La vente Big Beautiful Gulf 1, clôturée le 10 décembre par le Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), a généré plus de $300mn de mises, malgré un recul du volume d’enchères. Le nombre total d’offres a diminué de 37,8 % par rapport à la vente précédente, reflétant une nouvelle stratégie des opérateurs axée sur la qualité plutôt que la quantité.
Des investissements ciblés sur un faible pourcentage d’acres
Seulement 1 % des superficies proposées ont reçu des offres, mais les sommes engagées par bloc ont fortement augmenté. Le prix moyen par acre en eaux profondes s’est élevé à $310, en progression de 23 %. Les entreprises ont privilégié des blocs à forte valeur perçue, situés près d’infrastructures existantes ou dans des zones géologiques prometteuses.
Selon plusieurs analystes du secteur, les montants élevés – atteignant à plusieurs reprises les dizaines de millions de dollars – traduisent un recentrage sur des projets à fort potentiel de production. L’intérêt persistant pour le jeu géologique Paléogène 20K montre la volonté des opérateurs de sécuriser l’accès à des ressources complexes mais stratégiques.
BP, Chevron et Woodside au cœur des opérations
BP a investi plus de $60mn pour acquérir 51 blocs, signant son retour en tête des ventes pour la première fois depuis plus d’une décennie. Chevron a suivi avec $52mn sur 24 blocs, incluant l’offre la plus élevée de la vente : $18,6mn pour le bloc Keathley Canyon 25.
Woodside a surpris le marché avec un engagement total de $38,1mn, bien au-delà des attentes. En partenariat avec Repsol, l’entreprise a misé sur trois blocs dans la zone de Walker Ridge, incluant le prospect Novak, pour un montant supérieur à $30mn.
Positionnement stratégique sur le Paléogène
La dynamique observée lors de la vente précédente se confirme : les acteurs du secteur concentrent leurs efforts sur le Paléogène 20K. BP a notamment investi $6,3mn pour six blocs dans la zone de Sigsbee Escarpment, une région située à l’ouest de la province principale du Paléogène.
Les blocs ciblés correspondent à une approche de long terme, où la proximité avec les projets existants réduit les coûts d’entrée et accélère les délais de développement. Ce positionnement stratégique pourrait devenir un levier majeur pour les opérateurs à l’horizon 2030.
Montée des partenariats et retrait relatif de certains acteurs
Plusieurs consortiums ont vu le jour, avec Repsol, Talos, LLOG et Woodside déposant des offres conjointes sur des zones ciblées. Le soutien du capital privé à des sociétés comme Murphy et Talos reflète un modèle de financement mixte pour atténuer les risques liés à l’exploration.
Shell et Occidental Petroleum (Oxy), qui figuraient parmi les trois premiers investisseurs en 2023, ont réduit leur participation. Malgré ce retrait apparent, leurs positions antérieures leur assurent une base stratégique pour de futurs développements.
Les blocs obtenus ne devraient pas générer de production avant les années 2030, en raison d’un délai de six à dix ans entre l’attribution des concessions et le début des opérations. Le Golfe de Mexico est attendu à son pic de production entre 2026 et 2027, avec environ 2,6 millions de barils équivalent pétrole produits par jour.
