The Venezuela Oil File: From Reserve Power to Production Reality and Geopolitical Control

On paper, Venezuela holds the world’s largest proven oil reserves. Yet in practice, it has become one of the clearest examples of the gap between “reserve power” and “market power” over the past decade. Reading the Venezuela file solely through the question of political leadership misses the core variable. The real issue lies in the nature of the oil underground, the technology and capital required to make it producible, the logistics and refinery compatibility that connect it to global markets, and above all, the sanctions and contractual architecture that sits on top of this entire chain.

I. The Reserve Reality: 303 Billion Barrels Exist, but the Quality of the Oil Changes Everything

 According to the U.S. Energy Information Administration, Venezuela’s proven oil reserves stand at approximately 303 billion barrels, representing about 17 percent of global reserves. However, the majority of these reserves are located in the Orinoco Belt and consist of extra-heavy crude. This type of oil is significantly more complex and costly to extract, transport, and convert into marketable products compared to conventional Middle Eastern crude.

 Orinoco extra-heavy crude requires intensive thermal and chemical processes for production. High volumes of diluents are necessary to ensure flow, and without upgrading and blending, many refineries are unable to process it. Any disruption along the production chain affects not only per-barrel costs but also the continuity of output itself. For Venezuela, therefore, the critical question is not how much oil exists underground, but how much of that oil can realistically reach the market, with which investments, technologies, and within what timeframe.

II. Production Constraints: Why Output in a Reserve Giant Remains Below One Million Barrels per Day

 EIA country analysis highlights that Venezuela accounted for only about 0.8 percent of global crude oil production in 2023. OPEC-based reporting shows average production in the range of 0.86–0.92 million barrels per day in 2024, with output fluctuating around 0.9 million barrels per day in the first half of 2025.

 This gap between reserves and production is driven by four structural factors: aging fields and chronic maintenance deficits, dependence on diluents for extra-heavy crude, fragility in the upgrader and refinery chain, and the restrictive impact of sanctions and capital constraints. Under these conditions, Venezuelan oil cannot be treated as a capacity that can be rapidly turned on or off in response to market needs.

III. Sanctions and Contractual Architecture: The Political Valve Governing Oil Flows

 One of the most decisive factors shaping Venezuela’s integration into the global oil system is the sanctions-driven licensing regime defined by the United States. OFAC licenses determine not only which companies may purchase Venezuelan crude, but also whether diluents and equipment can be supplied, how revenues may be transferred, and whether new investments in the field are permitted.

 As a result, the Venezuelan oil file must be analyzed less as a conventional trade issue and more as an intersection of sanctions law and upstream engineering. Oil flows have become dependent not on physical capacity alone, but on political and financial authorization mechanisms.

IV. Why the United States Looks to Venezuela: Refinery Compatibility and Heavy Crude Economics

 A significant part of Venezuela’s geopolitical relevance stems from its technical compatibility with U.S. Gulf Coast refinery infrastructure. Much of the U.S. refining system was designed to process heavy and high-sulfur crude, supported by extensive coking capacity capable of handling extra-heavy feedstock.

 This compatibility turns Venezuelan crude into more than an alternative supply source for the United States. It represents a strategic option for refinery optimization and import portfolio management. A renewed flow of Venezuelan oil would also introduce competitive dynamics with Canadian heavy crude, as well as supplies from the Middle East and other Latin American producers.

V. Time and Cost: When Can Venezuelan Oil Become “Real Supply”?

 Meaningful increases in Venezuelan production cannot be achieved through political decisions alone. They depend on technical and financial thresholds: well workovers and recompletions, rehabilitation of power, steam, and injection infrastructure, restoration of upgrader and blending capacity, uninterrupted diluent supply chains, and the reopening of financing channels for service companies.

 In this context, limited short-term gains are possible through maintenance and workover programs. Substantial capacity growth, however, requires medium-term, integrated investment packages.

 Scenario Analysis: The Return of Venezuelan Oil

 Scenario 1 – Limited Normalization (0–18 Months):

Under partial sanctions relief without large-scale new investment, production gains remain modest. Output could rise to 1.0–1.1 million barrels per day, with no lasting impact on global prices.

 Scenario 2 – Controlled Opening (2–3 Years):

With expanded licensing and stabilized diluent and equipment supply, production could reach 1.3–1.5 million barrels per day. This level may affect regional supply balances and exert downward pressure on heavy crude prices.

 Scenario 3 – Full Integration (3–5 Years):

If political and legal uncertainties are largely resolved and new field developments begin, production could rise to 1.8–2.0 million barrels per day. At this stage, Venezuelan oil would re-emerge as a meaningful actor in the global supply equation, potentially influencing internal OPEC dynamics.

VI. SAVYNOR Assessment: Venezuelan Oil Is Not a Reserve Story, but a Control Architecture

 From the SAVYNOR perspective, the essence of the Venezuelan oil file is clear: underground wealth alone does not constitute power. Power emerges only when reserves are translated into production, production into export flows, exports into refinery-compatible supply, and when all of this is integrated into a viable financial and legal framework.

 For this reason, the global impact of Venezuelan oil will be determined less by political change than by how this control architecture is constructed. Venezuela stands not merely as a producer, but as a case study in how the global energy and financial system truly operates.

---

Venezuela Petrol Dosyası: Rezerv Gücü, Üretim Gerçeği ve Jeopolitik Kontrol

Venezuela, kâğıt üzerinde dünyanın en büyük kanıtlanmış petrol rezervine sahip ülkesi. Ancak aynı Venezuela, fiilî üretim ve ihracat kapasitesi açısından son on yılda “rezerv gücü” ile “piyasa gücü” arasındaki farkı en sert biçimde gösteren örnek hâline geldi. Bu nedenle Venezuela dosyasını yalnızca “kimin iktidarda olduğu” sorusu üzerinden okumak, asıl belirleyici değişkeni kaçırmak anlamına gelir. Asıl mesele; yeraltındaki petrolün niteliği, bu petrolü üretilebilir kılan teknoloji ve sermaye, onu küresel piyasaya bağlayan lojistik ve rafineri uyumu ile tüm bu zincirin üzerinde duran yaptırım ve sözleşme mimarisidir.

I. Rezerv Gerçeği: 303 Milyar Varil Var, Ama Petrolün Cinsi Her Şeyi Değiştiriyor

 ABD Enerji Enformasyon İdaresi verilerine göre Venezuela’nın kanıtlanmış petrol rezervleri yaklaşık 303 milyar varil düzeyindedir ve bu miktar küresel toplamın yaklaşık yüzde 17’sine karşılık gelir. Ancak bu rezervlerin büyük bölümü Orinoco Kuşağı’nda yer alan ekstra ağır petrol niteliğindedir. Bu petrol türü, üretimden taşımaya ve nihai ürüne dönüştürülmesine kadar her aşamada yüksek maliyetli ve teknik açıdan karmaşık süreçler gerektirir.

 Orinoco tipi ekstra ağır petrol, yoğun termal ve kimyasal yöntemler olmadan üretilemez. Akışkanlık sağlamak için yüksek miktarda seyreltici kullanımı zorunludur ve upgrading ile blending yapılmadan birçok rafineride işlenmesi mümkün değildir. Üretim hattındaki herhangi bir teknik aksama, yalnızca maliyetleri artırmakla kalmaz; doğrudan üretimin sürekliliğini de riske atar. Bu nedenle Venezuela için belirleyici soru, “ne kadar rezerv var” değil; bu rezervin hangi yatırımlarla, hangi teknolojiyle ve hangi takvimde piyasaya akabileceğidir.

II. Üretim Kısıtı: Rezerv Devinde Günlük Üretim Neden 1 Milyon Varilin Altında Sıkışıyor

 EIA analizlerine göre Venezuela, 2023 yılında küresel ham petrol üretiminin yalnızca yaklaşık yüzde 0,8’ini gerçekleştirebilmiştir. OPEC kaynaklı veriler de 2024 ortalamasında üretimin 0,86–0,92 milyon varil/gün bandında seyrettiğini, 2025’in ilk yarısında ise 0,9 milyon varil/gün civarında dalgalandığını göstermektedir.

 Bu rezerv–üretim makası; saha yaşlanması ve bakım eksikliği, ekstra ağır petrolün seyreltici bağımlılığı, upgrader ve rafineri zincirindeki kırılganlıklar ile sermaye erişimini sınırlayan yaptırım rejimi gibi yapısal faktörlerden kaynaklanmaktadır. Bu koşullar altında Venezuela petrolü, kısa vadede musluğu açılıp kapanabilecek bir kapasite değildir.

 

III. Yaptırımlar ve Sözleşme Mimarisi: Petrol Akışını Belirleyen Politik Vana

 Venezuela petrolünün küresel sisteme bağlanmasında en belirleyici unsurlardan biri, ABD yaptırımlarının şekillendirdiği lisans rejimleridir. OFAC tarafından tanımlanan geçici lisanslar yalnızca petrolün kimler tarafından satın alınabileceğini değil; seyreltici ve ekipman tedarikinin mümkün olup olmadığını, gelir akışlarının hangi finansal kanallardan yürütülebileceğini ve sahalara yeni yatırım yapılıp yapılamayacağını da belirler.

 Bu nedenle Venezuela dosyası, klasik bir enerji ticareti meselesinden ziyade yaptırım hukuku ile saha mühendisliğinin kesiştiği bir alan olarak değerlendirilmelidir. Petrolün akışı, fiilî kapasiteden çok politik ve finansal izin mekanizmalarına bağlı hâle gelmiştir.

IV. ABD Neden Venezuela’ya Bakar: Rafineri Uyumu ve Ağır Ham Petrol Denkliği

 Venezuela petrolünün jeopolitik değerinin önemli bir bölümü, ABD Körfez Kıyısı’ndaki rafineri altyapısıyla olan teknik uyumundan kaynaklanır. ABD rafinerilerinin önemli bir kısmı, ağır ve yüksek kükürtlü ham petrol işlemek üzere tasarlanmıştır. Bu tesisler, sahip oldukları coking kapasiteleri sayesinde ekstra ağır ham petrolü işleyebilecek teknik donanıma sahiptir.

Bu uyum, Venezuela petrolünü ABD açısından yalnızca alternatif bir arz kaynağı değil; rafineri optimizasyonu ve ithalat kompozisyonu açısından stratejik bir seçenek hâline getirir. Venezuela petrolünün yeniden akışa girmesi, Kanada ağır petrolü, Orta Doğu ve Latin Amerika kaynaklı arzla rekabet dinamiklerini de beraberinde getirebilir.

V. Zaman ve Maliyet: Venezuela Petrolü Hangi Takvimde “Gerçek Arz” Olabilir

 Venezuela’da üretimi anlamlı biçimde artırmak, siyasi açıklamalarla değil; teknik ve finansal eşiklerin aşılmasıyla mümkündür. Kuyuların yeniden tamamlama programları, elektrik ve enjeksiyon altyapısının rehabilitasyonu, upgrader ve blending kapasitesinin işler hâle getirilmesi, seyreltici tedarik zincirinin sürekliliği ve hizmet şirketleri için finansman kanallarının açılması bu sürecin temel koşullarıdır.

 Bu çerçevede kısa vadede yalnızca bakım ve workover çalışmalarıyla sınırlı bir artış sağlanabilirken, gerçek kapasite artışı orta vadeli ve entegre yatırım paketleriyle mümkün hâle gelir.

 

Senaryo Analizi: Venezuela Petrolünün Geri Dönüşü

 Senaryo 1 – Sınırlı Normalleşme (0–18 Ay):

Yaptırımların kısmen gevşetildiği ancak yeni büyük ölçekli yatırımların yapılmadığı bu senaryoda üretim artışı sınırlı kalır. Günlük üretim 1,0–1,1 milyon varil bandına çıkabilir; küresel fiyatlar üzerinde kalıcı bir etki yaratması beklenmez.

 Senaryo 2 – Kontrollü Açılım (2–3 Yıl):

Lisans rejiminin genişlediği, seyreltici ve ekipman tedarikinin istikrara kavuştuğu bu senaryoda üretim 1,3–1,5 milyon varil/gün seviyelerine ulaşabilir. Bu düzey, özellikle ağır ham petrol piyasasında bölgesel fiyat baskıları yaratabilir.

 Senaryo 3 – Tam Entegrasyon (3–5 Yıl):

Siyasi ve hukuki belirsizliklerin büyük ölçüde giderildiği, yeni saha geliştirme yatırımlarının başladığı bu senaryoda üretim 1,8–2,0 milyon varil/gün bandına çıkabilir. Bu durumda Venezuela petrolü, küresel arz denkleminde yeniden anlamlı bir aktör hâline gelir ve OPEC içi dengeleri dahi etkileyebilecek bir kapasiteye ulaşır.

VI. SAVYNOR Değerlendirmesi: Venezuela Petrolü Bir Rezerv Hikâyesi Değil, Bir Kontrol Mimarisidir

 SAVYNOR perspektifinden Venezuela dosyasının özü nettir: Yeraltı zenginliği tek başına güç değildir. Güç; rezervden üretime, üretimden ihracat akışına, ihracattan rafineri uyumuna ve tüm bu zincirin finansal ve hukuki mimariyle bağlanabildiği ölçüde gerçek hâle gelir.

 Bu nedenle Venezuela petrolünün küresel etkisi, siyasi değişimden ziyade bu kontrol mimarisinin nasıl kurulacağıyla belirlenecektir. Venezuela, bu yönüyle yalnızca bir üretici değil; küresel enerji ve finans düzeninin nasıl işlediğini gösteren kritik bir örnek vakadır.

---

Le Dossier Pétrolier du Venezuela : De la Puissance des Réserves à la Réalité de la Production et au Contrôle Géopolitique

Sur le papier, le Venezuela détient les plus importantes réserves prouvées de pétrole au monde. Dans les faits, il est devenu au cours de la dernière décennie l’un des exemples les plus frappants de l’écart entre « puissance des réserves » et « puissance de marché ». Lire le dossier vénézuélien uniquement à travers la question du pouvoir politique revient à passer à côté de l’essentiel. Le véritable enjeu réside dans la nature du pétrole enfoui, les technologies et les capitaux nécessaires pour le rendre exploitable, les infrastructures logistiques et la compatibilité des raffineries qui permettent son accès aux marchés mondiaux, ainsi que dans l’architecture des sanctions et des contrats qui encadre l’ensemble de cette chaîne.

I. La Réalité des Réserves : 303 Milliards de Barils, mais une Qualité qui Change Tout

Selon l’Energy Information Administration des États-Unis, les réserves prouvées de pétrole du Venezuela s’élèvent à environ 303 milliards de barils, soit près de 17 % des réserves mondiales. Cependant, l’essentiel de ces réserves est concentré dans la ceinture de l’Orénoque et se compose de pétrole extra-lourd. Ce type de brut est nettement plus complexe et plus coûteux à extraire, transporter et transformer en produits commercialisables que le pétrole conventionnel du Moyen-Orient.

 Le pétrole extra-lourd de l’Orénoque nécessite des procédés thermiques et chimiques intensifs pour sa production. Il requiert des volumes importants de diluants pour assurer sa fluidité et, sans opérations d’upgrading et de blending, il reste difficilement traitable dans de nombreuses raffineries. Toute défaillance à un maillon de la chaîne affecte non seulement le coût par baril, mais aussi la continuité même de la production. Pour le Venezuela, la question centrale n’est donc pas « combien de pétrole existe », mais « quelle part de ces réserves peut effectivement atteindre le marché, avec quels investissements, quelles technologies et dans quels délais ».

II. Contraintes de Production : Pourquoi la Production d’un Géant des Réserves Reste Sous le Million de Barils par Jour

 L’analyse pays de l’EIA souligne que le Venezuela ne représentait qu’environ 0,8 % de la production mondiale de pétrole brut en 2023. Les données issues des rapports de l’OPEP indiquent une production moyenne comprise entre 0,86 et 0,92 million de barils par jour en 2024, avec une stabilisation autour de 0,9 million de barils par jour au premier semestre 2025.

 Cet écart entre réserves et production s’explique par quatre facteurs structurels : le vieillissement des champs et le déficit chronique de maintenance, la dépendance aux diluants liée au pétrole extra-lourd, la fragilité de la chaîne des upgrader et des raffineries, ainsi que l’effet restrictif des sanctions et des contraintes de capital. Dans ces conditions, le pétrole vénézuélien ne constitue pas une capacité que l’on peut activer ou désactiver rapidement en fonction des besoins du marché.

III. Sanctions et Architecture Contractuelle : La Vanne Politique des Flux Pétroliers

 L’un des éléments les plus déterminants de l’intégration du pétrole vénézuélien au système mondial réside dans le régime de licences façonné par les sanctions américaines. Les licences définies par l’OFAC ne déterminent pas seulement quelles entreprises peuvent acheter le brut vénézuélien ; elles conditionnent également l’accès aux diluants et aux équipements, les modalités de circulation des revenus et la possibilité d’investir dans de nouveaux projets.

 Ainsi, le dossier pétrolier vénézuélien relève moins d’un commerce classique que de l’intersection entre le droit des sanctions et l’ingénierie amont. Les flux de pétrole dépendent désormais moins des capacités physiques que des mécanismes d’autorisation politique et financière.

 

IV. Pourquoi les États-Unis Regardent le Venezuela : Compatibilité des Raffineries et Logique du Pétrole Lourd

 Une part essentielle de la valeur géopolitique du pétrole vénézuélien tient à sa compatibilité technique avec l’infrastructure de raffinage de la côte du Golfe des États-Unis. Une grande partie du système de raffinage américain a été conçue pour traiter des bruts lourds et riches en soufre, grâce à d’importantes capacités de cokéfaction.

 Cette compatibilité fait du pétrole vénézuélien bien plus qu’une simple source d’approvisionnement alternative pour les États-Unis. Elle en fait une option stratégique pour l’optimisation des raffineries et la gestion des portefeuilles d’importation. Une reprise des flux vénézuéliens introduirait également de nouvelles dynamiques concurrentielles avec le pétrole lourd canadien, ainsi qu’avec les approvisionnements du Moyen-Orient et d’Amérique latine.

V. Temps et Coûts : À Quel Horizon le Pétrole Vénézuélien Peut-il Devenir une « Offre Réelle » ?

 Une augmentation significative de la production vénézuélienne ne peut résulter de décisions politiques seules. Elle dépend du franchissement de seuils techniques et financiers : programmes de workover et de recomplétion des puits, réhabilitation des infrastructures électriques, de vapeur et d’injection, remise en service des capacités d’upgrading et de blending, sécurisation des chaînes d’approvisionnement en diluants et réouverture des canaux de financement pour les sociétés de services.

 Dans ce cadre, des gains limités sont envisageables à court terme par des travaux de maintenance ciblés. Une croissance réelle des capacités requiert en revanche des investissements intégrés à moyen terme.

Analyse de Scénarios : Le Retour du Pétrole Vénézuélien

 Scénario 1 – Normalisation Limitée (0–18 mois)

Dans un contexte d’assouplissement partiel des sanctions sans nouveaux investissements majeurs, la hausse de la production resterait contenue. La production pourrait atteindre 1,0–1,1 million de barils par jour, sans effet durable sur les prix mondiaux.

 Scénario 2 – Ouverture Contrôlée (2–3 ans)

Avec un élargissement du régime de licences et une stabilisation des approvisionnements en diluants et équipements, la production pourrait atteindre 1,3–1,5 million de barils par jour. Ce niveau serait susceptible d’influencer les équilibres régionaux et d’exercer une pression sur les prix du pétrole lourd.

 Scénario 3 – Intégration Complète (3–5 ans)

Si les incertitudes politiques et juridiques sont largement levées et que de nouveaux développements de champs sont lancés, la production pourrait atteindre 1,8–2,0 millions de barils par jour. À ce stade, le pétrole vénézuélien redeviendrait un acteur significatif de l’équation mondiale de l’offre, avec un impact potentiel sur les équilibres internes de l’OPEP.

VI. Évaluation SAVYNOR : Le Pétrole Vénézuélien n’est pas une Histoire de Réserves, mais une Architecture de Contrôle

 Du point de vue de SAVYNOR, l’essence du dossier vénézuélien est claire : la richesse souterraine, à elle seule, ne constitue pas un pouvoir. Le pouvoir n’émerge que lorsque les réserves se transforment en production, la production en flux d’exportation, les exportations en approvisionnements compatibles avec les raffineries, et que l’ensemble s’inscrit dans un cadre financier et juridique fonctionnel.

Pour cette raison, l’impact mondial du pétrole vénézuélien dépendra moins d’un changement politique que de la manière dont cette architecture de contrôle sera construite. Le Venezuela apparaît ainsi non seulement comme un producteur, mais comme un cas d’école révélant le fonctionnement réel du système énergétique et financier mondial.

---

베네수엘라 석유 파일: 매장량 강국에서 생산 소국으로, 그리고 지정학적 지렛대로

서류상으로 베네수엘라는 세계에서 가장 많은 확인된 석유 매장량을 보유한 국가다. 그러나 실제 생산과 수출 역량 측면에서 베네수엘라는 지난 10년 동안 ‘매장량의 힘’과 ‘시장 영향력’ 사이의 괴리를 가장 극명하게 보여주는 사례가되었다. 이 때문에 베네수엘라를 단순히 “누가 정권을 잡고 있는가”라는 정치적 논쟁으로만 해석하는 것은 핵심을 놓치는 것이다. 결정적인 변수는 지하에 존재하는 석유의 성격, 이를 생산 가능하게 만드는 기술과 자본, 세계 시장과 연결하는 물류 및 정유 인프라의 적합성, 그리고 이 모든 것을 규정하는 제재와 계약 구조에 있다.

I. 매장량의 현실: 3,030억 배럴의 존재, 그러나 석유의 성질이 모든 것을 바꾼다

 미국 에너지정보청(EIA)에 따르면 베네수엘라의 확인된 석유 매장량은 약 3,030억 배럴로, 이는 전 세계 매장량의 약17%에 해당한다. 그러나 이 매장량의 대부분은 오리노코 벨트에 집중되어 있으며, 초중질유(extra-heavy oil)라는특성을 지닌다. 이 유형의 원유는 중동의 전통적인 경질유에 비해 생산, 운송, 상업적 제품으로의 전환 과정이 훨씬 복잡하고 비용이 많이 든다.

 오리노코 초중질유는 생산 과정에서 고강도의 열적·화학적 공정이 필요하며, 유동성을 확보하기 위해 대량의 희석제가 요구된다. 업그레이딩과 블렌딩을 거치지 않으면 다수의 정유시설에서 처리 자체가 제한적이다. 생산 체인의 어느한 지점에서 문제가 발생하더라도, 이는 단순히 배럴당 비용 상승에 그치지 않고 생산의 지속성 자체를 위협한다. 따라서 베네수엘라의 핵심 질문은 “얼마나 많은 매장량이 존재하는가”가 아니라, “이 매장량 중 얼마가 어떤 투자와 기술, 어떤 시간표에 따라 실제 시장으로 유입될 수 있는가”이다.

 II. 생산 제약: 매장량 대국의 일일 생산이 100만 배럴 이하에 머무는 이유

 EIA의 국가 분석에 따르면 베네수엘라는 2023년 기준 전 세계 원유 생산의 약 0.8%에 불과했다. OPEC 자료를 바탕으로 한 보고서에서도 2024년 평균 생산량은 하루 86만~92만 배럴 수준에 머물렀으며, 2025년 상반기에도 약90만 배럴 전후에서 등락을 보인 것으로 나타난다.

 이러한 매장량과 생산량 간의 격차는 네 가지 구조적 요인에서 비롯된다. 노후화된 유전과 만성적인 유지보수 부족, 초중질유 생산에 따른 희석제 의존성, 업그레이더와 정유 체인의 취약성, 그리고 제재와 자본 제약이 생산을 구조적으로 제한하는 환경이다. 이러한 조건 속에서 베네수엘라 석유는 단기간에 생산량을 자유롭게 조절할 수 있는 자원이 아니다.

 III. 제재와 계약 구조: 석유 흐름을 규정하는 정치적 밸브

 베네수엘라 석유가 글로벌 시스템에 연결되는 데 있어 가장 결정적인 요소 중 하나는 미국 제재에 의해 형성된 라이선스 체계다. 미 재무부 해외자산통제국(OFAC)이 정의하는 한시적 라이선스는 어떤 기업이 석유를 구매할 수 있는지를넘어, 희석제와 장비 조달 가능 여부, 수익 흐름의 경로, 신규 투자 집행 가능성까지 규정한다.

 이로 인해 베네수엘라 석유 문제는 단순한 상업 거래가 아니라, 제재 법제와 상류부문 엔지니어링이 교차하는 영역이되었다. 석유의 흐름은 이제 물리적 생산 능력보다 정치적·금융적 허가 메커니즘에 더 크게 의존하고 있다.

IV. 미국이 베네수엘라를 주목하는 이유: 정유 적합성과 중질유 논리

 베네수엘라 석유의 지정학적 가치는 미국 멕시코만 연안 정유 인프라와의 기술적 적합성에서 중요한 부분을 차지한다. 미국 정유 시스템의 상당수는 중질유 처리를 전제로 설계되었으며, 코킹(coking) 설비를 통해 황 함량이 높은 초중질유도 처리할 수 있다.

이러한 적합성은 베네수엘라 석유를 미국에 있어 단순한 공급 대안이 아니라, 정유 최적화와 수입 포트폴리오 관리 측면에서 전략적 선택지로 만든다. 베네수엘라 원유가 다시 본격적으로 유입될 경우, 캐나다 중질유는 물론 중동 및 중남미 산 원유와의 경쟁 구도 역시 새롭게 형성될 수 있다.

 V. 시간과 비용: 베네수엘라 석유는 언제 ‘실질적 공급’이 되는가

 베네수엘라에서 의미 있는 생산 증가는 정치적 결정만으로 가능하지 않다. 이는 기술적·재정적 문턱을 넘는 문제다. 유정 워크오버 및 재완결 프로그램, 전력·증기·주입 인프라의 복구, 업그레이딩 및 블렌딩 설비의 정상화, 희석제 공급망의 안정화, 그리고 서비스 기업을 위한 금융 채널 재개가 필수 조건이다.

 이러한 맥락에서 단기적으로는 기존 유전에 대한 유지보수와 제한적 개선을 통해 소폭의 생산 증가가 가능하다. 그러나 실질적인 생산 능력 확대는 중기적 관점에서 통합 투자 패키지를 전제로 한다.

 시나리오 분석: 베네수엘라 석유의 복귀

 시나리오 1 – 제한적 정상화 (0~18개월)

제재가 부분적으로 완화되지만 대규모 신규 투자가 이루어지지 않는 경우, 생산 증가는 유지보수 및 물류 개선 수준에그친다. 일일 생산량은 100만~110만 배럴 수준까지 도달할 수 있으나, 글로벌 가격에 지속적인 영향을 주기는 어렵다.

 시나리오 2 – 통제된 개방 (2~3년)

라이선스 체계가 확대되고 희석제 및 장비 공급이 안정화될 경우, 생산량은 하루 130만~150만 배럴까지 증가할 수있다. 이는 지역적 공급 균형에 영향을 미치며, 중질유 시장에서 가격 압박 요인으로 작용할 수 있다.

 시나리오 3 – 완전 통합 (3~5년)

정치적·법적 불확실성이 상당 부분 해소되고 신규 유전 개발 투자가 개시될 경우, 생산량은 하루 180만~200만 배럴수준에 이를 수 있다. 이 단계에서 베네수엘라 석유는 글로벌 공급 방정식에서 다시 의미 있는 행위자로 부상하며, OPEC 내부 균형에도 영향을 줄 수 있다.

VI. SAVYNOR 평가: 베네수엘라 석유는 매장량의 이야기가 아니라 ‘통제 구조’의 문제다

 SAVYNOR의 관점에서 베네수엘라 석유 파일의 본질은 명확하다. 지하 자원 자체는 곧 힘이 아니다. 힘은 매장량이생산으로, 생산이 수출 흐름으로, 수출이 정유 적합성을 갖춘 공급으로 전환되고, 이 모든 과정이 금융 및 제재 구조와연결될 때 비로소 현실화된다.

 따라서 베네수엘라 석유의 글로벌 영향력은 정치적 변화보다 이러한 통제 구조가 어떻게 설계되고 작동하느냐에 의해좌우될 것이다. 이 점에서 베네수엘라는 단순한 산유국이 아니라, 글로벌 에너지 및 금융 질서가 실제로 어떻게 작동하는지를 보여주는 대표적인 사례라 할 수 있다.

---

Нефтяное досье Венесуэлы: от гиганта запасов к карлику добычи и далее к геополитическому рычагу

На бумаге Венесуэла обладает крупнейшими в мире доказанными запасами нефти. Однако с точки зрения фактической добычи и экспортных возможностей за последнее десятилетие она стала одним из самых наглядных примеров разрыва между «мощью запасов» и «рыночной силой». Поэтому рассматривать венесуэльское досье исключительно через призму вопроса о том, кто находится у власти, означает упускать ключевой фактор. Определяющее значение имеет характер нефти в недрах, технологии и капитал, необходимые для превращения её в коммерческий ресурс, логистическая инфраструктура и совместимость с нефтеперерабатывающими мощностями, а также архитектура санкций и контрактов, которая накрывает всю эту цепочку.

 I. Реальность запасов: 303 миллиарда баррелей есть, но качество нефти меняет всё

 По данным Управления энергетической информации США (EIA), доказанные запасы нефти Венесуэлы составляют около 303 миллиардов баррелей, что эквивалентно примерно 17 % мировых запасов. Однако основная часть этих ресурсов сосредоточена в поясе Ориноко и относится к категории сверхтяжёлой нефти. Добыча, транспортировка и превращение такого сырья в товарный продукт значительно сложнее и дороже по сравнению с традиционной ближневосточной нефтью.

Сверхтяжёлая нефть Ориноко требует интенсивных термических и химических технологий добычи. Для обеспечения текучести необходимы значительные объёмы разбавителей, а без процессов апгрейдинга и блендинга её переработка на многих НПЗ ограничена. Сбой на любом участке производственной цепочки влияет не только на себестоимость барреля, но и напрямую угрожает непрерывности добычи. Поэтому ключевой вопрос для Венесуэлы заключается не в том, «сколько нефти имеется», а в том, «какая часть этих запасов, с какими инвестициями и технологиями и в какие сроки может реально выйти на рынок».

 II. Ограничения добычи: почему у державы запасов производство застряло ниже 1 млн баррелей в сутки

 В страновом анализе EIA подчёркивается, что в 2023 году Венесуэла обеспечивала лишь около 0,8 % мировой добычи нефти. Данные, основанные на отчётах ОПЕК, показывают, что средний уровень добычи в 2024 году колебался в диапазоне 0,86–0,92 млн баррелей в сутки, а в первой половине 2025 года удерживался примерно на уровне 0,9 млн баррелей в сутки.

 Этот разрыв между запасами и добычей объясняется четырьмя структурными факторами: старением месторождений и хроническим дефицитом технического обслуживания, зависимостью от разбавителей при добыче сверхтяжёлой нефти, уязвимостью цепочки апгрейдеров и НПЗ, а также ограничивающим воздействием санкций и дефицита капитала. В результате венесуэльская нефть не является ресурсом, который можно быстро включать и выключать в ответ на рыночную конъюнктуру.

III. Санкции и контрактная архитектура: политический вентиль нефтяных потоков

 Одним из ключевых факторов интеграции венесуэльской нефти в глобальную систему остаётся лицензионный режим, сформированный санкциями США. Временные лицензии, определяемые Управлением по контролю за иностранными активами (OFAC), регулируют не только круг компаний, имеющих право покупать нефть, но и возможность поставок разбавителей и оборудования, маршруты движения доходов и перспективы новых инвестиций в отрасль.

 В результате нефтяное досье Венесуэлы представляет собой не столько вопрос классической торговли, сколько зону пересечения санкционного права и upstream-инжиниринга. Потоки нефти всё в большей степени зависят не от физической производственной мощности, а от политических и финансовых разрешительных механизмов.

IV. Почему США обращают внимание на Венесуэлу: совместимость НПЗ и логика тяжёлой нефти

 Значительная часть геополитической ценности венесуэльской нефти обусловлена её технической совместимостью с нефтеперерабатывающей инфраструктурой побережья Мексиканского залива США. Существенная доля американских НПЗ изначально проектировалась под переработку тяжёлых сортов нефти и располагает мощностями коксования, позволяющими обрабатывать сырьё с высоким содержанием серы.

 Эта совместимость делает венесуэльскую нефть для США не просто альтернативным источником поставок, а стратегическим инструментом оптимизации НПЗ и управления импортным портфелем. Возобновление устойчивых поставок из Венесуэлы может привести к новой конкурентной динамике с канадской тяжёлой нефтью, а также с поставками из Ближнего Востока и Латинской Америки.

V. Время и стоимость: когда венесуэльская нефть может стать «реальным предложением»

 Существенный рост добычи в Венесуэле невозможен исключительно за счёт политических решений. Он определяется преодолением технических и финансовых порогов: программами капитального ремонта и повторного завершения скважин, восстановлением энергетической, паровой и закачной инфраструктуры, приведением в рабочее состояние мощностей апгрейдинга и блендинга, стабильностью цепочек поставок разбавителей и открытием финансовых каналов для сервисных компаний.

В краткосрочной перспективе возможен лишь ограниченный рост добычи за счёт технического обслуживания действующих месторождений. Реальное расширение производственных мощностей требует среднесрочных комплексных инвестиционных программ.

 Сценарный анализ: возвращение венесуэльской нефти

 Сценарий 1 – Ограниченная нормализация (0–18 месяцев)

При частичном смягчении санкций и отсутствии масштабных новых инвестиций рост добычи будет ограничен мерами по обслуживанию и логистике. Добыча может достичь 1,0–1,1 млн баррелей в сутки, однако устойчивого влияния на мировые цены это не окажет.

 Сценарий 2 – Контролируемое открытие (2–3 года)

При расширении лицензионного режима и стабилизации поставок разбавителей и оборудования добыча может вырасти до 1,3–1,5 млн баррелей в сутки. Такой уровень способен повлиять на региональные балансы и оказать давление на рынок тяжёлой нефти.

 Сценарий 3 – Полная интеграция (3–5 лет)

В случае существенного снижения политической и правовой неопределённости и начала новых проектов по разработке месторождений добыча может достигнуть 1,8–2,0 млн баррелей в сутки. В этом случае венесуэльская нефть вновь станет значимым фактором в глобальном уравнении предложения и сможет повлиять даже на внутренние балансы ОПЕК.

VI. Оценка SAVYNOR: венесуэльская нефть — это не история запасов, а архитектура контроля

 С точки зрения SAVYNOR суть венесуэльского досье предельно ясна: подземные ресурсы сами по себе не являются силой. Сила возникает лишь тогда, когда запасы превращаются в добычу, добыча — в экспортные потоки, экспорт — в поставки, совместимые с НПЗ, а вся цепочка интегрируется в работающую финансовую и санкционную архитектуру.

 Поэтому глобальное влияние венесуэльской нефти будет определяться не столько политическими изменениями, сколько тем, как именно будет выстроена и функционировать эта архитектура контроля. В этом смысле Венесуэла является не просто нефтедобывающей страной, а показательным примером того, как на практике работает мировой энергетический и финансовый порядок.