Il mercato petrolifero inizia il 2026 tra incertezze e tensioni di carattere geopolitico. Il 3 gennaio, con una mossa che ha ricordato a molti i film d’azione o noti videogiochi, gli Stati Uniti hanno eseguito la loro “operazione militare speciale”, denominata Absolute Resolve, in Venezuela.

In poche ore, le unità speciali della Delta Force hanno catturato il Presidente Nicolás Maduro e sua moglie, trasferendoli a New York per il processo. Una dimostrazione di forza che ha messo in luce le formidabili capacità di proiezione dell’apparato bellico e di intelligence americano.

Se le campagne in Afghanistan (2001), Iraq (2003) e Libia (2011) si ammantavano della retorica sull’esportazione della democrazia, l’intervento in Venezuela è tutt’altra cosa. Senza ipocrisie, l’operazione è stata presentata come diretta a blindare le enormi risorse energetiche del Paese e riaffermare l’egemonia statunitense sulla regione, inviando un monito a Mosca e Pechino, che negli ultimi anni avevano stretto i legami con Caracas.

Con Caracas che detiene il 17% delle riserve globali di greggio — circa 300 miliardi di barili — Donald Trump ha esplicitato l’intento di controllare le infrastrutture locali per commercializzare la preziosa risorsa a tempo indeterminato.

È la ‘messa a terra’ della cosiddetta ‘dottrina Donroe‘: l’uso spregiudicato della forza per il controllo di risorse e territori nell’emisfero occidentale. Una linea dura confermata dalle successive minacce rivolte a Colombia, Cuba, Groenlandia e Messico.

Perché il petrolio venezuelano non è un buon investimento

Le immense riserve petrolifere di Caracas potrebbero apparire come una ricchezza sterminata, ma tale percezione non corrisponde esattamente al vero. In realtà, il greggio venezuelano non è di qualità pregiata: si tratta di un petrolio pesante e viscoso, caratteristica che ne rende difficile sia la lavorazione che lo sfruttamento.

Anche i costi logistici risultano molto elevati, poiché è necessario miscelarlo con petroli più leggeri per renderlo fluido. Inoltre, questo greggio presenta un alto carico di zolfo, la cui rimozione impone un complesso processo di raffinazione.

Tuttavia, la scarsa profittabilità del greggio venezuelano non è imputabile esclusivamente alla chimica. Un trentennio di regime, tra Ugo Chávez e il suo delfino Nicolás Maduro, ha distrutto valore e compromesso la capacità produttiva, crollata dai 3,4 milioni di barili al giorno del 1998 al milione scarso registrato nel 2025.

Tale volume corrisponde a meno dell’1% della produzione mondiale di greggio. Attualmente, le risorse del Paese non riescono nemmeno a raggiungere il mercato. La nazionalizzazione del settore, imposta dal Presidente Chávez nel 2007, ha avuto effetti devastanti, facendo collassare l’industria in una spirale caratterizzata da cattiva gestione, scarsi investimenti e corruzione.

Il ripristino della produzione richiederebbe, pertanto, tempi lunghi e investimenti senza precedenti. Molti player di primo piano hanno espresso forte scetticismo, stimando che per raddoppiare la produzione venezuelana entro il 2030 servirebbero addirittura 115 miliardi di dollari.

Una cifra che le big oil non sono in grado di sostenere. Lo scorso 9 gennaio, Donald Trump ha chiamato a raccolta i dirigenti delle maggiori compagnie americane per discutere il rilancio della produzione venezuelana, richiedendo un impegno di 100 miliardi di dollari; tuttavia, la risposta all’appello della Casa Bianca è stata fredda.

Il Venezuela non rappresenta un buon investimento. Lo scarso entusiasmo è stato tale che il Presidente Trump ha minacciato di escludere i soggetti meno partecipativi dagli investimenti futuri.

Accettare la “sfida” venezuelana non è affatto semplice: le infrastrutture sono fatiscenti, il petrolio è di bassa qualità e il “sistema-Paese” non fornisce le adeguate garanzie. A ciò si aggiunge che sono attualmente disponibili per gli investitori prospects petroliferi più promettenti e con minori rischi, come nella vicina Guyana, dove i costi di produzione si attestano sotto i 10 dollari al barile.

Ma il mercato e gli Stati Uniti hanno bisogno del petrolio venezuelano? Per rispondere, guardiamo i dati più recenti che dipingono un quadro di abbondanza, non di scarsità.

Uno sguardo al mercato

Per capire la realtà, occorre analizzare lo “stato dell’arte” del mercato. Recentemente, l’Agenzia Internazionale dell’Energia (Iea) ha diffuso il suo rapporto periodico sul settore petrolifero, delineando per il 2026 una fase di crescita.

La domanda prevista raggiungerà una media di 930 mila barili al giorno (kb/d), in aumento rispetto agli 850 kb/d del 2025, trainata principalmente dai Paesi non-Ocse. Un contributo rilevante arriverà anche dalla domanda delle raffinerie, attesa a 84,6 milioni di barili al giorno (mb/d) per il 2026.

Lato offerta, il quadro è complesso. A dicembre c’è stato un calo di 350 kb/d mese su mese, con un totale di 107,4 mb/d. I cali produttivi in Kazakistan e in alcuni Paesi Opec del Medio Oriente sono stati solo parzialmente bilanciati dalla produzione russa.

Tuttavia, per il 2026 la Iea stima una nuova espansione dell’offerta globale pari a 2,5 mb/d, che porterà il totale a 108,7 mb/d, consolidando il trend dopo l’incremento di 3 mb/d del 2025. Motore di questa crescita saranno i Paesi non-Opec+, che contribuiranno per circa 1,8 mb/d.

Il mercato è in una condizione di abbondanza, che si trasmette anche sugli stoccaggi in aumento a 470 milioni di barili nel 2025. Questo surplus è alimentato dalla robusta offerta dei produttori non-Opec+, responsabili di quasi il 60% dell’aumento totale di 3 mb/d dall’inizio del 2025.

Se l’Arabia Saudita ha guidato i Paesi produttori dopo la revoca dei tagli, è il “quintetto delle Americhe” — Stati Uniti, Canada, Brasile, Guyana e Argentina — ad aver dominato la crescita esterna al cartello.

Salvo interruzioni prolungate o cambi di rotta del cartello dei produttori, l’abbondanza continuerà, nonostante un inizio anno segnato da turbolenze in Iran e Venezuela.

Le esportazioni iraniane sono scese a 1,6 mb/d tra novembre e dicembre (in calo di 350 kb/d rispetto al picco di ottobre), mentre l’export venezuelano è crollato all’inizio di gennaio da 880 kb/d a circa 300 kb/d, effetto del blocco statunitense sulle navi cisterna sanzionate.

In controtendenza la Russia, che a dicembre ha visto un notevole rimbalzo delle attività di raffinazione interna e delle esportazioni, con una produzione di greggio salita di 550 kb/d su base mensile, toccando un massimo di 33 mesi.

Però, la strategia dei forti sconti applicati da Mosca per aggirare le sanzioni occidentali ha eroso la redditività: le entrate di dicembre 2025 sono stimate intorno agli 11 miliardi di dollari, circa la metà dei livelli pre-invasione. Secondo l’Iea, pur essendo prematura una valutazione definitiva, questi sviluppi geopolitici non dovrebbero alterare gli equilibri consolidati.

Naturalmente, l’equilibrio dei prezzi rimane vulnerabile a tensioni estreme, come un ipotetico blocco dello stretto di Hormuz, arteria vitale per il 20% del petrolio mondiale, ma a lungo termine si prevede un declino strutturale.

Il picco della domanda è atteso per il 2030, seguito da una lenta discesa guidata dall’elettrificazione dei trasporti. Già nel 2024, metà delle auto immatricolate in Cina erano elettriche e il Global Energy Outlook di Dnv stima che entro il 2035 il 50% delle nuove immatricolazioni globali sarà elettrico. Il petrolio resterà nel mix energetico, ma la sua valenza diminuirà.

Alla luce di questi dati, la giustificazione tecnica per l’intervento in Venezuela — ovvero che le raffinerie americane necessitino specificamente di greggio pesante come quello di Caracas — appare debole.

Gli Stati Uniti importano già greggio pesante dal Canada e possiedono la tecnologia per convertire le raffinerie all’uso di greggi più leggeri, come quelli domestici. È inverosimile che l’operazione sia stata lanciata per evitare un adeguamento impiantistico.

L’autosufficienza energetica americana è figlia della shale oil revolution, che ha raddoppiato la produzione interna in un decennio. Con un breakeven cost dello shale compreso tra 40 e 60 dollari, non vi è alcuna logica economica che spinga le compagnie americane a produrre un greggio di scarsa qualità in un Paese ad alto rischio politico, facendosi concorrenza da sole.

Quale futuro per il settore petrolifero venezuelano?

Allo stato attuale, l’operazione speciale a Caracas è avvolta da un’aura di successo, ma staremo a vedere quali saranno gli effetti concreti. Uno sguardo retrospettivo agli interventi americani degli ultimi vent’anni impone cautela.

La campagna in Afghanistan del 2001 si è conclusa disastrosamente nel 2021, archiviando un conflitto dai costi esorbitanti. Analogamente, la seconda guerra in Iraq nel 2003, pur avendo portato alla deposizione di Saddam Hussein, ha abbandonato il Paese al caos, evento prodromico alla nascita dell’Isis.

Infine, l’intervento in Libia del 2011 — riconosciuto dallo stesso Barack Obama come il peggiore errore della sua presidenza — ha lasciato in eredità una nazione divisa e un’industria degli idrocarburi collassata.

Stante i precedenti, l’operazione in Venezuela non segna solo la fine della leadership di Maduro, ma l’inizio di una fase di transizione che rischia di rivelarsi caotica e turbolenta. Washington ha indubbiamente ottenuto il controllo sui flussi poiché, oggi, garantisce de facto le esportazioni petrolifere del Venezuela.

Inoltre, la Casa Bianca ha dichiarato di voler mantenere tale presa a tempo indeterminato per garantire l’allineamento di Caracas ai propri interessi strategici.

Questa pressione costante sul Venezuela garantisce innegabili vantaggi agli States, come un’entratura nell’Opec, il taglio dei rifornimenti a Cuba e la limitazione della capacità di proiezione di Russia e Cina in America Latina. Tuttavia, il successo economico del colpo di mano è ancora un interrogativo.

Oltre ai grandissimi investimenti necessari, il quadro giuridico attuale, che concede il monopolio del settore alla compagnia statale Pdvsa, è tossico per gli investitori. Per tentare di sbloccare i capitali, la presidenza ad interim di Delcy Rodriguez, in colloqui con giganti come Chevron, ha proposto una riforma radicale della legge sugli idrocarburi.

Sulla carta la legge sembra promettente, in quanto concederebbe ai partner delle joint venture maggiore controllo, ridurrebbe le royalties dal 33% fino al 15% e permetterebbe alle compagnie di vendere direttamente la propria quota di greggio.

Oggi, la riforma presenta ancora molte ombre, potrebbe bastare per incoraggiare una fase di transizione e attrarre operatori minori o speculativi, ma siamo lontani dal rilancio del settore immaginato da Trump.

Senza una stabilità politica reale e un quadro normativo che elimini l’arbitrio governativo e la corruzione endemica, il Venezuela resterà un pantano finanziario per chiunque provi a estrarne valore.

Immagine in evidenza: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:PDVSA_Towers_in_Maracaibo_Center.jpg