Venerdì sera Donald Trump ha annunciato quella che ha definito la più grande operazione petrolifera della storia: il controllo statunitense su oltre 65 miliardi di barili di riserve in Venezuela, con la promessa di raddoppiare le riserve americane e di abbassare "sostanzialmente" il prezzo della benzina. Il mercato ha risposto lunedì con il Brent, il greggio di riferimento europeo, in rialzo del 2,9% a 90,64 dollari al barile. Non un ribasso: un rialzo. Questo scarto tra annuncio e reazione dei prezzi è il punto centrale della vicenda, e vale la pena smontarlo pezzo per pezzo.
Trump - Venezuela: cosa è stato firmato davvero
L'intesa nasce dopo la cattura di Nicolás Maduro da parte delle forze statunitensi a gennaio e l'insediamento di Delcy Rodríguez come presidente ad interim, che sempre a gennaio ha fatto approvare una modifica normativa per aprire l'industria petrolifera nazionale ai capitali stranieri. Secondo quanto riferito da un funzionario della Casa Bianca, l'accordo crea una joint venture, cioè una società costituita in comune da più soggetti, tra il governo americano e un operatore privato venezuelano.
A questa nuova società vengono assegnate concessioni della durata di 100 anni su 17 giacimenti che contengono circa 63 miliardi di barili di riserve provate, con un obiettivo produttivo dichiarato superiore a 1,5 milioni di barili al giorno.
Washington ottiene circa il 55% della produzione effettiva, ripartita tra una quota azionaria vera e propria e un diritto di prelievo a costo, il cosiddetto offtake at-cost: in pratica il diritto di comprare il greggio al costo di produzione anziché al prezzo di mercato. Quel petrolio, ha spiegato la Casa Bianca, servirà a riempire la Strategic Petroleum Reserve e a coprire i fabbisogni delle forze armate. Il segretario di Stato Marco Rubio ha parlato di quasi 100 miliardi di dollari di investimenti privati destinati al Venezuela. Sulla carta nasce la seconda compagnia petrolifera privata al mondo per riserve, dietro la sola Saudi Aramco.
Perché le riserve di petrolio non muovono il prezzo
Le riserve provate sono uno stock: la quantità di petrolio che, con le tecnologie e i prezzi attuali, si stima di poter estrarre da un giacimento con ragionevole certezza. Sono barili che stanno ancora sottoterra. La produzione è invece un flusso: quanti barili escono ogni giorno. Il prezzo del petrolio si forma sul flusso, non sullo stock, perché chi compra oggi ha bisogno di una consegna a settembre, non di un diritto su una riserva geologica che verrà sviluppata nei prossimi decenni.
Il Venezuela ha le riserve provate più abbondanti del pianeta, circa 303 miliardi di barili, ma produce oggi poco più di 1,1 milioni di barili al giorno. Prima del 1999 ne produceva 3,5 milioni. In mezzo ci sono venticinque anni di mancati investimenti e di impianti lasciati deteriorare.
Le importazioni americane di greggio venezuelano sono già quadruplicate quest'anno, arrivando a circa 600 mila barili al giorno, il livello più alto dalle sanzioni del 2019: il Venezuela è oggi il secondo fornitore estero degli Stati Uniti dopo il Canada. È molto, ma su un mercato globale che consuma oltre 100 milioni di barili al giorno resta una frazione.
Il problema tecnico: quel greggio non si carica così
C'è poi un ostacolo fisico che raramente entra nei comunicati. Il petrolio della Fascia dell'Orinoco, dove si concentrano le riserve, è extra pesante e acido: pesante significa molto denso e viscoso, quasi solido a temperatura ambiente; acido significa ricco di zolfo. Per poterlo trasportare in oleodotto e caricarlo su una nave bisogna prima diluirlo con un idrocarburo leggero, il diluente, oppure lavorarlo in impianti chiamati upgrader, che lo trasformano in greggio sintetico più leggero e vendibile.
Il Venezuela ha quattro upgrader e sono in condizioni precarie dopo anni di manutenzione mancata, mentre la quasi totalità del diluente va importata. Un dettaglio dice molto sul groviglio in cui ci si muove: buona parte del recupero produttivo dell'Orinoco negli ultimi anni è avvenuta grazie a diluenti arrivati dall'Iran, cioè dallo stesso paese la cui crisi tiene oggi bloccato Hormuz. Rimettere in funzione quegli impianti è, secondo diversi analisti del settore, la strada più rapida per far salire la produzione, ed è comunque una strada che si misura in trimestri e in anni, non in settimane.
Le voci degli esperti convergono. Claudio Galimberti, capo economista di Rystad Energy, avverte che bisogna mettere in conto "diversi trimestri e, in parecchi casi, anni". Patrick De Haan di GasBuddy è ancora più netto sul fronte dei distributori: estrarre e pompare quel greggio richiederà moltissimo tempo, e i prezzi dei carburanti non si muoveranno né domani né nei prossimi mesi.
Luisa Palacios, ex presidente di Citgo e oggi alla Columbia University, stima che per riportare il Paese ai livelli storici servano miliardi di dollari di investimenti esteri distribuiti su almeno un decennio. Rob Thummel di Tortoise Capital aggiunge l'argomento che pesa nei consigli di amministrazione: un investimento in Venezuela dovrà competere per il capitale con tutti gli altri progetti già in portafoglio delle major.
Il prezzo lo fa Hormuz, non Caracas
Il contesto in cui arriva l'annuncio è quello di uno dei mercati petroliferi più tesi degli ultimi decenni. La chiusura dello Stretto di Hormuz, è scattata a fine febbraio e ha sottratto al mercato qualcosa come 10 milioni di barili al giorno: la più grande interruzione di offerta mai registrata, superiore di circa l'80% a quella del 1978-1979. Un breve riavvio del traffico a giugno si è interrotto a inizio luglio, e da allora i flussi sono ripresi solo parzialmente, tra i 6 e gli 8 milioni di barili al giorno.
Le conseguenze si leggono in tre numeri. Il Brent viaggia intorno ai 90 dollari dopo essere passato sopra i 100 nelle fasi peggiori, con oscillazioni settimanali del 5% in entrambe le direzioni. La Strategic Petroleum Reserve, la riserva strategica americana usata come cuscinetto nelle emergenze, è scesa a 289,7 milioni di barili nella settimana chiusa il 21 agosto, il livello più basso dal novembre 1982. E la benzina alla pompa negli Stati Uniti costa in media 4,08 dollari al gallone, circa il 27% in più rispetto a un anno fa, con agosto avviato a diventare il mese di agosto più caro di sempre per gli automobilisti americani. Due mesi prima delle elezioni di Midterm, il dato politicamente più sensibile è proprio quello.
In un quadro simile il prezzo si forma sul barile marginale, cioè sull'ultimo barile disponibile che serve a far quadrare domanda e offerta oggi. Quel barile oggi manca nel Golfo Persico. Una concessione centenaria su giacimenti venezuelani non lo rimpiazza, e il mercato lo ha detto con chiarezza lunedì mattina. Le stime di consenso raccolte da Trading Economics vedono il Brent intorno a 89,6 dollari a fine trimestre e sopra i 104 dollari fra dodici mesi: una curva che sale, non che scende.
Dove l'accordo conta davvero
Questo non significa che l'operazione sia irrilevante. Ha un senso industriale preciso, solo che si gioca su orizzonti diversi da quelli elettorali. Le raffinerie della costa del Golfo del Messico furono costruite negli anni Settanta proprio per lavorare greggio pesante e acido, quando il Venezuela era uno dei principali fornitori degli Stati Uniti.
Il petrolio americano di scisto è invece leggero e dolce, ottimo per fare benzina ma poco adatto a diesel, cherosene avio, oli industriali e bitume, che sono esattamente i prodotti di cui il mondo è più a corto oggi. Alimentare quegli impianti con il grezzo per cui sono stati progettati ne migliora resa e margini, e questo è un effetto che si vede sui conti dei raffinatori prima ancora che sul prezzo al consumo.
C'è poi la questione della fiducia degli operatori. Fino a ora l'unica major americana rimasta stabilmente in Venezuela è Chevron, che ad aprile ha rafforzato le proprie posizioni nell'Orinoco portando al 49% la quota in Petroindependencia e ottenendo diritti sull'area Ayacucho 8. La novità dell'intesa è che il governo statunitense entra direttamente nel capitale, e questo di fatto sposta il rischio contrattuale dentro una cornice giuridica americana. È il tipo di garanzia che le compagnie chiedevano da anni prima di impegnare capitale in un paese dal quadro istituzionale fragile, reso ancora più incerto dal terremoto che ha colpito il paese e dalla gestione discutibile dell'emergenza.
Restano però alcuni nodi importanti. Il primo è giuridico e lo ha sintetizzato lo stesso De Haan con una domanda scomoda: su quale base gli Stati Uniti possono rivendicare le risorse naturali di uno stato sovrano? Un titolo contestabile è un titolo che le compagnie scontano nel costo del capitale. Il secondo è la capacità di raffinazione globale, già tirata: anche più greggio disponibile non si traduce automaticamente in più diesel e più benzina se manca la capacità di trasformarlo. Il terzo riguarda il Venezuela stesso, che con il 45% della joint venture deve finanziare la ricostruzione di un'economia in ginocchio.
Cosa monitorare nelle prossime settimane
Per chi guarda al mercato, gli indicatori utili sono quattro. I transiti effettivi attraverso Hormuz, che restano la variabile dominante sul prezzo. I dati settimanali sulla SPR, per capire se il petrolio a costo dal Venezuela inizia davvero ad alimentare il riempimento della riserva. I numeri mensili di produzione venezuelana, oggi appena sopra 1,1 milioni di barili al giorno, che sono il vero termometro della credibilità dell'obiettivo di 1,5 milioni. E infine le indicazioni di spesa in conto capitale delle major americane sul Venezuela nelle prossime trimestrali: se il capitale non si muove, l'accordo resta un titolo di giornale.
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