Taille et part du marché du pétrole et du gaz au Brésil - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et Analyses du Marché

Accélération de la Montée en Production Pré-Sel 2025-2029

Les puits pré-sel ont fourni 71,5 % de la production brésilienne de 36,9 millions de barils par jour (b/j) en 2024, et le seul champ de Tupi a pompé 780 050 b/j en mars 2025.^[1] Cinq FPSO opérant à Búzios ont déjà atteint une production combinée de 600 000 b/j, et deux unités supplémentaires (P-84 et P-85) devraient ajouter une capacité combinée de 450 000 b/j d'ici 2030. Petrobras prévoit de consacrer 79 milliards USD de son budget 2025-2029 à l'exploration et la production, permettant au Brésil de viser une place parmi les cinq premiers exportateurs mondiaux avant 2030. D'épaisses couches d'évaporites à 5 500-6 500 m scellent les réservoirs, permettant des projets pilotes d'injection de CO₂ susceptibles de débloquer 5,7 milliards de barils supplémentaires et de séquestrer 266 millions de tonnes de CO₂ sur deux décennies. La hausse des volumes soutient les entrées de devises étrangères, aidant le Brésil à dépasser le soja en tant que première exportation en 2024.

13e et 14e Tours d'Attribution de l'ANP Stimulant les Dépenses d'Investissement en E&P

Les récents tours d'attribution de licences de l'ANP (Agence Nationale du Pétrole, du Gaz Naturel et des Biocarburants) ont proposé 173 blocs, attirant Chevron, Shell et d'autres acteurs malgré la vigilance environnementale. Les attributions dans le Sud de Santos et à Pelotas en 2024 ont approfondi la diversité des portefeuilles, tandis que le bassin de Foz do Amazonas a fait ses débuts sur la liste permanente des offres avec 47 blocs offshore. Le modèle mixte brésilien de contrats de concession et de partage de production établit un équilibre entre la flexibilité des investisseurs et les recettes de l'État, l'ANP estimant les dépenses en amont à 428-474 milliards USD jusqu'en 2031. Les travaux sismiques et d'évaluation en phase initiale s'accélèrent à mesure que les opérateurs cherchent à prendre une part dans le prochain analogue pré-sel.^[2]

Cessions de Petrobras Ouvrant le Secteur Intermédiaire/Aval aux Capitaux Privés

La vente de RLAM à Mubadala Capital pour 1,8 milliard USD en 2024 a signalé un changement structurel en aval. L'intégration du réseau de TAG avec un terminal GNL privé en octobre 2024 a illustré comment les nouveaux entrants reconfigurent la logistique gazière. TAG vise 5,2 milliards BRL d'améliorations de gazoducs d'ici 2028, tandis que Petrobras continue de mettre en œuvre des cessions sélectives pour se concentrer sur ses superficies ultra-profondes de base. Un actionnariat plus large encourage l'efficacité, améliore le taux d'utilisation du raffinage domestique et diversifie les canaux de financement.

Développement de la Production d'Électricité à Partir du Gaz dans le Cadre de la Nouvelle Loi sur le Gaz

La production de gaz naturel a grimpé à 165,53 millions de m³/j en mars 2025, une hausse de 15 % en glissement annuel soutenue par la capacité de 44 millions de m³/j de Rota 3. La Nouvelle Loi sur le Gaz de 2021 favorise l'accès des tiers et plafonne les volumes de réinjection, garantissant que les molécules atteignent les centrales électriques lorsque les réservoirs hydroélectriques sont à sec. Petrobras a déjà signé un contrat d'approvisionnement indexé sur les prix de 6,4 milliards BRL avec Compagas, effectif en 2025, et a lancé son premier appel d'offres pour le biométhane, qui impose 1 % de contenu renouvelable à partir de janvier 2026. Des tarifs compétitifs et une sécurité d'approvisionnement accrue devraient stabiliser les coûts d'électricité et catalyser davantage de capacités thermiques.

Règles de Contenu Local Augmentant les Coûts des Projets

La Résolution 726 réinitialise les objectifs minimaux mais oblige toujours les opérateurs à s'approvisionner localement en biens spécialisés, ce qui élève les coûts des FPSO et de forage jusqu'à 60 % au-dessus des moyennes mondiales des chantiers navals.^[3] La vérification exige des auditeurs tiers et impose des risques de calendrier, de sorte que l'organisme professionnel IBP préconise des crédits d'appel d'offres plus flexibles. Les contraintes de conformité pèsent le plus lourd sur les raccordements pré-sel à exécution rapide, où la capacité domestique limitée pour les équipements sous-marins de haute performance allonge les délais et réduit la concurrence entre fournisseurs.

Sous-Capacité Persistante des Raffineries et Volatilité des Importations de Carburant

Petrobras investit 892 millions USD pour doubler la capacité de RNEST à 260 000 b/j d'ici 2028, mais la demande d'essence et de diesel devrait croître de 2 à 3 % par an, maintenant la dépendance aux importations. L'utilisation des 11 raffineries brésiliennes est proche des limites techniques, forçant l'exportation de brut et l'importation de produits raffinés plus coûteux, ce qui comprime les marges et crée une exposition aux changes. Des mandats de mélange de biocarburants plus élevés atténuent une partie du déficit ; cependant, des déséquilibres persistants des produits sont susceptibles de persister jusqu'en 2030.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des Segments

Le segment amont a représenté une part de 78,62 % du marché brésilien du pétrole et du gaz en 2025 et devrait également se développer à un CAGR de 4,27 % de 2026 à 2031, confirmant son double statut d'ancre de revenus et de moteur de croissance du marché brésilien du pétrole et du gaz. La productivité du pré-sel est à l'origine de cette domination, l'activité Amont pétrolier et gazier offshore au Brésil contribuant à la part de 79,8 % de la zone dans la production nationale en mars 2025 et à un record de 3,716 millions de barils d'équivalent pétrole (bep) par jour, plus que toute autre source unique en Amérique latine. Petrobras a réservé 77,3 milliards USD pour l'exploration et la production dans son plan 2025-2029, soulignant comment les capitaux continuent d'affluer vers la délimitation des réservoirs, les nouveaux puits et les nouvelles capacités FPSO, même lorsque les conditions de financement se resserrent. Les activités intermédiaires et aval restent structurellement plus modestes, mais elles bénéficient de la construction de pipelines et de cessions qui invitent les raffineurs privés et les transporteurs de gaz à moderniser leurs actifs.

Le dynamisme amont reflète également la projection de l'ANP de 428 à 474 milliards USD de dépenses nationales en exploration et production d'ici 2031, les récents tours d'enchères ayant ouvert de nouvelles superficies aux grandes compagnies mondiales souhaitant reproduire le succès du pré-sel. L'attribution par SLB d'un contrat de services intégrés de 800 millions USD couvrant plus de 100 puits de Petrobras démontre comment les sociétés de services intègrent des tests de formation pilotés par l'IA et la cartographie des fluides en temps réel pour réduire les cycles de forage et augmenter les taux de récupération. Ces avancées technologiques, combinées à des débits fiables de 15 000 à 20 000 barils par jour (b/j) par puits, positionnent le Brésil pour atteindre environ 4,9 millions de barils par jour (b/j) d'ici 2032, un niveau qui placerait le Brésil parmi les cinq premiers exportateurs mondiaux de pétrole brut. La consolidation continue du secteur amont reste donc essentielle pour générer des devises étrangères, des recettes fiscales et une sécurité d'approvisionnement à long terme.

Note: Les parts de segments de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Les actifs terrestres détenaient une part de 75,40 % du marché brésilien du pétrole et gaz en 2025, reflétant des décennies de déploiement d'infrastructures dans les champs matures des bassins de Recôncavo, Potiguar et Solimões. Ces zones bénéficient de coûts d'extraction plus faibles, de systèmes de collecte bien établis et de la proximité des raffineries, ce qui en fait des générateurs de trésorerie fiables même si la production décline naturellement. Les projets offshore, cependant, avancent plus rapidement, avec un TCAC de 5,63 % prévu pour 2026-2031, car la technologie ultra-profonde exploite des zones de production plus épaisses et des pressions plus élevées que la géologie terrestre ne peut égaler. Le développement pré-sel de Gato do Mato, prévu pour produire 120 000 b/j à partir de 2029, illustre comment de nouveaux hubs dans le Bassin de Santos reconfigurent la carte de production du Brésil et déplacent les capitaux des entreprises vers le large.

La mise en service par Petrobras des FPSO P-84 et P-85, chacun conçu pour 225 000 b/j et dont le démarrage est prévu pour 2029-2030, souligne davantage la croissance de l'attrait offshore sur les dépenses d'investissement nationales. L'attribution de licences en zones frontières renforce cette tendance : quarante-sept blocs dans le bassin de Foz do Amazonas sont entrés dans le cycle d'offre permanent pour la première fois en 2025, recevant des offres des consortiums Petrobras-Chevron malgré les résistances environnementales. Si les champs terrestres fournissent encore des volumes stables et un flux de trésorerie rapide, le récit de croissance à long terme repose désormais sur les plateformes offshore, les raccordements sous-marins et les FPSO à haute capacité capables de monétiser des réservoirs de plusieurs milliards de barils à des seuils de rentabilité compétitifs.

Les activités de construction représentaient 50,10 % des dépenses de 2025, reflétant la taille du marché brésilien du pétrole et gaz nécessaire pour financer les raffineries, les gazoducs et les FPSO de nouvelle génération qui ancrent la croissance de la production. Les exemples phares incluent l'intégration Reduc-Boaventura à 4,8 milliards USD, qui ajoute 76 000 b/j de capacité de traitement de diesel, et le projet à 892 millions USD pour doubler la capacité de RNEST à 260 000 b/j d'ici 2028, tous deux conçus pour augmenter la production domestique de produits et réduire la dépendance aux importations. Les commandes de FPSO, bien que moins nombreuses aujourd'hui, sont le type d'actif à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 6,44 % prévu entre 2026 et 2031, car les champs d'eaux peu profondes matures atteignent la fin de leur vie et de nouveaux tronçons principaux de gazoducs maintiennent les chantiers d'ingénierie actifs, garantissant que la construction reste la tranche de la chaîne de valeur ayant la valeur la plus élevée.

Le déclassement, bien que moins important aujourd'hui, est le type d'actif à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 6,44 % prévu pour 2026-2031, car les champs d'eaux peu profondes matures atteignent leur fin de vie et les régulateurs renforcent les règles de réhabilitation des sites. L'ANP a récemment approuvé 72 milliards BRL de garanties pour que Petrobras retire 127 champs de l'exploitation, créant une vague de travaux en bouchage de puits, rinçage de gazoducs et démantèlement de superstructures que les entreprises spécialisées s'empressent de saisir. Cet équilibre du cycle de vie — constructions en champs vierges et retraites de champs existants simultanées — enrichit le portefeuille de services pétroliers du Brésil, intègre des normes environnementales plus élevées et signale un secteur qui passe à une gestion à spectre complet des actifs plutôt qu'à un mode d'expansion pure.

Note: Les parts de segments de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Analyse Géographique

Les richesses pré-sel ancrent la production dans les Bassins de Santos et de Campos au large de Rio de Janeiro et de São Paulo, produisant ensemble 79,8 % de la production nationale en mars 2025. Le cluster de Santos abrite Búzios, Tupi et Mero, chacun relié à des FPSO à haute capacité qui simplifient les raccordements et partagent les routes d'exportation de gaz. Le Bassin de Campos fournit un carnet de commandes de champs matures et de futurs hubs de CSC, tandis que l'expansion du gazoduc Route 3 achemine le gaz vers le corridor industriel du Sud-Est.

Le Nord-Est émerge comme un nœud de raffinage et de GNL. Le doublement de RNEST à 260 000 b/j et le terminal polyvalent de Suape réduiront les déficits en produits propres et soutiendront la croissance en Bahia et au Pernambouc. Les accords de TAG et de services gaziers élargissent les interconnexions de gazoducs, transformant la région en point d'équilibrage pour les molécules domestiques et les cargaisons spot.

L'attention se déplace vers le Nord, où le bassin de Foz do Amazonas de la marge équatoriale est entré dans le cycle d'offre permanent en 2025, suscitant l'intérêt de Petrobras et de Chevron, malgré les préoccupations des défenseurs de l'environnement. L'amélioration de l'imagerie sismique et les analogues potentiels avec le play de Stabroek en Guyane sont encourageants. Si des succès d'exploration se concrétisent, le marché du pétrole et gaz au Brésil pourrait connaître un changement de palier dans la diversification géographique et une atténuation du risque de concentration dans le Sud-Est.

Paysage réglementaire

La supervision de l'amont et du midstream au Brésil repose sur la Loi sur le pétrole (Lei no 9.478/1997) et est administrée principalement par l'Agencia Nacional do Petroleo, Gas Natural e Biocombustiveis (ANP), avec une orientation politique fournie par le Ministerio de Minas e Energia (MME) et les résolutions du CNPE. La Résolution ANP n° 969/2024 a mis à jour et normalisé les procédures d'appel d'offres pour les régimes de concession et de partage de production, renforçant le mécanisme d'Offre Permanente en tant que voie continue d'accès au marché, tant pour les zones matures que pour les zones frontières. En 2024, le MME a lancé Potencializa E&P pour stimuler l'exploration et la production dans de nouvelles zones frontières et des champs matures, reliant l'activité de licences à un effort plus large visant à maintenir la production et à attirer les investissements privés.

La réglementation du marché du gaz évolue également vers la concurrence dans le cadre de la nouvelle Loi sur le gaz de 2021 (Lei no 14.134/2021). L'Agenda réglementaire 2025-2026 de l'ANP répertorie 56 actions couvrant l'E&P, le transport d'infrastructures et la qualité de l'approvisionnement. En juillet 2026, la Résolution ANP n° 1 003/2026 est entrée en vigueur, établissant des règles d'accès négocié et non discriminatoire des tiers aux infrastructures gazières essentielles, y compris les terminaux GNL, les pipelines d'exportation et les installations de traitement. L'agenda formalise également les outils de l'ANP pour gérer les litiges d'accès aux infrastructures (y compris les cas impliquant PPSA et Petrobras), ce qui est pertinent pour lever les goulots d'étranglement qui ont limité la monétisation du gaz et restreint l'entrée d'expéditeurs non historiques.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Les opportunités à court terme se concentrent sur la capture de blocs en amont et l'évacuation du gaz, où la politique et le capital des entreprises sont tous deux actifs. En juin 2026, l'ANP a fait progresser l'agenda de la Marge Équatoriale en approuvant la nomination de 86 blocs d'exploration pour inclusion potentielle dans de futurs cycles d'appels d'offres, complétant la voie de l'Offre Permanente qui ajoute périodiquement de nouveaux blocs et champs. Potencializa E&P (MME, créé en 2024) soutient également un cadre parallèle pour revitaliser les bassins matures (comme Reconcavo) et élargir la participation au-delà de Petrobras, créant des opportunités pour les indépendants et les prestataires de services dans les domaines de la sismique, du forage d'évaluation, des interventions sur puits et des raccordements de champs matures.

Les opportunités en midstream et downstream sont de plus en plus liées aux règles d'ouverture du marché et à l'adaptation des raffineries plutôt qu'au raffinage greenfield. La Résolution ANP n° 1 003/2026 (en vigueur depuis le 1er juillet 2026) a codifié l'accès négocié des tiers aux terminaux GNL, aux pipelines d'exportation et aux unités de traitement, améliorant la viabilité commerciale des nouveaux arrangements d'approvisionnement gaz-électricité et industriels en réduisant le risque de rétention de capacité. Du côté de la demande et des investissements, Petrobras a approuvé son Plan d'affaires 2026-2030 en juin 2026, avec un portefeuille total de 109 milliards USD, dont 69,2 milliards USD alloués à l'E&P. Elle privilégie également les mises à niveau du raffinage par l'expansion des actifs existants plutôt que la construction de nouvelles raffineries, ce qui clarifie le pipeline de projets pour les chaînes d'approvisionnement EPC, sous-marines et FPSO, la levée des goulots d'étranglement, et les solutions de surveillance des émissions, alors que le secteur accentue son attention sur la décarbonation opérationnelle et l'utilisation du gaz.