Mais c'est le récent changement dans les flux – et non les réserves – qui commence à redéfinir la place du pays dans la planification de l'offre mondiale. La production reste limitée à environ 1 à 1,1 million de barils par jour (bpj), tandis que les exportations ont légèrement augmenté pour atteindre environ 1,25 million de bpj, soutenues par une amélioration des livraisons de brut vers les États-Unis, l'Inde et l'Europe dans le cadre de sanctions sélectives.

Cette divergence entre une production relativement stable et l’amélioration des flux d’exportation est de plus en plus perçue non pas comme un déficit structurel, mais comme le résultat de contraintes de capital, de la dégradation des infrastructures et de l’évolution des conditions d’accès géopolitiques.

Dans ce contexte, la Venezuela Energy Week 2026 – le plus grand sommet sur l’investissement énergétique du pays, qui se tiendra plus tard cette année – s’est imposée comme un lieu de rencontre pour les discussions sur la reprise des activités, réunissant des opérateurs, des sociétés de services et des investisseurs afin d’aborder les aspects pratiques de ce retour, notamment les cadres d’octroi de licences, la conception de coentreprises, la reconstruction des capacités de services et la logistique des exportations.

Contrairement au schiste léger du bassin permien américain ou aux développements en eaux profondes en Guyane, les réserves du Venezuela sont principalement constituées de pétrole brut extra-lourd. La production dépend du mélange, de la valorisation, de l’approvisionnement en diluants et d’une infrastructure d’exportation fiable, ce qui rend la production très sensible à la disponibilité des capitaux et à l’intégrité opérationnelle.

Selon les estimations du secteur, le Venezuela pourrait maintenir une production de 1 à 1,3 million de barils par jour dans un contexte de contraintes de capitaux, mais il faudrait entre 50 et 100 milliards de dollars d’investissements échelonnés pour rétablir une production supérieure à 2 millions de barils par jour à plus long terme. En conséquence, le Venezuela n’est plus évalué uniquement sur la base de la taille de ses réserves ou de sa production actuelle, mais sur la probabilité et le calendrier d’une future reprise de la production.

Chevron reste l’opérateur occidental le plus solidement ancré au Venezuela, avec des coentreprises dans la ceinture de l’Orénoque qui sous-tendent des exportations estimées entre 250 000 et 300 000 barils par jour. Sa position reste limitée par les cadres d’octroi de licences du Trésor américain, ce qui renforce le rôle du Venezuela en tant que point d’ancrage stratégique plutôt que comme marché de croissance principal.

D'autres grandes sociétés préfèrent conserver leurs options plutôt que d'engager des capitaux à grande échelle : ExxonMobil évalue un éventuel retour sur des actifs historiques de l'Orénoque tels que Cerro Negro, tout en évaluant les coûts de remise en état et les risques juridiques liés aux nationalisations antérieures. Des entreprises européennes, notamment Repsol et Eni, restent engagées au Venezuela par le biais de transactions limitées de swap de brut et liées aux condensats, rattachées à la production et aux flux d'achat existants.

Les sociétés de services pétroliers, en particulier SLB et Halliburton, sont considérées comme des catalyseurs clés de toute voie de reprise, car la contrainte principale est passée du potentiel souterrain à la capacité d’ingénierie et à la remise en état des infrastructures.

Les analystes estiment que le rétablissement d’une production supplémentaire de 300 000 à 400 000 barils par jour prendrait plusieurs années, ce qui souligne le rôle du Venezuela en tant que contributeur progressif à l’offre plutôt que comme force d’équilibrage immédiate sur les marchés mondiaux – mais renforce également l’ampleur du potentiel de hausse une fois que les conditions en matière d’infrastructures et de capitaux commenceront à s’aligner.

La réémergence progressive du Venezuela s’accompagne de trois dynamiques d’offre concurrentes. La Guyane, portée par le bloc Stabroek d’ExxonMobil, continue de croître rapidement et dépasse désormais les 900 000 barils par jour, ce qui en fait le principal moteur de croissance du bassin atlantique. Le schiste américain reste le producteur d’appoint marginal, mais montre des signes de plafonnement de la productivité. Dans le même temps, l’OPEP+ continue de privilégier la stabilité des prix plutôt qu’une expansion agressive.

Dans ce contexte, le Venezuela s’impose de plus en plus comme une couverture à long terme dans la planification de l’offre mondiale, où le calendrier de la reprise et le déploiement des capitaux sont aussi importants que l’ampleur des ressources.

Les marchés n'évaluent donc plus le Venezuela uniquement sur la base de ses réserves. La valorisation est désormais déterminée par l'évolution des sanctions, la participation d'opérateurs étrangers – en particulier Chevron et le retour potentiel d'ExxonMobil –, l'ampleur des dépenses d'investissement nécessaires à la remise en état, et les contraintes persistantes en matière d'infrastructures au sein des systèmes de production et d'exportation. En effet, le Venezuela est désormais moins considéré comme un cas de réserves que comme un cas de réactivation progressive dépendant des capitaux, de la remise en état des infrastructures et de l'accès aux politiques.