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Ölriese verkündet bedeutende Öl- und Gasentdeckung!
Kürzlich gab ein Konsortium unter der Leitung von Shell zusammen mit QatarEnergy und Namibias nationaler Ölgesellschaft NAMCOR die erfolgreiche Entdeckung von hochwertigem Leichtöl durch die Explorationsbohrung Merlin-1X im Petroleum Exploration License PEL 0039 im Orange Basin vor der Küste Namibias bekannt. Dies ist die zehnte Explorationsbohrung, die im Rahmen dieser Lizenz durchgeführt wurde, und die bisher vielversprechendste unterirdische Struktur, die in diesem Block entdeckt wurde, was die Position Namibias als globaler Hotspot für Tiefsee-Öl und -Gas weiter festigt.
Laut Daten, die NAMCOR wiederholt zwischen 2023 und 2025 der Industrie offengelegt hat, werden die gesamten förderbaren Öl- und Gasressourcen vor der Küste Namibias auf 11 bis 20 Milliarden Barrel Öläquivalent geschätzt. Damit gehört das Land zu den erfolgreichsten Tiefwasser-Explorationsgebieten der Welt mit dem schnellsten Ressourcenwachstum.
- Shells „vielversprechendster“ Durchbruch in Namibia
Die Explorationsbohrung Merlin-1X, die im April 2026 in einem Ultra-Tiefwassergebiet etwa 250 km vor der Südküste Namibias angesetzt wurde, hat erfolgreich ölhaltige Schichten des Coniacian-Zeitalters angetroffen. Die geologischen Ergebnisse haben die Industrie begeistert: gute Reservoirqualität, leichtes Öl mit nur begrenztem assoziiertem Gas und eine Gesamtleistung, die deutlich besser ist als bei allen zuvor unter dieser Lizenz gebohrten Brunnen.
Eugene Okpere, Executive Vice President of Exploration, Strategy & Portfolio bei Shell, kommentierte die Errungenschaft: „Diese ermutigenden Ergebnisse verbessern unser Verständnis des Potenzials des Orange Basin.“ Er betonte, dass Shell diese Gelegenheit mit einem „rigorosen, datengesteuerten Ansatz“ vorantreibt, um die kommerzielle Machbarkeit zu ermitteln, und die Investitionen auf „wesentliche, wettbewerbsfähige und widerstandsfähige Optionen“ innerhalb seines Portfolios konzentrieren wird.
Es ist erwähnenswert, dass Shells Explorationsreise in PEL 0039 kein Spaziergang im Park war. Zuvor hatte Shell mehrere Explorationsbohrungen unter dieser Lizenz durchgeführt, darunter Graff-1X, La Rona-1X, Jonker-1X, Lesedi-1X, Cullinan-1X und Enigma-1X.
Im Januar 2025 schrieb Shell den Vermögenswert dieses Blocks um rund 400 Millionen US-Dollar ab und nannte als Gründe eine Kombination aus Bedenken hinsichtlich der Durchlässigkeit des Reservoirs (in der Branche wurde weithin spekuliert, dass die nachteiligen Auswirkungen der Chloritzementation auf die Durchlässigkeit in einigen Reservoirs eine Rolle spielten) und langfristigen Ölpreiserwartungen. Diese Entscheidung löste seinerzeit weit verbreitete Skepsis in der Branche aus.
Die Entdeckung Merlin-1X, die von Shell und seinen Partnern als „das bisher vielversprechendste Untergrundergebnis innerhalb dieser Lizenz“ bewertet wurde, hat die Explorationsgeschichte für den Block kraftvoll umgekehrt und liefert die zentrale geologische Grundlage für die anschließende endgültige Investitionsentscheidung (FID).
Die Eigenkapitalstruktur von Merlin-1X spiegelt das starke Engagement von QatarEnergy in internationalen Upstream-Assets in den letzten Jahren wider. In dieser Lizenz halten Shell und QatarEnergy jeweils 45 %, während NAMCOR die verbleibenden 10 % hält. QatarEnergy hält insgesamt vier Offshore-Explorationslizenzen in Namibia (PEL 0039, PEL 0056, PEL 0091 und PEL 0090) mit einer Fläche von rund 34.000 Quadratkilometern. Saad Sherida Al-Kaabi, Präsident und CEO von QatarEnergy, bezeichnete die Entdeckung als „einen wichtigen Schritt, der das Vertrauen in das Orange Basin als aufstrebende Weltklasse-Öl- und Gasprovinz weiter stärkt und mit der Strategie von QatarEnergy übereinstimmt, sein internationales Upstream-Portfolio durch Explorationen mit hoher Wirkung zu erweitern.“
Gemäß den von Shell offengelegten Plänen wird PEL 0039 im Jahr 2026 die Explorations- und Bewertungsbohrungen fortsetzen, um die Ressourcen weiter abzugrenzen und das Entwicklungspotenzial zu bewerten.
- Top 5 Entdeckungen im Orange Basin Namibias
Die Explorationsgeschichte des tiefen Oranje-Beckens Namibias begann Anfang 2022 mit einem „doppelten Knall“: Shells Graff-1X und TotalEnergies’ Venus-1X verkündeten etwa zur gleichen Zeit bedeutende Leichtölfunde. In nur vier Jahren hat das Becken eine Explorationserfolgsquote von 60 % erreicht und übertrifft damit den Durchschnitt von 16 % für andere neue Becken in Afrika bei weitem. Die kumulierten entdeckten Ressourcen übersteigen 6 Milliarden Barrel Öläquivalent, und das Tempo der Exploration spiegelt die explosiven Entdeckungen in Guyana in den späten 2000er Jahren wider. Basierend auf der Größe der Entdeckungen und dem Einfluss auf die Industrie können die Top-Fünf-Entdeckungen im Oranje-Becken Namibias vorläufig wie folgt eingestuft werden:
Top 5 Rangliste (geschätzt nach Brutto-Ressourcen vor Ort)
Nr. 1: Galp Mopane Complex (PEL 83) – Im Jahr 2024 gab Portugals Galp bekannt, dass die Mopane-Struktur bis zu 10 Milliarden Barrel Öl-Äquivalent an Ressourcen vor Ort enthalten könnte. Mit der bisher höchsten geschätzten Größenordnung steht sie an erster Stelle und wurde von Wood Mackenzie zur „Entdeckung des Jahres 2025“ ernannt. Galp hält 80 % der Anteile an diesem Block, während NAMCOR und Custos jeweils 10 % halten.
Nr. 2: TotalEnergies Venus-1X (PEL 56) – Geschätzte rund 5,1 Milliarden Barrel Rohölressourcen, mit einer Wassertiefe von 3.000 Metern. Es ist die bisher tiefste, komplexeste und richtungsweisendste Ultra-Tiefsee-Entdeckung im Becken. Eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) ist für 2026 geplant, mit dem Ziel der ersten Ölförderung für 2029–2030.
Nr. 3: Shell Graff-1X & Jonker-1X (PEL 0039) – Die beiden Entdeckungen zusammen belaufen sich auf rund 5,0 Milliarden Barrel Rohölressourcen. Die Speicherpermeabilität im Becken war jedoch für Shell Gegenstand von Debatten (Chlorit-Zementation beeinträchtigt einige Speicher), und es werden umfangreiche Bewertungsdaten benötigt, um das Ressourcenvolumen zu ermitteln.
Nr. 4: Rhino Resources / Azule Energy Capricornus-1X & Volans-1X (PEL 85) – Im Jahr 2025 bestätigte Rhino eine Leichtölentdeckung bei Capricornus-1X. Im Oktober desselben Jahres bestätigte Azule Energy (ein 50/50-Joint-Venture zwischen BP und Eni) eine Kondensatgasentdeckung durch die Bohrung Volans-1X mit einer Netto-Reservoirmächtigkeit von 26 Metern mit Kondensat und einer API-Dichte von etwa 40°. Dies stellt sowohl einen Höhepunkt für den unabhängigen Explorateur Rhino als auch einen wichtigen Einstiegspunkt für BP und Eni in Namibia durch Azule dar.
Nr. 5: Pancontinental PEL 87 Saturn Complex & Phoebe West / Northern Channel – Die in dieser Lizenz identifizierten Strukturen mit hohem Potenzial haben eine geschätzte Bruttorohölz-Gesamtressource von bis zu 6,1 Milliarden Barrel Öläquivalent (netto förderbar), aber die Exploration befindet sich noch in einem frühen Stadium, ohne dass bisher Bohrungen durchgeführt wurden, daher rangiert sie an fünfter Stelle.
Das Orange-Becken in Namibia ist zu einem Schlachtfeld für globale Energieriesen geworden: Shell (mit 45 % an PEL 0039) und TotalEnergies (mit Venus) führen die erste Riege an. QatarEnergy, das vier Lizenzen für ein sehr ausgedehntes Gebiet hält, repräsentiert das nahöstliche Kapital, das am Orange-Becken teilnimmt. BP und Eni sind indirekt über ihr gemeinsames Unternehmen Azule Energy eingestiegen. Chevron stieg 2025 schnell ein, indem es eine 80%ige Beteiligung am Block PEL 82 erwarb. ExxonMobil und Woodside haben ebenfalls Explorationsrechte erworben. Selbst Brasiliens Petrobras und Abu Dhabis ADNOC haben begonnen, den Verkaufsprozess von Galp-Assets im Mopane-Komplex zu beobachten.
- Namibias zukünftige Chancen: Herausforderungen und Perspektiven vom Explorations-Hotspot zum Entwicklungszentrum
Laut dem Bericht "Africa Energy Outlook 2026" der African Energy Chamber verzeichnen die "High-Impact-Bohrungen" im Orange-Subbecken Namibias seit 2022 eine Erfolgsquote von 60 %. Gepaart mit der Entdeckungsrate von über 6 Milliarden Barrel Öl-Äquivalent seit 2022, hat dies das Land zu einem wahren globalen Maßstab für Upstream-Exploration gemacht. Gleichzeitig werden jedoch die "Above-Ground-Probleme" Namibias – Politikunsicherheit, unvollständige institutionelle Rahmenbedingungen und Infrastrukturlücken – zu Kernbeschränkungen, die die Geschwindigkeit der Kommerzialisierung bestimmen. Die unterstützende Kapazität der lokalen Hafeninfrastruktur bleibt schwach, und das Upstream-Rechtssystem bedarf weiterhin der Verbesserung. Diese Realität des "Policy Lag" hat zu Verzögerungen bei der Unterzeichnung von Final Investment Decisions (FIDs) für einige Blöcke mit bedeutenden Entdeckungen geführt.
Doch diese "versunkenen Kosten" können die objektive geologische Realität nicht ändern – das Potenzial des Orange-Beckens wird zunehmend mit dem Guyanas als "nächste riesige Ölförderprovinz im Südatlantik" verglichen. Mehrere maßgebliche Forschungseinrichtungen haben bereits prognostiziert, dass Namibias Spitzenölförderung zwischen 2030 und 2035 mit der Erschließung von Venus, Mopane und PEL 0039 380.000–500.000 Barrel pro Tag erreichen könnte, was die aktuellen Werte einiger OPEC-Mitgliedstaaten in Afrika erheblich übersteigt.
Auf der globalen Ölkarte war Namibia einst eine vergessene Ecke; heute hat die erfolgreiche Exploration des Orange Basin diese „potenzielle riesige Öl- und Gasprovinz“ im Südatlantik an die Spitze der globalen Upstream-Schlagzeilen gebracht. Es wird erwartet, dass während 2026–2027 nacheinander endgültige Investitionsentscheidungen für die Entwicklungen Venus, Mopane und die Shell-Serie getroffen werden. Dieses Land, das erst vor vier Jahren seinen ersten Durchbruch erzielte, wird mit hoher Wahrscheinlichkeit in den nächsten zehn Jahren mehr als die Hälfte des afrikanischen Tiefsee-Öl- und Gaswachstums anführen. Wie ein Shell-Manager es ausdrückte: „Bei der Geschichte Namibias geht es nicht darum, ob Öl und Gas existieren, sondern ob wir kommerziell tragfähige Lagerstätten erschließen können.“ Und die Antwort von Merlin 1X lautet sehr wahrscheinlich: „Ja, das können wir.“
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