La distanza tra lo “storico accordo” pomposamente annunciato sui social ore fa e i barili effettivamente prodotti è enorme.
Trump ha definito l’intesa “the biggest oil deal in world history”. Gli Stati Uniti otterrebbero il controllo maggioritario su oltre 65 miliardi di barili di riserve provate venezuelane (circa un quinto del totale del Paese, stimato in 303 miliardi) tramite una partnership con privati, senza costi per i contribuenti americani. Il piano parla dello sviluppo di 17 campi strategici, circa 100 miliardi di dollari di investimenti privati e ricavi fiscali per Caracas superiori ai 200 miliardi. Rubio l’ha descritto come un accodo “win-win”: petrolio a basso costo per le raffinerie USA e ricostruzione per il Venezuela.
Tutto molto bello. Il problema è proprio la qualità del greggio. La stragrande maggioranza delle riserve venezuelano si trova nella Faja dell’Orinoco ed è notoriamente di qualità extrapesante, con API spesso di 8-10°, a volte anche meno. in parole povere, è un petrolio viscoso come il bitume, quasi solido a temperatura ambiente, alto in zolfo, metalli e asfalteni. Non può fluire da solo nei tubi. Serve diluente (nafta/condensato, che il Venezuela deve importare in grandi quantità) oppure un “upgrader” che lo trasformi in greggio sintetico più leggero. Gli upgrader esistenti in Venezuela sono in gran parte degradati dopo anni di scarsa manutenzione.
Giustamente Amena Bakr, esperta di mercati energetici, flussi OPEC+ e petrolio venezuelano, fa notare che servono anni di investimenti massicci e continui solo per superare 1,5 milioni di barili al giorno. Oggi la produzione è risalita a circa 1,2-1,25 milioni di bpd (il livello più alto dal 2019), ma resta lontanissima dal picco storico di 3,5 milioni della fine anni ’90. Stime serie parlano di 100-180 miliardi di dollari e molti anni (spesso oltre il 2030-2040) per avvicinarsi a 2-3 milioni di bpd, con gran parte dei soldi destinati a infrastrutture: oleodotti vecchi, energia elettrica, storage, terminali di esportazione e ripristino degli upgrader.
Le raffinerie della Costa del Golfo USA sono tra le poche al mondo già configurate per questo tipo di greggio pesante e acido (coker e unità di conversione profonda), quindi il potenziale commerciale esiste. Ma il collo di bottiglia non è solo tecnologico: è anche politico e legale. I dettagli dell’accordo sono ancora scarsi, la legittimità del governo Rodriguez è contestata e le compagnie petrolifere guardano al rischio-Paese prima di impegnare decine di miliardi. Senza stabilità e certezza contrattuale, i soldi arriveranno a singhiozzo. Nessuno fa un investimento del genere senza la ragionevole certezza di un ritorno in un arco di decenni e la situazione politica in Venezuela è oggi lontana dal potersi definire stabile.
In sintesi, l’annuncio c’è, le riserve ci sono, le raffinerie americane sono pronte. Ma il petrolio venezuelano non è pronto per l’uso. Serviranno tempo, tecnologie specifiche e, soprattutto, e capitali enormi e costanti. E questa è una storia ancora tutta da scrivere.
