Petrolio: quanto costa davvero estrarre un barile in Venezuela e quanto in Texas

Il confronto tra i costi di estrazione in Venezuela e quelli dei pozzi in Texas/USA dipende moltissimo da che cosa stiamo misurando: costo operativo (“lifting cost”), break-even di un pozzo esistente, oppure break-even “all-in” per perforare un nuovo pozzo (che include investimenti, ritorni attesi, struttura finanziaria). Sono tre metriche diverse e, se mescolate, portano a conclusioni fuorvianti.

Lifting cost basso nell’Orinoco, ma “costo totale” zavorrato da infrastrutture, diluenti e sconti; negli USA shale più caro, però efficiente e rapido da modulare

Quando si confrontano i costi di estrazione del petrolio in Venezuela con quelli dei pozzi in Texas (e più in generale negli Stati Uniti) bisogna partire da un chiarimento: non esiste “un” costo unico. In ambito petrolifero si usa distinguere tra lifting cost (costo operativo per produrre un barile da un pozzo già in attività) e breakeven/full-cycle (prezzo del petrolio necessario a coprire anche investimenti, perforazione, completamento pozzi, infrastrutture e ritorno del capitale). È proprio qui che il confronto diventa interessante: il Venezuela appare spesso “economico” sul lifting cost, ma può diventare molto meno competitivo quando si includono vincoli industriali e geopolitici.

Venezuela: estrarre può costare poco, ma portare quel barile sul mercato costa molto di più

Per il Venezuela esiste una narrativa consolidata: enormi riserve e costi di estrazione relativamente bassi. Un report di The Dialogue (2020) sintetizzava che il Paese, in condizioni “normali”, presenta lifting costs molto bassi in termini globali (circa 10 dollari al barile).  Il punto, però, è che gran parte della produzione venezuelana è greggio pesante (Orinoco Belt), che richiede diluizione e/o upgrading per essere esportato e raffinato, e questo introduce costi, colli di bottiglia e dipendenze esterne.

Negli ultimi anni, infatti, il freno non è stato solo economico ma operativo: Reuters ha descritto come la disponibilità di nafta/diluente sia cruciale per lavorare ed esportare i greggi pesanti, e come le restrizioni e le difficoltà di approvvigionamento abbiano inciso su volumi e regolarità produttiva. In parallelo, la condizione delle infrastrutture resta un tema: S&P Global ha ricordato che servono investimenti importanti per recuperare capacità e impianti.

C’è poi un altro elemento che “alza” il costo economico reale del barile venezuelano: lo sconto di prezzo a cui spesso è venduto. Sempre Reuters ha riportato che gli sconti sul Merey (pesante) diretto in Asia/China possono ampliarsi sensibilmente in certe fasi, arrivando fino a circa 21 dollari al barile sotto Brent. Anche se non è un costo industriale in senso stretto, è un costo di mercato: riduce drasticamente il margine e quindi la sostenibilità dell’estrazione nel tempo.

Texas/USA: lo shale è meno “economico” per barile, ma più efficiente e “finanziabile”

Negli Stati Uniti (Texas in testa con il Permian), lo shale ha una struttura diversa: pozzi più costosi da perforare e completare, declini produttivi rapidi e necessità di reinvestire. Per questo il dato più citato non è tanto il lifting cost, ma il breakeven.

Due riferimenti aiutano a mettere ordine. Da un lato, una pubblicazione della EIA Energy Information Administration che riporta, su base Dallas Fed survey, breakeven medi nell’area Permian attorno a 62-64 dollari al barile (Midland e Delaware).  Dall’altro, un approfondimento collegato alla Dallas Fed (ripreso in un documento diffuso da FT Portfolios) indica che, per coprire i costi operativi degli existing wells, i manager intervistati stimavano in media un break-even di circa 41 dollari WTI al barile.

C’è poi la dinamica “top performer vs media”: Reuters ha notato che grandi operatori nel Permian (come Exxon e Chevron) avrebbero portato i production costs in un range 30–40 dollari al barile, inferiori alla media di settore citata nello stesso contesto. In pratica: negli USA la media può essere più alta, ma i migliori asset e gli operatori più efficienti competono bene anche con prezzi più bassi.

Il vero confronto: barile “tecnicamente” economico e barile “economicamente” monetizzabile

Messa così, la fotografia è meno intuitiva di quanto sembri.

Il Venezuela può avere costi di estrazione operativi bassi (soprattutto su asset già avviati), ma paga da anni un premio negativo su tre fronti: infrastrutture deteriorate e investimenti necessari, complessità del greggio pesante (diluizione/upgrading) e sconti di vendita legati a qualità, logistica e rischio geopolitico/sanzionatorio.

Il Texas e più in generale gli USA, invece, hanno spesso un breakeven più alto per attivare nuova produzione shale, ma beneficiano di un ecosistema industriale maturo (servizi oilfield, tecnologia, capitali, infrastrutture) che consente efficienza, rapidità e una maggiore capacità di “finanziare” e pianificare la produzione. E quando si guarda ai migliori operatori e alle aree più produttive, i costi possono scendere molto.

I costi medi di produzione

In Venezuela, una delle poche stime “pulite” e citate da fonti primarie resta quella riportata da Reuters: nel 2020, costi medi di produzione stimati tra 10 e 12 dollari al barile, escludendo la royalty del 33% che PDVSA (compagnia petrolifera statale del Venezuela Petróleos de Venezuela S.A.) versa allo Stato. Questo dato descrive soprattutto il costo industriale “di base” (far uscire il barile dal sottosuolo). Però come dicevamo il Venezuela ha una specificità enorme: gran parte delle riserve è greggio pesante o extra-pesante dell’Orinoco, che spesso richiede diluente (es. nafta) e/o processi di upgrading per diventare esportabile. Reuters ha ricordato proprio nel 2025 quanto la disponibilità di nafta/diluente sia determinante per mantenere esportazioni e qualità dei blend, e come incidenti agli upgrader e vincoli di importazione influenzino direttamente la “produzione vendibile”. In altre parole: il lifting cost può essere basso, ma il costo “consegna al mercato” (diluizione, upgrading, logistica, perdite di efficienza da infrastrutture degradate) tende a salire, e può crescere molto in presenza di sanzioni e colli di bottiglia.

Negli Stati Uniti (e in particolare in Texas, dove il Permian Basin è l’epicentro dello shale), le stime più citate per confronti comparabili arrivano dalla Dallas Fed Energy Survey. Nella survey di marzo 2025, il prezzo necessario per “profitably drill” un nuovo pozzo, quindi un break-even più vicino al costo completo di sviluppo, la stessa fonte colloca la media attorno a 65 dollari al barile e indica per il Permian un valore medio simile (sempre nel 2025).

Ne esce un quadro molto chiaro: Venezuela può avere costi industriali di estrazione relativamente bassi (almeno per parte della produzione, secondo stime Reuters), ma è penalizzata da fattori che negli USA pesano meno: qualità del greggio (più pesante), bisogno di diluenti e upgrading, infrastrutture e vincoli geopolitici/commerciali. Al contrario, lo shale texano mostra una struttura di costi “a scalini”: mantenere in vita un pozzo esistente può richiedere prezzi molto più bassi rispetto a finanziare nuova produzione, perché il capex iniziale è già stato sostenuto e il tema diventa il cash cost e l’operatività.

C’è infine un punto che spesso manca nei confronti “a colpo d’occhio”: il costo non è solo tecnico, è anche di netback (quanto incassi davvero). Il Venezuela, anche quando produce, spesso vende con sconti e affronta costi extra di logistica e compliance legati alle sanzioni; gli USA vendono su un mercato liquido e trasparente, ma pagano la disciplina di un settore dove la redditività marginale è molto sensibile ai prezzi quando bisogna continuare a perforare per compensare i declini tipici dello shale. È anche per questo che, quando il mercato scende, la domanda diventa: “quanti nuovi pozzi conviene ancora perforare?”.