L’importanza cruciale dello Stretto di Hormuz
Post11 min lettura Il tuo browser non supporta l’audio. Tra il 22 e il 24 luglio 2026 soltanto tre navi commerciali al giorno hanno attraversato lo Stretto di Hormuz, secondo i dati della società di analisi Kpler. Tra il 7 giugno e il 7 luglio, un periodo che ha compreso anche la tregua temporanea tra Stati Uniti e Iran, la media era stata di circa 45 attraversamenti giornalieri; dopo la ripresa dei combattimenti era già scesa a 13. Hormuz non è quindi del tutto privo di traffico, ma ha perso gran parte della sua normale funzione di collegamento commerciale tra il Golfo Persico e i mercati mondiali. L’escalation militare ha messo in evidenza che non è necessario chiudere fisicamente lo Stretto per renderlo impraticabile dal punto di vista economico. È sufficiente il rischio di un attacco, con le conseguenze per il carico e l’equipaggio, oppure l’incertezza di riuscire a completare il viaggio, perché armatori e proprietari dei carichi decidano di rinviare le partenze o di scegliere rotte molto più lunghe e costose. Questo traffico a singhiozzo, tuttavia, non ha le stesse conseguenze per tutti i produttori del Golfo. L’Arabia Saudita sfrutta l’oleodotto Petroline che taglia il deserto portando il petrolio fino al porto di Yanbu, sul Mar Rosso. Gli Emirati Arabi Uniti, invece, possono caricare parte del greggio a Fujairah, nel Golfo di Oman, e raggiungere l’Oceano Indiano senza attraversare Hormuz. Iran e Iraq sono molto più limitati, mentre Kuwait e Qatar sono quasi del tutto dipendenti da Hormuz. Per il Qatar la vulnerabilità riguarda soprattutto le esportazioni di gas naturale liquefatto (GNL). L’impatto economico non si limita alle rotte navali. Con premi assicurativi in impennata e deviazioni costose, lo shock si riflette sui mercati all’ingrosso di greggio e gas. Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti L’Arabia Saudita ha il vantaggio di usufruire dell’oleodotto Petroline che taglia letteralmente il paese da est a ovest; raccoglie il petrolio dai grandi giacimenti orientali (che normalmente verrebbe imbarcato nel Golfo Persico e costretto a passare per Hormuz) e lo pompa per oltre 1.200 km attraverso il deserto fino al porto di Yanbu, che si affaccia sul Mar Rosso. Il 23 luglio una petroliera saudita è stata colpita durante l’attraversamento del Mar Rosso e il giorno successivo una seconda nave ha riportato lievi danni. Inoltre, il 25 luglio due missili balistici lanciati dallo Yemen verso le raffinerie di Yanbu sono stati abbattuti dal sistema Patriot operato dal personale greco presente nel paese. Yanbu è anche il terminale dell’oleodotto East-West, noto come Petroline, che trasporta il greggio dalla parte orientale dell’Arabia Saudita al Mar Rosso, evitando Hormuz. Dopo le minacce degli Houthi, diverse petroliere saudite hanno invertito la rotta prima di raggiungere il chokepoint Bab el-Mandeb, snodo del commercio marittimo ed energetico situato tra lo Yemen, Gibuti e l’Eritrea. Una nave partita da Yanbu con 500mila barili di nafta destinati all’Asia ha cambiato rotta dirigendosi verso il Canale di Suez e poi intorno al Capo di Buona Speranza, allungando il viaggio per circa un mese. Gli attacchi nel Mar Rosso non rendono automaticamente inutile Petroline, ma riducono il vantaggio economico garantito dallo sbocco di Yanbu; infatti, sebbene il raggiungimento di un terminal esterno allo Stretto risolva una parte del problema, il greggio dovrà successivamente essere caricato, assicurato e trasportato fino ai compratori che possono essere a loro volta esposti a molti rischi. Nonostante ciò, Petroline permette ai sauditi di far transitare 5 milioni di barili al giorno (capacità ordinaria) fino a 7 milioni (in determinate condizioni), anche se una parte di questo spazio è già occupata dal greggio pompato per le esportazioni quotidiane, quindi la capacità di emergenza per aggirare Hormuz è nettamente inferiore. Gli Emirati Arabi Uniti, invece, si trovano in una posizione geograficamente più vantaggiosa. L’Abu Dhabi Crude Oil Pipeline collega i giacimenti di Abu Dhabi al terminal di Fujairah, nel Golfo di Oman e fuori dallo Stretto di Hormuz. La capacità nominale dell’infrastruttura è di circa 1,8 milioni di barili al giorno e per le spedizioni verso l’Asia le navi si dirigono sull’Oceano Indiano senza dover attraversare Hormuz o Bab el-Mandeb, quindi la condotta offre un vantaggio rispetto a Yanbu. Anche questa condotta, come Petroline, è già occupata dall’attività ordinaria e la capacità residua è inferiore rispetto a quella nominale. La U.S. Energy Information Administration (EIA), prima dell’attuale crisi, stimava la capacità di trasporto residua in circa 2,6 milioni di barili al giorno complessivamente tra le infrastrutture degli emirati e dei sauditi. Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti sono gli unici due produttori del Golfo con alternative rispetto a Hormuz. Le alternative disponibili per Iran e Iraq, invece, sono più limitate: l’Iran può utilizzare la condotta verso Jask che però ha dimostrato i suoi limiti in termini di capacità, mentre l’Iraq rimane dipendente dai terminal meridionali situati all’interno del Golfo Persico. Il paradosso dell’Iran e la dipendenza dell’Iraq L’Iran è il paese che può condizionare maggiormente il traffico di Hormuz, ma non dispone di una vera alternativa per il trasporto del petrolio. Ha costruito un’infrastruttura come alternativa allo Stretto di Hormuz, ovvero l’oleodotto Goreh-Jask che collega i giacimenti di Goreh al terminal di Jask, nel Golfo di Oman, con una capacità nominale di un milione di barili al giorno. La U.S. Energy Information Administration (EIA) ha però stimato la capacità in circa 300mila barili al giorno, quindi un terzo di quella prevista. Il terminal è stato inaugurato nel 2021 e attualmente non è utilizzabile come vera alternativa al traffico di Hormuz. Dopo i primi carichi di prova, nell’estate del 2024 sono stati esportati meno di 70mila barili al giorno e successivamente le esportazioni sono cessate. L’Agenzia internazionale dell’energia (AIE) considera attualmente l’oleodotto e il terminal non operativi, quindi è improbabile che sia una soluzione praticabile per le esportazioni iraniane. L’Iran si trova in una posizione apparentemente contraddittoria: può usare la propria presenza geografica e militare nello Stretto come strumento di pressione sugli altri produttori, ma una chiusura prolungata rischia di ostacolare le esportazioni da cui dipende gran parte dell’economia del paese. L’esistenza dell’oleodotto Goreh-Jask riduce solo marginalmente questa vulnerabilità. L’Iraq ha una dipendenza da Hormuz più elevata rispetto agli Stati già esaminati, soprattutto per la posizione geografica. La quasi totalità del greggio esportato via mare, infatti, parte dai terminal situati all’interno del Golfo Persico. Prima del conflitto, l’Iraq esportava circa 93 milioni di barili al mese, mentre nel mese di aprile era riuscito a farne transitare soltanto 10 milioni. L’alternativa principale è il corridoio che collega i giacimenti settentrionali di Kirkuk al porto di Ceyhan, in Turchia. Il 1° agosto Iraq e Turchia hanno firmato un accordo annuale per proseguire l’utilizzo dell’oleodotto e al momento l’intesa conferma una capacità operativa di 750mila barili al giorno, mentre la capacità totale viene indicata in 1,5 milioni di barili al giorno. Questi due valori non rappresentano però il flusso effettivo; i dati turchi indicano un flusso di circa 170mila barili al giorno. Inoltre, la rotta settentrionale sarebbe comunque soltanto una quota minoritaria delle esportazioni irachene che passavano da Hormuz. Il funzionamento della rotta dipende anche da altri fattori legati alla sicurezza dei giacimenti settentrionali, dalla continuità della produzione nella regione curda e dagli accordi politico-economici tra governo federale, Kurdistan e Turchia. L’Iraq sta cercando anche alternative di trasporto su gomma; dal mese di aprile ha iniziato a trasportare olio combustibile su strada fino al porto di Baniyas, in Siria, possibilità che rimane circoscritta al trasporto di olio combustibile in autocisterna. Le esportazioni di greggio non sono ancora iniziate, ma la capacità rimane lontana dai volumi desiderati. Kuwait e Qatar: greggio e gas solo attraverso lo Stretto Il Kuwait non ha possibilità di usufruire di rotte alternative o oleodotti che bypassino Hormuz. Le sue principali infrastrutture petrolifere e di raffinazione sono tutte all’interno del Golfo Persico, quindi petrolio e prodotti derivati del Kuwait possono raggiungere i mercati mondiali solo passando da Hormuz. Nel 2025 sono transitati attraverso Hormuz circa 1,4 milioni di barili al giorno di greggio sommati ai 970mila barili di prodotti petroliferi, per un totale di 2,37 milioni. A questi numeri bisogna sommare anche la produzione della Zona Neutrale condivisa con l’Arabia Saudita, indicata separatamente dall’Agenzia internazionale dell’energia (AIE). La mancanza di alternative incide negativamente sulle esportazioni del Kuwait, costretto a rinviare le consegne. Quando i transiti si riducono e le petroliere non possono o non vogliono entrare nei porti, le consegne vengono rinviate e i depositi iniziano a riempirsi, costringendo progressivamente le compagnie a limitare l’estrazione e l’attività delle raffinerie. Il problema per il Qatar è maggiormente legato alle esportazioni di GNL, piuttosto che al petrolio. Nel 2025, i numeri del greggio e prodotti petroliferi si sono assestati intorno a 1,4 milioni di barili al giorno. La rilevanza globale del paese deriva però dal gas: sempre nel 2025, i numeri indicano l’esportazione di 112 miliardi di metri cubi di GNL. Insieme alle esportazioni degli Emirati Arabi Uniti transitate da Hormuz, questi volumi hanno rappresentato quasi un quinto del commercio mondiale di GNL. Il gas qatariota non dispone di vere alternative a Hormuz paragonabili a Petroline o all’oleodotto verso Fujairah. Il Dolphin Gas Project, gasdotto sottomarino del Medio Oriente, è già ampiamente utilizzato e dispone di una capacità residua molto limitata. Gli effetti della crisi energetica sono già misurabili: nel 2026, tra marzo e giugno, Qatar ed Emirati Arabi hanno avuto una contrazione pari a 35 miliardi di metri cubi rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Iscriviti alla nostra Newsletter Consenso all’invio della newsletter: Dai il tuo consenso affinché Valigia Blu possa usare le informazioni che fornisci allo scopo di inviarti la newsletter settimanale e una comunicazione annuale relativa al nostro crowdfunding. HP Come revocare il consenso: Puoi revocare il consenso all’invio della newsletter in ogni momento, utilizzando l’apposito link di cancellazione nella email o scrivendo a : Puoi revocare il consenso all’invio della newsletter in ogni momento, utilizzando l’apposito link di cancellazione nella email o scrivendo a [email protected] . Per maggiori informazioni leggi l’informativa privacy su www.valigiablu.it. Da Hormuz ai carburanti e alle bollette: quanto incide sui portafogli Le navi che oggi percorrono il Mar Rosso meridionale devono pagare un sovrapprezzo assicurativo che varia dallo 0,3% della settimana precedente a un intervallo compreso tra l’1% e il 2% del valore della nave, raggiungendo in alcuni casi anche il 3%. In zona Yanbu e Gedda, invece, le quotazioni del 30 luglio erano salite all’1% rispetto allo 0,25% registrato all’inizio della settimana. Una nave diretta verso l’Asia rimane tuttavia esposta ai rischi dell’attraversamento di Bab el-Mandeb. I sovrapprezzi assicurativi si sommano alle deviazioni: raggiungere l’Asia passando attraverso Suez, il Mediterraneo e il Capo di Buona Speranza può aggiungere, come abbiamo già avuto modo di vedere, anche un mese di navigazione e circa 2,5 milioni di dollari di spese per una grande petroliera. Questi costi aggiuntivi non hanno però l’incidenza che ci si potrebbe aspettare nelle bollette dei consumatori. Possiamo considerarli come un amplificatore della crisi quando sono determinanti nello spostamento delle navi; se l’assicuratore decidesse di ritirare la copertura, la nave potrebbe navigare solo assumendosi un altissimo rischio commerciale, di conseguenza le navi disponibili diminuirebbero. In questo momento, l’aumento del prezzo all’ingrosso del petrolio e dei prodotti raffinati è la variabile che ha maggior peso sul prezzo del carburante. Il prezzo alla stazione di servizio non dipende soltanto dal costo del greggio, ma anche dal prezzo a cui benzina e gasolio già raffinati vengono scambiati sui mercati internazionali. Questa è la catena: Le raffinerie acquistano il petrolio greggio, l’indicatore è il Brent; Trasformano il greggio in benzina, gasolio e altri prodotti raffinati; Questi prodotti seguono una propria logica di prezzo all’ingrosso, che può discostarsi dal prezzo del Brent e aumentare più rapidamente; Infine, si aggiungono trasporto, distribuzione, accise, imposta sul valore aggiunto (IVA) ecc. Può accadere, per esempio, che il prezzo del Brent abbia un aumento del 20%, ma il gasolio all’ingrosso ha un aumento del 40% che ingloba i costi delle raffinerie ferme, scorte basse o meno importazioni del diesel. A luglio, la raffinazione del diesel ha raggiunto margini record, vicini ai 74,66 dollari per barile e la diminuzione del costo del Brent non necessariamente coinciderà con la diminuzione del costo del diesel. In Italia, il 28 luglio il prezzo medio self-service era di 1,986 euro a litro per la benzina e 2,180 per il gasolio. Da gennaio a giugno ci sono stati dei rincari pari al 21% per il gasolio e del 14% per la benzina e i dati del Ministero dell’Ambiente suggeriscono che l’aumento è riconducibile al prezzo industriale, mentre la riduzione dell’accisa ne ha attenuato parzialmente l’impatto sul consumatore finale. L’incidenza di questi fattori non è, invece, immediatamente evidente nelle bollette; per i clienti vulnerabili serviti in Maggior Tutela, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha disposto un aumento dell’8,1% dell’elettricità nel secondo trimestre del 2026 e un ulteriore 4,6% nel terzo. L’aumento ingloba diversi fattori, tra cui l’aumento dei prezzi atteso, il maggior consumo nei mesi estivi e i costi legati al mercato della capacità. Quest’ultimo è un meccanismo attraverso cui Terna paga alcuni impianti di produzione, sistemi di accumulo e altre risorse al fine di assicurarsi la disponibilità di capacità produttiva quando il sistema elettrico si trova in affanno e si teme di non poter soddisfare la domanda. Gli operatori vengono selezionati tramite aste e ricevono un premio fisso in cambio dell’impegno a offrire l’energia nei momenti necessari. L’impatto sul gas domestico, invece, è ancora meno uniforme. Il Servizio di tutela della vulnerabilità ha segnalato un aumento del solo 0,3% nel mese di giugno rispetto a maggio e la materia prima è stata valorizzata a 47,18 euro per megawattora. Manca ancora il dato ARERA relativo al mese di luglio, ma le quotazioni all’ingrosso fanno propendere per un repentino aumento dei costi che tenderebbe a riversarsi maggiormente nelle offerte indicizzate. Un termometro utile è rappresentato dai contratti futures (quelli con la scadenza più vicina e quelli con scadenza a novembre), ovvero quei contratti che mostrano il prezzo al quale gli operatori accettano di impegnarsi ad acquistare o vendere energia futura a prezzi già predeterminati. Non sono previsioni certe, ma indicatori molto apprezzati per capire l’orientamento dei mercati sulla persistenza dello shock. Alla chiusura del 31 luglio, il future Brent con scadenza settembre 2026 ha chiuso a 90,12 dollari per barile, con un aumento del 24% nel corso del mese. Il dato segnala che il mercato sta continuando a incorporare un elevato premio legato ai rischi immediati sulle forniture. Per il gas europeo, il riferimento più indicativo è il Title Transfer Facility (TTF). Nelle quotazioni del 28 luglio il future negoziabile fino al 30 luglio con consegna ad agosto 2026 valeva circa 56,5 euro per megawattora, mentre quello negoziabile fino al 29 ottobre e con consegna a novembre si collocava intorno a 56 euro per megawattora. Una distanza così ridotta indica che il mercato non prevede una rapida normalizzazione, ma considera lo shock destinato a durare fino all’autunno. L'insostituibilità di Hormuz Hormuz non può essere sostituito da una singola infrastruttura. Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti sono gli unici produttori del Golfo che dispongono di alternative per trasferire rapidamente significative quantità di greggio oltre lo Stretto, rimanendo sempre molto al di sotto dei flussi ordinari. Inoltre, nel caso saudita, il petrolio caricato a Yanbu rimane esposto ai rischi legati agli attacchi nel Mar Rosso. In sostanza, per Iran e Iraq esistono rotte alternative, ma i volumi sono legati ai limiti delle infrastrutture oltre che agli accordi politici e alle condizioni di sicurezza stabili. Kuwait e Qatar non usufruiscono di un vero bypass: il primo è strettamente legato ai terminal situati all’interno del Golfo Persico, mentre il secondo dipende dallo Stretto per una quota essenziale dell’offerta di GNL verso il mercato mondiale. Non è necessario chiudere fisicamente lo Stretto: è sufficiente che il rischio di un attacco diventi concreto per andare incontro a conseguenze economiche importanti. Inoltre, non basta individuare nuove rotte navali, come quelle che attraversano il Mar Rosso, per aggirare Hormuz. Nel momento in cui si percepisse un rischio anche su queste rotte, come nel caso degli attacchi degli Houthi, i premi assicurativi per il rischio di guerra possono aumentare rapidamente e gli assicuratori possono ritirare o limitare le coperture, rendendo il viaggio più costoso o del tutto insostenibile. Anche l’Organizzazione Marittima Internazionale (IMO) ha invitato gli operatori a valutare con rigore tutte le aree potenzialmente interessate dagli attacchi. Hormuz continua a essere insostituibile non perché tutto il petrolio del Golfo debba necessariamente attraversarlo, ma perché nessuna combinazione delle alternative disponibili è oggi in grado di rimpiazzarne completamente la funzione. Immagine in anteprima via flickr.com