Le Venezuela a longtemps été pensé comme une évidence pétrolière : un pays assis sur une mer d’hydrocarbures, donc mécaniquement riche. La réalité est plus dure. Le pétrole vénézuélien existe en abondance, mais il est difficile, coûteux et politiquement risqué à transformer en revenus réguliers. Il faut distinguer trois niveaux : la géologie (où se trouve la ressource et sous quelle forme), l’appareil industriel (ce qu’un pays est capable d’extraire, de traiter, d’exporter), et l’accès au marché (sanctions, finance, transport, assurances, acheteurs).
Au Venezuela, ces trois dimensions ne se renforcent pas : elles se contredisent. La ressource est massive, mais la qualité du brut impose des “béquilles” techniques. Les infrastructures existent, mais tournent sous contrainte. Et l’accès au marché reste soumis à des décisions politiques extérieures, qui peuvent fermer ou rouvrir un robinet sans prévenir.
Orénoque : la carte maîtresse, mais un brut “à problèmes”
La grande masse des réserves se concentre dans l’est du pays, dans la ceinture de l’Orénoque. C’est l’axe stratégique : la ressource y est gigantesque, mais majoritairement sous forme de bruts très lourds, souvent plus soufrés, dont l’exploitation et surtout l’exportation exigent un traitement particulier. Le point clé, c’est le “diluant”. Sans naphta ou condensats (ou sans assemblage avec des bruts plus légers), ces bruts extra-lourds circulent mal, se chargent mal, et se vendent plus difficilement.
Cette dépendance technique a des conséquences géopolitiques directes : quand un pays manque de diluants, il peut avoir du pétrole… mais ne pas pouvoir le sortir. C’est l’une des raisons pour lesquelles Caracas a eu recours à des échanges et à des appuis extérieurs, notamment via des swaps et des apports de produits nécessaires au blending. Les volumes exportables deviennent alors autant une question de géologie que de logistique chimique.
Infrastructures : terminaux, pipelines, raffineries… et fragilité opérationnelle
Le Venezuela n’est pas un pays “sans appareils”. Il dispose de pipelines, de terminaux et d’un système de raffinage historiquement important, notamment autour du complexe de Paraguaná (où se situe Amuay). Le problème n’est pas l’existence de ces actifs, mais leur état opérationnel.
Ces dernières années, l’industrie a fonctionné avec des contraintes fortes : maintenance différée, accès limité à certaines pièces, fragilité du réseau électrique, pénuries de produits intermédiaires et difficultés de financement. Résultat : le pays peut se retrouver avec un paradoxe brutal, celui d’un exportateur de brut souffrant en même temps de pénuries internes de carburants.
Côté export, le terminal de Puerto José est central : avant 2019, il concentrait l’essentiel des expéditions. Cette concentration renforce l’exposition au risque : quand un terminal est dominant, tout incident technique, toute congestion, ou tout blocage maritime se répercute immédiatement sur les volumes et sur les stocks.
Les exportations : plus qu’un commerce, une mécanique sous pression
Le pétrole vénézuélien s’exporte dans un marché où tout compte : destination, qualité, mode de paiement, risque juridique, disponibilité des tankers, assurance, et capacité des raffineries d’arrivée à traiter un brut lourd. La dynamique récente montre un rebond depuis le point bas du début des années 2020 : les exportations sont remontées depuis un niveau très dégradé, avec une géographie dominée par l’Asie et notamment la Chine, mais avec un retour d’une part significative vers l’Amérique du Nord dans certaines configurations.
Il faut lire ces flux avec prudence. Une part peut relever d’arrangements de dette (“oil-for-loans”) : le brut sert alors de remboursement et ne se traduit pas toujours par une rentrée nette de cash pour l’opérateur national. C’est une autre réalité structurelle : exporter ne veut pas automatiquement dire encaisser.
Sanctions et licences : un marché à portes battantes
Sur le pétrole vénézuélien, la politique américaine agit comme un régulateur brutal. Les sanctions ne se contentent pas de “punir” : elles redessinent l’économie du secteur. Les licences OFAC encadrent très précisément ce qui est autorisé. Certains textes explicitent des limites : interdiction de paiements de taxes/royalties/dividendes à des entités publiques, restrictions sur les juridictions de destination, contraintes sur le périmètre des opérations. Le pétrole vénézuélien peut donc se retrouver “autorisé mais conditionnel”, et cette conditionnalité pèse sur toute la chaîne : investissements, maintenance, pièces, assurance des cargaisons, relations bancaires.
Quand le cadre se durcit, les exportations peuvent se déplacer vers des circuits plus opaques, avec risques accrus : tankers qui hésitent à charger, cargaisons qui mettent plus de temps à trouver acheteur, stockage qui sature. Quand le cadre s’assouplit, les flux peuvent repartir sans que l’appareil industriel ait réellement été réparé : d’où des reprises parfois plus visibles dans les exports que dans la “santé” structurelle.
Stockage et goulots : quand l’export se grippe, tout remonte à la surface
Un pays producteur vit sur une équation simple : produire, évacuer, encaisser. Si la sortie se bloque, le stockage devient un risque systémique. La saturation des stocks oblige à réduire certains flux, à détourner des produits, voire à ralentir des unités industrielles. Dans un environnement où les voies de sortie sont incertaines, le stockage est un point de vulnérabilité stratégique : il suffit que les cargaisons prennent du retard pour que toute l’organisation se tende.
Fin 2025, plusieurs signaux publics ont décrit une tension extrême : exportations contraintes, tankers dissuadés, accumulation de produits lourds résiduels et pression sur les capacités de stockage, au point d’inquiéter sur la continuité opérationnelle de certaines installations. Ce type d’épisode illustre la réalité du pétrole vénézuélien : la variable critique n’est pas seulement le nombre de barils dans le sous-sol, mais la capacité à faire circuler ces barils dans un système financier et maritime qui accepte de les porter.
Pourquoi “réserves géantes” ne veut pas dire “superpuissance énergétique”
Le Venezuela a des réserves prouvées parmi les plus élevées du monde. Mais l’économie pétrolière moderne ne se résume pas au volume géologique. La valeur dépend de quatre paramètres : la qualité du brut, les coûts de production et de transport, la capacité de traitement (upgraders, raffinage), et l’accès au marché (sanctions, finance, assurance, clients).
Sur ces quatre paramètres, le Venezuela cumule plusieurs handicaps : un brut lourd qui nécessite des intrants, un appareil industriel qui demande un effort massif de maintenance et d’investissement, et un environnement géopolitique qui transforme le baril en objet politique.
La question américaine : sécurité d’approvisionnement ou arme de pression
L’ambiguïté de Washington n’est pas nouvelle : le brut vénézuélien a historiquement un intérêt pour certaines raffineries adaptées aux qualités lourdes. Mais l’usage de la contrainte politique (sanctions, licences, blocages) fait du pétrole un instrument de pression. Ce bras de levier a des effets mondiaux, car il agit sur un volume potentiellement réinjectable sur le marché, mais jamais “certain”.
Le marché pétrolier déteste l’incertitude binaire. Le Venezuela n’est pas seulement une question de barils disponibles, c’est une question de barils “livrables”, finançables, assurables, et juridiquement non toxiques. C’est cette frontière — plus que la géologie — qui décide, au jour le jour, si le Venezuela pèse ou non sur les prix.
Références (sans hyperliens)
- U.S. Energy Information Administration (EIA), Country Analysis Brief: Venezuela, 8 février 2024.
- U.S. Department of the Treasury, OFAC, General License No. 41A (Chevron JV wind down), 4 mars 2025.
- U.S. Department of the Treasury, OFAC, “Issuance of Venezuela-related General License”, 4 mars 2025.
- Reuters, “Residual fuel fills Venezuela’s storage tanks as exports cut to minimum, sources say”, 31 décembre 2025.
- Barron’s, “Venezuela’s Maduro Captured by U.S. and Flown Out of Country, Trump Says”, 3 janvier 2026.
- International Energy Agency (IEA), Oil Market Report (analyses 2025).
Crédits images utilisées dans les infographies
Wikimedia Commons (fichiers) : Refinería de Amuay (VE) ; Oil Tanker ; PumpJack ; Orinoco Oil Belt (map) ; Oil terminal tank farm.
