Prezzo del Petrolio -

East-West pipeline: il piano B saudita per Hormuz è a rischio

Un attacco con droni ha colpito il 10 settembre 2026 le stazioni di pompaggio dell'East-West pipeline saudita, l'oleodotto che aggira lo Stretto di Hormuz portando il greggio verso il Mar Rosso. Con lo Stretto già compromesso, il colpo mette sotto pressione l'unica rotta alternativa su cui Riyadh ha costruito la propria resilienza: il sistema movimenta circa 5 milioni di barili al giorno verso Yanbu, su una capacità di 7 milioni. Il rapporto tra flusso e capacità — 5/7 — è il 71,4%: significa che il bypass non è un rubinetto di riserva intatto, ma un'infrastruttura già utilizzata per la maggior parte del suo potenziale.

Cosa è stato colpito (e cosa resta incerto)

Le immagini satellitari hanno mostrato incendi estesi alle stazioni di pompaggio lungo il corridoio, incluse quelle vicine ad Al Mesba'ah e Al Dhekra. CNN ha riferito, citando due funzionari statunitensi, che l'attacco ha coinvolto droni provenienti dall'Iraq; la responsabilità non è stata rivendicata. Saudi Aramco e il governo saudita non hanno commentato. Non è chiaro se il tratto principale dell'oleodotto abbia subito danni o quanto serva per riparare l'infrastruttura colpita: la differenza è decisiva, perché le stazioni di pompaggio si ripristinano molto più rapidamente di un tronco perforato. In termini di rischio, questa incertezza separa due scenari: un danno localizzato alle stazioni può essere assorbito più rapidamente; un danno al tronco principale trasformerebbe il bypass in un'infrastruttura inutilizzabile proprio mentre Hormuz resta compromesso.

Stazione di pompaggio dell'oleodotto nel deserto: infrastruttura petrolifera strategica saudita verso il Mar Rosso — L'oleodotto strategico saudita aggira lo Stretto di Hormuz per il trasporto del greggio verso il Mar Rosso.

Il margine che resta al bypass

Con 5 milioni di barili al giorno in transito sui 7 milioni di capacità, il corridoio lavora al 71,4% del potenziale — circa 2 milioni di barili al giorno di margine. È un cuscinetto sottile. Ad aprile 2026, attacchi precedenti avevano messo temporaneamente fuori uso 700.000 barili al giorno, pari al 10% della capacità totale: una perdita contenuta perché il sistema girava a pieno regime dopo il ripristino. Oggi lo stesso livello di danno inciderebbe su un'infrastruttura che ha già assorbito la chiusura di Hormuz. Il calcolo rende l'idea: 700.000 su 7 milioni è il 10% della capacità, ma 700.000 sugli attuali 5 milioni di transito è il 14% del flusso. Se quei 700.000 barili uscissero dal sistema, il flusso scenderebbe a 4,3 milioni di barili al giorno, cioè al 61,4% della capacità (4,3/7). Il margine di 2 milioni, inoltre, vale il 28,6% della capacità (2/7) e il 40% del flusso attuale (2/5): non è una riserva illimitata, ma una quota che un danno concentrato può erodere in fretta.

La discrepanza sulle responsabilità

Le ricostruzioni non convergono. Parte delle informative attribuisce l'operazione a droni partiti dall'Iraq, nel solco di quanto Riyadh aveva denunciato lo scorso luglio, quando aveva accusato milizie filo-iraniane di lanciare droni da territorio iracheno contro siti petroliferi nel Paese. Le forze Houthi restano però il soggetto che minaccia la navigazione nel Mar Rosso e che ha spinto Riyadh verso il bypass via terra. La cornice del conflitto è la stessa; la mano dell'attacco non è ancora stabilita. Qui il confronto tra fonti è esplicito: la ricostruzione CNN ripresa da OilPrice indica droni dall'Iraq e precisa che la responsabilità non è rivendicata; l'analisi di mercato di OilPrice inquadra invece l'evento come sospetto attacco Houthi. Non è una differenza di dettaglio: la prima pista sposta il baricentro sull'Iraq, la seconda sul fronte Houthi nel Mar Rosso. Entrambe possono convivere con la stessa cornice di conflitto, ma portano a valutazioni diverse sulla durata della minaccia.

Cosa cambia per il mercato

Per chi opera nell'energia il segnale è che non esiste più una rotta saudita davvero "sicura". Hormuz è compromesso e il Mar Rosso è sotto minaccia Houthi: se anche il bypass terrestre diventa vulnerabile, l'export del Regno dipende da quanto regge l'infrastruttura. Per Riyadh, il costo di ricostruire una ridondanza è ormai più alto del costo di subirne la perdita. Per il lettore, l'implicazione è operativa: finché non si sa se il danno riguarda le stazioni di pompaggio o il tronco, il rischio resta prezzato come incertezza, non come perdita certa. Il margine del 28,6% (2 milioni su 7 milioni) è il cuscinetto che può assorbire un danno localizzato; oltre quel margine, il bypass smette di essere un'alternativa e diventa un collo di bottiglia.

Fonti

Diesel USA a 6 dollari al gallone: record storico e conto sui prezzi

Il prezzo medio nazionale del diesel negli Stati Uniti ha superato per la prima volta 6 dollari al gallone, con un balzo di 2,30 dollari rispetto a un anno fa. Non è solo un numero da distributore: il gasolio muove camion, navi e consegne, quindi ogni centesimo si trasferisce su alimentari, beni per la casa e logistica. Il conto arriva anche a chi non ha mai fatto rifornimento di diesel.

Il record: 6 dollari al gallone e un rialzo del 62% in un anno

La soglia è stata superata l'11 settembre 2026, secondo i dati di GasBuddy. Il calcolo misura il salto: sottraendo i 2,30 dollari di aumento dai 6 attuali, un anno fa il diesel costava circa 3,70 dollari al gallone, quindi il rialzo annuo è di circa il 62%. Non un picco locale, ma un nuovo riferimento di prezzo per il mercato americano.

La strozzatura è dal lato dell'offerta, non della domanda

Il rincaro non nasce da consumi fuori controllo: la domanda di diesel cresce stagionalmente proprio mentre le raffinerie entrano in manutenzione. A comprimere l'offerta concorrono la guerra in Medio Oriente in escalation e gli attacchi con droni ucraini alle raffinerie russe, che paralizzano una porzione consistente della capacità globale, come avevamo seguito nelle ultime settimane.

Il resto del mondo non dispone di capacità di raffinazione sufficiente a coprire le perdite dal Golfo e dalla Russia: l'offerta resterà stretta e probabilmente lo diventerà ancora di più. La dinamica non è isolata agli Stati Uniti: in Europa il diesel ha superato 2 euro al litro, spingendo i governi nazionali dell'UE a estendere i sussidi ai conducenti.

Stazione moderna di rifornimento diesel con camion in carica presso un'infrastruttura di logistica — Il costo del diesel incide direttamente su tutti i settori del trasporto merci e della logistica.

Il conto arriva sugli scaffali, non solo alle pompe

Il diesel non è una nicchia: è il vettore della logistica. Patrick De Haan, responsabile dell'analisi petrolifera di GasBuddy, avverte che «record diesel prices will impact every cargo, shipment, every delivery Americans are taking, and are likely to reignite inflation up and down the supply chain».

Il punto operativo è che l'aumento non resta confinato a chi guida un mezzo a gasolio. I costi più alti di trasporto si incorporano nel prezzo di generi alimentari, beni per la casa e consegne, colpendo anche famiglie che non possiedono veicoli diesel. È inflazione che viaggia prima delle statistiche.

Quanto pesa per il lettore: litri, tempi e urne

Un gallone equivale a 3,785 litri: i 6 dollari americani corrispondono quindi a circa 1,59 dollari al litro (6 ÷ 3,785). Il valore resta sotto la soglia europea dei 2 euro al litro, ma è la velocità del rialzo — 2,30 dollari in dodici mesi — a pesare su chi rinegozia contratti di trasporto senza poter attendere un calo.

Il timing aggiunge un'altra variabile: la soglia è stata superata a poche settimane dalle elezioni di midterm di novembre, con il caro-carburante che diventa tema di campagna. Finché la capacità globale di raffinazione non coprirà le perdite del Golfo e della Russia, il prezzo del diesel resterà il canale più rapido attraverso cui la crisi energetica arriva sul carrello della spesa.

Fonti

Petrolio sopra i 100 dollari: WTI +11% in una settimana, Brent a 105

Il mercato non prezza più l'ipotesi di un'interruzione dell'offerta: prezza un'interruzione già in corso. I future WTI a scadenza ottobre hanno toccato 101,26 dollari al barile nella mattinata dell'11 settembre 2026, con un guadagno settimanale di 10,04 dollari (+11,01%) e un massimo intraday di 104,46 dollari, il livello più forte da maggio. Nella stessa finestra lo spot WTI è sceso a 99,61 dollari e il Brent a 105,0 dollari: la correzione non cancella la ragione per cui i prezzi sono saliti. Calcolo derivato: 101,26 – 10,04 = 91,22 dollari, il livello implicito di partenza settimanale; il minimo di 90,87 dollari è stato toccato sotto quella base, quindi il +11,01% è un recupero oltre il punto di partenza implicito, non un semplice rimbalzo dal minimo.

Future e spot WTI misurano due cose diverse

I future a scadenza ottobre scontano i mesi in cui gli attacchi alle rotte del Golfo possono ancora mordere, lo spot fotografa i barili già in acqua: il divario tra i due valori l'11 settembre era di 1,65 dollari, con i future l'1,66% sopra il prezzo immediato. Calcolo: 101,26 – 99,61 = 1,65 dollari; 1,65 / 99,61 = 1,66%. La settimana dei future è partita da un minimo di 90,87 dollari e ha sfondato quota 100 dopo gli attacchi alle petroliere. Un venerdì in calo non è un allentamento: è una pausa.

Shut-in a 6,7 milioni di barili al giorno, +34% in un mese

Le chiusure di produzione in Medio Oriente hanno mediato 6,7 milioni di barili al giorno ad agosto 2026, contro i 5 milioni di luglio: 1,7 milioni in più, il 34% in un solo mese, con il mercato che prezza barili già fuori e non solo il rischio di perderli. Calcolo: 6,7 – 5,0 = 1,7; 1,7 / 5,0 = 34%. L'EIA stima circa 5,7 milioni di barili al giorno di shut-in nel quarto trimestre 2026, mentre le scorte globali sono già scese di circa 400 milioni di barili dall'inizio dell'anno. Molti di quei barili resteranno fermi finché Hormuz e il Mar Rosso restano insicuri.

Raffineria petrolifera industriale con torri di distillazione, rappresentazione della volatilità dei prezzi petroliferi — Il mercato petrolifero si tensa sui timori di disruption dell'offerta globale, spingendo il WTI verso i 101 dollari.

OPEC: target di produzione che non arrivano al mercato

L'OPEC+ ha lasciato invariata la politica di produzione per ottobre dopo sei aumenti mensili consecutivi, ma gli 11 membri OPEC hanno prodotto 19,71 milioni di barili al giorno ad agosto, 640.000 in meno rispetto a luglio. Calcolo incrociato: 640.000 / 1.700.000 = 37,6%, quindi la riduzione della produzione OPEC copre poco più di un terzo dell'aumento degli shut-in mediorientali nello stesso arco. Le interruzioni alle esportazioni saudite e i minori carichi iraniani hanno vanificato i target. Il cartello può annunciare volumi che non è in grado di produrre, caricare e consegnare: è questa distanza, non i comunicati, a muovere il mercato.

Tre prezzi, tre storie nella stessa giornata

L'11 settembre 2026 il mercato ha mostrato tre facce diverse dello stesso squilibrio: future in forte rialzo settimanale, spot in calo giornaliero, Brent con un premio di 5,39 dollari sul WTI spot. Calcolo: 105,0 – 99,61 = 5,39 dollari. Nessuno dei tre valori è simultaneo agli altri, ma tutti raccontano la stessa crisi. Le fonti disponibili vanno però lette su piani temporali diversi: Oil & Gas 360 descrive il balzo con Brent e WTI sopra 100 dollari, mentre la tabella OilPrice e il titolo sul calo settimanale mostrano il venerdì in ribasso (WTI spot -2,80%, Brent -2,47%). Non è una contraddizione: il calo giornaliero convive con il guadagno settimanale del future ottobre (+11,01%).

Riferimento	Valore, 11 set 2026	Variazione
WTI future ottobre	101,26 $/barile	+11,01% settimanale
WTI spot	99,61 $/barile	-2,80% giornaliero
Brent spot	105,0 $/barile	-2,47% giornaliero

Il diesel USA, intanto, ha toccato il record di 6 dollari al gallone, come avevamo già documentato: il gasolio resta il canale più diretto attraverso cui gli attacchi alle petroliere arrivano al trasporto merci e ai costi finali. Per il lettore, questo significa che il calo giornaliero dello spot WTI non si traduce automaticamente in un alleggerimento dei costi di trasporto finché il diesel resta al record e gli shut-in non rientrano.

Il calcolo più rivelatore della settimana è il 34%: le chiusure mediorientali sono passate da 5 a 6,7 milioni di barili al giorno tra luglio e agosto, mentre la produzione dei 11 membri OPEC è scesa di appena 640.000 barili al giorno nello stesso arco. I due numeri non si sommano direttamente. Calcolo incrociato: 640.000 / 1.700.000 = 37,6%, cioè la contrazione OPEC equivale a poco più di un terzo dell'incremento degli shut-in. Se gli shut-in resteranno vicini ai 5,7 milioni di barili al giorno previsti dall'EIA per il quarto trimestre 2026 e l'OPEC non supererà i 19,71 milioni di agosto, il premio di guerra sul Brent non si sgonfierà con una singola giornata di calo.

Fonti

Raffinerie russe sotto attacco: l’IEA taglia le stime sulla produzione

L'Ucraina ha colpito numerose raffinerie russe e il complesso di Ryazan, nella regione del Volga, ha fermato del tutto le operazioni dopo un attacco con droni il 6 settembre 2026. Non è un danno isolato: è la progressiva erosione della capacità di raffinazione russa, e l'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA) ha risposto revisionando al ribasso le proprie previsioni sulla produzione petrolifera del Paese. Per chi segue i mercati energetici, il segnale è che gli attacchi non colpiscono più solo gli impianti, ma l'output nazionale.

Ryazan e il fermo della raffinazione nel Volga

Il complesso di Ryazan, uno degli impianti strategici della raffinazione russa nella regione del Volga, ha interrotto ogni attività in seguito all'attacco del 6 settembre, come riportato il 10 settembre 2026. Non è l'unico obiettivo centrato: Kiev afferma di aver colpito diverse raffinerie di rilievo, con l'effetto dichiarato di degradare l'industria di raffinazione russa.

Raffineria petrolifera con torri di distillazione e strutture industriali in luce naturale diurna — La produzione petrolifera russa cala progressivamente dopo gli attacchi agli impianti di raffinazione.

L'IEA rivede al ribasso le stime sull'output russo

L'11 settembre 2026 l'IEA ha tagliato ulteriormente le previsioni sulla produzione petrolifera russa. La motivazione è diretta: gli attacchi ucraini hanno eroso in modo significativo sia la capacità di raffinazione sia l'output complessivo. Il dato non nasce dal nulla — la produzione di greggio russa era già calata ad agosto 2026, mentre l'Ucraina intensificava gli attacchi contro il settore.

Cosa cambia per i prodotti raffinati

Un fermo come quello di Ryazan non significa soltanto greggio che resta sotto terra. La raffinazione è il passaggio che trasforma il greggio in benzina, diesel e altri prodotti finiti: quando impianti strategici si fermano, la pressione si sposta sulle raffinerie ancora operative e sui flussi di prodotto lavorato. Per gli operatori e per chi acquista carburanti, il numero da seguire non è solo quello dei barili di greggio, ma la tenuta della capacità di raffinazione, che gli attacchi stanno erodendo impianto dopo impianto.

Se i colpi mantengono questa cadenza, il vincolo per Mosca non sarà più la domanda estera, ma la capacità industriale interna di lavorare il greggio che estrae.

Fonti

Petrolio saudita ai minimi dal 1990: Houthi stringono Bab al-Mandeb

L'Arabia Saudita ha comunicato all'OPEC una produzione ai minimi dal 1990, trascinata dagli attacchi Houthi che hanno ridotto la capacità produttiva. Sul Mar Rosso, intanto, i ribelli yemeniti hanno conquistato il porto di Mocha, arrivando alle porte dello Stretto di Bab al-Mandeb. Il vero problema per Riad non è solo il calo: oltre il 70% delle esportazioni di greggio era stato spostato sul porto di Yanbu, proprio lungo quella rotta oggi esposta.

Mocha, Perim e il controllo del collo di bottiglia

La caduta di Mocha, avvenuta giovedì, consegna agli Houthi l'accesso diretto a Bab al-Mandeb, il passaggio largo 12 miglia che collega il Mar Rosso e il Canale di Suez al Golfo di Aden e all'Oceano Indiano. Le forze yemenite hanno preso anche l'Isola di Perim, 13 chilometri quadrati che dividono lo stretto in due canali, e l'isola di Zuqar.

Perim non è un dettaglio geografico. Chi la controlla può monitorare il traffico e, potenzialmente, minare il passaggio. Da quelle acque transitano ogni giorno 6,2 milioni di barili di petrolio e prodotti raffinati, più circa l'80% del gas naturale liquefatto diretto verso il nord Europa.

Per dare la scala del flusso basta una moltiplicazione: 6,2 milioni di barili al giorno fanno oltre 2,26 miliardi di barili l'anno (6,2 × 365). Valorizzati ai 108 dollari del Brent, sono più di 670 milioni di dollari di greggio e prodotti raffinati che passano sotto Perim ogni giorno (6,2 milioni × 108). Tredici chilometri quadrati di isola pesano, sul mercato, quanto quel numero.

Una rotta di riserva che smette di esserlo

Il paradosso saudita sta qui. Con lo Stretto di Hormuz chiuso dall'Iran, Riad ha spostato la maggior parte del greggio su Yanbu, nel Mar Rosso. Quella scelta era la copertura, la via d'uscita alternativa. Ora l'avanzata degli Houthi la mette a rischio.

Raffineria petrolifera saudita con strutture industriali, affacciata sul Mar Rosso in una giornata luminosa — La crisi della produzione petrolifera saudita accelera con il controllo Houthi dello stretto di Bab al-Mandeb.

Il precedente del 2024 misura il danno possibile: quando gli attacchi Houthi resero insicure quelle acque, i ricavi del Canale di Suez crollarono di oltre il 60%, con un costo per l'Egitto di 7 miliardi di dollari. Il calcolo a ritroso dice quanto pesasse quel canale: 7 miliardi di mancati incassi su una contrazione di oltre il 60% implicano un gettito pre-crisi di circa 11,7 miliardi di dollari l'anno (7 ÷ 0,6). Oggi la minaccia non riguarda più solo le navi in transito, ma il controllo stesso del collo di bottiglia.

Brent a 108 dollari e il differenziale del rischio

I mercati hanno reagito subito. Il Brent è salito a 108 dollari al barile, con il WTI oltre i 103. Lo scarto tra i due benchmark, 5 dollari, dice che la tensione resta concentrata sul greggio mediorientale e sulle rotte che portano in Europa, non su una crisi generalizzata della domanda.

Sullo sfondo restano due dossier aperti. Il consiglio dei governatori dell'IAEA ha votato 23 a 3, con 8 astensioni, per rinviare il fascicolo nucleare iraniano al Consiglio di Sicurezza dell'Onu, dopo aver perso traccia di circa 440,9 kg di uranio arricchito al 60%. E l'Algeria ha rotto le relazioni diplomatiche con gli Emirati Arabi Uniti, dando 48 ore all'ambasciatore di Abu Dhabi per lasciare il Paese.

Due colli di bottiglia, una sola via d'uscita

Letto insieme, il quadro è più stretto di quanto appaia. Riad ha già perso Hormuz per mano iraniana e ha ricostruito le esportazioni su Yanbu. Ora gli Houthi arrivano a minacciare proprio quel corridoio. Il 70% delle esportazioni saudite che passa dal Mar Rosso non ha, oggi, una terza alternativa di pari capacità: è questo, più del calo produttivo, a spiegare il Brent a 108 dollari.

I due dati, nelle fonti, restano separati; messi in fila raccontano la stessa esposizione. Il corridoio che Riad ha scelto come riserva è lo stesso su cui transitano i 6,2 milioni di barili al giorno, e da cui passa l'80% del gas liquefatto diretto a nord. L'esposizione, quindi, non è solo saudita. Per il lettore europeo la conseguenza è concreta: prezzi dei carburanti e forniture di gas dipendono da un unico collo di bottiglia largo 12 miglia, e ogni escalation a Bab al-Mandeb si trasmette direttamente al costo dell'energia a valle.

Fonti

Petroliere cinesi a Hormuz: retromarcia segnalata ma non confermata

Il titolo Bloomberg Energy del 19 agosto 2026 — "Two Chinese Supertankers U-Turn in Hormuz as Risks Remain High" — segnala una retromarcia di due superpetroliere cinesi nello Stretto di Hormuz, associandola a rischi che restano elevati. La fonte primaria integrale è inaccessibile al momento della verifica (errore 403), quindi il contenuto è confermato solo a livello di titolo: non sono disponibili dettagli operativi, numeri di transito o fonti secondarie specifiche. Questa analisi si basa esclusivamente sul dato verificabile del titolo e sulla data di pubblicazione, dichiarando ogni deduzione come tale.

Due superpetroliere: il dato del titolo e il suo limite

Il titolo cita due superpetroliere cinesi che hanno effettuato un'inversione a U nello Stretto di Hormuz. Il numero "due" è l'unico dato quantitativo proveniente dalla fonte accessibile. Calcolo dichiarato: senza un denominatore — il totale delle petroliere cinesi presenti nell'area, il transito medio giornaliero o la dimensione della flotta in navigazione — la percentuale di navi che hanno invertito la rotta non è calcolabile. Questa assenza è di per sé un'informazione: il titolo non fornisce elementi per quantificare la portata dell'evento. Possiamo però confrontare il dato con l'assenza di dati: il titolo sceglie di menzionare "due" superpetroliere, non una flotta, suggerendo che anche un piccolo numero di inversioni è ritenuto notiziabile quando riguarda operatori cinesi e uno stretto critico come Hormuz.

Petroliera cisterna nello Stretto di Hormuz durante manovra di retromarcia, paesaggio marino industriale — Superpetroliere affrontano manovre complesse nei passaggi marittimi critici per il commercio petrolifero globale.

"Risks remain high": cosa implica per i transiti e i prezzi

L'affermazione del titolo "Risks Remain High" è una valutazione qualitativa, non un dato numerico. Implicazione concreta per il lettore: se due superpetroliere cinesi hanno invertito la rotta e i rischi restano elevati, il segnale per gli importatori asiatici è che il passaggio attraverso Hormuz continua a essere percepito come insicuro. In assenza di conferme sui numeri dei transiti e sui prezzi del greggio, il lettore può comunque dedurre che il premio di rischio sul trasporto marittimo non è destinato a ridursi nel breve termine, con possibili effetti sui costi finali dell'energia. Questa deduzione è coerente con il titolo, ma non va confusa con una previsione basata su dati verificati.

Cosa manca: i dati non verificabili e il contesto regionale

Il titolo Bloomberg non contiene alcun riferimento a numeri di transiti precedenti, prezzi del Brent o del WTI, accuse tra Stati, minacce politiche o memorandum bilaterali. Qualsiasi informazione di questo tipo circolata in sintesi operative non è supportata dalla fonte accessibile e non può essere utilizzata in questa analisi. Collegamento tra dati separati: il titolo unisce due elementi — il fatto concreto delle due superpetroliere in inversione e la valutazione astratta dei rischi elevati — collegandoli in una relazione di causa-effetto implicita: le navi invertirebbero la rotta perché i rischi sono alti, e l'inversione contribuirebbe a sua volta a mantenere alto il rischio percepito. Questo doppio legame è l'unica elaborazione possibile con i dati disponibili, e segnala che il mercato sta trattando Hormuz come una rotta a rischio, anche senza conferme quantitative.

Fonti

Bloomberg.com

Crack diesel a 100 dollari: il mercato è più corto del Brent

Il crack spread del diesel negli Stati Uniti — il differenziale di prezzo fra un barile di greggio e il diesel che se ne ricava — ha toccato 102 dollari al barile lunedì 17 agosto, assestandosi a circa 100 dollari martedì 18 agosto. È la prima volta che il margine di raffinazione del diesel raggiunge i 100 dollari. Il segnale è netto: la carenza fisica di distillati è più severa di quanto suggerisca il Brent, rimasto poco sopra i 91 dollari.

Il ribaltamento emerge da un confronto diretto: 102 dollari di margine contro 91 dollari di Brent significa che il crack spread supera il prezzo del greggio di circa il 12% (102 ÷ 91 = 1,12). Inoltre, le fonti non coincidono sul dettaglio: RBN Energy registra una chiusura record a 99,125 dollari, mentre OilPrice segnala un picco a 102 dollari e un assestamento a circa 100 dollari. La differenza è conciliabile come scarto tra chiusura ufficiale e massimo intraday, ma in entrambi i casi il mercato ha testato la soglia dei 100.

L'export da Medio Oriente e Russia perde 1,7 milioni di barili al giorno

Ad agosto 2026 le esportazioni di diesel e gasolio da Medio Oriente e Russia sono crollate da circa 3,3 milioni di barili al giorno a 1,6 milioni. Il calo di 1,7 milioni di barili equivale a una contrazione di circa il 51,5% sul livello precedente. Tradotto in base mensile, si tratta di circa 51 milioni di barili in meno ogni trenta giorni: un calcolo dichiarato, ottenuto moltiplicando il flusso giornaliero di 1,7 milioni per 30.

Qui le fonti mostrano due dati che viaggiano in direzioni opposte. Mentre l'export di diesel e gasolio da Medio Oriente e Russia si dimezza, RBN Energy segnala che le esportazioni statunitensi di diesel sono a livelli record. Il collegamento è diretto: la domanda internazionale sta attirando i barili disponibili e la maggiore spinta esportativa americana non si sta traducendo in una ricostruzione delle scorte domestiche. Pesano il divieto russo di esportare diesel dopo gli attacchi con droni alle raffinerie, le difficoltà di navigazione nello Stretto di Hormuz e una ripartenza ancora limitata delle esportazioni cinesi di carburante. Le raffinerie statunitensi ed europee viaggiano a pieno regime, ma gli stock americani di distillati medi restano il 12% sotto la media quinquennale di stagione.

Indicatore	Precedente	Attuale	Variazione
Export diesel/gasoil Medio Oriente+Russia	3,3 mln barili/giorno	1,6 mln barili/giorno	-51,5%
Prezzo medio diesel USA	3,69 $/gal	5,47 $/gal	+48%

Cosa cambia per famiglie e imprese

Il prezzo medio del diesel negli Stati Uniti è salito a 5,47 dollari al gallone, con un incremento dell'8% in un mese e un livello superiore di oltre il 40% rispetto ai 3,69 dollari di un anno fa. La differenza di 1,78 dollari corrisponde a un rincaro di circa il 48% su base annua.

In termini operativi, ogni 100 galloni di diesel costano oggi 178 dollari in più rispetto a un anno fa: il calcolo è dichiarato, 1,78 dollari al gallone moltiplicati per 100. Per un'azienda di autotrasporto o una flotta agricola, quindi, la pressione sui costi sale anche senza aumentare i consumi. La domanda stagionale è attesa in crescita: raccolto, rifornimento dei negozi per le festività e gasolio da riscaldamento invernale. A differenza della benzina, il diesel è più inelastico. Robert Campbell, analista di Energy Aspects citato dal Financial Times, lo riassume così: «Diesel is the lifeblood of the industrial economy and you don't just turn it off».

Il vero allarme è fisico, non speculativo

Rohit Rathod, senior oil market analyst di Vortexa, società di analisi dei flussi energetici, descrive la situazione: «Refinery margins globally are near record levels, driven largely by a severe and worsening diesel shortage». Con le raffinerie già vicine alla capacità massima e le scorte sotto la media, un uragano o un fermo non programmato può spingere i margini verso nuovi record. I futures sul greggio scontano attese di breve-medio periodo; il diesel riflette una strozzatura già in corso. Per chi pianifica logistica, trasporti e prezzi al consumo, il margine di raffinazione del diesel ha già superato i 100 dollari, anche se il Brent non l'ha ancora fatto.

Fonti

Chevron scopre petrolio e condensato nel Block 0 dell’Angola

Chevron ha messo a segno una scoperta a petrolio e condensato nel Block 0, al largo dell’Angola. Il pozzo esplorativo 105-4X ha attraversato una colonna di idrocarburi superiore a 600 metri — più di 2.000 piedi — nel reservoir Pinda, nel Lower Congo Basin. La società valuta ora un collegamento diretto agli impianti già operativi, riducendo tempi e capitali: un vantaggio che poche frontiere africane possono offrire.

Il pozzo 105-4X e la strategia del tieback

Il pozzo 105-4X ha incontrato più di 90 metri (oltre 300 piedi) di net pay in roccia di alta qualità. Chevron ha descritto la qualità del reservoir come “eccellente” nel comunicato diffuso il 17 agosto 2026. Nessuna stima di risorse recuperabili è stata ancora comunicata.

OilPrice.com riporta i dati in piedi, Offshore Engineer in metri: convertendo, 2.000 piedi equivalgono a 609,6 metri e 300 piedi a 91,4 metri. Le due misurazioni, imperiale e metrica, coincidono sostanzialmente e non segnalano una contraddizione.

L’elemento operativo più rilevante è la possibilità di tieback. Chevron sta valutando se il 105-4X possa essere collegato agli impianti esistenti del Block 0 invece di essere sviluppato come progetto autonomo. La produzione nell’area è già attiva: il primo olio dalla piattaforma South N’dola è arrivato a dicembre 2025.

Block 0: quote e peso della produzione angolana

Il Block 0 è operato da Cabinda Gulf Oil Company, controllata Chevron, con una quota del 39,2%. La quota singola più alta resta però in mani statali: Sonangol E&P detiene il 41%. TotalEnergies ha il 10% e Azule Energy, la joint venture BP-Eni, il 9,8%.

Piattaforma petrolifera offshore con impianti di lavorazione del greggio e condensato scoperto nel Lower Congo Basin — La scoperta di petrolio e condensato in Angola richiede l'infrastruttura offshore collegata ai terminal di trasformazione.

Società	Quota nel Block 0
Sonangol E&P	41%
Chevron (Cabinda Gulf Oil Company)	39,2%
TotalEnergies	10%
Azule Energy (BP-Eni)	9,8%

La scoperta arriva in un momento delicato per l’Angola. Il Paese ha prodotto in passato vicino a 2 milioni di barili al giorno; oggi è attestato intorno a 1,1 milioni di barili al giorno, dopo essere sceso sotto il milione nel 2025. Facendo i conti sulle cifre disponibili, la produzione attuale è circa il 45% più bassa rispetto al picco storico indicato. Le riforme fiscali introdotte con il decreto presidenziale di fine 2024 puntano a rendere più investibili i blocchi maturi e a stimolare l’esplorazione.

Chevron produce nell’Africa subsahariana circa 300.000 barili di olio equivalente al giorno netti. Rapportati agli attuali 1,1 milioni di barili al giorno dell’Angola, equivalgono a poco più del 27% della produzione angolana: un’indicazione di quanto la compagnia incida sul bacino.

Perché l’infrastruttura cambia i tempi

La differenza dell’Angola rispetto ad altre frontiere africane è la presenza di infrastrutture già operative. Un eventuale collegamento del 105-4X agli impianti del Block 0 ridurrebbe sia la spesa in conto capitale sia i tempi per portare il greggio sul mercato.

Questa scoperta si inserisce in una campagna esplorativa più ampia. Da fine 2024, Chevron ha registrato:

tre scoperte near-field in Nigeria;
nuovi blocchi offshore nigeriani e interessi in Guinea-Bissau e Equatorial Guinea;
un pozzo pianificato in Namibia, il Nabba-1X, entro la fine del 2026.

La notizia arriva anche meno di due settimane dopo la conferma dei risultati di appraisal al pozzo Katambi-2 nel Block 24, segnalata da Sonangol. Per l’Angola, il messaggio è concreto: un’altra scoperta commercialmente valida nel Block 0 può essere agganciata a una rete che già produce, piuttosto che attendere anni di sviluppo in acque profonde.

Fonti

Aramco sposta il greggio fuori Hormuz: Sidi Kerir ai asiatici

Almeno due raffinerie asiatiche hanno chiesto ad Aramco di ritirare i carichi di greggio a Sidi Kerir, porto egiziano sul Mediterraneo, invece che a Yanbu, sul Mar Rosso. La richiesta arriva mentre gli armatori evitano il Bab el-Mandeb e i rischi di interruzione si estendono allo Stretto di Hormuz. Per gli acquirenti il costo logistico può diventare così alto da cancellare l’allocazione mensile.

La rotta alternativa: da Yanbu al Mediterraneo via SUMED

L’alternativa indicata dalle fonti commerciali prevede il trasferimento del greggio da Yanbu al terminale egiziano di Ain Sukhna, sul Mar Rosso, e poi via oleodotto SUMED fino a Sidi Kerir. Da lì le navi devono circumnavigare l’Africa per raggiungere l’Asia, con costi di trasporto più elevati.

Da quando gli Houthi hanno annunciato il blocco delle spedizioni saudite nel Mar Rosso meridionale e a Bab el-Mandeb, Saudi Aramco ha aumentato i volumi shuttle verso Ain Sukhna. Aramco ha inoltre chiesto ad alcuni raffinatori in Corea del Sud e Giappone di ritirare i volumi di settembre a Sidi Kerir. La maggior parte dei raffinatori in Cina, India e Taiwan è stata invece indirizzata a Yanbu.

Terminale petrolifero con serbatoi di stoccaggio greggio sulla costa mediterranea, infrastrutture logistiche industriali — Saudi Aramco devia i carichi di petrolio verso i porti mediterranei per evitare i rischi nello Stretto di Hormuz.

Costi e rinunce: cosa rischiano i raffinatori asiatici

Non tutti gli acquirenti accettano il nuovo punto di carico. Almeno uno dei richiedenti potrebbe rinunciare del tutto all’allocazione mensile perché la rotta mediterranea e africana costa di più.

Almeno due raffinerie asiatiche hanno chiesto di ritirare il greggio a Sidi Kerir per settembre 2026.
Almeno una di queste potrebbe cancellare l’allocazione a causa dei costi aggiuntivi.
Aramco ha chiesto a raffinatori in Corea del Sud e Giappone di spostarsi su Sidi Kerir.
La maggior parte dei raffinatori in Cina, India e Taiwan resta su Yanbu.

Nel dato minimo riportato, la potenziale rinuncia è di un richiedente su due: se le richieste alternative sono due e una salta, la quota di volumi non trasformati in carichi effettivi è del 50%. È un segnale che l’alternativa geografica ha un prezzo reale.

Blocco selettivo e doppia strategia di carico

Il blocco degli Houthi non è totale: le navi collegate alla Cina o con equipaggio cinese possono ancora muoversi nel Mar Rosso. Questo spiega, in parte, perché le opzioni di carico non siano uniformi tra gli acquirenti asiatici.

Le fonti non puntano a un solo punto alternativo: Oilprice.com descrive la richiesta di Sidi Kerir, mentre il titolo Bloomberg segnala offerte near Oman. Più che una contraddizione, è un indizio di diversificazione logistica su più fronti: una via mediterranea e una via alternativa nell’area dell’Oman. Per chi importa greggio in Asia, la scelta del punto di carico non è neutrale: accettare Sidi Kerir significa assorbire un costo di trasporto aggiuntivo, mentre restare a Yanbu dipende da bandiera ed equipaggio.

Fonti

Petrolio russo: produzione a 8,95 mln barili/giorno, export in crisi

Il greggio russo sta subendo un calo strutturale. La produzione media è attesa a 8,95 milioni di barili al giorno nel 2026, in discesa a 8,60 milioni nel 2027. Il gap di 350.000 barili al giorno tra i due anni non è un aggiustamento tecnico: misura l'effetto combinato di sanzioni più severe e attacchi a raffinerie, porti e terminali.

La nuova previsione: 8,95 mln b/g nel 2026, 8,60 nel 2027

La previsione, diffusa il 14 agosto 2026 da Rystad Energy, include un taglio di 90.000 barili al giorno rispetto alla stima precedente. La differenza tra 2026 e 2027 è di 350.000 barili al giorno, pari a circa il 3,9% della produzione attesa nel 2026. Il calo riflette le interruzioni nei terminali di esportazione occidentali e un export via mare diventato meno affidabile e più costoso.

Indicatore	2026	2027
Produzione russa di greggio	8,95 mln barili/giorno	8,60 mln barili/giorno
Capacità di riserva	620.000 barili/giorno	700.000 barili/giorno

L'output russo ha poco margine per assorbire ulteriori shock: le scorte onshore sono già a livelli che rendono difficili da evitare tagli prolungati. Con un surplus globale atteso nel 2027, il potere negoziale di Mosca verso acquirenti come Cina, India e Turchia si riduce, mentre sconti e costi logistici restano elevati.

Complesso di raffinazione petrolifera con strutture industriali e serbatoi di stoccaggio, simbolo della produzione energetica in contrazione — La produzione petrolifera russa subisce una contrazione strutturale per effetto cumulato di sanzioni più severe e attacchi infrastrutturali.

Crisi di carburante e stop ai terminali del Mar Nero

Le infrastrutture stanno trasformando il calo produttivo in crisi logistica. Il 14 agosto 2026, Bloomberg e Reuters hanno segnalato nuove carenze di carburante in diverse regioni russe, la sospensione dei caricamenti al terminale Sheskharis nel Mar Nero e un incendio al porto energetico di Ust-Luga. La Turchia ha ridotto gli acquisti di greggio russo per le interruzioni delle esportazioni dal Mar Nero.

Questi episodi non sono isolati: interruzioni della stessa portata ora si traducono in tagli di produzione più rapidi e più profondi a livello di giacimento, perché gli operatori non hanno più scorte per compensare i fermi.

La trappola della capacità di riserva

La capacità di riserva russa è stimata a 620.000 barili al giorno nel 2026 e 700.000 nel 2027, ma è una riserva fragile. È legata soprattutto a pozzi maturi ad alto contenuto d'acqua, spenti durante i tagli. Più restano fermi, più aumentano i rischi di interventi costosi, calo di produttività e abbandono permanente.

La produzione russa non sta solo scendendo: sta perdendo la flessibilità per riprendersi. L'erosione della capacità di riserva legata ai pozzi maturi è il dato che peserà oltre il 2027.