux subventions pouvant atteindre deux ans.

Hyphen, choisi par le gouvernement namibien comme soumissionnaire privilégié pour développer le projet, envisage d’y produire 1,7 million de tonnes d’ammoniac vert par an d’ici 2027. L’entreprise avait également présenté le projet comme un moteur de création d’emplois avec à la clé 15 000 postes pendant la construction et 3 000 emplois permanents, dans le cadre d’un objectif global de 30 000 emplois verts à l’horizon 2030.

L’opérateur de la mine d’uranium namibienne Langer Heinrich cherche 200 millions $ pour ses projets

Agence Ecofin 17 sept 2025

Face à la reprise des programmes de nucléaire civil dans le monde, les miniers actifs sur le marché de l’uranium multiplient les initiatives pour accélérer leurs projets. L’objectif recherché est de profiter du boom anticipé de la demande du combustible d’ici 2040.

Paladin Energy a annoncé le mardi 16 septembre son intention de lever jusqu’à 300 millions de dollars australiens (environ 200 millions USD) dans le cadre d’une série d’opérations boursières prévues à la fois en Australie et au Canada. Ce programme dont la mise en œuvre est encore soumise à certaines approbations réglementaires, devrait lui permettre, apprend-on, de disposer des ressources nécessaires pour faire avancer ses projets d’uranium, notamment la mine Langer Heinrich exploitée en Namibie.

Dans le détail, le plan comprend un placement institutionnel de 231 millions AUD sur la bourse australienne ASX, ainsi qu’un placement privé par prise ferme de 33 millions AUD sur la bourse de Toronto (TSX) au Canada. À ces opérations s’ajoute une vente d’actions entièrement souscrite d’environ 36 millions AUD, couvrant ainsi la recette totale ciblée.

Les fonds devraient principalement financer le développement du projet d’uranium canadien Patterson Lake South, de la décision finale d’investissement (FID) à la phase de construction. Alors que l’entrée en production de cet actif n’est attendue qu’en 2031, Paladin entend allouer une partie des fonds à récolter au processus de développement de Langer Heinrich, où la production a repris depuis mars 2024.

Concrètement, l’objectif est d’y atteindre le niveau de pleine production de 6 millions de livres d’uranium par an d’ici 2027. Rappelons que Langer Heinrich a produit environ 3 millions de livres d’uranium au cours de l’exercice financier 2025 de la société qui s’est achevé en juin dernier. En parallèle, Paladin Energy entend aussi financer la poursuite des travaux d’exploration sur le site.

L’annonce de cet investissement survient dans un contexte mondial de reprise des programmes de nucléaire civil. Selon la World Nuclear Association (WNA), la demande mondiale d’uranium devrait croître de 28% d’ici 2030 et presque doubler d’ici 2040. Des perspectives dont les sociétés minières entendent tirer profit en investissant dans leurs projets, entre autres en Afrique.

Namibie : Bannerman annonce 2 nouveaux acheteurs américains pour l’uranium d’Etango

Agence Ecofin 05 septembre 2025

Selon une étude de faisabilité publiée en 2022, le développement d’une nouvelle mine d’uranium devrait coûter 317 millions $ à Bannerman Energy. Ce projet devrait à terme afficher une capacité de production annuelle de 3,5 millions de livres d’uranium, sur une durée de vie de 15 ans.

Dans une note publiée ce vendredi 5 septembre, Bannerman Energy a annoncé la signature de deux accords fermes portant au total sur la vente de 1 million de livres d’uranium provenant de son projet Etango en développement en Namibie. Les acheteurs présentés comme des producteurs d’électricité nord-américains de premier plan, sécurisent ainsi les premiers volumes du futur produit de ce chantier minier.

Dans le détail, Bannerman indique que les livraisons prévues couvrent une période de 5 ans, allant de 2029 à 2033. La production des volumes attendus devrait débuter à partir de 2028, chaque accord comprenant une option pour augmenter ou diminuer de 10% annuellement la quantité d’uranium à vendre.

Les prix de vente n’ont pas été divulgués, mais la société souligne que « le prix de base reflète globalement le niveau actuel des indices des prix de l’uranium à long terme ». Selon les données compilées par Cameco, le prix moyen à long terme de l’uranium était de 81 USD la livre en août.

« La signature de ces accords de vente (les premiers pour Bannerman) avec des contreparties de premier plan du secteur des services publics représente une nouvelle étape importante dans la progression systématique d'Etango vers une décision finale d'investissement (FID) ciblée » a commenté Gavin Chamberlain, le PDG de Bannerman.

Reportée consécutivement en 2023 et 2024, la FID d’Etango est désormais prévue d’ici fin 2025. Cette étape clé d’un projet minier précède l’injection des premiers fonds nécessaires à son développement. Selon une étude de faisabilité publiée en 2022, la construction d’une mine à Etango devrait nécessiter un investissement initial de 317 millions USD. Une fois à pleine capacité, la mine devrait produire annuellement 3,5 millions de livres d’uranium sur une durée de vie de 15 ans.

En attendant la finalisation de ces étapes, notons que la signature de ces premiers accords de vente inscrit Etango dans une tendance régionale d’offensive des sociétés nord-américaines sur l’uranium africain. Aura Energy a également signé deux différents accords de vente avec Curzon Trading et une compagnie électrique américaine pour son projet Tiris en Mauritanie. Il en va de même pour Lotus Resources avec un accord paraphé en avril dernier pour l’uranium de Kayelekera au Malawi.