Prezzo del Petrolio

L'ottimismo del Kuwait non combacia con la realtà del Golfo Persico. Kuwait Petroleum Corporation (KPC) stima di recuperare il 70% della produzione petrolifera in sei-otto settimane dalla riapertura dello Stretto di Hormuz, ma il settore offshore affronta nel frattempo premi assicurativi cresciuti di dieci volte, contratti rescissi e navi che attendono nel Golfo di Oman. La crisi, avviata dagli attacchi statunitensi e israeliani di fine febbraio, ha prodotto danni strutturali che le sole stime di produzione non catturano.

Le stime di recupero: Kuwait, IEA e ADNOC non si allineano

Shaikh Khaled Ahmad Al-Sabah, managing director per il marketing internazionale di Kuwait Petroleum Corporation, ha presentato alla S&P Global Energy Middle East Petroleum and Gas Conference una tabella di marcia precisa: 70% della produzione entro sei-otto settimane dalla riapertura, 30% residuo nel mese successivo. Sulla capacità di raffinazione — pari a 1,4 milioni di barili al giorno — i tempi sarebbero ancora più rapidi: due-tre settimane per tornare alla piena operatività. Vitol Bahrain prevede che le raffinerie del Golfo nel complesso possano raggiungere il 90-95% della capacità in quaranta-sessanta giorni.

Le prospettive per i transiti marittimi divergono nettamente. L'Agenzia Internazionale per l'Energia ha indicato sei-otto mesi come scenario ottimistico per un recupero, contando da ora e solo in presenza di un accordo. ADNOC, da parte sua, non si aspetta un ritorno ai livelli pre-conflitto prima della metà del 2027. La distanza tra le stime di KPC e quelle degli altri operatori non è casuale: il Kuwait parla di capacità produttiva interna, non di transiti; il vero collo di bottiglia è la navigabilità dello stretto.

Assicurazioni decuplicate e contratti rescissi nei paesi del Golfo

Il rapporto HORIZON Monthly di MSI fotografa un settore offshore sotto pressione su più fronti. Todd Jensen, associate director di MSI, sintetizza la situazione con dati precisi: "I premi assicurativi di guerra sono aumentati fino a dieci volte nelle ultime settimane. Gli armatori riferiscono di pagare 80-100.000 dollari per due settimane di copertura, con un bonus no-claims fino al 50%, mentre molte polizze escludono qualsiasi tentativo di passaggio attraverso lo Stretto di Hormuz — con il risultato che nessun OSV riesce a entrare o uscire dal Golfo del Medio Oriente."

La situazione contrattuale varia tra i paesi:

• Qatar: diversi contratti sospesi o rescissi, con il tempo di fermo aggiunto alla fine del contratto
• Emirati Arabi Uniti: fino a 15 OSV hanno subito la rescissione del contratto
• Arabia Saudita: impatto più contenuto, grazie alla possibilità di reindirizzare le esportazioni via Mar Rosso e reti pipeline esistenti

Alcune navi di nuova costruzione in attesa di consegna stazionano nel Golfo di Oman, mentre alcuni armatori esplorano mercati alternativi, principalmente India e Sud-Est asiatico. La chiusura colpisce anche i progetti EPC: strutture e attrezzature prodotte in Asia non riescono ad entrare nel Golfo Persico, bloccando cantieri in corso. I costi di manutenzione dei vessel sono aumentati per la scarsità di ricambi all'interno della regione.

La crisi accelera la corsa alle pipeline

La crisi ha ridato urgenza a un tema che molti davano per superato: la dipendenza quasi esclusiva dal trasporto marittimo per i paesi del Golfo. Al-Sabah ha sintetizzato la questione con una battuta diventata emblematica alla conferenza: "In molti si chiedevano perché costruire una pipeline senza usarla. Ora la risposta è evidente."

Kuwait è in trattativa con "paesi amici" per nuovi progetti di pipeline. OMV, attraverso il general manager Mikael Berthod, ha indicato che i raffinatori mediorientali dovranno investire in pipeline e stoccaggio nei prossimi due-tre anni e sviluppare partnership più solide per gestire futuri shock dell'offerta. ADNOC prevede intanto una fiammata della domanda di greggio nella fase di ricostituzione delle scorte, seguita da una normalizzazione graduale dei prezzi.

Il costo reale: la logistica pesa più della produzione

I numeri di KPC sono credibili per la produzione a terra. Nascondono però una complessità che le stime di breve termine faticano a includere. Considerando che le polizze attuali escludono il transito per lo Stretto, anche dopo la riapertura formale ci vorrà tempo prima che i premi tornino a livelli operativamente sostenibili. La sola copertura di guerra — stimata a 80-100.000 dollari ogni due settimane — calcolando 26 intervalli bisettimanali per anno si traduce in un esborso tra 2 e 2,6 milioni di dollari per singolo vessel: valori che rendono non economica la rotta per molte operazioni.

Per gli operatori che hanno visto rescissi i contratti, ricostruire il rapporto con i committenti del Golfo richiederà lavoro amministrativo e logistico anche dopo che lo stretto avrà riaperto formalmente. La divergenza tra la tabella di marcia di KPC (settimane) e quella dell'IEA (sei-otto mesi) non è un errore di calcolo: riflette la distanza tra la capacità tecnica di estrarre petrolio e la capacità reale di commercializzarlo attraverso una catena di trasporto ancora paralizzata.

Recuperare la produzione sarà rapido. Recuperare la catena logistica attorno a quella produzione sarà un processo distinto, più lungo, e con costi che il settore offshore sta già pagando adesso.

Per la prima volta in due mesi, il greggio Iranian Light è scivolato in sconto rispetto all'ICE Brent. La causa non è un'eccedenza di offerta: sono le raffinerie indipendenti cinesi — i cosiddetti teapot — a ritirare la domanda dopo aver accumulato perdite crescenti, con scorte che restano abbondanti nonostante la crisi in Medio Oriente. Quando la Cina smette di comprare, anche il greggio sanzionato cede.

I teapot dello Shandong tagliano i ritmi di lavorazione

Le raffinerie indipendenti della provincia dello Shandong — principale destinazione del greggio iraniano sul mercato fisico — hanno iniziato a ridurre i ritmi di lavorazione nelle ultime settimane di maggio 2026. Dall'inizio del conflitto iraniano, molti di questi impianti avevano operato a ritmi quasi normali su indicazione delle autorità cinesi, che volevano assicurare forniture interne sufficienti.

Il cambio di rotta è arrivato con giugno. La National Development and Reform Commission (NDRC), il pianificatore statale cinese, ha notificato ad alcune raffinerie in perdita che possono ridurre la produzione di carburanti a partire da questo mese, fissando un limite minimo all'80% della media mensile del 2025. Significa che gli impianti più in difficoltà possono tagliare fino al 20% rispetto ai volumi registrati un anno fa.

Due fattori spiegano il cambio di politica. Le perdite operative si sono accumulate perché i prezzi del greggio sono rimasti troppo alti per i margini dei teapot. Le scorte cinesi di greggio e prodotti raffinati restano abbondanti nonostante la chiusura parziale dello Stretto di Hormuz — in parte grazie anche al calo delle esportazioni cinesi di carburante. Con inventari a livelli confortevoli, le autorità hanno concesso ai raffinatori privati in perdita un margine di manovra che fino a pochi giorni fa non esisteva.

Quanto valgono oggi Iranian Light e ESPO russo

Il rallentamento degli acquisti cinesi ha trascinato il greggio Iranian Light sotto il Brent e compresso il differenziale del russo ESPO. La tabella mostra la variazione dei premi di consegna tra maggio e le quotazioni di giugno 2026.

Il greggio Iranian Light è passato da premi di 1-2 dollari al barile in aprile e a maggio a sconti di 0,50-1 dollaro per le consegne di giugno in Shandong. Il greggio russo ESPO — il grado preferito dai teapot per logistica e caratteristiche tecniche — ha tenuto meglio: il suo premio sul Brent è sceso dai 4-5 dollari di maggio ai 3-4 dollari per giugno, una perdita di circa un dollaro al barile, contenuta ma uniforme.

La differenza di tenuta tra i due greggi riflette una preferenza tecnica dei raffinatori cinesi per l'ESPO, ma la direzione è identica: entrambi cedono terreno rispetto a un mese fa, con l'Iranian Light che subisce la correzione più brusca.

L'inversione misura $2,25 al barile in poche settimane

Prendendo i punti medi dei range riportati, l'Iranian Light è passato da un premio medio di +$1,50/barile in aprile-maggio a uno sconto medio di -$0,75/barile a giugno: un'inversione di $2,25 al barile in poche settimane, con la produzione iraniana invariata. La correzione dipende quasi interamente dalla domanda.

Questo è il dato strutturale che conta: anche con una crisi di approvvigionamento in Medio Oriente, i teapot cinesi sono abbastanza saturi da non dover comprare. Quando il mercato fisico principale di un prodotto sanzionato smette di fare scorte, il fornitore perde ogni leva di prezzo.

Per la Russia, il calo del premio ESPO si inserisce in un contesto già complicato: come avevamo riportato, il waiver statunitense sulle esportazioni di petrolio russo scade il 17 giugno 2026 dopo tre proroghe consecutive. Le fonti documentano il calo del differenziale sul mercato fisico, ma i dati verificabili su impatto produttivo e cambio rublo-dollaro non erano accessibili al momento della pubblicazione.

Le scorte cinesi abbondanti rendono questo rallentamento meno urgente per Pechino di quanto non sia per i venditori sanzionati: se la NDRC estende la flessibilità produttiva ai teapot in perdita anche oltre giugno 2026, sia Iran che Russia dovranno scegliere tra sconti più profondi e volumi ridotti verso il loro principale sbocco commerciale.

Il sistema energetico mondiale ha un punto cieco che la crisi dello Stretto di Hormuz ha reso brutalmente visibile: la raffinazione petrolifera ha accumulato anni di sottoinvestimento strutturale, e la capacità disponibile non regge agli shock. Saudi Aramco ha portato questa analisi al centro del dibattito dichiarando che il settore è stato storicamente sottofinanziato, con il rischio concreto di generare strozzature strutturali nella catena di approvvigionamento globale dei carburanti.

L'India — terzo importatore mondiale di greggio — ha già sperimentato le conseguenze più dirette: quattro rialzi consecutivi dei prezzi dei carburanti durante la crisi dello Stretto di Hormuz, con una domanda compressa al punto che gli analisti di Kpler e Rystad Energy hanno rivisto le stime di crescita per i prodotti raffinati tra il 30% e il 90% in meno rispetto alle previsioni iniziali per il 2026.

La raffinazione: un settore che i capitali hanno abbandonato

Il problema strutturale che Saudi Aramco ha esplicitato non è una novità, ma era rimasto sullo sfondo. Le raffinerie richiedono capitali enormi con orizzonti di ammortamento che si misurano in decenni, in un contesto normativo reso sempre più incerto dalla transizione energetica. Molti investitori istituzionali hanno smesso di allocare risorse su impianti a idrocarburi con lunga vita utile, percepiti come asset a rischio di perdere valore prima dell'ammortamento. Il risultato è un sistema che opera strutturalmente al limite della capacità installata.

Quando la domanda supera le aspettative o eventi geopolitici disturbano i flussi — come la chiusura dello Stretto di Hormuz — le vulnerabilità della catena di fornitura diventano immediatamente operative. I margini di raffinazione elevati in questa fase certificano la scarsità, ma l'alta redditività del settore non si traduce automaticamente in nuovi investimenti: l'orizzonte politico ed energetico resta avverso agli impianti con vita utile pluridecennale.

Il ritorno di Nayara: 400.000 barili al giorno di nuovo attivi

Il 4 giugno 2026, Nayara Energy ha comunicato il completamento del turnaround programmato della sua raffineria di Vadinar, con una capacità di 400.000 barili al giorno. Il riavvio porta un sollievo locale in un mercato indiano dei prodotti raffinati che si era trovato sotto pressione durante il periodo di manutenzione.

Nayara opera in un contesto normativo complesso: Rosneft detiene il 49% della società, e le sanzioni europee introdotte nell'estate del 2025 hanno spinto la raffineria a concentrarsi esclusivamente sulla fornitura al mercato domestico, evitando le esportazioni verso l'Europa di carburanti derivati da greggio di origine russa. L'UE ha adottato una politica che vieta l'ingresso di prodotti derivati da greggio russo, restringendo ulteriormente le opzioni commerciali di Nayara. Il ritorno operativo della raffineria potrebbe ora aumentare la competizione per il greggio russo in India, con una finestra temporale stretta: il waiver statunitense per i carichi già caricati scade il 17 giugno 2026.

La domanda cala, ma non per ragioni strutturali

La contrazione della domanda indiana nel 2026 è stata drastica. Come già riportato, Kpler a maggio 2026 aveva ridotto le proprie stime di crescita della domanda di prodotti raffinati in India del 39% — da 128.000 a 78.000 barili al giorno — mentre Rystad Energy aveva tagliato la crescita del gasolio da 50.000-60.000 a soli 4.000-5.000 bpd, una revisione superiore al 90%.

Gli stessi analisti, però, leggono questo rallentamento come ciclico e non strutturale. La distinzione con la Cina è netta: in India la contrazione dipende dai prezzi alti e dalla crisi geopolitica, mentre in Cina le previsioni indicavano già un declino strutturale della domanda stradale di carburanti fossili ancora prima che la crisi con l'Iran esplodesse. Se la domanda indiana tornerà ai livelli tendenziali una volta normalizzata la situazione, il nodo della capacità di raffinazione si ripresenterà intatto.

Analisi: il costo nascosto del sottoinvestimento

Confrontando i dati disponibili, emerge una proporzione che chiarisce la portata del problema. La raffineria di Vadinar ha una capacità di 400.000 bpd, mentre la crescita attesa dell'intera domanda indiana di prodotti raffinati per il 2026 — già ampiamente rivista al ribasso — si è ridotta a 78.000 bpd secondo Kpler. La capacità di un singolo impianto supera di oltre cinque volte l'incremento di domanda previsto per tutto il mercato indiano in un anno: questo rende evidente perché la sua inattività temporanea pesi in modo misurabile sulle condizioni di mercato e contribuisca a spingere i prezzi alla pompa.

Il nodo che Saudi Aramco ha sollevato è esattamente questo meccanismo: tra il greggio estratto e il carburante alla pompa c'è un passaggio obbligato che, se sottodimensionato, trasforma un'abbondanza di greggio in scarsità di prodotti finiti.

Il paradosso strutturale è che i margini di raffinazione elevati — segnale inequivocabile di scarsità — non bastano a sbloccare nuovi investimenti su impianti percepiti dai mercati dei capitali come prossimi al declino. La transizione energetica non è ancora abbastanza rapida da ridurre la domanda di carburanti, ma è già abbastanza presente da bloccare i capitali che servirebbero a soddisfarla.

Le entrate russe da petrolio e gas hanno raggiunto 9,26 miliardi di dollari a maggio 2026, segnando un aumento del 32% su base annuale spinto dai prezzi elevati del greggio. Un risultato apparentemente solido che nasconde un meccanismo corrosivo: i massicci pagamenti statali ai raffinatori russi, destinati a mantenere artificialmente bassi i prezzi interni dei carburanti, riducono le entrate nette disponibili per il bilancio federale. Il Cremlino incassa di più dai mercati esteri, ma trattiene meno di quanto il dato lordo suggerisca.

I sussidi ai raffinatori comprimono le entrate nette del Cremlino

Il +32% registrato a maggio 2026 rispetto allo stesso mese del 2025 descrive l'andamento dei flussi lordi. Applicando il tasso di crescita al valore attuale, le entrate di dodici mesi fa si collocavano intorno a 7 miliardi di dollari: l'incremento assoluto vale quindi circa 2,2 miliardi di dollari al mese su base annuale — una cifra rilevante in termini di pianificazione del bilancio pubblico.

Tuttavia, il calmiere dei prezzi interni impone un costo sistematico. Lo stato russo compensa i raffinatori per la differenza tra i prezzi internazionali e i prezzi calmierati al distributore: un meccanismo di stabilizzazione sociale necessario in contesto di guerra, ma costoso. Quando il Brent sale — con le quotazioni che a giugno 2026 sfiorano 97 dollari al barile — il costo dei sussidi cresce in proporzione. I due fenomeni si muovono in parallelo: prezzi alti gonfiano i ricavi lordi e, allo stesso tempo, aumentano i trasferimenti verso i raffinatori. Le entrate nette effettivamente disponibili per finanziare la spesa pubblica crescono quindi in misura inferiore a quanto il +32% dichiarato lascerebbe supporre.

La deroga americana al petrolio russo scade il 17 giugno

Al Senato americano il tema è diventato una questione politica aperta. Diversi senatori hanno segnalato che il waiver statunitense sta di fatto rafforzando il Cremlino, mentre l'Amministrazione continua a rinnovarlo mese dopo mese.

Il Segretario di Stato Marco Rubio ha risposto davanti alla Commissione Esteri del Senato il 3 giugno 2026, dichiarando che Washington vuole eliminare le deroghe "il prima possibile", pur riconoscendo che la decisione formale spetta al Dipartimento del Tesoro. "Dipende in ultima analisi dal Tesoro, ma le tempistiche dipendono dalle circostanze del momento", ha precisato Rubio prima di chiarire la posizione ufficiale.

"Vorremmo porvi fine il prima possibile perché la politica di fondo di questo paese è stata sanzionare il loro petrolio. Si tratta di deroghe a tempo per aprire maggiore offerta globale", ha dichiarato il Segretario di Stato. Ha poi aggiunto: "Le deroghe per il petrolio russo sono state una decisione. La politica di fondo rimane quella delle sanzioni. Ciò che è cambiato sono queste estensioni temporanee per tentare di alleviare la disruption globale."

La deroga attuale scade il 17 giugno 2026 — terza proroga di un waiver inizialmente concesso a metà marzo 2026, quando la chiusura dello Stretto di Hormuz ha innescato la peggiore crisi degli approvvigionamenti nella storia dei mercati petroliferi. In questo arco di tempo, la Russia si è consolidata come principale fornitore di greggio all'India in aprile e maggio. Gli acquirenti indiani hanno intensificato le importazioni di petrolio russo sfruttando la continuità della deroga — un accesso privilegiato che ha anche alleggerito la pressione sulla bilancia delle forniture asiatiche. Il cambio di direzione è netto rispetto ai mesi precedenti, quando Washington aveva esercitato pressione su Nuova Delhi per ridurre la dipendenza energetica da Mosca.

La doppia vulnerabilità del bilancio russo

I dati di maggio raccontano una Russia che beneficia di due fattori favorevoli contemporanei: prezzi elevati che gonfiano i ricavi lordi e accesso privilegiato ai mercati asiatici garantito da un quadro normativo temporaneo. Entrambi hanno un orizzonte incerto.

Sul fronte interno, i sussidi ai raffinatori sono strutturalmente legati ai prezzi internazionali: più il Brent sale, più crescono. Sul fronte estero, Rubio ha qualificato esplicitamente le deroghe come misura "a tempo" — senza escludere una quarta proroga mensile, ma senza garantirla.

Per i raffinatori indiani, che hanno costruito le proprie catene di approvvigionamento attorno a questa finestra normativa, una chiusura improvvisa del waiver richiederebbe una riconfigurazione rapida dei flussi in un mercato già sotto pressione. Per Mosca significherebbe perdere accesso al suo principale acquirente asiatico in un colpo solo — un rischio che il dato mensile di 9,26 miliardi non cattura.

La vera incognita del bilancio russo non è il +32% di maggio: è la tenuta del meccanismo nella seconda metà del 2026, quando sia i sussidi interni sia la politica americana delle sanzioni potrebbero muoversi in direzioni sfavorevoli alla stessa velocità.

Meno benzina, più gas: lo shock di Hormuz ha prodotto un paradosso energetico all'interno dell'India. La crisi di offerta ha fatto salire i costi di importazione del greggio, comprimendo la crescita della domanda di carburanti ai livelli più bassi dalla pandemia. Ma lo stesso shock ha privato l'Asia di milioni di tonnellate di GNL, e l'India — a differenza di Corea del Sud e Giappone — ha scelto di comprarne di più, anche a prezzi record, per tenere accese le centrali a gas nelle notti di calore estremo.

La revisione delle previsioni: taglio fino al 90% sul gasolio

La crescita della domanda indiana di prodotti raffinati nel 2026 è destinata a essere la più debole dalla pandemia. Kpler a maggio 2026 ha ridotto la propria previsione del 39%, portandola da 128.000 barili al giorno (bpd) a circa 78.000 bpd. Il taglio riguarda sia la benzina — crescita rivista del 40% a 38.000 bpd — sia il gasolio, ridotto del 30% a 42.000 bpd.

Rystad Energy ha operato una correzione ancora più radicale sul gasolio: la stima di crescita del consumo è scesa da una forchetta di 50.000-60.000 bpd a soli 4.000-5.000 bpd. Calcolando sui valori centrali delle due forchette — 55.000 bpd di partenza, 4.500 bpd di arrivo — la riduzione supera il 90%. La distanza tra le due stime (Kpler a 42.000 bpd, Rystad a 4.000-5.000 bpd) riflette ipotesi divergenti sull'intensità delle politiche di austerity adottate dal governo di Nuova Delhi: le due analisi usano la stessa crisi ma ne misurano gli effetti in modo molto diverso.

Elif Binici di Kpler ha sintetizzato la dinamica in maggio: "L'aumento dei costi di importazione del greggio, la svalutazione della rupia e le crescenti perdite dei distributori statali hanno spinto i decisori politici a intensificare i messaggi di risparmio energetico e le misure di austerity amministrativa, che dovrebbero rallentare la crescita della domanda di carburanti per il trasporto nella seconda metà del 2026."

A differenza della Cina, dove i dati indicavano già un declino strutturale della domanda stradale prima della crisi, per l'India gli analisti prevedono un rallentamento ciclico: i consumi dovrebbero recuperare a crisi risolta.

GNL: più importazioni nonostante i prezzi raddoppiati

Il mercato del gas racconta una storia opposta. Il JKM, prezzo di riferimento del GNL asiatico, è balzato da 10,4 dollari per MMBtu prima della crisi a 25,3 dollari/MMBtu a fine marzo 2026. Tra la chiusura della produzione qatariota il 2 marzo e la contemporanea chiusura di Hormuz, l'Asia ha perso tra 5,5 e 6 milioni di tonnellate al mese di fornitura. Le importazioni regionali sono crollate a 18,8 milioni di tonnellate ad aprile, il minimo dal 2020. Corea del Sud e Giappone hanno risposto tagliando rispettivamente 1 milione e 1,5 milioni di tonnellate mensili di acquisti.

L'India ha fatto il contrario. Dopo essere scesa a 1,67 milioni di tonnellate a marzo, ha portato le importazioni a 2,1 milioni di tonnellate a maggio 2026. Il Qatar copriva il 45% del fabbisogno indiano nel 2025 — 11,2 milioni su 25 milioni di tonnellate totali — e la sua scomparsa ha costretto a una rapida riarticolazione della catena di approvvigionamento. Gli Stati Uniti sono diventati il primo fornitore dell'India, con esportazioni cresciute di oltre sei volte: da 137.000 tonnellate a gennaio a 907.000 tonnellate a maggio. La Nigeria ha raddoppiato le spedizioni mensili a 480.000 tonnellate in maggio; l'Oman ha mediato circa 500.000 tonnellate al mese tra marzo e aprile, per poi scendere a 300.000 tonnellate a maggio.

Il motore di questa domanda non è la crescita industriale: è il caldo. A maggio 2026 il consumo elettrico in India è cresciuto dell'11% su base annua, raggiungendo 164,98 miliardi di kWh, con temperature oltre i 45°C in gran parte del paese. La domanda di picco ha stabilito quattro record consecutivi tra il 17 e il 21 maggio, toccando un massimo assoluto di 270,82 GW il 21 maggio. La capacità solare installata ha raggiunto 154,2 GW ad aprile, ma l'accumulo non ha tenuto il passo: di giorno i prezzi dell'elettricità tendono a zero, di notte le città bollono, i climatizzatori girano e la rete va in deficit. Il 21 maggio stesso — giorno del record di domanda — il paese ha registrato uno shortfall notturno di 2,5 GW, e il gas è entrato come risorsa di emergenza anche a prezzi non remunerativi per le centrali.

Una frenata ciclica con un'incognita strutturale

Come avevamo riportato, l'India dipende dallo Stretto di Hormuz per oltre il 45% del greggio e il 55% del GNL importati — una concentrazione geografica che trasforma ogni tensione nel Golfo in uno shock domestico diretto. Il carattere ciclico del rallentamento sembra l'interpretazione prevalente tra gli analisti: la crisi ha causato il problema, la crisi si risolverà e i consumi torneranno a crescere.

Il dato più rilevante per misurare la profondità reale dello shock è la stima Rystad sul gasolio: un taglio da 55.000 bpd a 4.500 bpd (valori centrali) equivale a smontare quasi per intero un pilastro della crescita attesa. Se le misure di austerity energetica descritte da Kpler — messaggi di risparmio, restrizioni amministrative — venissero mantenute oltre l'emergenza, il rallentamento del 2026 potrebbe rivelarsi meno temporaneo di quanto i modelli di rimbalzo oggi prevedano. È questa la variabile che i mercati non stanno ancora prezzando.

Con lo Stretto di Hormuz de facto chiuso da mesi e l'Iran che il 3 giugno 2026 ha colpito l'aeroporto del Kuwait, la crisi energetica nel Golfo Persico ha raggiunto una nuova soglia critica. L'Iraq — secondo produttore OPEC e il paese più esposto alla chiusura dello stretto tra tutti i produttori della regione — ha visto crollare la produzione dei campi meridionali del 70%: da 4,3 a 1,3 milioni di barili al giorno. Baghdad ha approvato un piano d'emergenza per triplicare le esportazioni attraverso la rotta nord verso la Turchia, riconoscendo che non esiste alternativa a breve termine.

Lo stretto bloccato spinge il Brent a 97 dollari

Lo Stretto di Hormuz è il passaggio obbligato per una quota fondamentale delle esportazioni petrolifere mediorientali. La sua chiusura, protratta ormai per mesi, ha già spinto il Brent oltre i 97 dollari al barile il 2 giugno 2026, mentre il WTI si attesta intorno ai 95 dollari. Le giacenze globali sono in rotta verso i minimi storici prima del picco estivo, con i buffer di emergenza che si stanno esaurendo proprio mentre la domanda stagionale accelera.

La spirale militare ha aggravato il quadro nelle settimane più recenti. Dopo che l'Iran ha sospeso i colloqui con gli Stati Uniti e minacciato la chiusura totale dello stretto, il petrolio ha registrato un balzo di oltre il 7%. Gli Stati Uniti hanno risposto con attacchi a petroliere e abbattendo droni iraniani. Il colpo del 3 giugno all'aeroporto del Kuwait estende ora l'instabilità oltre l'Iraq, coinvolgendo le monarchie del Golfo che fino ad allora avevano subito la crisi a distanza.

L'Iraq: più esposto di tutti, senza vie d'uscita

L'Iraq è il paese che subisce il danno maggiore dalla chiusura di Hormuz, per una ragione strutturale: a differenza di Arabia Saudita e Emirati Arabi Uniti, Baghdad non dispone di oleodotti capaci di aggirare lo stretto per i terminal meridionali di Basra. Con i siti di stoccaggio nel Golfo e le petroliere ormai saturi, la produzione ha dovuto fermarsi.

I dati sono severi: la produzione media attuale è di 1,3 milioni di barili al giorno, contro i 4,3 milioni bpd del periodo pre-conflitto — un calo del 70% concentrato nei campi del sud. Il danno si trasmette direttamente alle finanze dello stato, dato che le vendite di petrolio coprono il 90% delle entrate del bilancio statale iracheno. L'Iraq ha storicamente costruito tutta la propria economia sul petrolio senza diversificare, e quella dipendenza ora non lascia alcun margine.

La crisi colpisce ben oltre i confini iracheni. Come avevamo già riportato, l'India importa il 45% del proprio greggio via Hormuz e sta già registrando un crollo della crescita della domanda petrolifera ai livelli più bassi dalla pandemia. Il Giappone, con le importazioni di greggio crollate del 66% ad aprile 2026, ha impegnato 19,4 miliardi di dollari per fronteggiare la propria emergenza energetica.

La corsa al Ceyhan: Baghdad punta su Kirkuk

La risposta dell'Iraq punta sulla riapertura e il potenziamento della rotta settentrionale: la pipeline che collega i campi di Kirkuk, nel Kurdistan iracheno, al porto turco di Ceyhan sul Mediterraneo. Il governo ha già approvato il piano.

L'obiettivo iniziale era portare i flussi a 500.000 barili al giorno. Il target è stato alzato a 770.000 bpd entro due mesi e mezzo. Per arrivarci, l'Iraq deve quasi triplicare i volumi via pipeline, riportando in piena funzione un corridoio rimasto sottoutilizzato per anni. Il porto di Ceyhan garantisce accesso diretto ai mercati europei e asiatici via Mediterraneo — uno sbocco che Baghdad non aveva mai sfruttato in modo sistematico, preferendo affidarsi ai terminal del Golfo.

Analisi: 2 milioni di barili contro 4,3, e la soglia dei 180 dollari

La matematica del piano è trasparente. Sommando la produzione attuale (1,3 milioni bpd) al target Ceyhan (770.000 bpd), l'Iraq raggiungerebbe circa 2 milioni di barili al giorno esportabili — poco meno della metà dei livelli pre-guerra, con un deficit residuo di oltre 2,2 milioni bpd che il mercato non può assorbire senza effetti sui prezzi.

Il CEO di Goldman Sachs ha avvertito che uno shock petrolifero di questa portata potrebbe modificare in modo duraturo i comportamenti dei consumatori. La società di analisi Rystad ha stimato che una nuova escalation USA-Iran potrebbe spingere il greggio fino a 180 dollari al barile entro agosto 2026 — una soglia con conseguenze dirette su inflazione e crescita nelle economie importatrici.

Il piano Ceyhan è la mossa più urgente che Baghdad possa fare oggi. Portare quella pipeline a pieno regime in due mesi e mezzo, in un contesto bellico attivo, è però una corsa contro il tempo che richiede una precisione esecutiva raramente raggiungibile in tempi di guerra.

La petroliera Pacific Breeze ha subito un ritardo di 24 ore nel carico di GNL destinato a Taiwan dopo una sospensione del lavoro di due ore all'impianto Ichthys LNG in Australia. Il mercato globale del gas naturale liquefatto, già stressato da un aumento del 75% dei prezzi spot asiatici dall'inizio della guerra USA-israeliana contro l'Iran, non assorbe senza conseguenze nemmeno le interruzioni operative più limitate.

Lo sciopero che ha bloccato il Pacific Breeze

Il terminal di Ichthys produce 9,3 milioni di tonnellate metriche di GNL all'anno — circa il 10% della produzione totale australiana. Lo sciopero, iniziato il 2 giugno 2026, nasce da un contenzioso su salari e condizioni di lavoro che la mediazione della Fair Work Commission non è riuscita a risolvere.

A promuoverlo è l'Offshore Alliance — Maritime Union of Australia e Australian Workers' Union — con l'adesione dell'Electrical Trades Union. I sindacati hanno minacciato azioni più ampie per la settimana del 9 giugno, potenzialmente in grado di coinvolgere la produzione oltre ai soli carichi.

La Pacific Breeze avrebbe dovuto caricare il 31 maggio per raggiungere il porto di Yung An il 9 giugno, consegnando il combustibile alla compagnia energetica statale taiwanese CPC. La sospensione di due ore ha fatto perdere alla nave la finestra di partenza, posticipando l'arrivo di 24 ore.

L'impianto è gestito dal gruppo petrolifero giapponese Inpex in joint venture con:

• TotalEnergies
• CPC Corporation Taiwan
• Osaka Gas
• Kansai Electric Power
• JERA
• Toho Gas

La struttura del consorzio significa che un blocco prolungato non penalizzerebbe solo i compratori spot: l'interruzione ricadrebbe direttamente sui bilanci di alcuni dei principali operatori energetici dell'Asia-Pacifico.

Il mercato GNL asiatico sotto pressione multipla

I prezzi spot del GNL asiatico si attestano a 18,20 dollari per milione di BTU, in rialzo del 75% dall'inizio della guerra USA-israeliana contro l'Iran, che ha danneggiato le infrastrutture del Qatar e generato rischi di navigazione sullo Stretto di Hormuz — canale normalmente attraversato da circa il 20% dell'offerta mondiale di petrolio e GNL.

Lo sciopero australiano non è l'unica pressione attiva. A inizio giugno 2026, i flussi di esportazione di GNL statunitensi hanno raggiunto i minimi degli ultimi quattro mesi. Dal Golfo Persico, Bloomberg riporta che alcuni esportatori di GNL stanno adottando tattiche di "flotta ombra" per aggirare le restrizioni commerciali — una pratica che riduce la trasparenza dei flussi e la visibilità degli operatori sulle quantità realmente disponibili.

Australia è il secondo produttore mondiale di GNL, posizione acquisita dopo che le difficoltà in Qatar hanno contratto l'offerta globale. L'impianto di Ichthys, che copre da solo il 10% dell'output australiano, è diventato uno snodo critico proprio mentre i rischi attorno a Hormuz limitano le rotte di approvvigionamento alternative. In questo contesto, ogni perturbazione operativa a Ichthys si ripercuote immediatamente sulle condizioni del mercato spot.

Tre fronti aperti, un solo mercato sotto pressione

Tre segnali simultanei in tre aree geografiche distinte — scioperi in Australia, flussi USA ai minimi di quattro mesi, operatori del Golfo che ricorrono alla flotta ombra — indicano un mercato del GNL con vulnerabilità distribuite su fronti diversi. Non è una crisi con un singolo epicentro: è una pressione diffusa che si aggiunge all'elevato livello di stress accumulato dall'inizio del conflitto Iran.

Un calcolo derivato dai dati di Ichthys misura il rischio in termini concreti: 9,3 milioni di tonnellate annue equivalgono a circa 178.800 tonnellate a settimana (9.300.000 ÷ 52). Con i prezzi spot già a 18,20 $/mmBtu, ogni settimana di fermo totale della produzione sottrarrebbe al mercato asiatico una quota difficilmente compensabile nel breve termine.

Per gli importatori non coperti da contratti a lungo termine, l'esposizione ai prezzi spot si traduce in costi crescenti a ogni nuova perturbazione. La concentrazione temporale dei tre segnali — tutti registrati entro inizio giugno 2026 — indica un mercato che ha perso i cuscinetti di sicurezza che in precedenza ammortizzavano gli shock localizzati.

Se le trattative tra Inpex e i sindacati fallissero e lo sciopero scalasse verso la produzione, i prezzi spot sarebbero il primo termometro: già a 18,20 $/mmBtu, sono nel regime in cui ogni ulteriore contrazione dell'offerta trova acquirenti disposti a pagare di più pur di garantire continuità alle forniture.

Gli attacchi con droni ucraini alle raffinerie russe hanno prodotto, a giugno 2026, un effetto radicalmente diverso da quello atteso: le spedizioni di greggio russo hanno raggiunto i livelli più alti dal 2022 e le esportazioni verso i mercati occidentali hanno toccato il massimo degli ultimi otto mesi. La contraddizione è solo apparente. Il meccanismo che spiega il paradosso è strutturale alla catena petrolifera: colpire la capacità di raffinazione non riduce automaticamente i flussi di greggio grezzo verso l'estero — al contrario, nel breve periodo può amplificarli.

Il meccanismo del greggio dirottato

Quando una raffineria viene danneggiata o messa fuori servizio, il greggio che avrebbe dovuto lavorare internamente non si ferma lungo la filiera. Deve trovare un altro sbocco. La capacità di raffinazione persa per effetto degli attacchi con droni ucraini ha liberato volumi di greggio grezzo che la Russia ha reindirizzato verso i mercati esteri, trasformando un danno infrastrutturale in un aumento temporaneo delle esportazioni di petrolio non lavorato.

Il processo è preciso: l'estrazione di greggio non rallenta in automatico quando una raffineria è fuori servizio. Il sistema petrolifero russo si trova con più greggio disponibile di quanto possa trasformare internamente, e l'export diventa il canale naturale di sfogo. Non è una strategia deliberata, ma una conseguenza contabile della catena produttiva.

Questo schema spiega perché le cifre appaiono controintuitive: più danni alle raffinerie significano meno capacità di trasformazione interna, e meno capacità di trasformazione significa più greggio grezzo disponibile per l'esportazione diretta. Il volume complessivo di petrolio movimentato può salire anche mentre le infrastrutture sono sotto attacco. Il volume grezzo aumenta, ma l'industria non si rafforza: si riorganizza sotto pressione, cedendo il pezzo economicamente più redditizio della filiera — la trasformazione del greggio in prodotti finiti.

Il divieto del carburante per aviazione fino a novembre

L'altra faccia del danno emerge sui prodotti raffinati: la Russia ha imposto il blocco delle esportazioni di carburante per aviazione fino al 30 novembre, misura che segnala in modo diretto la pressione sulle infrastrutture di trasformazione. Non si tratta di una scelta strategica ma di un vincolo tecnico: quando le raffinerie non producono abbastanza, l'export di derivati diventa insostenibile.

Quando la capacità produttiva delle raffinerie scende al di sotto di una soglia critica, i derivati del petrolio vengono prima destinati alla domanda interna. Quelli che non si riesce a produrre in volume sufficiente per sostenere sia il mercato domestico che l'export vengono bloccati. Il carburante per aviazione è tra i prodotti a maggior valore aggiunto nell'intera catena di raffinazione: il suo blocco fino a fine novembre indica che gli impianti colpiti non producono con margine sufficiente per mantenere entrambi i canali.

Il blocco è fissato fino al 30 novembre: un orizzonte di circa sei mesi a partire da giugno 2026 — calcolato dalla data odierna — che segnala come le autorità russe non prevedano un recupero rapido della capacità produttiva persa.

Greggio in crescita, margini in calo: l'analisi del paradosso

I massimi di esportazione di greggio dal 2022 non sono un segnale di forza dell'industria petrolifera russa. Devono essere letti insieme al blocco del carburante per aviazione: le due dinamiche, a prima vista contraddittorie, raccontano la stessa storia da angolazioni opposte.

Il volume di greggio grezzo esportato sale perché le raffinerie non riescono ad assorbirlo. Le esportazioni di prodotti raffinati ad alto valore — il carburante per aviazione in primo luogo — vengono invece sospese perché quegli stessi impianti non coprono nemmeno la domanda interna. La Russia movimenta più barili, ma incassa meno per ciascuno: il greggio grezzo vale strutturalmente meno sul mercato rispetto ai derivati raffinati.

Il parametro rilevante non è il volume assoluto di petrolio esportato, ma la composizione del mix esportativo e il suo rapporto con la capacità di raffinazione disponibile. Prima della campagna di droni, una quota maggiore delle esportazioni russe era costituita da prodotti raffinati ad alto margine. Oggi quella quota si è spostata verso il greggio grezzo. A parità di barili movimentati, la Russia ricava meno; la differenza tra i due scenari rappresenta la misura effettiva del danno economico subito.

La vera erosione degli attacchi alle raffinerie non si misura nei titoli sui volumi record, ma nel differenziale silenzioso tra greggio esportato e derivati non prodotti: è lì che si concentra la perdita reale di margine di raffinazione, la quota più redditizia dell'intera filiera.

Le esportazioni di petrolio venezuelano hanno raggiunto il livello più alto degli ultimi sette anni, e Caracas ha scelto questo momento per ridisegnare le regole del settore. Mentre il paese apre un canale diplomatico diretto con Nuova Delhi, il governo impone nuove condizioni operative alle compagnie petrolifere internazionali — una strategia che punta a capitalizzare la fase favorevole rafforzando al tempo stesso l'autonomia strutturale del comparto.

Le compagnie oil devono garantire autonomamente la propria fornitura energetica

Il governo venezuelano ha imposto alle società petrolifere internazionali attive nel paese di fornire autonomamente l'energia necessaria per i propri progetti. La misura, riportata da Bloomberg, cambia le condizioni di accesso al settore: le compagnie non possono più fare affidamento sulla rete energetica nazionale e devono organizzare la propria fornitura elettrica come prerequisito operativo.

L'impatto sui singoli progetti è concreto. Installare generazione autonoma comporta investimenti aggiuntivi che ogni operatore deve integrare nel proprio modello economico, alzando il costo d'ingresso. La logica della misura è però anche difensiva: separare la produzione petrolifera dalle fragilità della rete elettrica domestica rende il settore più stabile, indipendentemente dai problemi strutturali che hanno caratterizzato il paese negli ultimi anni. In una fase in cui le esportazioni hanno raggiunto massimi pluriennali, Caracas lancia questa riforma da una posizione negoziale più forte rispetto agli anni di crisi profonda.

La sfida concreta è la risposta delle compagnie internazionali. Se giudicheranno sostenibile il costo aggiuntivo rispetto all'accesso a un settore in espansione, la riforma raggiungerà il suo obiettivo. Se invece la percepiranno come troppo onerosa, il Venezuela dovrà scegliere tra applicare la norma e preservare i flussi di investimento che alimentano quei record di esportazione.

Rodriguez in India: la visita diplomatica del 3-7 giugno 2026

Il presidente ad interim Rodriguez è arrivato in India il 3 giugno 2026 per una visita ufficiale che si concluderà il 7 giugno. La missione, riportata da Reuters, porta l'India al centro dell'agenda energetica venezuelana, con l'obiettivo dichiarato di approfondire la partnership bilaterale.

Nuova Delhi è uno dei mercati più rilevanti per l'importazione di greggio a livello globale, con una capacità di raffinazione in espansione e una necessità strutturale di diversificare le fonti di approvvigionamento. Per il Venezuela, costruire una relazione energetica più solida con l'India significa aprire un canale commerciale di primaria importanza — con implicazioni sia sui volumi sia sulla continuità degli ordini.

La tempistica ha un senso preciso: Rodriguez arriva a Nuova Delhi nei giorni in cui il Venezuela può presentarsi come fornitore in crescita, forte di esportazioni ai massimi da sette anni. La forza contrattuale nella diplomazia energetica dipende anche dai numeri produttivi, e in questo momento Caracas porta dati favorevoli al tavolo.

La lezione dell'asimmetria energetica: il caso russo come contrasto

L'evoluzione della relazione tra Russia e Cina sul fronte energetico offre un riferimento diretto per interpretare la strategia venezuelana. Il vertice tra il presidente cinese Xi Jinping e quello russo Vladimir Putin, conclusosi il 20 maggio 2026, ha prodotto una dichiarazione congiunta di 47 pagine — intitolata Joint Declaration on the Establishment of a Multipolar World and a New Type of International Relations — ma ha mancato gli annunci concreti che Mosca si aspettava.

Quattro anni prima, il 4 febbraio 2022, i due presidenti avevano dichiarato che "l'amicizia tra i due Stati non ha limiti, non esistono aree proibite di cooperazione". La realtà successiva ha raccontato una storia diversa: la Russia rappresenta appena il 4% del commercio internazionale della Cina, e il greggio russo viene smaltito a prezzi scontati agli acquirenti selezionati da Pechino. Il rapporto tra le due potenze si è trasformato da partnership paritaria in relazione strutturalmente asimmetrica, con Mosca sempre più dipendente dall'unico grande cliente.

Questo schema descrive il rischio sistemico che qualsiasi paese esportatore di risorse corre concentrando le vendite su un unico interlocutore: il fornitore perde progressivamente potere contrattuale. Se si considera che la Russia — con il 4% del commercio cinese — è comunque molto più integrata economicamente con Pechino rispetto a quanto il Venezuela lo sia con qualsiasi altro singolo partner, la vulnerabilità potenziale di Caracas in uno scenario di dipendenza monocanale sarebbe ancora più acuta. La diversificazione verso l'India risponde esattamente alla logica opposta: una base di acquirenti allargata riduce quella vulnerabilità e mantiene aperte le opzioni negoziali nel tempo.

Se la visita di Rodriguez in India produrrà un accordo commerciale tangibile, il Venezuela avrà tradotto un record di esportazioni in una partnership diversificata — esattamente il percorso che la Russia non ha preso prima che la dipendenza da Pechino diventasse strutturale.

Il fatto che l'OPEC+ si appresti, secondo fonti Reuters, ad alzare il target produttivo per luglio 2026, con lo Stretto di Hormuz ancora teatro di attacchi navali quotidiani, non è un paradosso: è la conferma che Iraq, UAE e Arabia Saudita hanno sviluppato rotte alternative abbastanza robuste da rendere la crisi gestibile per i produttori non-iraniani. Una scelta che i mercati stanno già prezzando: il Brent ha superato i $97 al barile, con entrambi i benchmark principali vicini ai massimi settimanali.

L'escalation militare del 2 giugno 2026

Il quadro geopolitico si è deteriorato ulteriormente nelle ultime ore. Forze statunitensi hanno abbattuto 3 droni da attacco iraniani diretti verso navigatori civili in transito nello Stretto, mentre l'Iran ha lanciato 2 missili verso il Kuwait — caduti prima di raggiungere il bersaglio — e 3 verso il Bahrain, intercettati da difese aeree USA e bahreinite.

Il caso più eclatante è quello della petroliera M/T Lexie, battente bandiera del Botswana: dopo aver ignorato ordini di fermarsi per oltre 24 ore consecutive, un aereo militare americano l'ha immobilizzata con un missile Hellfire nella sala macchine mentre era diretta al terminal petrolifero iraniano di Kharg Island. È la sesta nave commerciale disabilitata dalle forze USA da 13 aprile 2026. Altre 122 imbarcazioni sono state reindirizzate dal blocco: complessivamente 128 navi coinvolte, un dato che descrive un'operazione di deterrenza estesa ma non una chiusura totale.

Il Brent quotava $97.05 per barile (+1.09%) e il WTI $94.88 (+1.19%), entrambi vicini ai massimi settimanali. Le scorte di greggio negli USA hanno registrato il settimo calo consecutivo, con un ribasso di 6,8 milioni di barili nella settimana conclusasi il 29 maggio. I mercati attendono la conferma dall'Energy Information Administration — attesa per il 3 giugno — che, se confermasse il trend, intensificherebbe ulteriormente la pressione rialzista sui futures.

Iraq e UAE aprono rotte alternative a Hormuz

Bloomberg riporta che l'Iraq sta aumentando le esportazioni petrolifere via Ceyhan mentre lo Stretto rimane bloccato. Gli Emirati Arabi Uniti stanno valutando di estendere il proprio bypass pipeline per includere anche i carburanti derivati, oltre al greggio. Iraq, UAE e Arabia Saudita sono tutti orientati verso un significativo aumento dell'output nel 2027: luglio ne anticipa la traiettoria.

Per i produttori non-iraniani del cartello, la logica è diretta: con l'Iran tagliato fuori dalle rotte commerciali principali, alzare il target di luglio significa rimpiazzare quei barili a prezzi storicamente elevati tramite rotte già operative. Il blocco, paradossalmente, rafforza la posizione competitiva di chi dispone di un bypass.

Sul fronte diplomatico, i media iraniani hanno riferito che Teheran non comunica con Washington da diversi giorni. Il presidente Trump ha smentito, sostenendo che i colloqui siano ancora attivi e definendo le dichiarazioni iraniane "false ed erronee". Finché non si firma un accordo, analisti e mercati vedono entrambi i benchmark in traiettoria ascendente.

La pressione sulle scorte si avvicina ai livelli critici

L'IEA ha avvertito che le giacenze petrolifere globali si stanno avvicinando a minimi storici prima del picco della domanda estiva. HSBC ha segnalato un "super-squeeze" imminente nel mercato, con rischi crescenti che si accumulano sotto la superficie. Rystad Energy ha stimato che una ri-escalation USA-Iran potrebbe portare il prezzo del barile a $180 entro agosto 2026.

24 petroliere hanno attraversato lo Stretto il 2 giugno, per lo più dirette verso i mercati asiatici. Per l'India, la situazione è particolarmente gravosa: il 45% delle importazioni di greggio, il 55% delle spedizioni di GNL e il 90% del GLP transitano da Hormuz. Non a caso Nuova Delhi ha attivato l'accordo commerciale con Oman — entrato in vigore il 1° giugno 2026 — per garantirsi rotte energetiche alternative via Golfo dell'Oman.

Un segnale logistico, non diplomatico

L'aspetto più rilevante della mossa OPEC+ non è il volume dell'aumento, ma il messaggio strategico che trasmette. Il cartello, alzando il target di luglio, comunica che le sue infrastrutture di bypass sono già abbastanza affidabili da sostenere un incremento di offerta anche con Hormuz sotto pressione militare — una scommessa sulla tenuta operativa, non sulla pace.

La crisi sta esponendo anche la vulnerabilità dei mercati elettrici: nei sistemi con prezzi marginali, i generatori a gas e petrolio fissano spesso il prezzo per l'intera rete anche quando producono solo una quota minoritaria dell'energia, scaricando l'intero shock geopolitico sulle bollette dei consumatori finali.

Il CEO di Goldman Sachs ha avvertito che uno shock petrolifero prolungato rischia di alterare in modo duraturo il comportamento dei consumatori — un effetto che i principali produttori OPEC+ hanno tutto l'interesse a contenere. Con Brent e WTI entrambi sopra $95, un'offerta aggiuntiva in luglio fungerebbe da stabilizzatore: più entrate per i produttori, meno pressione inflazionistica per i paesi importatori.

Il vero test non è luglio, ma agosto: se le rotte di bypass di Iraq e UAE reggono all'aumento dei volumi senza incidenti, l'OPEC+ avrà dimostrato di saper operare in condizioni di conflitto marittimo aperto.