Le délai de production du premier baril s'impose comme l'un des indicateurs les plus importants pour les investisseurs qui s'implantent au Venezuela. Après des années de sous-investissement et de dégradation des opérations, le pays ne manque pas de ressources, mais la fiabilité de la production dépendra de la remise en état des puits, des infrastructures et des services.

Les accords conclus récemment vont déjà dans ce sens. Chevron prévoit d’investir plus de 7 milliards de dollars par l’intermédiaire de ses coentreprises vénézuéliennes au cours des cinq prochaines années, avec pour objectif d’atteindre une production de plus de 600 000 barils par jour (bpj) d’ici 2031. L’entreprise compte s’appuyer sur les infrastructures existantes, avec des coûts de production estimés à moins de 20 dollars le baril.

Eni adopte une position similaire, mais part d’un point de départ différent. En septembre, la société italienne est devenue l’opérateur du gisement Junín-5, situé dans la ceinture de l’Orénoque, dans le cadre d’un contrat de 25 ans. Ce gisement recèle 35 milliards de barils de pétrole certifiés, mais ne produit qu’environ 12 000 barils par jour, ce qui met en évidence l’écart entre les ressources du Venezuela et sa capacité de production actuelle.

L'accord conclu par GeoPark concernant le gisement de Bare en est un autre exemple. La société prévoit d'investir 7 milliards de dollars dans le cadre d'un accord de partage de production d'une durée de 25 ans, avec pour objectif de faire passer la production d'environ 11 000 barils par jour à 90 000 barils par jour d'ici 2038. Ce projet impliquera la remise en service d'environ 1 100 puits et le forage d'environ 80 nouveaux puits horizontaux.

Une grande partie de la croissance de la production vénézuélienne à court et moyen terme pourrait donc provenir de la remise en état de sites existants plutôt que de la mise en place de nouveaux projets. Rystad estime que les travaux de remise en état et de réparation des infrastructures pourraient permettre d'augmenter la production de 300 000 à 350 000 barils par jour sur une période de deux à trois ans.

Repsol applique un modèle similaire à Petroquiriquire, où elle a convenu en avril de reprendre le contrôle opérationnel et a déclaré qu'elle pourrait augmenter la production vénézuélienne de 50 % en l'espace de 12 mois et la tripler en trois ans. Ces travaux nécessitent de remettre en production des puits inactifs, de remplacer les équipements de pompage artificiel, de réparer les réseaux de collecte et de remettre en état les réseaux d'eau, d'électricité et de canalisations.

Le pétrole brut lourd et extra-lourd du Venezuela complique encore davantage la situation : la production et le transport dépendent du raffinage, du mélange et de l'accès à des diluants, tandis que le vieillissement des infrastructures peut limiter les volumes.

Le secteur des services joue un rôle central dans la reprise. SLB prévoit de remettre en service jusqu’à 15 plateformes actuellement situées au Venezuela, dont jusqu’à quatre pourraient être opérationnelles dès cette année, tandis que les difficultés liées au transport, aux autorisations et aux insuffisances des infrastructures continuent de constituer des obstacles à l’importation d’équipements spécialisés. Baker Hughes a également signé des accords avec PDVSA, Lindsayca et Fulcrum LNG portant sur les infrastructures énergétiques vénézuéliennes, ainsi qu’un accord distinct avec New Stratus Energy visant à soutenir des projets à venir.

Les enjeux économiques du nouveau cadre d'investissement confèrent également une importance accrue à la rapidité. La réforme adoptée en janvier au Venezuela a élargi les possibilités offertes aux entreprises privées de participer directement aux activités en amont et de commercialiser la production, ce qui a permis aux partenaires des coentreprises d'exercer un plus grand contrôle sur les projets et d'avoir davantage accès aux recettes issues de la vente du pétrole.

Cela peut améliorer la rentabilité du projet, mais les investisseurs devront tout de même faire la distinction entre les ressources techniquement exploitables et les barils pouvant être produits dans un délai commercialement viable.

C'est là que la concurrence pour l'accès aux capitaux risque de s'intensifier. Un opérateur disposant déjà de puits, de routes, de pipelines, d'un réseau électrique et d'infrastructures d'exportation pourrait être en mesure de générer des flux de trésorerie bien plus rapidement qu'un projet nécessitant la construction de nouvelles installations en surface et un aménagement à grande échelle du gisement. Pour les prestataires de services, les fournisseurs d'équipements et les investisseurs dans les infrastructures, ces besoins constituent un marché d'investissement parallèle.

La « Venezuela Energy Week 2027 », qui se tiendra à Caracas, aura lieu alors que ce processus passe de la phase des contrats à celle de la mise en œuvre. Cet événement réunira des opérateurs, des investisseurs, des prestataires de services et des représentants des pouvoirs publics afin d’évaluer des projets couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur du secteur énergétique.

Pour le Venezuela, la question des investissements est d'ordre opérationnel : quels projets permettront de mettre le premier baril supplémentaire sur le marché, à quel coût, et à quelle vitesse la production pourra-t-elle être augmentée à partir de là ? Les réponses à ces questions détermineront quelles entreprises mèneront le prochain cycle de croissance au Venezuela.

La « Venezuela Energy Week 2027 » se tiendra du 22 au 25 février au Centre de congrès Simon Bolivar à Caracas. Organisée par Energy Capital & Power et placée sous le haut patronage de la présidente par intérim Delcy Rodriguez, de PDVSA et du ministère des Hydrocarbures, la VEW est la principale plateforme d'investissement du pays dans les secteurs du pétrole et du gaz. Pour vous inscrire ou en savoir plus sur les possibilités de parrainage et d'intervention, rendez-vous sur www.venezuelaenergyweek.com.