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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.

Uranium : la Namibie en marche pour consolider son statut de premier producteur d’Afrique

Agence Ecofin 11 juin 2026

Porté par le regain d’intérêt mondial pour le nucléaire civil, le secteur de l’uranium retrouve progressivement des couleurs. Cette dynamique se traduit par une accélération des investissements dans les projets miniers, notamment en Afrique, où plusieurs nouvelles mines émergent.

Mercredi 10 juin, la compagnie australienne Elevate Uranium a annoncé une hausse de 31 % des ressources de son projet d’uranium Marenica, en Namibie. Une évolution qui rapproche cet actif d’un éventuel développement minier et pourrait en faire l’un des futurs relais de croissance de la première filière uranifère d’Afrique.

La nouvelle estimation de Marenica découle de récents forages de densification réalisés dans son périmètre, après une précédente mise à jour des ressources annoncée en février dernier. Grâce à ces travaux, les ressources du gisement atteignent 52,8 millions de livres d’U₃O₈, contre 40,2 millions de livres auparavant. Cette progression devrait ouvrir la voie à de nouveaux travaux visant à améliorer le niveau de confiance des ressources, une étape préalable à la réalisation d’études économiques relatives à une mine.

Elevate Uranium envisage déjà un développement à l’échelle du district en s’appuyant également sur son projet namibien Koppies. Courante dans l’industrie minière, cette approche consiste à mutualiser les ressources de plusieurs gisements au sein d’un même pôle d’exploitation, avec une usine commune. Situé lui aussi dans la région uranifère d’Erongo, Koppies héberge des ressources estimées à 76,2 millions de livres d’U₃O₈.

Soutenir une dynamique en marche

Les avancées enregistrées par Elevate Uranium s’inscrivent dans un mouvement plus large de développement de l’industrie uranifère namibienne. Le pays abrite en effet plusieurs projets à des stades plus avancés, à commencer par Tumas, porté par l’australien Deep Yellow, dont le lancement de la phase de construction est attendu dans les prochains mois. La future mine Etango, développée par Bannerman Energy, suit une trajectoire similaire. À terme, ces projets pourraient renforcer un appareil productif déjà bien établi. En 2024, la Namibie a produit 7 333 tonnes d’uranium, ce qui en fait le troisième producteur mondial derrière le Kazakhstan et le Canada.

Sur le continent, la Namibie a pris une nette avance sur ses concurrents. Le Niger, deuxième producteur d’Afrique, n’a produit que 962 tonnes d’uranium en 2024, selon la World Nuclear Association (WNA). Cette dynamique s’inscrit par ailleurs dans un contexte de marché favorable. Depuis quelques années, l’uranium profite du regain d’intérêt mondial pour le nucléaire civil, sur fond de transition énergétique.

Selon WNA, ces conditions pourraient porter la demande mondiale à 150 000 tonnes par an d’ici 2040, alors que la production minière oscille autour de 60 000 tonnes par an depuis 2017. Un déséquilibre qui plaide en faveur du développement de nouvelles capacités de production. Si la Namibie semble bien avancer en ce sens, la concrétisation des projets reste encore incertaine et conditionnée à l’évolution du marché. D’autant plus dans un secteur historiquement sensible à la fluctuation des prix.

Ce facteur explique d’ailleurs les reports successifs de la décision finale d’investissement (FID) d’Etango par Bannerman Energy. Deep Yellow adopte également une posture prudente, estimant encore l’an dernier que les niveaux de prix de l’uranium restent trop bas pour justifier le lancement de nouveaux projets. À terme, une mise en service du projet Tumas pourrait pourtant ajouter environ 3,6 millions de livres d’uranium à la production namibienne sur 22 ans, tandis que le projet Etango vise environ 3,5 millions de livres sur 15 ans.

Selon les données compilées par Cameco, le prix à terme de l’uranium est passé de 89 USD la livre en janvier à 94 USD en mai, confirmant une légère progression depuis le début de l’année. De son côté, Elevate Uranium doit encore traduire ses ambitions en un modèle économique viable. Entre la poursuite des travaux d’exploration visant à définir des réserves exploitables et la réalisation des études économiques nécessaires, plusieurs mois, voire plusieurs années, pourraient encore s’écouler avant une éventuelle décision de développement.

En attendant, d’autres sites de production émergent déjà sur le continent. Au Malawi, la mine Kayelekera a relancé sa production en 2025. En Mauritanie, Aura Energy prépare le lancement de la construction de la future mine Tiris, tandis que Global Atomic poursuit le développement du projet Dasa au Niger.

QatarEnergy Adds Another Oil Discovery to Namibia's Hot Streak

By Julianne Geiger - Jun 09, 2026,

QatarEnergy has struck oil again offshore Namibia, adding another discovery to what is becoming one of the most impressive exploration runs in the industry.

The company announced that its Merlin-1X exploration well in Petroleum Exploration License 39 (PEL 39) encountered oil with what it described as the most promising subsurface results seen so far in the license. The well found good reservoir quality, light oil, and limited associated gas—three words exploration teams generally like seeing in the same sentence.

Merlin-1X is the tenth well drilled under PEL 39 and follows three previous discoveries in the block.

At this point, the bigger surprise in Namibia's Orange Basin might be drilling a dry hole.

Over the past few years, the basin has transformed from a frontier exploration play into one of the world's most closely watched oil provinces. A steady stream of discoveries by international operators has fueled expectations that Namibia could emerge as a major crude producer in the coming decade.

"We are pleased with this discovery, which follows three earlier discovery announcements in Namibia," QatarEnergy CEO and Energy Minister Saad Sherida Al-Kaabi said.

The company said the results further strengthen confidence in the Orange Basin as a world-class hydrocarbon province and support QatarEnergy's strategy of expanding its international upstream portfolio through high-impact exploration.

While QatarEnergy did not release resource estimates for Merlin-1X, the emphasis on reservoir quality and light crude is likely to attract as much attention as the discovery itself. Finding oil is one thing. Finding oil that appears commercially attractive is another.

The discovery was made in partnership with Shell and Namibia's national oil company.

QatarEnergy continues to build a sizable position in the country, holding interests in four offshore exploration licenses. The company owns 45% of PEL 39 and also participates in PEL 56, PEL 91, and PEL 90, giving it exposure to roughly 34,000 square kilometers of offshore acreage.

The latest result adds another data point to a growing body of evidence suggesting the Orange Basin may still be in the early chapters of its story.

Namibie : le projet pétrolier de ReconAfrica vise une mise en service à l’horizon 2028

Agence Ecofin 20 avril 2026

En décembre 2025, un premier test concluant avait permis à ReconAfrica de confirmer que des ressources pétrolières sont présentes à terre en Namibie. La viabilité commerciale de ces ressources reste encore à déterminer.

La Namibie pourrait voir le projet pétrolier onshore porté par Reconnaissance Energy Africa (ReconAfrica) entrer en production à l’horizon 2028. L’information a été rapportée vendredi 17 avril par Upstream Online, citant Brian Reinsborough, le directeur général de la société.

Dans le détail, la concrétisation de cette perspective suivant le calendrier évoqué par la compagnie reste conditionnée à une décision finale d’investissement attendue à court terme.

ReconAfrica entend enclencher une phase de développement après les nombreuses campagnes d’exploration menées dans le bassin du Kavango ces dernières années. La société vise une prise de décision dans les douze prochains mois, sous réserve de résultats techniques jugés satisfaisants.

En Namibie, ReconAfrica détient 70 % d’intérêt dans le permis PEL 73, aux côtés de BW Energy Limited (20 %) et de NAMCOR, la société publique du pétrole de Namibie (10 %). Le permis couvre les bassins du Kavango et de l’Owambo dans le nord-est du pays, sur une superficie de 25 341 km².

Depuis 2021, la société a réalisé plusieurs campagnes de forage de puits d’exploration pétrolière et gazière. Son objectif à travers ces activités est d’évaluer le potentiel en hydrocarbures de cette région jusqu’ici peu explorée. Les données collectées incluent des relevés sismiques et des tests de forage.

Après plusieurs tests réalisés sur la base des résultats préliminaires des travaux de forage de puits et des analyses géologiques réalisées sur site par la suite, la compagnie avait annoncé, en décembre 2025, que le puits Kavango West-1X a confirmé la présence d’hydrocarbures. Une première depuis le lancement des activités de prospection 4 ans plus tôt.

Le projet s’inscrit dans un contexte d’intensification des activités pétrolières dans le pays, notamment après plusieurs découvertes dans le bassin offshore d’Orange, annoncées ces dernières années par des opérateurs internationaux, comme TotalEnergies ou encore Shell.

Outre le bassin offshore d’Orange, celui de Walvis, également situé au large des côtes de la Namibie, suscite également de l’engouement de la part des compagnies internationales. La semaine dernière Agence Ecofin a rapporté que la multinationale BP y a acquis 60 % d’intérêts dans les licences d’exploration pétrolière (PEL) 97, 99 et 100.

Uranium : l’australien Paladin augmente sa cible de production en Namibie pour 2026

Agence Ecofin 17 avril 2026

Relancée en mars 2024 après plusieurs années d’arrêt, la mine Langer Heinrich poursuit sa montée en puissance sous la conduite de son opérateur australien Paladin Energy. Pour son exercice financier 2026, celui-ci y anticipait une production pouvant atteindre 4,4 millions de livres d’uranium.

En Namibie, la compagnie australienne Paladin Energy prévoit désormais de produire jusqu’à 4,8 millions de livres d’uranium à Langer Heinrich Mine (LHM) au titre de son exercice financier 2026 (juillet 2025 – juin 2026), contre 4,4 millions initialement attendues. Cette révision annoncée vendredi 17 avril, s’inscrit dans la montée en puissance progressive de l’actif, redémarré en mars 2024 après plusieurs années d’arrêt.

L’entreprise justifie cet ajustement par de solides performances opérationnelles enregistrées ces derniers mois. Portée par une meilleure teneur du minerai et des taux de récupération élevés à l’usine de traitement, la mine a déjà produit 3,6 millions de livres d’uranium sur les neuf premiers mois de l’exercice en cours, dépassant largement les 3 millions de livres enregistrés sur l’ensemble de l’exercice précédent.

« La montée en puissance et la transition vers une exploitation minière à pleine capacité ont progressé de manière satisfaisante au cours des neuf premiers mois de l’exercice 2026. La combinaison d’une mobilisation réussie du parc minier, d’une meilleure teneur en minerai et de taux de récupération élevés à l’usine de traitement a permis d’atteindre une production de 3,6 millions de livres d’U₃O₈ depuis le début de l’exercice 2026 », peut-on lire dans la note publiée à l’occasion.

Cette nouvelle trajectoire pourrait permettre à Paladin de renforcer ses volumes commercialisables, tout en soutenant la progression vers son objectif d’atteindre d’ici 2027 une capacité nominale de 6 millions de livres par an. Le groupe reste toutefois attentif aux risques susceptibles d’affecter ses opérations, notamment dans un contexte géopolitique incertain.

« Ces prévisions révisées reposent sur les conditions et hypothèses d’exploitation actuelles et pourraient être affectées par des perturbations découlant de la situation géopolitique actuelle. Paladin suit de près l’impact potentiel de ces événements. Paladin maintient ses prévisions d’une transition complète de LHM vers une exploitation minière et une usine de traitement d’ici la fin de l’exercice 2026 », précise le communiqué.

Pour rappel, la mine est détenue à 75 % par Paladin, aux côtés de la China National Nuclear Corporation (25 %). L’État namibien en tire des revenus à travers les taxes et redevances appliquées à l’exploitation.

BP Joins Shell and TotalEnergies in Namibia's Offshore Rush

By Charles Kennedy - Apr 13, 2026

UK-based supermajor BP has agreed to buy 60% in three offshore exploration blocks in Namibia as part of its ongoing strategy to grow its upstream portfolio.

The company will buy from Canada-based Eco Atlantic Oil & Gas a majority 60% stake in each of the PEL97, PEL99, and PEL100 exploration blocks offshore Namibia, one of the world's most sought-after exploration sites in recent years.

Subject to approvals by the Namibian government, the UK supermajor will become the operator of the three blocks in the Walvis Basin offshore Namibia, while Eco Atlantic will remain a partner, along with Namibia's national oil company NAMCOR, following transaction closing conditions being met.

Entering these blocks will enable BP to build on its recent exploration successes in Namibia through Azule Energy, the supermajor said.

Since the beginning of 2025, Azule Energy, a 50/50 joint venture between BP and Eni, has announced four hydrocarbon discoveries: the Algaita-01 well and Gajajeira-01 gas find in Angola and the Volans-1X and Capricornus-1X discoveries in Namibia's Orange Basin.

“Namibia is a region attracting growing industry interest and has a number of exciting frontier basins,” said Gordon Birrell, BP’s executive vice president, production & operations.

“This agreement marks bp’s entry into the country as an operator, strengthens bp’s exploration portfolio and provides long-term growth potential.”

Shell, TotalEnergies, BP, and Galp have all made large discoveries offshore Namibia.

In October, BP confirmed an oil and gas discovery in the Orange basin offshore Namibia.

Namibia hopes to become the next Guyana, but it lacks infrastructure to fast-track the discoveries, which make them more expensive and difficult to develop and monetize.

BP last year yielded to investor pressure and announced a major strategy reset to slash investments in renewables and focus on its core business of producing oil and gas.

BP’s new chief executive officer Meg O’Neill has pledged consistency and clear direction in her first message to staff as she took over the top job at the supermajor on April 1, amid very turbulent times for both the company and the energy industry.

Namibie : le projet Venus de TotalEnergies entre dans sa phase décisive, au-delà des enjeux techniques

Agence Ecofin

Le gouvernement namibien examine le plan de développement de TotalEnergies pour le gisement Venus. Cette revue ouvre surtout des négociations sur la fiscalité, la gouvernance pétrolière et le partage de la rente, des aspects longtemps éclipsés par l’enthousiasme des annonces.

Le gouvernement namibien a officiellement commencé l'examen du Field Development Plan soumis par la filiale locale du groupe énergétique français TotalEnergies pour le projet pétrolier Venus, une étape présentée comme le premier jalon formel sur la voie d'une décision finale d'investissement.

Le Premier ministre namibien, Tjitunga Elijah Ngurare, a indiqué que l'unité pétrolière en amont, logée au sein de la présidence, avait entamé l'évaluation technique du document. En apparence, c'est une étape procédurale. Dans les faits, c'est le début d'un bras de fer dont l'issue conditionnera la trajectoire économique de la Namibie pour les trois prochaines décennies.

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Selon un actionnaire, la quantité de pétrole potentiellement récupérable dans le gisement namibien de Mopane augmente de 57 %

Reuters •31/03/2026

Les estimations des ressources contingentes du champ offshore de Mopane en Namibie, exploité par Galp GALP.LS , ont augmenté de 57 % pour atteindre 1,38 milliard de barils d'équivalent pétrole (boe) après les récents forages d'évaluation, a déclaré l'actionnaire canadien Sintana Energy SEI.V .

Les ressources contingentes sont considérées comme potentiellement récupérables, mais restent soumises à des contingences techniques, économiques et autres.

Dans un communiqué publié lundi sur son site Internet, Sintana a déclaré que cette augmentation soulignait "l'important potentiel de ressources de Mopane et du complexe plus large de la licence d'exploration pétrolière 83 (PEL 83)" au large de la Namibie.

Galp, qui exploite la PEL 83 et en détient 80 %, s'est refusé à tout commentaire.

La découverte de Mopane est estimée à au moins 10 milliards de bep en ressources totales, mais les ressources contingentes ne représentent qu'une fraction de ce chiffre.

Les compagnies pétrolières internationales ont afflué en Namibie, qui n'a actuellement aucune production d'hydrocarbures, après une série de découvertes très médiatisées depuis 2022, qui ont fait naître l'espoir que le pays devienne un producteur de pétrole important.

Sintana, qui détient une participation indirecte de 4,9 % dans PEL 83, a déclaré que les ressources contingentes s'élevaient précédemment à 875 millions de bep, classées "3C" selon le système de gestion des ressources pétrolières, ce qui implique des volumes récupérables optimistes si les aléas sont résolus.

TotalEnergies est en train d'acquérir une participation de 40 % dans PEL 83 et devrait assumer la fonction d'opérateur avant une campagne de forage de trois puits qui devrait débuter au second semestre 2026.

Sintana a déclaré que "TotalEnergies a indiqué le potentiel d'une nouvelle croissance significative des ressources" à partir d'une éventuelle extension vers l'intérieur de Mopane, ainsi que de deux grands prospects nouvellement identifiés, Quiver et Sobreiro.

La décision finale d'investissement devrait être prise en 2028, et le premier pétrole devrait être extrait en 2032, a précisé Sintana.

TotalEnergies et Chevron détiennent tous deux des participations dans des champs pétroliers près de Mopane.

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.