Les affaires pétrolières du Venezuela sont une affaire politique, et non une affaire d’investissement.

Le Venezuela signe des accords avec SLB et Hunt Oil. Les titres de presse donnent l’impression que c’est la restauration d’un empire pétrolier perdu. Mais les véritables accords et les contraintes structurelles en jeu racontent une histoire différente.

Je reste toujours attentif aux narrations fallacieuses qui circulent sur les marchés énergétiques. La narrativité actuelle est très simple : les vastes réserves de pétrole du Venezuela vont bientôt être réactivées, ce qui modifiera l’offre mondiale de pétrole, et récompensera ceux qui agissent en premier. Cette narrativité possède tous les éléments d’une bonne histoire : des actifs confisqués, des réserves en difficulté, des grandes entreprises qui reviennent sur le marché, et des changements politiques. Mais elle est également largement fausse en ce qui concerne les effets réels de ces accords et la quantité de pétrole supplémentaire que le marché recevra.

Commençons par ce qui a été signé. Le 18 août, le Venezuela a accepté…Un contrat de partage de production avec Hunt Oil couvrant deux zones en surface, ainsi qu’une alliance pour les études des réservoirs avec SLB.Anciennement Schlumberger, c’est la plus grande entreprise de services pour les champagnes pétroliers au monde. Ce ne sont pas des accords qui dépendent de millions de barils de production nouvelle. Le rôle de SLB est celui de recherche sur les réservoirs et de transformation numérique : comprendre ce qui se trouve encore sous le puits avant que quiconque ne décide de produire du pétrole. Hunt Oil, une société indépendante basée à Dallas, avec un chiffre d’affaires annuel d’environ 4,5 milliards de dollars, a signé un contrat de production pour deux blocs en surface, et non pour les zones de production de pétrole lourd situées dans le corridor d’Orinoco, qui permettent une production importante.

Pour être honnête, cela s’inscrit dans une activité qui a commencé plusieurs mois auparavant.Le Trésor américain a modifié sept autorisations générales en juin 2026, concernant les activités pétrolières et gazières au Venezuela.Le même jour, SLB a signé son premier mémorandum technologique avec PDVSA. Mais les licences sont soumises à une surveillance stricte de la part des États-Unis, et peuvent être retirées rapidement. Elles ne levent pas les sanctions existantes ni ne normalisent pas les relations diplomatiques. Ce sont plutôt des autorisations temporaires, avec un risque de sanctions si elles ne sont pas respectées.

La vraie question n’est pas de savoir qui a signé quoi. C’est plutôt de savoir combien d’or noir la Venezuela peut réellement extraire du sol, et si ce volume peut influencer la situation structurelle de l’offre et de la demande mondiale en pétrole. Les données fournies offrent une réponse sérieuse à cette question.

Production pétrolière vénézuéliennePlus de 1 million de barils par jour en avril 2026, pour la première fois en plus de sept ans.Selon le rapport mensuel de l’OPEP, la production en juin est restée au-dessus de ce seuil. Cela semble impressionnant, mais si l’on le compare à la situation avant les sanctions : 3,75 millions de barils par jour à son apogée en 1970, 2,1 millions de barils par jour au milieu de l’année 2016, avant que la situation ne se détériore, et environ 392 000 barils par jour en juillet 2020. Le chiffre actuel représente environ un quart de la production du secteur il y a deux décennies, et un tiers de la production avant les sanctions.

Pour remettre en place des niveaux modérés, il faut des capitaux qui ne existent pas.Les experts du secteur estiment que le Venezuela a besoin de 220 milliards de dollars pour réparer complètement sa infrastructure endommagée.Une estimation plus optimiste, établie par le Dr Francisco Monaldi, est de 100 milliards de dollars – et cela nécessitera encore une décennie pour être atteint. L’Institut de la Finance Internationale modélise trois scénarios pour les deux prochaines années : une augmentation modeste de la production, à environ 1,15 million de barils par jour, principalement grâce aux partenariats existants avec Chevron ; un scénario réaliste où la production sera de 1,3 à 1,4 million de barils par jour ; et un scénario optimiste où la production atteindrait 1,5 million de barils par jour. Cela nécessiterait des conditions fiscales stables, une résolution des dettes et une reconstruction des infrastructures. Aucun de ces scénarios ne permettra au Venezuela d’atteindre les niveaux de production nécessaires pour modifier structurellement le marché mondial.

Cette dégradation de l’infrastructure n’est pas un problème esthétique. Le pétrole vénézuélien est du pétrole lourd et acide – avec un taux de soufre élevé – ce qui nécessite des diluants pour le transport par les pipelines, ainsi que des capacités de raffinage spécialisées pour son traitement. Son prix est inférieur à celui des types de pétrole plus légers. L’approche de pompage à tout prix a laissé derrière elle…Les obligations environnementales s’évaluent à plus de 2,5 milliards de dollars, uniquement pour la correction du lac Maracaibo.Et la dette extérieure du Venezuela, qui s’élève à 170 milliards de dollars, pour un PIB d’environ 80 milliards de dollars, signifie que les revenus provenant du pétrole seront probablement versés aux créanciers à crédit, et non réinvestis. Le Venezuela ne générera pas de flux de trésorerie gratuits significatifs pendant des années.

Quel impact cela a-t-il sur SLB, dont les actions ont augmenté de 38,6 % au cours de l’année écoulée, et qui possède actuellement une valeur boursière de 79 milliards de dollars ? Au cours des douze derniers mois, SLB a généré 4,5 milliards de dollars de flux de trésorerie gratuits. Son ratio P/E est de 21,8, et il verse un dividende de 2,1 %. Les études relatives aux réserves en Venezuela et les travaux de transformation numérique sont intéressants du point de vue intellectuel et politique, mais ils ne constituent pas une source importante de revenus pour SLB. Les revenus annuels de SLB pour l’année 2025 étaient d’environ 35,6 milliards de dollars. Même si la Venezuela devient un client stable au cours des cinq prochaines années, il est peu probable qu’elle représente plus de 1 à 2 % des revenus totaux de cette société de services. La demande réelle pour les équipements et l’expertise de SLB provient de l’Amérique du Nord.La production de pétrole brut aux États-Unis a atteint un record de 13,6 millions de barils par jour l’an dernier.Et du cycle mondial plus large des services.

Pour Hunt Oil, la situation est plus obscure. L’entreprise est privée, donc il n’y a pas de marché public pour réagir à cette transaction. Mais le contrat de partage de la production pour deux blocs en terre ferme n’est pas un actif qui peut transformer la fortune d’une entreprise. Les ressources conventionnelles en terre ferme au Venezuela – contrairement aux projets pétroliers importants situés dans la zone Orinoco Belt que les grandes entreprises convoitent – représentent une production limitée et un risque opérationnel élevé. Hunt Oil bénéficie d’un avantage de premier joueur ; la difficulté réside dans l’exécution du contrat.

Prenons maintenant en compte le contexte du marché dans son ensemble. C’est là l’aspect essentiel que la narration concernant le Venezuela ignore complètement. Le marché pétrolier mondial est déjà confronté à une offre excédentaire. Les réductions de production volontaires imposées par l’OPEP depuis 2023 ont eu un effet positif. La production non-OPEP a augmenté en Argentine, au Brésil, au Canada, en Chine et en Guyane. Même avant d’inclure le Venezuela dans ce calcul, le marché est structurellement sous-approvisionné.

Les actions de prix en juillet 2026 montrent à quel point cet équilibre est volatile.Le prix du pétrole brut de Brent est tombé à 69 dollars le baril le 2 juillet, suite à un mémorandum d’accord entre les États-Unis et l’Iran. Puis, le 23 juillet, il a grimpé à 105 dollars le baril en raison des attaques répétées contre les pétroliers dans le détroit d’Hormuz.Les prévisions actuelles de l’EIA indiquent que le prix du baril de Brent sera de 85 dollars par baril au troisième trimestre, descendant à 78 dollars au quatrième trimestre, et à 69 dollars en 2027, lorsque l’offre se normalisera. Ce ne sont pas des niveaux de prix qui justifient des investissements énormes en capitaux, sur une période longue, dans un pays ayant les mêmes risques politiques et juridiques que le Venezuela.

Et voilà l’ironie structurelle qui se cache dans cette narration fausse : la « Nouvelle Époque de Abondance Énergétique » – sur laquelle j’ai beaucoup écrit – affirme que le fracking, les forages horizontaux et l’optimisation guidée par l’IA ont permis une augmentation structurelle de la capacité d’approvisionnement mondial. Ainsi, les narratifs concernant la pénurie deviennent peu fiables. Le retour progressif du Venezuela sur le marché ne contredit pas cette théorie ; au contraire, il la renforce. Chaque baril de pétrole vénézuélien qui parvient finalement sur le marché contribue à l’augmentation des excédents. À mon avis, le marché sous-estime trop l’importance de l’offre en dehors de l’OPEP – depuis la Guyane jusqu’au Permien et au Kazakhstan. Le Venezuela n’est qu’une goutte dans l’océan déjà trop plein.

Et que dire du point de vue géopolitique ? C’est là que réside la véritable thèse de cette histoire. Cette thèse s’oppose à la narration selon laquelle le Venezuela serait en voie de redressement.Deux navires de transport de carburant en route pour la Chine et Cuba ont été interceptés par les forces navales américaines au début de cette année.Et ils sont contraints de rendre leurs marchandises. La gestion par la Banque centrale vénézuélienne des ressources fournies par les États-Unis est auditée par Deloitte. Selon le vice-secrétaire américain, la moitié de la production pétrolière actuelle du Venezuela est exportée vers les États-Unis. Les États-Unis ne contribuent pas à aider le Venezuela à relancer son industrie pétrolière pour le bien du Venezuela lui-même. Ils le font plutôt pour contrôler ces ressources et orienter les flux commerciaux. C’est une thèse géopolitique, et non une thèse d’investissement pour SLB ou Hunt Oil.

Pour les investisseurs de SLB en particulier, l’action à 53 dollars par action, avec un P/E de 25,5 et un rendement d’intérêt de 2,1 %, reflète une confiance dans le cycle général des services pétroliers, et non dans les risques liés au Venezuela. La question est de savoir si le cycle d’investissements globaux qui soutient les bénéfices de SLB – un multiple EV/EBITDA de 12,3 – peut maintenir les prix actuels. Le Venezuela n’a aucune importance dans ce calcul. Les facteurs réels sont l’activité de forage en Amérique du Nord, les projets en eau profonde au Brésil et en Afrique de l’Ouest, ainsi que la demande de services provenant des producteurs existants qui doivent remplacer les puits qui se dégradent.

Dans ce cas, voici comment je évalue les deux entreprises mentionnées dans cette histoire.

SLB : Je le classe en catégorie « Hold ». La valeur des actions a augmenté de 38,6 % sur la période écoulée, et les multiples d’évaluation reflètent une demande forte dans tout le cycle des services. Le flux de trésorerie gratuit de l’entreprise, s’élevant à 4,5 milliards de dollars, ainsi que un dividende de 2,1 %, constituent des éléments positifs. Cependant, pour voir une augmentation significative des valeurs, il faudrait que le cycle des investissements supplémentaires se prolonge plus longtemps que ce que le marché prévoit déjà. Les transactions liées au Venezuela ajoutent un peu de dynamisme, mais aucun impact significatif sur les revenus. À ces niveaux actuels, le rapport risque/rendement ne favorise pas les nouveaux entrants.

Hunt Oil : Je n’ai pas de notation sur le marché public pour une entreprise privée. Mais l’opération en Venezuela est une décision à faible risque, mais avec un niveau de risque élevé. Les deux blocs situés sur le sol vénézuélien ne représentent pas des actifs transformateurs. Tout investisseur dans le domaine des producteurs indépendants devrait comprendre que les contraintes structurelles du Venezuela – infrastructure délabrée, dettes s’élevant à 170 milliards de dollars, revenus contrôlés par les États-Unis, et un plafond de production réaliste de 1,5 million de barils par jour, même dans les cas optimistes – font que cette allocation doit être basée sur les opportunités stratégiques plutôt que sur les flux de trésorerie.

La leçon générale est simple : le marché confond le théâtre politique avec les changements structurels. Le Venezuela a signé des contrats. Mais cela ne signifie pas que l’or noir coule, que l’infrastructure peut être réparée, que la dette est maîtrisable, ou que les risques politiques ont disparu. Les accords sont réels. Mais leur impact sur l’offre mondiale de pétrole, ainsi que sur les résultats financiers de SLB, n’est pas négligeable.