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Après la chute de Maduro, l’industrie pétrolière vénézuélienne se rouvre aux compagnies internationales, sous étroit contrôle américain.
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L’économiste Francisco Monaldi décrypte les nouveaux contrats, l’ampleur réelle des réserves et ce qu’il nomme un « arrangement néocolonial ».
Entretien avec Francisco Monaldi. Propos recueillis par Henrik Werenskiold.
Francisco Monaldi dirige le Programme sur l’énergie en Amérique latine et est chercheur au Baker Institute for Public Policy de l’université Rice, où il étudie les marchés de l’énergie en Amérique latine et l’économie politique du pétrole. Né et élevé au Venezuela, titulaire d’un doctorat de Stanford, il a travaillé dans toute la région ainsi qu’au Kazakhstan, en Arabie saoudite et au Qatar.
Une industrie qui se rouvre
Beaucoup de choses se sont passées concernant l’industrie pétrolière vénézuélienne depuis la chute du régime de Maduro. Cela fait combien de temps déjà – environ dix mois maintenant ? Pouvez-vous me donner les dernières informations ?
Pour replacer brièvement le contexte, l’industrie pétrolière vénézuélienne, après un effondrement massif lié au manque d’investissements, à l’expropriation des entreprises internationales et, finalement, aux sanctions américaines, avait déjà entamé une reprise avant même ce mois de janvier. Plusieurs facteurs ont joué un rôle. L’un d’entre eux était que le creux de la production en 2020 était en partie dû à la COVID-19 ainsi qu’à l’effondrement de la demande et des prix. Il y a donc eu une première reprise simplement grâce aux capacités inutilisées.
Mais ensuite, le président Biden a accordé des licences à des entreprises autorisées à opérer, notamment à Chevron, mais aussi à Repsol, ENI et Maurel et Prom. Cela a entraîné des investissements et une reprise supplémentaire. Pendant la période des sanctions, Nicolás Maduro a attribué des contrats à d’autres entreprises, dont une qui occupe désormais une place très importante puisqu’il s’agit de celle dans laquelle le gouvernement américain investit, appelée North American Blue Energy Partners. Tout cela s’est passé avant la capture de Maduro.
Depuis l’arrestation de Maduro, les États-Unis ont d’abord fait pression pour l’adoption d’une nouvelle loi sur le pétrole qui accordait essentiellement aux entreprises internationales opérant au Venezuela (principalement Chevron, Repsol et ENI) les conditions de base qu’elles avaient demandées. Ces conditions figuraient déjà, pour l’essentiel, dans l’accord conclu avec Chevron, mais n’étaient pas inscrites dans la loi.
La nouvelle loi a officialisé certaines dispositions que le gouvernement avait déjà mises en œuvre de manière pragmatique dans le cadre de contrats. Maduro n’avait pas réformé la loi car cela aurait été politiquement coûteux, étant considéré comme une trahison de l’héritage d’Hugo Chávez. La nouvelle loi a été approuvée en janvier et devait conduire, dans un délai de six mois, à la migration de tous les contrats existants vers le nouveau type de contrats prévu par la loi. Cela a pris plus de temps. Il y a environ un mois, le premier nouveau contrat a été signé avec Hunt Oil, une société texane. Puis toute une série d’autres accords ont été conclus, notamment avec les opérateurs historiques, c’est-à-dire les entreprises déjà présentes dans le pays. Un accord majeur a été conclu avec Chevron, qui lui accorde essentiellement des zones supplémentaires à proximité de ses infrastructures existantes. C’était un accord évident. Puis Eni, qui détenait quelques contrats pétroliers au Venezuela mais n’investissait pas car on lui doit des milliards de dollars (principalement liés à un projet de gaz naturel destiné au marché intérieur), a signé un nouvel accord et a fait savoir qu’elle allait investir.
Par ailleurs, on trouve des opérateurs plus modestes mais qui ont fait leurs preuves, comme Hunt Oil et GeoPark, une société désormais détenue par un milliardaire colombien entretenant des liens avec l’administration Trump. D’autres contrats ont été signés avec des opérateurs inconnus qui semblent ne pas remplir les conditions requises. D’autres accords sont en cours de négociation à l’heure où nous parlons. Le dénominateur commun est l’opacité qui entoure l’attribution et le contenu des contrats.
Certains articles de presse laissent entendre qu’Exxon pourrait revenir au Venezuela, notamment pour racheter les projets détenus par une compagnie pétrolière nationale russe.
Puis, bien sûr, il y a eu cette annonce retentissante faite par le président Trump. Selon le communiqué de la Maison Blanche, elle portait sur des concessions d’une durée de 100 ans et un partenariat avec cette société, North American Blue Energy Partners (NABEP). NABEP produit actuellement environ 180 000 barils de pétrole par jour, ce qui en fait le deuxième plus grand producteur derrière Chevron.
Cette décision est très controversée, car cette société appartient à un homme d’affaires très proche du régime vénézuélien et qui a fait l’objet d’accusations de corruption en Suisse, en Espagne et aux États-Unis. Ce fut une véritable surprise que cette société se voie non seulement accorder une licence pour opérer au Venezuela, mais aussi que le gouvernement américain devienne son partenaire. La société s’est vu attribuer 17 gisements, dont trois étaient déjà exploités par NABEP. C’est dans ces trois gisements que réside l’essentiel du potentiel (où 180 000 barils par jour sont actuellement produits). Parmi les 14 autres gisements, certains sont très éloignés des infrastructures et nécessitent des investissements colossaux ; ils ne seront pas exploités de sitôt, voire jamais. D’autres encore sont des sites en désuétude qui font l’objet d’une production existante mais ne présentent pas un grand intérêt. Tout porte à croire que l’administration Trump souhaitait afficher un chiffre élevé de réserves de pétrole afin de faire une annonce retentissante et de contrer le discours selon lequel elle s’est enlisée en Iran et ne sait pas comment résoudre la crise sur le marché mondial du pétrole. En substance, cet accord est moins significatif que ne le laisse supposer l’annonce.
Les États-Unis ont conclu un accord avec NABEP, qui détient 35 % de la société. Au lieu de concessions de 100 ans, NABEP a obtenu des accords de partage de production d’une durée de 25 ans, un contrat classique dans le secteur pétrolier, qui ne confère pas beaucoup de droits à l’opérateur. Concrètement, la compagnie nationale vénézuélienne, PDVSA, engage un opérateur pour investir et exploiter le gisement, et l’opérateur est rémunéré par un certain pourcentage de la production. Une réalité bien différente de celle annoncée par le président Trump et la Maison Blanche. L’autre aspect intéressant de cet accord est que 20 % de la production de NABEP sera vendue aux États-Unis au prix coûtant. Mais nous avons appris que ce prix coûtant inclut les redevances et les taxes, ce qui signifie que les États-Unis verseront au gouvernement vénézuélien des taxes comme si le pétrole était vendu aux prix du marché. Dans le même temps, la société a obtenu des conditions très avantageuses en matière de redevances et de taxes.
Ainsi, une part importante de la subvention accordée aux États-Unis est en réalité financée par le Trésor vénézuélien, et donc, en fin de compte, par le peuple vénézuélien. Une autre partie correspond au « coût » que doit supporter cette entreprise pour obtenir ces gisements de pétrole et une relation privilégiée avec le gouvernement américain. Actuellement, 20 % de 180 000 barils par jour, cela ne représente que 36 000 barils. Mais bien sûr, à l’avenir, ce chiffre augmentera, sans que l’on sache de combien. En termes de montant en dollars, cela n’aura absolument aucune importance pour le gouvernement américain. Ce qui est un peu fou, c’est que l’un des pays les plus pauvres d’Amérique latine accorde une subvention au gouvernement américain.
Voilà pour un aperçu général de la situation à ce jour. De nouveaux projets entraîneront une certaine augmentation de la production dans les années à venir, mais rien de spectaculaire. La production passera probablement des 1,15 million de barils par jour actuels à environ 1,6 million dans les deux prochaines années.
Des réserves surestimées
On entend aussi depuis longtemps dire que le Venezuela possède les plus grandes réserves de pétrole prouvées au monde. Dans quelle mesure cette affirmation est-elle exacte ? D’après ce que j’ai compris, il s’agit d’un pétrole très épais, presque goudronneux, beaucoup plus difficile à raffiner correctement. Que faudra-t-il pour en extraire davantage, ou bien ces ressources resteront-elles inexploitées parce que cela s’avère trop difficile ?
C’est un élément important. Ce qui se rapproche le plus du pétrole vénézuélien, ce sont les sables bitumineux canadiens : un pétrole très dense, très visqueux. Dans le cas du Venezuela, comme il ne fait pas si froid, une partie au moins du pétrole s’écoule grâce aux techniques conventionnelles, mais cela ne représente qu’un faible pourcentage. Pour vous donner une idée de l’ampleur colossale des ressources souterraines du Venezuela, dans ce qu’on appelle la « ceinture de l’Orénoque », une zone située au nord du fleuve Orénoque qui recèle tout ce pétrole extra-lourd, on estime qu’elle contient un peu plus d’un billion de barils de pétrole. C’est une quantité vertigineuse. Mais jusqu’à présent, ce que le Venezuela a pu extraire, dans les zones où il assure une production commerciale, représente environ 5 à 7 % de ce pétrole. Cela se traduirait par des réserves bien inférieures à celles que le Venezuela déclare, car Hugo Chávez tenait à affirmer que son pays disposait des plus grandes réserves de pétrole au monde. Le gouvernement a donc utilisé, pour estimer les réserves officielles, un taux de récupération de 20 %, ce qui est techniquement réalisable (les Canadiens ont certainement atteint des taux bien supérieurs), mais cela nécessiterait des investissements colossaux. Ce ne serait pas viable économiquement, d’autant plus qu’au Venezuela, le coût du capital est bien plus élevé qu’au Canada, et que la fiscalité y est plus lourde.
J’estime donc qu’aux cours actuels du pétrole, le Venezuela dispose d’environ un tiers des réserves qu’il revendique officiellement. Si un auditeur indépendant les vérifiait, il obtiendrait un chiffre encore plus bas que celui que j’ai mentionné. Pour que des réserves soient considérées comme prouvées, il faut non seulement qu’elles soient techniquement récupérables, mais aussi qu’elles soient économiquement rentables dans le cadre fiscal actuel, et qu’il existe un plan de développement pour ces ressources.
En effet, pour vous donner une idée, on affirme que les réserves de la NABEP s’élèveront à 65 milliards de barils, ce qui représente environ 20 % des réserves officielles du Venezuela. Mais certaines d’entre elles correspondent aux gisements les moins attractifs. Leurs taux de récupération attendus sont inférieurs à ceux atteints actuellement, et ils sont plus éloignés des infrastructures. Ainsi, la plupart de ces ressources ne peuvent pas être considérées comme des réserves prouvées.
De plus, le contrat est d’une durée de 25 ans ; vous ne pourrez donc produire, au mieux et si tout se passe parfaitement bien, qu’environ 10 à 11 milliards de barils sur ces 65 milliards. Personne ne validera un chiffre supérieur à cela, car il est impossible de les extraire dans le temps imparti.
Ce n’est pas que le Venezuela ne dispose pas des ressources. Les ressources sont bien là. C’est simplement que le montant des investissements nécessaires pourrait ne pas être économiquement viable, et qu’il faudra beaucoup de temps et que de nombreuses conditions devront être remplies avant qu’elles ne puissent devenir une réalité.
Il faut en effet que d’autres conditions soient réunies pour que ces réserves prouvées puissent être prises en compte. Enfin, comme vous le soulignez, il est facile d’extraire le pétrole jusqu’à la surface. Le problème réside dans le fait que son transport et son raffinage sont également plus coûteux, car il faut mélanger le pétrole lourd à un pétrole plus léger ou à un produit dérivé pour pouvoir le faire circuler dans les oléoducs et le charger dans des pétroliers.
De plus, cela génère davantage d’émissions de CO₂ que d’autres formes de production pétrolière, comparables à celles du Canada. Cela va bien sûr poser de plus en plus de problèmes à mesure que le monde s’efforce de sanctionner les entreprises dont les émissions sont plus élevées. C’est pourquoi, par exemple, la plupart des compagnies pétrolières européennes ne sont pas présentes au Canada.
Je dois également préciser que le Venezuela dispose bel et bien de pétrole conventionnel. Seuls environ 20 % du pétrole sont conventionnels, mais cela représente tout de même un volume considérable. Cela équivaut aux réserves de pays comme le Brésil. Le Venezuela est un pays aux ressources incroyables, et il dispose de nombreuses infrastructures dans les gisements existants, même si celles-ci sont parfois délabrées.
Le Venezuela est, en quelque sorte, un immense site de réhabilitation où l’on peut augmenter la production bien plus rapidement que, disons, au Brésil, où il faut explorer et où il faut compter dix ans pour mettre en production un nouveau gisement.
Que faire des Russes et des Chinois ?
En ce qui concerne les investissements chinois, et peut-être dans une moindre mesure les investissements russes, avant la chute du régime de Maduro, j’imagine qu’ils ont beaucoup d’investissements irrécupérables dans des projets pétroliers à travers le Venezuela. Qu’en est-il de ces investissements au regard de ce qui est en place actuellement entre les États-Unis et le gouvernement vénézuélien ?
C’est également une histoire fascinante, car avant janvier, le plus grand producteur en dehors de la compagnie nationale était Chevron, qui représentait environ 25 % de la production vénézuélienne. Venaient ensuite, après Chevron, la société chinoise CNPC et les Russes.
Non seulement ces deux entreprises détiennent chacune environ 10 % de la production vénézuélienne, mais elles possèdent toutes deux, en particulier les Russes, certains des meilleurs gisements du Venezuela qui n’ont pas encore été exploités. Les Russes, en particulier, produisaient 100 000 barils — alors qu’ils auraient dû en produire environ un million dans ces gisements. Le problème pour le Venezuela, et c’est là un sujet épineux, est donc le suivant : que faire des Chinois et des Russes ?
Le président Trump a affirmé qu’ils reprenaient certains gisements russes et chinois, mais cela n’est pas vrai, du moins pour l’instant. Ce qu’ils ont en réalité racheté, c’est une obscure société privée chinoise appelée China Concord.
Reuters a récemment rapporté qu’Exxon était en pourparlers pour racheter les deux projets russes actuellement en exploitation.
Les Russes et les Chinois ne peuvent ni percevoir leurs bénéfices ni récupérer leur part de production. Il n’y a actuellement aucune exportation vers la Chine. La Chine représentait auparavant 80 % des exportations. Désormais, les exportations sont destinées aux États-Unis, à l’Europe et à l’Inde, grâce à des licences délivrées par le Trésor américain.
Une transaction potentiellement intéressante pourrait se présenter comme suit. Les Russes ont repris les projets d’Exxon en Russie en raison des sanctions américaines, et ils n’ont pas indemnisé Exxon. Il se pourrait donc qu’Exxon parvienne à conclure un accord avec les Russes pour reprendre leurs installations au Venezuela en contrepartie de leurs actifs en Russie.
Ce serait un accord intéressant. Cela résoudrait l’un des principaux problèmes, à savoir que les Russes disposent d’énormes réserves au Venezuela, dont certaines comptent parmi les plus prometteuses du pays.
Un marché mondial à peine effleuré
Une dernière question, de votre point de vue d’analyste pétrolier international : dans quelle mesure la disponibilité accrue du pétrole vénézuélien, désormais exporté vers les États-Unis plutôt que vers la Chine, a-t-elle contribué à maintenir les cours du pétrole en dessous des niveaux initialement redoutés pendant la crise du détroit d’Ormuz ?
Je pense qu’aujourd’hui, le pétrole vénézuélien a peu d’impact sur les marchés mondiaux du pétrole. En fin de compte, le marché mondial ne forme qu’un seul et même grand marché. Il est vrai qu’il existe plusieurs types de pétrole, des bruts plus lourds et d’autres plus légers, par exemple. Et certaines raffineries ne peuvent pas traiter les bruts lourds. Mais en termes d’augmentation réelle de la production, le Venezuela a augmenté sa production de moins de 100 000 barils par jour en 2026, ce qui représente une infime fraction par rapport à la perturbation provoquée par le détroit d’Ormuz, qui a atteint à son apogée quelque dix millions de barils par jour. La perturbation liée à l’offre russe est plus importante que les barils ajoutés par le Venezuela. En réalité, la contribution combinée de la Guyana, du Brésil et de l’Argentine représente bien plus de barils que celle du Venezuela.
Cela dit, à plus long terme, il est stratégiquement important pour les États-Unis que le Venezuela produise davantage de pétrole, et ce pays va effectivement produire davantage. La question est de savoir de combien : s’agira-t-il simplement des gains faciles, comme je l’ai mentionné, pour atteindre 1,7 million de barils par jour au cours des deux ou trois prochaines années, ou bien la production vénézuélienne va-t-elle réellement augmenter ? Cela nécessitera des investissements massifs dans des gisements vierges, c’est-à-dire des gisements dépourvus de toute infrastructure.
En ce qui concerne le réacheminement du pétrole, cela a constitué un changement majeur. Le Venezuela n’a pas augmenté son volume d’exportation de manière significative, mais il a complètement modifié la destination de ses livraisons. Ces dernières années, le pétrole était principalement acheminé vers des raffineries indépendantes, appelées « raffineries teapot » en Chine, qui ne sont pas détenues par l’État.
Ces raffineries achetaient du brut vénézuélien, non pas parce qu’elles étaient conçues pour traiter du pétrole lourd, mais parce qu’elles pouvaient s’en procurer à un prix très avantageux. En raison des sanctions, ce commerce s’inscrivait dans le cadre du marché noir. Ces raffineries ont ainsi perdu une source importante d’approvisionnement et de bénéfices.
En revanche, la Chine avait accumulé d’énormes stocks de pétrole, ce qui lui a permis de réduire considérablement ses importations après la crise du détroit d’Ormuz. La principale raison pour laquelle le marché n’a pas connu la hausse spectaculaire à laquelle nous nous attendions tous réside dans la baisse de la demande chinoise. Celle-ci résulte à la fois d’une réduction effective de la consommation et du simple fait de puiser dans ses stocks.
Pour les raffineurs américains, le Venezuela est un fournisseur bienvenu, car les raffineries du golfe du Mexique ont été conçues pour traiter le pétrole lourd vénézuélien. Les exportations de pétrole lourd du Mexique sont en baisse, et le pétrole lourd canadien peine à atteindre la côte du golfe du Mexique. Le pétrole lourd vénézuélien est donc très demandé, et le Venezuela exporte la majeure partie de son pétrole vers les raffineries américaines de la côte du golfe du Mexique.
De plus, les États-Unis souhaitaient aider l’Inde à réduire sa dépendance vis-à-vis du pétrole russe provenant du marché noir. Ils ont donc autorisé l’exportation de quantités supplémentaires de pétrole vénézuélien vers l’Inde. Mais il s’agit principalement d’un simple remaniement du marché mondial du pétrole plutôt que d’un véritable accroissement de l’offre.
L’impact est mineur et localisé. Les raffineries américaines réalisent davantage de bénéfices grâce au pétrole vénézuélien, mais les consommateurs ne bénéficient pas de prix plus bas pour l’essence ou le diesel aux États-Unis. Ce que l’on constate, ce sont des marges plus importantes pour les raffineurs.
Un « arrangement néocolonial »
Diriez-vous que les États-Unis disposent, en substance, d’un droit de veto sur les destinataires auxquels le Venezuela peut vendre son pétrole à l’heure actuelle ?
Oui. Les États-Unis ont délivré des licences à des entreprises pour exporter du pétrole vers des destinations autorisées. De plus, l’intégralité des recettes issues de la vente du pétrole vénézuélien, à l’exception de quelques entreprises comme Chevron, est versée sur un compte du Trésor américain. Les États-Unis restituent ensuite ces fonds au Venezuela, mais ce sont eux qui décident du montant à restituer.
C’est une situation tout à fait inhabituelle. Il faut remonter environ 100 ans en arrière pour trouver un précédent : les États-Unis contrôlent en fait non seulement le destin des exportations de pétrole vénézuélien, mais aussi les recettes qui en découlent.
Qu’est-ce que cela vous inspire en tant que Vénézuélien ? De mon point de vue – je vais vous le dire sans détour –, cela ressemble à une relation coloniale d’exploitation.
Je pense effectivement qu’il s’agit d’un arrangement néocolonial, ce qui est choquant. En même temps, la situation antérieure était encore pire, car le Venezuela vendait au marché noir à la Chine avec des remises très importantes, la corruption était endémique et le Venezuela subventionnait Cuba.
C’est un arrangement inacceptable, dès lors que le Venezuela dispose d’un gouvernement légitime. J’espère donc que cet arrangement ne sera pas de longue durée.
