L’année 2026 marquera une inflexion notable dans le secteur énergétique du Lower 48 aux États-Unis, selon les prévisions de Wood Mackenzie. Les régions centrées sur le pétrole verront leur activité diminuer face à des pressions sur les prix, tandis que les zones axées sur le gaz naturel bénéficieront de la demande croissante liée aux exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) et au développement des infrastructures électriques.
Moins de forages, mais des gains d’efficacité
Le nombre de forages horizontaux actifs devrait passer sous la barre des 500 unités. Cette baisse s’explique par les incertitudes macroéconomiques affectant particulièrement la première moitié de l’année. Toutefois, les opérateurs compensent cette contraction par des gains opérationnels : le groupe Diamondback atteint désormais une capacité de 26 puits par appareil de forage et par an, contre 24 en 2024, tandis qu’Expand Energy maintient sa production de Haynesville avec sept appareils, contre treize deux ans plus tôt.
Cette réduction d’activité devrait entraîner une légère baisse des coûts de forage et de complétion, y compris les tarifs. Ces conditions permettent à plus de 90 % des actifs pétroliers du Lower 48 de couvrir leurs besoins en dépenses d’investissement à un prix de référence de $60 le baril pour le Brent. Tous les actifs sont en mesure de couvrir leurs coûts opérationnels.
La domination continue du bassin permien
Pour la première fois depuis la pandémie, la production pétrolière du Lower 48 stagnera en 2026. Cette tendance est liée à la baisse du nombre d’appareils de forage tout au long de 2025. Malgré cela, le bassin permien demeure le pilier de l’approvisionnement en pétrole aux États-Unis.
Les principales zones du Permien — Delaware Wolfcamp, Bone Spring, Midland Wolfcamp et Midland Spraberry — représenteront à elles seules plus de 50 % de la production de pétrole terrestre du pays. Si la production de pétrole dans le Delaware Wolfcamp atteint un plateau, la production de gaz associé dépassera les 10 milliards de pieds cubes par jour (bcfd), soutenue par l’augmentation des ratios gaz/pétrole.
La dynamique M&A repart avec le gaz en tête
Le marché des fusions et acquisitions, en perte de vitesse au premier semestre 2025, s’est redressé en fin d’année, et cette dynamique devrait se poursuivre en 2026, centrée sur les actifs gaziers. Les investisseurs internationaux s’intéressent au gaz américain pour répondre à trois enjeux : la hausse attendue de la demande intérieure, la couverture physique contre les exportations de GNL et l’alignement avec les priorités commerciales des États-Unis.
Les valorisations devraient se stabiliser autour d’un plancher à $4 par millier de pieds cubes (mcf). Le champ de Haynesville verra sa production annuelle dépasser 16 milliards de pieds cubes par jour (bcf/d), avec un cumul atteignant 50 billions de pieds cubes (tcf). Le financement de $2 milliards accordé par Encap à Penn Energy pour développer le Marcellus illustre l’intérêt croissant du capital-investissement pour ce segment.
De nouveaux bassins en voie de structuration
Les opérateurs chercheront à sécuriser des volumes de long terme pour répondre aux besoins des marchés du GNL et de l’électricité. Plusieurs régions émergentes devraient bénéficier de cette stratégie, notamment l’ouest de Haynesville, le sud-ouest d’Eagle Ford, la zone profonde d’Utica en Pennsylvanie et certains bassins des Rocheuses.
Le secteur ouest de Haynesville devrait devenir un nœud d’approvisionnement stratégique, avec une capacité projetée de plus de 2 bcfd d’ici 2035. En parallèle, l’Utica profonde reste peu exploitée depuis le puits Gaut foré en 2015 par CNX. Une hausse de la demande locale dans le Nord-Est pourrait favoriser l’émergence d’un marché premium pour ce gaz à haute pression.
