Il petrolio più sporco del mondo può salvare gli USA? La scommessa rischiosa sul Venezuela

“L’oro nero dell’Orinoco” torna al centro della scena internazionale mentre Washington valuta se riaprire davvero il rubinetto del petrolio venezuelano. Dopo l’operazione militare che ha portato al rovesciamento del potere a Caracas e alla cattura di Nicolás Maduro nei primi giorni di gennaio 2026, Donald Trump ha annunciato l’intenzione di rimettere in moto i giacimenti con l’ingresso diretto delle grandi compagnie statunitensi. Un’operazione presentata come tecnica e industriale, ma che intreccia energia, diritto internazionale, sanzioni, ambiente e rapporti di forza globali.

Nello Stato di Monagas, a est del Venezuela, il cielo notturno continua a essere illuminato dalle torce del flaring, il gas bruciato in eccesso durante l’estrazione del greggio. Gli abitanti parlano di “notti illuminate”, ma dietro quell’effetto visivo c’è uno spreco energetico massiccio e un costo climatico rilevante. Nel 2024, secondo le stime internazionali, il flaring globale ha prodotto circa 389 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente, il livello più alto dal 2007. È da questo scenario che l’amministrazione statunitense immagina di rilanciare la produzione venezuelana, sostenendo che le infrastrutture vadano “riparate” e riportate a regime. Ma il contesto reale è più complesso.

Il Venezuela possiede riserve petrolifere provate stimate in oltre 303 miliardi di barili, le più elevate al mondo, concentrate in gran parte nella Faja del Orinoco. Si tratta però in larga misura di greggi extra-pesanti e ad alto contenuto di zolfo, difficili da estrarre, costosi da trasportare e complessi da raffinare. Nel linguaggio dell’industria sono crudi densi e viscosi, che richiedono diluenti importati o processi di upgrading industriale prima di poter essere esportati. L’abbondanza geologica non si è mai tradotta automaticamente in facilità produttiva.

Negli ultimi venticinque anni la produzione è crollata. Dai livelli superiori ai 3,5 milioni di barili al giorno alla fine degli anni Novanta si è passati, nel periodo 2024-2025, a una forchetta compresa tra 900 mila e 1,1 milioni di barili al giorno. Le cause sono note: le nazionalizzazioni, i contenziosi legali, le sanzioni finanziarie ed energetiche, la perdita di personale qualificato all’interno di PDVSA (Petróleos de Venezuela S.A.), la carenza cronica di diluenti e il deterioramento degli impianti di upgrading situati nel polo industriale di José.

Dopo la cattura di Maduro, Trump ha promesso un ritorno in grande stile delle major statunitensi, parlando di investimenti e rilancio produttivo. I mercati hanno reagito inizialmente con entusiasmo, soprattutto nel comparto energetico, ma già nelle ore successive sono emerse perplessità. Diverse fonti industriali hanno riferito che i grandi gruppi non erano stati consultati prima dell’annuncio e che i primi contatti formali sarebbero avvenuti solo in un secondo momento. In questo quadro, Chevron, già presente nel Paese attraverso joint venture storiche, ha mantenuto una linea prudente, ribadendo la necessità di operare nel pieno rispetto delle leggi e delle autorizzazioni in vigore.

I numeri spiegano lo scetticismo. Secondo analisti indipendenti, i progetti nella Faja del Orinoco richiedono costi di pareggio spesso superiori agli 80 dollari al barile, a causa delle spese di upgrading, diluizione e logistica. A ciò si aggiungono i rischi politici e la memoria degli espropri passati. Per diversi osservatori si tratta di un’operazione potenzialmente redditizia solo in scenari di prezzi elevati e stabilità istituzionale, condizioni che oggi non sono garantite.

Il nodo centrale resta l’infrastruttura. Il sistema di esportazione del greggio venezuelano ruota attorno al Complesso Industriale di José, dove operano quattro grandi upgrader: Petromonagas, Petropiar, Petrocedeño e Petrosanfélix, per una capacità nominale complessiva di circa 600-650 mila barili al giorno. Negli ultimi anni, tra corrosione degli impianti, blackout elettrici, incendi e mancanza di pezzi di ricambio, l’utilizzo effettivo è sceso drasticamente. In molti casi si è dovuto ricorrere al blending con nafta importata, aumentando i costi e la dipendenza dall’estero.

Questo degrado ha avuto effetti immediati sulla produzione. Dopo il rafforzamento delle sanzioni statunitensi nel gennaio 2026, PDVSA ha chiesto riduzioni operative a diverse joint venture per la mancanza di stoccaggi e diluenti, accumulando milioni di barili in floating storage. Il paradosso è evidente: un Paese con riserve immense frenato da colli di bottiglia tecnici e gestionali.

L’interesse degli Stati Uniti è in larga parte industriale. Le raffinerie della Gulf Coast sono progettate per lavorare crudi pesanti e solforosi, come quelli venezuelani, grazie a unità di coking e idrogenazione. La riduzione delle forniture da Venezuela e Russia, dovuta alle sanzioni, ha costretto molti impianti a modificare la miscela di alimentazione, con costi più elevati. Un ritorno stabile del greggio Merey e degli stream dell’Orinoco potrebbe migliorare i margini, ma solo a fronte di volumi affidabili e di un quadro legale prevedibile.

Sul tavolo pesano anche i contenziosi del passato. ConocoPhillips vanta un lodo arbitrale del Centro Internazionale per la Risoluzione delle Controversie sugli Investimenti (ICSID) da circa 8,7 miliardi di dollari, cifra cresciuta con gli interessi. Per ExxonMobil, una decisione del 2014 è stata in gran parte annullata in appello, con un risarcimento finale di circa 260 milioni di dollari, già pagati, ma con margini teorici per ulteriori rivendicazioni. Questi precedenti incidono pesantemente sulla valutazione del rischio Paese.

Le stime più ottimistiche parlano di un possibile incremento produttivo compreso tra 200 mila e 500 mila barili al giorno nel medio periodo, ma solo se verranno ripristinate infrastrutture, forniture di diluenti e capacità logistiche. I tempi tecnici restano lunghi. Reuters ha riportato che la stessa PDVSA ha predisposto piani per mantenere la produzione del progetto Petropiar tra 105 mila e 138 mila barili al giorno anche in caso di ritiro delle licenze a Chevron, segno di una resilienza limitata senza partner tecnologici e finanziari.

Nel 2024, secondo le stime dell’OPEC (Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio), la produzione media venezuelana si è attestata intorno a 952 mila barili al giorno, con esportazioni pari a circa 806 mila barili al giorno. Numeri modesti se rapportati alle riserve e alla capacità storica del Paese. Un rilancio strutturale richiederebbe investimenti per decine di miliardi di dollari e riforme istituzionali profonde.

Resta infine il nodo ambientale. I greggi extra-pesanti venezuelani presentano un’intensità emissiva elevata lungo l’intero ciclo di vita: estrazione più energivora, necessità di diluizione o upgrading, raffinazione complessa e trasporti onerosi. Il flaring e le emissioni di metano aggravano ulteriormente il bilancio. L’IEA (Agenzia Internazionale dell’Energia) colloca il Venezuela tra i Paesi con le più alte intensità di emissioni metaniche a monte e una flaring intensity circa dieci volte superiore alla media globale. La stessa IEA ricorda che in uno scenario compatibile con il limite di 1,5 °C non esiste spazio complessivo per nuovi grandi progetti petroliferi a lungo ciclo.

Nel 2024, la World Bank (Banca Mondiale) ha registrato un flaring globale compreso tra 148 e 151 miliardi di metri cubi, un massimo degli ultimi quindici anni. Il Venezuela figura tra i nove Paesi responsabili di circa il 75% del totale, pur rappresentando solo una frazione della produzione mondiale. Senza interventi seri sul recupero del gas associato e sulla riduzione delle perdite di metano, qualsiasi piano industriale rischia di aggravare un problema già critico.

Sul piano geopolitico, un ritorno consistente del petrolio venezuelano inciderebbe soprattutto sul segmento dei crudi heavy-sour, con effetti sui differenziali di prezzo e sui margini di raffinazione negli Stati Uniti, in Europa e in Asia. Potrebbe inoltre ridisegnare i flussi oggi diretti verso la Cina, con implicazioni per i rapporti tra Pechino e Caracas e per gli equilibri all’interno di OPEC+. Ma senza una cornice giuridica stabile, è probabile che molte major restino caute.

La questione di fondo non è se il Venezuela possieda petrolio. Ne possiede più di chiunque altro. La vera domanda è se la promessa di Donald Trump di riaccendere i pozzi con il supporto delle compagnie statunitensi possa reggere alla prova dei fatti: la complessità tecnica dei crudi extra-pesanti, il peso degli arbitrati internazionali, la fragilità delle infrastrutture e l’evidenza dei limiti climatici. Se queste variabili non verranno affrontate insieme, le “notti illuminate” di Monagas rischiano di restare il simbolo di un’occasione mancata e di un costo distribuito ben oltre i confini venezuelani.

Fonti utilizzate: Reuters, IEA – International Energy Agency, World Bank, OPEC, ICSID, PDVSA, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Agenzie energetiche statunitensi, Dati satellitari sul flaring globale.