Le pari pétrolier du Pentagone en Venezuela : participation gouvernementale, risque privé

Le Bureau de la Stratégie des Capitaux du Pentagone indique qu’il ne prend pas de participations en actions dans des entreprises privées. Cependant, on rapporte que le même Pentagone organise…Une participation de 35 % dans un seul..

Cette contradiction constitue le cœur du dernier geste de l’administration Trump en Vénézuela : un plan, rapporté pour la première fois par le Wall Street Journal le 29 août, visant à donner au gouvernement américain…35 % d’intérêt de propriété passive dans North American Blue Energy PartnersC’est une entreprise pétrolière privée dirigée par le entrepreneur vénézuélien Alejandro Betancourt. Le porte-parole du Pentagone, Sean Parnell, a déclaré au Journal que les compétences légales de l’Office of Strategic Capital se limitent aux prêts, aux garanties de prêts et à l’assistance technique. La Maison Blanche n’a pas fait de commentaire en dehors des heures de travail.

La différence entre ce que l’instrument est conçu pour faire et ce qu’il semble faire, c’est la première chose que l’investisseur doit remarquer. C’est également un point de départ utile pour comprendre pourquoi cet accord est important – et pourquoi il ne peut pas remplir les promesses qu’il fait.

Le mécanisme est basé sur des warrants de pièces de monnaie : les États-Unis obtiennent la propriété de l’entreprise sans avoir à apporter de contributions de capitaux significatives. En contrepartie, Washington bénéficie également de droits préférentiels pour acheter 20 % de la production de l’entreprise au prix du coût. Selon une disposition rapportée, les États-Unis possèdent…Des locations de centaines d’années sur jusqu’à 17 champs pétrolifères.S’étendant sur les principaux bassins pétroliers du Venezuela, depuis la zone de pétrole lourd de l’Orinoco jusqu’au lac Maracaibo. Ces gisements contiennent environ 65 milliards de barils de réserves probables – soit environ un cinquième du total du Venezuela.300 milliards de barils est le plus grand au monde..

Aucun de ces éléments n’est clairement commercial. Un gouvernement qui acquiert une participation passive en actions d’une société pétrolière étrangère via des options à faible coût, et qui reçoit les droits de production au prix du capital investi, est en réalité un instrument politique qui se cache sous les allures d’investissement. La véritable nature de cet accord n’est pas liée aux flux de trésorerie ; c’est plutôt le contrôle sur l’entreprise.

Cela est important à comprendre avant de se poser des questions concernant les compagnies pétrolières cotées en bourse. Chevron (NYSE: CVX) est la plus directement touchée par cela.

La position de Betancourt dans cet arrangement est la deuxième question. Il dirige North American Blue Energy Partners, le deuxième plus grand producteur de pétrole privé au Venezuela, après Chevron. Actuellement, cette entreprise produit…environ 200 000 barils par jourIl a des liens étroits avec Delcy Rodríguez, la présidente par intérim du Venezuela.Après la prise de Nicolás Maduro en janvierIl a également été soumis à des enquêtes pénales pour des accusations de blanchiment d’argent en Espagne et en Suisse, bien que aucune accusation formelle n’ait été retenue. Une étude publiée par le Washington Post, publiée en même temps que celle du Journal, a indiqué queDes fonctionnaires américains de haut niveau ont intervenu dans une enquête pénale internationale concernant Betancourt, qui incluait un mandat d’arrestation en Suisse..

En d’autres termes, l’administration a choisi un intermédiaire ayant de puissantes connexions politiques, un passé juridique incertain, et une expérience en matière de négociation sans concurrence. Le partenaire commercial précédent de Betancourt dans cette entreprise était Harry Sargeant III, un magnat pétrolier de Floride.Il a vendu sa participation au début du mois d’août pour 300 millions de dollars, dans le cadre d’une campagne de pression.Peu de temps après, le Trésor public a bloqué les actifs offshore du sergent. Le contraste entre ceux qui sont acceptés dans ce processus et ceux qui sont exclués est en soi un signe de la manière dont ce processus fonctionne.

La question de Chevron est la plus pertinente pour les investisseurs. Chevron est la seule grande société pétrolière américaine qui opère actuellement à grande échelle au Venezuela. Elle possède trois coentreprises avec la compagnie pétrolière d’État PDVSA.39,2 % d’intérêts dans le champ de Boscan, 49 % des parts dans la coentreprise PetroindependenciaElle possède également une participation de 30 % dans Petropiar, société qui transforme le pétrole brut extra-lourd en huile synthétique plus légère. En avril, Chevron a renforcé sa position grâce à un échange d’actifs : elle a cédé ses licences de production de gaz offshore en échange d’une participation plus importante dans le secteur du pétrole lourd. Selon les rapports du 28 août, Chevron est proche d’un accord permettant d’agrandir son activité, avec la possibilité d’ajouter deux nouveaux sites de production de pétrole lourd. Une annonce pourrait intervenir dans les jours à venir.

Le problème est que Chevron fait face maintenant à un concurrent soutenu par les États-Unis pour cette même ressource. Les dirigeants de l’industrie ont trouvé l’idée de concurrencer une entité privée subventionnée par le gouvernement « intimidante », comme le souligne le journal. Si l’entreprise soutenue par le Pentagone réussit à obtenir les zones les plus attractives aux conditions les plus avantageuses – production à prix compétitif pour les États-Unis, locations de longue durée – cela constitue un standard financier que aucune autre entreprise commerciale ne peut égaler. L’expansion de Chevron peut avancer ; elle ne peut pas non plus. Dans tous les cas, la présence d’un concurrent soutenu par le gouvernement dans la même région change le contexte concurrentiel pour les compagnies pétrolières américaines.

Il y a un problème plus profond que celui de la compétition : l’économie du pétrole au Venezuela. Le pays produit actuellement environ 1,1 million de barils par jour – ce qui est à peu près égal à la production de la province de North Dakota.La production maximale à la fin des années 1990 était de plus de 3,5 millions de barils par jour.Avant les problèmes d’investissement insuffisant, de mauvaise gestion et des sanctions, la production avait été réduite de plus de deux tiers. Rystad Energy estime que le remplacement et la reconstruction de l’infrastructure nécessiteront plus de 65 milliards de dollars. Pour remettre la production à 3 millions de barils par jour, il faudrait environ 183 milliards de dollars de dépenses de capitaux sur 15 ans. Même pour maintenir la production actuelle jusqu’en 2040, il faudrait 53 milliards de dollars de dépenses liées aux activités de production et à l’infrastructure. Entre 2020 et 2024, le pays a dépensé en moyenne 1,6 milliard de dollars par an.

Le fossé entre les 65 milliards de barils de réserves confirmées et les 1,1 million de barils de production réelle n’est pas un problème lié à la géologie. C’est plutôt un problème de capital, de gouvernance et de temps. Une participation en actions dans une entreprise qui dispose d’un droit sur une partie de ces réserves ne dit rien sur le capital nécessaire pour les extraire, la gouvernance requise pour les utiliser, ou les années nécessaires pour obtenir des rentes. Les réserves, sur papier, ne représentent pas des flux de trésorerie. Elles ne l’ont jamais été, et ici, elles sont encore moins significatives que partout ailleurs.

Les composés bruts de Venezuela compliquent les choses.Près de 70 % de la production est constituée de pétrole lourd ou extra-lourd, avec une gravité API inférieure à 22 degrés.Comparé à 30-40 % dans les années 1990. Le pétrole brut extra-lourd dans la zone d’Orinoco a une teneur en API comprise entre 8 et 10. Il doit être mélangé avec des diluants afin de pouvoir circuler dans les pipelines. De plus, des installations spécialisées sont nécessaires pour transformer ce pétrole en produit commercialisable. L’approvisionnement en diluants est lui-même un problème chronique : le Venezuela doit compter sur la nafta provenant de Russie et sur les livraisons autorisées. Restaurer la production n’est pas une simple question de ouvrir une valve ; cela nécessite la reconstruction de toute la chaîne de transformation.

Les risques juridiques et politiques ne sont pas moins importants que les risques opérationnels. La constitution vénézuélienne de 1999 stipule que les réserves pétrolières appartiennent à l’État et ne peuvent être vendues. Ricardo Hausmann, économiste de Harvard et ancien ministre du planification vénézuélien, a qualifié cet accord d’inconstitutionnel, affirmant que le gouvernement intérimaire dirigé par Rodríguez ne dispose pas de l’autorité légale nécessaire pour accorder ces droits. Evan Ellis, du Center for Strategic and International Studies, a souligné que la taille, la rapidité, les moyens utilisés et le cadre juridique vénézuélien posent des problèmes significatifs. Un futur gouvernement vénézuélien pourrait contester cet accord, tout comme les tribunaux étrangers. Les concepteurs de cet accord ont probablement conçu la structure des entreprises privées afin de rendre l’expropriation plus difficile que la saisie des actifs de l’État. Cela peut fonctionner, ou pas.

Du point de vue des investisseurs, l’impression la plus claire est que il s’agit d’une opération structurelle plutôt que spéculative. Cette transaction ne changera pas les prix du pétrole demain. La production actuelle du Venezuela n’est qu’une fraction de ce qu’il faudrait pour influencer significativement le marché. Le capital nécessaire pour augmenter la production est estimé en centaines de milliards sur une décennie. Il ne génère aucun revenu immédiat pour une entreprise cotée en bourse : l’entreprise qui reçoit les actions est privée, et l’instrument utilisé par le Pentagone n’est pas un actif qui produit des dividendes.

Ce qui change, c’est le contexte des incitations. Pour Chevron, la question est de savoir si un concurrent financé par l’État, qui opère selon des conditions non commerciales, rend une expansion déjà à haut risque moins attrayante. Pour le secteur pétrolier américain dans son ensemble, la question est de savoir si un gouvernement fédéral, capable de garantir les droits de production aux prix de marché, établit un précédent pour les futurs allouements de ressources, ce qui nuirait au capital privé. Ces deux questions restent sans réponse. L’accord n’est pas encore final ; selon des sources, il pourrait se défaire.

Cette arrangement soulève également une question institutionnelle plus fondamentale. Un bureau créé pour soutenir les chaînes d’approvisionnement critiques par le biais de prêts est utilisé pour acquérir des actions dans un projet pétrolier étranger. Le porte-parole du Pentagone a nié que c’est ce que fait ce bureau. La question est donc de savoir si cette autorité existe réellement, si le Congrès l’a approuvée, ou si cet instrument survivra à les examens juridiques. C’est une question qui va au-delà du Venezuela. Il s’agit de savoir jusqu’où les frontières entre la politique de défense et les investissements commerciaux peuvent être étirées, avant que les règles elles-mêmes ne deviennent incertaines.

Les investisseurs dans le secteur pétrolier ne devraient pas se laisser distraire par des variables secondaires : les prix du pétrole brut, la production de schiste aux États-Unis, la discipline de l’OPEP, et la gestion des capitaux des entreprises qu’ils possèdent réellement. Les réserves du Venezuela sont importantes, son chemin vers une production significative est long, et le mécanisme par lequel le gouvernement américain cherche à s’impliquer dans cette situation est suffisamment inhabituel pour nécessiter une analyse plutôt que de l’enthousiasme. Ce accord pourrait finalement permettre une production de pétrole… Mais jusqu’à présent, il soulève des questions.