PER IL PETROLIO PIU' SPORCO DEL MONDO (VENEZUELA E GREGGIO DELL'ORINOCO)- 2

Sto leggendo innumerevoli commenti che paragonano le attuali riserve di greggio del Venezuela con quelle dell'Arabia Saudita. E si tratta di un nonsenso.

Il petrolio saudita è prevalentemente light sweet, bassa viscosità, alto tasso di idrocarburi leggeri, basso contenuto di zolfo. Può essere lavorato da qualsiasi raffineria in qualsiasi parte del mondo.

Le attuali riserve venezuelane sono invece extra heavy sour oil , altissima viscosità, altissimo tasso di idrocarburi pesanti, alto tasso di zolfo (e di metalli pesanti). Le capacità per raffinare questo greggio non sono diffuse, ma altamente concentrate da un punto di vista geografico: area USA del Golfo del Messico, India, Cina. In Europa un greggio del genere può essere raffinato a Rotterdam (ExxonMobil, Pernis, BP Rotterdam), il resto è trascurabile.

E questo fa una grande differenza perché l'adattamento di impianti esistenti per lavorare l'extra heavy sour oil è costoso e il costruirne di nuovi già adatti costosissimo, specialmente dove le leggi ambientali sono più stringenti.

Tutta questa questione nasce dal fatidico "prima venne la tecnologia". Quando venne installata e dove?

La crisi petrolifera del 1986, nota anche come "controshock petrolifero" o "oil glut degli anni '80", non fu un aumento dei prezzi come le crisi del 1973 e 1979, ma un drastico crollo del prezzo del greggio, che passò da circa 27-30 dollari al barile alla fine del 1985 a meno di 10 dollari nel luglio 1986. Paradossalmente i prezzi bassi (e considerazioni geopolitiche, come la riduzione della dipendenza dal petrolio medioorientale) favorirono in USA le poche raffinerie capaci di lavorare l' extra heavy sour oil , mentre quelle tradizionali morivano come mosche. Questo perché il prezzo dell' extra heavy sour oil era crollato molto al di sotto di quello del Brent e del petrolio saudita. Il successivo adeguamento degli impianti, negli anni 90, riguardò quasi esclusivamente le raffinerie USA del Golfo del Messico: furono installate cokerie, desolforazioni e hydrocracking, e le compagnie coinvolte furono principalmente Chevron e Exxon. Il processo fu strettamente collegato all'Apertura Petrolera di Pérez in Venezuela. Notare bene, l'Apertura Petrolera non fu una privatizzazione totale ma un'apertura al privato che vide in questi frangenti PDVSA (compagnia statale venezuelana), in joint venture con Citigo, diventare uno dei major player per il raffinamento dell'heavy sour nel Golfo del Messico americano.

Così fu creata una capacità industriale e fu creata in USA. Una delle vecchie regole dell'economia degli impianti chimici è che un impianto deve lavorare al pieno della sua capacità ed espandere la propria capacità in continuazione. Fermandosi al primo termine del teorema, per lavorare al pieno della capacità si deve avere a disposizione la materia prima da processare. L'hub del Golfo del Messico per la raffinazione dell'heavy sour poteva contare su due differenti forniture geograficamente e geopoliticamente molto diverse: il Venezuela e il Canada. E l'andamento delle importazioni USA di heavy sour degli ultimi 30 anni già fa intuire una storia geopolitica.

Fonte: https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_move_impcus_a2_nus_epc0_im0_mbblpd_a.htm

Il grafico mostra come si sia passati da forniture paritarie tra Venezuela e Canada a una prevalente fornitura canadese mano a mano che la situazione politica venezuelana e i rapporti tra Venezuela e USA cambiavano (vedi sanzioni del 2019 contro il Venezuela, con effetto ben visibile nel grafico). Pure il Canada dipende essenzialmente dalla capacità di raffinazione americana per le sue oil sands, anche se ha messo in opera la trasformazione del bitume delle sabbie in Synthetic Crude Oil (SCO, light sweet, che può essere raffinato ovunque), a cui è ormai destinato il 40% della produzione di bitume. Ma il rimanente 60% è dilbit (Diluted Bitumen) destinato alle raffinerie americane del Golfo. 

E nel frattempo per il Venezuela succedeva questo:

Fonte: https://www.ceicdata.com/en/indicator/venezuela/crude-oil-exports

La crescita delle importazioni indiane e cinesi dell'extra heavy sour venezuelano va di pari passo con la costruzione di impianti capaci di raffinarlo nei due paesi (nel grafico si vede l'effetto delle sanzioni USA contro il Venezuela del 2019 sull'import indiano, ma molto meno su quello cinese).

Due note: 

1) Le sanzioni 2017/2019 hanno reso difficile e alle volte impossibile l'approvvigionamento di quei diluenti che sono indispensabili per l'estrazione del petrolio dell'Orinoco. E questa è la prima spiegazione per il crollo della produzione degli ultimi anni (quindi la capacità di produzione venezuelana è broken, sì, grazie alle sanzioni).

2) A partire dall'Apertura Petrolera gli investimenti esteri ci sono stati, certo, nella capacità estrattiva dell'extra heavy sour venezuelano, investimenti prima americani. poi russi e cinesi. Ma mai nessuno ha investito in capacità di raffinazione in loco. L'altra tecnologia che avrebbe permesso all'extra heavy sour venezuelano di non essere vincolato agli attuali mercati di sbocco, l'upgrading, cioè la trasformazione in SCO, come in Canada, è stata installata: solo in minoranza è totalmente di proprietà venezuelana e per imperscrutabili ragioni o non lavora o lavora al 10% della capacità nominale. Eppure la capacità nominale ci sarebbe...

Upgrader	Joint Venture Principale	Capacità Nominale (b/g)	Note
Petropiar	PDVSA (70%) + Chevron (30%)	~210.000	L'unico parzialmente operativo con partner USA.
Petrocedeño	PDVSA (100%, ex Total/Equinor)	~190-200.000	Spesso offline o a bassa utilizzazione.
Petromonagas	PDVSA (ex Rosneft)	~160-180.000	Problemi cronici.
Petrosanfelix	PDVSA (100%)	~150-180.000	Quasi sempre offline, cannibalizzato per parti.
Totale		600-650.000 b/g	Capacità teorica complessiva.

Nota: Total (Francia) e Equinor (Norvegia) escono da Petrocedeño quando arrivano le sanzioni (rimanendo rischiavano sanzioni secondarie).

Non un caso che l'unico impianto per l'upgrade parziamente operativo sia quella con in mezzo Chevron. La General License 41 (emessa nel 2022 sotto Biden) permetteva a Chevron di operare in joint venture con PDVSA (come Petropiar) e esportare petrolio verso gli USA, con condizioni rigide (nessun profitto diretto a PDVSA/Maduro).
A marzo 2025, l'amministrazione Trump ha inizialmente revocato/emendato la licenza (GL 41A e 41B), imponendo una chiusura graduale delle operazioni.
Tuttavia, nell'estate 2025 (luglio-agosto), Trump ha invertito la rotta, concedendo una rinnovata licenza ristretta a Chevron per continuare con operazioni limitate, a condizioni severe: nessun pagamento diretto al governo venezuelano (tasse, royalties), e focus solo su joint venture esistenti. Per questo Petroplar ha meno problemi di approvvigionamento per materie prime e parti di ricambio per gli impianti - ma comunque il suo impianto di upgrading produce poco.

Quindi è chiaro che uno dei let motiv è vincolare il petrolio dell'Orinoco a pochissimi mercati sbocco, mentre la questione dal lato USA si riduce a quali siano le ragioni di una ristrutturazione dell'approvvigionamento delle raffinerie americane del Golfo del Messico, perseguita con le recenti azioni militari. E credo che sia una domanda che pochi abbiano posto in questi termini, per ora. 

AGGIORNAMENTO:

https://abcnews.go.com/Politics/trump-demands-venezuela-kick-china-russia-partner-us/story?id=128963238

 La risposta alla domanda è arrivata molto velocemente.