Chi vince e chi perde nel settore petrolifero dopo il cambio di regime in Venezuela

La cattura del presidente venezuelano Nicolás Maduro ha riaperto una questione che il mercato petrolifero aveva messo da parte per anni: cosa cambia se l’industria petrolifera del Venezuela inizia a normalizzarsi sotto l’influenza degli Stati Uniti?

In dichiarazioni rilasciate il 5 gennaio, il presidente Donald Trump ha affermato che le sanzioni sul petrolio venezuelano rimarranno in vigore, ma ha anche sottolineato che gli Stati Uniti intendono essere «molto coinvolti» nel settore petrolifero venezuelano, che, secondo lui, necessita di miliardi di dollari per riparare un'infrastruttura petrolifera «gravemente danneggiata».

L’amministrazione statunitense presenta questa situazione come un progetto di recupero, suggerendo che le aziende verranno «rimborsate» tramite l’accesso diretto al greggio.

Perchè il petrolio del Venezuela può essere un affare

Sebbene il Venezuela produca attualmente solo l’1% della fornitura globale, la stima di Wood Mackenzie di 15-20 miliardi di dollari per aggiungere 500.000 barili al giorno evidenzia l’intensità del capitale richiesto dal suo greggio extra-pesante.

Tuttavia, nel contesto energetico globale, potrebbe trattarsi di un affare: è circa il 25% più economico per barile di capacità rispetto ai progetti di acque profonde attuali in Guyana o Brasile, poiché si tratterebbe di una riabilitazione di giacimenti esistenti piuttosto che di una nuova scoperta.

Qualunque cosa accada, il processo sarà lungo. Nel breve periodo, i prezzi del petrolio continueranno a essere influenzati dalla politica di Opec+, dalle esportazioni russe e dalla domanda globale, non dai cambiamenti a Caracas.

I benefici immediati per i raffinatori sulla costa statunitense

Il primo impatto potrebbe manifestarsi a livello downstream, il termine dell’industria per le aziende che processano il petrolio. I principali beneficiari immediati di un Venezuela allineato agli Stati Uniti sarebbero i raffinatori della costa del Golfo degli Stati Uniti. Il greggio venezuelano è pesante e ricco di zolfo, la tipologia esatta che molte raffinerie della costa del Golfo sono state costruite per processare.

Le sanzioni su Venezuela e Russia hanno costretto i raffinatori a sostituire il petrolio pesante con alternative più costose o meno ottimali, aumentando i margini in alcune occasioni. Anche flussi modesti e affidabili di greggio venezuelano migliorerebbero la flessibilità e l’economia per i raffinatori in grado di trattare greggio pesante, che potrebbero acquistarlo a un prezzo sconto.

Volumi ridotti, ma opportunità per le raffinerie Usa

Nel mese di ottobre, il greggio venezuelano è arrivato a poche raffinerie statunitensi, totalizzando circa 4,2 milioni di barili, secondo i più recenti dati sull'importazione dell'Eia. Valero ha preso la quota maggiore, con circa 1,6 milioni di barili, seguita da Paulsboro Refining (Pbf Energy) con 1,2 milioni di barili, Chevron con 1 milione di barili e Phillips 66 con circa 0,5 milioni di barili.

Messo in prospettiva, questi volumi sono piccoli rispetto a quelli che gli stessi raffinatori già importano da fornitori alternativi di greggio pesante. Solo a ottobre, Valero ha importato quasi 5 milioni di barili dal Messico, oltre 2 milioni dalla Colombia e ulteriori barili pesanti da Brasile, Ecuador e Argentina. Il sistema della costa del Golfo e della costa occidentale di Chevron si è appoggiato fortemente su Guyana, Messico, Arabia Saudita, Iraq e Canada, con il greggio della Guyana che ha superato più volte i volumi provenienti dal Venezuela.

I raffinatori non hanno bisogno che il Venezuela riconquisti il suo ruolo di fornitore globale principale per vedere vantaggi economici. Anche l’entrata di barili venezuelani incrementali e affidabili - banchettabili, assicurabili e commerciabili - amplierebbe le opzioni disponibili per i raffinatori complessi e migliorerebbe l'economia delle materie prime marginali.

Chi sono i perdenti a lungo termine

La dinamica competitiva più interessante si manifesterà nel lungo periodo, e si interseca con gli sforzi del Canada per ridurre la sua dipendenza dal mercato petrolifero statunitense. Ecco dove diventa rilevante la normalizzazione delle esportazioni di greggio venezuelano sotto l’influenza degli Stati Uniti. Il greggio venezuelano compete più direttamente con il petrolio delle sabbie bituminose canadesi per qualità, adatto alla raffinazione e per il mercato finale.

Entrambi sono greggi pesanti e ad alto contenuto di zolfo acquistati principalmente da raffinatori statunitensi complessi con capacità di coking. Anche modesti e sostenuti flussi di greggio venezuelano reintrodurrebbero la concorrenza in un segmento di mercato in cui il Canada ha goduto di una posizione particolarmente favorevole. La lunga assenza del Venezuela dai mercati occidentali ha contribuito a consolidare il petrolio pesante canadese come fornitore dominante per le raffinerie statunitensi configurate per il trattamento di barili pesanti.

Attualmente, il Canada esporta circa 3,3 milioni di barili al giorno di petrolio verso gli Stati Uniti, e il petrolio canadese rappresenta circa un quarto del throughput delle raffinerie statunitensi. Gran parte di quel volume è costituito da greggio pesante delle sabbie bituminose che fluisce principalmente verso il Midwest e la Costa del Golfo degli Stati Uniti, dove le raffinerie erano originariamente costruite per trattare greggi pesanti venezuelani e messicani.

La reazione di Ottawa alla vulnerabilità strategica

Questa dipendenza dagli Stati Uniti è stata vista a lungo da Ottawa come una vulnerabilità strategica. I vari governi canadesi hanno cercato di diversificare le rotte di esportazione e i mercati finali. Sotto l'influenza dell’ex banchiere centrale Mark Carney sulla politica economica canadese, l’enfasi è stata meno sull’espansione della produzione a tutti i costi e più sul miglioramento del’'accesso ai mercati, della resilienza dei prezzi e della competitività a lungo termine.

I progressi sono stati lenti e irregolari. L’espansione della Trans Mountain, che ha iniziato a operare l’anno scorso, è il passo più tangibile finora, dando al petrolio canadese una via più chiara per i compratori in Asia. Insieme ad altri miglioramenti più piccoli nelle infrastrutture di pipeline e ferrovie, ha aiutato i produttori canadesi a ottenere prezzi migliori riducendo la congestione. Hanno anche beneficiato della scarsità di greggio pesante a livello globale, poiché le sanzioni hanno tenuto fuori il petrolio da paesi come Venezuela, Iran e, a volte, Russia, dai mercati occidentali.

Ma una diversificazione più profonda è ancora lontana. Idee ambiziose come una vera pipeline est-ovest che colleghi il greggio dell’Alberta alle acque atlantiche rimangono politicamente e commercialmente difficili e probabilmente non si materializzeranno in questo decennio. Le esportazioni via ferrovia possono fornire una flessibilità marginale, ma sono più costose e meno affidabili. Per ora, gli Stati Uniti rimangono la destinazione dominante per la produzione di sabbie bituminose canadesi.

I rischi di lungo periodo per i produttori canadesi

Questo crea un rischio per la narrativa a lungo termine per i produttori canadesi quotati negli Stati Uniti come Suncor, Cenovus Energy, Canadian Natural Resources e Imperial Oil. I barili venezuelani non sostituiranno immediatamente l’offerta canadese, né si tratta di un problema per gli utili del 2026.

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Ma nel tempo, la concorrenza rinnovata potrebbe limitare il potenziale di crescita dei differenziali del greggio pesante, erodendo il premio di scarsità che ha sostenuto i margini delle sabbie bituminose proprio quando il Canada sta ancora lottando per diversificare in modo significativo dal mercato statunitense.

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I produttori di shale statunitensi sono in gran parte isolati. La loro produzione è principalmente di greggio leggero, che non può sostituire il petrolio pesante venezuelano. La loro economia dipende dalla produttività dei pozzi, dai costi e dai prezzi del petrolio, non dalla concorrenza dei barili pesanti. (riproduzione riservata)