Les dépenses d’investissement pour le développement de champs offshore devraient atteindre 137 milliards de dollars US en 2026, selon Westwood

Publié : 6 août 2026

Les dépenses d’investissement mondiales pour le développement de champs offshore devraient atteindre 137 milliards de dollars US en 2026, les opérateurs maintenant leur engagement envers des projets de long cycle — des développements qui s’étendent généralement sur cinq à sept ans entre l’approbation et la première production, ce qui signifie que les décisions d’investissement d’aujourd’hui façonneront l’offre d’hydrocarbures jusque dans les années 2030 — selon la dernière analyse de Westwood Global Energy Group.

Malgré les perturbations géopolitiques et la volatilité des prix du pétrole, les opérateurs ont continué à poursuivre des développements offshore de long cycle, en mettant particulièrement l’accent sur les projets en eaux profondes et les plateformes flottantes. L’activité contractuelle a débuté lentement au début de 2026, mais les marchés des systèmes de production flottants (FPS) et du subsea se sont nettement renforcés au deuxième trimestre, signalant une accélération claire du rythme des attributions offshore à l’approche du second semestre 2026.

Westwood a recensé 38 décisions finales d’investissement (FID) dans le domaine offshore au cours du premier semestre 2026, soit une hausse de 90% par rapport au 1er semestre 2025. Le capex total engagé pour le développement de champs offshore a atteint 66,4 milliards de dollars US, soit plus de trois fois le niveau enregistré un an plus tôt. Les contrats EPC (engineering, procurement and construction) liés aux FPS ont représenté environ 12,9 milliards de dollars US sur huit unités, tandis que les contrats EPC subsea ont atteint 5,6 milliards de dollars US.

Pour le 2e semestre 2026, Westwood prévoit la poursuite d’un cycle d’investissement soutenu, avec 70,5 milliards de dollars US de capex engagé pour le développement de champs pétroliers et gaziers offshore et plus de 30 milliards de dollars US de contrats EPC supplémentaires attendus pour les FPS et le subsea sur la même période. Les principaux moteurs restent la sécurité énergétique, l’économie compétitive des projets en eaux profondes et la confiance croissante des opérateurs dans les ressources offshore comme source d’approvisionnement fiable à long terme. Toutefois, une répartition géographique plus large des attributions et l’amélioration des performances de la chaîne d’approvisionnement suggèrent que le cycle actuel devient plus équilibré, plus résilient et moins dépendant d’un groupe restreint de régions ou d’opérateurs.

Les coûts de développement des champs augmentent de 30%

Le capex de développement des champs offshore en 2026 est estimé à 137 milliards de dollars US, soit une hausse de 30% par rapport aux 105,2 milliards de dollars US de 2025. Ce montant inclut les coûts de forage et de complétion, les travaux d’ingénierie sous-marine et de plateformes, ainsi que les périmètres EPCIC (engineering, procurement, construction, installation and commissioning), et d’autres dépenses liées au développement telles que la gestion de projet, la logistique, le soutien maritime et les provisions pour imprévus.

Cette hausse traduit un cycle d’investissement offshore nettement plus robuste, mais l’élément le plus important réside dans l’amélioration du rythme des dépenses. En 2025, le capex offshore était fortement concentré sur le second semestre, qui représentait 80% de l’investissement annuel engagé. À l’inverse, en 2026, les dépenses sont plus équitablement réparties, avec 66,4 milliards de dollars US au 1er semestre et 70,5 milliards de dollars US prévus au 2e semestre, ce qui suggère un environnement d’approbation plus soutenu plutôt qu’un pic d’attributions en fin d’année.

La répartition régionale des investissements a également évolué. En 2025, l’investissement engagé dans le pétrole et le gaz offshore était mené par le Moyen-Orient, soutenu par QatarEnergy, Saudi Aramco et TPAO, à travers de grands développements de plateformes fixes et des extensions de capacité sur champs matures. Le Moyen-Orient représentait 34,8 milliards de dollars US, soit environ un tiers du capex mondial. L’Amérique latine suivait avec 23,5 milliards de dollars US, tandis que l’Asie contribuait à hauteur de 16,6 milliards de dollars US.

En 2026, le paysage de l’investissement est nettement plus diversifié. L’Amérique latine est devenue le premier marché régional avec 28,5 milliards de dollars US, juste devant l’Asie et l’Amérique du Nord, à 26 milliards de dollars US chacune. L’Afrique contribue à hauteur de 23,3 milliards de dollars US, tandis que le Moyen-Orient recule à 22,8 milliards de dollars US. Le profil plus faible du Moyen-Orient au 1er semestre 2026 reflète un environnement d’approbation plus prudent, en partie lié à l’incertitude géopolitique autour du conflit États-Unis–Israël–Iran, ainsi qu’à la réallocation du capital mondial vers des développements flottants liés au GNL et en eaux profondes. Les principaux projets du Moyen-Orient, notamment Durra, Maydan Mahzam et Umm Shaif Gas Cap, restent orientés vers le 2e semestre 2026 ou au-delà.

D’un point de vue sectoriel, le changement structurel le plus net est la hausse de la valeur des attributions EPC pour les plateformes flottantes, passée de 15,6 milliards de dollars US en 2025 à 37,7 milliards de dollars US en 2026, les opérateurs ciblant de plus en plus des réservoirs situés à des profondeurs où les plateformes fixes sont techniquement peu pratiques et trop coûteuses. Les dépenses de forage et de complétion ont diminué de 26,7 milliards de dollars US à 23,5 milliards de dollars US, et l’EPC des plateformes fixes a légèrement reculé, de 14,9 milliards de dollars US à 13,8 milliards de dollars US, en raison de retards d’approbation de projets au Moyen-Orient. En revanche, l’EPC des équipements subsea est resté globalement stable à 17 milliards de dollars US.

Le marché des FPS entre dans une nouvelle phase de croissance

Le marché des FPS s’est fortement redressé au 2e trimestre 2026 par rapport au 1er trimestre, avec six grandes attributions EPC d’une valeur d’environ 11,4 milliards de dollars US. Ces projets ont ajouté plus de 539kboepd de capacité de traitement et 4,4mtpa de capacité FLNG, soulignant le rôle croissant des infrastructures flottantes dans les stratégies de développement du pétrole et du gaz.

Parmi les principales attributions figuraient les FPSO P-81 et P-87 de Petrobras, attribués à SBM Offshore dans le cadre d’un modèle build, operate and transfer (BOT), confirmant l’évolution de Petrobras loin des structures traditionnelles de location-exploitation. D’autres attributions notables incluent Delfin FLNG dans le golfe du Mexique, Greater PAJ d’Azule Energy au large de l’Angola, l’unité FPSO de remplacement de Kikeh de PTTEP au large de la Malaisie et l’unité de contrôle flottante (FCU) Cronos d’Eni au large de Chypre.

L’activité contractuelle EPC dans le segment FPS devrait encore se renforcer au 2e semestre 2026, avec 10 unités supplémentaires prévues pour approbation, représentant environ 23,5 milliards de dollars US de valeur EPC. En juillet 2026, Eni a approuvé l’unité FPS pour le développement Baleine Ph. 3 au large de la Côte d’Ivoire, Wison New Energies étant responsable du périmètre EPC. Par ailleurs, en Indonésie, Searah — la coentreprise Eni-Petronas — a attribué à Saipem le périmètre EPC du FPSO Bahtera Haluan Lestari, qui sera déployé dans le bassin de Kutei North.

Parmi les autres grands projets FPS à surveiller au 2e semestre figurent le projet Longtail d’ExxonMobil au large du Guyana, le développement Venus de TotalEnergies au large de la Namibie, Bahia Blanca LNG (Argentine), Ksi Lisims FLNG (Canada) et l’unité FLNG Yoho au large du Nigeria.

Les fondamentaux du subsea restent solides

L’activité d’attribution subsea a été en retrait par rapport aux FPS au 1er semestre 2026, mais le marché sous-jacent reste fondamentalement solide. Westwood a enregistré 2,9 milliards de dollars US d’attributions EPC subsea au 2e trimestre 2026, en hausse de 7% par rapport au trimestre précédent et de 24% sur un an. La valeur annuelle des attributions EPC subsea devrait atteindre 17 milliards de dollars US, soutenue par 283 unités de subsea tree, dont 123 ont été attribuées au 1er semestre 2026.

La demande de subsea umbilicals, risers and flowlines (SURF) en 2026 devrait totaliser environ 4 000 km, en hausse de 32% sur un an, tandis que la demande de export line est estimée à 2 600 km, soit une augmentation de 47% sur un an.

Le profil plus faible des attributions au 1er semestre semble davantage lié au calendrier qu’à un affaiblissement de la demande. Plusieurs développements récemment approuvés, dont Baleine Ph 3 d’Eni, Cronos et Geng North, n’ont pas encore attribué de grands lots subsea. Cela soutient les attentes d’un 2e semestre 2026 plus solide et renforce la confiance dans l’utilisation de la chaîne d’approvisionnement subsea.

L’élan offshore s’élargit

Malgré les vents contraires géopolitiques retardant certaines attributions au Moyen-Orient, le marché offshore de 2026 montre davantage de profondeur et de résilience, soutenu par une hausse des dépenses en équipements à long délai, un vivier plus large d’opérateurs investisseurs et un engagement croissant envers les projets FLNG et en eaux profondes à forte intensité capitalistique. La croissance du marché devient moins concentrée régionalement et de plus en plus portée par des développements axés sur les installations, en particulier les systèmes de production flottants. L’activité subsea reste soutenue par un pipeline sain de projets approuvés, positionnant le secteur pour une accélération des attributions de contrats au cours du second semestre de l’année.

Source : Westwood Global Energy Group