Un permis d’exploration peut attirer des capitaux et des technologies sans garantir ni découverte exploitable, ni retombées immédiates pour les habitants. En Namibie, la montée en puissance de BP dans trois licences du bassin de Walvis ouvre une nouvelle phase de travaux, mais pose aussi la question du partage futur de la valeur.
Un nouvel opérateur pour trois licences offshore
Le 9 novembre 2026, le ministre namibien chargé des Industries, des Mines et de l’Énergie a signé les actes de transfert et de renouvellement des licences PEL97, PEL99 et PEL100. Le lendemain, Eco Atlantic a annoncé la finalisation de l’accord qui confie à BP Namibia Energy la conduite des trois permis. Le journal namibien The Namibian avait rapporté l’approbation gouvernementale dès le 2 octobre. La clôture de l’opération a ensuite été relayée par plusieurs publications spécialisées du secteur.
Les licences couvrent plusieurs blocs du bassin de Walvis, au large de la côte atlantique. PEL97 correspond au bloc 2012A ; PEL99 rassemble les blocs 2111B et 2211A ; PEL100 couvre les blocs 2211B et 2311A. Dans chacune, BP détient désormais 60 % des intérêts et devient opérateur. Eco Atlantic conserve 25 %, la compagnie publique NAMCOR 10 %, et un partenaire local 5 %.
Ces partenaires locaux diffèrent selon les permis : Tangi Trading Enterprise pour PEL97, Lotus Exploration pour PEL99 et Moonshade Investments pour PEL100. Eco doit recevoir 2,7 millions de dollars le 16 novembre 2026. Mais l’enjeu financier principal réside aussi dans la prise en charge par BP de dépenses d’exploration que la société canadienne aurait autrement dû financer.
La prochaine étape : mieux cartographier le sous-sol
Le programme de travail autorisé prévoit le retraitement des données sismiques existantes sur PEL97 et l’acquisition d’au moins 3 000 kilomètres carrés de données sismiques 3D sur PEL99 et PEL100. La sismique permet de produire une image indirecte des couches géologiques sous-marines ; elle aide à repérer des zones à examiner, mais ne prouve pas la présence de pétrole commercialement exploitable.
Les préparatifs sont engagés et les acquisitions étaient annoncées pour les semaines suivant la clôture. Aucun forage n’est confirmé à ce stade. Une décision de forer dépendra de l’interprétation des données, des budgets et de l’accord des partenaires. Cette distinction compte : une nouvelle campagne d’exploration ne constitue ni une découverte, ni une promesse de production.
Pour la première période de renouvellement, BP financera les dépenses correspondant aux 25 % conservés par Eco, ainsi que la part proportionnelle de cette dernière liée aux intérêts de NAMCOR et des partenaires locaux. En 2028, si les partenaires choisissent une deuxième période de renouvellement et s’engagent à forer, Eco pourra transférer 10 points supplémentaires à BP. En échange, BP prendra en charge les coûts liés aux 15 % qu’Eco garderait, dans la limite de 21 millions de dollars par puits et par licence, soit un maximum cumulé annoncé de 63 millions.
La question des retombées se joue aussi à terre
Pour BP, l’opération renforce une position d’opérateur dans un bassin où les travaux restent exploratoires. Pour Eco Atlantic, la réduction du risque financier permet de conserver une exposition au potentiel des licences sans assumer seule la facture des prochaines études. NAMCOR, entreprise pétrolière nationale, et les partenaires namibiens restent associés au capital ; leur participation ne signifie toutefois pas automatiquement que les emplois, les marchés et les compétences bénéficieront largement aux entreprises locales.
C’est là que se situe une partie du débat national. La Namibie cherche à convertir l’intérêt des groupes internationaux en emplois qualifiés, contrats pour les fournisseurs et savoir-faire durable. En août 2026, des médias spécialisés namibiens ont rapporté l’approbation par le Cabinet d’une politique de contenu local pour l’amont pétrolier. Les modalités concrètes et leur mise en œuvre seront déterminantes : les activités offshore sont coûteuses et techniques, et une part importante des services peut être importée si les capacités locales ne sont pas développées.
Les effets ne seront pas les mêmes pour tous. Les décisions de licence et les recettes publiques relèvent des autorités nationales ; les possibilités d’emploi ou de sous-traitance concerneront surtout les entreprises et travailleurs capables de répondre aux exigences techniques. À Windhoek, le suivi réglementaire et les arbitrages budgétaires pèseront sur la politique du secteur. Sur le littoral, les activités maritimes et les infrastructures pourront être concernées, tandis que les retombées pour les ménages dépendront de choix futurs, pas de l’annonce d’un accord à elle seule.
Un enjeu namibien inscrit dans le paysage régional
Membre de la Communauté de développement de l’Afrique australe (SADC), la Namibie évolue dans une région où les questions d’énergie, d’investissement et d’intégration économique dépassent les frontières. La SADC dispose d’un cadre de coopération énergétique, mais l’exploration pétrolière en mer ne garantit pas, en elle-même, une offre régionale accrue. Il faudrait d’abord des découvertes commercialement viables, des décisions de développement et des infrastructures adaptées.
La trajectoire du pays est donc suivie au-delà de ses frontières : elle teste la capacité d’un État africain à négocier avec des groupes mondiaux tout en organisant la participation de ses entreprises et de sa population. La prochaine échéance concrète est l’interprétation des données sismiques ; celle de 2028 pourrait ensuite ouvrir la voie à un engagement de forage. Entre les deux, les règles de contenu local et la transparence des retombées diront si l’expansion de l’exploration se traduit par des capacités durables en Namibie.
