Le 3 janvier 2026, les États-Unis ont lancé une opération militaire audacieuse au Venezuela, aboutissant à la capture de Nicolás Maduro, président en exercice depuis 2013. Cette intervention, menée par des forces spéciales américaines, a visé directement le palais de Miraflores à Caracas, où Maduro et son épouse, Cilia Flores, ont été appréhendés sans effusion de sang majeure, bien que des échanges de tirs aient été signalés dans les environs. Maduro, âgé de 63 ans, a été transféré aux États-Unis et présenté devant un tribunal fédéral à New York le 5 janvier 2026. Lors de cette audience, il a plaidé non coupable aux accusations de narcotrafic, de conspiration terroriste et de corruption qui pèsent sur lui depuis une inculpation remontant à 2020 par le département de la Justice américain. Devant le juge Alvin Hellerstein, Maduro a déclaré : « Je suis toujours le président de mon pays et j’ai été illégalement capturé chez moi à Caracas. Je suis un prisonnier de guerre. » Son épouse a également plaidé non coupable aux mêmes chefs d’accusation. Cette opération, qualifiée de « enlèvement » par les autorités vénézuéliennes restantes, marque un point d’inflexion dans les relations tendues entre Washington et Caracas, où les enjeux pétroliers occupent une place centrale depuis des décennies.
Cette action militaire survient dans un contexte de négociations avortées. Des sources officielles américaines ont confirmé que, au cours des mois précédents, Maduro avait proposé un accord substantiel pour éviter une confrontation : ouvrir tous les projets pétroliers et aurifères actuels et futurs aux compagnies américaines, accorder des contrats préférentiels aux entreprises des États-Unis, réorienter les exportations de pétrole brut vers Washington au détriment de la Chine, et rompre les contrats énergétiques et miniers avec les firmes chinoises, iraniennes et russes. L’administration Trump a rejeté ces offres, optant pour une rupture diplomatique totale fin 2025. Le déploiement du porte-avions USS Gerald R. Ford dans les Caraïbes, en novembre 2025, avait déjà été interprété comme un moyen de pression pour renforcer la position américaine dans d’éventuelles négociations futures. Selon un haut responsable de l’administration, cité dans des déclarations officielles, ces discussions « ne sont pas entièrement mortes », mais l’opération du 3 janvier a changé la donne, plaçant les États-Unis en position de force pour remodeler l’accès aux ressources vénézuéliennes.
Au Venezuela, la vice-présidente Delcy Rodríguez a été assermentée comme dirigeante intérimaire le 4 janvier 2026, entourée de figures clés du régime comme son frère Jorge Rodríguez et le général Vladimir Padrino López, ministre de la Défense. Dans une déclaration télévisée, Rodríguez a dénoncé « l’enlèvement illégal du président Maduro et de la première dame par les impérialistes américains », affirmant que le gouvernement continuera à fonctionner et exige le retour immédiat de Maduro. Elle a ajouté : « Nous sommes peinés par cet acte de barbarie, mais le Venezuela reste souverain et défendra ses ressources. » Cette transition intérimaire s’accompagne d’une instabilité potentielle, avec des rapports indiquant des mouvements de troupes loyalistes et des appels à la mobilisation populaire. L’Organisation des Nations unies (ONU) a réagi par la voix de son secrétaire général, António Guterres, qui a appelé à une « résolution pacifique et respectueuse du droit international », soulignant les risques d’escalade régionale impliquant des alliés de Maduro comme la Russie et la Chine.
Les origines de l’influence américaine sur le pétrole vénézuélien
Pour comprendre les motivations sous-jacentes à cette opération, il faut remonter aux racines économiques de la relation entre les États-Unis et le Venezuela, particulièrement dans les années 1960, époque où le pays sud-américain était l’un des plus prospères d’Amérique latine grâce à ses richesses pétrolières. À cette période, le Venezuela produisait environ 3,5 millions de barils par jour, faisant de lui le premier exportateur mondial de pétrole. Cependant, ce boom économique masquait une réalité : le secteur pétrolier était largement dominé par des compagnies étrangères, principalement américaines. Des entreprises comme Standard Oil (qui deviendra Exxon), Gulf Oil et Creole Petroleum (filiale de Standard Oil) contrôlaient plus de 90 % de la production et des exportations. Ces firmes avaient obtenu des concessions étendues dès les années 1920 sous le régime du dictateur Juan Vicente Gómez, qui avait ouvert le pays aux investissements étrangers pour développer une industrie naissante que le Venezuela, manquant de technologie et de capitaux, ne pouvait exploiter seul.
En tant qu’économiste, il convient d’analyser ce contrôle comme une forme de dépendance structurelle. Les États-Unis, en pleine expansion industrielle post-Seconde Guerre mondiale, voyaient dans le pétrole vénézuélien une source fiable et proche géographiquement pour alimenter leur économie. Les concessions accordées aux compagnies américaines incluaient des droits d’exploration, d’extraction et de raffinage, avec des royalties minimales versées à l’État vénézuélien. En 1960, le Venezuela a cofondé l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) pour contrer cette asymétrie, mais cela n’a pas immédiatement altéré la domination étrangère. Les compagnies américaines investissaient massivement dans les infrastructures – pipelines, ports et raffineries – mais conservaient le contrôle opérationnel et technologique, dictant les prix et les volumes d’exportation. Cette hégémonie s’expliquait par la supériorité technique des États-Unis en matière de prospection et de production, ainsi que par leur influence politique en Amérique latine durant la Guerre froide, où le Venezuela était perçu comme un allié stable contre le communisme.
La nature du pétrole vénézuélien : un brut lourd aux défis spécifiques
Le pétrole vénézuélien, particulièrement celui extrait du bassin de l’Orénoque – la plus grande réserve prouvée au monde avec environ 300 milliards de barils – est qualifié de brut extra-lourd. Sa densité, mesurée par l’indice API (American Petroleum Institute), est souvent inférieure à 10 degrés, contre plus de 30 pour les bruts légers comme ceux du Texas ou de l’Arabie saoudite. Ce brut est également riche en soufre (jusqu’à 5 %), en métaux lourds comme le vanadium et le nickel, et en impuretés, ce qui le rend visqueux et difficile à extraire. L’extraction nécessite des techniques avancées, telles que l’injection de vapeur ou de solvants pour fluidifier le bitume, augmentant les coûts de production de 20 à 50 % par rapport aux bruts conventionnels.
Du point de vue du raffinage, ce brut pose des défis particuliers aux États-Unis. Les raffineries américaines, surtout celles de la côte du Golfe (Texas et Louisiane), sont parmi les plus complexes au monde et équipées pour traiter les bruts lourds et acides grâce à des unités de cokéfaction et d’hydrocraquage. Cependant, le processus est plus onéreux et énergivore : il faut plus de chaleur, de catalyseurs et d’hydrogène pour éliminer le soufre et les métaux, produisant davantage de résidus comme le coke pétrolier. Historiquement, dans les années 1960, les compagnies américaines comme Exxon et Gulf ont investi dans des raffineries adaptées, comme celle de Lake Charles en Louisiane, pour transformer ce brut en essence, diesel et autres produits. Mais ce n’était pas sans difficulté : le rendement en produits légers est inférieur (environ 60 % contre 80 % pour les bruts légers), et les coûts environnementaux sont plus élevés, avec des émissions accrues de CO2 et de polluants. Aujourd’hui, avec la transition vers des énergies plus propres, ces raffineries font face à des pressions réglementaires, rendant l’importation de brut vénézuélien moins attractive sans incitations substantielles.
Les coûts économiques du raffinage du pétrole vénézuélien
Au-delà de ces défis techniques, les coûts économiques associés au raffinage du pétrole vénézuélien méritent une analyse approfondie, car ils influencent directement la viabilité des opérations et les stratégies des acteurs impliqués. Le brut extra-lourd vénézuélien, souvent dilué avec des naphtas ou des solvants pour le transporter, entraîne des dépenses supplémentaires dès l’extraction. Les coûts de production à la source, dans le bassin de l’Orénoque, oscillent entre 20 et 30 dollars par baril, selon les estimations récentes, en raison des investissements nécessaires pour les technologies d’extraction comme l’injection de vapeur thermique, qui consomme d’importantes quantités d’énergie. À cela s’ajoutent les frais de dilution : environ 21 dollars par baril pour les diluants importés, essentiels pour fluidifier le bitume et le rendre transportable par pipeline ou tanker.
Une fois exporté, le raffinage aux États-Unis amplifie ces coûts. Les raffineries du Golfe, optimisées pour les bruts lourds, dépensent en moyenne 10 à 15 dollars supplémentaires par baril en comparaison avec le traitement de bruts légers. Cela inclut les dépenses en hydrogène pour l’hydrodésulfuration – un processus qui élimine le soufre élevé (jusqu’à 5 %) et réduit les émissions de SOx – ainsi que les coûts liés à la gestion des résidus métalliques, qui usent prématurément les catalyseurs et nécessitent des remplacements fréquents. Les émissions environnementales associées, plus élevées de 20 à 30 % en CO2 par baril raffiné, entraînent des pénalités réglementaires sous forme de taxes carbone ou de normes EPA, ajoutant potentiellement 5 à 10 dollars par baril dans les contextes actuels de 2026. Par ailleurs, les communautés locales le long de la côte du Golfe, particulièrement dans les zones à majorité afro-américaine et hispanique, dénoncent un impact disproportionné sur la santé publique, avec une augmentation des cas de maladies respiratoires liées aux polluants comme les particules fines et les composés organiques volatils libérés lors du cokéfaction.
Dans un marché où le prix du Brent oscille autour de 60 dollars le baril en janvier 2026, ces coûts cumulés posent la question de la rentabilité. Le seuil de rentabilité – ou break-even price – pour le pétrole vénézuélien varie selon les projets. Pour les champs conventionnels comme Boscan, avec un brut lourd mais moins visqueux, ce seuil est estimé à environ 16 dollars par baril, permettant une marge même à des prix bas. Cependant, pour l’extra-lourd de l’Orénoque, qui représente la majeure partie des réserves, le break-even s’élève à 50-60 dollars par baril une fois inclus les coûts de dilution, de transport et de raffinage. Sous les sanctions américaines antérieures, ce seuil a grimpé jusqu’à 70-80 dollars en raison des difficultés logistiques et des pertes d’efficacité des infrastructures dégradées. Le pétrole vénézuélien devient économiquement profitable lorsque le prix du baril dépasse durablement les 60 dollars, permettant de couvrir non seulement les coûts opérationnels mais aussi les investissements en maintenance et en exploration. À des niveaux inférieurs, comme les 57-58 dollars observés pour le WTI en janvier 2026, les opérations restent marginales, avec des pertes nettes pour les producteurs et raffineurs, à moins d’incitations gouvernementales ou de partenariats qui absorbent une partie des risques.
La prudence des compagnies pétrolières américaines face aux incertitudes vénézuéliennes
Malgré l’enthousiasme affiché par l’administration Trump quant à un retour massif des investissements américains au Venezuela, les compagnies pétrolières des États-Unis adoptent une posture marquée par une extrême prudence. Des géants comme Chevron et ExxonMobil, qui ont exprimé un intérêt renouvelé pour les vastes réserves du pays, restent silencieux face aux déclarations présidentielles affirmant que des milliards de dollars seront injectés pour relancer l’industrie pétrolière vénézuélienne. Cette réserve s’explique par un ensemble de facteurs historiques, économiques et géopolitiques qui pèsent sur les décisions d’investissement. Historiquement, les expropriations sous Hugo Chávez en 2007, qui ont conduit à des litiges internationaux et à des compensations partielles – comme les 1,6 milliard de dollars obtenus par Exxon en 2014 –, ont laissé des traces durables. Les compagnies craignent une instabilité persistante, même post-Maduro, avec des risques de revirements politiques qui pourraient à nouveau menacer leurs actifs.
Sur le plan économique, les investissements nécessaires pour remettre en état les infrastructures délabrées – estimés à plus de 100 milliards de dollars pour porter la production à 2 millions de barils par jour – représentent un pari risqué dans un marché volatil. Les sanctions passées ont non seulement réduit la production à moins de 800 000 barils par jour en 2025, mais ont aussi détérioré les équipements, nécessitant des réparations massives sur les upgraders de l’Orénoque, inopérants depuis des années. Les compagnies américaines, soumises à des pressions actionnariales pour une transition vers des énergies renouvelables, hésitent à engager des fonds substantiels dans un brut « sale » comme celui du Venezuela, dont le raffinage entraîne des coûts environnementaux élevés et des risques réglementaires accrus aux États-Unis. Des considérations climatiques jouent également un rôle : avec les objectifs de réduction des émissions de CO2 imposés par des accords internationaux, investir dans un pétrole extra-lourd pourrait exposer ces firmes à des critiques d’activistes et à des pénalités financières.
Géopolitiquement, la prudence s’impose face aux alliances passées du régime Maduro avec la Russie, la Chine et l’Iran, qui détiennent encore des contrats et des dettes importantes – Pékin, par exemple, avec 19 milliards de dollars garantis par du pétrole. Les compagnies américaines attendent des garanties claires de l’administration sur la résolution de ces engagements étrangers avant de s’engager. Des sources au sein de l’industrie indiquent que, malgré la hausse des actions des compagnies pétrolières et de raffinage suite à l’opération du 3 janvier – avec des gains notables pour Chevron et Exxon –, les dirigeants privilégient une approche progressive. Chevron, déjà présent avec des opérations limitées autorisées en 2023, pourrait étendre ses activités, mais seulement sous condition de stabilité politique et de partenariats sécurisés. Exxon, de son côté, vise des collaborations pour extraire jusqu’à 1 million de barils supplémentaires d’ici 2030, mais conditionne cela à des incitations fiscales et à une protection contre les risques d’expropriation. L’administration américaine pousse ces majors à investir en amont pour récupérer des dettes liées aux nationalisations passées, signalant que des compensations pour les actifs saisis ne seront accordées qu’en échange de réinvestissements substantiels. Cette stratégie vise à lier la reprise économique du Venezuela à une présence américaine accrue, mais les compagnies, conscientes des précédents, avancent avec une méfiance accrue, préférant observer l’évolution de la transition intérimaire sous Delcy Rodríguez avant de débloquer des fonds massifs.
Les conflits historiques entre compagnies américaines et autorités vénézuéliennes
Les tensions entre les compagnies pétrolières américaines et le gouvernement vénézuélien remontent aux années 1940, lorsque le pays a imposé la loi sur les hydrocarbures de 1943, forçant les firmes étrangères à céder 50 % de leurs profits à l’État. Cette mesure, promue par le ministre Juan Pablo Pérez Alfonzo, visait à corriger l’asymétrie où les compagnies rapatriaient la majeure partie des bénéfices. Dans les années 1960, sous la présidence de Rómulo Betancourt, les négociations se sont intensifiées : le Venezuela exigeait une augmentation des royalties et une participation accrue dans les opérations. Les compagnies américaines, craignant une nationalisation, ont résisté, arguant que leurs investissements (plus de 3 milliards de dollars à l’époque) justifiaient leur contrôle. Ces conflits ont culminé en 1976 avec la nationalisation complète du secteur sous Carlos Andrés Pérez, créant Petróleos de Venezuela (PDVSA), qui a racheté les actifs étrangers pour environ 1 milliard de dollars. Les compagnies américaines ont accepté, obtenant des compensations, mais cela a marqué la fin de leur domination directe.
Sous Hugo Chávez, à partir de 1999, les conflits se sont ravivés. Chávez a renégocié les contrats, imposant des taxes plus élevées et forçant les firmes étrangères à former des joint-ventures avec PDVSA, où l’État détenait au moins 60 % des parts. En 2007, il a exproprié des actifs d’ExxonMobil et ConocoPhillips dans l’Orénoque, estimés à plusieurs milliards de dollars. Exxon a intenté un arbitrage international, obtenant en 2014 une compensation de 1,6 milliard de dollars de la Banque mondiale, bien en deçà de ses demandes initiales de 10 milliards. ConocoPhillips a suivi, saisissant des actifs de PDVSA à l’étranger pour recouvrer 2 milliards de dollars. Ces litiges ont empoisonné les relations, avec les États-Unis imposant des sanctions dès 2005, intensifiées en 2019 sous Trump, bloquant les importations de pétrole vénézuélien et gelant les actifs de PDVSA aux États-Unis, y compris la raffinerie Citgo.
Le contexte actuel : sanctions, négociations avortées et intervention militaire
Dans les années récentes, les sanctions américaines ont cripplé l’industrie pétrolière vénézuélienne, réduisant la production de 3 millions de barils par jour en 2013 à moins de 800 000 en 2025. L’administration Biden avait assoupli certaines restrictions en 2023, permettant à Chevron de reprendre des opérations limitées, mais Trump a réimposé un régime strict dès son retour en 2025. Les compagnies américaines comme Chevron et Exxon expriment un intérêt renouvelé pour le Venezuela, attirées par la demande en brut lourd pour leurs raffineries du Golfe, mais elles restent prudentes face aux risques géopolitiques et aux investissements nécessaires – estimés à plus de 100 milliards de dollars pour relancer la production à 2 millions de barils par jour.
L’opération du 3 janvier 2026 s’inscrit dans cette stratégie. Le secrétaire d’État Marco Rubio a déclaré que les États-Unis utiliseront un « quarantine naval » sur les exportations pétrolières vénézuéliennes pour forcer des changements politiques, affirmant : « Nous contrôlerons Caracas par l’embargo sur le pétrole jusqu’à ce que des réformes soient mises en place. » Des officiels américains ont entamé des discussions avec des PDG de compagnies pétrolières pour évaluer un retour massif, avec des projections indiquant que cela pourrait abaisser les prix du brut de 5 à 10 dollars par baril sur les marchés mondiaux. Cependant, des communautés locales au Texas et en Louisiane s’inquiètent d’une augmentation de la pollution due au raffinage de ce brut « sale », qualifié d’« environnementalement raciste » par des activistes.
Les implications immédiates pour les acteurs régionaux
La capture de Maduro a provoqué des réactions internationales vives. La Russie, par la voix de son ministre des Affaires étrangères Sergueï Lavrov, a condamné l’opération comme une « violation flagrante de la souveraineté », rappelant ses investissements dans PDVSA via Rosneft. La Chine, principal acheteur de pétrole vénézuélien avec plus de 300 000 barils par jour en 2025, a exprimé sa « profonde préoccupation », son ambassadeur à l’ONU déclarant : « Toute ingérence unilatérale menace la stabilité mondiale. » L’Iran, allié de Maduro, a promis un soutien logistique aux forces vénézuéliennes restantes. Au niveau régional, le Brésil et la Colombie ont appelé à une médiation, tandis que l’ONU prépare une session spéciale du Conseil de sécurité pour le 7 janvier 2026.
Au Venezuela, l’intérim de Rodríguez s’accompagne de défis internes : des loyalistes maduristes contrôlent encore l’armée, avec Padrino López affirmant la loyauté des forces armées. Des rapports indiquent des désertions mineures, mais pas de soulèvement généralisé. Économiquement, l’embargo naval américain pourrait réduire les exportations à zéro, aggravant la dette de 150 milliards de dollars et l’inflation à 200 % en 2025. Les compagnies américaines, encouragées par l’administration, prévoient d’investir dans la réparation des infrastructures délabrées, comme les upgraders de l’Orénoque, inopérants depuis des années. Chevron, déjà présent, pourrait étendre ses opérations, tandis qu’Exxon vise des partenariats pour extraire 1 million de barils supplémentaires d’ici 2030. Ces développements soulignent comment l’opération militaire, au-delà de l’aspect judiciaire, vise à sécuriser un accès privilégié aux réserves, transformant une crise politique en opportunité économique pour les États-Unis.
Les perspectives économiques post-intervention pour le raffinage
Dans les jours suivant l’arrestation, les marchés pétroliers ont réagi avec une légère baisse des prix, le Brent descendant à environ 60 dollars le baril et le WTI en dessous de 58 dollars, reflétant les anticipations d’une augmentation potentielle de l’offre vénézuélienne. Des analystes estiment que la production pourrait croître de 200 000 barils par jour dans la première année post-Maduro, mais cela dépendra de la résolution des défis logistiques et des coûts de raffinage. Les raffineurs américains, comme ceux de Houston, pourraient bénéficier d’une source accrue de brut lourd, adapté à leur régime principal, mais à condition que les prix restent au-dessus du seuil de rentabilité. Les prêts chinois en suspens, évalués à 19 milliards de dollars et garantis par du pétrole, compliquent davantage le paysage, avec Pékin risquant des pertes si les flux vers ses raffineries sont réorientés. Les producteurs canadiens de brut lourd, concurrents directs, pourraient souffrir à long terme d’une concurrence accrue, tandis que les communautés du Golfe américain surveillent de près les impacts sur la pollution et les emplois locaux. L’administration américaine, en poussant pour un retour des firmes comme Chevron, vise à stabiliser les approvisionnements, mais les investissements requis – estimés à 100 milliards de dollars sur une décennie – soulignent les obstacles persistants à une relance rapide.
Les défis persistants pour une reprise de la production vénézuélienne
Les autorités intérimaires vénézuéliennes ont signalé une stabilisation relative des opérations pétrolières, avec PDVSA maintenant une production minimale malgré l’embargo naval imposé par les États-Unis. Des rapports de terrain indiquent que les champs de l’Orénoque fonctionnent à capacité réduite, avec des équipes locales gérant les extractions de base en l’absence de partenaires étrangers. Les discussions entre Washington et Caracas se poursuivent en coulisses, avec des émissaires américains rencontrant des représentants de Delcy Rodríguez pour négocier l’accès aux réserves. Parallèlement, les compagnies pétrolières américaines, tout en observant ces évolutions, maintiennent leur prudence, évaluant les risques d’une escalade avec la Russie et la Chine qui pourraient contester l’intervention via des recours à l’ONU. Les marchés, quant à eux, intègrent ces incertitudes, avec des fluctuations mineures dans les contrats à terme sur le brut, reflétant les spéculations sur une potentielle augmentation de l’offre vénézuélienne dans les mois à venir.
