La confirmation récente de présence d’hydrocarbures liquides sur le prospect Kharas-1 marque un tournant décisif pour BW Energy. Après des années d'attente, le projet gazier namibien, porté par la famille Sohmen, s'approche enfin de la viabilité économique, transformant un actif historiquement considéré comme « échoué » en une opportunité de production concrète.
Depuis près de neuf ans, la famille Sohmen, actionnaire majoritaire du BW Group via sa fondation singapourienne, nourrit une ambition tenace en Namibie : transformer l’un des plus anciens champs gaziers inexploités d’Afrique en un hub énergétique stratégique. Andreas Sohmen-Pao, président de BW Group, voit aujourd'hui cette patience récompensée par les résultats prometteurs d’un forage récent mené sur le prospect Kharas-1 du bloc Kudu.
Une précision technique capitale
L'opération a été menée par le semi-submersible Deepsea Mira, propriété de Northern Ocean — une société liée au magnat norvégien John Fredriksen, partenaire historique des Sohmen dans le transport maritime. Le forage a atteint une profondeur totale de 5100 mètres sous le plancher océanique.
Cette campagne, menée sur le modèle de partage de coûts avec Rhino Resources et dirigée par Travis Smithard (ex-TotalEnergies), a confirmé la présence d'hydrocarbures liquides. Cette donnée est un véritable game changer pour une zone située sur le plateau continental, historiquement délaissée, non pas tant pour des raisons techniques, mais parce qu'elle était considérée comme un réservoir de gaz sec, difficile à rentabiliser en l'absence d'un marché domestique immédiat et d'infrastructures d'exportation.
« Kharas-1 a atteint son objectif technique en testant plusieurs cibles [...] et les résultats confirment pour la première fois la présence d’hydrocarbures liquides dans le bloc Kudu », a déclaré Carl Arnet, directeur général de BW Energy.
Si la géologie s'avère complexe et nécessite encore des évaluations, la présence de condensats ou de brut léger modifie radicalement l'économie du projet. Ces liquides, facilement exportables sur le marché international, permettent de générer rapidement du cash. Ils agissent comme une subvention croisée au développement de la partie gazière, abaissant ainsi le point mort de rentabilité (cash breakeven) global du projet. Une dynamique qui rend la décision finale d’investissement (FID), espérée par les autorités namibiennes vers 2026, bien plus réaliste.
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Découvert par Chevron en 1974, le champ Kudu recèlerait environ 1,3 billion de pieds cubes (Tcf) de gaz récupérable. Situé à 130 km au large de Lüderitz, il a longtemps été un casse-tête pour les opérateurs successifs. Bien que ses volumes soient modestes par rapport aux découvertes géantes récentes de TotalEnergies (Venus) et de Shell (Graff) dans les eaux ultra-profondes de l’Orange Basin, Kudu revêt une importance capitale pour l'indépendance énergétique de la Namibie.
La méthode BW
Pour réussir là où d'autres ont échoué, BW Energy duplique sa stratégie « low cost » éprouvée au Gabon. Sur ses permis de Dussafu Marine, l'opérateur a maximisé la rentabilité en recyclant des infrastructures existantes, comme le FPSO BW Adolo, cœur battant d'une production qui atteint des niveaux record malgré des défis techniques ponctuels.
Depuis la reprise de l'opérateur de Kudu en 2021 (95 % d’intérêt), la stratégie a été réorientée vers un concept modulaire : la conversion d'une plateforme de forage semi-submersible en unité flottante de production (FPU), reliée à une centrale électrique à terre (Gas-to-Power).
L'objectif reste de fournir de l'électricité à la Namibie, encore dépendante du charbon et des importations, d'ici 2029-2030. Mais c'est bien la composante « liquides » fraîchement découverte qui, en sécurisant les marges, pourrait permettre à la famille Sohmen de transformer ce vieux gisement en un second pilier productif africain, aux côtés du Gabon.
