En Namibie, BP mise sur les données sismiques avant de décider d’un éventuel forage dans le bassin de Walvis

Dans le bassin de Walvis, la prochaine étape ne sera pas encore un puits. Elle se jouera d’abord sous la mer, dans les données sismiques qui permettent de mieux lire les structures géologiques. Pour la Namibie, l’arrivée de BP renforce donc l’exploration sans transformer immédiatement les promesses offshore en production pétrolière.

Une nouvelle redistribution des cartes dans le bassin de Walvis

Le ministère namibien des Industries, des Mines et de l’Énergie a approuvé, le 1^er octobre 2026, le transfert à BP de 60 % des intérêts détenus par Eco Atlantic dans trois licences pétrolières offshore. L’accord concerne les PEL 97, 99 et 100, situées dans le bassin de Walvis, au large de la côte namibienne.

La décision constitue l’autorisation administrative finale exigée par la loi namibienne sur l’exploration et la production pétrolières. Les deux entreprises doivent encore achever les formalités de clôture de l’opération. Une fois celle-ci finalisée, BP deviendra l’opérateur des trois licences.

Eco Atlantic conservera 25 % dans chacun des blocs. La participation restante revient à NAMCOR, la compagnie nationale namibienne des hydrocarbures, ainsi qu’à ses partenaires locaux selon la structure propre à chaque licence. Les trois périmètres couvrent ensemble près de 22 893 kilomètres carrés.

En échange de cette prise de participation, BP doit verser 2,7 millions de dollars à Eco Atlantic et prendre la responsabilité des prochaines opérations d’exploration. Le montant paraît limité au regard de la taille des blocs. Il traduit surtout la logique de partage du risque propre à l’exploration en eaux profondes : les dépenses les plus lourdes interviennent avant toute découverte commerciale.

Pas de forage immédiat, mais un important travail de cartographie

Le programme approuvé ne prévoit pas de forage à ce stade. BP devra d’abord réexaminer des données sismiques déjà recueillies sur l’un des blocs. Sur les deux autres, l’entreprise devra acquérir au moins 3 000 kilomètres carrés de données sismiques en trois dimensions.

La sismique 3D utilise des ondes sonores pour produire une représentation détaillée du sous-sol marin. Elle ne confirme pas la présence d’un gisement exploitable. Elle aide cependant les géologues à hiérarchiser les cibles et à réduire le risque d’un forage coûteux dans une zone mal documentée.

Les documents environnementaux namibiens situent certaines zones d’étude entre environ 1 500 et plus de 3 000 mètres de profondeur. Ces conditions rendent les opérations techniquement complexes et financièrement exigeantes. Elles expliquent aussi pourquoi les compagnies avancent par étapes, entre études géophysiques, autorisations environnementales et décisions d’investissement.

Le calendrier pourrait changer en 2028. Si BP et ses partenaires choisissent d’entrer dans la deuxième période de renouvellement des licences et s’engagent à forer, Eco Atlantic disposerait d’une option pour transférer 10 % supplémentaires à BP. En contrepartie, BP pourrait prendre en charge les coûts d’exploration liés à la part restante d’Eco Atlantic.

Le dispositif prévoit un plafond de 21 millions de dollars par puits et par licence. Pour trois licences, la prise en charge potentielle pourrait donc atteindre 63 millions de dollars. Ce montant n’est ni un investissement déjà débloqué ni la garantie d’un forage. Il dépend d’une décision future sur le renouvellement des licences et sur l’engagement effectif de BP.

Un potentiel encore marqué par les incertitudes

Le bassin de Walvis n’est pas une zone vierge de toute exploration. En 2013, deux puits forés sur un autre permis avaient livré des résultats contrastés. Le puits Wingat-1 avait rencontré des indices de pétrole, mais à des volumes jugés non commerciaux. Le puits Murombe-1, situé à environ 15 kilomètres, n’avait pas confirmé de découverte.

Ces précédents rappellent une distinction essentielle. La présence d’hydrocarbures dans une formation géologique ne suffit pas à établir la rentabilité d’un projet. Il faut encore démontrer la taille du réservoir, la qualité du pétrole, la capacité d’extraction et la viabilité économique du développement.

La Namibie est entrée depuis plusieurs années dans une phase d’intensification de l’exploration offshore. TotalEnergies et Chevron figurent parmi les groupes qui ont également étudié le potentiel des bassins namibiens. Pour Windhoek, l’enjeu consiste à attirer des capitaux et des compétences tout en conservant une part nationale dans les projets à venir.

Cette stratégie place NAMCOR au cœur du dispositif. La compagnie publique ne dirige pas nécessairement les opérations techniques, mais sa participation doit permettre à l’État namibien de rester présent dans les licences et de mieux suivre la constitution d’une éventuelle industrie pétrolière nationale.

Ce que l’opération peut changer pour la Namibie

À court terme, l’accord crée surtout de l’activité pour les services géologiques, maritimes, environnementaux et logistiques. Walvis Bay pourrait bénéficier d’une demande accrue en navires spécialisés, en équipements et en prestations techniques. Les retombées dépendront toutefois de la capacité des entreprises namibiennes à accéder aux contrats et aux compétences nécessaires.

Pour les finances publiques, aucun revenu pétrolier ne peut encore être annoncé. Tant qu’aucun gisement commercial n’est confirmé, la Namibie reste dans une phase de risque. Les recettes attendues d’une future production dépendraient ensuite du régime fiscal, des accords de partage de production, du coût du développement et du prix international du pétrole.

Le débat sera également environnemental. Les campagnes sismiques et les opérations en eaux profondes doivent respecter les autorisations namibiennes et prendre en compte les écosystèmes marins. La côte concentre déjà des activités de pêche, de transport et de tourisme. L’extension de l’exploration devra donc être suivie au-delà des seuls intérêts des compagnies pétrolières.

Un dossier à suivre dans l’espace de la SADC

La Namibie inscrit cette politique dans l’espace de la SADC, la Communauté de développement de l’Afrique australe. L’organisation régionale ne valide pas les licences namibiennes, qui relèvent de la souveraineté de Windhoek. Elle constitue néanmoins un cadre important pour les infrastructures, les échanges, l’énergie et les investissements en Afrique australe.

La progression du dossier sera mesurée par plusieurs étapes concrètes : la clôture juridique du transfert, le lancement des travaux sismiques, les éventuelles décisions de renouvellement en 2028 et, seulement ensuite, un possible engagement de forage.

Pour l’instant, BP prend position sur un potentiel géologique, pas sur une production établie. La Namibie gagne un opérateur disposant de moyens importants. Elle doit encore démontrer que cette présence peut déboucher sur une découverte commerciale, des retombées locales et une exploitation compatible avec ses autres activités maritimes.