Le Namibie s'impose rapidement comme la prochaine grande nation productrice de pétrole d'Afrique, tandis que l'Afrique du Sud voisine — qui contrôle environ les deux tiers de la même province pétrolière du bassin d'Orange — accuse un retard de plusieurs années dans le développement d'un système pétrolier pourtant essentiellement identique. Pour le Namibie, un pays sans antécédent significatif en matière de production pétrolière, les découvertes du bassin d'Orange représentent un potentiel de transformation économique majeur, la positionnant aux côtés de producteurs africains établis comme le Nigeria et l'Angola.

Le bassin d'Orange, une province pétrolière offshore en eau profonde s'étendant de part et d'autre de la frontière maritime atlantique entre les deux nations, est estimé à plus de 20 milliards de barils d'équivalent pétrole. Le bassin est devenu l'une des zones frontières les plus surveillées dans l'exploration en eau profonde à l'échelle mondiale, attirant des milliards d'engagements de la part des supermajors à une époque où les nouvelles découvertes à grande échelle en dehors des provinces établies sont devenues de plus en plus rares. Alors que le Namibie a enchaîné une série de découvertes de classe mondiale et progresse rapidement vers la production commerciale, l'Afrique du Sud peine à convertir le même potentiel géologique en actifs producteurs.

TotalEnergies (NYSE:TTE) mène la charge au Namibie. Son projet en eau profonde Venus, offshore, vise désormais une capacité de production initiale d'environ 150 000 barils de pétrole par jour, avec une première production prévue pour 2030. Le puits Venus-1X est estimé à 1,5 milliard de barils de brut léger et 4,8 billions de pieds cubes de gaz. TotalEnergies a également repris les opérations de l'importante découverte Mopane auprès du portugais Galp Energia (OTCPK:GLPEF).

Shell Plc (NYSE:SHEL) et ses partenaires en coentreprise ont récemment signalé une découverte pétrolière majeure au niveau du puits d'exploration Merlin-1X dans le cadre de la licence d'exploration pétrolière 39 (PEL 39). Située dans le bassin d'Orange du Namibie, à environ 290 kilomètres au large, la découverte recèle des réserves récupérables estimées à 750 millions de barils pour la seule Phase 1. Le succès de Merlin-1X représente un tournant décisif pour le consortium. Début 2025, Shell a enregistré une dépréciation de 400 millions de dollars sur son portefeuille offshore namibien après avoir rencontré des défis techniques sur d'anciens puits de découverte — notamment Graff-1X et Jonker-1X — caractérisés par une géologie complexe et des ratios gaz-pétrole élevés. Ces difficultés avaient initialement ralenti la commercialisation, mais Merlin-1X a considérablement amélioré les perspectives pour les concessions namibiennes de l'entreprise.

L'Afrique du Sud, en revanche, a réalisé des progrès limités malgré le contrôle de la plus grande part du bassin. Le gisement gazier d'Ibhubesi, situé dans le bloc 2A du bassin d'Orange, est le plus grand gisement de gaz offshore non développé d'Afrique du Sud, avec des réserves estimées à 540 milliards de pieds cubes de gaz naturel et 4,3 millions de barils de condensat. En 2022, Eco Atlantic Oil & Gas a foré le puits Gazania-1 au large de la côte ouest de l'Afrique du Sud à une profondeur de 2 360 mètres, mais n'a pas réussi à rencontrer des volumes commercialement viables.

Les défis juridiques et les obstacles réglementaires ont encore aggravé les difficultés de l'Afrique du Sud. L'essor du Namibie comme hub pétrolier en eau profonde à l'échelle mondiale a été largement impulsé par son modèle réglementaire stable à guichet unique, tandis que l'Afrique du Sud est entravée par des goulots d'étranglement administratifs superposés. Cette divergence est particulièrement marquée compte tenu des défis persistants de sécurité énergétique de l'Afrique du Sud, notamment des années de pénuries d'électricité liées aux défaillances opérationnelles de la société nationale Eskom — des contraintes que le développement du gaz domestique était censé aider à atténuer.

Le ministère des Mines et de l'Énergie du Namibie, conjointement avec la société nationale pétrolière NAMCOR, offre aux opérateurs internationaux des délais prévisibles et des procédures de licence transparentes. Le pays fonctionne sous un accord pétrolier modèle standardisé, avec un régime fiscal transparent comprenant un impôt pétrolier de 35 % et une redevance de 5 %, ainsi que des calendriers d'approbation clairement définis. En conséquence, les opérateurs ont pu faire passer les découvertes en phase d'évaluation à une vitesse remarquable, les permis d'exploration et d'évaluation étant généralement obtenus en trois à neuf mois.

En Afrique du Sud, en revanche, le chevauchement des autorités réglementaires et des processus d'approbation prolongés peut allonger les délais d'autorisation jusqu'à cinq ans. Les litiges environnementaux ont également retardé de nombreux puits pétroliers et gaziers prévus dans les années à venir. En mars 2026, des militants et des coopératives de pêcheurs ont pétitionné la Haute Cour pour révoquer les permis de forage de jusqu'à 10 puits d'exploration en eau ultra-profonde au large de la côte ouest. L'année dernière, la Haute Cour du Cap occidental a annulé l'autorisation environnementale accordée à TotalEnergies et Shell pour forer le long de la côte sud-ouest, invoquant des défaillances critiques dans l'évaluation des impacts des déversements de pétrole sur les petits pêcheurs. Une décision historique d'octobre 2025 a également invalidé l'autorisation environnementale pour une centrale gaz-électricité proposée par Eskom à Richards Bay. Parallèlement, une action en justice de 2021, déposée par des communautés locales, a bloqué une étude sismique de Shell, une décision définitive et fondatrice étant attendue plus tard cette année de la plus haute cour d'Afrique du Sud.

« Nous ne pouvons pas explorer, nous ne pouvons pas dépenser de l'argent dans une région si nous devons faire face aux tribunaux en permanence et que les autorisations deviennent vraiment trop complexes », a déclaré Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies, lors de la présentation des résultats de l'entreprise.

Le ministre sud-africain des Ressources minérales et pétrolières, Gwede Mantashe, a plaidé en faveur de tribunaux spécialisés de l'énergie pour traiter les retards causés par les poursuites environnementales, citant les projets pétroliers et gaziers offshore bloqués d'entreprises telles que Shell et TotalEnergies. Mantashe affirme que les contestations juridiques récurrentes traduisent une résistance au progrès national, motivant ainsi la recherche de mécanismes de résolution des litiges accélérés. L'issue de la décision imminente de la Cour suprême sur l'étude sismique de Shell est susceptible d'établir un précédent important pour la manière dont les futures demandes énergétiques offshore seront évaluées — et pourrait influencer la volonté des opérateurs internationaux de continuer à considérer les eaux sud-africaines comme un investissement à long terme viable.

Par Alex Kimani pour OilPrice.com