SunSirs : l'Afrique et l'Amérique du Sud dirigeront la croissance de la production de pétrole brut en 2026

Un récent rapport de l'industrie pétrolière de 2026 publié par les données de S & P Global CERA indique que huit grands projets de développement de champs pétroliers prévus pour la production dans le monde ajouteront plus de 450 000 barils par jour au marché du pétrole brut d'ici 2026. L'Afrique et l'Amérique du Sud sont les principaux moteurs, tandis que les États-Unis et le Moyen-Orient contribuent à des augmentations limitées. Les nouvelles capacités sont concentrées dans les pays non membres de l'OPEP +, principalement par le biais de projets en mer et en eaux profondes.

L'Ouganda revendique deux titres clés pour 2026 : « Plus grand nouveau champ pétrolier » et « Plus grande augmentation de l'approvisionnement sur le marché », tous deux tirés des projets Tilanga et Kingfisher du bassin du lac Albert, dont la mise en service est prévue en octobre. Le projet Tirenga, exploité par TotalEnergies, représente la plus grande augmentation de production annuelle, avec une production initiale de près de 149 000 barils par jour. Il comprend six champs pétroliers onshore avec des réserves récupérables estimées à 836 millions de barils. Le projet Kingfisher, exploité par CNOOC, démarrera avec une production initiale de 27 000 barils par jour, atteignant un sommet de près de 40 000 barils par jour d'ici 2027. Il détient des réserves récupérables supérieures à 214 millions de barils, avec un taux d'achèvement atteignant 74% en novembre 2025. Les deux projets ont une durée de vie de production minimale de 20 ans, avec une production cumulée prévue pour atteindre 1,4 milliard de barils et une production quotidienne maximale combinée de 230 000 barils.

Cependant, le projet ougandais repose fortement sur le gazoduc de pétrole brut de l'Afrique de l'Est de 1 443 kilomètres pour les exportations. Ce pipeline transporte le pétrole brut ougandais vers la Tanzanie pour l'exportation et est actuellement achevé à 75 %. Les progrès ont été retardés par l'opposition environnementale, les opérations devraient commencer en juillet 2026. Ce pipeline reste la principale contrainte sur la réalisation de la capacité du projet.

La Guyana et le Brésil en Amérique du Sud sont devenus la deuxième région pétrolière incrémentale au monde grâce à des projets de champs en eaux profondes. Le champ Ultra-Deepwater Ula du Guyana se classe au deuxième rang de la liste des plus grands nouveaux champs pétroliers pour 2026. Exploité par ExxonMobil, il s'agit du cinquième actif pétrolier et gazier développé dans le bloc de Stabroek, dont la production devrait commencer en juillet. Ce bloc est l'un des plus grands champs de pétrole et de gaz offshore au monde, produisant actuellement environ 900 000 barils par jour. Le champ de Hura détient des réserves récupérables estimées à 825 millions de barils, avec une production initiale de 136 000 barils par jour. La production devrait atteindre 215 000 barils par jour d'ici 2027, faisant passer le Guyana du cinquième producteur de pétrole d'Amérique du Sud au top trois.

Le Brésil avance simultanément le projet Buzios 8, qui ajoutera 180 000 barils par jour de capacité de traitement pour les champs de pétrole et de gaz sous-salés ultra-profondis en utilisant l'unité flottante de stockage et de déchargement de production (FPSO) P - 79. La production quotidienne initiale s'élève à 23 700 barils, avec un pic de production dépassant 152 000 barils par jour d'ici 2028. Petrobras collabore avec CNOOC pour planifier six FPSO supplémentaires pour ce champ, qui devraient fournir environ 1,4 million de barils par jour de nouvelle capacité d'ici 2030, consolidant ainsi l'avantage de la production de pétrole et de gaz en eaux profondes du Brésil.

Au Moyen-Orient, seul l'Irak a un projet inclus. Son champ d'eau peu profonde de Bagdad Est prévoit d'augmenter la production d'ici la mi - 2026, ajoutant 46 500 barils par jour.À la suite de l'achèvement des extensions du champ sud, la production totale atteindra 120 000 barils par jour d'ici 2027, principalement composée de pétrole brut léger et moyen. Cependant, sa part de la production supplémentaire régionale reste relativement faible.

La croissance du brut nord-américain se concentre aux États-Unis. Le champ Picca de l'Alaska est l'actif pétrolier et gazier onshore le plus attendu de la région. Développé conjointement par Santos et Repsol dans le bassin de la Pente Nord, il comprend des installations de traitement du pétrole brut et des sites de forage. La production initiale de 41 000 barils par jour est attendue d'ici la fin de 2026, avec un pic de production atteignant 76 000 barils par jour. Les réserves récupérables estimées s'élèvent à 425 millions de barils. Deux projets en eaux profondes dans le golfe du Mexique ont commencé la production au premier semestre de l'année, ajoutant collectivement 39 000 barils par jour : la phase II du champ Buckskin a commencé ses opérations en mars, apportant 18 600 barils par jour avec des réserves récupérables de 149 millions de barils ; Le champ de Monument a commencé sa production en juillet, produisant plus de 20 000 barils par jour avec des réserves récupérables de 150 millions de barils.

En ce qui concerne l'impact de la nouvelle production sur le marché pétrolier, l'analyste saoudien Abdulaziz Al-Mukbir a noté que si de nombreux projets en amont sont prévus pour 2026, la fiabilité et la capacité de livraison de la production incrémentielle font face à de multiples risques, notamment l'approvisionnement en matériaux, la technologie et l'exécution du projet. Des facteurs tels que les différends environnementaux et les retards d'infrastructure pourraient transformer la nouvelle capacité nominale en approvisionnement intermittent ou en déploiement retardé. Néanmoins, contrainte par la demande, les nouvelles capacités vont encore exacerber les attentes de suroffre sur le marché du pétrole brut en 2026, ajoutant de l'incertitude à l'évolution des prix mondiaux du pétrole.

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