Le 31 août, la Maison-Blanche a publié une note d'information exposant les mécanismes de ce que le président Trump avait annoncé trois jours plus tôt comme un accord pétrolier historique avec Caracas. Les autorités intérimaires du Venezuela ont accordé à North American Blue Energy Partners, une société privée contrôlée par l'homme d'affaires vénézuélien Alejandro Betancourt et dont le siège se trouve à la Barbade, des concessions centenaires sur 17 gisements pétroliers détenant environ 65 milliards de barils de réserves prouvées, soit environ un cinquième du total vénézuélien. À titre de comparaison, les États-Unis eux-mêmes détenaient environ 46 milliards de barils de réserves prouvées fin 2024.

En contrepartie, NABEP a accordé à l'Office of Strategic Capital du Pentagone une participation de 35 % au capital de sa société mère. Le Département d'État obtient le droit d'acheter 20 % de la production de l'ensemble des gisements actuels et futurs de NABEP au prix de revient, ainsi qu'un droit de premier refus sur les 80 % restants. L'accord a été signé, côté américain, par Marco Rubio et Pete Hegseth. Côté vénézuélien, il a été accordé par Delcy Rodriguez, la présidente par intérim investie le 5 janvier après le renversement de Nicolas Maduro par les forces américaines.

Deux jours plus tard, en présence du secrétaire à l'Énergie Chris Wright à Caracas, Chevron a annoncé un accord distinct : plus de 7 milliards de dollars investis via ses coentreprises vénézuéliennes sur cinq ans, deux blocs supplémentaires dans la zone de Carabobo, au sein de la ceinture de l'Orénoque, et un objectif d'environ 600 000 barils par jour d'ici 2031, contre environ 280 000 aujourd'hui.

Dans cet article, nous examinons ce qui a réellement été signé, pourquoi une prise de participation publique dans une compagnie pétrolière privée constitue un instrument véritablement inhabituel, pourquoi une concession n'équivaut pas à un baril, la fragilité juridique et politique qui se cache derrière ces documents, et pourquoi presque rien de tout cela n'influera sur le prix du pétrole avant 2030.

Ce qu'est réellement une concession

Une concession est un contrat par lequel un État accorde à une entreprise le droit d'explorer et de produire des hydrocarbures dans une zone définie pour une durée déterminée, en échange de redevances et d'impôts. L'État conserve la propriété de la ressource dans le sous-sol ; l'entreprise devient propriétaire des barils une fois extraits. Ce mécanisme diffère d'un accord de partage de production, où la production est répartie entre l'État et l'opérateur, et diffère également du modèle de coentreprise employé par le Venezuela depuis les nationalisations de 2007, dans lequel la compagnie pétrolière publique PDVSA détient une participation majoritaire et un partenaire étranger une participation minoritaire.

L'élément frappant ici est la durée. Cent ans n'est pas une durée normale pour un contrat pétrolier. Tout ce qui dépasse trente ans est inhabituel. L'histoire même du Venezuela l'illustre : les concessions les plus longues jamais accordées par le pays avant celle-ci couraient sur cinquante ans, octroyées en 1907 sous Cipriano Castro, et le mouvement démocratique du vingtième siècle a fait de la fin des concessions un principe fondateur.

Les deux gouvernements ne décrivent même pas le même contrat. Washington parle de cent ans. Rodriguez a déclaré publiquement que l'accord courait sur vingt-cinq ans, que le Venezuela conservait la propriété et la souveraineté sur son pétrole, que la première phase pourrait générer environ 209 milliards de dollars pour le pays, et qu'environ 19 dollars par baril reviendraient à l'État vénézuélien. Les deux versions ne peuvent être vraies simultanément, et cet écart n'est pas une simple erreur d'arrondi.

La prise de participation, et pourquoi elle est singulière

Une prise de participation signifie détenir des actions : un droit sur les bénéfices et sur la valeur éventuelle de l'entreprise, venant après les créanciers dans l'ordre de priorité et sans remboursement fixe. C'est ce que reçoit l'Office of Strategic Capital, un organe de financement du Département de la Défense. La Maison-Blanche l'a chiffrée en centaines de milliards de dollars de valeur et de dividendes potentiels à terme, en soulignant qu'elle ne coûtait rien au contribuable américain.

Trois éléments méritent ici d'être distingués.

  • La participation porte sur la société mère de NABEP, non sur les gisements ni sur le pétrole lui-même. Washington ne possède pas de brut vénézuélien dans le sous-sol. Il détient une part d'une entreprise titulaire de droits contractuels.
  • L'entité juridique exacte n'a pas été clairement identifiée. La Maison-Blanche parle de « société mère » ; NABEP évoque une participation dans « la société » ; certains articles ont pointé vers un véhicule d'entreprise nouvellement créé. Cette ambiguïté compte pour quiconque tente d'évaluer cette position.
  • L'Office of Strategic Capital avait par le passé indiqué qu'il ne prenait pas de participations au capital d'entreprises privées. Quel que soit le bien-fondé de la démarche, il s'agit d'une structure improvisée plutôt que de l'application d'un programme établi.

Se pose également une question de gouvernance qu'aucun modèle financier ne saisit. Un gouvernement qui achète la production à prix de revient est simultanément le régulateur, le client, l'actionnaire et, dans ce cas précis, la puissance militaire qui a installé sa contrepartie au pouvoir. Ces rôles entrent en conflit.

Les réserves sont un stock, les prix réagissent au flux

Le chiffre qui fait l'essentiel du travail rhétorique est celui des 65 milliards de barils. Les réserves prouvées constituent une estimation de ce qui peut être extrait de gisements connus, compte tenu de la technologie et des prix actuels. Il s'agit d'un stock, mesuré une seule fois. Le prix du pétrole, lui, se fixe sur le flux : le nombre de barils qui arrivent dans une raffinerie ce mois-ci, rapporté au nombre de barils consommés.

Le Venezuela détient les plus importantes réserves prouvées au monde et produit environ 1,1 million de barils par jour, contre plus de trois millions à la fin des années 1990 et un pic d'environ 3,5 millions en 1970. Les réserves n'ont jamais constitué la contrainte. Ce sont les puits, les pompes, l'électricité, les pipelines, le diluant, les unités de valorisation, les ingénieurs qualifiés et les ports opérationnels qui constituent la contrainte.

La géologie aggrave la situation. L'essentiel de la base de réserves se trouve dans la ceinture de l'Orénoque, sous forme de brut extra-lourd, un pétrole si visqueux qu'il ne s'écoule pas facilement dans un pipeline. Il doit être mélangé à des hydrocarbures plus légers, appelés diluants, ou traité dans une unité de valorisation, une installation industrielle qui le transforme en brut synthétique plus léger. Ces deux solutions exigent des capitaux importants et sont longues à mettre en place.

Ce que coûte réellement l'ingénierie

C'est là que les analyses publiées se révèlent remarquablement cohérentes entre elles, et remarquablement en contradiction avec les annonces officielles.

  • Rystad Energy estime qu'environ 53 milliards de dollars d'investissements en amont et en infrastructures sur quinze ans sont nécessaires pour simplement maintenir la production stable à environ 1,1 million de barils par jour, et que seuls environ 300 000 barils par jour supplémentaires peuvent être rétablis en deux à trois ans sans dépenses importantes.
  • Dépasser sensiblement 1,4 million de barils par jour exigerait, selon la même analyse, un investissement soutenu de 8 à 9 milliards de dollars par an entre 2026 et 2040, en plus des dépenses de maintien de la production, l'investissement total nécessaire pour atteindre trois millions de barils par jour étant évalué à environ 183 milliards de dollars sur cette période.
  • UBS a indiqué qu'ajouter un million de barils par jour prendrait cinq à dix ans dans un scénario prudent, et qu'un retour à trois millions pourrait prendre environ quinze ans.
  • Capital Economics a estimé qu'il faudrait 15 à 20 milliards de dollars sur une décennie pour porter la production à 1,5 million de barils par jour. J.P. Morgan s'est montré plus optimiste, l'équipe de Natasha Kaneva projetant 1,3 à 1,4 million dans les deux ans suivant une transition politique, et jusqu'à 2,5 millions au cours de la décennie suivante.

Le plan annoncé par NABEP prévoit d'investir jusqu'à 100 milliards de dollars et de verser 200 milliards de dollars de redevances et d'impôts au cours des vingt-cinq premières années. Ces chiffres correspondent au bon ordre de grandeur pour l'ampleur de la tâche. C'est précisément là que réside le problème : la tâche est colossale, et les fonds doivent être levés sur les marchés de capitaux en échange d'une concession accordée par un gouvernement intérimaire.

Les chiffres de Chevron constituent le contre-exemple honnête. La compagnie dépense 7 milliards de dollars, non 100 milliards, sur cinq ans, dans des gisements où elle est déjà présente, en s'appuyant sur des routes, une alimentation électrique et des pipelines existants, et elle anticipe des coûts de production totaux inférieurs à 20 dollars le baril. Son directeur général a clairement indiqué que se développer à partir d'une position brownfield établie n'a rien à voir avec partir de zéro. Chevron est par ailleurs la seule major américaine à produire actuellement au Venezuela.

Un fondement juridique contesté

L'article 150 de la Constitution vénézuélienne exige que les contrats d'intérêt public national signés avec des États étrangers ou des entités étrangères soient approuvés par l'Assemblée nationale. Chavez avait soumis à l'Assemblée les accords pétrole contre crédits conclus avec la Chine, pourtant critiqués. Les concessions accordées à la fin des années 1990 sous Rafael Caldera y avaient elles aussi été débattues. Tout comme la loi de nationalisation de 1976.

Le fondement politique n'est pas plus solide. Rodriguez a prêté serment devant son frère Jorge, qui préside l'Assemblée nationale, aux côtés de 283 parlementaires élus lors d'un scrutin boycotté par la majeure partie de l'opposition. La Constitution limite à 180 jours l'exercice d'un mandat à titre intérimaire, un délai qui a expiré en juillet. Interrogée cette semaine sur la tenue d'élections, Rodriguez a répondu qu'un processus électoral aurait lieu lorsque le Venezuela serait prêt, sans donner de date. Pour Maria Corina Machado, la transition démocratique n'a pas eu lieu.

Pour un investisseur, rien de tout cela n'est une simple considération morale annexe. C'est le taux d'actualisation. Une concession centenaire ne vaut la valeur de cent années de flux de trésorerie que si la contrepartie, sa constitution et ses tribunaux continuent tous de vouloir l'honorer. Le Venezuela a exproprié des actifs pétroliers étrangers en 2007. Un contrat qu'un futur gouvernement élu pourrait plausiblement faire valoir comme nul dès l'origine n'est pas un actif de cent ans.

Pourquoi le prix du pétrole ne bouge presque pas

Le secrétaire à l'Énergie Wright a déclaré que la production vénézuélienne devrait atteindre deux millions de barils par jour d'ici la fin de la décennie. Prenons cette affirmation au pied de la lettre. Elle implique environ 900 000 à un million de barils supplémentaires par jour, échelonnés sur environ quatre ans, face à une offre mondiale dépassant les 100 millions de barils par jour. Cela représente environ 1 % du marché, arrivant progressivement et annoncé des années à l'avance. Les marchés intègrent dans les prix l'offre anticipée bien avant qu'elle ne se matérialise.

Le contexte compte également. Le Brent s'échangeait autour de 96 dollars le baril le 2 septembre, après avoir évolué entre environ 69 dollars début juillet et 105 dollars plus tard dans le mois, sous l'effet de perturbations du trafic pétrolier dans le détroit d'Ormuz. Les prévisions d'août de l'EIA tablaient sur un Brent moyen d'environ 85 dollars au troisième trimestre. Ce sont là des variations de vingt à trente dollars provoquées par un unique point de passage stratégique. Un apport au compte-gouttes de brut lourd vénézuélien relève d'une tout autre catégorie d'événement.

Il existe aussi un effet compensatoire dont personne ne parle. Si le Venezuela ajoute des barils pendant que l'OPEP+ gère l'offre, le groupe peut ajuster sa production, et le fait généralement. Le Venezuela est membre de l'OPEP. Une production vénézuélienne supplémentaire se substitue en partie à celle d'un autre producteur, plutôt que de s'ajouter purement et simplement à l'offre mondiale.

L'angle de la réserve stratégique de pétrole

Trump a déclaré que le pétrole vénézuélien servirait à reconstituer la SPR. La réserve s'établissait à 286,6 millions de barils pour la semaine se terminant le 28 août, son plus bas niveau depuis novembre 1982 et environ 40 % de sa capacité autorisée, après un déstockage de 172 millions de barils autorisé en mars. Le droit d'achat de 20 % est bien réel, mais 20 % de la production actuellement liée à NABEP ne représente qu'un faible nombre de barils par jour, et l'infrastructure même de la réserve constitue un goulet d'étranglement. Reconstituer cette réserve est un exercice pluriannuel, quelle que soit l'origine du pétrole.

Par ailleurs, le prix au détail que les électeurs constatent réellement, environ 4,08 dollars le gallon en août, est déterminé par le prix du brut, les marges de raffinage et la logistique des produits, et non par des documents de concession.

Points clés pour les investisseurs

  • Distinguer les deux annonces. L'expansion brownfield de 7 milliards de dollars de Chevron est un projet classique et finançable, avec des coûts de production inférieurs à 20 dollars. La concession NABEP est un instrument politique dont les conditions commerciales demeurent ambiguës.
  • Les réserves ne sont pas de la production. Soixante-cinq milliards de barils dans le sous-sol ne change rien à l'équilibre entre l'offre et la demande tant que capitaux, équipements et personnel ne les convertissent pas en flux.
  • Les estimations de coûts convergent étroitement. Environ 180 milliards de dollars et quinze ans pour retrouver les niveaux de production des années 1990 constituent le consensus, et non une position marginale.
  • Le risque contractuel est la variable dominante. Une concession accordée par une présidente par intérim non élue, sans approbation de l'Assemblée nationale, et décrite différemment par chaque signataire, comporte une décote juridique qu'une durée de cent ans ne suffit pas à effacer.
  • Ne pas attendre d'effet sur les prix au cours de cette décennie. Les barils vénézuéliens supplémentaires sont limités, lents à arriver et en partie compensables par l'OPEP+.
  • La prise de participation relève autant de la gouvernance que de la finance. La détention par un État d'une compagnie pétrolière en activité crée des conflits entre ses rôles d'actionnaire, de client et de régulateur, des conflits qui finiront par apparaître au grand jour.

Conclusion

La conséquence la plus durable de cet accord pourrait n'avoir aucun rapport avec le pétrole. Une concession centenaire, un ministère de la Défense prenant des parts dans un producteur privé et un droit d'achat au prix de revient : pris ensemble, ces éléments constituent un modèle, et les modèles sont faits pour être réutilisés. Cela établit que les États-Unis accepteront des participations dans des entreprises étrangères de ressources naturelles en paiement de résultats sécuritaires, et que la contrepartie n'a pas besoin de disposer d'un mandat électoral.

Les barils, s'ils arrivent, arriveront lentement, sur un marché qui les aura déjà intégrés dans les prix. Le précédent, lui, s'établit immédiatement, et il sera invoqué par tous ceux qui négocieront ensuite avec Washington.