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Ce que BP décroche au Venezuela
La signature a eu lieu à Caracas le 13 août 2026. Le gouvernement vénézuélien a attribué à BP la licence de la phase 2 de Loran, un projet gazier offshore situé au large des côtes orientales du pays. Le groupe britannique en sera l’opérateur. La licence reste soumise à l’aval des autorités de régulation et aux règles de conformité applicables aux sanctions internationales.
Selon les chiffres avancés par BP, cette phase 2 porte sur environ 4 000 milliards de pieds cubes de ressources gazières récupérables estimées. Le groupe a par ailleurs signé un protocole d’accord additionnel couvrant l’exploration du bloc Carúpano Est, ce qui élargit son emprise au-delà du seul périmètre de Loran.
Les accords ont été finalisés lors d’un déplacement à Caracas de Meg O’Neill, directrice générale de BP, accompagnée de David Campbell, vice-président senior du groupe pour l’Amérique latine et les Caraïbes. Le niveau de la délégation dit assez ce que la major attend de ce dossier.
Un consortium adossé à Abou Dhabi et à Doha
BP n’y va pas seul. Deux investisseurs publics du Golfe entrent au capital du projet avec des participations strictement égales à la sienne : XRG, le véhicule d’investissement énergétique international d’ADNOC basé à Abou Dhabi, et UCC Oil and Gas Holding, filiale du conglomérat qatari du même nom. Pour l’un comme pour l’autre, c’est une première implantation au Venezuela.
Le montage a une particularité : c’est PDVSA Gas, la branche gazière du producteur public vénézuélien, qui a cédé une partie de sa participation à XRG. Autrement dit, l’État vénézuélien ne se contente pas d’attribuer une licence, il dilue sa propre position pour faire entrer des capitaux du Golfe aux côtés d’une major occidentale. Le partage à trois parts égales limite l’exposition financière de chacun sur un pays dont le risque politique et réglementaire reste élevé.
J’ai un intérêt particulier pour le gaz afin de promouvoir le développement national.
— Delcy Rodríguez, lors de la cérémonie de signature à Caracas, le 13 août 2026
Loran-Manatee, un gisement à cheval sur deux pays
Loran n’est pas un champ isolé. Il constitue la partie vénézuélienne de l’ensemble Loran-Manatee, une accumulation transfrontalière qui chevauche la frontière maritime avec Trinité-et-Tobago et recèle au total de l’ordre de 10 000 milliards de pieds cubes de gaz récupérable.
| Périmètre | Pays | Opérateur / statut |
|---|---|---|
| Loran phase 1 | Venezuela | Shell — licence obtenue en juin 2026 |
| Loran phase 2 | Venezuela | BP (opérateur), avec XRG et UCC à parts égales |
| Manatee | Trinité-et-Tobago | Shell — premier gaz visé en 2027 |
| Bloc Carúpano Est | Venezuela | BP — protocole d’exploration |
Cette géographie est déterminante. Trinité-et-Tobago dispose déjà d’un appareil industriel gazier — usines de liquéfaction, pétrochimie, réseau de collecte — qui tourne en sous-régime faute de molécules. Le gaz vénézuélien, lui, manque d’infrastructures d’évacuation. L’ensemble Loran-Manatee est précisément le point où les deux problèmes peuvent se résoudre l’un par l’autre. BP indique désormais développer les deux phases vénézuéliennes en parallèle, ce qui accélère mécaniquement le calendrier.
Le retour de BP au Venezuela, dans un secteur qui se rouvre
Le retour de BP au Venezuela intervient alors que Caracas rouvre son secteur pétrogazier aux capitaux étrangers, après des années pendant lesquelles les sanctions internationales avaient gelé l’essentiel des investissements occidentaux. La procédure d’attribution des licences a repris, et les permis Loran en sont la traduction la plus concrète à ce jour.
Pour BP, l’opération s’inscrit dans un mouvement plus large de recomposition du portefeuille amont des majors européennes, entre le retrait de BP de la mer du Nord et la rotation d’actifs de TotalEnergies et Shell vers les renouvelables. Le schéma est le même à chaque fois : sortir des bassins matures à coûts élevés pour se repositionner sur des ressources gazières à gros volumes et à coût de production bas, quitte à accepter un risque pays supérieur. Le gaz, moins exposé que le pétrole aux scénarios de décrue de la demande, y tient une place croissante.
Ce que la reprise du gaz vénézuélien peut changer
À court terme, rien ne bouge sur les marchés : entre l’attribution d’une licence et la première molécule, il s’écoule plusieurs années. Le jalon le plus proche reste le démarrage visé en 2027 côté trinidadien, sur Manatee.
À moyen terme, l’enjeu est celui d’un nouveau bassin d’approvisionnement dans l’Atlantique. Un ensemble Loran-Manatee pleinement développé alimenterait des capacités de liquéfaction existantes à Trinité-et-Tobago, donc du GNL exportable vers l’Europe et l’Amérique latine, sans attendre la construction d’un terminal neuf. Pour des acheteurs européens qui cherchent depuis trois ans à diversifier leurs sources, c’est un gisement à surveiller — à condition que la stabilité réglementaire vénézuélienne tienne la distance, ce que personne, à ce stade, n’est en mesure de garantir.
BP a obtenu le 13 août 2026 à Caracas la licence de la phase 2 du gisement gazier offshore de Loran, dont il sera l’opérateur, aux côtés de l’émirati XRG (ADNOC) et du qatari UCC, à parts égales. La phase 2 porte sur environ 4 000 milliards de pieds cubes de ressources récupérables. Loran est la partie vénézuélienne de l’ensemble transfrontalier Loran-Manatee (environ 10 000 milliards de pieds cubes), dont Shell développe le versant trinidadien, avec un premier gaz visé en 2027. La licence reste soumise à l’aval des régulateurs.
Questions fréquentes
Qu’a exactement obtenu BP au Venezuela ?
La licence de la phase 2 du gisement gazier offshore de Loran, avec le rôle d’opérateur, ainsi qu’un protocole d’accord pour l’exploration du bloc Carúpano Est. La licence reste soumise à l’aval des autorités de régulation.
Qui sont les partenaires de BP sur Loran ?
XRG, le véhicule d’investissement énergétique international d’ADNOC basé à Abou Dhabi, et UCC Oil and Gas Holding, filiale d’un conglomérat qatari. Les trois groupes détiennent des participations égales, une partie ayant été cédée par PDVSA Gas.
Quel est le volume de gaz en jeu ?
Environ 4 000 milliards de pieds cubes de ressources récupérables estimées pour la seule phase 2. L’ensemble transfrontalier Loran-Manatee, partagé avec Trinité-et-Tobago, avoisine 10 000 milliards de pieds cubes récupérables.
Quand la production doit-elle démarrer ?
Aucune date n’est communiquée pour les phases vénézuéliennes. Le jalon le plus proche est le premier gaz visé en 2027 sur Manatee, le versant trinidadien développé par Shell.
