Hvorfor er Afrikas største uudnyttede oliefelt ikke begyndt at producere endnu?

TotalEnergies' Venus-projekt i Namibias Orange Basin er den slags opdagelse, der får oliechefers øjne til at lyse op og regeringer til at drømme om enorme afkast. Det blev annonceret i februar 2022 og blev hurtigt anerkendt som et af de største fund på kontinentet i årtier, anslået til at indeholde omkring 1,5 milliarder tønder let råolie (45° API) foruden 4,8 billioner kubikfod naturgas.

Forventningerne er enorme: Produktionen forventes at toppe på 150.000 tønder om dagen, og feltet vil potentielt producere i 30 til 40 år. Ejerstrukturen afspejler en blanding af global kapital og lokal deltagelse: TotalEnergies (45,25%), QatarEnergy (35,25%), Namibias nationale olieselskab Namcor (10%) og Storbritanniens Impact Oil & Gas (9,5%). For Namibia, som aldrig har produceret olie i stor skala, repræsenterer Venus et vigtigt vendepunkt, der kan øge landets BNP med op til 20% inden 2030.

Men Venus' løfter er uadskillelige fra dens udfordringer. Feltet ligger i meget dybt vand (3.000 meter under overfladen og 300 kilometer fra kysten), hvilket gør det til et af de mest teknisk krævende offshore-projekter i verden. Dertil kommer kompleksiteten af den tilhørende gas, som er blevet centrum for en tvist, der forsinker forhandlingerne: Namibia ønsker at bringe gassen i land for at øge den indenlandske elproduktion, mens TotalEnergies foretrækker at geninjicere den i reservoiret for at opretholde trykket på grund af den lave klippegennemtrængelighed. For regeringen går spørgsmålet ud over energi til at sikre langsigtede indtægter og bygge et fundament for indenlandsk elproduktion, mens virksomheden ser dette som øgede omkostninger og risici for et projekt på kanten af kommerciel levedygtighed.

TotalEnergies har allerede justeret sin produktionsplan for at afspejle Namibias virkelighed. Efter oprindeligt at have foreslået en mere ambitiøs strategi med en produktionskapacitet på 200.000 tønder om dagen, blev tallet reduceret til 150.000. Denne justering synes at være knyttet til virksomhedens bredere strategi om at fokusere på værdi snarere end volumen ved at opretholde et stabilt produktionsplateau i syv til otte år i stedet for at forfølge hurtige tidlige gevinster. Det afspejler også bevidstheden om den strategiske kontekst: Efter Shells udtræden er TotalEnergies blevet næsten den eneste store aktør i Namibia, og enhver fremtidig infrastruktur (et potentielt LNG-anlæg, rørledninger eller andre faciliteter) vil i vid udstrækning falde på deres skuldre. Forlængelse af produktionslevetiden sikrer derfor afkast over en længere periode for at dække disse dyre investeringer.

Denne spænding definerer de igangværende forhandlinger. Præsident Netumbo Nandi-Ndaitwah har placeret sagen under sit direkte tilsyn og oprettet en præsidentiel olieenhed til at følge forhandlingerne. Bekymringen er klar: Namibia ønsker ikke at gentage Guyanas oplevelse, hvor regeringen i en aftale fra 1999 med ExxonMobil accepterede en royaltysats på kun 2%, en aftale der nu ses som en negativ model for nye olieproducenter. Af denne grund går Namibia ind i forhandlinger med TotalEnergies fra en hårdere position. TotalEnergies' administrerende direktør, Patrick Pouyanné, har understreget, at det at nå målet om den første produktion i 2029 kræver en endelig investeringsbeslutning inden udgangen af dette år, en tidsplan der allerede ser vanskelig ud at opnå i betragtning af de igangværende uenigheder.

Projektets økonomiske levedygtighed er også et stridspunkt. TotalEnergies har citeret en break-even-pris på 20 dollars pr. tønde, hvilket virker mere som en forhandlingsposition end en realistisk vurdering, da de fleste lignende dybvandsprojekter koster omkring 35 dollars pr. tønde. For eksempel demonstrerer ExxonMobils projekter i Guyana (på 1.700 meters dybde) og Petrobras' præ-saltfelter i Brasilien (2.000 meter) dette. Venus, på over 3.000 meters dybde med en samlet geologisk dybde på 6.300 meter, står sammen med et højt gas-til-olie-forhold over for større vanskeligheder. Manglen på præcise data om reservoirets gasindhold gør det vanskeligt at designe reinjektions- og behandlingsplaner, hvilket øger omkostningsusikkerheden. Analytikere advarer om, at hvis der er mere gas end forventet, kan reinjektion reducere afkastet betydeligt.

Shells nylige erfaringer er en klar advarsel. I begyndelsen af 2025 afskrev virksomheden 400 millioner dollars på sin PEL 39-licens ud for Namibias kyst og opgav Jonker-, Graff- og Enigma-brøndene efter at have konkluderet, at dårlig reservoirkvalitet og højt gasindhold gjorde dem kommercielt uudnyttige. Denne exit viser, at ikke alle opdagelser i Orange Basin kan udvikles, og at Venus, på trods af sit store potentiale, ikke er immun over for disse geologiske og økonomiske begrænsninger.

Ikke desto mindre søger Namibia at positionere sig som et nyt energicenter. Udover olie fremmer regeringen et grønt brintprojekt til 10 milliarder dollars med tyske investorer, der efter planen skal starte produktionen i 2027-2028. Denne parallelle indsats mod ikke-fossil energi viser en diversificeringsstrategi med Venus som hjørnestenen, men ikke den eneste søjle.

For TotalEnergies afspejler Venus både omfanget af deres afrikanske satsninger og deres risici. Kontinentet tegner sig nu for halvdelen af deres driftsproduktion og den største andel af deres efterforskningsbudget. Vækstmålene er koncentreret om LNG og offshore olie i Namibia, Angola og Gabon. Men det namibiske projekt er et udtryk for udfordringerne ved grænseefterforskning. Virksomhedens tilbagetrækning fra Sydafrika i 2025, efter at have opgivet sin offshore-licens ud for Cape Town på grund af politiske og miljømæssige udfordringer, understreger skrøbeligheden af det regionale driftsmiljø.

En geopolitisk faktor tilføjer endnu en dimension: Kina har allerede etableret sig som den største udenlandske investor i uranminedrift i Namibia og er aktiv inden for vedvarende energi og infrastruktur. Det afrikanske energikammer har åbnet et kontor i Shanghai for at fremme kinesisk deltagelse i energiprojekter, hvilket indikerer et strategisk kontinentalt skift. For TotalEnergies kan enhver forsinkelse eller tvist med regeringer give konkurrenter mulighed for at styrke deres tilstedeværelse og potentielt svække det franske firmas langsigtede position.

Venus-projektet ligger således mellem at være en ekstraordinær mulighed og en dybdegående test. På papiret kan det generere betydelig vækst i TotalEnergies' pengestrømme inden 2030 og omforme Namibias økonomiske udvikling. Men i virkeligheden skal enorme tekniske udfordringer, behovet for finansielle vilkår, der balancerer investorernes afkast med statens ambitioner, og en ustabil geopolitisk baggrund alle løses. Hvis problemerne omkring gas, indtægter og infrastruktur løses snart, kan Venus blive et af dette årtis skelsættende olieprojekter. Hvis ikke, kan det blive endnu et eksempel på, hvordan massive muligheder inden for grænseenergi kan stoppes under vægten af omkostninger, politik og konkurrence.