Petrobras signe un contrat de 2,8 milliards $ avec SBM Offshore

Petróleo Brasileiro S.A., connu sous le nom de Petrobras, a signé des contrats contraignants avec SBM Offshore le 13 juin 2026 pour la construction et l'affrètement de deux nouveaux navires de production, de stockage et de déchargement flottants (FPSO). Le contrat ferme, rapporté par finance.yahoo.com, a une valeur totale de 2,8 milliards $. Les navires sont destinés au champ de Búzios dans la zone pré-sal de la baie de Santos, avec une première production prévue pour 2029. Cet engagement en capital souligne l'expansion agressive de Petrobras dans ses actifs en eau profonde, visant une croissance soutenue de la production au-dessus de 3 millions de barils équivalent pétrole par jour.

Contexte — [pourquoi cela compte maintenant]

Le marché des FPSO connaît actuellement un déséquilibre prononcé entre l'offre et la demande. La disponibilité mondiale des navires est limitée, avec des délais dépassant cinq ans en raison de la forte demande des opérateurs en Guyane, en Afrique de l'Ouest et au Brésil. Le dernier cycle d'appels d'offres majeur de Petrobras pour les FPSO s'est terminé en 2023 pour les champs Sepia et Mero, avec des coûts moyens de 1,4 milliard $ par unité. Le prix actuel de 1,4 milliard $ par navire reflète des pressions inflationnistes significatives dans la chaîne d'approvisionnement offshore, alimentées par les coûts de l'acier, de l'équipement et de la main-d'œuvre spécialisée.

Le contexte macroéconomique présente le Brent brut se négociant près de 85 $ par baril, un niveau qui soutient les dépenses d'investissement en capital offshore. L'Agence nationale du pétrole du Brésil (ANP) a systématiquement approuvé des plans de développement accélérés pour les champs pré-sal, créant un vent réglementaire favorable. Le catalyseur immédiat de cet accord est le plan stratégique révisé 2024-2028 de Petrobras, qui a réservé 72 % de ses 102 milliards $ de dépenses d'investissement pour l'exploration et la production, avec un accent clair sur les actifs en eau profonde et pré-sal pour maintenir la durée de vie des réserves et la capacité de production.

Données — [ce que les chiffres montrent]

La valeur totale du contrat est de 2,8 milliards $ pour deux navires. Chaque FPSO, nommé Búzios 9 et Búzios 10, aura une capacité de traitement de 225 000 barils de pétrole par jour et 12 millions de mètres cubes de gaz par jour. La production totale de Petrobras au premier trimestre 2026 a été en moyenne de 3,08 millions boed, avec une production pré-sal contribuant à 2,45 millions boed, soit 79,5 % du total. Le champ de Búzios à lui seul a produit plus de 900 000 boed au T1 2026.

Les coûts de projet comparatifs révèlent de l'inflation. Les contrats FPSO de 2023 avaient un coût moyen de 1,4 milliard $ pour des unités avec une capacité de 180 000 bpd. Les nouveaux navires coûtent le même 1,4 milliard $ chacun mais offrent une capacité de traitement 25 % supérieure (225 000 bpd), indiquant un coût réel par baril de capacité dégonflé.

Indicateur	FPSOs Búzios 9/10 (2026)	FPSO Sepia 2 (2023)
Capacité pétrolière (bpd)	225 000	180 000
Valeur du contrat	1,4 milliard $ chacun	1,4 milliard $
Coût par capacité bpd	~6 222 $	~7 778 $

La capitalisation boursière de Petrobras est d'environ 110 milliards $, faisant de cet engagement 2,5 % de sa valeur marchande. La comparaison avec les pairs montre que les investissements récents de Shell dans les FPSO pour le développement de Whale au large du golfe du Mexique des États-Unis ont coûté environ 1,2 milliard $ pour un navire de 100 000 bpd.

Analyse — [ce que cela signifie pour les marchés / secteurs]

Le contrat est une victoire directe pour SBM Offshore et ses principaux entrepreneurs, ce qui devrait dynamiser les carnets de commandes des chantiers navals à Singapour, en Chine et en Corée du Sud. Les fournisseurs de modules de surface, de systèmes d'ancrage et d'ombilicals sous-marins, de risers et de flowlines (SURF) verront une demande accrue. L'accord renforce Petrobras comme le principal moteur de la demande mondiale de FPSO, soutenant l'ensemble de l'écosystème des services offshore, y compris les foreurs comme Valaris et Transocean qui desservent les puits pré-sal brésiliens.

Une limitation est le risque d'exécution concentré de Petrobras. La société a plusieurs projets majeurs en cours simultanément, y compris le projet Raia dans le bassin de Campos, ce qui met à l'épreuve ses ressources de gestion de projet et pourrait entraîner des retards. Les goulets d'étranglement de la chaîne d'approvisionnement pour des composants critiques comme les turbines et les pompes demeurent un risque persistant pour le calendrier de première production en 2029.

Les données de positionnement des conseillers en trading de matières premières montrent que l'exposition nette longue au Brent brut a augmenté pendant cinq semaines consécutives. Les flux institutionnels dans l'ETF iShares MSCI Brazil (EWZ) ont été positifs depuis le début de l'année, l'énergie étant le secteur le plus pondéré. L'accord pourrait attirer des flux de momentum supplémentaires vers les actions brésiliennes, considérées comme un proxy direct pour une discipline d'investissement en capital pétrolier.

Perspectives — [ce qu'il faut surveiller ensuite]

Le prochain catalyseur pour Petrobras est la publication de ses résultats du T2 2026, prévue pour le 5 août 2026. Les analystes examineront la génération de flux de trésorerie d'exploitation pour évaluer la capacité de financement de ce projet et d'autres. La 5e ronde d'offres permanentes de l'ANP pour des blocs d'exploration, prévue pour octobre 2026, testera l'appétit des investisseurs pour de nouvelles terres brésiliennes.

Les niveaux clés à surveiller incluent le maintien du Brent brut au-dessus de 82 $ par baril, un niveau jugé nécessaire pour justifier un investissement continu dans le pré-sal. Pour l'action Petrobras (PBR), la résistance technique se situe près de 19,50 $, un niveau qu'elle a testé et échoué deux fois en 2026. Une rupture au-dessus de ce niveau avec un volume élevé pourrait signaler une nouvelle conviction institutionnelle dans l'histoire des dépenses d'investissement.

L'attention du marché se déplacera également vers la mise à jour du carnet de commandes de SBM Offshore dans son rapport H1 2026 le 31 juillet. La confirmation de lettres d'intention supplémentaires avec d'autres opérateurs signalerait que la tension sur le marché des FPSO est une tendance pluriannuelle, et non isolée au Brésil.

Questions Fréquemment Posées

Qu'est-ce qu'un FPSO et pourquoi Petrobras les utilise-t-il ?

Un FPSO est un navire flottant qui traite, stocke et décharge du pétrole et du gaz des champs offshore. Petrobras s'appuie fortement sur eux pour ses champs pré-sal en eau profonde car ils sont mobiles, peuvent être redéployés et évitent le besoin de coûteux pipelines à longue distance vers la côte sur un terrain sous-marin complexe. La technologie permet un développement plus rapide de champs géants éloignés des infrastructures existantes, ce qui est caractéristique des bassins offshore du Brésil.

Comment cet accord affecte-t-il la politique de dividende de Petrobras ?

Petrobras a une politique de rémunération des actionnaires consistant à distribuer 45 % de son flux de trésorerie disponible. Les dépenses d'investissement majeures comme l'engagement de 2,8 milliards $ pour les FPSO sont financées par le flux de trésorerie d'exploitation et la dette, et non par les allocations de dividendes. Bien que les pressions sur les dépenses d'investissement libèrent du flux de trésorerie disponible à court terme, l'exécution réussie des projets menant à une production plus élevée en 2029 et au-delà est conçue pour générer des flux de trésorerie futurs plus importants qui soutiennent des dividendes durables. Le marché surveille le ratio d'endettement ; un ratio de dette nette/EBITDA restant en dessous de 1,5x est un seuil clé pour la sécurité des dividendes.

Quels sont les plus grands risques pour le calendrier de ce projet FPSO ?

Les principaux risques sont les retards de la chaîne d'approvisionnement pour des articles à long délai comme les réservoirs de pression et les turbines, les grèves de la main-d'œuvre dans les chantiers de construction et des défis techniques inattendus pendant la phase d'intégration et de mise en service. Historiquement, les projets FPSO ont en moyenne 6 à 12 mois de retard. Un risque secondaire est une chute soutenue des prix du pétrole en dessous de 70 $ par baril, ce qui pourrait inciter Petrobras à revoir son séquençage de projets et potentiellement à reporter les décisions d'investissement final sur les navires suivants.