Nombre de rigs US +4 à 739, première hausse en 3 semaines

Le nombre de rigs aux États‑Unis a augmenté de 4 unités pour atteindre 739 lors de la semaine se terminant le 2 avril 2026, marquant la première progression hebdomadaire après trois baisses consécutives, selon le décompte hebdomadaire de Baker Hughes (Baker Hughes, 02-avr.-2026). La hausse s'est concentrée sur l'activité orientée pétrole, qui a gagné trois rigs pour atteindre environ 580, tandis que les rigs pour le gaz naturel ont progressé d'un rig pour s'établir à environ 150. Le Bassin du Permien — toujours le moteur de la production onshore américaine — a ajouté deux rigs pour atteindre 431, un signal clé pour les discussions sur les volumes et la capacité de transport. Ces données interviennent dans un contexte de prix du brut stables et d'indicateurs macroéconomiques mitigés, incitant les acteurs du marché à réévaluer les attentes de flux de production à court terme et le rythme des dépenses d'investissement chez les sociétés d'exploration & production (E&P) et de services.

Context

La hausse modeste suit une baisse sur trois semaines du nombre de rigs et intervient alors que les producteurs calibrent l'activité en fonction des fenêtres de couverture pour le trimestre suivant et de la dynamique des coûts de service. Au cours des quatre semaines précédentes, les opérateurs ont ajusté les calendriers de forage en réponse au resserrement des différentiels dans les principaux bassins et à des opérations de maintenance saisonnière additionnelle, ce qui a fait reculer le nombre de rigs de 6 unités sur la période antérieure (série de rapports Baker Hughes, mars 2026). Le retour à la croissance, bien que numériquement limité, est significatif : il indique que les opérateurs sont disposés à remettre en service des rigs là où les rendements dépassent les coûts marginaux de forage et où les contraintes d'infrastructure le permettent.

Les signaux macroéconomiques plus larges sont également pertinents. Les prix du pétrole ont évolué dans une fourchette plus étroite depuis la fin du 1er trimestre 2026 ; le WTI a tourné autour de 78 $/bbl lors de la première semaine d'avril (indicateurs ICE/NYMEX), ce qui soutient des forages incrémentaux dans les zones à fort rendement. Dans le même temps, la discipline du capital dans le secteur E&P américain reste plus stricte que lors des cycles antérieurs, freinant une reprise plus rapide du nombre de rigs malgré des bilans solides chez les plus grands indépendants. Cette tension entre le soutien des prix et la discipline du capital déterminera probablement si la hausse de cette semaine est un épisode isolé ou le début d'une remontée plus soutenue.

Les contraintes régionales de la chaîne d'approvisionnement et de l'évacuation créent des différences au niveau des bassins. L'ajout net de deux rigs dans le Permien, pour atteindre 431, contraste avec une faiblesse persistante dans certaines opérations du Midcontinent et du Williston, où l'économie de sortie et la congestion sur les pipelines et le rail restent des facteurs déterminants. Le contexte historique est instructif : le nombre de rigs aux États‑Unis a fluctué de plusieurs centaines d'unités sur des fenêtres de douze mois lors de périodes de prix volatils ; toutefois, ces deux dernières années, les variations ont été plus modérées, reflétant des changements structurels dans le comportement des opérateurs et des gains de productivité dans le secteur des services.

Data Deep Dive

Baker Hughes a communiqué les chiffres de référence le 02-avr.-2026 : total US +4 à 739 ; rigs pétrole +3 à 580 ; rigs gaz +1 à 150 ; et Permien +2 à 431 (Baker Hughes, 02-avr.-2026). Les comparaisons en glissement annuel montrent que le nombre de rigs US est d'environ +45 rigs par rapport à la même semaine en 2025 (semaine du 03-avr.-2025 : ~694 rigs), ce qui implique une trajectoire d'expansion plus lente comparée aux cycles post‑récupération des prix antérieurs. Cette hausse en glissement annuel masque toutefois une dispersion au niveau des bassins : le Permien affiche une progression à deux chiffres en glissement annuel tandis que d'autres bassins accusent du retard, soulignant la concentration des forages dans les zones les plus économiques.

Les tendances des coûts des services restent un input critique pour les décisions de forage. À l'échelle nationale, les gains d'efficacité en forage dirigé et en fracturation ont abaissé les coûts de revient des puits centraux du Permien en dessous de 40 $/bbl dans plusieurs communications d'opérateurs au cours du 1er trimestre 2026 (présentations aux investisseurs, T1 2026). Ces gains de productivité expliquent en partie pourquoi des variations de prix modestes peuvent entraîner une remise en service de rigs dans des zones ciblées tout en laissant l'activité inchangée ailleurs. L'utilisation des rigs et la tarification des services clés — flottes de fracturation, coil tubing et forage directional — ont montré une tension localisée conduisant à une intensité de capital par puits plus élevée malgré les améliorations globales de productivité.

Les comparaisons avec l'activité internationale sont éclairantes. Le comportement du nombre de rigs onshore américain diffère des tendances offshore internationales, où les grands projets d'investissement et les facteurs géopolitiques créent des délais plus longs et une sensibilité différente aux mouvements de prix à court terme. Par exemple, sur la même période, l'utilisation des rigs en mer du Nord britannique est restée contrainte par des opérations de maintenance planifiées et des activités de déclassement (rapports OGUK, T1 2026), tandis que les opérateurs onshore américains ajustaient des dizaines de rigs semaine après semaine. L'effet net est un marché américain qui répond plus rapidement aux signaux de prix en milieu de cycle, tout en restant encadré par l'ethos de discipline du capital qui domine les conseils d'administration des E&P depuis 2020.

Sector Implications

L'augmentation incrémentale du nombre de rigs a des impacts asymétriques entre les secteurs exploration & production (E&P) et services pétroliers (OFS). Pour les grands noms E&P diversifiés par bassin et dotés de programmes de couverture, un rebond léger des rigs offre une visibilité sur les revenus sans forcer un redéploiement agressif du capital. Des sociétés telles que XOM et CVX — avec des portefeuilles amont intégrés et des couvertures aval — peuvent absorber de modestes hausses de production sans modifier de manière significative leurs prévisions de flux de trésorerie ou de capex. Les indépendants fortement exposés au Permien sont ceux qui bénéficieront le plus rapidement d'une hausse d'activité de forage et d'une amélioration de l'IRR par puits.

Pour les services pétroliers, le signal est plus nuancé. Une progression de quatre rigs est peu susceptible de modifier de manière significative l'utilisation trimestrielle pour les grands prestataires, mais elle peut resserrer la tarification locale pour les crews de fracturation et de complétion dans les comtés les plus actifs, améliorant ainsi les marges à court terme. Les contractants à forte exposition à l'onshore nord‑américain — SLB, HAL et NOV — devront surveiller les taux de mobilisation par bassin et les heures‑équipement réservées. Historiquement, les marges des services s'élargissent seulement après des ajouts soutenus de rigs sur plusieurs semaines ; les marchés doivent donc évaluer si la récente hausse est persistante avant de revaloriser les titres OFS.

Les implications midstream sont pratiques et mesurables. Deux rigs additionnels dans le Permien augmentent marginalement le potentiel de condensats et associa