Il Venezuela torna al centro della mappa energetica e lo fa in un momento in cui nel mercato petrolifero globale sale la tensione per la sfida Iran-USA in corso.
Dopo anni di sanzioni, sotto-investimenti e declino produttivo, la produzione di greggio del paese sudamericano è risalita attorno a 1 milione di barili al giorno e le raffinerie operano oggi a circa il 35% della capacità installata (450 mila barili al giorno) in netto miglioramento rispetto al 20-25% registrato lo scorso anno
Si tratta di un cambio di passo che avviene grazie al nuovo clima politico seguito all’operazione condotta dagli Stati Uniti lo scorso 3 gennaio, quando con una operazione lampo il presidente venezuelano Nicolás Maduro è stato “prelevato” e condotto sul suolo americano.
Le nuove licenze concesse dal governo di Caracas in «collaborazione» con gli Stati Uniti hanno riaperto la porta alle major occidentali. Chevron è in posizione privilegiata, mentre gruppi come Repsol, ENI e società di servizi come SLB stanno valutando come riattivare pozzi e infrastrutture
La potenziale ripresa produttiva è piuttosto significativa, essendo pari a 500 mila barili al giorno aggiuntivi intervenendo su campi maturi e impianti sottoutilizzati.
Non si tratta di un’operazione semplice, sia chiaro, le difficoltà sono molte a causa dello stato di abbandono in cui versano molte strutture. Occorre ristrutturare i terminal, dragare i canali nel lago Maracaibo, modernizzare gli impianti di upgrading dell’Orinoco e gestire un rischio politico e legale che non è affatto scomparso.
La vera novità però oggi arriva dalla logistica. Le esportazioni, scese a circa 500 mila barili al giorno tra dicembre e gennaio per effetto del blocco navale statunitense, stanno tornando verso il livello precedente di 800 mila barili al giorno. A febbraio la media è già attorno ai 700 mila. I flussi sono diretti soprattutto verso la U.S. Gulf Coast (USGC) (la costa americana del Golfo del Messico, che comprende Texas e Louisiana ed è uno dei più grandi poli mondiali di raffinazione e petrolchimica) oltre che verso Caraibi ed Europa.
Il cambiamento strutturale riguarda le navi. I carichi non viaggiano più prevalentemente sulla cosiddetta flotta ombra, utilizzata in passato per aggirare le sanzioni e movimentare fino a 550 mila barili al giorno verso la Cina, ma su petroliere registrate e conformi alle regole assicurative e finanziarie occidentali. Cioè, si tratta di quantità di petrolio che rientrano nei circuiti commerciali regolari ed escono dalla zona d’ombra del contrabbando attuato per aggirare le sanzioni imposte da USA e G7.
In particolare, si registra un forte impiego di Aframax, cioè quelle petroliere di medie dimensioni (80.000–120.000 tonnellate di portata lorda, pari a circa 500–750 mila barili di greggio), ideali per rotte regionali tra Caraibi e Golfo Usa.
Il fenomeno si inserisce in un mercato dei noli marittimi già sostenuto. Le tariffe spot nel primo trimestre 2026 hanno raggiunto circa 79.800 dollari al giorno per le VLCC (Very Large Crude Carrier) (le superpetroliere da circa 2 milioni di barili utilizzate per rotte intercontinentali), 56.900 dollari per le Suezmax (unità da circa 1 milione di barili, dimensionate per attraversare il Canale di Suez) e oltre 51.000 dollari per le Aframax.
La ragione non è solo il greggio del Venezuela. Le sanzioni occidentali su Russia e Iran stanno aumentando il peso della flotta regolare nel commercio globale. I barili sanzionati che restano galleggianti nelle petroliere in mare sono cresciuti di oltre il 70% in un anno e Paesi come l’India — che nel 2025 importava in media 1,6 milioni di barili al giorno di greggio russo — stanno già riducendo gli acquisti, sostituendoli con volumi provenienti dal Medio Oriente o dal bacino atlantico, trasportati su navi regolari. Più distanza percorsa significa più domanda di tonnellate-miglio e quindi noli più sostenuti.
Sul fronte della raffinazione, l’aumento degli arrivi di greggio venezuelano nella USGC sta comprimendo la domanda di olio combustibile messicano ad alto tenore di zolfo, utilizzato come materia prima per il coking. Il coking è un processo di raffinazione cui il greggio viene sottoposto per trarne i prodotti leggeri come il gasolio.
Le raffinerie americane del Golfo preferiscono i greggi pesanti e acidi del Venezuela, anche grazie a margini molto elevati, che arrivano anche a 30 dollari al barile. Processare più greggio venezuelano significa però produrre più residui internamente e ridurre la necessità di importare feedstock alternativi, con effetti anche sul mercato dei carburanti marini. Quella del petrolio è una catena di lavorazione fisica e chimica complessa e ramificata.
Nel complesso, il quadro globale del mercato petrolifero resta in un equilibrio instabile. La domanda mondiale di petrolio è attesa in crescita di circa 1,1 milioni di barili al giorno nel 2026, mentre l’offerta dei paesi non-OPEC dovrebbe aumentare di 1,3 milioni, trainata proprio dalle Americhe. Il Venezuela in realtà fa parte dell’Opec.
L’OPEC+ (l’alleanza di paesi OPEC e di altri paesi produttori non allineati agli USA) ha sospeso l’idea di fare ulteriori tagli alla produzione nel primo trimestre di quest’anno, ma l’orientamento resta incerto. Le tensioni USA-Iran non aiutano e l’Arabia Saudita, che resta il vero dominus dell’OPEC, fa molta fatica ad orientare il gruppo di produttori, sempre meno inclini a fare sacrifici per un bene comune che fatica a materializzarsi.
In parallelo, la flotta mondiale di navi per trasportare greggio, raffinati e distillati è ai massimi di età media degli ultimi trent’anni, mentre il portafoglio ordini di nuove navi fino al 2029 è sostanzialmente compensato dalle unità che raggiungono i vent’anni di vita. L’offerta di navi, dunque, non cresce rapidamente quanto sarebbe necessario.
In tutto ciò, il ritorno del Venezuela sul mercato a pieno regime è insieme fattore di stabilizzazione e moltiplicatore di volatilità.
Le rotte cambiano, la flotta regolare si rafforza e i noli crescono. Nel 2026 la geopolitica del greggio torna a farsi sentire.
