Hormuz: 11 milioni di barili fermi al giorno, lo shock nei flussi accelera cambio di mix energetico

Undici milioni di barili al giorno fermi. È da qui che bisogna partire per capire lo shock energetico in atto dopo l’inizio del conflitto tra Usa e Iran, e la successiva chiusura dello Stretto di Hormuz. Ora il problema non è tanto riportare in produzione il petrolio, ma riuscire a farlo uscire dal Golfo: è sotto ostaggio fino al 15–20% dell’offerta globale di petrolio e Gnl.

Wood Mackenzie, in una duplice chiave di lettura, fotografa la crisi in Medio Oriente e le prospettive di una ripresa di traffici e produzione, alla luce della tregua (fragile) di due settimane. Uno dei vincoli per ripartire, scrive la società di analisi, resta la logistica: senza assicurazioni, sicurezza dei transiti e continuità dei flussi attraverso lo Stretto di Hormuz, anche il greggio già disponibile rischia di non raggiungere il mercato. Le navi cariche possono ripartire rapidamente non appena le condizioni lo consentono. Più complesso è il ritorno delle navi in zavorra, che difficilmente rientreranno nel Golfo senza garanzie, per il rischio di restare bloccate in caso di nuove escalation.

Questo significa che, nella prima fase, la velocità di recupero dell’offerta sarà determinata più dai flussi marittimi che dalla capacità produttiva. Anche gli stoccaggi a terra offrono un margine limitato: circa un mese di capacità per Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti e meno di due settimane per Iraq e Kuwait. Le scorte, inoltre, non possono essere trasferite ai terminali con la stessa rapidità con cui il mercato richiederebbe.

Solo in una fase successiva, quando i colli di bottiglia logistici inizieranno ad allentarsi, emergeranno i limiti della produzione upstream. E qui le differenze saranno marcate. I grandi produttori con capacità inutilizzata, come Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti, potranno recuperare più velocemente. Al contrario, Paesi come Iraq e Kuwait, con minori margini operativi e di stoccaggio, potrebbero impiegare fino a sei-nove mesi per tornare ai livelli precedenti.

Sul gas, la situazione è analoga. Il cessate il fuoco può consentire lo sblocco di alcune cargo di Gnl — oggi circa 14 navi bloccate nel Golfo — ma non modifica la struttura dell’offerta globale. Il vero punto resta il riavvio degli impianti di liquefazione, a partire da Ras Laffan in Qatar. Qui il ritorno a pieno regime dei 12 treni richiede tempo: il sito North (circa 41 mtpa) potrebbe ripartire in poco più di un mese, mentre per un recupero completo servirà arrivare fino a fine agosto; il sito South, sceso da 36 a 24 mtpa, avrà tempi molto più lunghi.

È però proprio questa fragilità operativa a suggerire una lettura più ampia. Nello scenario elaborato da Wood Mackenzie — alternativo al “base case”, cioè lo scenario di riferimento senza shock geopolitici rilevanti — un’interruzione prolungata tra il 15% e il 20% dell’offerta globale di petrolio e Gnl non produce solo effetti congiunturali, ma accelera un cambiamento strutturale.

Nel breve termine, la domanda di petrolio cala di circa il 9% per effetto delle interruzioni fisiche, per poi tornare ai livelli pre-crisi entro il 2030. Ma nel medio-lungo periodo si attiva un riequilibrio più profondo: i Paesi accelerano la riduzione della dipendenza dalle importazioni e riorganizzano i sistemi energetici su base più domestica. Il risultato: entro il 2050, la domanda globale di petrolio scende del 20% e quella di gas del 10% rispetto allo scenario di riferimento. Parallelamente, la dipendenza dalle importazioni si dimezza (-50%).

Il cambiamento riguarda soprattutto il mix. Nel breve periodo cresce il carbone, fino al +20% rispetto allo scenario base, come risposta immediata alla necessità di sfruttare risorse interne e rinviare la chiusura degli impianti esistenti. Nel lungo periodo, invece, è il nucleare a rafforzarsi, con una crescita del +40% sopra il base case. Le rinnovabili continuano a espandersi e diventano l’ossatura dei sistemi elettrici, mentre elettrificazione ed efficienza si affermano come leve centrali.

Al contrario, tecnologie come idrogeno e cattura della CO2 rallentano, penalizzate da costi e minore rilevanza in termini di sicurezza energetica.

Il punto chiave è che la sicurezza torna a essere il criterio dominante. I sistemi energetici diventano più locali e più diversificati, ma anche meno efficienti dal punto di vista economico: produrre energia “a casa” o diversificare le forniture costa di più rispetto a ottimizzare gli approvvigionamenti su scala globale. Questo si traduce in prezzi più alti e in un possibile svantaggio competitivo per le industrie energivore, soprattutto nei Paesi più dipendenti dall’import.

Anche sul fronte climatico il percorso cambia. Nel breve termine le emissioni aumentano, spinte dal maggiore utilizzo del carbone. Nel lungo periodo, però, tornano ad allinearsi allo scenario base, con una traiettoria intorno ai 2,6°C, grazie alla crescita di elettrificazione e nucleare.