La production pétrolière sud-américaine devrait connaître une croissance soutenue jusqu’en 2030, portée par les projets offshore au Brésil, en Guyane et au Suriname, ainsi que par les développements dans le schiste de Vaca Muerta en Argentine. Cette tendance s’inscrit dans un contexte de demande mondiale de pétrole encore robuste, avec une consommation globale estimée à 107 millions de barils par jour au début des années 2030. Selon les prévisions, elle resterait supérieure à 100 millions de barils par jour jusqu’aux années 2040.
Les projets offshore comme moteur principal
Depuis 2020, plus de 65 % de la production pétrolière conventionnelle sud-américaine provient ou proviendra de champs offshore, alimentés par des unités flottantes de production, de stockage et de déchargement (FPSO). Au Brésil et en Guyane, les opérateurs ont renforcé leur présence en eaux profondes avec plusieurs unités déjà en activité. En Guyane, ExxonMobil exploite actuellement quatre FPSO. Toutefois, les découvertes récentes ralentissent, avec seulement 420 millions de barils découverts cette année, le niveau le plus bas depuis 2017.
Une croissance soutenue des volumes hors OPEP+
Près de 60 % des volumes pétroliers conventionnels en cours de développement ou découverts – soit environ 5.9 millions de barils par jour – devraient provenir de producteurs hors OPEP+ d’ici 2030. L’Amérique du Sud devrait ajouter plus de 560 000 barils par jour cette année, devant l’Amérique du Nord. D’ici 2026, la région pourrait dépasser les 750 000 barils quotidiens d’addition, maintenant son rôle clé aux côtés du Moyen-Orient hors OPEP+.
Un investissement massif jusqu’en 2030
Le capex cumulé dans les projets pétroliers conventionnels sud-américains entre 2020 et 2030 devrait atteindre $197 milliards, principalement concentrés sur les projets offshore. Le champ GranMorgu au Suriname, d’une valeur de $10.5 milliards, devrait entrer en production en 2028. L’an dernier, les investissements amont dans la région ont dépassé $46 milliards, un sommet depuis 2015, et devraient croître de 10 % cette année.
Les acteurs émergents et les nouvelles zones d’exploration
Outre les grands producteurs, Trinidad et Tobago ainsi que le Pérou attirent l’attention. ExxonMobil a signé un nouveau contrat de partage de production à Trinidad et Tobago, visant des zones ultra-profondes encore peu explorées. L’approche utilisée s’inspire de celle du bloc Stabroek en Guyane, qui avait révélé plus de 13 milliards de barils récupérables. Au Pérou, Chevron, Anadarko (Occidental Petroleum) et Westlawn explorent trois blocs offshore dans le Mar de Grau, où une découverte commerciale pourrait générer jusqu’à 150 000 barils par jour.
