L’année 2025 restera gravée comme une période de contrastes saisissants pour l’archipel. Entre l’arrivée inattendue du géant ExxonMobil et l’effondrement des négociations gazières avec le Venezuela, le secteur énergétique de Trinidad et Tobago navigue en eaux troubles, cherchant son équilibre entre déclin de la production mature et promesses de l’ultra-profond.
Si l’on devait résumer l’année écoulée, le terme « montagnes russes » serait un euphémisme. Début 2025, peu d’observateurs auraient parié que le pays se rapprocherait davantage d’un forage exploratoire mené par ExxonMobil que de l’importation du gaz vénézuélien via le champ Dragon. C’est pourtant la réalité paradoxale à laquelle fait face le secteur énergétique de Trinidad et Tobago.
Le budget 2026 se base désormais sur des prévisions prudentes : un baril de pétrole à environ 69,50 € (73,25 USD) et un prix du gaz à 4,30 € le mmbtu. Une révision à la baisse par rapport aux moyennes observées en 2025, où le brut oscillait autour de 80 €.
ExxonMobil : La surprise de l’année
C’est le coup de théâtre de 2025 : l’entrée fracassante d’ExxonMobil dans les eaux trinidadiennes. Le géant américain a sécurisé sept blocs en eaux ultra-profondes, avec une stratégie d’exploration accélérée prévue pour le premier trimestre 2026. Leur théorie ? Le système pétrolier prolifique de la Guyane voisine s’étendrait jusqu’aux abysses de Trinidad.
Bien que considéré comme un pari audacieux, l’historique d’Exxon en matière d’exploration en eau profonde confère une crédibilité immédiate au projet. Cette offensive a été formalisée en août 2025 par la signature d’un contrat de partage de production (PSC) pour le bloc unifié TTUD1, situé à l’extrême est des eaux territoriales, à la frontière des zones maritimes de la Barbade et de la Guyane.
Le mirage du gaz vénézuélien et le pivot vers Manatee
Si l’exploration offshore suscite l’espoir, la géopolitique a douché les ambitions transfrontalières. Les projets gaziers liés au Venezuela, notamment Dragon et Manakin-Cocuina, sont au point mort. La réimposition des sanctions américaines et les tensions diplomatiques ont conduit Caracas à annuler les accords gaziers, laissant Shell (pour Dragon) et BP (pour Manakin) avec des données techniques mais sans horizon politique clair.
Conséquence directe : le projet Manatee de Shell devient le poumon vital de l’industrie. Avec des réserves estimées à 2,7 tcf, le forage de huit puits débutera en 2026. La production, attendue pour fin 2027 ou 2028, pourrait atteindre 700 millions de pieds cubes par jour (mmscf/d), représentant près de 25 % de la production gazière actuelle du pays.
Aval : La chute de Nutrien et l’espoir du raffinage
Le secteur aval a subi un choc majeur en octobre avec l’arrêt des usines d’ammoniac et d’urée de Nutrien. Ce retrait, motivé par des difficultés d’approvisionnement en gaz et des désaccords sur les tarifs portuaires, a entraîné le licenciement de 600 travailleurs et menacé temporairement l’approvisionnement national en CO2 pour l’industrie alimentaire.
À l’inverse, une lueur d’espoir émerge du côté du raffinage. Le nouveau gouvernement, élu en avril, s’active pour relancer la raffinerie de Petrotrin, fermée depuis 2018. Les études techniques semblent valider la faisabilité d’une réouverture par phases, le financement restant le dernier obstacle majeur à franchir début 2026.
Mouvements stratégiques et acquisitions
Le paysage des opérateurs a été redessiné par plusieurs transactions clés :
- Perenco a consolidé sa position de deuxième producteur d’hydrocarbures du pays en acquérant les actifs de Woodside (champs Angostura et Ruby) en juillet, ajoutant environ 1 600 barils de pétrole par jour à son portefeuille.
- Touchstone a finalisé l’achat des intérêts de Shell dans le bloc Central pour environ 27 millions d’euros, relançant les forages dans cette zone pour la première fois en deux décennies.
Transition énergétique : Premiers électrons verts
Au-delà des hydrocarbures, 2025 a marqué un tournant pour les énergies renouvelables. En juillet, le parc solaire de Brechin Castle, opéré par un consortium incluant BP et Shell, a livré ses premiers électrons au réseau. Une fois pleinement opérationnelle, cette infrastructure devrait fournir jusqu’à 8 % de la production électrique du pays, libérant ainsi du gaz naturel pour l’exportation ou la pétrochimie.
Parallèlement, le ministère de l’Énergie a été primé au Brésil pour son initiative pilote sur l’hydrogène vert, prévue pour 2027, signalant une volonté de diversifier le mix énergétique malgré les défis immédiats de la production fossile.
Perspectives 2026 : Une année charnière
L’année à venir s’annonce complexe. La disponibilité des devises restera sous pression en raison d’une production gazière contrainte. Cependant, l’activité de forage prévue en 2026 — tant à terre qu’en eaux profondes — suggère que l’industrie n’a pas dit son dernier mot. L’issue des tensions entre Washington et Caracas restera, comme toujours, l’éléphant dans la pièce, capable de débloquer ou de geler l’avenir énergétique de la région.