Le pari pétrolier du Venezuela : les grandes compagnies pétrolières sont-elles prêtes à investir ?

Le Venezuela a officiellement mis fin au monopole d'État sur son industrie pétrolière, créant un nouveau cadre juridique pour privatiser le secteur et attirer les investissements étrangers. Cette initiative du régime, dirigé par la présidente par intérim Delcy Rodriguez, démantèle la domination de longue date de la compagnie pétrolière nationale PDVSA et répond directement aux demandes du président américain Donald Trump, alors que Washington commence à assouplir les restrictions commerciales.

Ce changement de politique fait suite à la récente capture du président Nicolas Maduro et de son épouse Cilia Flores par les forces américaines à Caracas. La Maison Blanche a clairement indiqué aux dirigeants restants que le respect des accords, notamment en ce qui concerne la réouverture du secteur pétrolier, est non négociable. Bien que cela représente un progrès important pour répondre à une préoccupation majeure des grandes compagnies énergétiques, des questions importantes subsistent quant à la viabilité de cet investissement, compte tenu de l'état déplorable des infrastructures et des risques politiques.

Un héritage de méfiance et de conditions « non investissables »

Malgré ce nouveau cadre, la communauté énergétique internationale reste prudente. Lors d'une récente rencontre avec le président Trump, Darren Woods, PDG d'ExxonMobil, a qualifié le Venezuela de « payant pour les investissements », invoquant la nécessité de réformes profondes des systèmes commercial et juridique du pays. M. Woods a insisté sur l'importance de protections durables des investissements et de nouvelles lois sur les hydrocarbures, reflétant un sentiment partagé par de nombreux acteurs du secteur, même si d'autres PDG se sont montrés plus optimistes.

Cette hésitation trouve son origine dans l'histoire. Lorsque l'ancien dirigeant Hugo Chávez a nationalisé les actifs pétroliers contrôlés par des capitaux étrangers en 2007, les entreprises internationales ont perdu des milliards de dollars. ExxonMobil, à elle seule, a déclaré des pertes de 16,6 milliards de dollars. Cet événement a déclenché un déclin massif du secteur pétrolier vénézuélien, les investissements s'étant taris et les travailleurs qualifiés ayant fui le pays. Les nouvelles lois sur la privatisation visent à réparer ces dégâts, mais l'élimination du risque, profondément ancré, d'ingérence de l'État est essentielle pour attirer de nouveaux capitaux.

Les défis économiques liés au pétrole brut lourd de l'Orénoque

Même dans un contexte politique plus stable, la logique financière d'un investissement dans les gisements pétroliers vénézuéliens reste complexe. La principale région productrice de pétrole du pays, la ceinture de l'Orénoque, renferme environ 80 % des 303 milliards de barils de réserves vénézuéliennes, mais son exploitation engendre des coûts élevés.

Alors que le prix de seuil de rentabilité moyen de la production pétrolière au Venezuela est estimé entre 42 et 56 dollars le baril, les chiffres pour la ceinture de l'Orénoque sont plus élevés. Les installations en exploitation atteignent le seuil de rentabilité à 49,26 dollars le baril, mais les nouveaux projets ou ceux nécessitant d'importantes rénovations requièrent des prix pouvant atteindre 80 dollars le baril pour être rentables.

Avec le Brent, référence mondiale du pétrole brut, se négociant autour de 67 dollars le baril, investir des milliards dans le développement du pétrole extra-lourd et à haute teneur en soufre de la région n'est guère rentable. Ce problème est aggravé par le fait que le principal pétrole d'exportation vénézuélien, le Merey, se négocie avec une décote importante par rapport au Brent. En 2025, le Merey s'échangeait en moyenne à 56,68 dollars le baril, soit une décote de 12,28 dollars par rapport à la moyenne du Brent, qui était de 69,14 dollars. Même après la levée des sanctions américaines, le Merey devrait conserver une décote d'environ 10 dollars par baril.

Obstacles techniques et rôle crucial des diluants

Le pétrole de la ceinture de l'Orénoque est non seulement coûteux à produire, mais aussi techniquement complexe. Cette substance extrêmement lourde et visqueuse ressemble à du goudron et contient des contaminants comme le vanadium et le nickel, ce qui rend son extraction et son transport difficiles.

Pour rendre ce pétrole brut commercialisable, il doit être mélangé à un diluant, un produit pétrolier plus léger comme du pétrole brut léger et doux, du condensat ou du naphta. Ce procédé réduit sa viscosité et dilue les contaminants dangereux. Historiquement, le Venezuela utilisait à cette fin son propre pétrole brut léger et doux de Santa Barbara, dont la densité API est de 39 degrés. Le détournement de ce pétrole brut, qui représente environ 15 % de la production totale du pays, des raffineries a largement contribué aux pénuries d'essence qui ont touché l'ensemble du pays à partir de 2017.

La forte baisse de la production de pétrole léger, due à un sous-investissement et aggravée par les sanctions américaines, a entraîné une chute historique de la production vénézuélienne à 500 000 barils par jour en 2020. La production ne s'est stabilisée qu'après la reprise des livraisons de condensats iraniens à PDVSA. Plus récemment, Chevron a commencé à importer du naphta américain pour ses opérations suite au rétablissement de sa licence, la réglementation du Trésor américain interdisant l'utilisation de produits iraniens.

Chevron mise prudemment sur l'expansion

Malgré les obstacles, le géant pétrolier américain Chevron, l'une des rares entreprises étrangères encore présentes au Venezuela, prévoit d'accroître sa production. Implantée dans le pays depuis 1923, Chevron est idéalement placée pour tirer profit de la réouverture du secteur.

Suite à des résultats supérieurs aux attentes pour le quatrième trimestre 2025, le PDG Mike Wirth a confirmé l'intention de l'entreprise d'accroître sa production. La directrice financière Eimear Bonner a ajouté que Chevron pourrait augmenter sa production vénézuélienne jusqu'à 50 % au cours des 18 à 24 prochains mois. La production passerait ainsi de 250 000 barils par jour actuellement à 375 000 barils par jour d'ici 2028. M. Wirth a également indiqué que les raffineries américaines de Chevron ont la capacité de traiter 100 000 barils supplémentaires par jour de pétrole brut lourd vénézuélien.

L'approche de Chevron souligne toutefois la prudence ambiante. L'entreprise prévoit de financer cette expansion en réinvestissant les recettes de ses ventes de pétrole plutôt qu'en engageant d'importants capitaux nouveaux. Cette stratégie met en lumière la réticence, même des acteurs les plus établis, à investir les centaines de milliards de dollars nécessaires à la relance complète du secteur pétrolier vénézuélien, durement touché.