L’Amérique du Sud peut libérer 2,1 M b/j de pétrole si le prix dépasse 100 $ — Actualités TradingView

Un prix du pétrole soutenu à 100 $ le baril pourrait déclencher une augmentation significative de l’offre de brut en Amérique du Sud, débloquant potentiellement jusqu’à 2,1 millions de barils par jour (b/j) de production supplémentaire d’ici le milieu des années 2030, selon une analyse de Rystad Energy.

La fermeture effective du détroit d’Ormuz a nécessité un réajustement à la hausse important de la prévision moyenne 2026 du prix du pétrole de Rystad, qui est passée de 60 $ le baril de Brent en janvier à 89 $ le baril mardi.

Cette conclusion souligne la contribution essentielle des hydrocarbures aux finances publiques à travers l’Amérique du Sud, de Brasilia à Caracas. Aux niveaux de production actuels, cette hausse des prix devrait augmenter les recettes gouvernementales de la région d’environ 43 milliards $ cette année, par rapport à notre scénario de base initial, selon l’analyse.

Petrobras, au Brésil, est bien placée pour être la principale bénéficiaire dans la région, ses revenus devant augmenter de 13,1 milliards $ selon la prévision actuelle de 89 $ le baril, par rapport au scénario de janvier à 60 $ le baril, a indiqué Rystad Energy.

« Le conflit au Moyen-Orient a fait plus que faire grimper les prix du pétrole — il a exposé à quel point les chaînes d’approvisionnement mondiales sont dangereusement concentrées autour du détroit d’Ormuz. L’Amérique du Sud se positionne désormais comme la source d’offre incrémentale la plus importante au monde », a déclaré Radhika Bansal, vice-présidente principale, recherche pétrole et gaz, Rystad Energy.

Offshore hubs lead immediate supply growth

Les développements offshore au Brésil, au Guyana et au Suriname offrent un potentiel immédiat, pouvant ajouter plus d’un million de barils équivalent pétrole par jour (boepj) de production dans la prochaine décennie, soutenus par environ 33 milliards $ de capex greenfield jusqu’en 2035, indique l’analyse.

Le projet Yellowtail d’ExxonMobil au Guyana, qui a démarré avec une production moyenne de 250 000 b/j, vise jusqu’à 300 000 b/j. Rystad suggère que des efforts similaires de suppression des goulots d’étranglement pourraient ajouter 80 000 à 90 000 b/j supplémentaires sur les champs Hammerhead, Jaguar et Errea Wittu.

Toutefois, Rystad affirme que le plus grand potentiel d’augmentation de la production réside dans l’avancement des décisions finales d’investissement (FID) pour de nouveaux projets, plutôt que dans l’expansion des actifs existants.

« Néanmoins, la capacité limitée des chantiers navals pour de nouveaux navires de production, stockage et déchargement flottants (FPSO) reste la contrainte déterminante », a déclaré l’agence norvégienne d’intelligence énergétique.

Venezuela’s conditional production upside

Le Venezuela redevient un sujet de la discussion mondiale sur l’offre en dehors des trois principaux hubs. Cela fait suite à l’arrestation en janvier du président Nicolás Maduro et à une réduction de l’offre disponible de bruts moyens à lourds et acides en provenance du Moyen-Orient.

Si le prix du pétrole atteint de nouveau 100 $ le baril, Rystad Energy prévoit que le Venezuela pourrait augmenter sa production pétrolière de 910 000 b/j d’ici 2035.

De manière significative, 57 % de cette hausse devrait provenir des champs existants des provinces Est et Ouest, où les coûts d’exploitation pour le brut moyen sont particulièrement faibles, à seulement 7 à 8 $ le baril.

Malgré son PDG qualifiant le Venezuela d’« inviable pour l’investissement » en janvier, ExxonMobil a envoyé des équipes pour explorer des opportunités. Shell a également signé début mars des accords préliminaires avec la PDVSA du Venezuela pour du gaz offshore et des explorations onshore.

Tous les plans dépendent d’un assouplissement des sanctions et d’une réforme fiscale.

La confiance des investisseurs, renforcée par l’implication de grandes sociétés comme Chevron, Eni, Repsol et Shell, pourrait débloquer un potentiel nettement supérieur si d’autres acteurs les rejoignent.

Un potentiel de production additionnel serait en outre libéré par une participation accrue dans des champs sous-développés, notamment via des partenariats avec la PDVSA.

Argentina’s biggest growth story

Vaca Muerta est la principale histoire de croissance de l’Argentine. La production de brut devrait passer de 600 000 b/j à 1 million b/j d’ici 2030 et à 1,5 million b/j d’ici 2035 (selon la courbe de prix standard). Un scénario haut à 1,8 million b/j ferait du pipeline VMOS le facteur limitant, a indiqué Rystad.

Des livraisons régulières de brut vers la Chine devraient débuter en 2027, la positionnant comme principal marché d’exportation.

« Le rythme de la croissance en Amérique du Sud dépendra moins de la disponibilité des ressources ou de l’économie que de la capacité d’exécution, des contraintes de la chaîne d’approvisionnement et du climat d’investissement plus large », a déclaré Bansal.