Dalla produzione alla logistica: come la crisi di Hormuz incide sul potere di mercato dell’OPEC

Questo articolo è stato pubblicato originariamente in inglese e tradotto con l'aiuto dell'intelligenza artificiale.

Quando il 28 febbraio 2026 è scoppiato il conflitto tra Stati Uniti, Israele e Iran, la chiusura dello Stretto di Hormuz ha interrotto il transito di circa 20 milioni di barili al giorno (mb/g), quasi un quinto dell’offerta mondiale di petrolio, che normalmente attraversano lo Stretto (EIA). Nel marzo 2026 il direttore esecutivo dell’AIE, Fatih Birol, ha definito la chiusura «la più grande interruzione dell’offerta nella storia del mercato petrolifero mondiale» (AIE, Oil Market Report, maggio 2026). Secondo Wood Mackenzie (maggio 2026), oltre 11 mb/g di produzione di greggio e condensati del Golfo restavano tagliati, esercitando una pressione al rialzo prolungata sui prezzi del petrolio. La risposta ha combinato più leve contemporaneamente: rilasci coordinati dalle riserve strategiche, un aumento della produzione dei produttori extra-Golfo, il reindirizzamento delle esportazioni attraverso le limitate infrastrutture di bypass disponibili e misure sul lato della domanda nei paesi importatori, in particolare in Asia (AIE, 2026 Energy Crisis Policy Response Tracker). Anche nel loro insieme, queste misure non hanno potuto compensare pienamente la perdita dell’accesso marittimo al Golfo.

Paradossalmente, questa interruzione si è verificata proprio quando OPEC e OPEC+ avevano avviato una svolta strategica di segno opposto: dopo diversi anni di contenimento volontario della produzione, il gruppo aveva intrapreso, a partire da aprile, un progressivo smantellamento dei propri tagli, portando gli aumenti cumulati a quasi 2,9 mb/g nell’arco dell’anno, nel tentativo esplicito di riconquistare quote di mercato. Il paradosso è dunque duplice: nel momento stesso in cui l’OPEC+ riaffermava la propria volontà di agire sui volumi, la crisi di Hormuz ha dimostrato che la disponibilità nominale di tale capacità non equivale necessariamente alla sua disponibilità effettiva per il mercato mondiale. Non si tratta semplicemente di una questione di scala. Nelle precedenti grandi interruzioni (l’embargo petrolifero arabo del 1973 e la crisi di Suez del 1956–57, che sottrasse poco meno del 10% dell’offerta mondiale), la capacità inutilizzata che assorbì lo shock si trovava al di fuori della regione colpita: durante Suez, i soli Stati Uniti detenevano una capacità di riserva pari a circa il 35% dell’offerta mondiale (Rapidan Energy Group, 2026). La chiusura di Hormuz del 2026 colpisce una quota dell’offerta mondiale circa doppia rispetto a quella di Suez, e lo ha fatto neutralizzando direttamente le forniture provenienti da Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti, i due produttori che insieme detenevano la stragrande maggioranza del cuscinetto residuo a livello mondiale. Eppure ciò non ha finora prodotto una reazione dei prezzi della portata di quella osservata nel 1973, quando un’interruzione considerevolmente più contenuta (circa il 7% dell’offerta mondiale) fece quasi quadruplicare i prezzi.

La capacità inutilizzata è stata a lungo considerata uno strato essenziale della sicurezza energetica: il cuscinetto che consente al mercato di assorbire interruzioni impreviste senza impennate dei prezzi né corse all’approvvigionamento alternativo. Questa apparente indisponibilità ha contato durante la crisi di Hormuz proprio perché ci si aspettava che il cuscinetto funzionasse automaticamente, un’aspettativa che la crisi non ha confermato. Ciò porta alla luce un’ipotesi centrale della letteratura: che la capacità inutilizzata, di per sé, costituisca una misura sufficiente del potere di mercato dell’OPEC. Pierru, Smith e Zamrik (2018) ne sono un esempio: quantificano il valore stabilizzante della capacità cuscinetto dell’OPEC presupponendone implicitamente l’attivazione immediata e l’accesso senza ostacoli ai mercati internazionali. Questa ipotesi di esportabilità automatica non era mai stata seriamente messa alla prova prima di Hormuz.

Le implicazioni vanno oltre la crisi stessa. Se il valore della capacità inutilizzata dipende dall’esportabilità e non dal solo volume, l’approccio basato su quote con cui l’OPEC+ la gestisce potrebbe a sua volta dover essere ripensato. L’uscita degli Emirati Arabi Uniti dall’OPEC+ nel maggio 2026, motivata in parte dall’ambizione di espandere la propria capacità di esportazione, offre un primo segnale. Man mano che la capacità di consegna diventa importante quanto il volume, i produttori potrebbero competere sempre più sulle infrastrutture anziché accettare limiti a una produzione che non sono autorizzati a utilizzare.

Questo paper propone di allentare tale ipotesi introducendo due aggiustamenti successivi alla misura nominale della capacità inutilizzata. Il primo, un aggiustamento per la consegnabilità (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), distingue la capacità inutilizzata che resta effettivamente esportabile da quella che, pur fisicamente disponibile, è intrappolata dietro il punto di strozzatura. Il secondo, un aggiustamento per l’adattabilità, valuta la capacità di ciascun produttore di ripristinare, su un orizzonte di medio termine di investimento ed espansione infrastrutturale, un’offerta effettivamente consegnabile al mercato mondiale.

L’OPEC, fondata nel 1960, è l’organizzazione intergovernativa che coordina la politica petrolifera dei suoi Stati membri (undici a maggio 2026, dopo l’uscita degli Emirati Arabi Uniti). L’OPEC+, istituita nel 2016, estende tale coordinamento a un gruppo più ampio di produttori non OPEC, in particolare Russia, Kazakistan, Oman e Azerbaigian, che insieme rappresentano circa la metà della produzione mondiale di petrolio.

La capacità inutilizzata è la produzione che può essere messa in linea entro 30–90 giorni e mantenuta nel tempo (AIE, EIA), un concetto applicabile a qualsiasi produttore di petrolio, compresi paesi non OPEC+ come gli Stati Uniti. A oggi, la maggior parte della capacità inutilizzata prontamente disponibile a livello mondiale è concentrata all’interno dell’OPEC+, in larga misura come risultato deliberato di un contenimento coordinato dell’offerta volto a equilibrare i mercati e a sostenere la stabilità dei prezzi.

01 | Aggiustamento per la consegnabilità (disponibilità attuale)

Se la capacità inutilizzata è stata a lungo considerata l’assicurazione definitiva del mercato petrolifero contro le interruzioni, da cosa protegge davvero questa assicurazione una volta che il cuscinetto stesso non può più raggiungere il mercato? Prima della chiusura dello Stretto di Hormuz, la capacità inutilizzata dell’OPEC+ era già una risorsa in contrazione e sempre più concentrata. Dopo la chiusura, la maggior parte di quella capacità si è rivelata del tutto irraggiungibile. Quanta parte della capacità inutilizzata nominale può essere genuinamente considerata disponibile una volta tenuto conto sia dell’erosione strutturale sia dell’esportabilità fisica? E come può essere misurata questa capacità «effettiva»?

Il primo aggiustamento riguarda una trasformazione strutturale del mercato petrolifero mondiale. Dall’inizio degli anni 2000, la capacità produttiva inutilizzata dell’OPEC è diventata una quota sempre più ridotta della produzione mondiale di greggio (Figura 1): da un picco del 14,5% nel 2002 a un plateau persistente di circa il 2–7% da allora, fino ad appena l’1,0% nei dati parziali del 2026 (7 mesi di dati consuntivi). Questa rottura strutturale è stata innescata, non graduale: la capacità inutilizzata è crollata dal 14,5% del 2002 al 2,3% del 2003 (un calo di 12,2 punti percentuali in un solo anno), quando lo sciopero petrolifero venezuelano e l’invasione dell’Iraq costrinsero gli altri produttori, in primo luogo l’Arabia Saudita, ad attingere al proprio cuscinetto. Non si è mai ricostituita al livello precedente, salvo rialzi temporanei indotti da crisi al 7,1% nel 2010 (crisi finanziaria) e al 5,7% nel 2020 (crollo della domanda da COVID), entrambi svaniti nel giro di pochi anni. Nel 2025 si attestava al 4,3%. Il cuscinetto residuo è inoltre fortemente concentrato (Figura 1, pannello superiore): la sola Arabia Saudita ha rappresentato circa il 70–75% della capacità inutilizzata OPEC rilevata nella maggior parte degli anni dal 2003, con Iraq e Kuwait unici altri contributori costantemente rilevanti, mentre Iran, Libia e Venezuela contribuiscono per valori prossimi allo zero, con la loro capacità nominale esclusa dalla definizione di capacità «inutilizzata» dell’EIA a causa di sanzioni o di produzione compromessa.

Questa erosione del peso individuale dell’OPEC sul mercato è giunta al culmine nella guerra dei prezzi del 2014–2016, quando l’Arabia Saudita abbandonò il tradizionale ruolo di swing producer e inondò il mercato nel tentativo esplicito di espellere per via dei prezzi i produttori statunitensi di shale. I trivellatori dello shale, invece, tagliarono i costi e continuarono a produrre, e il Brent scese da oltre 115 $/barile a metà 2014 a meno di 30 $/barile nel gennaio 2016. Il fallimento di questa strategia motivò la creazione dell’OPEC+ nel dicembre 2016, che riunì i membri OPEC e i produttori non OPEC, in particolare la Russia, per gestire collettivamente l’offerta anziché competere sui volumi. La nuova coalizione mirava a ripristinare un’influenza sui prezzi che l’Arabia Saudita aveva appena dimostrato di non poter più assicurare da sola. Tuttavia l’ampliamento della coalizione, concepito per ristabilire la stabilità dei prezzi e non per invertire la concentrazione della capacità inutilizzata, non ha modificato quella tendenza di fondo: il cuscinetto residuo si è concentrato sempre più in un ristretto numero di produttori del Golfo, con Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti (prima dell’uscita del 2026), Iraq e Kuwait che insieme rappresentano circa il 90% della capacità inutilizzata nominale totale dell’OPEC+ (EIA; valutazioni di mercato OPEC+, aprile 2026). Da allora si è ulteriormente accentuata con l’uscita degli Emirati dall’OPEC+ nel maggio 2026.

La letteratura economica ha assunto che disporre di capacità inutilizzata equivalga a poterla utilizzare. In questa prospettiva, la capacità inutilizzata funge da meccanismo assicurativo per i mercati petroliferi mondiali, consentendo ai produttori di compensare interruzioni impreviste dell’offerta. Pierru, Smith e Zamrik (2018), ad esempio, mostrano quanto la capacità cuscinetto dell’OPEC+ abbia stabilizzato i mercati, mentre Nakov e Nuño (2013) riconducono il predominio dell’Arabia Saudita alla sua capacità di aumentare rapidamente la produzione. McNally (2017) aggiunge profondità storica, ricostruendo l’evoluzione nel tempo del ruolo di swing producer: dal controllo informale del mercato da parte della Standard Oil prima del 1911, alle quote di produzione della Texas Railroad Commission che stabilizzarono i prezzi dagli anni Trenta agli anni Sessanta, fino a OPEC e Arabia Saudita dopo il 1973, con Riad che assunse il grosso di quel ruolo negli anni Ottanta tagliando le proprie esportazioni da circa 10 mb/g a 3 mb/g tra il 1980 e il 1986 per difendere i prezzi. Queste ricostruzioni condividono un’ipotesi comune: che la capacità inutilizzata, una volta attivata, sia immediatamente disponibile per il mercato.

Un secondo filone si concentra sull’OPEC+ come istituzione anziché sui suoi asset produttivi. Colgan (2014) sostiene che l’influenza dell’OPEC+ sia stata spesso sopravvalutata e che il suo coordinamento politico conti più del suo effettivo contenimento della produzione. Più di recente, Fattouh ed Economou (2025) sostengono che lo smantellamento dei tagli volontari alla produzione rifletta un’evoluzione strutturale della funzione di reazione dell’OPEC+. Eppure, a prescindere dal fatto che il potere di mercato sia interpretato come capacità produttiva o come coordinamento politico, entrambi gli approcci continuano a valutarlo attraverso la produzione nominale.

Tuttavia, in caso di chiusura completa dello Stretto di Hormuz, la capacità inutilizzata nominale diventa un indicatore inadeguato perché ignora un nuovo vincolo stringente: l’esportabilità.

L’esposizione allo Stretto di Hormuz opera attraverso più strati logistici, non attraverso il solo volume. Tra gli altri, il tipo di nave che una rotta può caricare, la disponibilità di infrastrutture di trasbordo e la distanza dai mercati finali determinano tutti se un barile nominale di capacità inutilizzata diventi mai un barile consegnato.

Le evidenze del sistema di identificazione automatica (AIS, dati dei transponder di tracciamento navale) confermano che l’interruzione è principalmente uno shock dell’export più che uno shock produttivo. Entrambi gli indici crollano dal loro livello di riferimento del 2025 a valori prossimi allo zero entro pochi giorni dalla chiusura del 28 febbraio e vi restano per circa tre mesi. Dopo il memorandum d’intesa del 17 giugno recuperano solo parzialmente, toccando un picco inferiore alla metà dei livelli pre-crisi prima di affievolirsi nuovamente, a dimostrazione che, a causa di attacchi prolungati e attività militare nello Stretto, i flussi marittimi non sono ripresi del tutto nemmeno dopo la de-escalation formale. La capacità inutilizzata nominale cessa quindi di essere una misura affidabile della flessibilità del mercato quando una parte di essa non può più raggiungere i mercati di consumo.

La politica produttiva coordinata (la leva tradizionale attraverso cui l’OPEC+ ha esercitato il proprio potere di mercato) resta rilevante, ma da sola non è più sufficiente, essendo la logistica diventata un fattore altrettanto decisivo. L’uscita degli Emirati Arabi Uniti da OPEC e OPEC+ nel maggio 2026 lo conferma: poiché è sempre più la capacità fisica di esportazione, e non il contenimento coordinato, a determinare l’influenza sul mercato, restare vincolati a un sistema di quote basato sulla politica produttiva offre un valore decrescente.

Questo passaggio dalla politica alla logistica motiva la costruzione di una Deliverability Adjusted Spare Capacity (DASC), che distingue tra la capacità produttiva inutilizzata che può ancora raggiungere i mercati internazionali e la capacità inutilizzata che resta fisicamente disponibile ma è di fatto intrappolata dietro l’interruzione.

I produttori dell’OPEC+ presentano un’esposizione allo Stretto di Hormuz molto variabile e si dividono in tre categorie in base a tale esposizione. Il primo gruppo dispone di infrastrutture di bypass parziali (un oleodotto in grado di reindirizzare parte del greggio verso una costa esterna al Golfo), per cui una porzione della loro capacità inutilizzata resta consegnabile, entro il limite della capacità di trasporto residua effettivamente disponibile su quell’oleodotto. Il secondo gruppo non ha alcuna via di esportazione alternativa: la loro intera capacità inutilizzata dipende dal transito marittimo attraverso lo Stretto ed è quindi completamente intrappolata una volta che questo viene chiuso. Le esportazioni del terzo gruppo non hanno mai dipeso da Hormuz, perché spedite da terminali affacciati sull’Atlantico, sul Mar Nero o sul Pacifico: per questi produttori, capacità inutilizzata nominale e consegnabile coincidono di fatto.

Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti e, su scala minore, Iraq illustrano la prima categoria. L’oleodotto Est–Ovest saudita corre per 1.200 km dal complesso di trattamento di Abqaiq, nella Provincia Orientale, al terminale di esportazione di Yanbu sul Mar Rosso. L’Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) degli Emirati, noto anche come oleodotto Habshan–Fujairah, va dai giacimenti onshore di Habshan al terminale di esportazione di Fujairah sul Golfo di Oman. L’Iraq dispone di una via limitata attraverso l’oleodotto Kirkuk–Ceyhan verso il Mediterraneo, che però collega solo i giacimenti settentrionali e non può raggiungere il grosso della produzione nazionale, concentrato a Bassora. La scala di ciò che ciascuna rotta poteva effettivamente trasportare si comprende però meglio confrontando l’utilizzo pre-conflitto con ciò che è seguito, come fanno i paragrafi seguenti rotta per rotta.

L’oleodotto Est-Ovest saudita trasporta solo greggio. Prima della chiusura trasportava di norma appena 0,8–1,0 mb/g, una frazione persino della sua capacità di progetto originaria di 5 mb/g, perché fungeva da infrastruttura di emergenza anziché da via di esportazione primaria, lasciando diversi milioni di barili al giorno di margine preesistente (S&P Global, giugno 2025). La sua capacità era già stata ampliata a 7 mb/g prima della chiusura, sebbene tale capacità ampliata non fosse mai stata effettivamente sfruttata a pieno regime. Dalla chiusura, Aramco ha spinto i flussi verso quel tetto: il 10 marzo 2026 la società ha dichiarato che circa 5 mb/g avrebbero potuto essere resi disponibili per l’esportazione, con il resto destinato alle raffinerie nazionali (Al Jazeera, marzo 2026). Anche quella cifra sovrastimava i volumi consegnabili: gli ormeggi di Yanbu possono caricare solo circa 4–4,5 mb/g, e a giugno 2026 i carichi effettivi si attestavano ad appena 4,1 mb/g, circa il 64% di quanto transitava normalmente per Hormuz, lasciando al terminale la gestione del 92% delle esportazioni marittime saudite senza alcun piano pubblico di ampliamento della capacità di carico (Kpler, giugno 2026; AIE).

Pur disponendo della più ampia via di bypass tra i tre produttori, l’Arabia Saudita si trova comunque di fronte a un ulteriore vincolo logistico una volta che il greggio raggiunge Yanbu: la consegna successiva verso il suo principale mercato asiatico. La maggior parte delle esportazioni da Yanbu viene caricata su very large crude carrier (VLCC) che normalmente transitano per Bab el-Mandeb. Le minacce degli Houthi alla navigazione in quel corridoio, tuttavia, hanno periodicamente messo a rischio questa rotta, prospettando il reindirizzamento dei carichi verso nord attraverso Suez, un passaggio che tali navi non possono compiere a pieno carico, il che impone di alleggerire parte del carico tramite l’oleodotto egiziano SUMED o di passare a navi Suezmax più piccole, entrambe soluzioni che aggiungono tempi e costi (Al Jazeera, luglio 2026). Questo vincolo ha smesso di essere teorico nel luglio 2026, quando le minacce degli Houthi alla navigazione nel Mar Rosso hanno costretto alcuni carichi partiti da Yanbu a deviare verso Suez anziché dirigersi a sud come di consueto.

Peggio ancora, quanto accaduto il 10 settembre 2026 illustra perfettamente questa fragilità. Attacchi con droni hanno colpito le stazioni di pompaggio lungo l’oleodotto Est-Ovest. Di conseguenza, il Ministero dell’Energia saudita ha confermato il giorno successivo che l’oleodotto era stato chiuso in via precauzionale. La perdita è totale, non marginale: una rotta che da giugno consegnava a Yanbu circa 4,1 mb/g, cifra già corrispondente a due terzi delle capacità iniziali, è scesa a zero. In assenza di un calendario di ripristino o di un dato di portata parziale comunicato per il periodo di chiusura, fissiamo a zero la capacità di bypass consegnabile dell’Arabia Saudita per la finestra interessata. Con la Figura 2 interattiva estendiamo questa ipotesi all’intero periodo 2003-2026. La Figura 2 consente così al lettore di confrontare l’evoluzione della nostra DASC per l’Arabia Saudita con o senza Petroline, isolando esattamente quanto il paese abbia dipeso da questo unico oleodotto di 1.200 km, fisicamente indifeso, e dal suo ruolo strutturale, anziché da una genuina diversità di vie di esportazione. Questo evento recentissimo incarna la fragilità dell’Arabia Saudita. La capacità consegnabile regge solo se l’infrastruttura che la sostiene sopravvive, e la chiusura di Petroline dimostra che nulla va dato per scontato.L’oleodotto ADCOP degli Emirati aveva fin dall’inizio un margine molto più ridotto. Prima del conflitto trasportava già circa 1,5 mb/g, oltre la metà delle esportazioni giornaliere di greggio degli Emirati, vicino alla capacità nominale originaria, a fronte di un tetto tecnico riportato di 1,8 mb/g (CNBC, marzo 2026; Global Energy Monitor). Questo margine ristretto spiega perché ADNOC abbia deciso di accelerare il raddoppio della capacità di ADCOP a 3 mb/g entro 12–18 mesi dalla chiusura, anziché limitarsi a spingere di più l’oleodotto esistente (Seatrade Maritime, maggio 2026). L’uscita degli Emirati da OPEC e OPEC+ è stata motivata solo in parte dall’insoddisfazione verso il processo di fissazione delle quote; ha riflesso anche un calcolo logistico. Liberati dai tetti produttivi coordinati, gli Emirati potevano perseguire una strategia di espansione indipendente, puntando a 5 mb/g di produzione (IER, maggio 2026) in parallelo all’ampliamento dell’oleodotto. Restare nell’OPEC+ avrebbe significato costruire una capacità di esportazione che non erano autorizzati a utilizzare appieno.

Il Kuwait si colloca all’estremo opposto. Senza alcun oleodotto che colleghi i suoi giacimenti a una costa esterna al Golfo, la sua intera capacità inutilizzata, modesta ma reale, pari a circa 0,4 mb/g, è rimasta completamente intrappolata nel momento in cui lo Stretto si è chiuso, senza alcuna soluzione parziale esistente.

L’Iraq possiede una via di esportazione alternativa limitata attraverso l’oleodotto Iraq–Turchia (Kirkuk–Ceyhan), che collega i giacimenti petroliferi settentrionali alla Turchia, una rotta a sua volta soggetta a interruzioni intermittenti dovute a controversie di governance tra Baghdad e il Governo regionale del Kurdistan sul controllo delle esportazioni. Poiché la maggior parte della produzione irachena proviene dalla regione meridionale di Bassora, questo corridoio evacua solo una frazione della produzione nazionale. L’Iraq ha parzialmente compensato trasportando greggio su gomma verso la Siria, e sono in corso negoziati, sostenuti dall’amministrazione statunitense, per riattivare un tracciato di oleodotto attraverso il territorio siriano. Ciononostante, la maggior parte della capacità inutilizzata irachena resta di fatto intrappolata.

Di conseguenza, la DASC fornisce un’istantanea della consegnabilità immediata in una data configurazione infrastrutturale, ma tale istantanea è a sua volta incompleta. Persino i barili classificati come «consegnabili» non hanno tutti lo stesso valore: il greggio che raggiunge Yanbu deve affrontare una seconda tappa logistica, il trasbordo a Suez e il passaggio attorno al Capo di Buona Speranza, per raggiungere i mercati asiatici che assorbivano la maggior parte dei volumi di Hormuz pre-crisi, con un aumento dei costi di nolo e una riduzione della disponibilità effettiva di petroliere. Una classificazione binaria consegnabile/intrappolato sottostima quindi quanto la resilienza dipenda realmente da costi, instradamento e accesso al mercato, e non solo dalla capacità di trasporto fisica. Né la consegnabilità è statica: un’interruzione può intrappolare temporaneamente parte della capacità inutilizzata mondiale, ma i produttori differiscono sensibilmente nella capacità di ripristinare un’offerta consegnabile attraverso investimenti, espansione infrastrutturale e adattamento operativo. Ciò solleva una seconda domanda: al di là della capacità che resta disponibile oggi, quali produttori sono in grado di mantenere, ricostruire e migliorare nel tempo la competitività della flessibilità di mercato?

02 | Adattabilità: ricostruire la capacità consegnabile nel tempo

Deliberatamente prudente, la DASC tiene conto solo della consegnabilità operativa. Ma lascia senza risposta una domanda distinta, che questa sezione affronta: non se la DASC stessa debba essere rivista al rialzo man mano che nuove infrastrutture di bypass entrano in funzione, bensì quali produttori siano meglio posizionati per trasformare più rapidamente un progetto annunciato in capacità confermata. I casi di Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti sono particolarmente illustrativi, poiché entrambi i produttori hanno annunciato o avviato investimenti per espandere infrastrutture di esportazione alternative. La domanda è quale dei due possa convertire prima quell’annuncio in barili consegnabili.

Come sottolineano Cherp e Jewell (2014), la sicurezza energetica non va intesa unicamente come disponibilità di risorse, ma anche come capacità dei sistemi energetici di resistere alle interruzioni, adattarvisi e riprendersi. Applicata ai mercati petroliferi, la resilienza dipende quindi non solo dagli asset produttivi esistenti, ma anche dalle capacità finanziarie e industriali che consentono ai produttori di ripristinare nel tempo un’offerta effettiva.

L’adattabilità può essere intesa come un concetto multidimensionale che riflette la capacità di un produttore di ripristinare un’offerta consegnabile a seguito di un’interruzione prolungata. Dipende congiuntamente dalla capacità finanziaria del produttore, dal suo contesto istituzionale e di governance, dalla sua base infrastrutturale esistente, dalle sue caratteristiche geografiche e dalla sua esposizione alla dipendenza dai punti di strozzatura. Queste dimensioni determinano insieme sia la fattibilità sia la rapidità con cui capacità consegnabile aggiuntiva può essere portata sul mercato. Di conseguenza, operazionalizziamo l’adattabilità attraverso un indice a cinque pilastri (finanziario, governance, infrastrutture, geografico e punti di strozzatura) descritto in dettaglio nell’Allegato. In tal modo, il quadro proposto integra la DASC spostando l’analisi dalla disponibilità immediata dell’offerta alle condizioni strutturali in cui la resilienza del mercato viene ricostruita nel tempo.

Tra i membri OPEC con una genuina dipendenza strutturale da un punto di strozzatura marittimo, l’Arabia Saudita si distingue su due dei cinque pilastri¹. Guida nettamente l’OPEC+ sulla dimensione finanziaria (0,695, contro 0,558 del Kuwait, secondo), sostenuta dai 1.038 miliardi di USD di attivi in gestione del Public Investment Fund — costanti su tutto il panel in quanto singola istantanea del 2026 anziché serie storica — e da riserve valutarie comparativamente solide, pari a circa 460–515 miliardi di USD nel 2017–2025. Questa solidità finanziaria ha tuttavia coesistito con un marcato aumento del debito pubblico lordo, dal 16,0% del PIL nel 2017 al 31,7% nel 2025, a causa della diversificazione economica. L’Arabia Saudita guida l’OPEC anche sulle infrastrutture (0,540). Sulla governance, il regno è dietro il Kuwait². Sulle caratteristiche geografiche è dietro l’Iran; e sulla resilienza ai punti di strozzatura nello specifico, il suo punteggio (0,223) resta ben al di sotto di quello degli Emirati Arabi Uniti (0,566) — non perché l’Arabia Saudita non instradi greggio attraverso il proprio bypass (Petroline trasporta già circa il 22–28% delle esportazioni lontano da Hormuz, quota in aumento con l’espansione della capacità a 7 mb/g nel 2025), ma perché quella via di bypass non è essa stessa priva di punti di strozzatura: il greggio che raggiunge Yanbu sul Mar Rosso deve ancora transitare per Bab el-Mandeb — a sua volta esposto agli attacchi Houthi — o percorrere la rotta più lunga attorno al Capo di Buona Speranza per raggiungere i mercati asiatici che assorbono la maggior parte delle esportazioni saudite. L’attacco con droni del 10 settembre 2026 che ha messo Petroline completamente fuori servizio evidenzia la stessa fragilità a monte: l’intera rotta è esposta non solo nel suo punto terminale a valle, ma lungo tutta la sua estensione³. Per contro, la rotta ADCOP degli Emirati verso Fujairah, sul Golfo di Oman, sbocca direttamente sulle acque internazionali senza alcun punto di strozzatura secondario. Il bypass dell’Arabia Saudita riduce quindi l’esposizione specifica a Hormuz senza eliminare del tutto la dipendenza dai punti di strozzatura — una distinzione che la componente di esposizione residua del bypass del quadro è concepita per cogliere.Questo divario tra capacità installata e resilienza realizzata è di per sé informativo: suggerisce che la sfida di adattabilità del regno nel breve termine risieda meno nella costruzione di ulteriori infrastrutture di bypass, capacità che già in larga parte possiede, che negli aggiustamenti commerciali e logistici necessari a instradarvi una quota maggiore delle esportazioni esistenti.

Se l’Arabia Saudita rappresenta il caso di riferimento per scala finanziaria, gli Emirati Arabi Uniti dimostrano un grado di adattabilità comparabile per una via diversa: guidano l’intero campione di 22 paesi sull’adattabilità composita (0,786), con il punteggio di governance più alto del campione (0,889), che riflette un contesto istituzionale ben adatto alla realizzazione di progetti su larga scala, e un punteggio finanziario (0,727) che supera esso stesso di misura quello dell’Arabia Saudita. Anziché eguagliare la scala dell’investimento saudita nel bypass, l’Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) degli Emirati, che collega la produzione dell’entroterra al terminale di Fujairah sul Golfo di Oman aggirando completamente lo Stretto di Hormuz, offre appena 1,8 mb/g di capacità contro i 5 mb/g di Petroline. Un ulteriore oleodotto, West-East 1, è in costruzione e punta a circa 1,5 mb/g in più, con completamento previsto per il 2027, non ancora riflesso nella finestra 2017–2025 di questo panel. Nonostante la minore capacità assoluta, gli Emirati registrano il punteggio di resilienza ai punti di strozzatura più alto tra i produttori genuinamente esposti del campione (0,566, contro 0,223 dell’Arabia Saudita), perché Fujairah sbocca direttamente sul Golfo di Oman senza punti di strozzatura secondari a valle, a differenza di Yanbu, che richiede ancora il transito per Bab el-Mandeb o la circumnavigazione del Capo di Buona Speranza per raggiungere i mercati asiatici. Il contrasto non è quindi una questione di impegno o di utilizzo, ma di geografia delle rotte: un bypass più breve verso acque genuinamente aperte batte uno più lungo che scambia un punto di strozzatura con un altro.

Tuttavia, la sola forza finanziaria non si traduce necessariamente in un’adattabilità comparabile. Il Kuwait illustra i limiti di un affidamento prevalente sulle risorse finanziarie. Sebbene il paese possieda uno dei più grandi fondi sovrani al mondo (1.011 miliardi di USD) e incontri quindi pochi vincoli nella mobilitazione di capitali, la sua capacità di convertire le risorse finanziarie in capacità consegnabile aggiuntiva resta comparativamente limitata: i suoi punteggi infrastrutturali sono inferiori a quelli di Arabia Saudita ed Emirati, e non dispone di alcuna infrastruttura di bypass. La geografia aggrava il problema: l’unica facciata costiera del Kuwait si affaccia sul Golfo direttamente verso lo Stretto di Hormuz, e la costa alternativa più vicina dista circa 1.150 km, raggiungibile solo attraversando il territorio di un altro paese. La totalità delle esportazioni di greggio del Kuwait transita per lo Stretto di Hormuz (100% lungo tutto il 2017–2025, senza alcuna rotta alternativa), il che lo colloca, insieme al Bahrein, tra i produttori più esposti del campione a prescindere dalla sua capacità finanziaria di costruirne eventualmente una.

La Russia occupa una posizione peculiare nel quadro dell’adattabilità. Il suo punteggio di resilienza ai punti di strozzatura (0,879, tra i più alti del campione) riflette una genuina diversificazione strutturale: il corridoio pacifico ESPO/Kozmino, i terminali artici e l’oleodotto Druzhba verso l’Europa centrale mantengono insieme bassa la sua esposizione al punto di strozzatura primario (11–13%) e in larga parte priva di punti di strozzatura. Anche il suo punteggio finanziario (0,651) si colloca al terzo posto del campione, sulla carta, ma riflette cuscinetti macroeconomici (riserve valutarie, un basso premio al rischio misurato) più che un effettivo accesso al capitale, che le sanzioni limitano dal 2022. Il vincolo più evidente è istituzionale: il punteggio di governance della Russia (0,455) si colloca sotto la media del campione, trainato da un marcato deterioramento degli indicatori di Stato di diritto e stabilità politica a partire dal 2022, che persiste invariato fino al 2025. La Russia illustra così una modalità di fallimento distinta: una forte diversificazione fisica e geografica non garantisce, da sola, l’adattabilità quando il contesto istituzionale e finanziario limita la capacità di far leva su tale diversificazione.

Per contro, gli Stati Uniti potrebbero indicare una terza via: essendo al di fuori del campione di 22 paesi analizzato in questa nota, non ricevono qui un punteggio. Meritano tuttavia una menzione. Gli Stati Uniti sono diventati il maggiore produttore mondiale di petrolio. Sul fronte delle esportazioni, non dipendono in modo rilevante da un singolo punto di strozzatura (a eccezione del Canale di Panama), poiché il principale bacino di esportazione si trova nel Golfo del Messico. Quanto alla capacità inutilizzata, il settore petrolifero statunitense è dominato da società private in grado di aumentare la produzione più rapidamente, seppure con costi di produzione più elevati rispetto ai produttori del Golfo. Sono precisamente queste caratteristiche diverse ad aver messo sotto pressione la capacità inutilizzata dell’OPEC.

Conclusione

La capacità inutilizzata nominale non si traduce necessariamente in potere di mercato. La crisi di Hormuz mostra infatti che ciò che conta è la consegnabilità, non il volume in sé, dal momento che una quota rilevante del cuscinetto dell’OPEC+ si è rivelata irraggiungibile una volta chiusa la sua principale via di esportazione. Tale divario è disomogeneo e non fisso: la capacità dei produttori di ricostruire nel tempo un’offerta consegnabile dipende da fattori finanziari, di governance e infrastrutturali che variano nettamente all’interno della coalizione. Questo cambiamento sta già ridisegnando il comportamento dei produttori, come mostra l’uscita degli Emirati Arabi Uniti dall’OPEC+ nel 2026, una volta che la consegnabilità inizia a rivaleggiare con il volume come base del potere di mercato. Le politiche produttive (coordinate) restano importanti; tuttavia, la logistica delle esportazioni acquista rilevanza come caratteristica chiave del potere di mercato e della rilevanza geopolitica, come illustra l’uscita degli Emirati dall’OPEC. Di conseguenza, questo cambiamento comporta anche mutamenti significativi per la sicurezza energetica alla luce della volatilità degli sviluppi in corso. Man mano che le infrastrutture fisse diventano più facili da colpire e più difficili da difendere completamente, la sicurezza energetica potrebbe non significare più prevenire l’interruzione, ma gestire quanto bene un sistema regge una volta che l’interruzione è inevitabile, e, con questo metro, un cuscinetto di capacità inutilizzata che non può raggiungere il mercato non è affatto resilienza, come mostrano gli attacchi all’oleodotto Est-Ovest saudita.

Allegato: Costruzione dell’indice di adattabilità a cinque pilastri

L’indice a cinque pilastri è costruito su un panel di 22 paesi OPEC e OPEC+ nel periodo 2017–2025. Ciascun pilastro aggrega un insieme di indicatori strutturali in un unico punteggio normalizzato compreso tra 0 e 1, dove valori più elevati riflettono una maggiore solidità o resilienza strutturale in quella dimensione.

• Normalizzazione. All’interno di ciascun anno, ogni indicatore grezzo è riscalato su [0,1] dividendo il valore di ciascun paese per il massimo osservato nel gruppo in quell’anno (metodo della quota grezza). Laddove un indicatore è naturalmente orientato in modo che valori più bassi riflettano una performance migliore — debito pubblico lordo, premio al rischio paese, punteggio di Stato fragile — il segno viene invertito prima della normalizzazione. Gli indicatori all’interno di ciascun pilastro sono poi mediati con pesi uguali per produrre il punteggio del pilastro.
• Il pilastro finanziario combina sei indicatori: il debito pubblico lordo in percentuale del PIL (FMI, World Economic Outlook), il premio al rischio paese (Damodaran), l’indice di indipendenza della banca centrale (Romelli et al.), gli afflussi di IDE, le riserve valutarie (Banca Mondiale, WDI) e gli attivi dei fondi sovrani (SWFI, istantanea 2026, mantenuta costante per tutti gli anni del panel). I primi due sono invertiti prima della normalizzazione.
• Il pilastro governance combina sette indicatori tratti da due fonti: i Worldwide Governance Indicators di V-Dem/Banca Mondiale (controllo della corruzione, Stato di diritto, stabilità politica, efficacia del governo), il punteggio Ease of Doing Business della Banca Mondiale, il Fragile States Index (Fund for Peace) e l’indice della quota diplomatica (Pardee Institute, FBIC). Il punteggio degli Stati fragili è invertito prima della normalizzazione.
• Il pilastro infrastrutture combina due indicatori: il traffico portuale container in TEU e il punteggio complessivo del Logistics Performance Index, entrambi della Banca Mondiale. Il trasporto aereo di merci è stato escluso in quanto concettualmente irrilevante per la logistica delle esportazioni di petrolio e gas.
• Il pilastro geografico è rappresentato da un unico punteggio composito (GEO_SCORE, 0–100) che riflette la molteplicità delle facciate marittime di esportazione (peso 0,7) e la prossimità di una costa alternativa (peso 0,3), costruito a partire da dati raccolti manualmente sulle caratteristiche costiere, la tipologia delle facciate e la condizione di paese senza sbocco sul mare.
• Il pilastro di esposizione ai punti di strozzatura è rappresentato da un unico punteggio composito, CHK_RESILIENCE_SCORE (0–100, dove un valore più alto indica maggiore resilienza), costruito da dati raccolti manualmente come 100 meno CHK_EXPOSURE_SCORE. CHK_EXPOSURE_SCORE combina a sua volta la quota di esportazioni di greggio che transita per il punto di strozzatura primario (peso 0,7) e l’esposizione residua ai punti di strozzatura di qualsiasi via di bypass (peso 0,3), riflettendo il fatto che una via di bypass è solo parzialmente priva di punti di strozzatura se richiede ancora il transito attraverso un paese terzo o un punto di strozzatura secondario. Una versione precedente di questo pilastro mediava insieme CHK_EXPOSURE_SCORE e CHK_RESILIENCE_SCORE; poiché i due sono per costruzione complementi esatti, ciò produceva un punteggio costante e non informativo di 0,5 per ogni coppia paese-anno, ed è stato corretto utilizzando il solo CHK_RESILIENCE_SCORE. Entrambi i punteggi sottostanti sono stati sviluppati da O. [cognome] e sono descritti in dettaglio nella nota tecnica di accompagnamento.
• La capacità di bypass assoluta (chk_bypass_capacity_mbd, in mb/g) è riportata separatamente accanto al punteggio del pilastro punti di strozzatura, ove pertinente nel testo, per distinguere la scala delle infrastrutture di bypass di un produttore dalla quota delle sue esportazioni effettivamente instradata attraverso di esse, una distinzione che il punteggio normalizzato del pilastro da solo non trasmette.