Les assureurs mondiaux venaient tout juste de dépasser les pressions liées à l’ESG du début des années 2020 lorsque le conflit au Moyen-Orient a perturbé la couverture des projets pétroliers et gaziers amont.

La région de production pétrolière et gazière aux coûts les plus bas au monde est devenue une zone de guerre à la fin février, faisant grimper les primes liées au risque de guerre et exposant les projets de forage et de construction pétroliers et gaziers à des retards ou à une forte inflation des coûts.

Après cinq mois d’incertitude autour des nouveaux projets pétroliers et gaziers au Moyen-Orient, les grands assureurs ont réorienté davantage leur attention vers la souscription d’activités de forage et de construction de projets en dehors de cette région prolifique mais très volatile.

Cette évolution a intensifié la concurrence pour les contrats d’assurance dans les bassins pétroliers et gaziers moins exposés aux flambées géopolitiques. Les assureurs réduisent les primes de couverture énergétique amont pour les projets qui ne dépendent pas du détroit d’Ormuz, fermé par intermittence, ni d’autres points de passage critiques au Moyen-Orient.

Pour les producteurs, ce changement est important car l’assurance est intégrée à l’économie de l’exploration, du forage, de la construction et des opérations offshore. Les coûts de couverture peuvent influer sur les budgets des projets et les besoins de financement, en particulier pour les développements en eaux profondes à forte intensité capitalistique, où les opérateurs, prêteurs et partenaires exigent généralement une protection contre les risques opérationnels, matériels, de responsabilité et politiques.

Les assureurs se disputent les projets hors Moyen-Orient

Les primes d’assurance énergétique amont hors Moyen-Orient ont reculé d’environ 25% depuis le début de l’année, ont indiqué des courtiers en assurance au Financial Times.

Dans certains cas, les assureurs ont réduit leurs primes jusqu’à 50%, même au prix d’une perte à court terme, selon des sources du secteur citées par le FT.

La logique est claire : à mesure que les compagnies pétrolières et gazières augmentent leur exposition à des bassins et projets situés hors du Moyen-Orient, les assureurs se disputent des parts de marché dans un vivier mondial de développements amont qui s’est réduit parce que certains actifs se trouvent désormais dans une zone de guerre active.

“Upstream [energy] has been a very profitable sector for the market for a number of years,” a déclaré au FT Rupert Mackenzie, courtier en assurance des ressources naturelles chez WTW.

“The view from insurers is, this is a sector which they would like to have ongoing exposure,” a ajouté Mackenzie.

Les collègues de Mackenzie chez WTW ont indiqué dans un rapport d’avril, Energy Market Review 2026, que “ratings are ‘through the floor’”.

Cette année, “15–20% reductions are available for core upstream risks with clean loss histories and substantial premium on the slip, with 40%+ reductions still observed in exceptional cases,” a déclaré WTW dans son rapport annuel, publié environ un mois et demi après le début de la guerre en Iran.

“The overarching pricing trend is unmistakable: even after a decade of softening, the market is still finding new downward territory,” a indiqué WTW.

Mackenzie a déclaré au FT que la guerre en Iran et le basculement du Moyen-Orient en zone de guerre active ont poussé les plus grandes compagnies internationales de pétrole et de gaz à rechercher des projets amont hors de la région.

Les réductions de primes montrent également à quelle vitesse l’appétit de souscription peut évoluer lorsque le risque est redistribué plutôt que supprimé. Les actifs du Moyen-Orient restent confrontés à une tarification élevée du risque de guerre, tandis que les projets situés dans d’autres régions bénéficient des efforts des assureurs pour conserver une exposition à un segment amont historiquement rentable.

Les majors pétrolières développent l’exploration loin du Moyen-Orient

Dans le contexte du conflit au Moyen-Orient, les grandes compagnies pétrolières cherchent à limiter les pertes liées à la réduction de la production et aux barils non chargés en raison de la crise du détroit d’Ormuz.

Elles poursuivent aussi des projets d’exploration à fort impact et des développements amont dans des zones comme le Guyana, le Suriname, la Namibie, le Brésil, la Turquie et Chypre.

Exxon et Chevron renforcent leur attention sur les milliards de barils de pétrole brut découverts au large du Guyana. Séparément, Chevron développe ses activités au Venezuela, où l’administration Trump espère que les entreprises américaines augmenteront la production et les exportations de pétrole vers les États-Unis.

Exxon prévoit d’investir des milliards de dollars américains dans les champs pétroliers et gaziers en eaux profondes du Nigeria. La société fait avancer le projet en eaux profondes Owowo, au large du Nigeria, estimé à $7 billion-$8 billion et portant sur un milliard de barils, et “looking into an FID as early as next year,” a déclaré en avril Hunter Farris, Senior Vice President – Deepwater chez ExxonMobil Upstream Company.

Owowo n’est qu’un des nouveaux projets d’Exxon au Nigeria, premier producteur de pétrole d’Afrique, qui a accru ses ventes de pétrole brut vers l’Asie ces derniers mois alors que les raffineurs réagissent au choc d’approvisionnement venu du Moyen-Orient.

La filiale d’ExxonMobil au Nigeria et ses partenaires ont engagé plus tôt ce mois-ci $1 billion dans des activités sur bloc pour le projet Usan Infill dans OML 138. Le projet permettra de libérer 40,000 barils supplémentaires de pétrole brut en 18 mois. Il “signifies renewed interest and hope in Nigeria being Esso’s first major deep water project in the country since 2016,” a déclaré début juillet la Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC).

Ailleurs, BP a acquis en avril des participations dans trois blocs d’exploration offshore en Namibie, l’une des destinations d’exploration les plus actives, où Shell, TotalEnergies et Galp ont déjà réalisé d’importantes découvertes pétrolières.

TotalEnergies a signé en avril un protocole d’accord avec Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) afin d’évaluer des opportunités d’exploration dans la région de la mer Noire et à l’international.

Les entreprises examinent aussi de plus en plus les opportunités liées au schiste en dehors des États-Unis, l’Argentine, la Chine, la Turquie et l’Australie suscitant l’intérêt pour le développement potentiel de ressources terrestres situées loin du Moyen-Orient.

L’exploration pétrolière et gazière a généré une valeur importante pour le secteur ces dernières années. L’industrie a créé $54 billion de valeur après déduction de $97 billion de dépenses d’exploration entre 2021 et 2025, sur la base d’un prix de long terme du Brent de $65 le baril, selon une analyse publiée en avril par le cabinet de conseil énergétique Wood Mackenzie.

Avec un Brent à $85 le baril, la création de valeur fait plus que doubler pour atteindre $120 billion, a indiqué WoodMac.

La tarification de l’assurance devient ainsi une variable supplémentaire à surveiller lorsque les entreprises décident quels bassins frontières passeront de l’exploration à un développement approuvé. Les décisions finales d’investissement dépendront toujours de la qualité des ressources, des conditions fiscales, des infrastructures, de la sécurité et des hypothèses sur les matières premières, mais des primes plus faibles hors Moyen-Orient peuvent réduire une ligne de coûts pour les projets en concurrence pour les capitaux.