Il razionamento del carburante si diffonde nelle regioni russe mentre la campagna di droni ucraini continua a colpire raffinerie e linee di distribuzione. Le autorità regionali corrono a smentire le carenze, ma la situazione sul campo racconta qualcosa di diverso dalla versione ufficiale. La contraddizione tra le dichiarazioni dei funzionari e la realtà quotidiana rende visibile una pressione energetica che Mosca stenta ad ammettere.
Smentite istituzionali, carenze sul campo
La pressione degli attacchi ucraini sulle infrastrutture energetiche russe produce effetti concreti sull'approvvigionamento interno. Le autorità regionali si sono affrettate a negare pubblicamente l'esistenza di carenze, ma il razionamento si è comunque diffuso in diverse regioni del paese.
Elicottero da combattimento in volo contro un cielo grigio. Foto di Boris Hamer su Pexels
Il divario tra narrazione ufficiale e realtà è l'aspetto più rivelatore della situazione. Le smentite arrivano sistematicamente proprio mentre le difficoltà di approvvigionamento diventano sempre più visibili. Questo schema — negazione istituzionale accompagnata da misure pratiche di razionamento — indica che le autorità cercano di contenere l'allarme pubblico senza riconoscere apertamente il problema.
La logica degli attacchi alle raffinerie
Gli attacchi ucraini puntano a raffinerie e linee di distribuzione, anelli critici della catena energetica che collegano la produzione al consumo finale. Degradare questi nodi significa tradurre la pressione militare in difficoltà quotidiane, con effetti sia sulle forze armate sia sulla popolazione civile.
Colpire le infrastrutture di distribuzione risponde a una logica di lungo periodo: ridurre la capacità energetica interna aumenta la pressione sul governo russo su più fronti contemporaneamente. La diffusione del razionamento nelle regioni — e la necessità delle autorità di smentirlo pubblicamente — è la prova che questa pressione ha effetti tangibili. Quando le voci di carenze circolano con sufficiente forza da richiedere una risposta ufficiale, le smentite stesse diventano una conferma indiretta di quanto stia accadendo.
Il mercato petrolifero stava prezzando una crisi peggiore di quella reale. Il segretario all'Energia americano Chris Wright ha rivelato venerdì 12 giugno che l'esercito statunitense sta movimentando circa 7 milioni di barili al giorno fuori dal Golfo Persico attraverso un'operazione condotta fino a quel momento in silenzio. Il Brent ha ceduto il 3,7% in giornata, scivolando intorno agli 87 dollari al barile: non un segnale di panico, ma la rivalutazione di un rischio che il mercato aveva sovrastimato.
L'operazione segreta che il mercato non aveva calcolato
Wright ha parlato a un evento Bloomberg Energy a Houston: «Abbiamo uno sforzo militare di cui non abbiamo parlato molto, iniziato più di recente per far uscire i carichi», ha dichiarato. L'operazione non era mai stata comunicata pubblicamente prima di questo intervento.
La portata della sorpresa l'ha quantificata Rebecca Babin, senior energy trader di CIBC Private Wealth, presente allo stesso evento: le quotazioni nell'intorno degli 80-90 dollari al barile indicavano che gli investitori stimavano flussi di appena 3-4 milioni di barili al giorno attraverso lo Stretto. I 7 milioni dichiarati da Wright sono quasi il doppio di quella stima implicita — e il mercato ha rivisto al ribasso il rischio, non verso l'alto.
Operaio con carrello manuale sposta fusti blu in un magazzino. Foto di Martin Zapata su Pexels
Flussi a un terzo del normale: il calcolo dai dati di Wright
Prima della crisi, lo Stretto di Hormuz movimentava tra 20 e 21 milioni di barili al giorno, il principale snodo petrolifero mondiale. Rapportando i 7 milioni facilitati dall'operazione USA ai circa 20,5 milioni di media, i flussi attuali si collocano attorno al 34% della capacità ordinaria — circa un terzo del normale. Wright ha aggiunto che quei 7 milioni rappresentano circa la metà del petrolio ancora intrappolato dopo il blocco del traffico tanker: metà della disruption è stata gestita dall'operazione militare, l'altra metà rimane ferma.
Wright ha precisato che nessun greggio iraniano transita attualmente dallo Stretto. Il ripristino completo dei flussi è atteso solo in caso di accordo diplomatico con Teheran; se le trattative non reggono, Washington proseguirà il lavoro per facilitare i movimenti petroliferi nella regione.
Senza accordo diplomatico, la metà bloccata resterà ferma
Come avevamo riportato, Trump aveva sospeso i raid militari pianificati contro l'Iran aprendo a negoziati ancora in corso. La rivelazione di Wright aggiunge un tassello: la macchina militare sta tenendo aperto un canale che i mercati non vedevano, e questo spiega perché il Brent non ha raggiunto i 150 dollari al barile che il mercato temeva in uno scenario di blocco totale dello Stretto.
Secondo Wright, i 7 milioni di barili al giorno ora in movimento grazie ai militari USA corrispondono a circa metà del volume complessivamente disrupted; gli altri ~7 milioni restano fermi in attesa di un accordo con Teheran. Queste operazioni non possono scalare indefinitamente — il vero sblocco richiede un'intesa diplomatica.
Il mercato petrolifero ha sgonfiato in poche ore il premio geopolitico accumulato in settimane di tensioni: venerdì 12 giugno, il WTI ha perso il 4,47% a 83,88 dollari al barile e il Brent il 4,34% a 86,36 dollari, portandosi ai livelli più bassi degli ultimi tre mesi. Il catalizzatore è stata la decisione di Trump di cancellare i raid militari pianificati contro l'Iran e l'apertura a un possibile accordo di pace, ancora in corso di finalizzazione. La diplomazia percepita come credibile ha prevalso sui fondamentali: le scorte tirate avrebbero sostenuto i prezzi, ma la narrativa geopolitica ha avuto la meglio.
Trump cancella i raid: i trader smontano le posizioni di rischio
La settimana si era aperta con il WTI in area di massimo settimanale: il contratto di luglio aveva toccato 95,47 dollari (picco attraverso l'11 giugno), sceso poi a un minimo di 85,13 dollari e assestato a 85,93 dollari a fine settimana — calo di 4,32 dollari (-4,79%) rispetto alla chiusura della settimana precedente. Dal picco alla settlement la discesa è stata di circa 9,5 dollari, quasi il 10% del valore: è la quota di premio geopolitico che il mercato aveva incorporato nel momento di massima paura di escalation.
L'inversione è arrivata con la cancellazione delle operazioni militari pianificate. I trader avevano costruito posizioni sui rischi di conflitto allargato — minacce a infrastrutture energetiche e al traffico di petroliere — e le hanno smontate non appena i segnali diplomatici si sono fatti credibili. Trump ha dichiarato di aver raggiunto «un ottimo accordo sulla guerra con l'Iran, in attesa della finalizzazione dei documenti».
Il memorandum in 14 punti: Hormuz aperto in 30 giorni, ma con condizioni pesanti
I media statali iraniani hanno diffuso la bozza di un memorandum d'intesa in 14 punti tra USA e Iran: il documento prevedrebbe la riapertura dello Stretto di Hormuz entro 30 giorni in cambio della revoca del blocco navale americano. La bozza contiene però una condizione sospensiva: i negoziati di pace definitivi non inizieranno finché gli USA non sospendano le sanzioni petrolifere sull'Iran, non tolgano il blocco navale fuori dallo Stretto e non rilascino metà dei fondi iraniani congelati.
Barili di petrolio arrugginiti accatastati all'aperto, marcati con etichette e numeri. Foto di Waldemar Brandt su Pexels
Il portavoce del ministero degli Esteri iraniano, Esmaeil Baghaei, ha commentato: «Testualmente, il testo è stato quasi finalizzato nelle sue parti principali. Il problema è che le posizioni contraddittorie degli Stati Uniti hanno sempre causato turbolenza e disruption in questo processo», aggiungendo che i funzionari americani «hanno ripetutamente cambiato posizione, avanzato nuove richieste irrealistiche e persino condotto attacchi militari durante i negoziati».
Il rischio Hormuz resta aperto, le scorte non bastano a invertire la rotta
Lo Stretto di Hormuz rimane una variabile critica. L'Iran ha avvertito le imbarcazioni di non utilizzare il passaggio, ma il traffico commerciale ha continuato a scorrere, contenendo i timori di un'interruzione immediata delle esportazioni. Come avevamo riportato, l'Iran aveva dichiarato lo Stretto chiuso dopo l'escalation militare della settimana precedente, con il Brent che aveva raggiunto massimi da mesi l'11 giugno: il ribaltamento di scenario in meno di 24 ore mostra con quale velocità la narrativa diplomatica riesca a ridistribuire miliardi di dollari di posizioni.
Le scorte non hanno compensato: nonostante un calo delle riserve USA di 7,2 milioni di barili per la settimana conclusa il 5 giugno — dato superiore alle attese, a segnalare condizioni di offerta ancora tese in vista del picco estivo della domanda — la pressione ribassista legata alla diplomazia ha prevalso nettamente.
Il punto critico, guardando avanti, è che il memorandum è ancora in bozza e le distanze su sanzioni, blocco navale e fondi congelati sono reali. Un accordo che regge significherebbe la riapertura dello Stretto e un allentamento significativo della pressione sull'offerta globale. Un negoziato che si inceppa riaprirebbe invece la corsa verso nuovi massimi — e il mercato, oggi, ha scelto di credere alla prima possibilità.
Il 100% delle importazioni petrolifere giapponesi di luglio 2026 transiterà senza toccare lo Stretto di Hormuz. È il ribaltamento totale di un sistema che, prima dello scoppio del conflitto, faceva dipendere Tokyo dal Medio Oriente per il 95% del proprio approvvigionamento. Mentre il Giappone percorre la via istituzionale, le spedizioni clandestine attraverso il blocco sono aumentate del 50%: lo Stretto non è morto, si è solo frammentato.
Il pivoting giapponese: da due terzi dell'import a zero
La portata del cambiamento emerge da un calcolo sui dati disponibili. Prima della guerra, il 95% del petrolio giapponese veniva dal Medio Oriente; il 70% di quel greggio arrivava via tanker attraverso Hormuz. Moltiplicando le due percentuali, circa il 66% dell'intero fabbisogno petrolifero del Giappone dipendeva da quel singolo passaggio — una concentrazione di rischio che si è azzerata nel giro di quattro mesi.
Il traffico nello Stretto è crollato del 90% rispetto ai volumi pre-marzo 2026. Ad aprile 2026, le importazioni giapponesi di greggio dal Medio Oriente hanno toccato il minimo storico dal 1979. Nonostante questo, per luglio Tokyo ha assicurato gli stessi volumi complessivi di un anno fa, puntando su Stati Uniti, Azerbaigian, Sud Sudan e il greggio russo di Sakhalin — mai sanzionato proprio per la dipendenza strutturale del Paese — più rari carichi dall'America Latina.
Nave cisterna durante il trasporto marittimo di greggio. Foto di DeLuca G su Pexels
L'IEA come rete di sicurezza
A coprire il vuoto durante la transizione ci hanno pensato le riserve strategiche. A fine marzo il Giappone ha avviato il proprio piano di rilascio nell'ambito dell'operazione coordinata dall'IEA: 400 milioni di barili complessivi su scala globale, con una quota giapponese di 80 milioni di barili — la più grande mobilitazione di stock della storia del Paese. Dei complessivi 80 milioni, 54 milioni sono greggio e 26 milioni prodotti petroliferi. La liquidità di queste scorte ha permesso alle raffinerie di mantenere alta la produttività anche in assenza di forniture mediorientali regolari.
Sneakout in rialzo e il paradosso OPEC
Mentre il Giappone aggira il blocco per vie ufficiali, altri operatori scelgono la strada dei "sneakout": tanker con transponder disattivati che forzano il passaggio. Come riportato da Bloomberg, a maggio 2026 il 65,2% dei transiti nello Stretto avveniva in modalità dark — una quota che ora cresce ulteriormente con l'aumento del 50% delle spedizioni clandestine.
Sullo sfondo si delinea il paradosso dell'OPEC: una riapertura rapida di Hormuz riverserebbe sul mercato i volumi finora bloccati, rischiando di inondare una quotazione già sotto pressione. Il cartello gestisce una contraddizione difficile — la chiusura del passaggio che avrebbe dovuto proteggere i suoi produttori si rivela anche l'unico fattore che ne sostiene il potere di pricing.
Una riapertura disordinata potrebbe rivelarsi più destabilizzante del blocco stesso.
L'Iran ha dichiarato lo Stretto di Hormuz chiuso a tutto il traffico navale dopo una seconda giornata consecutiva di attacchi aerei bilaterali con gli Stati Uniti. Il Brent ha toccato $95,20 al barile nelle contrattazioni asiatiche di giovedì 11 giugno — un rialzo del 2,26% — mentre il WTI balzava del 2,5% a $92,30. Il punto critico non è il picco in sé: Hormuz movimenta normalmente un quinto dell'intera offerta mondiale di petrolio e GNL, e le scorte globali di greggio si stanno svuotando da mesi senza inversione, rendendo ogni interruzione del flusso strutturalmente più costosa delle precedenti.
La seconda giornata di attacchi: cronologia dell'escalation
Tutto è partito martedì 9 giugno con l'abbattimento di un elicottero Apache dell'esercito USA nei pressi dello Stretto. Il Comando Centrale americano ha risposto colpendo siti radar di sorveglianza iraniana, stazioni di controllo a terra e postazioni di difesa aerea nella zona; nelle stesse ore, le forze USA hanno ingaggiato una petroliera nel Golfo dell'Oman sorpresa a tentare il transito in violazione del blocco americano.
Il presidente Donald Trump aveva inizialmente liquidato l'incidente definendolo "not a big deal" dato che i piloti erano sopravvissuti. Nella serata di mercoledì 10 giugno il segretario alla Difesa Pete Hegseth ha cambiato registro, annunciando nuovi attacchi con parole esplicite: "If we need to negotiate with bombs, we'll negotiate with bombs." Il Comando Centrale ha descritto quelle operazioni come dirette contro capacità di sorveglianza iraniana, sistemi di comunicazione e siti di difesa aerea dislocati in tutto il paese.
Teheran ha risposto dichiarando la chiusura dello Stretto a tutto il naviglio. I media iraniani hanno riportato che l'IRGC avrebbe colpito 18 obiettivi militari statunitensi e preso di mira il quartier generale della V Flotta USA a Bahrein; il Ministero degli Interni bahrenita ha confermato lo scatto delle sirene d'allarme nel paese. Il Comando Centrale USA ha smentito entrambe le affermazioni, postando su X immagini a proprio sostegno e precisando che il traffico commerciale nello Stretto continuava.
Tre istantanee di prezzo in 48 ore
I mercati hanno reagito in tre fasi distinte. Mercoledì mattina, subito dopo i primi attacchi USA sulle postazioni iraniane, il Brent era salito dell'1,03% a $92,39 e il WTI dello 0,91% a $89,00. Nel corso dello stesso giorno, con le tensioni parzialmente riassorbite, i due benchmark erano rientrati: Brent a $91,70 e WTI a $88,43. Con la dichiarazione iraniana di giovedì mattina è arrivato il salto decisivo: $95,20 per il Brent e $92,30 per il WTI.
Priyanka Sachdeva, senior market analyst di Phillip Nova, ha osservato che "le ultime operazioni militari hanno reintrodotto un premio di rischio geopolitico nei mercati petroliferi, pur con i negoziati diplomatici ancora in corso." Tamas Varga di PVM ha aggiunto che "è difficile riconciliare l'attuale mancanza di ansia con il conflitto perpetuo che avvolge la regione produttrice di petrolio più cruciale del mondo."
Fabbrica con camini situata in area montuosa adiacente a un corso d'acqua. Foto di Nothing Ahead su Pexels
A moltiplicare la pressione ci sono le riserve americane di greggio, scese per l'ottava settimana consecutiva con un calo di 9,12 milioni di barili nell'ultima rilevazione dell'American Petroleum Institute. Meno cuscinetto in stock significa più volatilità per ogni singolo evento geopolitico.
Petroliere con il trasponder spento: 12 carichi GNL già transitati
Nonostante la dichiarazione di chiusura, il traffico non si è azzerato. I dati di tracciamento di LSEG e Kpler mostrano la ricomparsa, il 10 giugno, di tre metanieri che avevano navigato per settimane con i trasponder spenti: Lebrethah e Rasheeda di QatarEnergy, e Marigold di ADNOC.
Lebrethah aveva caricato a Ras Laffan il 22 maggio, era sparita dai radar il 1° giugno ed è ora in rotta verso il Pakistan. Rasheeda aveva imbarcato il carico il 27 febbraio ed è ora vicina al Sudest asiatico; il trasponder risulta spento dal 30 aprile. Marigold, che aveva ritirato un carico a Das Island il 25 maggio dopo essere stata avvistata in assetto di zavorra il 1° maggio, punta verso l'India.
Con questi tre carichi salgono a 12 le partite di GNL uscite dallo Stretto da quando il conflitto è esploso a fine febbraio 2026. Non è una chiusura totale: è un regime di transito ad alto rischio in cui i grandi operatori commerciali scelgono il silenzio radio come unico ombrello operativo.
Il meccanismo che amplifica ogni scossa
Nelle settimane precedenti i mercati avevano incorporato uno scenario di de-escalazione progressiva, alimentato dai tentativi diplomatici di Washington. Gli attacchi di mercoledì e la dichiarazione iraniana di giovedì hanno smontato quella narrativa in meno di quarantott'ore. Il segretario all'Energia Chris Wright aveva dichiarato martedì che "il traffico navale nel Golfo e le esportazioni di petrolio attraverso lo Stretto di Hormuz stanno aumentando": la realtà di giovedì mattina ha smentito quella valutazione nell'arco di poche ore.
Il meccanismo di amplificazione è aritmetico: con riserve USA già erodate di 9,12 milioni di barili in una sola settimana — ottava volta di fila — ogni blocco anche parziale dei flussi da Hormuz produce rialzi sproporzionati rispetto a un mercato con scorte nella norma. La distanza tra segnale diplomatico e terreno non è mai stata così visibile e, al momento, così costosa.
Finché le scorte continuano a calare e non si firma nessun accordo, ogni episodio bellico produce uno shock di prezzo più potente del precedente.
Il mercato petrolifero globale ha trovato le sue valvole di sfogo. Mentre lo Stretto di Hormuz rimane di fatto semi-chiuso dal 28 febbraio 2026, il settore risponde su tre fronti simultanei: più petroliere transitano dal Canale di Suez, il traffico in modalità dark cresce nello stretto iraniano e i raffinatori giapponesi riconfigurano i propri approvvigionamenti verso il greggio americano. La crisi geopolitica prolungata sta diventando il banco di prova più duro dell'adattabilità energetica globale.
Il Canale di Suez e l'Iraq raccolgono i flussi dirottati
Il Canale di Suez ha registrato un incremento significativo di transiti di petroliere, diventando la rotta alternativa preferita per il greggio del Golfo che non passa più liberamente attraverso Hormuz. L'Iraq ha aumentato le esportazioni di petrolio sfruttando i varchi ancora disponibili nello stretto, a dimostrazione che le disruption non hanno fermato completamente i flussi dalla regione.
Una petroliera vista dall'alto in navigazione nel Mediterraneo vicino a Vado Ligure. Foto di DeLuca G su Pexels
Il fenomeno della dark fleet — navi che navigano con transponder spenti per far passare barili del Golfo attraverso Hormuz — è in espansione. Secondo il Bloomberg Hormuz Tracker, a maggio 2026 il 65,2% dei transiti nello Stretto avveniva in modalità dark. I transiti dark continuano a crescere, segnale che i flussi reali dal Golfo superano quanto le statistiche ufficiali registrano.
I raffinatori giapponesi puntano sul greggio americano
Sul fronte asiatico, i raffinatori giapponesi hanno adottato una strategia alternativa: impiegare VLCC — Very Large Crude Carriers — per trasferimenti ship-to-ship di greggio statunitense. La mossa consente di approvvigionarsi da fornitori non dipendenti dallo stretto iraniano, riducendo l'esposizione diretta alle interruzioni. Il Segretario all'Energia americano ha confermato che il traffico attraverso Hormuz è in aumento, segnale che le rotte alternative operano in parallelo con i transiti ancora possibili nello stretto.
Tre meccanismi distinti — Suez, dark fleet, greggio americano via VLCC — compensano la stessa disruption in contemporanea: una resilienza distribuita su più nodi geografici e commerciali che nessun singolo blocco geopolitico riesce a neutralizzare integralmente.
Il prezzo del gas naturale liquefatto in Asia punta ai massimi da tre anni e mezzo per ragioni che vanno oltre la crisi nel Golfo Persico. Morgan Stanley prevede che il benchmark asiatico raggiunga $25/MMBtu nel terzo e quarto trimestre del 2026, il livello più alto dal gennaio 2023, con un upside di oltre il 30% rispetto alla forward curve attuale. Il segnale più netto dell'analisi: i prezzi salirebbero anche se lo Stretto di Hormuz riaprisse domani.
I due motori del rialzo: domanda asiatica e stoccaggi europei
La pressione sui prezzi deriva dalla convergenza di due fattori che agiscono su scala globale. In Asia, dopo una fase di acquisti deboli tra marzo e aprile 2026, la domanda di GNL è tornata a crescere spinta dall'urgenza di prepararsi alla stagione estiva. In Europa, la necessità di ricostituire gli stoccaggi di gas spinge i buyer europei a competere sui mercati spot con gli acquirenti asiatici.
La coincidenza temporale di questi due cicli — quello estivo asiatico e quello di riempimento pre-invernale europeo — è la ragione strutturale per cui il target $25/MMBtu regge anche in uno scenario geopoliticamente più disteso. I mercati del gas in Asia e in Europa si stringeranno ulteriormente nei mesi estivi, con la domanda di raffreddamento e la domanda di riempimento degli stoccaggi che agiscono in parallelo.
La Cina acquista ai massimi da febbraio 2026
La Cina, primo importatore mondiale di GNL, ha risposto alla crisi delle forniture mediorientali con un'accelerazione decisa degli acquisti. Come avevamo riportato, lo Stretto di Hormuz è di fatto semi-chiuso dal 28 febbraio 2026, con una riduzione drastica dei volumi di gas liquefatto che transitano dal Golfo Persico verso i mercati asiatici.
Le major energetiche statali cinesi e alcune società private hanno intensificato le importazioni dalla metà di aprile 2026, portando la media mobile a 30 giorni delle consegne a 178.000 tonnellate al giorno — il picco più alto dall'inizio di febbraio 2026. Il ritmo si è mantenuto elevato nelle settimane successive, segnalando che l'accelerazione fa parte di una strategia deliberata di approvvigionamento pre-estivo, non di un acquisto spot episodico.
Navi in banchina presso serbatoi di stoccaggio: il GNL asiatico tocca i massimi da 3,5 anni. Foto di Zifeng Xiong su Pexels
Hammerfest posticipata: un segnale lato offerta
Sul fronte dell'offerta, il 9 giugno 2026 Equinor ha annunciato il posticipo della fermata annuale programmata al terminale Hammerfest LNG, in Norvegia. La manutenzione, inizialmente prevista per il periodo 8-11 giugno, è stata spostata al 13-16 giugno. Il terminale sull'isola di Melkøya elabora 18,4 milioni di metri cubi di gas al giorno e rappresenta circa il 5% di tutte le esportazioni norvegesi di gas, collocandosi come il più grande terminale di esportazione GNL d'Europa.
Lo slittamento è tecnico e limitato nel tempo, ma in una fase in cui gli operatori monitorano ogni variazione nella disponibilità di forniture, anche un rinvio di pochi giorni del principale hub europeo di liquefazione alimenta l'incertezza sui volumi a breve termine.
Perché il 30% di upside è un segnale fuori dall'ordinario
La cifra più significativa non è il target di $25/MMBtu in sé, ma il fatto che rappresenti un upside superiore al 30% sulla forward curve. Significa che il mercato a termine — che già incorpora tensioni geopolitiche e stagionali consolidate — prezza il GNL asiatico attorno a circa $19/MMBtu (25 diviso 1,30 dà un valore implicito di circa 19,2 $/MMBtu): il margine di rialzo aggiuntivo previsto è ampio, su una base di partenza già elevata.
Per gli operatori energetici europei con portafogli di acquisto da coprire, il segnale è concreto: acquistare GNL oggi, anche a prezzi già elevati, può risultare meno costoso che inseguire il mercato nella seconda metà dell'anno con gli stoccaggi ancora incompleti e la stagione invernale che si avvicina.
La stessa logica temporale emerge dall'analisi di Enverus sul mercato petrolifero, pubblicata lo stesso 9 giugno 2026. Al Salazar, director di Enverus Intelligence Research, la descrive come una chiamata "higher-for-longer": «Anche con un percorso verso la riapertura, lo Stretto di Hormuz non torna operativo dall'oggi al domani e il mercato non recupera il suo cuscinetto di scorte altrettanto in fretta. Il titolo si muove prima, ma le scorte basse e la normalizzazione graduale mantengono il Brent sostenuto fino al 2027.» La stessa architettura — prezzi che reagiscono in anticipo, fondamentali che normalizzano lentamente — vale per il GNL: la domanda estiva asiatica e il deficit di stoccaggi europei esistono indipendentemente dall'evoluzione del conflitto, e per questo $25/MMBtu resta il punto di equilibrio più probabile per l'estate 2026.
La crisi dello Stretto di Hormuz ha innescato una corsa senza precedenti al tonnellaggio petrolifero. Con 262 Very Large Crude Carriers (VLCC) attualmente in costruzione nei cantieri navali mondiali, il portafoglio ordini globale ha superato il precedente massimo storico di 254 unità registrato nel settembre 2008: 99 di questi ordini sono arrivati nei soli primi cinque mesi del 2026, un ritmo senza paragoni nel settore. Gli armatori non stanno scommettendo su una riapertura rapida di Hormuz — stanno scommettendo sulla sua instabilità strutturale.
Il record superato: 262 navi in costruzione per il 2029-2030
Il vecchio primato di 254 VLCC risaliva al settembre 2008. Oggi il motore del boom è radicalmente diverso: lo Stretto di Hormuz è di fatto semichiuso dall'inizio del conflitto tra Iran e Israele, il 28 febbraio 2026. Circa il 10% dell'intera flotta VLCC non sanzionatarimane bloccata nel Golfo Persico, incapace di transitare il chokepoint, riducendo la capacità operativa disponibile e spingendo gli armatori verso nuove commesse.
Le consegne sono attese per il 2029-2030: non è una risposta d'emergenza, è una strategia di lungo periodo. Le compagnie di navigazione stanno riorganizzando la propria flotta attorno a uno scenario in cui le disruption sulle rotte del Golfo non sono più un evento eccezionale, ma la nuova normalità.
Hormuz semichiuso: rotte alterate e Kuwait torna a esportare
La chiusura pratica dello Stretto ha rimescolato la geografia del commercio petrolifero. Il Kuwait, tra i paesi più penalizzati dalla crisi perché privo di infrastrutture alternative, il 9 giugno 2026 ha offerto i suoi primi carichi di greggio agli acquirenti asiatici dall'inizio del conflitto. Almeno 4 milioni di barili, caricati su due VLCC da 2 milioni di barili ciascuno, sono stati proposti dalla Kuwait Petroleum Corporation (KPC) a compratori in Cina e Corea del Sud, secondo fonti anonime del mercato citate da Bloomberg. Le due navi hanno già superato Hormuz e i carichi sono disponibili per consegna immediata — il primo segnale concreto che qualche carico dal Golfo Persico sta tornando a raggiungere i mercati asiatici nonostante i mesi di ritardi nelle consegne.
Il traffico attraverso Hormuz rimane tuttavia sempre più opaco e difficile da tracciare, con mercato e analisti che lavorano a visibilità ridotta per stimare i volumi effettivi di greggio che transitano ancora per lo Stretto.
A differenza di Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti, il Kuwait non dispone di oleodotti alternativi. Ryad ha aumentato i flussi sull'oleodotto Est-Ovest verso il porto di Yanbu sul Mar Rosso, mentre Abu Dhabi ha avviato la costruzione di una nuova pipeline verso Fujairah, operativa dal prossimo anno. Anche l'Iraq ha subito gravi restrizioni alle esportazioni, ma dispone di un oleodotto attraverso il Kurdistan verso il porto turco di Ceyhan sul Mediterraneo, la cui capacità Baghdad punta a triplicare in tre mesi fino a 770.000 barili al giorno.
Petroliere ormeggiate presso serbatoi costieri: gli ordini mondiali toccano i massimi da sedici anni. Foto di Zifeng Xiong su Pexels
Per il Kuwait la riapertura non basterà: la KPC stima che ci vorranno fino a 12 settimane per ripristinare la produzione ridotta dall'inizio della guerra.
Le importazioni cinesi di greggio a maggio 2026 sono scese a 7,8 milioni di barili al giorno, minimo da ottobre 2017 e quasi 4 milioni di barili in meno rispetto a un anno fa — dato già riportato in questa categoria. La debolezza della domanda asiatica ha spinto Saudi Aramco a tagliare di 6 dollari al barile i prezzi formula per i carichi luglio destinati all'Asia, con l'Arab Light a 9,50 dollari sopra Oman/Dubai.
Navi usate a 115 milioni: i prezzi tornano ai livelli del 2008
La scarsità di VLCC operativi ha fatto esplodere il mercato del seconda mano. Una VLCC di 10 anni di età si scambia oggi a 115 milioni di dollari, il livello più alto dal 2008. Chi non può attendere le consegne del 2029-2030 paga premi record per avere tonnellaggio disponibile subito.
L'età media della flotta globale di VLCC è di 14,1 anni: un parco navale che il boom di ordini contribuirà a ringiovanire nel prossimo decennio. La concentrazione delle consegne nel biennio 2029-2030 porta però con sé un rischio concreto: un eccesso di tonnellaggio che, secondo le analisi del settore, potrebbe rendere il mercato dei noli molto difficile per anni.
La scommessa strutturale degli armatori
I 99 ordini effettuati dall'inizio del 2026 rappresentano il 37,8% del totale attuale in portafoglio (99 su 262). In meno di sei mesi è stato generato più di un terzo dell'intera pipeline di costruzione globale — un ritmo che trasforma la risposta alla crisi di Hormuz in qualcosa di sistemico, non in una reazione di breve periodo.
Il cessate il fuoco temporaneo tra Iran e Israele del 9 giugno 2026, ottenuto grazie alla mediazione americana, ha frenato il rally del Brent, che resta attorno ai 92 dollari al barile. L'OPEC+ ha comunque approvato un ulteriore aumento della produzione di 188.000 barili al giorno per luglio, il quarto rialzo mensile consecutivo nonostante il blocco del Golfo.
La corsa ai supertanker fotografa una certezza: chi gestisce il trasporto del petrolio non si fida delle tregue.
A maggio 2026 le importazioni cinesi di petrolio greggio sono scese a 7,8 milioni di barili al giorno, il livello più basso da ottobre 2017 — un taglio del 33% rispetto alla media di 11,6 milioni dell'intero 2025. La causa diretta è l'impennata dei prezzi seguita alla disruption del traffico petroliero nel Golfo Persico. La Cina però non sta comprando meno perché consuma meno: sta vivendo di scorte accumulate in precedenza, e questa distinzione è quella che cambierà le carte in tavola quando i magazzini si svuoteranno.
I numeri di maggio: il dato più basso da otto anni a questa parte
Il totale mensile si è fermato a 33 milioni di barili, il valore più contenuto da otto anni a questa parte. Rispetto al ritmo dell'anno scorso, il taglio quotidiano vale 3,8 milioni di barili — pari al 32,8% in meno. Le raffinerie hanno abbassato i tassi di lavorazione e ridotto le esportazioni di prodotti raffinati, con Pechino determinata a garantire l'offerta interna di diesel e benzina anche a costo di tagliare le lavorazioni verso l'estero.
La spiegazione strutturale è che le raffinerie dispongono di un cuscinetto di scorte stimato in oltre un miliardo di barili, accumulato prima dell'escalation del conflitto. Questo magazzino consente alla Cina di restare fuori dal mercato internazionale anche con prezzi elevati, senza che la domanda interna ne risenta nell'immediato.
La Cina come ammortizzatore globale — e i suoi limiti
Gli analisti di Société Générale hanno definito la riduzione degli acquisti cinesi "uno dei maggiori fattori di compensazione allo shock, secondo solo al riorientamento dei flussi sauditi e superiore ai rilasci coordinati dalle riserve strategiche di USA, Europa e Giappone". In pratica, l'assenza della Cina dal mercato come grande acquirente esercita un effetto calmierante sui prezzi internazionali del greggio.
Il nodo è che questo meccanismo ha una durata limitata. Warren Patterson ed Ewa Manthey, analisti delle materie prime di ING, hanno scritto che "il cuscinetto si sta assottigliando giorno dopo giorno" e che la stagione estiva porterà un aumento della domanda di "oltre 3 milioni di barili al giorno nel terzo trimestre rispetto al secondo". Il ritmo di consumo delle riserve "si intensificherà nel periodo luglio-settembre".
Giacenze di petrolio: le importazioni cinesi ai minimi riflettono una contrazione della domanda energetica. Foto di Waldemar Brandt su Pexels
Quando le scorte cinesi scenderanno sotto la soglia operativa critica, Pechino tornerà sul mercato come acquirente su larga scala. Se il conflitto sarà ancora in corso in quel momento, l'effetto combinato — domanda cinese in rimbalzo più carenza strutturale preesistente — potrebbe produrre una seconda ondata di rialzi.
L'India: il costo immediato che la Cina differisce nel tempo
Mentre la Cina ammortizza la crisi con le scorte, l'India la subisce in tempo reale. Il Paese importa oltre l'85% del petrolio che consuma, e i prezzi attuali superano di circa 30 dollari al barile i livelli precedenti al conflitto. Le principali banche d'investimento, le agenzie di rating e la banca centrale indiana hanno già abbassato le previsioni di crescita economica.
Il gestore patrimoniale 360 ONE Capital ha calcolato che, se il greggio si attestasse mediamente a 90 dollari al barile per tutto l'anno fiscale 2027, l'inflazione indiana raggiungerebbe il 4,8%. Uno scenario con il prezzo superiore di ulteriori 10 dollari al barile rispetto a quella base spingerebbe l'inflazione al 5,6%, ridurrebbe la crescita del PIL di altri 40 punti base portandola al 5,9%, allarghererebbe il deficit delle partite correnti al 2,5% del PIL e porterebbe il deficit fiscale al 4,8% del PIL.
A giugno 2026, il governo indiano ha già adottato misure di emergenza per difendere la rupia, scivolata ai minimi storici rispetto al dollaro.
Analisi: un orologio che scandisce il tempo rimasto
Il dato di maggio descrive una geometria di crisi differita, non risolta. Calcolando la differenza tra il tasso attuale (7,8 milioni di barili/giorno) e la media 2025 (11,6 milioni), il contributo cinese alla riduzione della pressione sul mercato internazionale vale circa 3,8 milioni di barili al giorno — su base mensile, l'equivalente di oltre 114 milioni di barili non acquistati rispetto al ritmo atteso. Un ammortizzatore imponente, ma per definizione temporaneo.
La questione centrale non è se la Cina tornerà a comprare — lo farà necessariamente — ma quando. Le scorte si consumano ogni giorno che passa; la stagione estiva amplifica la domanda globale; Pechino non può restare fuori dal mercato all'infinito. Il dato di maggio segnala meno un allentamento della crisi e più uno spostamento temporale: la Cina ha comprato tempo importando meno, ma il debito si pagherà quando le riserve non basteranno più a coprire il fabbisogno interno.
Dal 28 febbraio 2026, nove navi da gas naturale liquefatto hanno attraversato lo Stretto di Hormuz — cinque qatariote, quattro degli Emirati — in quello che segna il primo recupero misurabile dei flussi energetici verso l'Asia dopo lo shock iniziale della guerra. Ma i numeri del transito non raccontano la storia completa: la perdita di 10,2 milioni di tonnellate annue di capacità qatariota per i danni al complesso di Ras Laffan ha aperto una carenza da 35 milioni di tonnellate nel mercato GNL asiatico del 2026 che nessun passaggio sporadico può colmare. A riempire il vuoto sta provvedendo il carbone.
I transiti avvengono nell'ombra: il "dark mode" è diventato la norma
Il passaggio delle nove navi non è avvenuto con la normalità di prima. I transiti in modalità "dark" — con i transponder di localizzazione spenti — hanno raggiunto il 57% di tutte le traversate registrate nel periodo, con un picco del 65,2% a maggio 2026, secondo i dati di Vortexa. Non si tratta più di una pratica riservata ai carichi legati all'Iran: si è estesa alla navigazione commerciale ordinaria di merci non sanzionate, ridisegnando la geografia del rischio assicurativo e operativo nel Golfo Persico.
Gli analisti di Vortexa hanno confermato, attraverso immagini satellitari, che la petroliera ADNOC Al Hamra si trovava vicino al terminal di Das Island degli Emirati a inizio giugno, dopo aver completato un transito in entrata dello stretto al rientro da una consegna di GNL in India. Il fatto che la nave stesse rientrando nel Golfo per ricaricare segnala una disponibilità operativa a tornare nell'area nonostante i rischi.
L'Iran ha dichiarato che intende riaprire il traffico attraverso Hormuz introducendo un sistema di pedaggi di transito — proposta che, come avevamo già riportato, Washington ha definito un non-starter nelle negoziazioni in corso.
Un deficit da 35 milioni di tonnellate che nove navi non possono colmare
Il problema di fondo del mercato GNL asiatico nel 2026 non è la disponibilità delle navi a transitare, ma la capacità produttiva perduta. I danni al complesso qatariota di Ras Laffan hanno rimosso circa 10,2 milioni di tonnellate annue di forniture verso l'Asia, con un'interruzione parziale attesa almeno fino alla fine dell'estate. Il risultato è una carenza regionale stimata in 35 milioni di tonnellate per l'intero anno: un volume che l'intera sequenza di transiti fin qui registrati non può nemmeno cominciare ad assorbire.
L'effetto sui prezzi è già nei dati. Il Japan Korea Marker (JKM) — l'indice di riferimento per il GNL spot in Asia orientale — è salito vicino ai massimi degli ultimi tre anni, scoraggiando ulteriore domanda aggiuntiva e lasciando i buyer asiatici davanti a una scelta concreta: pagare prezzi elevati o cercare fonti alternative.
Navi cargo e serbatoi di stoccaggio: il GNL asiatico riprende nonostante le tensioni nel Golfo. Foto di Zifeng Xiong su Pexels
Il carbone come valvola di sicurezza: Giappone e Corea del Sud cambiano rotta
L'alternativa più diffusa è il carbone. Rystad Energy stima che la carenza di gas spingerà la domanda incrementale di carbone in Asia a quasi 70 milioni di tonnellate nel 2026, con circa 90 terawattora di generazione elettrica trasferiti direttamente a centrali a carbone esistenti. La proiezione si estende a 150 milioni di tonnellate di consumo cumulativo aggiuntivo nella regione Asia-Pacifico fino al 2030.
I dati operativi di maggio 2026 confermano il trend paese per paese:
Giappone: generazione a carbone cresciuta dell'11%, produzione di gas calata del 13%
Corea del Sud: importazioni di carbone a maggio 2026 superiori del 50% rispetto allo stesso mese del 2025
Giappone: importazioni di carbone a maggio 2026 superiori del 20% rispetto a un anno prima
Il prezzo del carbone Newcastle benchmark dovrebbe attestarsi in media a 125 dollari per tonnellata nel 2026. I grandi produttori — tra cui Glencore e BHP — non hanno però avviato nuovi cantieri, un segnale che il mercato legge il picco come ciclico, non strutturale.
Il rimbalzo GNL esiste, ma è sopravvalutato
Incrociando i dati disponibili, emerge un quadro che invita alla cautela sulle narrative di "recupero". Nove transiti in oltre tre mesi restano un flusso simbolico rispetto ai volumi pre-guerra. Il deficit da 35 Mt, rapportato alle 10,2 Mtpa rimosse da Ras Laffan, non si esaurirà in estate: la struttura del danno al complesso qatariota indica una carenza che perdurerà ben oltre il blackout iniziale.
Nel frattempo, il carbone sta assorbendo circa 90 TWh di generazione — non perché i governi asiatici abbiano cambiato le proprie politiche energetiche, ma perché i sistemi di storage, flessibilità di rete e capacità low-carbon non sono ancora sufficienti a coprire i picchi in assenza di gas. Rystad Energy lo descrive come «non un ritorno al carbone, ma un reality check per la transizione energetica dell'Asia-Pacifico»: la risposta attuale resta più contenuta rispetto alla crisi del gas russo del 2022, in parte perché le scorte di carbone e la capacità da fonti rinnovabili in India e Cina erano in partenza più solide.
Il carbone che entra oggi nei mix elettrici di Giappone e Corea del Sud porta con sé un costo di uscita — politico, infrastrutturale, contrattuale — che non scomparirà con il prossimo carico qatariota in transito a Hormuz.
