Potrebbe alla fine emergere un'intesa fra Washington e Teheran? Gli spiragli di pace di giugno e le buone notizie per l'economia hanno nuovamente lasciato spazio agli scenari più cupi delle ultime ore. Quali che siano i prossimi sviluppi, sarebbe però un errore di prospettiva interpretare l'eventuale fine di un conflitto con la fine dei suoi effetti. I prezzi dell'energia dipendono da capacità fisiche, da scorte, da contratti e da aspettative e ciascuno di questi elementi ha un proprio tempo di aggiustamento, che si misura in trimestri e più spesso in anni. Rimossa la causa che li ha spostati, essi restano dove la struttura sottostante li colloca. Vediamo i casi concreti.
Cominciamo dal greggio. Quando nel gennaio di quest'anno la tensione si è concentrata sullo Stretto di Hormuz, il Brent ha toccato 118 dollari al barile; oggi siamo a circa 90, ma la media dell'anno in corso resta ferma a 86 dollari, contro gli 80 del 2024. Un incremento del 7,5 per cento appare modesto finché non lo si moltiplica per i cento milioni di barili che il mondo consuma ogni giorno: si ottiene un trasferimento di risorse dai consumatori ai produttori dell'ordine di trecento miliardi di dollari l'anno. E il mercato non si attende un rientro: i contratti a termine sull'autunno restano ancorati sopra gli 88 dollari. Va aggiunto che un danno maggiore risiede nella varianza. La volatilità implicita sul petrolio ha attraversato l'inverno sopra quota 45, e in quelle condizioni chi deve deliberare un investimento pluriennale — una piattaforma, una condotta, un impianto di trasformazione — semplicemente lo rinvia. Il rinvio di oggi diventa la scarsità di domani.
Il prezzo del Brent da giugno ad oggi 31/8
Il secondo anello della catena dei prezzi energetici è la raffinazione. Il greggio, di per sé, non alimenta nulla. Gli impianti statunitensi lavorano oggi al 93,8 per cento della capacità, su un totale di 17,4 milioni di barili al giorno: un margine di sicurezza prossimo allo zero. Il crack spread 3-2-1, che misura il margine richiesto da chi trasforma tre barili di greggio in due di benzina e uno di distillati, è salito a 34 dollari al barile contro i 18 del 2024.
Non poco peso si deve attribuire alle “sanzioni Ucraine” i cui droni hanno colpito le raffinerie russe, costringendo Mosca ad acquistare benzine da paesi terzi e sovra-saturando la capacità di raffinazione del resto del mondo.
In Europa il vincolo è ancora più complicato, poiché la capacità disponibile degli impianti tedeschi e olandesi risulta inferiore di circa il 12 per cento rispetto ai livelli del 2019, per effetto congiunto di chiusure programmate e di intempestive riconversioni verso produzioni a minor intensità carbonica. Questo ridimensionamento si inserisce in una tendenza strutturale che ha visto l’industria della raffinazione europea perdere, nell’ultimo decennio, oltre un quarto della propria capacità complessiva. A partire dal 2010, infatti, il continente ha lanciato una lunga serie di vendite di raffinerie da parte dei grandi gruppi europei, spesso motivate dalla necessità di ridurre l’esposizione a un settore che era di margini compressi, costi ambientali crescenti e inseguito dalla concorrenza delle mega‑raffinerie mediorientali e asiatiche. Shell ha ceduto impianti strategici come Pernis e Stanlow; TotalEnergies ha dismesso o riconvertito siti in Francia e in Belgio; BP ha progressivamente abbandonato la raffinazione continentale; Eni ha venduto o trasformato asset non più ritenuti competitivi.
Parallelamente, operatori indipendenti e fondi infrastrutturali hanno acquisito impianti spesso con l’obiettivo di una gestione più snella o di una futura conversione a biocarburanti. Il fenomeno ha riguardato in modo diretto anche l’Italia, dove negli ultimi anni si sono registrate chiusure definitive (come la raffineria di Roma, già TotalErg, e quella di Porto Marghera) e riconversioni profonde: Gela e Venezia sono state trasformate in bioraffinerie, mentre altri siti – come Livorno – stanno seguendo la stessa traiettoria. Il risultato è una riduzione significativa della capacità nazionale di raffinazione tradizionale, con effetti sulla sicurezza degli approvvigionamenti e sulla flessibilità del sistema logistico. Si completa così il quadro della improvvidenza del sistema energetico europeo, che nell’estrazione ha più capacità che consumo, ma la capacità è tutta in paesi a rischio geostrategico. Nella raffinazione, dove era indipendente, non lo è più.
Il terzo elemento riguarda le riserve, ossia lo strumento con cui si è comprato tempo. La Strategic Petroleum Reserve americana conta oggi 345 milioni di barili, un livello che non si osservava dal 1983; fra l’ottobre del 2025 e l’aprile del 2026 sono stati prelevati 180 milioni di barili per contenere i prezzi al consumo. L’operazione ha funzionato, spostando il problema in avanti. Per ricostituire quello stock il Dipartimento dell’Energia dovrà acquistare greggio sul mercato per almeno un biennio, sottraendo domanda al mercato e sostenendo i prezzi proprio nella fase in cui ci si attenderebbe che scendano. Un meccanismo analogo, e speculare, riguarda la Cina: il calo dell’8 per cento delle importazioni nel secondo trimestre misura scorte commerciali già consumate, a domanda interna sostanzialmente invariata. In entrambi i casi il cuscinetto che ha attutito il colpo dovrà essere ricomprato e il conto sta per arrivare.
La situazione europea è come al solito, complessa e divisa. L’UE non dispone di una riserva federale unificata: le scorte obbligatorie sono gestite a livello nazionale, con un vincolo minimo di 90 giorni di importazioni nette o 61 giorni di consumo interno, secondo le regole dell’Agenzia Internazionale dell’Energia. Questo sistema frammentato ha prodotto una dinamica meno visibile ma altrettanto significativa: nel biennio 2022‑2024 molti Stati membri hanno utilizzato le proprie scorte obbligatorie per attenuare gli shock derivanti dalla crisi russo‑ucraina e dalla volatilità dei prezzi, riducendo il livello effettivo di protezione rispetto agli standard pre‑crisi.
La Germania ha ridotto temporaneamente le scorte di prodotti raffinati per sostenere la logistica interna dopo la chiusura del flusso Druzhba; la Francia ha autorizzato prelievi per compensare fermate non programmate delle raffinerie; l’Italia ha fatto ricorso alle riserve per gestire la transizione di alcuni impianti verso la produzione bio, con un aumento della quota di prodotti finiti rispetto al greggio. Il risultato è che, pur rispettando formalmente i requisiti IEA, le scorte europee si collocano oggi nella parte bassa del range storico, con una composizione meno favorevole: più diesel e benzina, meno crude oil. Questo succede in un continente che ha perso oltre un quarto della capacità di raffinazione negli ultimi quindici anni
Il confronto internazionale chiarisce il quadro. Il Giappone mantiene scorte strategiche pari a circa 160 giorni di consumo, con una quota di greggio superiore al 70 per cento e una gestione centralizzata che consente interventi rapidi e coordinati. La Corea del Sud, pur avendo un sistema misto pubblico‑privato, conserva livelli attorno ai 90‑100 giorni, con una capacità di stoccaggio ampliata negli ultimi anni proprio per compensare la dipendenza dalle importazioni mediorientali. Entrambi i paesi hanno aumentato le riserve nel periodo 2023‑2025, anticipando la volatilità attesa sul mercato globale.
L’Europa, al contrario, aveva consumato parte del proprio buffer prima della crisi di Hormuz e oggi si trova con scorte al livello minimo di guardia, frammentate e sbilanciate verso prodotti finiti. Non dovrà ricomprare milioni di barili come Stati Uniti e Cina, ma dovrà comprare capacità di raffinazione perduta e prodotti raffinati da accumulare. Questo avverrà nei prossimi mesi e terrà alti i prezzi internazionali dei carburanti, in ogni scenario.
Vi è poi un passaggio poco visibile che collega Hormuz, anche se finisse la crisi, all’inflazione generale. Merita più attenzione di quanta ne riceva, perché è quello attraverso cui l'energia entra nel bilancio delle famiglie senza passare dal distributore. Il metano è la materia prima dell'ammoniaca sintetica, e dunque dell'intera chimica dell'azoto. Con un prezzo medio del TTF europeo a 46 euro per megawattora contro i 35 del 2024, l'urea prilled (il concime azotato più concentrato, diffuso ed impiegato al mondo.) si quota oggi 430 dollari la tonnellata, contro i 210 di due anni fa. Gli effetti si osservano già a monte: nel Corn Belt le dosi di fertilizzante azotato sono state ridotte del 15 per cento, in India due milioni di ettari sono stati lasciati a riposo. Le rese seguono con il ritardo proprio dei cicli biologici, ma i mercati anticipano: il frumento soft red winter è risalito a 6,80 dollari per bushel a Chicago, il mais a 4,50 e l'indice FAO dei prezzi alimentari ha chiuso il primo semestre a 134 punti, in aumento dell'11 per cento su base annua.
Il risultato aggregato è visibile nei conti nazionali. L'inflazione alimentare nell'area dell'euro si collocava a giugno al 5,4 per cento, quella dei prodotti energetici al 9,2 per cento su base annua; negli Stati Uniti il core PCE, l'indicatore prediletto dalla Federal Reserve, si è arrestato al 3,7 per cento e non scende. La ragione è di natura strutturale: il petrolio entra nelle fibre sintetiche, negli imballaggi, nel trasporto su gomma, nel riscaldamento delle serre, nella catena del freddo. Si tratta di un aumento che percola lentamente attraverso una filiera lunga, e che diventa osservabile quando ha già completato buona parte del suo percorso. Contro un fenomeno di questa natura, il tasso di riferimento — oggi al 3,75 per cento negli Stati Uniti e al 2,40 per cento nell'area dell'euro — possiede un'efficacia parziale, eppure i mercati stanno anticipando che, per esempio, la Fed sarà costretta ad alzare i tassi entro la fine dell’anno, senza essere certa, peraltro, di riuscire a contenere un’inflazione la cui causa scatenante è partita e i tassi non fermano.
Il 2027 sarà, con ogni probabilità, l'anno in cui questi effetti diventeranno espliciti, per una ragione di ordine contrattuale: scadranno gli accordi stipulati prima dello shock. I contratti di logistica firmati nel 2025 verranno rinnovati ai prezzi del 2026; le clausole di indicizzazione salariale, congelate per due esercizi, produrranno i loro effetti; le esposizioni delle imprese agricole, contratte quando l'urea costava la metà, mostreranno tassi di deterioramento crescenti. È il classico effetto di secondo impatto, pronto a scattare al rinnovo dei calendari contrattuali. Nel frattempo, il potenziale di crescita dell'Italia risulta già rivisto al ribasso di 0,4 punti per il biennio 2026-2027 per effetto dei soli costi energetici strutturali, la Germania si trova in stagnazione tecnica e la manifattura statunitense non incrementa gli ordini di beni strumentali da undici mesi, paralizzata dall'incertezza sul costo dell'energia.
Un futuro accordo che ponga fine alle ostilità nel Golfo sarebbe ovviamente un bene in sé, e non ha bisogno di giustificazioni economiche. Per l'economia reale esso segnerebbe la cessazione di un aggravamento, mentre gli effetti già prodotti resteranno acquisiti. Il capitale non investito nel 2026 non verrà recuperato, la capacità di raffinazione non ricostruita resterà mancante, le scorte prelevate andranno riacquistate a prezzi che il riacquisto stesso contribuirà a sostenere. La politica economica farebbe bene a prenderne atto per tempo, e a concentrarsi su ciò che può ancora essere modificato — la capacità di trasformazione, la diversificazione degli approvvigionamenti, la struttura dell'indicizzazione. Ma sapendo anche che si possono sterilizzare 17 centesimi alla pompa per due settimane. Ma non si arresteranno tutti gli effetti a cascata che si sommeranno nella inflazione autunnale.
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