L’intervention des Etats-Unis aux Venezuela s’explique, entre autres, par les immenses réserves de pétrole du pays. Mais faire remonter sa production sera coûteux et reste incertain, tant le brut qu’on y trouve est difficile à extraire, dans un marché mondial en surproduction.
Du point de vue du pétrole, le Venezuela est-il comparable à l’Arabie Saoudite ? Depuis la capture du président chaviste Nicolas Maduro par les Etats-Unis le 3 janvier, la question des immenses réserves d’or noir du pays est sur toutes les lèvres. Et les exagérations ne manquent pas. Donald Trump lui-même ne s’est pas privé d’afficher son intérêt pour cette potentielle manne pétrolière, allant jusqu’à annoncer que le Venezuela allait «remettre» aux États-Unis entre 30 millions et 50 millions de barils de pétrole stockés dans le pays en raison des sanctions imposées par Washington, renforcées par un blocage maritime depuis décembre.
300 milliards de barils en sous-sol
Très favorable aux hydrocarbures – perçus comme un instrument de puissance des Etats-Unis à l’extérieur, et de pouvoir d’achat à domicile – Donald Trump semble avoir des plans ambitieux. «Nous allons demander à nos très grandes compagnies pétrolières américaines, les plus grandes au monde, d’intervenir, de dépenser des milliards de dollars, de réparer les infrastructures pétrolières gravement endommagées et de commencer à faire gagner de l’argent au pays», a détaillé le locataire de la Maison Blanche lors d’une conférence de presse, prévoyant de superviser depuis Washington la production d’or noir du pays latino-américain.
Il faut reconnaître que ce n’est pas l’histoire de quelques gouttes. Selon le classement de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep), le Venezuela dispose dans son sous-sol de plus de 303 milliards de barils de brut. Ce qui le place au premier rang des pays avec les plus grandes réserves, devant l’Arabie Saoudite (267 milliards) et l’Iran (208 milliards).
Mais la production ne suit pas. En 2024, le pays a extrait moins d’un million de barils de brut par jour (bpj). C’est moins de 1% du marché mondial… Et une contre-performance, si l’on se souvient des plus de 3 millions de barils quotidiens produits durant l’âge d’or du secteur, quand tous les grands noms de l’industrie se pressaient à Caracas dans les années 1960, comme à la fin des années 1990.
En cause : les politiques de nationalisations partielles menées par Hugo Chavez (revenant sur l’ouverture à l’extérieur des années 1990 et menant au départ de géants américains comme ExxonMobil et ConocoPhilipps) à partir de 2006. Puis l’effet des sanctions de Washington, qui se sont empilées sur le secteur et la société d’État Petróleos de Venezuela (PDVSA), à partir de 2017. Petit à petit, les investissements étrangers et les entreprises expérimentées ont quitté le pays, à l’image du français TotalEnergies en 2021, tandis que de mauvaises décisions opérationnelles et la corruption faisaient chuter la production du pays.
«Tous les bruts ne se valent pas»
Plusieurs freins viendront toutefois peser sur un redémarrage de grande ampleur, notent les analystes. Et tout d’abord la qualité de la ressource elle-même. «Le pétrole vénézuélien est très cher à produire et à transporter et se vend à un prix réduit par rapport au Brent : le discount est d’environ 22 dollars en raison des sanctions, mais atteindrait encore 10 dollars pour des raisons de qualité», estime Joel Hancock, analyste énergie chez Natixis.
«Tous les brut ne se valent pas, même au Venezuela, il n’y a pas un seul pétrole. Il faut prendre en compte sa densité (on le classe en degré API) et le taux de contaminants», éclaire Ludovic Leroy, ingénieur au sein de l’IFP Training, qui a fait des formations pour PDVSA avant les sanctions américaines. En clair : alors que les gisements d’Arabie Saoudite ou du Texas sortent du brut plutôt «léger», simple à extraire et à raffiner en produits à haute valeur ajoutée comme l’essence, ceux du Venezuela sont plus lourds, chargés en soufre et en métaux lourds, et plus complexes à produire puis à traiter, ce qui explique les surcoûts.
La ceinture de l’Orénoque, située dans les terres au nord du pays et qui contient les principaux gisements du Venezuela, contient ainsi «du brut visqueux, quasiment solide à température ambiante», décrit Ludovic Leroy. «Il faut le fluidifier, soit avec de la vapeur soit avec du naphta – un solvant proche du white spirit – pour pouvoir l’extraire et le transporter, explique-t-il. Puis il faut l’améliorer dans des usines dédiées (qui ne sont pas des raffineries) pour débarrasser le brut de son soufre et le rendre plus léger, avant de pouvoir le vendre.»
Cela n’est ni simple, ni gratuit. Sur les quatre usines d’«upgrading» du Venezuela, une seule, opérée conjointement par PDVSA et Chevron, produit encore ce brut de synthèse (ou syncrude) vendable aux raffineries du monde entier. Par manque d’expertise ou d’accès aux catalyseurs occidentaux, les trois autres «tournent aujourd’hui de manière fortement dégradée», pointe Ludovic Leroy. Le raffinage du pétrole lourd, de son côté, ne peut pas être fait n’importe où et nécessite des intrants et des équipements industriels (comme des unités de cokéfaction et de désulfuration) spécialisés.
Une alternative au brut canadien
Le pétrole vénézuélien n’est pas pour autant sans intérêt. Premièrement, sa forte proportion d’hydrocarbures lourds est bien adaptée à certaines raffineries, et notamment à celles situées autour du Golfe du Mexique, aux Etats-Unis, notent les observateurs. Citgo, une filiale de PDVSA dont la justice américaine a autorisé la vente forcée au fonds Elliott Investment Management en novembre 2025 (une procédure soumise à l’approbation des autorités), y compte d’ailleurs plusieurs usines.
Sur le papier, les Etats-Unis peuvent donc voir au Venezuela une source d’approvisionnement alternative au brut lourd du Canada, complémentaire à sa propre production domestique (plus légère en raison de la place du pétrole de schiste).
Deuxièmement, car certains grands pétroliers occidentaux y ont encore des permis valides. C’est le cas de l’américain Chevron, mais aussi de l’espagnol Repsol et de l’italien Eni (qui possèdent conjointement une plateforme gazière offshore), ou du français Maurel & Prom, présent sur le gisement du lac Maraibo, dont le pétrole est un peu moins lourd que celui de l’Orénoque. Ces trois derniers, qui avaient arrêté leur activité à la suite de sanctions américaines en 2025, pourraient bénéficier d’une relance. «Nous espérons un retour à la situation d’avant mai 2025 », a par exemple déclaré Olivier de Langavant, PDG de Maurel & Prom au Figaro, à la suite des annonces de Donald Trump.
Infrastructures vétustes
Reste à voir si d’autres grands pétroliers suivront le président américain, malgré les incertitudes géopolitiques et légales qui pèsent sur l’extraction pétrolière dans le pays suite à l’intervention américaine… A court terme, la surabondance d’or noir sur le marché, qui pèse sur les cours du baril (autour de 62 dollars pour le Brent) et les besoins d’investissements massifs au Venezuela devraient probablement tempérer leur appétit, jugent les analystes.
«Les infrastructures de production sont dans un état déplorable, et nécessitent des investissements conséquents pour redémarrer la production à court terme», rappelle Joel Hancock, analyste énergie chez Natixis. Manque de maintenance, corrosion généralisée, sites pillés pour en revendre les pièces, incendies et catastrophes environnementales en série… les points noirs sont nombreux. Au point que Natixis estime que la production ne pourrait pas gagner plus de 200 000 barils quotidien dans les prochains mois… «si la logistique s’améliore». Et qu’il faudrait investir 60 à 70 milliards de dollars pour remonter au-delà des 2 millions de barils par jour.
Un point de vue partagé par Rystad Energy, qui chiffre dans une note que maintenir la production vénézuélienne à peu près stable nécessiterait 53 milliards de dollars sur les 15 prochaines années. Selon les calculs du cabinet spécialisé, retrouver la barre des 3 millions de barils par jour «est possible», mais requiert d’investir 183 milliards de dollars entre 2026 et 2040 ! Ce qui suppose d’importants investissements étrangers puisque la somme «correspond approximativement à un an de dépenses d’investissement en amont dans le secteur pétrolier et gazier terrestre en Amérique du Nord».
Des montants conséquents, surtout si l’on se rappelle que le brut vénézuélien est, en plus d’être cher, l’un des plus émetteur de CO2 du monde en raison de ses conditions d’extraction. Un constat mis en avant par Arnaud Breuillac, directeur général Exploration-Production de TotalEnergies, lors de la cession à prix symbolique de sa participation minoritaire dans l’entreprise Petrocedeño, en 2021, au prix d’une moins value de cession de 1,38 milliard de dollars. «La stratégie de TotalEnergies (..) vise à concentrer ses nouveaux investissements pétroliers sur des projets à faible intensité carbone, ce qui ne correspond pas à des projets de développement d’huiles extra-lourdes de la Ceinture de l’Orénoque», écrivait alors l’industriel. Mais tout dépendra aussi de l’évolution réelle, dans les prochaines décennies, de la consommation mondiale d’hydrocarbure des moteurs à combustion et du plastique.
