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Pétrole : BP entre à Walvis en Namibie, sans forage prévu à ce stade

Agence Ecofin 05 oct 2026

Après TotalEnergies et Chevron, l’exploration pétrolière offshore en Namibie accueille BP. La multinationale arrive dans le bassin de Walvis, où les compagnies cherchent depuis plusieurs années à préciser le potentiel pétrolier de la zone.

La multinationale BP va devenir opérateur de trois blocs pétroliers offshores du bassin de Walvis. Eco Atlantic Oil & Gas qui détient les blocs, a annoncé le vendredi 2 octobre avoir obtenu la veille l’accord du ministère des Industries, des Mines et de l’Énergie pour cette opération. Le programme approuvé ne prévoit aucun forage à ce stade. Cette approbation constitue le dernier consentement du gouvernement exigé par le Petroleum (Exploration and Production) Act, la loi pétrolière namibienne.

L’accord entre Eco Atlantic et BP a été signé le 10 avril, soit moins de six mois avant l’approbation. Ce délai contraste avec celui enregistré par Tower Resources pour une opération similaire dans le même bassin. La société cotée à Londres avait annoncé le 10 janvier 2025 la cession d’une partie de sa licence, avant d’obtenir l’approbation le 25 juin 2026, soit environ 17 mois plus tard.

Une fois l’opération clôturée, BP détiendra 60 % des trois licences, en échange d’un paiement de 2,7 millions de dollars. Eco Atlantic conservera 25 %, le reste étant détenu par Namcor la compagnie publique nationale des hydrocarbures. Ce transfert s’accompagne d’un programme de travaux centré sur la sismique, une technique qui permet de cartographier le sous-sol grâce aux ondes sonores. D’après le communiqué, BP devra réanalyser les données collectées sur un bloc et acquérir au moins 3000 km² de sismique en trois dimensions sur les deux autres.

Jusqu’à 63 millions de dollars de coûts de forage pris en charge

Le mécanisme pouvant porter jusqu’à 63 millions de dollars dépend d’une entrée dans la deuxième période de renouvellement en 2028 et d’un engagement à forer un puits d’exploration. Ce montant correspond à la prise en charge des coûts de forage qu’Eco Atlantic pourrait obtenir en contrepartie d’une cession supplémentaire de participation. La société aurait alors le choix de céder 10 % supplémentaires à BP qui paierait tous les frais des 15 % restants. Cette prise en charge est plafonnée à 21 millions de dollars par puits et par licence.

Le bassin de Walvis a déjà fait l’objet de plusieurs forages, avec des résultats mitigés. En 2013, deux puits forés sur un autre permis avaient donné des résultats différents. Wingat-1 avait rencontré du pétrole, mais en quantités non commerciales, tandis que Murombe-1, foré à 15 km de là, n’avait pas permis d’identifier de découverte. Ces résultats avaient été communiqués à l’époque par HRT Participações em Petróleo, alors opérateur du permis.

TotalEnergies renforce sa présence dans le pétrole en Namibie

Agence Ecofin 26 sept 2026

La Namibie importe la totalité de ses produits pétroliers. Déjà actif dans la distribution de carburants et l’exploration offshore, TotalEnergies élargit son rôle dans le secteur en devenant le fournisseur retenu par le gouvernement pour l’approvisionnement national en vrac.

La Namibie a sélectionné le groupement mené par TotalEnergies, à l’issue d’un appel d’offres pour couvrir ses besoins en carburants en vrac de novembre 2026 à janvier 2027. C’est ce qu’a annoncé Modestus Amutse, le ministre de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie du pays d’Afrique australe, en début de semaine.

Selon les informations relayées par le média local The Namibian, le contrat porte sur l’importation de 345,3 millions de litres, principalement de diesel, et devrait permettre au gouvernement d’économiser environ 220,5 millions de dollars namibiens (environ 13,5 millions USD). Cette attribution survient après la décision de Windhoek de ne pas renouveler, au-delà d’octobre, son accord exclusif avec le négociant suisse Vitol.

Pour TotalEnergies, ce contrat marque surtout un changement d’échelle dans l’aval pétrolier en Namibie. Dans le pays d’Afrique australe, le groupe français était déjà actif dans la distribution, le stockage et la fourniture de produits pétroliers aux entreprises. Il ne s’agit donc pas d’une entrée sur le marché des carburants, mais d’un élargissement de son rôle vers l’approvisionnement en vrac du marché national.

De la distribution à l’exploration offshore

TotalEnergies est présent en Namibie depuis 1964, dans la distribution, la vente et le stockage de produits pétroliers, et exploite aujourd’hui environ 40 stations-service dans le pays. À partir de 2017, le groupe s’est également engagé dans l’exploration pétrolière et gazière.

Cette activité a pris une nouvelle dimension avec la découverte de Venus, en 2022, sur le bloc 2913B, dans le bassin d’Orange. Il s’agit d’une importante découverte de pétrole et de gaz offshore, dont TotalEnergies est l’opérateur. Le groupe travaille avec ses partenaires au développement de cette ressource, dans l’objectif de parvenir à une décision finale d’investissement.

En 2026, le groupe a encore renforcé son portefeuille offshore. En février, il a annoncé son entrée comme opérateur de la licence PEL104, avant de finaliser en septembre son entrée comme opérateur de PEL83, qui comprend Mopane, une importante découverte pétrolière offshore.

Ces opérations traduisent une évolution de la présence du groupe en Namibie. Après avoir construit pendant plusieurs décennies une activité dans la distribution de produits pétroliers, TotalEnergies cherche désormais à prendre position sur les ressources susceptibles d’alimenter la future production nationale. Son implantation couvre ainsi progressivement plusieurs maillons de la chaîne, de la commercialisation des carburants à leur approvisionnement, puis à l’exploration et, potentiellement, à la production de pétrole.

Du marché importateur au futur producteur ?

Pour TotalEnergies, l’enjeu se situe désormais dans le passage de l’exploration au développement. Venus dispose d’environ 750 millions de barils équivalent pétrole de ressources, et son développement prévoit une production de plateau d’environ 150 000 barils équivalent pétrole par jour. Le groupe a indiqué que le projet était techniquement avancé, mais les conditions de stabilité fiscale font encore l’objet de discussions avec les autorités namibiennes avant la décision finale d’investissement. Une première production est visée autour de 2030.

Le contrat de carburants prend ainsi une dimension plus large. À court terme, TotalEnergies renforce son rôle dans l’approvisionnement d’un marché encore dépendant des importations. À plus long terme, le groupe cherche à participer au développement des ressources offshore susceptibles de faire émerger une industrie pétrolière locale. Pour la Namibie, l’enjeu est donc de sécuriser ses approvisionnements actuels tout en préparant le développement de ressources qui pourraient, à terme, transformer sa place dans l’industrie pétrolière.

Uranium : la Chine renforce son positionnement en Namibie, troisième producteur mondial

Emiliano Tossou, Agence Ecofin le 25 septembre

Avec trois mines en activité ayant fourni plus de 10 000 tonnes en 2025, la Namibie est le troisième producteur mondial d’uranium, le premier en Afrique devant le Niger. Actionnaires dans chacune de ses mines, des entreprises chinoises assurent à Pékin une partie de l’approvisionnement dont dépend son parc nucléaire grandissant.


En Namibie, la Chine étend sa présence à la prochaine génération de mines d’uranium. Bannerman Energy a annoncé le vendredi 25 septembre avoir finalisé l’entrée de CNNC Overseas Limited (CNOL) au capital de son projet Etango. La filiale du groupe public China National Nuclear Corporation (CNNC) a versé 320,4 millions de dollars (environ 281 millions d’euros) et détient désormais 42,75% du projet de manière indirecte.

Avec cette opération, la Chine s’expose à un projet susceptible de devenir la quatrième mine d’uranium en activité en Namibie, alors que les capitaux chinois sont déjà impliqués dans les trois autres. Avec 68,62% de Rössing, CNNC contrôle en effet l’une des plus anciennes mines du pays et possède également 25% de Langer Heinrich, exploitée par l’australien Paladin Energy. Des capitaux chinois détiennent enfin 90% de Husab, aux côtés de l’entreprise publique namibienne Epangelo.

Soutenir la production nucléaire

Selon la Chambre des mines du pays, Husab a produit 5 428 tonnes d’oxyde d’uranium (U3O8) en 2025, contre 3 185 tonnes pour Rössing et 1 832 tonnes pour Langer Heinrich. À elles trois, ces exploitations constituent aujourd’hui le socle de la production en Namibie, troisième fournisseur mondial d’uranium derrière le Canada et le Kazakhstan.

Bannerman dispose d’un permis minier depuis 2023 et les premiers travaux de construction de la mine sont déjà engagés. La décision finale d’investissement, qui doit ouvrir la voie à la phase de développement à grande échelle, est attendue au quatrième trimestre 2026. L’investissement dans Etango permet donc aux intérêts chinois de se positionner aussi sur les futures capacités de production namibienne.

Ceci survient alors que les besoins chinois en combustible nucléaire augmentent avec le développement accéléré du parc électrique. Le pays comptait 64 réacteurs nucléaires en exploitation et 37 en construction en août 2026, selon la World Nuclear Association. L’organisation a évalué les besoins du pays en uranium l’année dernière à 13 872 tonnes, contre 13 132 tonnes en 2024.

L’étude de faisabilité définitive publiée par Bannerman prévoit une production moyenne de 3,5 millions de livres d’uranium (1 588 tonnes) par an à Etango. CNOL dispose d’un droit d’achat sur 60% de cette future production pendant toute la durée de vie de la mine. Le prix de ces achats restera indexé sur les références du marché, sans prix plancher ni plafond, tandis que Bannerman conservera le contrôle de la commercialisation des 40% restants.

Une présence plus large en Afrique

En Namibie, l’augmentation significative des volumes d’uranium auxquels la Chine a accès dépend désormais de la mise en service d’Etango. La présence de Pékin dans l’uranium africain ne se limite néanmoins pas à ce pays d’Afrique australe. En Afrique de l’Ouest, les intérêts chinois détiennent 62% de la Société des mines d’Azelik (SOMINA) au Niger. Entrée en production fin 2010, la mine est toutefois à l’arrêt depuis 2015. Des démarches ont été engagées ces dernières années en vue d’une relance, sans qu’une reprise de la production commerciale ait encore été annoncée.

En dehors de la Chine, notons que les puissances cherchent également à sécuriser leurs positions en Afrique. Le 16 septembre, le Conseil d’administration de l’agence américaine DFC a approuvé un financement pouvant atteindre 414,2 millions de dollars soit 364 millions d'euros pour le projet Dasa du canadien Global Atomic au Niger, destiné à approvisionner le marché nord-américain.

En Namibie même, l’américain NANO Nuclear Energy a signé en 2025 un protocole d’accord pour étudier le développement d’infrastructures liées à la chaîne de valeur du combustible nucléaire. La Russie et la France sont également présentes dans l’exploration sur le continent.

Namibie : l’australien Bannerman vise 89 millions $ pour construire une nouvelle mine d’uranium

Agence Ecofin 09 sept 2025

Premier producteur africain, désormais loin devant le Niger son dauphin, la Namibie peut davantage accroître ses capacités de production d’uranium avec de nouveaux projets tels que Etango. Cette future mine doit produire 52,6 millions de livres du combustible nucléaire sur plus de 15 ans.

La compagnie minière australienne Bannerman Energy a annoncé mercredi 9 septembre une levée de fonds de 124 millions de dollars australiens (environ 89 millions USD). Une fois mobilisés, ces fonds doivent lui permettre de couvrir sa part des besoins de financement nécessaire à la construction de sa future mine d’uranium Etango, où une décision finale d’investissement (FID) est attendue au quatrième trimestre 2026.

La société fait état d’un placement privé entièrement garanti, dont le règlement est prévu le mardi 15 septembre. Cette opération doit être suivie, en octobre, d’un plan d’achat d’actions (SPP) destiné à mobiliser jusqu’à 10 millions de dollars australiens supplémentaires. Combinés à sa trésorerie et au futur apport financier du groupe chinois CNNC Overseas Limited (CNOL), ces fonds devraient, selon Bannerman, lui permettre de financer Etango jusqu’à la fin de sa construction.

Cette perspective repose notamment sur le partenariat noué en février dernier avec la filiale de la China National Nuclear Corporation (CNNC), qui doit acquérir une participation de 42,75 % dans Etango. Bannerman conservera alors 52,25 % du capital et devra financer sa part des dépenses d’investissement du projet. L’opération est désormais en voie de finalisation, CNOL ayant levé les conditions suspensives liées à son investissement, dont la réalisation est attendue ce mois-ci. De quoi débloquer à terme une nouvelle tranche du financement du projet et compléter les ressources mobilisées par Bannerman.

À terme, ces efforts doivent permettre à Etango de devenir une nouvelle source importante d’uranium pour la Namibie, avec une production attendue de 3,5 millions de livres par an pendant 15 ans. Le projet intervient dans un contexte de regain d’intérêt pour le combustible nucléaire, porté par l’accélération des programmes de nucléaire civil dans plusieurs pays, notamment en Chine. Pékin prévoit ainsi de faire passer sa capacité nucléaire d’environ 60 GWe actuellement à 150 GWe d’ici 2035. Au-delà de son apport financier, le partenariat avec CNOL prévoit d’ailleurs que ce dernier achète 60 % de la production d’Etango pendant toute la durée d’exploitation de la mine.

Les prochaines échéances seront donc déterminantes pour le passage d’Etango à la phase de construction, entre la finalisation du financement apporté par Bannerman et la concrétisation de l’investissement de CNOL. L’évolution du marché de l’uranium restera également à surveiller, alors que Bannerman avait indiqué l’an dernier attendre de meilleures conditions de marché pour faire progresser le projet. Selon les données citées par Cameco, le prix à terme de l’uranium est passé de 89 dollars la livre en janvier à 96,50 dollars en août.

TotalEnergies officiellement opérateur de la découverte géante Mopane

Par Arnaud Bivès Publié le 03/09/2026

TotalEnergies a finalisé son entrée comme opérateur dans la licence PEL83 en Namibie suite à la transaction conclue en décembre 2025 avec Galp, qui comporte notamment l'acquisition par TotalEnergies auprès de Galp d'une participation opérée de 40 % dans la licence PEL83, comprenant la découverte Mopane et l'acquisition par Galp auprès de TotalEnergies d'une participation de 10 % dans la licence PEL56, comprenant la découverte Venus et d'une participation de 9,39 % dans la licence PEL91.

À l'issue de la finalisation de cette transaction, TotalEnergies détient une participation opérée de 40 % dans la licence PEL83 aux côtés de Galp (40 %), Namcor (10 %) et Custos (10 %), une participation opérée de 35,25 % dans la licence PEL56 aux côtés de QatarEnergy (35,25 %), Galp (10 %), Namcor (10 %) et Impact (9,5 %), ainsi qu'une participation opérée de 33,09 % dans la licence PEL91 aux côtés de QatarEnergy (33,03 %), Namcor (15 %), Impact (9,5 %) et Galp (9,39 %).

Uranium : la mine Langer Heinrich à l’étape de la consolidation en Namibie

Agence Ecofin 27 août 2026

Premier producteur d’uranium en Afrique et troisième à l’échelle mondiale, la Namibie abrite certaines des plus grandes mines de ce minerai sur le continent. Parmi elles figure Langer Heinrich, dont la montée en puissance se poursuit progressivement.

304,3 millions USD : c’est le chiffre d’affaires tiré des ventes d’uranium de la mine Langer Heinrich en Namibie, exploitée par le groupe australien Paladin Energy, au terme de son exercice fiscal 2026, clos le 30 juin 2026. Rapporté mercredi 26 août dans son dernier rapport financier, ce résultat progresse de 71 % sur un an, porté à la fois par des volumes de vente en nette hausse et par l’amélioration des prix.

Une performance qui confirme la montée en puissance progressive de l’actif, dont Paladin anticipe encore de meilleurs résultats commerciaux au cours des 12 prochains mois. Sur l’exercice écoulé, la société a ainsi vendu 4,35 millions de livres d’uranium, contre 2,71 millions un an plus tôt, soit un bond de 61 %. Le prix moyen de vente s’est quant à lui établi à 70 USD la livre, contre 65,7 USD précédemment.

Si elle ne communique encore aucune estimation de revenus pour l’exercice 2027, Paladin Energy anticipe déjà des volumes de vente compris entre 4,8 et 5,3 millions de livres. Une trajectoire qui, si elle se poursuit, prolongerait la dynamique enclenchée en 2026, à condition toutefois que les prix obtenus lors des prochaines ventes restent également porteurs.

Ces enjeux revêtent une importance stratégique pour Paladin, dont le bilan s’est nettement redressé sur l’exercice. Le groupe affiche ainsi un bénéfice brut de 52,2 millions USD, contre une perte de 26,1 millions USD un an plus tôt. Pour la Namibie, premier producteur africain d’uranium et dont la filière constitue l’une des vitrines du secteur minier, cette trajectoire a aussi une certaine portée. Au-delà des emplois créés et des recettes fiscales générées, l’État perçoit une redevance de 3 % sur les revenus de la mine, ce qui fait de la performance de Langer Heinrich un enjeu direct pour Windhoek.

Reste à voir si cette dynamique se poursuivra à mesure que l’actif, actuellement en deçà de sa capacité nominale, continue sa montée en puissance. Langer Heinrich est détenue à 75 % par Paladin Energy et à 25 % par China National Nuclear Corporation (CNNC).

Equinor Enters Namibia With Stake in Chevron-Operated Offshore Block

By Charles Kennedy - Aug 18, 2026

Equinor is making its first entry into Namibia after agreeing to acquire a 17.4% participating interest in Petroleum Exploration Licence 90 from Harmattan Energy Limited, a Chevron subsidiary.

PEL 90 covers Block 2813B in Namibia’s offshore Orange Basin and includes a drill-ready prospect that is scheduled to be tested in 2026, Equinor said Tuesday.

The transaction gives Equinor exposure to one of the most closely watched offshore exploration regions in Africa as international oil companies continue assessing the petroleum potential of the Orange Basin.

Chevron operates PEL 90. Before the transaction, its Namibian subsidiary held a 52.5% interest in the licence. Other partners include QatarEnergy with 27.5%, Trago Energy with 10%, and Namibia’s state-owned NAMCOR with 10%.

Equinor said the acquisition fits its strategy of selectively expanding and replenishing its international exploration portfolio. The company also said Namibia complements its broader position along the Atlantic Margin.

For Chevron, bringing Equinor into the licence adds another major international explorer ahead of planned drilling while allowing Chevron to retain operatorship and a substantial interest in the block.

Namibia has attracted significant industry attention in recent years following major offshore discoveries in the Orange Basin, increasing expectations that the country could eventually emerge as an important new oil-producing province. Exploration activity remains at an early stage, however, and commercial development will depend on further drilling, appraisal and project economics.

Equinor’s acquisition remains subject to regulatory approvals and customary completion procedures.

Pétrole : Shell revoit ses plans en Namibie, motivée par de meilleurs résultats

Agence Ecofin 03 aout 2026

Après quatre années d’exploration et neuf puits forés en mer, Shell avait conclu en janvier 2025 que ses découvertes namibiennes n’étaient pas exploitables, au point de déprécier ses actifs. Les résultats du 10ème puits, publiés en juin, ont changé la donne pour le groupe et ses partenaires.

Shell revoit ses plans d’exploration en Namibie. Lors de la présentation des résultats du deuxième trimestre 2026, Wael Sawan (photo), le PDG du groupe anglo-néerlandais, a annoncé un programme de forage d’évaluation renforcé sur la licence offshore PEL 39 dans le bassin Orange, selon Mining & Energy Namibia du vendredi 31 juillet.

Ce changement de cap contraste avec la décision prise en janvier 2025. Comme rapporté par Agence Ecofin à l’époque, la multinationale avait choisi de dévaloriser ses actifs namibiens de 400 millions de dollars. Les responsables de la compagnie avaient alors jugé que les découvertes réalisées sur le périmètre n’étaient « pas exploitables à court terme ».

Ce retournement fait suite aux résultats du puits Merlin-1X, le dixième foré par Shell sur la licence PEL 39. Réalisé en avril avec ses partenaires QatarEnergy et NAMCOR, la compagnie pétrolière nationale namibienne, ce puits a livré les meilleurs résultats jamais obtenus sur ce bloc. Il a révélé du pétrole léger avec peu de gaz associé, une amélioration notable par rapport aux neuf puits précédents qui souffraient d’une faible perméabilité des roches et d’une trop forte teneur en gaz.

« Ce qui me frappe le plus, c’est la différence dans les caractéristiques du réservoir et du fluide. C’était l’une des meilleures perméabilités et porosités que nous ayons vues dans le bloc, et cela nous a ouvert un nouvel horizon à explorer », a déclaré Sawan.

Shell n’a pas précisé le calendrier ni le nombre de puits prévus. La société a simplement indiqué que des forages d’évaluation supplémentaires seront réalisés pour confirmer le potentiel commercial des ressources identifiées.

Un bloc exploré depuis 2022, entre espoirs et déceptions

La licence PEL 39 couvre 12 000 km², à environ 250 km des côtes namibiennes. Shell l’explore depuis décembre 2021, date du forage du premier puits Graff-1X qui avait révélé la présence de pétrole léger, une première en Namibie. Depuis lors, neuf puits supplémentaires ont été forés, dont Jonker-1X et La Rona-1X, sans que leur viabilité commerciale soit établie.

La dépréciation de janvier 2025 avait suscité des inquiétudes sur l’avenir du projet. Tom Alweendo, ministre namibien des Mines et de l’Énergie, en poste à l’époque, avait alors relativisé ce pessimisme. « Nous n’avons fait qu’effleurer les ressources offshores de notre pays », avait-il déclaré à l’époque.

Le bassin Orange concentre aujourd’hui plusieurs projets majeurs. Le groupe français TotalEnergies avance vers une décision finale d’investissement pour son projet Venus, estimé à plus d’un milliard de barils, avec une première production visée autour de 2030.

Ces développements illustrent la montée en puissance de la Namibie comme futur pays producteur de pétrole. L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) qui a vu deux de ses membres, l’Angola en 2023 et les Émirats arabes unis en 2026, se retirer en l’espace de trois ans, s’est engagée en avril 2024, à aider la Namibie à devenir un important producteur de brut.

Namibie : la mine d’uranium Langer Heinrich accélère, mais pas encore à plein régime


Agence Ecofin 22 juillet 2026

En avril dernier, Paladin Energy a ajusté à la hausse sa prévision de production pour la mine d’uranium Langer Heinrich en Namibie. Une disposition alors attribuée au rythme de montée en puissance soutenue de cet actif doté d’une capacité nominale de 6 millions de livres par an.

En Namibie, la société australienne Paladin Energy vise une production comprise entre 5,1 et 5,6 millions de livres d’uranium sur sa mine Langer Heinrich au cours de l’exercice financier 2027 (juillet 2026 – juin 2027). Dévoilé mercredi 22 juillet, cet objectif traduit une trajectoire haussière par rapport à l’exercice précédent, tout en restant inférieur à la capacité nominale de 6 millions de livres de cet actif.

Après plusieurs années de mise en sommeil, Langer Heinrich a repris ses activités sous l’impulsion de Paladin Energy en mars 2024. Depuis, la mine poursuit progressivement sa montée en régime. Après une production de 3 millions de livres d’uranium au titre de l’exercice financier 2025, le groupe a déclaré 4,82 millions de livres pour l’exercice 2026, un résultat conforme à ses prévisions. La trajectoire devrait se poursuivre au cours de l’exercice 2027, portée notamment par « l’achèvement de la montée en puissance des activités minières et une disponibilité accrue du minerai extrait », indique la société.

Si cette progression confirme le redémarrage de l’actif, Paladin ne précise toujours pas, dans ses dernières communications, l’échéance à laquelle l’usine atteindra sa capacité nominale. Un indicateur pourtant important pour apprécier le rythme réel de montée en puissance des opérations. Jusqu’à présent, l’usine a été en partie alimentée par des stocks de minerai constitués avant l’arrêt de la mine. Les prochains mois devraient marquer une nouvelle étape, avec un approvisionnement reposant principalement sur le minerai fraîchement extrait. Pour accompagner cette transition, Paladin prévoit des investissements compris entre 29 et 35 millions USD au cours de l’exercice financier 2027.

Le respect de cette feuille de route sera également déterminant sur le plan commercial. Fort de ses prévisions de production, Paladin Energy entend poursuivre ses livraisons vers ses clients aux États-Unis, en Europe et en Asie, avec des ventes attendues entre 4,8 et 5,3 millions de livres d’uranium sur l’exercice 2027. Pour rappel, Langer Heinrich est détenue à 75 % par Paladin Energy et à 25 % par China National Nuclear Corporation (CNNC). L’exploitation constitue également une source de recettes pour la Namibie, à travers les impôts et redevances prélevés par l’État et les emplois générés.

La Namibie cherche à combler son retard dans les énergies propres avec l’aide de la Chine

Agence Ecofin 14 juillet 2026

La Namibie dispose de l’un des meilleurs potentiels solaires et éoliens au monde. Pourtant, le pays importe encore entre 60 et 70 % de son électricité et la moitié de ses ménages cuisinent au bois.

La présidente namibienne Netumbo Nandi-Ndaitwah a mis à profit sa visite d’État en Chine pour élargir l’agenda énergétique de son pays bien au-delà de l’uranium. Quelques heures après sa visite à la China General Nuclear Power Corporation (CGN) pour explorer la valorisation des réserves uranifères namibiennes, elle a été témoin de la signature d’un « agreement » entre la société namibienne Okaparwa Investment CC et le groupe chinois Sany Energy Equipment Co Ltd, rapporte The Namibian, vendredi 10 juillet.

Cette entente porte sur la création d’une coentreprise couvrant l’énergie propre d’un côté, le pétrole et le gaz de l’autre. Elle prévoit des engagements sur la valorisation des ressources naturelles, le transfert de technologie, le développement des compétences et la mise en place d’une capacité de fabrication locale en Namibie.

Sany Energy Equipment est la filiale spécialisée dans les équipements d’énergie renouvelable du groupe Sany, l’un des plus grands fabricants d’équipements industriels de Chine, actif dans l’éolien, le solaire et le stockage d’énergie. « Ce partenariat est une étape concrète vers l’industrialisation et la transformation économique de la Namibie », indique un communiqué de la présidence namibienne cité par The Namibian.

La moitié des foyers sans énergie propre

En 2023, seulement 59,5 % des Namibiens avaient accès à l’électricité, selon le National Energy Compact de Namibie soumis à la Banque mondiale. Plus de la moitié des ménages dépendent encore du bois et du charbon de bois pour cuisiner, selon le même document.

Dans ce contexte, le gouvernement ambitionne d’atteindre 70 % d’accès à l’électricité et 61 % d’accès à la cuisson propre d’ici 2030. Des objectifs qui se heurtent à des contraintes structurelles. D’après Climate Analytics, la Namibie ne dispose que d’une capacité de production électrique installée d’environ 500 mégawatts (MW) pour une demande de pointe estimée à 931 MW en 2025.

Par ailleurs, la Namibie importait entre 60 et 70 % de son électricité depuis les pays voisins, principalement l’Afrique du Sud, selon le rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur les opportunités en énergie renouvelable en Namibie, publié en 2024. Cette dépendance fait de la Namibie le pays aux tarifs d’électricité les plus élevés d’Afrique australe. Face à ces défis financiers et techniques, le gouvernement a déjà repoussé son objectif d’électrification universelle de 2030 à 2040, a indiqué TheBrief24 en janvier 2025.

En 2024, les investissements dans l’énergie propre ont atteint 125,59 millions de dollars en Namibie, selon Bloomberg. Un effort jugé encore insuffisant au regard des besoins. Des appels d’offres pour 300 MW de solaire et jusqu’à 500 MW d’éolien sont en préparation, selon le rapport sur les investissements en énergie renouvelable en Namibie publié par l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) en 2025.

La Namibie souhaite valoriser son uranium avec le soutien de la Chine

Agence Ecofin 09 juillet 2026

La Namibie produit environ 12 % de l’uranium mondial, mais n’en transforme aucune partie sur place. Le pays cherche depuis plusieurs années à changer cette réalité en attirant des partenaires industriels étrangers.

La Namibie veut transformer son uranium sur place plutôt que de continuer à l’exporter à l’état brut. C’est le message que la présidente Netumbo Nandi-Ndaitwah a porté lors d’une visite à la China General Nuclear Power Corporation (CGN) à Shenzhen, dans le cadre de sa visite d’État en Chine, selon des informations rapportées mardi 7 juillet par The Namibian.

CGN est l’une des plus grandes compagnies d’électricité chinoises, produisant de l’électricité via le nucléaire et d’autres technologies d’énergie renouvelable. L’ambition de la Namibie de ne plus se contenter d’exporter son uranium brut était au cœur des échanges. « La Namibie est bien positionnée pour approfondir la coopération avec des partenaires tels que CGN, en mettant l’accent sur la valorisation, le transfert de technologie, le développement des compétences et l’utilisation durable de nos ressources naturelles au bénéfice du peuple namibien », indique le communiqué de la présidence.

La Namibie est le troisième producteur mondial d’uranium, avec une production de 7 333 tonnes en 2024, représentant environ 12 % de l’offre mondiale, selon la World Nuclear Association. Elle s’appuie principalement sur trois mines à savoir Rössing, Husab et Langer Heinrich. Les deux premières sont détenues majoritairement par des intérêts chinois.

Des données du commerce international des Nations Unies citées par Energy Intelligence montrent qu’en 2024, la quasi-totalité de la production namibienne a été exportée vers la Chine. Cette position de premier plan dans la filière uranifère mondiale n’a pas encore débouché sur une industrie de transformation locale.

Une stratégie de valorisation menée sur plusieurs fronts

La visite à CGN s’inscrit dans une stratégie plus large que la Namibie poursuit depuis plusieurs mois. En janvier 2025, l’ancien président Nangolo Mbumba avait déjà évoqué la valorisation de l’uranium lors de sa rencontre avec le ministre chinois des Affaires étrangères Wang Yi, selon un communiqué de la présidence namibienne. Cinq mois plus tard, l’Agence de développement industriel de Namibie franchissait un pas supplémentaire en signant un protocole d’accord avec la société américaine NANO Nuclear Energy dans le même but, comme le rapporte Agence Ecofin en juin 2025.

Ce dernier accord révèle que la Namibie ne mise pas uniquement sur la Chine. En avril 2026, le département américain de l’Énergie avait d’ailleurs confirmé son intérêt pour contrebalancer la domination chinoise dans la filière uranium namibienne, selon un communiqué officiel du gouvernement américain.

Au-delà de la transformation de l’uranium, la Namibie nourrit une ambition plus vaste. Le pays veut construire sa première centrale nucléaire pour répondre à son déficit énergétique chronique. Dans cette perspective, CGN qui supervisait la construction de la moitié des 63 réacteurs nucléaires en chantier dans le monde fin 2024 selon l’Agence internationale de l’énergie, figure potentiellement parmi les partenaires les mieux placés pour accompagner cette vision.

Namibie : Rhino Resources consolide sa découverte pétrolière dans le bassin d’Orange

Agence Ecofin 02 juillet 2026

En avril 2026, Rhino Resources avait annoncé une première découverte de pétrole au large de la Namibie. Depuis, elle cherche à préciser l’étendue des ressources en place.

Rhino Resources a franchi une nouvelle étape dans l’évaluation de son gisement pétrolier au large de la Namibie. La compagnie basée au Cap, en Afrique du Sud, a annoncé mardi 30 juin que son puits d’évaluation Capricornus-1A a confirmé la présence d’un réservoir pétrolier relié à sa découverte initiale Capricornus-1X.

Le puits a été foré sur la licence PEL 85, dans le bassin d’Orange avec des travaux qui ont débuté le 2 mai et se sont achevés le 11 juin, sans incident. Le puits a atteint une profondeur de près de 5 kilomètres sous le plancher océanique, dans des eaux d’environ 1 300 mètres de profondeur.

Les premières analyses des données collectées montrent que le pétrole identifié dans ce nouveau puits est relié à celui découvert par le puits initial Capricornus-1X. « Le puits Capricornus-1A a fourni des informations importantes qui font avancer notre compréhension de la morphologie du système réservoir de Capricornus. La confirmation d’une communication de pression avec Capricornus-1X apporte la preuve d’une continuité du réservoir à travers l’accumulation et renforce notre confiance dans les forages à venir », a déclaré Travis Smithard, directeur général de Rhino Resources.

La licence PEL 85 est opérée par Rhino Resources, qui en détient 42,5 %. Son partenaire Azule Energy, coentreprise formée à parts égales par le britannique BP et l’italienne Eni, en détient également 42,5 %. La compagnie nationale namibienne NAMCOR participe à hauteur de 10 % et Korres Investments à hauteur de 5 %.

Une progression méthodique depuis octobre 2025

Cette confirmation s’inscrit dans une série de résultats positifs accumulés par Rhino Resources sur PEL 85 depuis l’automne 2025. En octobre dernier en effet, la compagnie avait annoncé une première découverte de gaz-condensat sur le puits Volans-1X, selon des informations relayées par Agence Ecofin.

En février 2026, un test réalisé sur ce puits avait livré des résultats encourageants, confirmant d’excellentes performances du réservoir. Fort de ces résultats, Rhino avait alors lancé un nouveau forage sur la même licence. C’est ce puits, baptisé Capricornus-1X, qui en avril 2026, a livré une découverte de pétrole, ouvrant la voie à la phase d’évaluation actuelle.

Les données collectées, notamment les échantillons de roche prélevés lors du forage, les mesures de pression et analyses géophysiques, seront intégrés aux résultats des puits précédents. Ils serviront à décider des prochains forages à mener sur la licence et mieux cibler les zones à explorer.

Ce développement rapproche Rhino Resources d’une décision finale d’investissement (FID). En novembre 2025, Smithard a indiqué à Reuters, que le groupe envisage d’atteindre cette étape entre fin 2026 et début 2027. L’ambition est de développer conjointement les gisements Capricornus et Volans, en vue d’une production initiale envisagée en 2030.

Namibie : un nouveau partenaire rejoint Tower Resources sur sa licence offshore PEL96

Agence Ecofin 26 juin 2026

Tower Resources cherche depuis plusieurs années à attirer des partenaires financiers pour développer ses licences offshores en Namibie et au Cameroun. Elle attendait notamment depuis des mois l’approbation des autorités namibiennes pour avancer dans cette stratégie.

Tower Resources a franchi une étape décisive dans le développement de sa licence pétrolière offshore en Namibie. La compagnie britannique cotée à Londres a reçu jeudi 25 juin l’approbation formelle du ministère namibien des Industries, des Mines et de l’Énergie (MIME) pour céder 25 % de la PEL96 au groupe pakistanais Prime Global Energies Limited.

Cette approbation lève la dernière condition suspensive du contrat d’amodiation, terme juridique désignant la cession partielle d’une licence pétrolière à un partenaire en échange d’un financement des travaux d’exploration, annoncé en janvier 2025. Il aura donc fallu dix-sept mois pour obtenir le feu vert des autorités namibiennes.
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Namibie : Shell réalise sa meilleure découverte pétrolière dans le bassin Orange

Agence Ecofin 12 juin 2026

Shell explore le bassin Orange namibien depuis plusieurs années, sans encore confirmer la viabilité commerciale de ses découvertes. Chaque nouveau puits rapproche la major d’une réponse décisive sur le potentiel de ce bloc.

La société anglo-néerlandaise Shell vient d’enregistrer ses meilleurs résultats d’exploration en Namibie. L’opérateur britannique et ses partenaires QatarEnergy et NAMCOR, la compagnie pétrolière namibienne, ont en effet annoncé mardi 9 juin, les résultats du puits Merlin-1X, foré en avril sur la licence d’exploration PEL 39, au large des côtes namibiennes. Il s’agit du dixième puits foré par la société sur ce périmètre.

Les résultats sont qualifiés par Shell de « plus prometteurs à ce jour » sur cette licence. Le puits a traversé une formation géologique ciblée et révélé une bonne qualité de réservoir, avec du pétrole léger et peu de gaz associé, des caractéristiques plus favorables que celles des neuf puits précédents sur ce même bloc.

« Ce sont des résultats encourageants qui ajoutent à notre compréhension du potentiel du bassin d’Orange. Nous progressons avec une approche disciplinée et axée sur les données pour établir la commercialité », a déclaré Eugene Okpere, vice-président exécutif de Shell pour l’Exploration, la Stratégie et le Portefeuille.

Saad Sherida Al-Kaabi, ministre d’État qatari aux Affaires énergétiques et PDG de QatarEnergy, a ajouté que les résultats du forage de Merlin-1X « renforcent encore davantage la confiance dans le bassin Orange en tant que province d’hydrocarbures de classe mondiale émergente ». Shell envisage de nouveaux forages sur ce permis d’ici la fin de l’année.

Une découverte qui s’inscrit dans une longue campagne d’exploration

Cette annonce couronne plusieurs années d’efforts sur ce bloc. En juillet 2023, Shell avait déjà annoncé une première découverte de brut sur PEL 39. Mais comme le rapporte Agence Ecofin, en août 2025, la multinationale a publiquement reconnu la complexité du bassin, en indiquant que les résultats obtenus jusqu’alors n’avaient pas encore permis de démontrer la viabilité commerciale des ressources identifiées.

En décembre 2025, Shell avait précisé son programme de forage en signant un contrat avec Northern Ocean pour l’utilisation de la plateforme Deepsea Mira, en vue du forage de nouveaux puits sur PEL 0039. Merlin-1X est le premier résultat de cette nouvelle campagne.

Cette découverte intervient alors que la Namibie se positionne progressivement comme une nouvelle frontière pétrolière africaine. Dans le bassin Orange, la multinationale française TotalEnergies évalue son projet pétrolier Venus, dont les réserves sont estimées à plus d’un milliard de barils.

Le groupe portugais Galp a pour sa part révisé à la hausse ses estimations pour le gisement Mopane, à 1,38 milliard de barils équivalents pétrole. Des mises en production sont attendues à partir de 2029.

Namibie : ReconAfrica lance un test décisif sur la viabilité du pétrole de Kavango

Agence Ecofin 11 juin 2026

En décembre 2025, ReconAfrica annonçait avoir confirmé la présence de pétrole dans plusieurs couches géologiques de son puits namibien onshore. La prochaine étape du projet consiste à déterminer si ces occurrences d’hydrocarbures peuvent être exploitées de manière rentable.

La Namibie entre dans une phase déterminante de son histoire pétrolière onshore. ReconAfrica, en partenariat avec la compagnie nationale NAMCOR et le norvégien BW Energy, a lancé lundi 8 juin les premiers essais de production sur le puits Kavango West 1X, dans le nord-est du pays. C’est le premier test de ce type réalisé en Namibie sur un gisement à terre, selon le communiqué officiel de la société publié le même jour.

Il ne s’agit pas de confirmer la présence de pétrole, des occurrences ayant été observées précédemment. Le test doit déterminer si les hydrocarbures identifiés peuvent être extraits en quantité et à un rythme suffisant pour justifier un développement commercial.

« Nous sommes très impatients de conduire le premier test de production sous tubage en Namibie. Ce test est un point pivot pour déterminer la commercialité du jeu de la ceinture de plis Damara », a déclaré Brian Reinsborough, PDG de ReconAfrica, dans ce même communiqué.

Pour mener ce test, ReconAfrica a fait venir des équipements depuis l’Asie, l’Amérique du Nord et l’Europe pour des opérations de terrain qui seront conduites notamment par SLB (ex-Schlumberger) et Halliburton, deux multinationales de services pétroliers.

Ensemble, ces prestataires vont tester six zones distinctes du puits, couvrant une épaisseur totale de 420 mètres de roche contenant des hydrocarbures. Les résultats sont attendus d’ici la fin du mois prochain.

Un projet qui avance pas à pas depuis fin 2025

Ce test fait suite à plusieurs mois de préparation intensive. En décembre 2025, Agence Ecofin a rapporté que la présence de pétrole avait été confirmée dans plusieurs couches géologiques du puits. Une avancée qui a ouvert la voie aux tests actuels.

Pour financer ces opérations, ReconAfrica avait levé en janvier 2026 environ 27 millions de dollars auprès d’investisseurs. Une partie de ces fonds servira à forer un deuxième puits dans la même zone d’ici la fin du troisième trimestre 2026, pour mieux évaluer l’étendue de la découverte.

En avril 2026, la société avait indiqué viser une mise en service du projet à l’horizon 2028, si les tests s’avèrent concluants. « Si ce test est concluant, c’est un véritable changement de la donne pour les sources d’énergie de la Namibie », a déclaré Reinsborough dans une interview diffusée sur YouTube.

Si le pays n’a encore aucun gisement pétrolier commercialement viable à terre, ses eaux territoriales recèlent des découvertes majeures, notamment le champ Graff de Shell, Venus de TotalEnergies et Mopane de Galp, dont la mise en production est attendue à partir de 2029.