La production pétrolière du Venezuela progresse à un moment crucial pour les marchés mondiaux de l’énergie. Alors que le conflit au Moyen-Orient perturbe le transport maritime à travers le détroit d’Ormuz et restreint l’offre mondiale de pétrole, la reprise de la production du pays sud-américain attire de nouveau l’attention de Washington et des sociétés énergétiques internationales. Les enjeux sont considérables : le Venezuela détient les plus grandes réserves prouvées de pétrole brut au monde, estimées à plus de 300 milliards de barils, ce qui lui confère une importance stratégique majeure malgré des années de déclin de la production.

Depuis que les États-Unis ont capturé le président Nicolás Maduro lors d’un raid nocturne audacieux au début de janvier 2026, la production pétrolière du Venezuela a atteint des niveaux inédits depuis plusieurs années. Un ensemble de réformes réglementaires, l’assouplissement des sanctions américaines et une hausse des investissements étrangers soutiennent la relance de ce qui fut autrefois le plus grand producteur de pétrole d’Amérique du Sud.

Selon des données de l’OPEP issues de sources secondaires, le Venezuela a produit un peu plus d’un million de barils par jour en juin 2026, soit une hausse de 17,6 % par rapport à 2025. Toutefois, ce niveau reste inférieur de plus de moitié aux 2,1 millions de barils par jour produits au cours du même mois dix ans plus tôt.

L’effondrement de l’ancien secteur pétrolier, autrefois redoutable, du Venezuela a réellement commencé fin 2018, sous l’effet de la baisse des prix du pétrole puis du durcissement des sanctions américaines. Le déclin s’est accéléré en 2019 et 2020, la production tombant à 392 000 barils par jour en juillet 2020, alors que la pandémie de COVID-19 aggravavait la crise. Ce point bas est très inférieur au record de 1970 du Venezuela, établi à 3,75 millions de barils par jour, et reste également bien en dessous du million de barils par jour que le pays produisait fin 2018, avant que le président Trump n’impose de strictes sanctions pétrolières et financières à Caracas au début de 2019. Membre fondateur de l’OPEP depuis la création du cartel en 1960, le Venezuela avait été pendant des décennies un fournisseur fiable des marchés mondiaux avant le long démantèlement de son secteur.

La remise en état des infrastructures pétrolières lourdement corrodées du Venezuela exigera des capitaux considérables. Si les estimations varient, certains experts du secteur jugent que le coût pourrait atteindre 220 milliards de dollars. Francisco J. Monaldi, directeur du programme Latin America Energy Program au Center for Energy Studies de la Baker Institute for Public Policy de l’Université Rice, estime qu’environ 100 milliards de dollars sont nécessaires. Il prévoit qu’il faudra au moins une décennie pour reconstruire suffisamment les infrastructures énergétiques dégradées afin que la production d’hydrocarbures puisse revenir à des niveaux historiques supérieurs à deux millions de barils par jour.

Le Dr Monaldi soutient en outre que, tant que la démocratie n’aura pas été rétablie au Venezuela, l’État de droit ne pourra pas réellement exister, compte tenu de décennies de recul démocratique, de corruption endémique et d’effondrement institutionnel. Même les réformes signées le 8 juillet 2026 par la présidente par intérim Delcy Rodríguez ne suffisent pas à offrir la stabilité institutionnelle et juridique recherchée par les compagnies pétrolières. En outre, malgré ces changements, le ministre du pétrole du Venezuela conserve une large marge de manœuvre sur les taux d’imposition et l’attribution des contrats, ce qui crée précisément le type d’incertitude que les grandes compagnies pétrolières redoutent. Ces pouvoirs discrétionnaires s’exercent par l’intermédiaire de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), la société publique qui contrôle la quasi-totalité des activités amont et aval du pays et qui se trouve au cœur du déclin du secteur.

Pour attirer les milliards de dollars nécessaires à la modernisation du secteur pétrolier, les entreprises énergétiques veulent un environnement juridique stable garantissant un rendement significatif sur ce qui peut être un investissement considérable. Les foreurs restent largement sceptiques quant à la capacité du Venezuela à attirer des capitaux, en raison de la longue histoire de Caracas en matière de nationalisation et d’expropriation d’actifs pétroliers. La dernière vague a eu lieu sous le président Hugo Chávez à partir de 2007, entraînant des pertes importantes pour les grandes compagnies pétrolières.

Le supermajor ExxonMobil a déclaré une perte de 16,6 milliards de dollars d’actifs, tandis que ConocoPhillips a subi une charge de 4,5 milliards de dollars sur son bilan. Les deux entreprises ont ensuite quitté le Venezuela en raison des risques opérationnels extrêmes. Exxon a engagé plusieurs poursuites contre Caracas mais n’a finalement récupéré que 1,4 milliard de dollars, une fraction de la valeur des installations saisies. Ces épisodes expliquent pourquoi l’administration Trump a eu du mal à convaincre les grandes compagnies pétrolières d’investir au Venezuela, même après l’assouplissement des sanctions américaines visant l’industrie pétrolière et les banques contrôlées par l’État.

Le Venezuela porte aussi une lourde dette écologique liée à des décennies d’activités pétrolières. Des infrastructures vieillissantes fortement corrodées, combinées à l’approche de Caracas consistant à pomper à tout prix, ont entraîné des déversements et des fuites fréquents provenant de têtes de puits, derricks et pipelines délabrés dans des zones sensibles sur le plan environnemental. Les régions les plus touchées sont le lac Maracaibo, berceau de l’industrie pétrolière vénézuélienne, et la ceinture de l’Orénoque, qui, avec environ 1 300 milliards de barils de pétrole lourd en place, sous-tend la majeure partie de la production pétrolière du pays.

Toute dépollution sera extrêmement coûteuse et longue. L’assainissement du lac Maracaibo, dont la surface est souvent recouverte de nappes de pétrole et de proliférations d’algues, devrait coûter plus de 2,5 milliards de dollars. Les dommages environnementaux importants dans et autour de la ceinture de l’Orénoque, notamment les déversements affectant le fleuve Orénoque et les zones humides côtières dans l’une des régions les plus biodiverses du monde, nécessiteront également plusieurs milliards de dollars pour être traités.

Sans augmentation substantielle des investissements, la production pétrolière du Venezuela restera probablement plafonnée autour d’un million de barils par jour. Certaines évaluations optimistes suggèrent que Caracas pourrait porter sa production jusqu’à 1,5 million de barils par jour, mais aller au-delà exigerait d’importants apports de capitaux, d’expertise technique et de technologies. Des signes montrent déjà que Caracas peine à relever davantage sa production : les données de l’OPEP indiquent que la production mensuelle de brut du Venezuela oscille entre 900 000 et 1,1 million de barils par jour depuis le début de 2026.

Cette stagnation se poursuit malgré les pressions exercées par l’administration Trump pour attirer les investissements des grandes compagnies pétrolières, l’assouplissement des sanctions et les réformes du secteur. Même Chevron, l’une des rares entreprises énergétiques toujours présentes au Venezuela, limite ses investissements supplémentaires aux flux de trésorerie générés par ses activités existantes. Lors de la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2026 de la société, la directrice financière Eimear Bonner a déclaré :

« We've grown production over the last few years from 40,000 to 250,000. With the existing model that we have in place, we have grown the production from those three JVs by 15% over the last six months to 280,000 barrels of oil per day. We're anticipating that we will be able to grow up to 50% between now and the end of 2028. »

L’expansion prévue par Chevron sera financée entièrement par les flux de trésorerie de ses opérations existantes au Venezuela. Cela limite la croissance potentielle de sa production tout en l’exposant à un risque si les prix du pétrole baissent fortement dans les mois à venir. Il est toutefois envisagé qu’à la fin de 2028, Chevron puisse produire jusqu’à 420 000 barils par jour, ce qui donnerait un solide coup de pouce à la production pétrolière globale du Venezuela.

L’urgence géopolitique d’accroître la production vénézuélienne s’est renforcée depuis l’éclatement de la guerre au Moyen-Orient. La fermeture du détroit d’Ormuz, par lequel transite environ un cinquième de l’approvisionnement mondial en hydrocarbures, rend de plus en plus pressant l’accroissement de l’offre pétrolière dans les Amériques. Les États-Unis importent déjà des volumes croissants de brut en provenance d’Amérique du Sud, y compris du Venezuela.

Selon l’EIA américaine, les livraisons de pétrole du Venezuela vers les États-Unis ont atteint 471 000 barils par jour en mai 2026, soit 10 % de plus qu’un mois plus tôt et près de quatre fois les 118 000 barils importés en mai 2025. Il s’agit du volume le plus élevé de brut importé par les États-Unis depuis le Venezuela depuis janvier 2019, lorsque 561 000 barils par jour avaient été expédiés. Ces volumes devraient augmenter à mesure que la production pétrolière vénézuélienne progresse, surtout si le détroit d’Ormuz reste fermé pendant une période prolongée.

Dans les années 1980, de nombreuses raffineries de la côte du Golfe des États-Unis ont été reconverties pour traiter de manière rentable du brut lourd, vendu avec une forte décote par rapport à des pétroles plus légers comme le West Texas Intermediate. Si certaines raffineries se sont ensuite orientées vers le brut léger à mesure que la production de schiste américaine augmentait fortement et que les importations vénézuéliennes chutaient en raison des sanctions strictes, la demande pour des bruts lourds moins chers reste solide. Cela crée un marché prêt à absorber davantage d’envois de brut lourd vénézuélien, ce qui profite à des sociétés comme Chevron qui augmentent leur production dans le pays.

Par Matthew Smith pour Oilprice.com

Source : OilPrice.com