En 2026, les exportations de pétrole brut du Venezuela atteignent 1,25 million de barils par jour, les investissements de raffinage se tournent vers l'étranger

fr.wedoany.com Rapport : La reprise des exportations de pétrole brut du Venezuela a dépassé sa capacité de traitement nationale. En août 2026, les exportations de pétrole brut du Venezuela ont atteint 1,25 million de barils par jour, un record mensuel depuis 2018 ; la capacité nominale du réseau de raffinage national est de 1,3 million de barils par jour, avec un taux d'utilisation de seulement 27 %. L'écart croissant entre la croissance des exportations et la sous-utilisation des installations nationales pousse les investissements internationaux en aval vers d'autres régions de l'hémisphère occidental — les investisseurs souhaitent obtenir le pétrole du pays tout en réduisant leur exposition aux risques locaux vénézuéliens.

Les investisseurs internationaux tentent de revenir au Venezuela via une structure : les installations de traitement sont situées hors de la juridiction vénézuélienne, et les activités sur le territoire sont réduites au minimum. Eric Smith, directeur adjoint de l'Institut de recherche énergétique de Tulane (Tulane Energy Institute), a déclaré à Prospect que ce modèle est déjà apparu, « les investissements précoces réduiront au minimum les activités sur le territoire ».

Deux compagnies pétrolières européennes ont déjà adopté une approche similaire en amont gazier. Shell, qui participait auparavant au projet du champ gazier Dragon avec des réserves de 4,2 billions de pieds cubes, a obtenu en juin 2026 le permis de développement de la phase 1 du champ gazier Loran. BP a obtenu en août l'autorisation d'exploitation de la phase 2 de Loran, en partenariat avec XRG d'Abou Dabi et UCC du Qatar. Ces deux entreprises détiennent conjointement l'installation Atlantic LNG à Trinité-et-Tobago ; aucun de ces accords n'exige la construction d'infrastructures importantes sur le territoire vénézuélien — l'étape de création de valeur reste hors de la juridiction réglementaire et fiscale du pays.

Des dynamiques similaires apparaissent dans le secteur du raffinage. Smith indique qu'il existe un regain d'intérêt pour la remise en état de l'ancienne raffinerie Hess à St. Croix et de l'ancienne raffinerie Shell à Aruba, deux raffineries historiquement configurées pour traiter le pétrole brut lourd vénézuélien et situées hors de la juridiction vénézuélienne. St. Croix, autrefois un projet planifié à 650 000 barils par jour, attire désormais l'attention des investisseurs privés et de la Maison-Blanche. « Dans ces cas, il ne faut presque aucun ou absolument aucun investissement sur le territoire vénézuélien », a déclaré Smith.

L'ampleur du déficit de la capacité de raffinage nationale explique pourquoi les capitaux se dirigent ailleurs. Le centre de raffinage de Paraguaná (Paraguaná Refining Center), le plus grand complexe de raffinage de l'hémisphère occidental, a une capacité de traitement de 955 000 barils par jour ; en avril 2026, seules quatre unités de distillation de pétrole brut étaient en service, avec un volume de traitement d'environ 237 000 barils par jour. Smith souligne qu'aucun gouvernement étranger, y compris les États-Unis, n'a fourni de garantie de soutien à la remise en état du raffinage national. Sans investissements correspondants dans les capacités nationales de raffinage et d'upgrading, le pétrole brut dont la production augmente au Venezuela dépendra de plus en plus des installations de traitement à l'étranger.

L'absorption du pétrole brut lourd vénézuélien par l'industrie du raffinage de la côte du Golfe des États-Unis a une limite. En avril 2026, Chevron a exporté 308 000 barils par jour de pétrole brut du Venezuela, les installations de la côte du Golfe conçues pour traiter les produits lourds étant les principaux destinataires. Smith indique que la côte du Golfe peut encore absorber environ 1 million de barils supplémentaires par pétrolier, mais il est peu probable que le pétrole brut vénézuélien remplace la majeure partie des importations de pétrole brut lourd canadien.

Le pétrole brut extra-lourd de la ceinture de l'Orénoque (Orinoco Belt) aggrave encore les contraintes logistiques. Le brut Merey 8 produit par cette ceinture nécessite l'importation de diluants pour être mélangé et obtenir le Merey 16 exportable. Smith explique qu'en utilisant un pétrolier de type Suezmax pour transporter le diluant au Venezuela, le mélanger avec le Merey 8 puis le ramener, le volume net réel de pétrole brut vénézuélien obtenu par aller-retour n'est que de 500 000 barils, ce qui équivaut à doubler les coûts de transport maritime. Sans capacités d'upgrading à proximité, chaque baril supplémentaire de production de l'Orénoque entraîne un coût logistique plus élevé.

La réforme fiscale n'a pas encore libéré les capitaux en aval. La réforme de la loi organique sur les hydrocarbures (Organic Hydrocarbons Law) a été achevée en janvier, et le règlement d'application publié en juillet 2026 établit un système de licences qui, pour la première fois, permet aux entreprises privées d'exploiter les raffineries vénézuéliennes, mettant fin au monopole de la compagnie pétrolière nationale vénézuélienne (PDVSA). C'est une première étape nécessaire pour attirer les investissements privés requis pour la remise en état du réseau de raffinage ; la question est de savoir si les conditions fiscales et commerciales sont suffisamment compétitives.

Deux dispositions indiquent que cette compétitivité n'est pas encore au rendez-vous. Le règlement impose une nouvelle taxe pouvant atteindre 5 % sur les revenus bruts des raffineries, tandis que les prix subventionnés des carburants sur le marché intérieur limitent les marges bénéficiaires des opérateurs privés. Pour les investisseurs qui évaluent le coût de la remise en état de Paraguaná par rapport au redémarrage des raffineries mises sous cocon dans les Caraïbes (sans ces contraintes), le calcul pourrait pencher en faveur d'un investissement hors du Venezuela. À moins que les conditions fiscales ne s'améliorent au point de concurrencer les alternatives à faible risque qui s'accumulent dans tout le bassin, la valeur en aval associée au pétrole brut vénézuélien continuera d'être captée dans la région.