Le 12 juin 2026, le gouvernement vénézuélien a accordé à Shell une licence pour l'exploitation et l'exportation du gaz du champ Loran, dans le nord-est du pays. Cette décision s'inscrit dans une séquence accélérée : après BP, Repsol et Eni, c'est au tour du géant anglo-néerlandais d'obtenir son ticket pour les immenses réserves gazières vénézuéliennes. Mais derrière l'annonce se cache une recomposition géopolitique brutale, où la fermeture du détroit d'Ormuz par l'Iran et la nouvelle donne américaine transforment le Venezuela en variable d'ajustement énergétique mondial. Que signifie concrètement ce retour des majors pour les prix du gaz en Europe, pour le climat, et pour un régime qui a longtemps fait de la nationalisation son étendard ?
Du gisement fantôme à l'eldorado : le retour du Venezuela dans le gaz
Pendant près d'un quart de siècle, le champ Loran est resté lettre morte. Découvert dans les années 2000, il faisait partie de ces actifs que personne n'osait toucher, coincé entre les sanctions américaines, l'effondrement de PDVSA et la défiance des investisseurs. Aujourd'hui, ce même gisement devient le symbole d'un basculement. La présidente par intérim Delcy Rodríguez a promulgué une nouvelle loi sur les hydrocarbures qui réduit la part obligatoire de l'État dans les projets, ouvrant la voie au privé. Le revirement est spectaculaire.
Un champ de 10 Tcf laissé à l'abandon pendant près d'un quart de siècle
Le système Loran-Manatee est un monstre géologique. Selon un rapport du FMI de 2024, ses ressources récupérables sont évaluées à environ 10 000 milliards de pieds cubes, soit 283 milliards de mètres cubes. De ce total, 7,3 Tcf se trouvent côté vénézuélien (Loran) et 2,7 Tcf côté trinidadien (Manatee). Le champ contient sept gisements, dont six sont transfrontaliers avec Trinité-et-Tobago. Une aubaine géographique qui complique encore plus l'équation.
Pourquoi un tel gisement est-il resté en friche pendant vingt-trois ans ? La réponse tient en trois mots : sanctions, sous-investissement, effondrement. PDVSA, la compagnie nationale, n'a plus les moyens techniques ni financiers de forer en offshore profond. Les entreprises étrangères, elles, se sont vu interdire tout contrat avec Caracas sous peine de représailles américaines. Le résultat est un paradoxe : l'un des pays aux plus grandes réserves de pétrole et de gaz au monde est devenu incapable d'en extraire une goutte. Les 23 ans d'abandon de Loran ne sont pas un détail : ils résument à eux seuls le déclin d'un État qui fut, dans les années 1990, l'un des premiers producteurs mondiaux.
Delcy Rodríguez et la nouvelle loi sur les hydrocarbures : le jackpot pour les majors
Le 18 janvier 2026, quelques jours après la capture de Nicolás Maduro, Delcy Rodríguez prend les rênes du pouvoir par intérim. Son premier geste fort est de faire adopter une loi qui réduit la participation obligatoire de l'État vénézuélien dans les projets d'hydrocarbures. Concrètement, PDVSA n'est plus obligée de détenir 51 % des parts. Les majors peuvent désormais négocier des conditions plus favorables, et surtout, exporter le gaz sans passer par le monopole d'État.
Le paradoxe est frappant. Le régime chaviste, héritier d'une tradition nationaliste et anti-impérialiste, fait marche arrière sur l'un de ses piliers idéologiques. Mais la nécessité a parlé plus fort que les principes. Avec une économie exsangue, une inflation chronique et un isolement diplomatique quasi total, Caracas n'a plus les moyens de faire la fine bouche. La promesse de Trump d'un partage des bénéfices a sans doute pesé dans la balance. En ouvrant le secteur au privé, Rodríguez espère briser l'isolement économique et attirer des capitaux qui redonneraient un semblant de souffle à un pays exsangue.
Les majors à la manœuvre : un retour sous conditions
Le retour des compagnies pétrolières au Venezuela ne se fait pas sans conditions. Les licences accordées par Washington sont nominatives et limitées dans le temps. BP, Shell, Eni, Repsol et Chevron ont été autorisées à reprendre leurs opérations, mais sous supervision américaine. Les contrats sont régis par les lois américaines, et les paiements transitent par des comptes approuvés par le Trésor américain. C'est un retour en grâce, mais un retour sous tutelle.
Le ministre de l'Énergie de Trinité-et-Tobago, Roodal Moonilal, a confirmé que Shell et BP sollicitent des licences américaines pour les champs Loran-Manatee et Cocuina-Manakin. L'objectif est clair : faire de Trinité-et-Tobago un hub gazier régional, où le gaz vénézuélien serait liquéfié avant d'être expédié vers l'Europe. Ce modèle permet de contourner le manque d'infrastructures de liquéfaction au Venezuela.
La main de Washington : General License 52 et l'ombre du détroit d'Ormuz
Si les majors reviennent au Venezuela, ce n'est pas par nostalgie ni par philanthropie. Le vrai moteur est américain. Depuis la fermeture du détroit d'Ormuz par l'Iran, Washington cherche désespérément des alternatives pour sécuriser l'approvisionnement énergétique mondial. Le Venezuela, avec ses réserves géantes, redevient soudainement fréquentable.
Comment la fermeture d'Ormuz par l'Iran a tout changé
En janvier 2026, les Gardiens de la Révolution iraniens ont attaqué plusieurs navires de commerce dans le détroit d'Ormuz, provoquant une fermeture de facto de ce passage stratégique par lequel transite environ 20 % du gaz naturel liquéfié mondial. Les prix du gaz ont immédiatement explosé sur le marché TTF européen, atteignant des niveaux records. Dans ce contexte de panique énergétique, Washington a dû trouver une solution rapide.
Le Portail de l'IE analyse cette situation avec une formule qui résume tout : « Washington fait du Venezuela un levier contre l'Iran et la Russie. » En autorisant les entreprises américaines et leurs alliés à reprendre leurs opérations à Caracas, les États-Unis créent une source d'approvisionnement alternative qui permet de contourner le verrou iranien. Le calcul est simple : plutôt que de laisser le Venezuela dans l'isolement, mieux vaut l'utiliser comme variable d'ajustement dans une crise énergétique mondiale.
Le Trésor américain aux commandes : paiements sous tutelle et droit américain
La General License 52, émise par le Trésor américain le 18 mars 2026, est le document clé de cette nouvelle donne. Elle autorise les entreprises américaines à contracter avec PDVSA, mais à des conditions très strictes. Tous les paiements transitent par des comptes gérés par Washington via les Foreign Government Deposit Funds. Les contrats sont régis par le droit américain. En clair, Caracas n'a plus la main sur son propre pétrole ni sur son gaz.
Ce n'est pas une levée des sanctions, c'est une relocalisation du contrôle. Les États-Unis ne font pas confiance au régime vénézuélien pour gérer ses ressources. Ils préfèrent mettre en place un système de tutelle financière où chaque centime est tracé. Le ministre américain de l'Énergie, Chris Wright, a promis une « augmentation spectaculaire » de la production pétrolière vénézuélienne. Mais cette promesse dépend entièrement de la capacité des majors à investir dans un environnement où le risque politique reste élevé.
La fin de l'embargo de 2019, mais pas des sanctions
L'embargo imposé par Trump en 2019 est « pour l'essentiel terminé », selon les termes de l'administration actuelle. Mais attention : cela ne signifie pas que les sanctions ont disparu. Les États-Unis ont simplement changé de stratégie. Au lieu d'isoler totalement le Venezuela, ils choisissent de l'intégrer sous conditions.
Les entreprises autorisées sont nominativement listées : BP, Shell, Eni, Repsol, Chevron et Maurel & Prom. Aucune autre compagnie ne peut opérer sans licence spécifique. Ce système de « laissez-passer » permet à Washington de garder un contrôle précis sur qui fait quoi, où et comment. C'est une forme de micro-gestion géopolitique qui transforme le Venezuela en protectorat énergétique officieux.
Pour Caracas, le calcul est simple : mieux vaut accepter cette tutelle que de rester dans l'isolement total qui a ruiné l'économie du pays. La production pétrolière vénézuélienne est passée de 3,5 millions de barils par jour en 1998 à moins de 400 000 en 2025. Le gaz, lui, n'a jamais vraiment décollé. Accepter les conditions américaines, c'est accepter de perdre une partie de sa souveraineté pour sauver ce qui reste de l'économie.
Le grand jeu des licences : Shell, BP, Eni, Repsol, qui a gagné quoi ?
La course aux licences ressemble à une partie de Monopoly grandeur nature. Chaque major a décroché un champ, et les conditions varient. Voici le scorecard.
Loran pour Shell, Perla pour Repsol et Eni : les grands gagnants
Shell a obtenu la licence pour le champ Loran, le plus important du lot. Le géant anglo-néerlandais avait déjà pris la Décision Finale d'Investissement sur Manatee (côté trinidadien) le 9 juillet 2024. Avec Loran, il contrôle désormais l'intégralité du système transfrontalier. Peter Costello, directeur de Shell pour la région, a salué un accord qui « ouvre des perspectives majeures pour la sécurité énergétique régionale ».
De leur côté, Repsol et Eni ont signé un accord pour le champ Perla, également connu sous le nom de Cardón IV. C'est l'un des plus grands gisements offshore d'Amérique latine. La production actuelle atteint déjà 580 millions de pieds cubes par jour, soit 16,4 millions de mètres cubes. Contrairement à Loran, qui est encore à un stade précoce de développement, Perla est déjà en production et va monter en puissance rapidement. L'accord s'inscrit dans le cadre de la nouvelle loi sur les hydrocarbures adoptée en janvier 2026.
Dragon, Cocuina-Manakin : les autres pièces du puzzle
BP n'est pas en reste. Avec Trinité-et-Tobago comme partenaire clé, la major britannique vise le champ Dragon, qui contient environ 120 milliards de mètres cubes de gaz. Selon le ministre de l'Énergie de Trinité-et-Tobago, Roodal Moonilal, la production devrait commencer au quatrième trimestre 2027, avec un débit initial de 350 millions de pieds cubes par jour.
Le champ Cocuina-Manakin est aussi dans le viseur. L'idée est de faire de Trinité-et-Tobago un hub gazier régional : le gaz vénézuélien sera liquéfié dans les installations trinidadiennes avant d'être expédié vers l'Europe. Ce modèle permet de contourner le manque d'infrastructures de liquéfaction au Venezuela, tout en offrant une solution rapide pour commercialiser le gaz.
Et les français dans tout ça ? Le cas Maurel & Prom
La France n'est pas absente de cette ruée. Maurel & Prom, une compagnie pétrolière française, a également obtenu une licence américaine pour reprendre ses activités au Venezuela. C'est un signal important : cela montre que les autorités américaines ne réservent pas ce marché aux seuls géants anglo-saxons. Pour le lecteur français, c'est aussi une manière de rapprocher le sujet de ses intérêts concrets. Maurel & Prom opère historiquement dans le bassin du Lac Maracaibo, une région riche en hydrocarbures mais fortement dégradée par des années de sous-investissement.
Jusqu'à nos radiateurs : ce gaz fera-t-il baisser la facture des jeunes Français ?
La question que tout le monde se pose : est-ce que ce gaz vénézuélien va faire baisser ma facture d'énergie ? La réponse est plus nuancée que les annonces triomphales ne le laissent entendre.
Un calendrier énergétique trop long pour la crise actuelle
Le champ Dragon, c'est pour fin 2027. Loran, c'est 2029 au plus tôt. Le gaz vénézuélien n'arrivera pas pour sauver l'hiver prochain. L'écart entre l'annonce politique et la réalité industrielle est un piège médiatique classique. La Décision Finale d'Investissement, ou FID, n'est que la première étape d'un processus qui prend des années : forage des puits, installation des plateformes, construction des gazoducs sous-marins, mise en place des infrastructures de liquéfaction.
Même avec une accélération maximale, le GNL vénézuélien ne sera pas disponible avant 2028-2029. D'ici là, la crise énergétique actuelle pourrait bien avoir changé de nature. Les prix du gaz sur le marché TTF ont déjà baissé depuis les pics de janvier 2026, mais ils restent structurellement élevés. Le gaz vénézuélien arrive donc trop tard pour la crise immédiate, mais il pourrait jouer un rôle dans la stabilisation des prix à moyen terme.
Le gaz vénézuélien face au mastodonte américain : une concurrence bienvenue
À moyen terme, ce gaz va créer une offre supplémentaire sur le marché mondial du GNL. Même modeste, cette augmentation de l'offre fait baisser les prix à la marge. Le mécanisme est simple : plus il y a de gaz disponible, plus les acheteurs européens peuvent négocier des contrats avantageux.
Mais le gaz vénézuélien devra affronter la concurrence du GNL américain et qatari, qui dominent déjà le marché. Les États-Unis sont devenus le premier exportateur mondial de GNL grâce au boom du schiste. Le Qatar, avec ses méga-projets, vise une capacité de 126 millions de tonnes par an d'ici 2027. Dans ce contexte, le gaz vénézuélien risque d'être un acteur marginal, sauf s'il bénéficie d'un avantage concurrentiel : des coûts de production très bas et une proximité géographique avec les marchés européens.
Qui paie, qui bénéficie ? Les consommateurs européens, via des majors privées qui prennent des risques dans un environnement instable. Shell, BP, Eni et Repsol investissent des milliards dans des projets dont la rentabilité dépend de la stabilité politique vénézuélienne et du maintien des licences américaines. Si le régime change ou si Washington revoit sa position, ces investissements pourraient être perdus. Le risque est donc supporté par les actionnaires, mais le bénéfice, lui, est répercuté sur les factures des consommateurs.
Le grand écart : le gaz fossile peut-il vraiment sauver la planète ?
La question écologique est inévitable. Alors que l'Europe s'est fixé des objectifs climatiques ambitieux, l'exploitation de nouveaux gisements de gaz fossile semble contradictoire. Pourtant, les majors justifient leur retour au Venezuela par l'argument du « gaz de transition ».
« Gaz de transition » ou régression climatique ? Le dilemme des majors
L'argument des compagnies est le suivant : le gaz émet deux fois moins de CO2 que le charbon lorsqu'il est brûlé. En remplaçant le charbon par du gaz, on réduit les émissions tout en maintenant la production d'électricité. C'est ce qu'on appelle le « gaz de transition », un combustible qui permet de passer des énergies fossiles aux renouvelables sans provoquer de black-out.
Mais cet argument a ses limites. Le gaz reste un combustible fossile. Son exploitation prolonge la dépendance aux énergies carbonées et retarde l'investissement dans les renouvelables. De plus, les fuites de méthane lors de l'extraction et du transport du gaz peuvent annuler une partie du bénéfice climatique. Selon des études récentes, si les fuites de méthane dépassent 3 % du volume total extrait, l'impact climatique du gaz devient pire que celui du charbon.
La question des incitations est centrale. Faut-il taxer le gaz ou le subventionner comme levier de décarbonation ? Les économistes sont divisés. D'un côté, une taxe carbone dissuaderait l'utilisation du gaz et accélérerait la transition vers le renouvelable. De l'autre, des subventions permettraient de financer les infrastructures nécessaires pour remplacer le charbon. Le choix dépend de la vitesse à laquelle on veut décarboner et des coûts d'opportunité.
Faire affaire avec Caracas : le risque autoritaire assumé
Au-delà de la question climatique, il y a la question éthique. Faire affaire avec le Venezuela, c'est faire affaire avec un régime autoritaire. Même avec Maduro hors-jeu (capturé en janvier 2026), la structure du pouvoir reste opaque et violente. Les opposants politiques sont emprisonnés, les médias indépendants réduits au silence, et l'économie est gangrenée par la corruption.
Les entreprises justifient leur retour par la stabilité qu'apporterait le partage des bénéfices. Trump a promis que les revenus du pétrole et du gaz seraient utilisés pour « reconstruire le Venezuela ». Mais les ONG, comme Business & Human Rights, restent sceptiques. Elles rappellent que l'industrie extractive a souvent aggravé les inégalités et la corruption dans les pays en développement, plutôt que de les résoudre.
L'opportunité de « geler » une dictature via des contrats sous tutelle américaine est-elle réaliste ou naïve ? D'un côté, le contrôle du Trésor américain sur les paiements offre une garantie que l'argent ne disparaîtra pas dans les poches des dirigeants. De l'autre, le régime conserve son pouvoir répressif et sa capacité à réprimer l'opposition. Le gaz vénézuélien devient ainsi un outil géopolitique, mais aussi un pari éthique.
Conclusion : le Venezuela, variable d'ajustement d'un monde qui craque
Trois forces motrices expliquent cette ruée sur le gaz vénézuélien. La première est géopolitique : la fermeture du détroit d'Ormuz par l'Iran a relégué l'isolement du Venezuela au second plan. Dans un monde où les routes énergétiques sont devenues des champs de bataille, Washington a besoin de toutes les sources d'approvisionnement disponibles.
La deuxième force est économique : les réserves de 10 Tcf du système Loran-Manatee sont trop juteuses pour être ignorées par des majors en quête de diversification. Après des années de sous-investissement dans l'exploration, les compagnies pétrolières ont besoin de nouveaux gisements pour renouveler leurs réserves. Le Venezuela offre cette opportunité, à condition d'accepter le risque politique.
La troisième force est réglementaire : la nouvelle loi sur les hydrocarbures et la General License 52 ont créé l'environnement juridique parfait pour une ruée vers le gaz. En réduisant la part de l'État et en plaçant les paiements sous contrôle américain, les deux parties ont trouvé un équilibre qui permet aux investisseurs de dormir un peu plus tranquilles.
Reste une question ouverte, sans réponse moralisatrice : le gaz vénézuélien est-il une bouée de sauvetage pour l'Europe en manque d'énergie, ou le symbole de notre incapacité à sortir des énergies fossiles, même au prix d'un deal avec un régime contesté ? Le lecteur est invité à se faire sa propre opinion, armé des données et des contradictions exposées dans cet article. Une chose est sûre : le Venezuela n'est plus un pays, c'est une variable d'ajustement. Et dans l'équation mondiale, personne ne sait encore si cette variable sera positive ou négative.
