Prezzo del Petrolio

Un utile operativo di 11,96 miliardi di dollari contro i 5,27 miliardi di un anno prima: il terzo trimestre 2026 di Equinor raddoppia l'utile operativo riportato. Il record dal quarto trimestre 2022, secondo Reuters via Offshore Engineer, riguarda però l'utile rettificato ante imposte di 12,4 miliardi. Ma il dato che sposta le prospettive è un altro, annunciato insieme ai conti: la compagnia norvegese ha alzato la guidance di crescita della produzione 2026 dal 3% a circa il 4%. Con una guerra in Medio Oriente che tiene il petrolio sopra i 100 dollari al barile da inizio settembre e asset produttivi fuori dall'area del conflitto, Equinor incassa la crisi senza subirne la logistica: la cassa che ne esce finisce più nei buyback che nel dividendo.

L'utile rettificato più alto dal quarto trimestre 2022

Equinor ha chiuso il trimestre luglio-settembre 2026 con un utile operativo riportato di 11,96 miliardi di dollari, contro 5,27 miliardi del 2025: l'utile operativo riportato raddoppia. Reuters, via Offshore Engineer, indica come più alto dal quarto trimestre 2022 l'utile rettificato ante imposte di 12,4 miliardi, contro 6,2 miliardi; MarketScreener riporta lo stesso dato, mentre OilPrice.com parla di un utile operativo rettificato di 12,35 miliardi. Tra le due cifre corrono 50 milioni di dollari, pari allo 0,4% del valore più alto: le fonti riportano due metriche diverse (utile ante imposte e utile operativo rettificato) senza spiegarne la differenza.

Sul fronte della redditività per azione il quadro si incrina. L'utile rettificato per azione è stato di 1,20 dollari, sotto il consenso di 1,37 dollari, cioè il 12,4% in meno calcolando (1,37-1,20)/1,37. L'utile netto rettificato, metrica diversa da quella operativa, è passato da 932 milioni a 2,86 miliardi: triplicato, con un rapporto di 3,07 volte. James Carmichael, dell'ufficio studi di Berenberg, legge il trimestre così: "Nel complesso, consideriamo solidi i risultati di Equinor: la forte generazione di cassa e le previsioni sulla produzione compensano un utile per azione inferiore alle attese".

Gas a 20 dollari per MMBtu, liquidi a 92,30 dollari al barile

I prezzi realizzati hanno fatto il grosso del lavoro. Equinor ha venduto il gas europeo a 20,0 dollari per MMBtu e i liquidi a una media di 92,30 dollari al barile. Il gas vale il 75% in più rispetto al terzo trimestre 2025 e il 26,7% in più rispetto ai 15,79 dollari per MMBtu del secondo trimestre 2026, calcolando (20,0-15,79)/15,79. Per i liquidi, un aumento del 42% su base annua implica un prezzo realizzato di circa 65 dollari al barile un anno fa, ottenuto dividendo 92,30 per 1,42.

Dietro l'impennata del gas c'è la carenza di forniture LNG dal Qatar legata alla guerra con l'Iran e alla disruzione dello Stretto di Hormuz. A valle, le raffinerie hanno aggiunto un contributo record: Mongstad ha chiuso il trimestre con i risultati migliori di sempre, e la divisione Marketing, Midstream and Processing ha generato un utile di 893 milioni di dollari, sopra i 793 milioni attesi dagli analisti e ben oltre i 400 milioni di guidance. Non tutto il trading ha brillato: il segmento Crude, Products and Liquids ha chiuso in perdita, perché gli effetti negativi delle posizioni in derivati su un mercato del trasporto marittimo teso hanno più che compensato il buon andamento dei prodotti.

Produzione a 2,166 milioni di boe al giorno

La produzione equity del trimestre è stata di 2,166 milioni di barili equivalenti di petrolio al giorno, contro 2,130 milioni un anno prima e 2,129 milioni attesi dagli analisti. OilPrice.com parla di una crescita del 2%, ma i due valori puntuali implicano un +1,7%, calcolando (2,166-2,130)/2,130: la differenza dipende dagli arrotondamenti. Il motore dell'aumento è internazionale:

• il segmento oil and gas fuori dalla Norvegia è cresciuto del 21%, sostenuto da Adura nel Regno Unito e da Bacalhau in Brasile;
• minore attività di manutenzione ha aiutato i volumi;
• sul continental shelf norvegese Halten East, Verdande e i nuovi pozzi hanno compensato il declino naturale e le fermate non programmate di Johan Castberg e Troll;
• negli Stati Uniti la produzione è calata per il downtime offshore programmato.

Un dettaglio limita l'effetto sui ricavi: i volumi internazionali sollevati sono stati inferiori alla quota di produzione di Equinor. Il CEO Anders Opedal ha commentato: "High production in the third quarter enabled us to capture additional value from higher prices. Based on safe and efficient operations we are increasing our 2026 guiding for oil and gas production growth from 3 to around 4 per cent."

Cassa, debito e buyback: dove finisce la cassa

La generazione di cassa ha retto il confronto con gli utili. Il flusso di cassa operativo al netto delle imposte pagate, escluso il circolante, è stato di 8,14 miliardi di dollari, in aumento del 53% su base annua, con una spesa in conto capitale organica di 3,28 miliardi. Il rapporto tra debito netto rettificato e capitale impiegato è sceso al 3,8% alla fine di settembre, dal 10,4% di fine giugno.

Sulla remunerazione, Equinor ha mantenuto il dividendo trimestrale a 0,39 dollari per azione e ha approvato l'ultima tranche 2026 del piano di riacquisto, fino a 1,125 miliardi di dollari, con avvio il 29 ottobre. Il programma complessivo dell'anno arriva fino a 3 miliardi, incluse le azioni da riscattare dallo Stato norvegese. Il mercato ha premiato la traiettoria: il titolo guadagna l'86% da inizio anno, contro il +43% dell'indice europeo delle società energetiche .SXEP, cioè il doppio esatto, con un vantaggio di 43 punti percentuali.

Il premio di Equinor vale 43 punti percentuali

La forbice di performance contro il settore si può leggere come l'incrocio di due fatti che le fonti tengono separati. Il primo è che il prezzo del gas europeo è arrivato a 20 dollari per MMBtu per la mancanza di LNG qatariota e per la disruzione di Hormuz; il secondo è che Equinor, come nota Offshore Engineer, è un fornitore chiave di petrolio e gas all'Europa senza esposizione diretta al Medio Oriente. Per Offshore Engineer la sovraperformance riflette questa posizione di fornitore; una lettura possibile è che la società norvegese incassi il premio di prezzo generato da una crisi logistica che non la riguarda direttamente.

Il punto debole resta la tenuta produttiva: il +4% dipende dalla capacità di sostituire i volumi persi tra declino naturale e fermate non programmate, come quelle già registrate a Johan Castberg e Troll. Se gli outage tornano, sarebbe plausibile che la guidance sia tra le prime cose a saltare.

Fonti

• OilPrice.com
• OilPrice.com
• Offshore Engineer (OE Digital)
• MarketScreener Italia

La prima petroliera di gasolio russo diretta a New York è partita da Primorsk il 23 ottobre con 40.000 tonnellate a bordo. Il dato che sposta gli equilibri, però, non è la nave: è l’arrivo delle quote di export che ha riportato la produzione russa verso 180.000 tonnellate al giorno. Mosca non ha cancellato il divieto introdotto ad agosto; secondo le fonti del settore, dovrebbe usare le quote per controllare i volumi e onorare l’intesa annunciata da Donald Trump il 9 ottobre.

Le quote riportano la produzione verso 180.000 tonnellate al giorno

La produzione russa di diesel è scesa a circa 160.000 tonnellate al giorno nella prima metà di ottobre, dalle 175.000 di settembre, poi ha iniziato a risalire verso 180.000 dopo l’arrivo delle quote a metà mese. Il meccanismo è semplice: il governo concede deroghe al divieto introdotto ad agosto, non lo abolisce.

Dal 1° ottobre Mosca ha cominciato a concedere deroghe al blocco, definendo quote specifiche per esportare gasolio nell’ambito dell’accordo con Washington. Il divieto resta in vigore e, secondo le fonti del settore, le quote dovrebbero servire a controllare quanto carburante lascia il Paese. Con la fine del raccolto dei cereali e della stagione estiva, il consumo interno scende a circa 140.000 tonnellate al giorno: ne restano almeno 40.000 al giorno, più di 1 milione di tonnellate al mese, per l’export. Tra 200.000 e 300.000 tonnellate di quel volume sono probabilmente destinate ai Paesi vicini in base ad accordi intergovernativi.

Il primo carico è atteso a New York il 7 novembre, quattro giorni dopo le midterm

La petroliera maltese Agioi Fanendes ha lasciato Primorsk il 23 ottobre con 40.000 tonnellate di gasolio a bassissimo tenore di zolfo ed è attesa a New York il 7 novembre, quattro giorni dopo le elezioni di medio termine. Il portavoce del Cremlino Dmitry Peskov ha detto che le spedizioni verso gli Stati Uniti continueranno regolarmente.

L’intesa annunciata il 9 ottobre prevede una prima fornitura immediata di oltre 300.000 tonnellate — circa 2,25 milioni di barili — seguita da 500.000 tonnellate a novembre e da 1 milione in una fase successiva. Trump ha citato anche altre 3 milioni di tonnellate, subordinate alle condizioni delle raffinerie russe. Washington ha sospeso temporaneamente le sanzioni sui carburanti russi con una deroga del Tesoro di sei mesi.

Almeno altre due petroliere con gasolio russo hanno segnalato destinazioni in Turchia e Brasile. Il prezzo medio del diesel negli Stati Uniti compare a 6,32 dollari al gallone, contro 3,63 dollari un anno prima; il giorno di rilevazione non è indicato con certezza. È il quadro che spiega perché il gasolio sia diventato un tema politico, non solo energetico.

Perché il gasolio russo pesa sul voto americano

Con le elezioni di medio termine alle porte, il costo del gasolio è diventato un problema per l’America rurale. La lettura politica di 9Colonne mette al centro gli agricoltori del Midwest e del Sud: il diesel agricolo alimenta mietitrebbie, trattori, irrigazione e logistica alimentare.

Per contenere l’emergenza, il governo americano ha disposto misure straordinarie per estendere temporaneamente il diesel colorato, normalmente riservato ai mezzi agricoli e da cantiere, anche al trasporto merci su strada. Trump ha rivendicato la scelta sui social: «Ho fatto la scelta giusta per il popolo americano: SEMPRE, PRIMA L'AMERICA!». Ha anche sostenuto che «l'Unione Europea ha pagato alla Russia 250 miliardi di dollari per l'energia». La cifra è presentata come affermazione del presidente, non come dato verificato.

Sullo sfondo restano le sanzioni europee: l’UE ha interrotto le importazioni di carbone nella estate 2022, bloccato il greggio russo via mare a dicembre 2022 e vietato i prodotti raffinati a febbraio 2023. Il vice premier russo Alexander Novak ha quantificato le vendite energetiche ai Paesi UE dal 2022 a oggi in 320,7 miliardi di dollari, circa 286 miliardi di euro. Le due cifre non coincidono con i 250 miliardi citati da Trump: cambia il perimetro, ma la divergenza tra le versioni pubbliche resta evidente.

Il limite: attacchi alle raffinerie e volumi promessi

La ripresa di ottobre è fragile. Standard Chartered avverte che la Russia farà fatica ad aumentare la produzione nel breve periodo: gli attacchi dei droni ucraini hanno danneggiato le raffinerie e serviranno mesi di riparazioni. Kiev ha ripreso gli attacchi il 15 ottobre dopo una pausa di tre giorni.

La banca aggiunge che i barili reindirizzati agli acquirenti statunitensi vengono sottratti alle forniture destinate agli attuali clienti della Russia. Il conto dei volumi aiuta a capire la scala: 40.000 tonnellate al giorno per 30 giorni fanno 1,2 milioni di tonnellate al mese. Le 500.000 tonnellate promesse per novembre equivalgono al 41,7% di quel potenziale. Se si sottraggono le 200.000-300.000 tonnellate destinate ai Paesi vicini, il volume residuo scende a 900.000-1.000.000 di tonnellate: le 500.000 di novembre assorbono tra il 50% e il 55,6%.

Il nodo non è solo quanto gasolio Mosca riesce a raffinare, ma a chi lo toglie. Se le riparazioni non tengono il passo, le quote possono sostenere la produzione solo fino a un certo punto: il diesel promesso a Washington rischia di essere più una redistribuzione dei flussi esistenti che un’aggiunta netta all’offerta globale.

Fonti

• Russian Refiners Ramp Up Diesel Output to Supply Trump Deal
• Russian refiners ramp up diesel output after U.S. deal
• Il carburante di Putin per salvare le midterm
• Gasolio russo, importanti novità sui mercati internazionali
• Scenarieconomici.it

La macchia di petrolio che si allarga al largo di Umm Al Quwain ha portato alla chiusura delle coste in tre emirati settentrionali, da Sharjah a Ras Al Khaimah. Alle spalle dell'emergenza c'è una petroliera danneggiata; lo sversamento arriva nel contesto degli attacchi alle navi nel Golfo dall'inizio della guerra, mentre la causa del danno alla petroliera non è stata identificata. Le autorità hanno chiuso le spiagge mentre la valutazione ambientale è in corso.

Umm Al Quwain, la macchia si avvicina alla costa

Le immagini del satellite Copernicus Sentinel-2, datate 24 ottobre, mostrano che lo sversamento si è allargato negli ultimi giorni e sta raggiungendo le coste dell'emirato settentrionale di Umm Al Quwain, con strati scuri di petrolio in mare e lungo il litorale. Il Ministero del Cambiamento Climatico e dell'Ambiente degli Emirati ha fatto sapere venerdì che sono in corso sforzi per contenere la perdita e che è in corso una valutazione ambientale.

Tre emirati chiudono le spiagge

Le autorità hanno ristretto l'accesso alle aree costiere in tre emirati settentrionali:

• Umm Al Quwain: tutte le spiagge e le aree costiere intorno alla città sono chiuse temporaneamente, secondo l'annuncio di venerdì del ministero.
• Sharjah: chiuso l'accesso ad Al Hamriyah Beach come misura precauzionale.
• Ras Al Khaimah: tutte le spiagge dell'emirato chiuse fino a nuovo avviso, con annuncio di sabato 24 ottobre.

Bloomberg non specifica il motivo della chiusura di Ras Al Khaimah: il 25 ottobre scrive che l'emirato ha chiuso le spiagge senza indicarne la ragione. Il resoconto di OE Digital del 28 ottobre (ripubblicazione Reuters) la inserisce nella risposta delle autorità allo sversamento, senza indicarne la ragione. Bloomberg, inoltre, non menziona Umm Al Quwain tra gli emirati coinvolti.

La petroliera Gem No.2 e gli attacchi nel Golfo

Le autorità non hanno nominato la nave coinvolta né indicato la causa dello sversamento. Esperti hanno indicato a Reuters che il petrolio proviene dalla Gem No.2; secondo fonti del settore marittimo, la nave era stata colpita da un proiettile non identificato il mese scorso, con un incendio poi spento. Dall'inizio della guerra tra Usa-Israele e Iran, gli attacchi alle navi commerciali nelle rotte del Golfo hanno alzato i rischi per il traffico marittimo e i timori sulle conseguenze ambientali del conflitto. Secondo i dati del Washington Institute for Near East Policy, ottobre è stato il mese peggiore per gli attacchi nello Stretto di Hormuz e nelle vie d'acqua vicine.

L'impatto su ecosistema e viaggi

Il Golfo ospita oltre 500 specie di pesci, oltre a delfini e tartarughe marine, secondo l'IUCN. Ras Al Khaimah è nota per spiagge e resort di lusso. Nidal Hilal, professore di ingegneria e direttore del Water Research Center della New York University Abu Dhabi, ha parlato di una seria preoccupazione ambientale, definendo prudente la chiusura temporanea in attesa di valutare estensione e movimento della macchia.

Per ora la misura più visibile è la chiusura delle spiagge.

Fonti

• Offshore Engineer (OE Digital)
• Bloomberg
• Reuters (testo non disponibile)
• Reuters (testo non disponibile)
• Reuters (testo non disponibile)

Un incendio è divampato all'alba di martedì vicino agli impianti di Saudi Aramco a Ras Tanura, il complesso che unisce la raffineria da 550.000 barili al giorno al principale terminal di esportazione saudita sul Golfo Persico. Le fiamme sono state contenute, ma l'entità dei danni resta indeterminata: è proprio questa incertezza, più del fuoco, a tenere alto il premio di rischio sul greggio. Si può leggere come un segnale che il mercato non stia prezzando un impianto danneggiato, quanto piuttosto il timore di nuovi attacchi.

Incendio contenuto, ma le versioni sull'attacco divergono

Una persona a conoscenza dei fatti, che ha chiesto di non essere identificata, ha riferito a Bloomberg che il rogo è stato arginato nelle prime ore di martedì e che l'estensione dei danni non era immediatamente chiara. L'agenzia di sicurezza marittima Vanguard conferma che l'incendio è stato domato. Sui social circolano video di colonne di fumo sulla strada tra la raffineria e il Golfo.

La ricostruzione dell'attacco, però, non è altrettanto lineare. Il portavoce militare degli Houthi Yahya Saree ha scritto su X: "Abbiamo colpito la raffineria di Ras Tanura, nella provincia orientale, con un missile balistico", parlando di "incendi di vaste proporzioni". Le autorità saudite non hanno confermato un colpo diretto sulla raffineria e non esistono prove verificate in modo indipendente di danni estesi o di un'interruzione significativa delle operazioni. La distanza tra le due versioni — rivendicazione massimalista da un lato, silenzio operativo dall'altro — è essa stessa un'informazione: finché Riyad non pubblica una valutazione, il mercato lavora al buio.

Nella stessa giornata l'Arabia Saudita ha intercettato 3 missili balistici diretti verso la Provincia Orientale, 4 droni verso la regione meridionale e 2 missili su Riad, dove i detriti hanno danneggiato un edificio, un cantiere e un veicolo. Nel pomeriggio la capitale ha registrato quattro esplosioni; secondo gli Houthi almeno un missile avrebbe centrato il ministero della Difesa, rivendicazione non verificata.

Il premio di rischio resta nei prezzi

In apertura asiatica di mercoledì i futures sul Brent trattavano a 115,70 dollari al barile (+1,62%), mentre il WTI saliva a 101,20 dollari (+1,34%).

Il rialzo arriva dopo un calo di quasi 2 dollari martedì, innescato dalle speranze legate ai colloqui tra funzionari sauditi, turchi, pakistani e iraniani. È plausibile che bastino poche ore perché quell'ottimismo si dissolva. A sostenere i prezzi contribuisce anche il quadro delle scorte: l'American Petroleum Institute stima un calo di 2,03 milioni di barili nelle scorte statunitensi di greggio nella settimana terminata il 23 ottobre, dato che i trader confronteranno con il report EIA di mercoledì.

Attenzione a non confondere due fotogrammi. blue News riporta 102,4 dollari al barile in alta mattinata del 27 ottobre senza specificarne il benchmark, seguito da una chiusura a Wall Street in calo dello 0,61% secondo blue News. Il dato non è compatibile con il Brent di martedì, che secondo OilPrice chiude intorno a 114 dollari.

Cosa cambia per chi compra greggio saudita

Ras Tanura non è un impianto qualsiasi: somma capacità di raffinazione e terminal di esportazione sullo stesso perimetro, il che significa che un danno serio colpirebbe due anelli della catena contemporaneamente. Il contesto degli ultimi giorni non aiuta:

• 14 morti in due attacchi missilistici contro l'aeroporto internazionale di Riad, il colpo più letale da anni.
• L'edificio amministrativo di Aramco a Dhahran colpito due giorni dopo gli attacchi all'aeroporto.
• 2 morti e 2 feriti per detriti di droni intercettati vicino a un impianto di lavorazione del giacimento di Shaybah, la settimana precedente.
• L'oleodotto East-West rimasto fermo 2 settimane a settembre dopo attacchi con droni alle stazioni di pompaggio, con blocco dei carichi al porto di Yanbu sul Mar Rosso.
• La rivendicazione Houthi, lunedì, di attacchi alle stazioni di pompaggio dello stesso oleodotto, mai confermata da Riyad.

Per un raffinatore europeo o asiatico la conseguenza operativa è una sola: la catena può bloccarsi per settimane, come mostrano le interruzioni documentate (l'East-West fermo due settimane a settembre); le fonti non quantificano costi assicurativi o logistici.

Il conto della geopolitica

Sui numeri di mercoledì lo spread tra i due benchmark vale 14,50 dollari al barile (115,70 meno 101,20), cioè il 14,3% del prezzo del WTI (14,50 su 101,20). Potrebbe essere letto come un indicatore del premio di rischio, anche se lo spread riflette pure qualità e logistica del greggio. A questo si aggiunge un report del Wall Street Journal secondo cui Washington avrebbe avvertito diversi Paesi arabi del Golfo di prepararsi a una possibile campagna militare breve e intensa dopo le elezioni di metà mandato del 3 novembre 2026. Se l'ipotesi prende corpo, il premio di rischio non si sgonfia: si sposta più avanti nel calendario.

Sul fronte diplomatico il quadro resta fragile. Su richiesta del presidente Sisi, il parlamento egiziano ha autorizzato le forze armate a fornire sostegno per la difesa dell'Arabia Saudita; per gli Houthi la decisione equivale, secondo blue News, a "una dichiarazione di guerra"; Mohammed Ali Al-Houthi, membro del Consiglio politico supremo del movimento, avverte: "Trascinare le forze egiziane in una nuova guerra ne esaurirebbe le capacità e servirebbe i disegni del nemico israeliano che mira a impadronirsi del Sinai". Il presidente del Consiglio europeo Antonio Costa ha telefonato al capo del governo yemenita riconosciuto per esprimere solidarietà e auspicare una soluzione politica.

Il vero test non è l'incendio di martedì, già domato. È la capacità di Ras Tanura di continuare a caricare greggio mentre attorno al terminal si moltiplicano i bersagli: raffineria, oleodotto, aeroporti, quartier generali. Finché quel nodo regge, il prezzo resta alto ma controllato. Se cedesse, nessuno spread saprebbe misurarlo.

Fonti

• OilPrice.com
• OilPrice.com
• Bloomberg
• blue News
• Reuters (non accessibile)
• Reuters (non accessibile)

Il Brent ha aperto la settimana in calo dell'1,89% a 114,51 dollari al barile, lasciando il massimo da aprile toccato venerdì a 117,42 dollari. Il sollievo è più tattico che strutturale: la diplomazia qatariota riapre uno spiraglio, ma gli attacchi Houthi alle infrastrutture saudite e i piani militari americani congelati fino al 3 novembre tengono alto il premio di rischio. Per chi lavora, investe o fa il pieno, la differenza continua a farla la geografia, non la domanda.

Brent a 114,51$ dopo il massimo di venerdì a 117,42$

Nella prima parte della sessione di lunedì 26 ottobre il Brent è sceso di 2,21 dollari (-1,89%) a 114,51 dollari al barile, mentre il WTI ha perso 2,23 dollari (-2,16%) scivolando a 101,04. Il movimento corregge una settimana di forti rialzi: il Brent aveva guadagnato circa il 6% e il WTI il 2,3%, con entrambi i benchmark chiusi venerdì quasi 3 dollari più in alto. Il picco intraday di venerdì 23 ottobre — 117,42 dollari, il livello più alto da aprile — resta il riferimento che il mercato sta provando a testare al ribasso.

Diplomazia qatariota e attacchi Houthi: il doppio binario

Domenica i mediatori qatarioti sono volati a Teheran in uno sforzo coordinato con gli Stati Uniti per ridurre le tensioni regionali; lunedì funzionari sauditi, turchi e pakistani avrebbero dovuto incontrare rappresentanti iraniani per discutere possibili negoziati. Sul campo la minaccia resta concreta: il movimento Houthi sostenuto dall'Iran ha rivendicato attacchi contro stazioni di pompaggio lungo l'oleodotto East-West e contro l'aeroporto di Riyadh. Le autorità saudite hanno riferito di aver intercettato altri missili e droni, mentre i colpi al pipeline non risultano confermati in modo indipendente.

Oleodotto East-West e Stretto di Hormuz: dove passa il rischio

L'oleodotto East-West è diventato strategicamente decisivo perché offre una rotta alternativa alle esportazioni saudite quando lo Stretto di Hormuz è sotto pressione. Un'interruzione del pipeline complicherebbe la logistica e aggraverebbe una rete di trasporto già stressata. Il traffico commerciale attraverso Hormuz e Bab el-Mandeb è fortemente perturbato da febbraio, ovvero dall'inizio del conflitto tra Stati Uniti, Israele e Iran, e a ottobre gli incidenti alla sicurezza marittima sono aumentati, con effetti su disponibilità di petroliere, costi assicurativi e affidabilità delle consegne.

Borse asiatiche e futures USA: rotazione fuori dall'AI

L'indice MSCI Asia Pacific ha guadagnato lo 0,2%, con sette gruppi industriali in rialzo guidati da energia e immobiliare mentre la tecnologia è stata il peggiore del paniere. I futures su S&P 500 e Nasdaq 100 hanno cancellato le perdite iniziali e salgono dello 0,2%, le borse europee sono attese in apertura a +0,4% e i Treasuries salgono. Il quadro è quello di una rotazione fuori dal trade legato all'intelligenza artificiale in vista degli utili tech della settimana: la tecnologia è il peggiore del paniere asiatico, mentre energia e immobiliare guidano i sette gruppi in rialzo.

Elezioni del 3 novembre: il catalizzatore che conta

Washington e Israele avrebbero preparato piani per nuove incursioni contro l'Iran, potenzialmente mirate alle infrastrutture energetiche, dopo le elezioni di midterm del 3 novembre. La Casa Bianca assicura che nessun attacco avverrà prima del voto, ma i piani militari non garantiscono che seguiranno azioni.

Il mercato prezza l'incertezza: giovedì il Nasdaq ha perso il 2,6% e l'S&P 500 l'1,2%, mentre Bitcoin è scivolato verso quota 81.400 dollari con liquidazioni crypto vicine a 441 milioni. Un nuovo attacco potrebbe spingere il petrolio oltre i 120 dollari; una de-escalation lo farebbe scendere.

Secondo MSCI, le azioni USA hanno guadagnato in media il 12% nei sei mesi successivi alle ultime 13 elezioni di metà mandato. Quest'anno, però, l'incognita arriva dopo il voto, non prima.

Lo spread Brent-WTI e le implicazioni per gli operatori

Con il Brent a 114,51 dollari e il WTI a 101,04, lo spread tra i due benchmark vale 13,47 dollari, pari al 13,3% del prezzo del WTI (calcolo: 13,47 su 101,04). È un premio che segnala un rischio localizzato sul greggio europeo e mediorientale, non una forza uniforme della domanda. Per i produttori i prezzi elevati sostengono ricavi e cash flow, soprattutto per chi ha produzione non coperta, ma la volatilità complica la pianificazione. Per i raffinatori costi più alti della materia prima e consegne interrotte erodono i margini; per spedizionieri e trader pesano rotte più lunghe, premi assicurativi più alti e maggiore capitale circolante. Intanto Saudi Aramco prevede di avviare lo stoccaggio di greggio a Singapore nel secondo semestre del 2027 per irrobustire la filiera e l'accesso ai mercati asiatici, mentre Fatih Birol, direttore esecutivo dell'Agenzia internazionale dell'energia, ha avvertito che i mercati energetici potrebbero non tornare alle condizioni pre-guerra nel 2027.

Il dato da tenere d'occhio non è il -1,89% di oggi, ma lo spread a 13,47 dollari: finché resta a questi livelli, il mercato sta dicendo che il rischio infrastrutturale mediorientale non è stato prezzato via, solo messo in pausa in attesa del 3 novembre.

Fonti

• Oil & Gas 360
• Bloomberg
• Yahoo Finance Italia

Un pezzo di scorta strategica saudita si sposta fisicamente in Asia. Il greggio di Riyadh sarà stoccato nelle Jurong Rock Caverns di Singapore a partire dalla seconda metà del 2027, secondo l'accordo annunciato dal ministro dell'energia di Singapore Tan See Leng alla Singapore International Energy Week del 26 ottobre 2026. Non è un dettaglio logistico: con la guerra nel Golfo che ha esteso i suoi effetti al Mar Rosso, avvicinare il barile ai mercati asiatici potrebbe ridurre la dipendenza dalle rotte più esposte.

Le caverne Jurong: 9 milioni di barili di capacità

Le Jurong Rock Caverns sono un sistema di caverne nella parte meridionale di Singapore, all'interno di un polo petrolchimico e di raffinazione. La capacità dichiarata è di 1,47 milioni di m³ per greggio, condensati e altri liquidi.

Perché Riyadh sposta le scorte verso est

Saudi Aramco è alla ricerca di capacità di stoccaggio all'estero. La spinta arriva dalla guerra nel Golfo Persico, ormai estesa al Mar Rosso: gli Houthi yemeniti, seguendo le orme dell'Iran, colpiscono navi e infrastrutture nemiche ovunque riescano a raggiungerle. Le esportazioni saudite sono state interrotte, spingendo Aramco a ricorrere a trasferimenti nave-a-nave nel Golfo di Oman a est e a far transitare le petroliere via Canale di Suez a ovest.

Cosa cambia per la sicurezza degli approvvigionamenti

Il vantaggio per Singapore è diretto. Il ministro Tan See Leng ha dichiarato che l'intesa «rafforza la resilienza della catena di approvvigionamento del greggio saudita nel Sud-Est asiatico» e contribuisce alla sicurezza energetica della città-stato in caso di interruzioni. Il ministro dell'energia saudita Principe Abdulaziz bin Salman ha aggiunto che portare l'offerta vicino al mercato asiatico «rafforza la flessibilità della nostra rete di fornitura» e sostiene la preparazione di Singapore. «Vediamo margini perché questa cooperazione cresca ulteriormente», ha detto.

L'analisi: perché 9 milioni di barili contano

Il dato che pesa di più è geografico. L'Asia è il mercato chiave per Aramco e per i produttori mediorientali, ed è stata la più colpita dalla crisi innescata dalla guerra tra Usa-Israele e Iran. Collocare lo stoccaggio in caverne da 9 milioni di barili di capacità dentro il bacino di consumo potrebbe cambiare la funzione dello stoccaggio: si può leggere come un passaggio da semplice riserva a cuscinetto posizionato vicino alle raffinerie. Per un operatore asiatico, la differenza si misura nella distanza tra scorta e punto di raffinazione.

Se le consegne rispetteranno la finestra della seconda metà del 2027, Singapore potrebbe diventare un cuscinetto avanzato per le forniture saudite dirette in Asia.

Fonti

• Commodity Insights (Oil)
• Saudi Arabia Turns to Singapore for Oil Storage
• Bloomberg.com
• Reuters.com

Le raffinerie statunitensi hanno lavorato sopra il 95% della capacità da maggio a settembre 2026, un livello che in quella finestra stagionale mancava dal 1998. Il primato non nasce dalla corsa alla benzina estiva, ma dalla carenza globale di distillati — gasolio in testa — che ha trasformato il parco di raffinazione americano nel rubinetto di emergenza del mercato. Il punto è che questo rubinetto è più stretto di sette anni fa: la capacità installata è il 4% più piccola rispetto al 2019.

Il record: oltre il 95% tra maggio e settembre

Tra maggio e settembre 2026 le raffinerie statunitensi hanno lavorato a un utilizzo medio superiore al 95% della capacità. È il valore più alto per quella finestra stagionale dal 1998. Dal 1991 la media maggio-settembre si era fermata al 92%, mentre negli altri sette mesi dell'anno scende all'88%.

Il divario con il passato recente si legge meglio in punti percentuali che in percentuale: 3 punti sopra la norma stagionale maggio-settembre e 7 punti sopra la media degli altri sette mesi, che equivale a circa l'8% di intensità di lavorazione in più (7 su 88).

La stagionalità normale racconta altro: le raffinerie USA tendono a spingere al massimo tra maggio e settembre per sostenere la benzina nel picco dei consumi estivi, mentre la domanda di distillati raggiunge il suo apice in autunno e inverno. Un'estate a pieno regime serve di norma ad accumulare scorte di gasolio prima delle manutenzioni e della stagione fredda. Nel 2026 questa sequenza si è rotta.

È il gasolio, non la benzina, a dettare i ritmi

Le lavorazioni record del 2026 non nascono dalla benzina ma dai distillati: l'offerta globale di carburanti raffinati è rimasta corta e la domanda internazionale di distillati statunitensi è salita, sostenendo i margini delle raffinerie.

Le cause della strettezza sono tre, e si sommano:

• Secondo Oil & Gas 360, che riporta l'EIA, la raffinazione è calata in Russia, Cina e Medio Oriente, riducendo la disponibilità globale di distillati;
• la guerra con l'Iran ha compresso i flussi e spinto i prezzi del gasolio su massimi record;
• gli attacchi ucraini alle raffinerie russe hanno tolto ulteriore capacità di trasformazione.

Il risultato si vede nei margini. I crack spread di distillati e jet fuel nel terzo trimestre 2026 sono risultati quasi tre volte i livelli di un anno prima, secondo un precedente rapporto EIA. Il segnale che conta per il mercato fisico è però un altro: a fine settembre 2026 le scorte statunitensi di distillati erano circa il 13% sotto la media stagionale quinquennale. Un'estate da record non è bastata a ricostruire i magazzini.

Il paradosso della capacità: -4% dal 2019

La produzione totale delle raffinerie USA è risultata la più alta dal 2019, non un nuovo massimo storico: dal 2019 la capacità di raffinazione domestica si è ridotta del 4%. Il record di utilizzo misura quindi l'intensità dello sforzo, non la quantità assoluta di prodotto sfornata.

Il calcolo rende l'idea. È la ragione per cui un utilizzo da primato produce solo un output da record "relativo".

Ottobre: utilizzo in calo, ma sopra la media

Nelle prime tre settimane di ottobre 2026 l'utilizzo è sceso dai picchi estivi ma è rimasto sopra la media stagionale 2021–2025 (EIA).

Qui si annida il rischio. Le raffinerie hanno bisogno di ispezioni, fermate e sostituzioni di impianti per restare sicure e affidabili; un fermo non programmato diventa molto più pesante quando le scorte di prodotto sono già compresse. Con margini alti, ogni giorno di fermo costa; con scorte basse, costa anche al mercato.

Il conto lo pagano trasporti, agricoltura e cantieri

Il gasolio caro si trasmette lungo tutta la filiera: autotrasporto, imprese agricole, imprese di costruzione e attività industriali registrano costi operativi più alti. E c'è un secondo effetto, meno visibile: le raffinerie statunitensi competono tra domanda interna ed export, e i mercati esteri attraenti sostengono i profitti ma contribuiscono a mantenere tese le scorte nazionali.

Il 2027 dipende dallo Stretto di Hormuz

Secondo Oil & Gas 360, che riporta l'EIA, i margini del diesel si modereranno nel 2027 se il trasporto petrolifero attraverso lo Stretto di Hormuz tornerà normale e la raffinazione internazionale si riprenderà. Fino ad allora i quattro indicatori da tenere d'occhio restano i tassi di lavorazione, le scorte di distillati, la domanda di export e l'affidabilità degli impianti.

La questione centrale non è la disponibilità di greggio: è la capacità — e la tenuta — di trasformarlo in gasolio. Con un parco di raffinazione il 4% più piccolo del 2019, un fermo non programmato pesa di più quando le scorte sono già basse (Oil & Gas 360), con costi più alti per chi il gasolio lo consuma per lavorare.

Fonti

• Hydrocarbon Processing
• Oil & Gas 360
• EIA, Today in Energy

Il primo carico di gasolio russo diretto negli Stati Uniti è partito da Primorsk e dovrebbe arrivare a New York il 7 novembre: 40.000 tonnellate, circa 300.000 barili. Rapportato ai 3,8 milioni di barili al giorno di domanda statunitense, il carico vale 300.000/3.800.000 = 7,9% del consumo quotidiano, cioè meno di due ore (0,079 giorni, circa 1,9 ore). Il punto non è quindi il volume: è il ritorno politico del diesel russo nel mercato americano mentre il prezzo resta a 6,30 dollari al gallone.

40mila tonnellate non bastano per spostare il mercato

La petroliera Agioi Fanendes, battente bandiera maltese, ha caricato 40.000 tonnellate di gasolio a bassissimo tenore di zolfo a Primorsk, sul Baltico. L’arrivo negli Usa è previsto per il 7 novembre, quattro giorni dopo le elezioni di metà mandato del 3 novembre. È il primo carico russo diretto negli Stati Uniti previsto dall’accordo annunciato da Trump il 9 ottobre.

Sul piano fisico, il carico è marginale. La domanda americana di gasolio si aggira attorno a 3,8 milioni di barili al giorno: i 300.000 barili del primo cargo coprono meno di un decimo del fabbisogno quotidiano. Gli analisti sottolineano che volumi così bassi difficilmente possono muovere un mercato globale del diesel rimasto teso. La prima nave, peraltro, non arriverà prima del voto: il 7 novembre è quattro giorni dopo il 3 novembre.

L’accordo prevede:

• 300.000 tonnellate subito, pari a circa 2,25 milioni di barili;
• 500.000 tonnellate a novembre;
• 1 milione di tonnellate “immediatamente dopo”.

Il primo cargo da 40.000 tonnellate è quindi il 13,3% della prima tranche (40.000/300.000), l’8% di quella di novembre (40.000/500.000) e il 4% del milione successivo (40.000/1.000.000).

Il prezzo resta sopra i 6 dollari: il calcolo annuale

Il gasolio americano viaggiava a 6,3172 dollari al gallone il 23 ottobre 2026, in leggero rialzo rispetto ai 6,3090 dollari del 22 ottobre e molto sopra i 3,6315 dollari dello stesso giorno dell’anno prima. In un anno il prezzo è salito di 2,6857 dollari al gallone, pari a (6,3172-3,6315)/3,6315 = 73,96%. La conversione in €1,70 al litro restituisce la misura quotidiana del problema.

La differenza tra i 6,30 dollari arrotondati e i 6,3172 dollari rilevati non è una contraddizione: è lo stesso dato letto a livelli di precisione diversi. Più rilevante è il quadro: il primo carico russo arriva dopo il voto e con volumi che, secondo gli analisti, non possono da soli invertire la corsa del diesel.

Dal Baltico a New York: date, primati e cautele

La Agioi Fanendes ha caricato il carburante il 22 ottobre a Primorsk ed è partita all’inizio di venerdì. I dati di Kpler indicano New York come destinazione, con arrivo stimato il 7 novembre; i dati di tracciamento confermano un carico di 40.000 tonnellate. Se la consegna avverrà come previsto, sarà il primo carico di gasolio russo diretto negli Usa tracciato da Kpler dal luglio 2023 e la prima spedizione da Primorsk a New York dal gennaio 2022. Acquirente e venditore non sono stati resi noti subito; la ricostruzione di Yahoo Finanza Italia conferma i circa 300.000 barili e l’arrivo stimato il 7 novembre.

Sul primato le fonti usano perimetri diversi. Kpler parla di primo carico tracciato dal luglio 2023 e di prima rotta Primorsk-New York dal gennaio 2022; Reuters, nella versione ripresa da MarketScreener Italia, lo definisce il primo importato dagli Stati Uniti da quando l’ex presidente Joe Biden ha annunciato nel 2022 il divieto di importare petrolio e prodotti petroliferi russi. Non è una cifra in conflitto, ma una diversa linea di partenza: monitoraggio Kpler contro divieto politico americano.

L’accordo Trump-Putin e le prossime mosse

L’intesa annunciata il 9 ottobre tra Donald Trump e Vladimir Putin prevede la fornitura di diesel russo al mercato americano e a quello mondiale. Mosca ha parzialmente revocato il divieto autoimposto alle esportazioni di gasolio, con effetto dal 10 ottobre e una prima fase da 500.000 tonnellate sul mercato. Washington ha sospeso temporaneamente alcune disposizioni della legge sulle sanzioni contro la Russia. Trump ha anche minacciato di limitare le esportazioni di diesel statunitense verso l’Europa, qualora i Paesi europei non rendano disponibili le proprie riserve di emergenza.

Il Cremlino conferma che la prima petroliera è salpata. «Per quanto ne so, il ministero dell’Energia ha già riferito che la prima petroliera è effettivamente salpata verso i destinatari, i suoi acquirenti. Da questo momento in poi le ulteriori spedizioni proseguiranno a ritmo regolare», ha detto il portavoce Dmitry Peskov. Il vicepremier Alexander Novak ha aggiunto che altre spedizioni verso gli Usa seguiranno man mano che le aziende definiranno i contratti; entro fine anno Mosca punta a riportare le esportazioni di gasolio a 3-3,5 milioni di tonnellate al mese.

Non tutto il diesel russo però punta agli Usa. Alcune spedizioni sono dirette in Turchia, uno dei maggiori acquirenti del gasolio russo, e almeno due petroliere hanno segnalato destinazioni in Turchia e Brasile dopo la revoca del divieto. La mossa è stata interpretata come un tentativo di abbassare i prezzi dei carburanti per i consumatori americani in vista delle elezioni di metà mandato. Ha suscitato dure critiche dall’Ucraina e da suoi alleati, compresi alcuni esponenti del Partito repubblicano di Trump.

Il punto: un segnale politico, non una soluzione

Letto insieme ai numeri, il carico da 40.000 tonnellate dice due cose. Primo: è il 13,3% delle 300.000 tonnellate annunciate per la fase immediata, l’8% delle 500.000 di novembre e il 4% del milione successivo; non è la leva che può portare il diesel americano giù da 6,30 dollari al gallone. Secondo: arriva il 7 novembre, quattro giorni dopo il voto del 3 novembre, quindi non può avere alcun effetto elettorale. Per un operatore americano — trasporto, agricoltura, industria — il primo segnale utile non è questa nave, ma l’eventuale arrivo delle 500.000 tonnellate di novembre e la conferma dei contratti. Per Mosca, il ritorno negli Usa riapre un mercato chiuso dal 2022, mentre Turchia e Brasile sembrano restare tra gli acquirenti chiave del gasolio russo.

Il vero test dell’accordo non è il carico inaugurale da 40.000 tonnellate, ma se le 500.000 tonnellate di novembre arriveranno davvero e con contratti chiari: fino ad allora, il diesel americano resta un mercato da 6,30 dollari al gallone.

Fonti

• Energy
• First Russian Diesel Volumes Flow to US
• Oilprice.com
• Energy
• Euronews.com
• Petroliera con 40.000 tonnellate di gas russo verso New York
• Finance.yahoo.com
• Marketscreener.com
• Negli Usa torna il petrolio russo: cosa cambia ora?

Il Brent viaggia a 111,10 dollari al barile e il WTI a 98,98 dollari, entrambi in rialzo di circa il 2% rispetto a mercoledì. Ma il dato che conta non è il prezzo: il giacimento Shaybah di Saudi Aramco, colpito da un drone che ha ucciso due persone, ha continuato a operare senza interruzioni. Il mercato sta pagando un premio di rischio geopolitico, non la scarsità fisica di greggio.

Shaybah, Dammam e le tre vittime

Gli attacchi hanno prodotto tre vittime: due persone uccise dal drone che ha colpito il giacimento Shaybah di Saudi Aramco, una nell'attacco all'aeroporto internazionale King Fahd di Dammam. Le operazioni del campo petrolifero non sono state interrotte.

Sul piano della sicurezza, il governo federale americano ha ordinato la partenza del personale non essenziale e dei familiari da alcune sedi diplomatiche nel regno: un segnale che pesa sulla percezione di instabilità in una regione chiave per il greggio. Bloomberg rileva un elemento che complica la lettura del rialzo: i prezzi sono avanzati proprio mentre le esportazioni attraverso lo Stretto di Hormuz accelerano.

Il premio tra Brent e WTI vale 12 dollari al barile

Lo spread tra Brent e WTI è di 12,12 dollari al barile: calcolato sulle quotazioni di 111,10 e 98,98 dollari, equivale al 12,2% del prezzo americano (12,12 su 98,98). È la misura di quanto il mercato paghi il rischio legato alle rotte mediorientali rispetto al greggio statunitense.

Sottraendo i 2,33 dollari di rialzo quotati sul Brent, mercoledì 21 ottobre il riferimento del Brent era di circa 108,8 dollari (111,10 − 2,33). Il contesto resta quello delle settimane scorse, quando la guerra con l'Iran aveva interrotto i flussi via Hormuz.

La diplomazia resta ferma

Non c'è trattativa all'orizzonte. Il presidente iraniano Masoud Pezeshkian ha detto ai media che i colloqui di pace non possono procedere finché gli Stati Uniti mantengono il blocco sull'Iran e continuano a minacciare il Paese. Il ministro degli Esteri Abbas Araqchi, in un op-ed sul Financial Times, ha scritto: «To state the obvious, we have no trust whatsoever in the sincerity of the US administration's professed desire for peace with Iran».

Araqchi ha citato due occasioni in cui gli Stati Uniti hanno attaccato l'Iran mentre si negoziava sull'accordo nucleare. I media iraniani hanno inoltre riportato esplosioni nella parte meridionale del Paese, senza precisarne la natura né l'origine.

Kuwait e raffinati: il punto debole dell'offerta

L'amministratore delegato di Kuwait Petroleum Corp, Sheikh Nawaf Saud Nasir Al-Sabah, ha indicato una produzione giornaliera totale superiore a 2 milioni di barili e consegne di greggio ai clienti mantenute in larga parte sui livelli precedenti al conflitto, grazie a spedizioni alternative e alla flotta strategica di petroliere. La produzione di carburanti resta però problematica.

I flussi di prodotti raffinati sono ancora significativamente inferiori a quelli precedenti alla guerra. È qui che il quadro si sfasa: il greggio arriva, i prodotti no. Per chi compra diesel e benzina sul mercato internazionale, la pressione non si allenta con la stessa velocità del Brent. E per chi acquista greggio indicizzato al Brent, il costo è di 12,12 dollari al barile più alto rispetto a chi compra WTI, cioè il 12,2% in più (12,12 su 98,98): su un milione di barili, la differenza è di 12,12 milioni di dollari.

Nessuno dei due attacchi ha fermato un barile: Shaybah opera, Hormuz accelera, il Kuwait consegna. Il rialzo è per ora un premio assicurativo su rotte e infrastrutture, non l'effetto di una perdita di offerta. La variabile da seguire non è il conteggio delle vittime, ma lo stato del giacimento, dei terminali e dei flussi di raffinati: finché i barili escono, il mercato paga un'assicurazione; se si fermano, la fattura cambia natura.

Fonti

• OilPrice.com
• Bloomberg

Le major petrolifere si avviano a chiudere il terzo trimestre 2026 con utili in crescita tra l'84% e il 158% rispetto a un anno prima: una montagna di cassa che, però, non si trasformerà automaticamente in nuova spesa. La lezione dei cicli passati ha spostato il baricentro su debito, dividendi e riacquisti di azioni, e proprio su questo terreno si gioca la prova più delicata per Exxon, Chevron, Shell, TotalEnergies e BP, chiamate a rendere conto dei conti tra il 29 e il 30 ottobre.

Utili Q3 tra 84% e 158%: i numeri gruppo per gruppo

La crescita attesa degli utili del terzo trimestre dei grandi gruppi energetici oscilla tra l'84% e il 158% su base annua, secondo le stime elaborate da Reuters sui dati LSEG. Chevron mette a segno la variazione percentuale più alta, Exxon il valore assoluto più grande.

Il quadro veniva già da un secondo trimestre eccezionale: tra i settori dell'S&P 500, l'Energia ha registrato una crescita annua degli utili del 128,2%, con la raffinazione a tre cifre e l'upstream premiato dal cosiddetto war premium sul greggio.

Raffinazione e trading gonfiano la cassa

Il motore di questa trimestrale non è soltanto il greggio caro. Shell, BP e TotalEnergies si attendono margini di raffinazione in aumento tra 3 e 4 volte rispetto a un anno fa, con Shell che ha guidato verso un massimo storico di 42 dollari al barile. TotalEnergies stima un flusso di cassa da raffinazione e chimica di circa 4 miliardi di dollari nel trimestre, il doppio del periodo precedente, mentre Exxon calcola che i margini migliorati possano aggiungere 4,5 miliardi di dollari all'utile downstream rispetto al trimestre precedente.

La ragione è la dislocazione logistica: la guerra tra USA-Israele e Iran ha interrotto i trasporti petroliferi attraverso lo Stretto di Hormuz dagli attacchi aerei di febbraio, spingendo i prezzi energetici ai massimi da anni e offrendo ai desk di trading la volatilità su cui guadagnare. Un vantaggio, però, che per definizione non è permanente: quando i mercati si normalizzano, quei guadagni da volatilità non si ripetono con la stessa intensità.

La disciplina finanziaria batte la corsa agli investimenti

Debito, dividendi e buyback vengono prima della nuova spesa. È la sintesi di come le major stanno impiegando i profitti straordinari, dopo che il crollo del 2014 e la pandemia del 2020 hanno cambiato il modo in cui il settore ragiona, con l'aggiunta di politiche di decarbonizzazione che hanno reso molti investitori diffidenti sul futuro di lungo periodo dell'industria.

Exxon e Chevron stanno usando la cassa per ridurre l'indebitamento. BP punta a portare il rapporto tra debito netto e cash flow operativo dal 1,7 volte di fine 2025 — il più alto dei cinque maggiori gruppi — a 0,8 volte entro il terzo trimestre. Tradotto: un taglio di 0,9 volte, cioè una riduzione del 52,9% calcolata sul valore di partenza. Chevron ha già compresso il proprio indicatore da 1 volta a 0,4 volte nel trimestre in corso.

Shell, dal canto suo, ha ridotto il programma di riacquisto a 3 miliardi di dollari a trimestre all'inizio dell'anno e ora si attende un buyback da 3,5 miliardi nel quarto trimestre: 500 milioni in più, pari a un incremento del 16,7% sul ritmo precedente. Su BP la posizione di HSBC è netta: "We believe the priority will remain firmly on deleveraging, with stable capex and no buyback resumption before 2028", scrivono Kim Fustier e Sadnan Ali in una nota di ricerca.

Il nodo delle stime: quanto vale davvero BP

Le cifre su BP non convergono, e la divergenza merita attenzione. Reuters/LSEG stima 5,6 miliardi di dollari per l'utile trimestrale, il più basso dei cinque; TPH, in una stima propria, indica un utile sottostante oltre 7 miliardi, contro i 5,7 miliardi del secondo trimestre. Le due cifre provengono da fonti e metodi diversi e non sono direttamente confrontabili. Il dato da guardare resta il free cash flow dopo gli investimenti, insieme al debito netto.

RBC Capital Markets, per voce dell'analista Biraj Borkhataria, ha messo nero su bianco la domanda che gli investitori si stanno ponendo: le major manterranno i piani di spesa attuali in un trimestre di utili eccezionali? Su Chevron l'attenzione si concentra sugli investimenti in Venezuela e sul rinnovo del contratto per la joint venture TCO in Kazakistan. BP discuterà la futura allocazione di capitale con i conti trimestrali, forti del target di riduzione del debito raggiunto con circa un anno di anticipo, e ha fissato un aggiornamento di strategia al 15 dicembre.

Cosa cambia per chi guarda al settore

Tre elementi letti insieme dicono più di ciascuno separatamente. Primo: l'incasso aggregato dei cinque gruppi — 16,2 più 10, più 9,3, più 8,4, più 5,6 — vale 49,5 miliardi di dollari, di cui Exxon da sola pesa il 32,7% e BP appena l'11,3%. Secondo: i 10,6 miliardi di distacco tra Exxon e BP sono quasi il doppio dell'intero utile trimestrale di BP. Terzo: una parte di quella cassa arriva dai guadagni da trading, che Oil & Gas 360 ritiene potrebbero non ripetersi quando i mercati si normalizzeranno, mentre alcune giurisdizioni in cui le major operano stanno valutando windfall tax sui profitti.

Il risultato è che la capacità di spesa esiste, ma la finestra per usarla è stretta. Per gli operatori della filiera — dai fornitori di servizi petroliferi all'ingegneria — utili più alti non significano automaticamente più capex: la spesa in esplorazione resta necessaria perché i giacimenti esistenti declinano, e le opportunità si spostano verso Sud America, Africa e Sud-Est asiatico, ma ogni progetto dovrà dimostrare rendimenti solidi anche ipotizzando prezzi delle materie prime più bassi. Chi legge questi numeri come un via libera alla spesa rischia di guardare il trimestre sbagliato: il test vero è la tenuta dei margini quando Hormuz tornerà a scorrere.

Fonti

• OilPrice.com
• Oil & Gas 360
• Offshore Engineer (OE Digital)
• Reuters (testo non disponibile)