En Namibie, Equinor accélère la bataille des majors pour un pétrole offshore encore non produit

Windhoek voit s’ouvrir une nouvelle course, mais la vraie question reste la même

En Namibie, l’enjeu n’est plus seulement de savoir si le sous-sol offshore contient du pétrole. La question est désormais de savoir qui captera la valeur, à quel rythme, et avec quelles garanties pour l’économie nationale. Depuis les découvertes du bassin d’Orange en 2022, la côte namibienne attire les grands groupes pétroliers, mais Windhoek veut éviter que cette promesse ne se limite à des contrats signés loin du pays. Le gouvernement dit vouloir administrer les ressources de manière à servir le développement durable et le bien-être des Namibiens.

Ce mouvement s’inscrit aussi dans une trajectoire régionale. La Namibie appartient à la Communauté de développement de l’Afrique australe (SADC), un bloc de 16 États qui pousse l’intégration économique et la stabilité. Dans cette région, les découvertes offshore namibiennes ne sont pas un fait isolé. Elles alimentent une compétition plus large pour les capitaux, les compétences techniques et les infrastructures portuaires, énergétiques et logistiques.

Un permis du bassin d’Orange change de mains

Le 18 août, Equinor a annoncé un accord avec une filiale de Chevron pour prendre 17,4 % du permis d’exploration PEL 90, au large de la Namibie, dans le bassin d’Orange. La transaction reste soumise aux autorisations réglementaires et son montant n’a pas été divulgué. Une fois finalisée, elle constituera la première entrée du groupe norvégien dans l’amont pétrolier d’un nouveau pays depuis son implantation en Argentine en 2017.

Le permis PEL 90 est opéré par Harmattan Energy, une filiale indirecte de Chevron. Avant l’opération, l’actionnariat était réparti entre Chevron à 52,5 %, QatarEnergy à 27,5 %, Trago Energy à 10 % et la compagnie publique namibienne NAMCOR à 10 %. Les documents de Chevron mentionnent aussi PEL 90 dans son portefeuille namibien.

Selon les informations disponibles, un puits d’exploration doit être foré sur le permis avant la fin de 2026. Cette échéance est importante. Elle permettra de mieux mesurer le potentiel de la zone, dans une partie du bassin où les compagnies cherchent encore à transformer des indices géologiques en volumes commercialement exploitables. Chevron avait déjà indiqué vouloir avancer vers un nouveau forage, Nabba-1X, sur PEL 90 d’ici la fin de 2026.

Une Namibie encore non productrice, mais déjà très convoitée

L’arrivée d’Equinor ne tombe pas de nulle part. En avril 2026, BP avait déjà pris position dans trois permis offshore du bassin de Walvis. Le signal envoyé aux marchés est clair : la Namibie est devenue un espace où les majors testent des opportunités de long terme, malgré les coûts élevés du forage en grande profondeur et l’incertitude géologique.

Le cœur de la dynamique se situe cependant dans le bassin d’Orange, au sud du pays. TotalEnergies y travaille sur la découverte Venus et cherche à réunir les conditions d’une éventuelle décision finale d’investissement en 2026. Son accord avec Galp sur PEL 83 montre que les portefeuilles se réorganisent déjà autour des blocs jugés les plus prometteurs. Dans le même temps, NAMCOR rappelle que plusieurs campagnes offshore ont été menées depuis 2022 et que le pays continue de bâtir son savoir-faire technique.

Pour Windhoek, l’enjeu dépasse la seule entrée de nouveaux investisseurs. La Namibie reste une économie où les mines, la pêche et les services jouent encore un rôle central. Le Fonds monétaire international souligne que la croissance récente demeure freinée par une base productive étroite, tandis que la Banque africaine de développement anticipe une reprise portée aussi par les investissements pétroliers offshore. Autrement dit, le pétrole peut accélérer la diversification s’il s’insère dans une stratégie industrielle. Il peut aussi renforcer la dépendance à une rente si les retombées locales restent limitées.

Ce que la Namibie peut gagner, et ce qu’elle doit encadrer

Dans ce dossier, la clé n’est pas seulement la découverte. C’est la gouvernance. Le ministère namibien en charge du secteur insiste sur les cadres juridiques, la réglementation, la gestion environnementale et les revenus publics. Le pays a déjà fermé la fenêtre de nouvelles demandes de licences, signe qu’il veut maîtriser le calendrier et les conditions d’accès à son sous-sol. Ce verrou administratif peut protéger l’intérêt national, mais il ralentit aussi l’arrivée de nouveaux acteurs.

La part de NAMCOR dans plusieurs blocs rappelle, elle, que la Namibie ne veut pas rester simple observatrice. La compagnie publique tient une place dans les coentreprises et dans la montée en compétence locale. Le débat, désormais, porte sur la chaîne de valeur : emplois qualifiés, sous-traitance nationale, formation, ports, services maritimes, assurance, logistique et fiscalité. Si ces maillons restent faibles, l’activité se concentrera surtout chez les opérateurs étrangers et leurs prestataires.

Le calendrier sera donc décisif. Le forage prévu d’ici la fin de 2026, les travaux de TotalEnergies sur Venus et l’orientation prise par BP dans le bassin de Walvis diront si la Namibie entre dans une phase de valorisation réelle ou dans une nouvelle séquence de spéculation géologique. À l’échelle de la SADC, le dossier compte déjà. Il peut servir de modèle de négociation sur les ressources, ou de rappel utile : dans l’Afrique australe, le potentiel du sous-sol ne vaut que s’il se traduit en souveraineté économique concrète.