Mais c'est l'évolution récente des flux — et non des réserves — qui commence à redéfinir la manière dont le pays est perçu dans la planification de l'approvisionnement mondial. 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 hausse des exportations de pétrole brut vers les États-Unis, l'Inde et l'Europe dans le cadre de sanctions ciblées.

Cette divergence entre une production relativement stable et des flux d'exportation en hausse est de plus en plus considérée non pas comme un déficit structurel, mais comme la conséquence de contraintes de capitaux, de la dégradation des infrastructures et de l'évolution des conditions géopolitiques d'accès.

Dans ce contexte, la Venezuela Energy Week 2026 — le plus grand sommet sur l'investissement énergétique du pays, qui se tiendra à la fin de cette année — est devenue un lieu de rencontre pour débattre de la relance, réunissant des opérateurs, des entreprises de services et des investisseurs afin d'aborder les aspects pratiques de cette relance, notamment les cadres d'octroi de licences, la conception de coentreprises, la reconstruction des capacités de services et la logistique d'exportation.

Contrairement au pétrole brut léger issu des schistes du bassin permien aux États-Unis ou aux gisements en eaux profondes de Guyane, les réserves du Venezuela sont principalement constituées de pétrole extra-lourd. La production dépend du mélange, de l'enrichissement, 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 comprise entre 1 et 1,3 million de barils par jour malgré des ressources financières limitées, mais il faudrait entre 50 et plus de 100 milliards de dollars d'investissements par étapes pour ramener la production au-dessus de 2 millions de barils par jour à long terme. En conséquence, le Venezuela n'est plus évalué uniquement en fonction de la taille de ses réserves ou de sa production actuelle, mais en fonction de la probabilité et du moment de la reprise future de la production.

Chevron reste l'opérateur occidental le plus fortement implanté au Venezuela, avec des coentreprises dans la ceinture de l'Orénoque qui assurent des exportations estimées entre 250 000 et 300 000 barils par jour. Sa position reste toutefois 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 essentiel.

D'autres grandes entreprises préfèrent garder leurs options plutôt que d'engager des capitaux à grande échelle : ExxonMobil étudie la possibilité de se réimplanter sur des actifs historiques de l'Orénoque, tels que Cerro Negro, tout en évaluant les coûts de remise en état et le risque juridique lié aux nationalisations antérieures. Des entreprises européennes telles que Repsol et Eni continuent d'opérer au Venezuela par le biais d'opérations limitées d'échange de pétrole brut et liées aux condensats, en lien avec la production et les flux d'achat existants.

Les entreprises de services pétroliers, notamment SLB et Halliburton, se positionnent comme des acteurs clés de toute voie de relance, car le principal obstacle n'est plus le potentiel des gisements, mais la capacité d'ingénierie et la remise en état des infrastructures.

Les analystes estiment qu'il faudrait plusieurs années pour récupérer entre 300 000 et 400 000 barils par jour de production supplémentaire, ce qui souligne le rôle du Venezuela en tant que contributeur progressif à l'offre, plutôt que comme un facteur d'équilibre immédiat sur les marchés mondiaux, mais met également en évidence l'ampleur du potentiel haussier une fois que les conditions en matière d'infrastructures et de capitaux commenceront à s'aligner.

La reprise progressive du Venezuela s'accompagne de trois dynamiques d'offre qui s'affrontent. La Guyane, emmenée par le bloc Stabroek d'ExxonMobil, continue de croître rapidement et dépasse déjà les 900 000 barils par jour, ce qui en fait le principal moteur de croissance du bassin atlantique. Le schiste américain reste le producteur marginal d'équilibre, mais montre des signes de stagnation de la productivité. Pendant ce 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 valeur sûre à long terme dans la planification de l'approvisionnement mondial, où le moment choisi pour la reprise et le déploiement des capitaux sont tout aussi importants que l'ampleur des ressources.

Par conséquent, les marchés n'évaluent plus le Venezuela uniquement en fonction de ses réserves. Cette évaluation est désormais déterminée par l'évolution des sanctions, la participation d'opérateurs étrangers — en particulier Chevron et le retour éventuel d'ExxonMobil —, l'ampleur des investissements nécessaires à la remise en état des installations, ainsi que les contraintes persistantes en matière d'infrastructures au niveau des systèmes de production et d'exportation. En effet, le Venezuela est réévalué non pas tant pour ses réserves que pour sa reprise progressive, qui dépend des capitaux, de la remise en état des infrastructures et de l'accès aux politiques.