Le jeu politique d’Abou Dhabi avec le gaz vénézuélien – Quel impact cela a-t-il sur BP

XRG d’Abou Dabi, l’unité d’investissement international d’ADNOC, a obtenu une participation égale dans le champ de gaz Loran en mer des Caraïbes au Venezuela.Aux côtés de BP et de l’UCC du QatarL’annonce a fait la une des médias, en tant que démarche audacieuse pour reprendre possession d’une des plus grandes ressources en gaz non exploitées de l’hémisphère occidental. Mais pour l’investisseur qui participe réellement à ce projet – car XRG n’est pas une société cotée en bourse – la vraie question est de savoir comment cela affectera BP, l’entreprise qui effectue les opérations commerciales. De plus, il s’agit de savoir si le cadre de sanctions qui permettent cet accord tiendra suffisamment longtemps pour générer des flux de trésorerie.

Permettez-moi de commencer par le contrat lui-même. Le champ Loran se trouve dans le sud des Caraïbes, sur la frontière maritime entre Venezuela et Trinité-et-Tobago. L’ensemble des ressources gazières de Loran-Manatee représente environ 10 billions de millions de pieds cube de gaz exploitable. La partie de Loran appartenant à Venezuela comprend environ 7,3 billions de millions de pieds cube de ressources gazières. La licence de phase 2, que XRG, BP et UCC ont obtenue récemment, couvre plus de 4 billions de millions de pieds cube de ressources gazières confirmées. Shell a pris en charge la phase 1 dès le début de cette année. BP sera chargée de gérer la phase 2, avec les trois partenaires ayant chacun une participation dans cette opération.intérêts égaux.

Du point de vue des ressources, c’est un véritable atout. Les 4 TCF de gaz prouvé, situés à proximité de l’infrastructure existante de vente d’GNL au Trinidad, ne sont pas des opportunités spéculatives. La géographie joue un rôle important : le terrain est suffisamment proche du terminal LNG Point Fortin au Trinidad et Tobago, de sorte que le gaz peut être livré sur le marché sans avoir besoin de construire un système de vente entièrement nouveau. La production de gaz au Trinidad diminue, donc il est nécessaire de trouver de nouvelles sources de fourniture de gaz. Les calculs sont favorables dans les deux sens.

Étant donné ce qui précède, parlons maintenant du nom de l’entreprise qui peut être échangé sur le marché. La capitalisation boursière de BP est d’environ 112 milliards de dollars, avec une valeur d’entreprise de 133 milliards de dollars. L’entreprise se négocie à un ratio de 4,4 fois son EV/EBITDA. Au cours des douze derniers mois, elle a généré environ 29 milliards de dollars de flux de trésorerie opérationnels, avec 16 milliards de dollars de flux de trésorerie gratuits. Sur la échelle de bilan, le dette nette s’élève à 21 milliards de dollars, contre 37 milliards de dollars en liquidités et équivalents. Le rendement des dividendes est de 4,6 %, avec 19 années consécutives de paiements de dividendes.

Ce que Loran signifie pour le profil de flux de trésorerie de BP à court terme est essentiellement nul. Il s’agit d’une licence d’exploration et de développement de phase 2, qui reste encore soumise aux autorisations réglementaires et aux accords définitifs. Les activités de Shell en phase 1 et le champ de Manatee sur le territoire de Trinidad devraient produire du gaz dès l’année prochaine. Cependant, la contribution de BP à la production dans la phase 2 ne sera disponible qu’après cinq ans, voire sept à dix ans, en fonction de la vitesse de développement, de la stabilité des sanctions et de la préparation des infrastructures. Il s’agit donc d’une possibilité quant au volume de gaz produit à l’avenir, mais pas d’un facteur de revenus aujourd’hui.

L’histoire plus importante – celle qui a réellement changé les calculs d’investissement – c’est ce qui s’est passé pour que cet accord puisse être conclu. Pendant plus de dix ans, le secteur énergétique vénézuélien était effectivement interdit à la participation internationale, en raison des sanctions américaines. Cela a changé radicalement en janvier 2026, lorsqu’une opération militaire américaine a permis la capture du président alors en place.Nicolás MaduroAu cours des mois suivants, le Bureau de contrôle des actifs étrangers du département du Trésor a émis une série de licences générales permettant de réouvrir des opportunités d’investissement dans le secteur de l’énergie.

La licence générale 50A, délivrée en février 2026, désigne spécifiquement BP et Shell comme entités autorisées à conclure des accords relatifs au pétrole et au gaz avec le Venezuela, dans des conditions précises. Des licences distinctes sont accordées pour la vente des diluants nécessaires au transport du pétrole brut, l’approvisionnement en équipements et services de exploration, ainsi que pour la négociation de contrats d’investissement contingents. Ce cadre exige que les contrats soient régis par la loi américaine, et que les litiges soient résolus aux États-Unis. Les transactions impliquant la Russie, l’Iran, Cuba, la Corée du Nord ou la Chine ne sont pas couvertes par ce cadre.

C’est un changement significatif, mais il est conditionnel. Il s’agit de licences qui peuvent être retirées, et non d’une levée permanente des sanctions. Le régime de sanctions américaines contre le Venezuela reste en grande partie intact, visant le gouvernement, la compagnie pétrolière publique PDVSA et les personnes désignées comme coupables. De nouveaux partenariats ne sont pas autorisés – la directive GL 48A interdit explicitement leur création, tandis que la directive GL 49A permet uniquement des contrats conditionnels, à condition d’obtenir une approbation supplémentaire. Les États-Unis ont également indiqué qu’ils superviseront le secteur énergétique du Venezuela pendant une période indéterminée.

Du point de vue des risques, c’est là le dilemme. La porte réglementaire est ouverte, mais elle peut être fermée à nouveau si les politiques changent. Le cadre établi par l’OFAC constitue un facteur de facilitation, mais pas une garantie. Tout flux de liquidités qui puisse finalement passer de Loran vers BP dépend du fait que ce cadre reste stable pendant la majeure partie d’une décennie – assez longtemps pour permettre l’exploitation, la production, le transport, la liquéfaction et la vente des produits.

Il y a également les risques opérationnels persistants liés à la Venezuela elle-même. L’infrastructure de l’économie pétrolière du pays a subi des décennies d’insuffisance d’investissements. Le pétrole produit est lourd et acide, ce qui nécessite l’utilisation de diluants importés et de procédés de raffinage spécialisés. La monnaie reste instable, avec une inflation qui complique les choses en termes de repatriation et de planification des coûts locaux. Le Département d’État continue de émettre un avis de niveau 4 interdisant les voyages. De plus, les réclamations liées à la nationalisation en 2007 persistent. Tout cela n’est pas nouveau, mais il reste important pour ceux qui calculent le délai et les coûts liés au développement.

Du point de vue du portefeuille, je considérerais Loran comme une option à faible risque, intégrée au portefeuille plus large de BP. Le ressource est réel, la structure de partenariat est solide : XRG apporte un capital souverain, sans aucune pression du marché public pour faciliter sa valorisation rapide ; UCC apporte une expérience opérationnelle régionale, et BP apporte des compétences en exploitation de gros fonds marins. La voie vers le marché, grâce aux infrastructures existantes de Trinidad, élimine l’un des principaux obstacles structurels. Mais le délai est long, les exigences réglementaires sont conditionnelles, et l’exposition relative au cours de BP, qui s’élève à 112 milliards de dollars, est modeste.

Bien que il soit vrai que le cadre des sanctions comporte un risque de suspension, le fait que le gouvernement américain ait organisé activement ces licences – en désignant des entreprises spécifiques, en définissant des conditions claires et en établissant un mécanisme de paiement – indique que ce n’est pas simplement une démarche symbolique. Les États-Unis veulent que l’énergie vénézuélienne circule par des canaux contrôlés, et non retourner vers les juridictions soumises aux sanctions. Cette politique présente donc une certaine garantie, même si elle n’est pas une garantie absolue.

Pour l’investisseur, BP reste une entreprise fortement sous-évaluée. Avec un multiple EV/EBITDA de 4,4, la valeur de l’action est bien inférieure à celui des concurrents mondiaux tels que Shell et Total, qui bénéficient d’une réévaluation liée aux préoccupations en matière de sécurité énergétique. Un rendement dividendaire de 4,6 %, soutenu par 16 milliards de dollars de flux de trésorerie annuels, constitue une garantie pendant que l’opportunité liée au gaz se détériore. Loran n’est pas la raison principale pour investir dans BP – c’est le système de flux de trésorerie existant et la situation financière de l’entreprise qui comptent. Mais il s’agit d’un facteur structurel dont le marché n’a pas encore pris en compte l’importance.

En somme, l’accord avec Loran est meilleur que ce qu’indiquent les titres de presse en tant que projet d’investissement, mais moins efficace en termes de stimulation des bénéfices à court terme. Le gaz est réel, le parcours infrastructurel est crédible, et le consortium partenaire est solide. Le cadre des sanctions est la variable déterminante, tandis que le calendrier est le facteur qui peut entraîner une perte de valeur. Pour les actionnaires de BP, il s’agit d’une option à long terme concernant l’approvisionnement en gaz dans la région Atlantique, qui se négocie au prix zéro aujourd’hui. Ce n’est pas le principal avantage de cet investissement, mais c’est une option gratuite qui ajoute un élément de sécurité à une entreprise dont le prix est déjà attrayant.

Je réaffirme ma recommandation « acheter » pour BP.