Trump, il petrolio venezuelano e il “No” delle Big Oil: tra sogni politici e la dura realtà delle raffinerie

La scorsa settimana, il tentativo del Presidente Donald Trump di convincere i dirigenti petroliferi statunitensi a investire le somme colossali necessarie per rianimare il settore petrolifero venezuelano si è scontrato con un muro di gomma, o meglio, con un muro di bilanci. L’entusiasmo politico, come spesso accade, ha dovuto fare i conti con la memoria lunga degli investitori privati.

L’amministratore delegato di Exxon Mobil, Darren Woods, ha offerto la valutazione più cruda, definendo il Venezuela “non investibile” nell’attuale quadro giuridico e commerciale. Sulla stessa linea Ryan Lance di ConocoPhillips, che ha ricordato al Presidente una spiacevole realtà: la sua compagnia ha perso miliardi quando uscì dal paese sotto il regime di Chavez. La nazionalizzazione del 2007, che espropriò gli asset di chi rifiutava di cedere la maggioranza a PDVSA, brucia ancora.

Non tutto è perduto per Trump, però. Alcuni attori minori o già esposti, come Hilcorp e Chevron (che già produce 240.000 barili al giorno), si sono detti pronti a intervenire. Ma per tornare ai fasti degli anni ’70 (3,5 milioni di barili al giorno) servono ben altri capitali.

Il problema tecnico: non tutto il petrolio è uguale

Al di là della politica, c’è un problema industriale che spesso sfugge ai non addetti ai lavori: la capacità di raffinazione. I raffinatori statunitensi amano il greggio venezuelano, ma solo a certe condizioni.

Il greggio Merey del Venezuela è un “peso massimo”: ha una gravità API bassissima ed è ricco di zolfo. Per trasformare questo bitume in benzina o diesel di valore, servono impianti complessi dotati di unità di coking. Il coking è un processo termico, quasi una “cottura” del petrolio pesante, che separa il coke solido dai liquidi più leggeri. L’alternativa è l’idrocracking, che usa idrogeno ad alta pressione. Senza questi impianti, il petrolio venezuelano è quasi inutile.

Petrolio : i diversi tipi per peso e acidità

Ecco la situazione delle raffinerie USA in sintesi:

• Capacità limitata: Meno della metà delle raffinerie USA possiede un coker. Si tratta di un impianto necessario per lavorare i petroli con alta presenza di zolfo, come quello venezuelano o canadese.  Un altro processo utilizzato per questo tipo di petrolio pesante è l’hydrocracking, un preocedimento con iniezione d’idrogeno ad alta pressione che spezza le molecole più grandi per ottenere  idrocarburi più leggeri. 
• Geografia: Le strutture adatte si trovano quasi esclusivamente nel Golfo del Messico e sulla East Coast (es. Valero, Marathon, Phillips 66).
• Il gioco delle sedie: Aumentare l’import dal Venezuela non significa necessariamente aumentare la domanda totale. Significa spiazzare altri fornitori di greggio pesante, come il Canada (Western Canadian Select) o il Messico (Maya).

In pratica, se arriva più petrolio da Caracas, ne arriverà meno dall’Alberta o dal Medio Oriente, beneficiando forse i raffinatori del Midwest che otterranno sconti sul greggio canadese in eccesso, ma senza creare un boom generalizzato.

Un’infrastruttura al collasso

Infine, c’è il conto da pagare per decenni di socialismo reale e mancata manutenzione. Secondo la società di intelligence satellitare Kayrros, l’infrastruttura energetica venezuelana è in uno stato “catastrofico”.

• Serbatoi di stoccaggio corrosi e inutilizzabili.
• Le raffinerie di Amuay e Cardón operano sotto il 20% della capacità, ridotte a semplici magazzini.
• La rete di oleodotti (oltre 2.000 miglia) non viene aggiornata da 50 anni.

La stima dei costi per rimettere in piedi il “giocattolo”? Enormi. Secondo Rystad Energy, servono 53 miliardi di dollari nei prossimi 15 anni solo per mantenere la produzione attuale. 100 miliardi per rifare la rete di oleodotti.. Per tornare a 3 milioni di barili, la cifra schizza a 183 miliardi di dollari. Una somma che equivale all’intero investimento in capitale (Capex) del Nord America per un anno intero. Difficile che i privati si lancino in questa avventura senza garanzie blindate che, ad oggi, Caracas non può offrire.

Domande e risposte

Perché le grandi compagnie USA non vogliono investire in Venezuela nonostante l’invito di Trump? La memoria finanziaria è lunga. Nel 2007, sotto Hugo Chavez, il Venezuela ha nazionalizzato gli asset petroliferi, causando perdite miliardarie a giganti come Exxon e ConocoPhillips. Attualmente, le leggi venezuelane sugli idrocarburi e l’instabilità politica rendono il paese “non investibile” per chi cerca certezze legali. Senza garanzie sul controllo delle operazioni e sul rimpatrio dei profitti, le Big Oil preferiscono guardare altrove, lasciando spazio solo a chi è già presente, come Chevron, o a compagnie private più propense al rischio.

Le raffinerie americane possono lavorare tutto il petrolio venezuelano che arriverebbe? No, ed è un limite tecnico fondamentale. Il petrolio venezuelano è molto pesante e ricco di zolfo (acido). Per lavorarlo servono raffinerie complesse dotate di impianti di “coking” (che rompono le molecole pesanti). Meno della metà delle raffinerie USA ha questa tecnologia, concentrata soprattutto nel Golfo del Messico. Le raffinerie progettate per il petrolio leggero (come lo shale oil americano) non possono processare il greggio di Caracas. Pertanto, c’è un tetto fisico alla quantità di greggio venezuelano che gli USA possono assorbire.

In che condizioni si trova l’industria petrolifera venezuelana oggi? Le condizioni sono disastrose a causa di decenni di mancati investimenti. Le stime indicano che un terzo della capacità di stoccaggio è inutilizzabile per corrosione e le raffinerie lavorano a meno del 20% del potenziale. La rete di oleodotti non viene ammodernata da cinquant’anni. Per riportare la produzione a livelli significativi (3 milioni di barili/giorno) servirebbero circa 183 miliardi di dollari di investimenti. Si tratta di una ricostruzione quasi totale, non di semplice manutenzione, rendendo l’impresa titanica dal punto di vista economico.

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