12 janv. 2026
Les investissements en capital amont mondiaux devraient de nouveau diminuer en 2026 en raison de la faiblesse des prix du pétrole.
L'année dernière, les investissements en amont dans le pétrole étaient projetés en baisse de 2,5 % par rapport à l'année précédente, atteignant 420 milliards de dollars, après que les bas prix du pétrole ont mis la pression sur les producteurs et ralenti les plans d'expansion. Les entreprises de l'industrie ont continué à privilégier la rentabilité, le flux de trésorerie libre et la réduction de la dette plutôt qu'une croissance agressive de la production, une tendance renforcée par l'incertitude macroéconomique. La baisse a également été alimentée par une réduction des dépenses des producteurs de pétrole léger et de schiste indépendants aux États-Unis, alors même que les entreprises nationales de pétrole (NOCs) au Moyen-Orient augmentaient leurs investissements, et que les dépenses dans des projets conventionnels se sont avérées généralement plus résilientes.
Et maintenant, les experts en énergie de Wood Mackenzie prédisent que ces tendances se poursuivront cette année. Selon les analystes, les opérateurs mondiaux en amont réduiront leurs investissements pour la deuxième année consécutive en 2026, avec des dépenses en capital censées chuter d'au moins 2 à 3 % d'une année sur l'autre, et de plus de 5 % par rapport aux niveaux de 2024, alors que l'industrie navigue dans un environnement de prix du pétrole en dessous de 60 dollars/baril tout en restant concentrée sur la résilience à long terme. Les réductions en Amérique du Nord et en Europe compenseront les augmentations en Afrique, en Amérique Latine et au Moyen-Orient.
Malgré ces pressions, l'offre de liquides non-OPEP et de gaz mondial devrait croître d'environ 1,5 % chacun. Le Brésil, la Guyane et l'Argentine devraient être des moteurs majeurs de la croissance de l'offre pétrolière non-OPEP en 2026, représentant la moitié de l'augmentation prévue de 0,8 million de barils par jour (b/j) que l'Administration américaine de l'énergie a prédite. Selon le régulateur énergétique, la croissance du Brésil sera principalement tirée par de nouveaux projets offshore pré-salins mis en ligne, y compris le démarrage du champ Bacalhau d'Equinor en octobre ainsi que le démarrage de deux FPSO supplémentaires par Petrobras en décembre. L'EIA a projeté une augmentation de 0,2 mb/j de la production brésilienne en 2026, atteignant 4,0 mb/j.
En Guyane, le développement rapide du bloc Stabroek par Exxon Mobil (NYSE:XOM) et ses partenaires pousse la production à de nouveaux sommets, avec un potentiel de plus d'un million de barils par jour (bpd) à mesure que de nouveaux FPSO (Yellowtail, Uaru, Whiptail) sont mis en ligne. Le projet Yellowtail d'Exxon a déjà atteint sa capacité de production maximale, portant la production de la Guyane à plus de 900 000 b/j. La Guyane exporte de plus en plus de brut vers les marchés asiatiques.
Pendant ce temps, le démarrage du projet Uaru en 2026 ajoutera encore 250 000 b/j d'approvisionnement, aidant à porter la production de pétrole brut de la Guyane au-delà de 1,0 million de b/j d'ici 2027.
L'EIA a également prévu une croissance significative de la production par l'Argentine en 2026, principalement tirée par ses énormes réserves de schiste de Vaca Muerta. La production pétrolière de l'Argentine devrait atteindre en moyenne 810 000 b/j en 2026, contre 740 000 b/j en 2025 et 670 000 b/j en 2024.
Auparavant, Rystad avait prédit que le pétrole provenant du Brésil offshore, de la Guyane, du Suriname et du schiste de Vaca Muerta en Argentine sera une source clé d'approvisionnement pétrolier non-OPEP à coût compétitif jusqu'en 2030. Rystad a prédit que la demande mondiale de liquides atteindra son pic dans les années 2030 à environ 107 millions de barils par jour (bpd), maintenant un plateau au-dessus de 100 millions de bpd jusqu'aux années 2040 avant de diminuer à environ 75 millions de bpd d'ici 2050. Selon le cabinet de conseil énergétique norvégien, l'approvisionnement non-OPEP+ sera clé pour équilibrer le marché mondial, avec du pétrole bon marché d'Amérique du Sud aidant à compenser la croissance plus lente du schiste américain. Les producteurs non-OPEP+ devraient représenter environ 5,9 millions de bpd, soit près de 60 %, des nouveaux projets pétroliers conventionnels actuellement en développement d'ici 2030 (capacité totale nouvellement développée). L'Amérique du Sud sera la principale source de cette croissance de l'approvisionnement avec 560 000 bpd de brut et de condensat, l'Amérique du Nord fournissant environ 480 000 bpd.
L'EIA a prévu que la production pétrolière américaine diminuera légèrement en 2026 après des années de croissance, avec une production projetée à environ 13,5 millions de barils par jour (bpd), une baisse d'environ 100 000 bpd par rapport aux niveaux de 2025, car les gains dans le bassin permien, en Alaska et dans le golfe du Mexique sont compensés par des baisses dans d'autres régions. Ce changement signale un plateau dans la production, avec des prix du pétrole en baisse et un excédent mondial influençant le marché.
Pendant ce temps, Wood Mackenzie a prédit que les dépenses mondiales en gaz augmenteront de 7 % en 2026, même si l'investissement total dans le pétrole est censé diminuer. Cette croissance est liée à la mise en service de nouveaux projets de GNL, principalement aux États-Unis, au Canada et au Qatar, qui devraient stimuler l'offre et la demande. Dans l'ensemble, le consensus général parmi les analystes comme Wood Mackenzie et Fitch Ratings est que les entreprises pétrolières et gazières mondiales maintiendront une discipline de capital et pourraient réduire leurs dépenses globales en 2026 en raison de la volatilité des prix du pétrole et des préoccupations concernant l'excédent. Les dépenses totales en amont des sept grandes sociétés pétrolières devraient rester relativement stables par rapport aux années précédentes.
Et maintenant, les experts en énergie de Wood Mackenzie prédisent que ces tendances se poursuivront cette année. Selon les analystes, les opérateurs mondiaux en amont réduiront leurs investissements pour la deuxième année consécutive en 2026, avec des dépenses en capital censées chuter d'au moins 2 à 3 % d'une année sur l'autre, et de plus de 5 % par rapport aux niveaux de 2024, alors que l'industrie navigue dans un environnement de prix du pétrole en dessous de 60 dollars/baril tout en restant concentrée sur la résilience à long terme. Les réductions en Amérique du Nord et en Europe compenseront les augmentations en Afrique, en Amérique Latine et au Moyen-Orient.
Malgré ces pressions, l'offre de liquides non-OPEP et de gaz mondial devrait croître d'environ 1,5 % chacun. Le Brésil, la Guyane et l'Argentine devraient être des moteurs majeurs de la croissance de l'offre pétrolière non-OPEP en 2026, représentant la moitié de l'augmentation prévue de 0,8 million de barils par jour (b/j) que l'Administration américaine de l'énergie a prédite. Selon le régulateur énergétique, la croissance du Brésil sera principalement tirée par de nouveaux projets offshore pré-salins mis en ligne, y compris le démarrage du champ Bacalhau d'Equinor en octobre ainsi que le démarrage de deux FPSO supplémentaires par Petrobras en décembre. L'EIA a projeté une augmentation de 0,2 mb/j de la production brésilienne en 2026, atteignant 4,0 mb/j.
En Guyane, le développement rapide du bloc Stabroek par Exxon Mobil (NYSE:XOM) et ses partenaires pousse la production à de nouveaux sommets, avec un potentiel de plus d'un million de barils par jour (bpd) à mesure que de nouveaux FPSO (Yellowtail, Uaru, Whiptail) sont mis en ligne. Le projet Yellowtail d'Exxon a déjà atteint sa capacité de production maximale, portant la production de la Guyane à plus de 900 000 b/j. La Guyane exporte de plus en plus de brut vers les marchés asiatiques.
Pendant ce temps, le démarrage du projet Uaru en 2026 ajoutera encore 250 000 b/j d'approvisionnement, aidant à porter la production de pétrole brut de la Guyane au-delà de 1,0 million de b/j d'ici 2027.
L'EIA a également prévu une croissance significative de la production par l'Argentine en 2026, principalement tirée par ses énormes réserves de schiste de Vaca Muerta. La production pétrolière de l'Argentine devrait atteindre en moyenne 810 000 b/j en 2026, contre 740 000 b/j en 2025 et 670 000 b/j en 2024.
Auparavant, Rystad avait prédit que le pétrole provenant du Brésil offshore, de la Guyane, du Suriname et du schiste de Vaca Muerta en Argentine sera une source clé d'approvisionnement pétrolier non-OPEP à coût compétitif jusqu'en 2030. Rystad a prédit que la demande mondiale de liquides atteindra son pic dans les années 2030 à environ 107 millions de barils par jour (bpd), maintenant un plateau au-dessus de 100 millions de bpd jusqu'aux années 2040 avant de diminuer à environ 75 millions de bpd d'ici 2050. Selon le cabinet de conseil énergétique norvégien, l'approvisionnement non-OPEP+ sera clé pour équilibrer le marché mondial, avec du pétrole bon marché d'Amérique du Sud aidant à compenser la croissance plus lente du schiste américain. Les producteurs non-OPEP+ devraient représenter environ 5,9 millions de bpd, soit près de 60 %, des nouveaux projets pétroliers conventionnels actuellement en développement d'ici 2030 (capacité totale nouvellement développée). L'Amérique du Sud sera la principale source de cette croissance de l'approvisionnement avec 560 000 bpd de brut et de condensat, l'Amérique du Nord fournissant environ 480 000 bpd.
L'EIA a prévu que la production pétrolière américaine diminuera légèrement en 2026 après des années de croissance, avec une production projetée à environ 13,5 millions de barils par jour (bpd), une baisse d'environ 100 000 bpd par rapport aux niveaux de 2025, car les gains dans le bassin permien, en Alaska et dans le golfe du Mexique sont compensés par des baisses dans d'autres régions. Ce changement signale un plateau dans la production, avec des prix du pétrole en baisse et un excédent mondial influençant le marché.
Pendant ce temps, Wood Mackenzie a prédit que les dépenses mondiales en gaz augmenteront de 7 % en 2026, même si l'investissement total dans le pétrole est censé diminuer. Cette croissance est liée à la mise en service de nouveaux projets de GNL, principalement aux États-Unis, au Canada et au Qatar, qui devraient stimuler l'offre et la demande. Dans l'ensemble, le consensus général parmi les analystes comme Wood Mackenzie et Fitch Ratings est que les entreprises pétrolières et gazières mondiales maintiendront une discipline de capital et pourraient réduire leurs dépenses globales en 2026 en raison de la volatilité des prix du pétrole et des préoccupations concernant l'excédent. Les dépenses totales en amont des sept grandes sociétés pétrolières devraient rester relativement stables par rapport aux années précédentes.