Les perspectives pour 2026 des 5 principaux producteurs de pétrole d’Amérique du Sud

Matthew Smith

Ven, 27 février 2026 à 8h00 GMT+9 12 min de lecture

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L’année dernière a été une période riche en événements pour l’industrie pétrolière croissante en Amérique du Sud. La carte énergétique du continent est en train d’être réécrite par quelques flambées de pétrole de classe mondiale inattendues, ce qui fait de la région une source clé de croissance de la production hors OPEP. Il existe également un potentiel pour que le Venezuela ressurgisse en tant que grand producteur de pétrole après que le président américain Donald Trump ait lancé l’Opération Lame du Sud en août 2025, qui s’est culminée avec la capture du président Nicolás Maduro lors d’une opération nocturne audacieuse. Examinons de plus près ce qui attend les cinq plus grands producteurs de pétrole d’Amérique du Sud.

L’industrie pétrolière colombienne est prise dans une spirale mortelle

La dernière décennie a été une période tumultueuse pour l’industrie pétrolière malmenée de la Colombie. La violence croissante et l’insécurité, combinées à des hausses d’impôts sur les industries extractives, impactent gravement les opérations du secteur. Le premier président de gauche de la Colombie, Gustavo Petro, à son entrée en fonction en août 2022, a choisi de cesser d’attribuer de nouveaux contrats d’exploration et de production, exerçant une pression supplémentaire sur des réserves et une production en déclin. La baisse des investissements étrangers dans l’énergie nuit au secteur hydrocarboné économiquement crucial pour la Colombie.

En décembre 2025, le pays andin a extrait 747 171 barils de pétrole brut par jour, bien en dessous des 998 740 barils quotidiens rapportés pour le même mois une décennie plus tôt. Cela malgré le fait que les réserves prouvées de pétrole restent supérieures à 2 millions de barils pour 2024, et que les réserves de la société nationale Ecopetrol ont augmenté de 2,7 % d’une année sur l’autre pour atteindre 1,944 million de barils à la fin 2025. Le directeur de l’Agence nationale des hydrocarbures (ANH) croit que les réserves prouvées à la fin de 2025 augmenteront, bien que les chiffres définitifs n’aient pas encore été confirmés.

Les réserves d’Ecopetrol ont été renforcées grâce à la mise en œuvre de techniques de récupération améliorée dans plusieurs grands champs pétrolifères et à une augmentation de l’efficacité opérationnelle dans les champs de Rubiales et La Cira–Infantas, plutôt que par de nouvelles découvertes. Cela indique un manque de succès dans l’exploration en Colombie, un problème vieux de dix ans qui pèse sur les réserves de pétrole. En effet, il n’y a pas eu de grandes découvertes de pétrole dans le pays andin depuis plus de deux décennies, ce qui affecte la durée de vie des réserves, la production et la stabilité de l’approvisionnement énergétique domestique.

Une forte baisse des réserves de gaz naturel menace de déclencher une crise énergétique majeure alors que Bogotá fait face à une crise fiscale, en partie causée par la diminution de la production d’hydrocarbures. Au cours des cinq dernières années, la production de gaz domestique a chuté fortement, avec une baisse de 23 % en décembre 2025 par rapport à l’année précédente, atteignant 693 millions de pieds cubes par jour, bien en dessous du milliard de pieds cubes par jour enregistré pour le même mois une décennie plus tôt. En conséquence, les importations coûteuses de gaz de pétrole liquéfié (LPG) explosent, impactant les finances, le coût de la vie et la balance commerciale de la Colombie.

Suite de l’histoire  

Le boom du schiste en Argentine réécrit la carte énergétique

L’Argentine, en proie à une crise, connaît le plus grand boom de pétrole et de gaz de schiste en Amérique latine. En un peu plus d’une décennie, la production non conventionnelle de pétrole et de gaz du schiste de 8,6 millions de Vaca Muerta a explosé, passant de volumes négligeables à des pics de 593 488 barils et 4,6 milliards de pieds cubes par jour en décembre 2025. En conséquence, le pétrole de schiste représente désormais 69 % de la production pétrolière de l’Argentine et 65 % de la production de gaz naturel. Cela a permis à l’Argentine de dépasser la Colombie pour devenir le quatrième plus grand producteur de pétrole d’Amérique du Sud.

Une croissance forte de la production est attendue alors que l’investissement dans Vaca Muerta explose. Même les goulots d’étranglement infrastructurels ne parviennent pas à limiter cette croissance, contrairement à ce que prévoyaient de nombreux analystes. En effet, les opérateurs d’infrastructures sont en pleine frénésie de construction, érigeant de nouveaux pipelines, stockages et installations de traitement, ce qui augmente considérablement la capacité de transport dans Vaca Muerta. Cela soutient une croissance continue de la production, avec l’Argentine prévue pour dépasser le million de barils de pétrole brut par jour d’ici la fin de la décennie.

La production à faible coût de Vaca Muerta compense la baisse de la production de pétrole à coût plus élevé dans les champs matures de l’Argentine. Cela rend la formation particulièrement attractive pour les compagnies énergétiques cherchant à augmenter leur production dans un environnement opérationnel marqué par des prix plus faibles. La formation de schiste a un seuil de rentabilité estimé à $36 par $45 , ce qui la rend rentable lorsque le prix international Brent est d’environ $72 par $22 . La productivité élevée et la longue durée de vie économique des puits forés dans Vaca Muerta en font une option attrayante par rapport à d’autres formations de schiste.

Le gouvernement du président Javier Milei prévoit récemment que l’investissement énergétique en 2026 atteindra $40 milliard, la majorité étant destinée à Vaca Muerta. La société nationale pétrolière YPF, nationalisée en 2012, prévoit de dépenser 5,6 milliards de dollars cette année, soit une augmentation de 12 % par rapport à 2025, avec 4,5 milliards de dollars, soit 870 % de cette dépense, consacrés aux opérations en amont. En effet, le PDG d’YPF croit que Vaca Muerta est rentable à $45 par (. Pour ces raisons, l’Argentine figure parmi les principaux moteurs de la croissance de la production hors OPEP en 2026.

La Guyane parmi les zones offshore à la croissance la plus rapide au monde

Le petit pays d’Amérique du Sud, la Guyane, est devenu l’un des sites pétroliers offshore les plus en vogue au monde. Une série de découvertes de classe mondiale dans le bloc offshore de Stabroek par le géant énergétique ExxonMobil, qui a trouvé au moins 11 milliards de barils de pétrole, fait de la Guyane un exportateur régional de premier plan. Fin décembre 2025, la Guyane extrayait 913 550 barils par jour, consolidant la place du pays de moins d’un million d’habitants comme le troisième plus grand producteur de pétrole d’Amérique du Sud.

Une expansion significative est prévue pour la Guyane, qui, comme le Brésil et l’Argentine, figure parmi les principaux contributeurs hors OPEP à la croissance de la production pétrolière. Exxon, qui exploite le bloc de Stabroek, et ses partenaires Chevron et CNOOC, développent trois projets supplémentaires, Uaru, Whiptail et Hammerhead, qui devraient commencer la production avant la fin 2029. Cela portera la production totale à 1,55 million de barils par jour, faisant de la Guyane le deuxième plus grand producteur de pétrole d’Amérique du Sud après le Brésil, sauf si une reprise inattendue de l’industrie pétrolière au Venezuela survient.

Exxon et ses partenaires prévoient actuellement le huitième projet, Longtail, qui est en cours d’examen réglementaire avec une décision d’investissement finale attendue plus tard cette année. Cette installation diffère des projets précédents car elle vise l’extraction de gaz naturel et de condensats dans le bloc de Stabroek. Si approuvé, le projet débutera la production en 2030, ajoutant 250 000 barils de condensats et un milliard de pieds cubes de gaz naturel par jour. Cela portera la production globale de la Guyane à plus de 1,7 million de barils par jour.

Ce boom pétrolier massif a apporté une richesse économique considérable à la Guyane. La ancienne colonie britannique est désormais la plus riche d’Amérique du Sud en PIB par habitant et classée septième au niveau mondial. L’intervention de Washington au Venezuela, qui a vu le président autocratique Nicolás Maduro être capturé par les forces américaines début janvier 2026, a sécurisé le boom pétrolier de la Guyane. Le régime dictatorial de Maduro, qui menaçait depuis des années d’annexer l’Esseqibo, qui représente deux tiers du territoire guyanais et contient le prolifique bloc de Stabroek.

L’industrie pétrolière vénézuélienne face à un moment crucial

L’année dernière a été monumentale pour l’État vénézuélien, presque en faillite. Washington a lancé une campagne de diplomatie de la canonnière pour renverser le régime autoritaire de Maduro. Cette campagne de pression maximale, initiée en août 2025, s’est culminée avec la capture du président Maduro par les forces américaines lors d’une opération nocturne audacieuse en janvier 2026. Depuis, le président Trump a poussé agressivement les grandes compagnies pétrolières américaines à investir dans le secteur hydrocarboné fortement dégradé du Venezuela.

En conséquence, l’ancien pilier du régime Maduro et actuel président par intérim du Venezuela, Delcy Rodríguez, a réformé la réglementation du secteur pétrolier. Les changements permettent aux compagnies étrangères d’investir dans le Venezuela tout en obtenant un contrôle accru sur les projets pétroliers et en réduisant les royalties dues à Caracas. Alors que Chevron, basé à Houston, et Repsol, d’Espagne, ont promis d’augmenter la production dans leurs installations existantes, d’autres grandes compagnies pétrolières ont été plus réservées. Le PDG d’Exxon, Darren Woods, a même déclaré que le Venezuela était invendable à moins que des réformes majeures ne soient entreprises.

Un obstacle majeur est l’état fortement dégradé des infrastructures pétrolières vénézuéliennes. Deux décennies de corruption endémique, de malversations et d’un manque flagrant d’investissements dans la maintenance de base ont conduit à l’effondrement des installations industrielles. Cela explique non seulement une forte baisse de la production de pétrole, mais aussi des déversements fréquents et d’autres événements dangereux, qui ont causé de graves dommages à l’environnement au Venezuela. Il y a de sérieux inquiétudes quant au coût de plusieurs milliards de dollars pour nettoyer les sites à travers le Venezuela, le lac Maracaibo étant le plus touché.

Après que la production pétrolière du Venezuela ait chuté à un niveau pluri décennal de 544 522 barils par jour en 2020, la production n’a augmenté que grâce à l’aide technique et aux approvisionnements en naphta fournis par l’Iran. Les données de l’OPEP montrent qu’en 2025, le Venezuela a produit en moyenne un peu plus d’un million de barils par jour, soit presque le double du niveau minimal rapporté en 2020. Cela n’a été possible qu’avec l’aide technique et un approvisionnement régulier en naphta de l’Iran.

On craignait que, avec le durcissement du blocus américain sur le Venezuela, y compris la saisie de cargaisons de pétrole non autorisées, la production d’hydrocarbures ne chute brutalement. Bien que ce risque ait été atténué par la capture de Maduro et le contrôle de l’administration intérimaire par la Maison Blanche, dirigée par l’ancien pilier du régime Delcy Rodríguez, il reste difficile d’envisager une expansion significative de la production pétrolière vénézuélienne. Même les réformes réglementaires récentes visant à encourager l’investissement étranger en réduisant les royalties et en donnant plus de contrôle sur les projets hydrocarbonés ne suffisent pas.

Vous voyez, l’infrastructure énergétique du Venezuela est fortement dégradée, nécessitant, selon l’expert de l’industrie Francisco Monaldi, un investissement de )milliard sur une décennie pour la reconstruire. Même alors, une somme aussi importante pourrait ne pas suffire, certains estimant qu’il pourrait falloir jusqu’à $100 milliard pour moderniser les infrastructures pétrolières brisées du Venezuela avant que la production ne puisse revenir aux niveaux d’avant 1999. Un autre risque est la crise environnementale monumentale liée aux installations pétrolières délabrées du Venezuela, avec des dégâts si graves qu’ils pourraient être permanents. Quoi qu’il en soit, le nettoyage coûtera des dizaines de milliards de dollars, avec au moins 2,5 milliards nécessaires pour le lac Maracaibo.

La production pétrolière croissante du Brésil en fera un acteur mondial majeur

Le Brésil, qui est la plus grande économie d’Amérique latine, est depuis au moins une décennie le principal producteur de pétrole de la région, notamment après la chute de l’industrie pétrolière fortement dégradée du Venezuela au cours des deux dernières décennies. Les données gouvernementales montrent qu’en janvier 2026, le Brésil extrayait 3,95 millions de barils de pétrole et 6,9 milliards de pieds cubes de gaz naturel par jour, ce qui équivaut à une production totale d’hydrocarbures de 5,2 millions de barils équivalent pétrole par jour. Cela confirme la position du Brésil comme le principal producteur d’hydrocarbures d’Amérique du Sud et indique que le pays est en bonne voie pour devenir un acteur mondial majeur.

Néanmoins, ces chiffres sont bien en dessous des records de 4 millions de barils de pétrole brut, 6,9 milliards de pieds cubes et 5,3 millions de barils équivalent pétrole atteints en octobre 2025. Cette baisse est principalement due à la maintenance routinière des champs et des installations, la production devant augmenter considérablement en 2026. La chute brutale des prix du pétrole, avec le prix de référence international Brent en moyenne à 62,54 dollars par baril en décembre 2026, a entraîné une réduction des activités de forage, les compagnies énergétiques cherchant à réduire leurs coûts et à suspendre les opérations à coût élevé.

Ce sont principalement les grands champs de pré-sel offshore du Brésil qui détiennent la majorité de ses réserves et de sa production d’hydrocarbures. Fin 2024, le Brésil disposait de réserves prouvées de 16,3 milliards de barils de pétrole brut, dont 84 % étaient des réserves de pré-sel totalisant 13,7 milliards de barils. Cela représente une augmentation de 5,8 % des réserves prouvées par rapport à 2023, avec une croissance de 9 % des réserves de pré-sel par rapport à l’année précédente. Bien que l’association principale de l’industrie pétrolière brésilienne, l’Institut brésilien du pétrole et du gaz (IBP), s’inquiète du faible renouvellement des réserves, celles-ci devraient augmenter en 2026.

Les chiffres définitifs restent à confirmer par l’autorité de régulation, l’Agence nationale du pétrole, du gaz naturel et des biocarburants $250 ANP(, mais les résultats récents annoncés par la société nationale pétrolière Petrobras indiquent une augmentation solide. En effet, Petrobras, qui est le plus grand producteur d’hydrocarbures du Brésil et responsable de 67 % de la production pétrolière, a rapporté une augmentation de 6 % des réserves prouvées, atteignant 12,1 milliards de barils équivalent pétrole, dont 84 % de pétrole brut.

Environ 80 % de la production pétrolière du Brésil provient de champs de pré-sel. Ce pétrole brut est particulièrement prisé mondialement car il est léger et doux, avec une densité API d’environ 30 degrés, et une faible teneur en soufre de 0,3 %, avec peu de contaminants comme le vanadium. Le pétrole de pré-sel du Brésil a également une empreinte carbone inférieure à la moyenne mondiale, produisant environ 10 kilogrammes de carbone par baril, ce qui est nettement inférieur à la moyenne mondiale estimée à 18 kilogrammes.

Pour ces raisons, ainsi qu’un prix de rentabilité moyen inférieur à )par $40 , les bassins de pétrole de pré-sel du Brésil attirent un intérêt considérable des compagnies énergétiques nationales et étrangères. Petrobras, qui pense que le seuil de rentabilité du pré-sel pourrait descendre à $28 par $91 , prévoit d’investir $69 milliard entre 2026 et 2030. La majorité des $389 milliard à dépenser en actifs en amont sera consacrée aux concessions de pétrole de pré-sel de la société nationale.

Par Matthew Smith pour Oilprice.com

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