PARIS/CAPE TOWN - Il y a quelques mois à peine, les sociétés internationales et le gouvernement namibien nourrissaient de grands espoirs d'exploiter rapidement les découvertes offshore et de transformer en producteur prolifique le pays qu'ils considéraient comme la dernière frontière mondiale de pétrole inexploité.

Depuis, ils se sont heurtés à une complication majeure : un pourcentage étonnamment élevé de gaz dans les gisements, ce qui signifie qu'ils doivent installer des infrastructures supplémentaires. Cela ralentira le développement et pourrait rendre les projets non rentables, selon des cadres, des hommes politiques et des sources industrielles.

"Ce que nous constatons, c'est que toutes nos découvertes ont un ratio gaz/pétrole très élevé", a déclaré Maggy Shino, commissaire namibien au pétrole, lors d'une conférence de l'industrie le mois dernier.

La législation namibienne interdit le brûlage à la torche - c'est-à-dire la combustion du gaz, qui libère du CO2 dans l'atmosphère -, ce qui signifie que les entreprises devront réinjecter le gaz dans le gisement ou le traiter pour le consommer, ce qui, selon Maggy Shino, est en tout état de cause la bonne chose à faire.

"Nous voulons vraiment utiliser le gaz et générer autant de valeur que possible... et lancer ainsi l'industrie de la transformation du gaz en énergie et en produits pétrochimiques, établie en Namibie", a-t-elle déclaré.

Après avoir initialement espéré une première exploitation pétrolière d'ici 2026, le gouvernement namibien travaille avec les opérateurs pour convenir d'un plan unique avec une infrastructure commune pour les 8,7 trillions de pieds cubes (tcf) de gaz inattendus.

L'idée est de réorganiser un projet en suspens depuis longtemps, qui consiste à acheminer le gaz vers une centrale électrique terrestre alimentée au gaz, afin d'approvisionner la Namibie, puis l'Afrique du Sud voisine et l'ensemble de la région.

Initialement conçu pour traiter 1,3 tcf provenant du petit champ de Kudu en Namibie, le projet de centrale électrique et l'infrastructure gazière connexe nécessiteraient un agrandissement considérable.

Le gouvernement namibien a entamé des pourparlers avec Shell, Total, Galp et la société norvégienne BW Energy, et souhaite que la société pétrolière nationale namibienne Namcor dirige le plan de développement du gaz.

Pour les entreprises, le problème est que les travaux supplémentaires pourraient retarder la production de pétrole jusque dans les années 2030, ce qui la rendrait plus difficile à rentabiliser.

Bien que l'industrie affirme que le pétrole sera nécessaire pendant des décennies, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime que la consommation mondiale atteindra son maximum avant 2030, à mesure que le monde se sevrera des combustibles fossiles émetteurs de carbone et que l'utilisation des véhicules électriques augmentera, sous l'impulsion de la Chine, le plus grand consommateur de matières premières au monde.

Pour les grandes entreprises qui ont acquis ou cherchent à investir dans des blocs de développement, il s'agit d'un revers, ont déclaré des sources industrielles à Reuters.

LE RÊVE GUYANAIS S'ÉVANOUIT

L'industrie pétrolière a attiré l'attention en février 2022 lorsque la société française TotalEnergies et la société londonienne Shell ont annoncé d'importantes découvertes dans le bassin d'Orange, en Namibie, représentant un volume cumulé de 5,1 milliards de barils de pétrole.

Les investisseurs se sont précipités en avril lorsque la société portugaise Galp a déclaré avoir trouvé jusqu'à 10 milliards de barils dans la même région.

Nombreux sont ceux qui ont fait des comparaisons avec la Guyane, où les découvertes de 2015 ont entraîné une manne pétrolière qui a permis au pays d'enregistrer une croissance du PIB supérieure à 20 % au cours des cinq dernières années.

Mais la forte teneur en gaz, qui est devenue évidente l'année dernière lorsque les opérateurs ont effectué des forages plus importants dans les réservoirs de Namibie, a depuis lors rendu les majors pétrolières prudentes.

"Nous y travaillons... Il s'agit de pouvoir réinjecter tout ce gaz dans le réservoir à un coût acceptable", a déclaré Patrick Pouyanne, PDG de TotalEnergies, à des investisseurs à New York le mois dernier.

L'injection de gaz dans des roches de moins de 3 000 mètres (9842,52 pieds) est déjà coûteuse, a déclaré M. Pouyanne. "Si nous devons avoir une grosse machine à gaz capable de traiter 500 millions de pieds cubes standard par jour au lieu de 200 ou 300, bien sûr, cela change les dimensions.

Total a du mal à faire passer les coûts de production en Namibie sous la barre des 20 dollars le baril - une exigence interne pour une décision finale d'investissement (FID) sur de nouveaux projets. La société envisage de renégocier les conditions avec les autorités pour tenter de réduire les coûts.

Elle espère toujours prendre une décision d'investissement finale l'année prochaine et produire le premier pétrole en 2029, en se basant sur un plan visant à réinjecter tout le gaz plutôt que d'attendre une solution commune, a déclaré une personne au fait des réflexions de la société, sous couvert d'anonymat.

La décision finale dépendra de la rentabilité du projet, a déclaré une autre source.

"La Namibie n'est pas à la hauteur", a résumé Giacomo Romeo, analyste chez Jefferies, dans une note à l'intention des investisseurs. Total a proposé un développement plus petit que prévu de 160 000 barils par jour et n'a pas réitéré ses espoirs antérieurs d'un FID en 2025, a déclaré Romeo.

Selon une source, Shell a envisagé de construire une unité flottante de liquéfaction du gaz sur le champ pétrolifère afin de produire du GNL pour l'exportation dans le bloc où elle a fait la découverte de Graff. Cela augmenterait considérablement les coûts de développement et retarderait le démarrage de la production de pétrole.

Shell n'a pas souhaité faire de commentaire.

Le 31 octobre, le PDG de Shell, Wael Sawan, a déclaré aux analystes que le territoire namibien était "très difficile" et que la faible perméabilité de la roche rendait l'extraction du pétrole et du gaz plus difficile.

"Nous nous efforçons de déterminer si nous pouvons trouver des moyens de développer des projets commercialement investissables", a ajouté M. Sawan.

Galp, qui a mis aux enchères la moitié de sa participation en Namibie, a reporté la vente dans l'attente des résultats de nouveaux forages exploratoires plus tard dans l'année. La major américaine Chevron, ainsi que Rhino Resources, qui est soutenue par BP et la coentreprise Azule Energy d'Eni, devraient également effectuer des forages en Namibie cette année.