Waarom is de productie van Afrika's grootste onontgonnen olieveld nog niet begonnen?

Het Venus-project van TotalEnergies in het Orange Basin in Namibië is het soort ontdekking dat de ogen van oliemanagers doet oplichten en regeringen doet dromen van enorme winsten. Het werd aangekondigd in februari 2022 en werd al snel erkend als een van de grootste ontdekkingen op het continent in decennia, met naar schatting ongeveer 1,5 miljard vaten lichte ruwe olie (45° API) en 4,8 biljoen kubieke voet aardgas.

De verwachtingen zijn hooggespannen: de productie zal naar verwachting pieken op 150.000 vaten per dag, met een potentieel van 30 tot 40 jaar productie. De eigendomsstructuur weerspiegelt een mix van wereldwijd kapitaal en lokale participatie: TotalEnergies (45,25%), QatarEnergy (35,25%), de nationale oliemaatschappij van Namibië, Namcor (10%), en het Britse Impact Oil & Gas (9,5%). Voor Namibië, dat nog nooit op grote schaal olie heeft geproduceerd, vertegenwoordigt Venus een belangrijk keerpunt dat het bbp van het land tegen 2030 met maar liefst 20% zou kunnen verhogen.

Maar de beloften van Venus zijn onlosmakelijk verbonden met de uitdagingen. Het veld ligt in zeer diepe wateren (3000 meter onder de oppervlakte en 300 kilometer uit de kust), waardoor het een van de technisch meest veeleisende offshore projecten ter wereld is. Daarbij komt nog de complexiteit van het bijbehorende gas, dat de kern is geworden van een geschil dat de onderhandelingen vertraagt: Namibië wil het gas aan land brengen om de binnenlandse elektriciteitsopwekking te stimuleren, terwijl TotalEnergies er de voorkeur aan geeft het terug te injecteren in het reservoir om de druk te handhaven, gezien de lage permeabiliteit van het gesteente. Voor de overheid gaat het probleem verder dan alleen energie: het gaat om het veiligstellen van inkomsten op lange termijn en het bouwen van een basis voor binnenlandse elektriciteitsopwekking. Het bedrijf ziet dit als extra kosten en risico's voor een project dat op de rand van commerciële haalbaarheid balanceert.

TotalEnergies heeft zijn productieplan al aangepast aan de realiteit in Namibië. Na aanvankelijk een ambitieuzere strategie te hebben voorgesteld met een productiecapaciteit van 200.000 vaten per dag, werd dit teruggebracht tot 150.000. Deze aanpassing lijkt verband te houden met de bredere strategie van het bedrijf om zich te richten op waarde in plaats van volume, door een stabiel productieniveau gedurende zeven tot acht jaar te handhaven in plaats van snelle, vroege winsten na te streven. Het weerspiegelt ook het bewustzijn van de strategische context: na de terugtrekking van Shell is TotalEnergies vrijwel de enige grote speler in Namibië geworden, en toekomstige infrastructuur (een potentiële LNG-fabriek, pijpleidingen of andere faciliteiten) zal grotendeels op zijn schouders terechtkomen. Het verlengen van de productielevensduur garandeert daarom een rendement over een langere periode om deze kostbare investeringen te dekken.

Deze spanning kenmerkt de onderhandelingen die nu gaande zijn. President Netumbo Nandi-Ndaitwah heeft de kwestie onder haar directe toezicht geplaatst en een presidentiële olie-eenheid opgericht om de gesprekken te volgen. De zorg is duidelijk: Namibië wil de ervaring van Guyana niet herhalen, waar de regering in een overeenkomst met ExxonMobil uit 1999 een royaltytarief van slechts 2% accepteerde, een overeenkomst die nu wordt gezien als een negatief model voor opkomende olieproducenten. Om deze reden gaat Namibië de onderhandelingen met TotalEnergies aan vanuit een moeilijkere positie. Patrick Pouyanné, CEO van TotalEnergies, benadrukte dat het bereiken van de doelstelling van eerste productie in 2029 een definitief investeringsbesluit vereist vóór het einde van dit jaar, een tijdlijn die nu al moeilijk haalbaar lijkt gezien de aanhoudende meningsverschillen.

De economische levensvatbaarheid van het project is ook een punt van discussie. TotalEnergies heeft een break-evenprijs van $ 20 per vat genoemd, wat meer lijkt op een onderhandelingspositie dan een realistische inschatting, aangezien de meeste vergelijkbare diepwaterprojecten rond de $ 35 per vat kosten. De projecten van ExxonMobil in Guyana (op 1700 meter diepte) en de pre-zoutvelden van Petrobras in Brazilië (2000 meter) tonen dit bijvoorbeeld aan. Venus, op meer dan 3000 meter diepte met een totale geologische diepte van 6300 meter, in combinatie met een hoge gas-olieverhouding, kampt met grotere problemen. Het gebrek aan nauwkeurige gegevens over de gasinhoud van het reservoir maakt het moeilijk om plannen voor herinjectie en verwerking te ontwerpen, wat de kostenonzekerheid vergroot. Analisten waarschuwen dat herinjectie de opbrengsten aanzienlijk kan verlagen als er meer gas beschikbaar is dan verwacht.

De recente ervaring van Shell biedt een duidelijke waarschuwing. Begin 2025 schreef het bedrijf $ 400 miljoen af op zijn PEL 39-licentie voor de kust van Namibië en verliet het de Jonker-, Graff- en Enigma-putten nadat ze tot de conclusie waren gekomen dat de slechte kwaliteit van het reservoir en het hoge gasgehalte deze commercieel onrendabel maakten. Deze exit laat zien dat niet alle ontdekkingen in het Oranjebekken ontwikkeld kunnen worden en dat Venus, ondanks haar enorme belofte, niet immuun is voor deze geologische en economische beperkingen.

Desondanks probeert Namibië zich te positioneren als een nieuw energieknooppunt. Naast olie ontwikkelt de regering een groen waterstofproject van 10 miljard dollar met Duitse investeerders, waarvan de productie naar verwachting in 2027-2028 van start gaat. Deze parallelle stap naar niet-fossiele energie getuigt van een diversificatiestrategie, met Venus als hoeksteen, maar niet de enige pijler.

Voor TotalEnergies weerspiegelt Venus zowel de omvang van zijn Afrikaanse investeringen als de bijbehorende risico's. Het continent is nu goed voor de helft van zijn operationele productie en het grootste deel van zijn exploratiebudget. De groeidoelstellingen zijn gericht op LNG en offshore-olie in Namibië, Angola en Gabon. Maar het Namibische project belichaamt de uitdagingen van grensverleggende exploratie. De terugtrekking van het bedrijf uit Zuid-Afrika in 2025, na het opgeven van zijn offshore-licentie voor Kaapstad vanwege politieke en ecologische uitdagingen, onderstreept de kwetsbaarheid van de operationele omgeving in de regio.

Een geopolitieke factor voegt een extra dimensie toe: China heeft zich al gevestigd als de grootste buitenlandse investeerder in uraniumwinning in Namibië en is actief in hernieuwbare energie en infrastructuur. De Afrikaanse Kamer van Energie heeft een kantoor geopend in Shanghai om Chinese deelname aan energieprojecten te vergemakkelijken, wat wijst op een strategische continentale verschuiving. Voor TotalEnergies zou elke vertraging of geschil met overheden concurrenten in staat kunnen stellen hun positie te versterken, wat de positie van het Franse bedrijf op de lange termijn mogelijk zou verzwakken.

Het Venus-project bevindt zich dus tussen een buitengewone kans en een zware test. Op papier zou het de kasstromen van TotalEnergies tegen 2030 aanzienlijk kunnen laten groeien en de economische ontwikkeling van Namibië een nieuwe vorm kunnen geven. Maar in werkelijkheid moeten enorme technische uitdagingen, de noodzaak van financiële voorwaarden die een evenwicht vinden tussen het rendement van investeerders en de ambities van de staat, en een onstabiele geopolitieke context worden aangepakt. Als de problemen rond gas, inkomsten en infrastructuur snel worden opgelost, zou Venus een van de belangrijkste olieprojecten van dit decennium kunnen worden. Zo niet, dan zou het wel eens een voorbeeld kunnen worden van hoe enorme grensverleggende energiekansen kunnen worden geblokkeerd onder druk van kosten, politiek en concurrentie.