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Notiziario aggiornato sulle materie prime


FT Mercati mette a disposizione degli abbonati un notiziario dedicato alle materie prime per rimanere sempre aggiornati. Ecco una selezione delle ultime notizie:

24/07/2026

L'amministrazione Trump esplora il nucleare offshore per soddisfare la domanda di elettricità trainata dall'IA

L'amministrazione Trump sta studiando attivamente il dispiegamento di impianti di generazione nucleare offshore, poiché la crescente domanda di elettricità proveniente dal settore dell'intelligenza artificiale intensifica la pressione sulla rete energetica degli Stati Uniti. La Marine Minerals Administration e la Nuclear Regulatory Commission hanno concordato di coordinarsi su qualsiasi futura iniziativa nucleare offshore, segnando un passo significativo verso la valutazione del potenziale commerciale della tecnologia nelle acque statunitensi.

Matt Giacona, direttore ad interim della Marine Minerals Administration, ha sottolineato la logica strategica alla base dell'iniziativa. "I sistemi di reattori sommersi sono stati impiegati in sicurezza nelle applicazioni navali per decenni, dimostrando il loro potenziale come fonte affidabile di energia in ambienti marini impegnativi. Sebbene al momento non sia pianificato né approvato alcun dispiegamento commerciale sulla Piattaforma Continentale Esterna, in futuro potrebbe rafforzare notevolmente la sicurezza energetica dell'America", ha dichiarato Giacona.

Il nuovo partenariato interagenzia si inserisce in una più ampia spinta verso l'energia nucleare promossa dall'amministrazione Trump. Secondo Reuters, il presidente Trump ha fissato l'obiettivo di quadruplicare la capacità nucleare statunitense entro il 2050. L'energia nucleare, che aveva perso appeal a causa degli elevati costi di capitale iniziali e della percezione del rischio da parte dell'opinione pubblica, sta vivendo una notevole rinascita grazie al suo principio operativo a zero emissioni e al suo ruolo di fonte di energia baseload affidabile.

La rinascita dell'interesse per il nucleare è accelerata in modo particolare dall'insaziabile appetito energetico dei giganti tecnologici per supportare l'infrastruttura dell'intelligenza artificiale. Gli operatori di data center necessitano di un'alimentazione continua e ininterrotta nelle ventiquattro ore, un'esigenza che la generazione eolica e solare combinata con l'attuale tecnologia di accumulo a batterie non è ancora in grado di soddisfare in modo affidabile. Le caratteristiche baseload dell'energia nucleare la rendono una soluzione sempre più interessante per i carichi di lavoro ad alta intensità energetica dell'IA.

La generazione nucleare galleggiante, tuttavia, rimane una tecnologia commerciale nascente e in gran parte non testata. L'unica centrale nucleare offshore attualmente in funzione è la russa Akademik Lomonosov, costruita per fornire elettricità alle remote regioni della Penisola di Chukotka e della Yakutia, nell'Estremo Oriente russo. L'impianto ha avviato le operazioni commerciali nel 2020 e di recente è stato riferito che ha generato il suo primo miliardo di kilowattora. I suoi reattori si basano su progetti simili a quelli utilizzati nei rompighiaccio nucleari russi. Rosatom, la società nucleare statale russa che ha sviluppato la centrale, prevede di costruire quattro ulteriori unità ed esportare la tecnologia, offrendo una capacità dell'impianto di 100 MWe e una vita utile di 60 anni.

Anche la Cina sta avanzando nelle sue ambizioni nucleari offshore, con un'azienda nazionale che ha recentemente svelato piani per costruire un hub logistico offshore a propulsione nucleare progettato per operare a zero emissioni, incluso l'utilizzo di combustibile nucleare per alimentare le imbarcazioni.

Anche l'attività del settore privato negli Stati Uniti sta accelerando. Bluecore Energy, una startup statunitense, sta sviluppando piccoli reattori modulari (SMR) progettati per essere installati su chiatte galleggianti al fine di fornire elettricità a porti e infrastrutture costiere, secondo quanto riferito da Baird Maritime. In uno sviluppo separato reso noto questa settimana, Samsung Heavy Industries ha firmato un accordo di partnership con la società di ingegneria statunitense Sargent & Lundy per lo sviluppo congiunto di SMR destinati a piattaforme galleggianti offshore per la produzione di energia. L'accordo segue il precedente lavoro di Samsung Heavy su un progetto concettuale per tale impianto, posizionando il colosso industriale sudcoreano come attore chiave nel nascente mercato nucleare offshore.

Nonostante il crescente interesse commerciale e governativo, la generazione nucleare offshore deve affrontare ostacoli formidabili prima di poter raggiungere una distribuzione su larga scala. All'interno dello stesso governo federale statunitense, il Dipartimento degli Interni ha sollevato preoccupazioni di sicurezza nazionale, con Reuters che cita le specifiche preoccupazioni dell'agenzia riguardo alle interferenze radar. Anche i gruppi ambientalisti hanno espresso una forte opposizione, sostenendo che la generazione di energia nucleare offshore porrebbe rischi inaccettabili per gli ecosistemi marini.

Fonte: Oilprice.com, di Irina Slav, 23 luglio 2026.

24/07/2026

Il paradosso dell'IA: come l'intelligenza artificiale mette sotto pressione e al tempo stesso trasforma la ricerca sull'energia pulita

L'intelligenza artificiale presenta un profondo paradosso per il settore energetico globale: la stessa tecnologia che sta alimentando una crescita senza precedenti della domanda di elettricità si sta affermando contemporaneamente come uno degli strumenti più potenti disponibili per accelerare le scoperte nell'energia pulita e la ricerca sulla decarbonizzazione.

La rapida espansione dei data center necessari per sostenere l'integrazione su larga scala dei modelli linguistici di grandi dimensioni in praticamente ogni settore economico sta spingendo le previsioni di crescita della domanda energetica a livelli che rischiano di superare di gran lunga le nuove capacità produttive, sollevando seri interrogativi sulla sicurezza energetica su scala globale. Al tempo stesso, l'IA offre enormi prospettive per migliorare l'efficienza energetica e potrebbe rivelarsi determinante nello sbloccare tecnologie di nuova generazione per l'energia pulita, aprendo percorsi concreti verso la decarbonizzazione.

Nel settore dell'energia pulita, l'intelligenza artificiale viene già impiegata per perfezionare i modelli previsionali, consentendo proiezioni più sofisticate e accurate dell'offerta e della domanda energetica, contribuendo così a una maggiore stabilità della rete in un momento in cui le infrastrutture elettriche non sono mai state sotto pressioni così intense. I ricercatori ricorrono inoltre in misura crescente ai modelli linguistici di grandi dimensioni per condurre quelle che gli scienziati definiscono ricerche «dell'ago nel pagliaio», ossia l'individuazione dei metodi e dei materiali ottimali per specifiche applicazioni in una frazione del tempo precedentemente necessario.

Come ha osservato il Financial Times, «Trovare nuovi materiali, catalizzatori o processi in grado di produrre beni in modo più efficiente è proprio il tipo di problema dell'ago nel pagliaio per cui l'IA è idealmente predisposta».

Un esempio emblematico del potenziale dell'IA nella ricerca sui materiali per l'energia pulita è emerso dalla Cina, dove scienziati della Fudan University hanno utilizzato il machine learning per identificare una nuova molecola, il litio trifluorometansolfinato (LiSO2CF3), in grado di ricostituire gli ioni di litio nelle batterie per veicoli elettrici esaurite per migliaia di cicli di ricarica aggiuntivi, prolungandone significativamente la vita operativa. «Non avevamo idea di quali tipi di molecole potessero svolgere quel compito né di quali fossero le loro strutture chimiche, quindi abbiamo utilizzato il machine learning per aiutarci», ha dichiarato il ricercatore Chihao Zhao, citato da Scientific American.

Nel campo della ricerca sulla fusione nucleare, scienziati dell'Ames National Laboratory di Ames, Iowa, hanno sviluppato uno strumento di modellazione basato sull'IA denominato DuctGPT, progettato per simulare rapidamente il comportamento di diversi materiali alle temperature estreme coinvolte nella creazione e nel mantenimento del plasma, componente fondamentale del processo di fusione. Secondo il ricercatore dell'Ames Lab Prashant Singh, lo strumento ha ridotto un processo che in precedenza richiedeva mesi a sole ore di calcolo, consentendo ai ricercatori di interrogare il sistema per individuare combinazioni di materiali che soddisfino specifici requisiti dei reattori a fusione.

In uno sviluppo annunciato questo mese, ricercatori della facoltà di ingegneria dell'University of Toronto hanno comunicato di aver utilizzato con successo modelli linguistici di grandi dimensioni per sviluppare sei nuove leghe metalliche in grado di resistere ad ambienti estremi, tra cui motori a reazione e centrali nucleari. Il sistema basato sull'IA ha identificato tutte e sei le leghe in poche settimane, un risultato che con i metodi tradizionali di ricerca scientifica avrebbe richiesto anni. «C'è un'enorme domanda di materiali in grado di resistere a forti escursioni di temperatura e pressione, come quelle presenti all'interno di un motore a reazione o nei generatori di vapore degli impianti nucleari, ovunque l'acciaio convenzionale non riesca a sopravvivere», ha dichiarato Yu Zou, responsabile del progetto, in dichiarazioni rilasciate a Interesting Engineering.

Queste scoperte, raggiunte a velocità senza precedenti, hanno implicazioni significative per il dispiegamento delle tecnologie energetiche pulite di nuova generazione. Comprimendo drasticamente i tempi della ricerca e individuando materiali che migliorano le prestazioni e la durabilità delle infrastrutture per l'energia pulita, l'IA sta rendendo potenzialmente scalabili e commercialmente praticabili tecnologie sperimentali che in precedenza sarebbero state proibitivamente costose da progettare e sviluppare — uno sviluppo di notevole importanza man mano che si avvicinano le scadenze globali per la decarbonizzazione.

Fonte: Oilprice.com, articolo di Haley Zaremba, 23 luglio 2026.

24/07/2026

Le assicurazioni tagliano i premi fino al 50% per i progetti petroliferi fuori dal Medio Oriente mentre il rischio bellico ridisegna gli investimenti upstream

Le compagnie assicurative globali si contendono aggressivamente il business upstream nel settore petrolifero e del gas al di fuori del Medio Oriente, riducendo i premi fino al 50%, mentre il conflitto in corso nella regione ridisegna in modo radicale la geografia degli investimenti energetici e della sottoscrizione dei rischi.

Secondo un rapporto di Tsvetana Paraskova pubblicato su OilPrice.com il 23 luglio 2026, il Medio Oriente è diventato una zona di guerra attiva alla fine di febbraio 2026, innescando una drastica riallocazione sia del capitale upstream sia della copertura assicurativa lontano dalla regione produttrice di petrolio e gas a più basso costo del mondo.

I premi per l'assicurazione energetica upstream al di fuori del Medio Oriente sono scesi di circa il 25% da inizio anno, secondo i broker assicurativi che hanno parlato con il Financial Times. In casi eccezionali, alcuni assicuratori hanno tagliato le tariffe fino al 50%, anche in perdita nel breve termine, competendo aggressivamente per una quota di un bacino globale di progetti upstream ormai limitato, situato al di fuori di una zona di guerra attiva.

Rupert Mackenzie, broker assicurativo per le risorse naturali presso WTW, ha dichiarato al Financial Times che il settore dell'energia upstream è stato un comparto molto redditizio per il mercato negli ultimi anni, aggiungendo che le compagnie assicurative lo considerano un settore in cui intendono mantenere un'esposizione continuativa.

L'Energy Market Review 2026 di WTW, pubblicato ad aprile, ha rilevato che le tariffe sono "attraverso il pavimento", con riduzioni dal 15 al 20 per cento disponibili per i rischi upstream principali con storie di sinistri pulite, e riduzioni del 40 per cento o più ancora osservate in casi eccezionali. Il rapporto ha concluso che "la tendenza generale dei prezzi è inconfondibile: anche dopo un decennio di ammorbidimento, il mercato continua a trovare nuovi minimi".

Il cambiamento nel mercato assicurativo rispecchia un parallelo pivot strategico delle grandi compagnie petrolifere. I principali gruppi energetici internazionali stanno accelerando l'esplorazione e lo sviluppo in bacini lontani dallo Stretto di Hormuz e dalla più ampia zona di conflitto mediorientale. Le destinazioni chiave che attirano nuovo capitale includono Guyana, Suriname, Namibia, Brasile, Turchia, Cipro e Nigeria.

Exxon e Chevron stanno raddoppiando gli investimenti nelle scoperte offshore in Guyana. Chevron sta inoltre espandendo la propria presenza in Venezuela, dove l'Amministrazione Trump ha espresso la speranza che le aziende statunitensi aumentino la produzione e le esportazioni verso gli Stati Uniti.

Exxon sta portando avanti il progetto deepwater Owowo al largo della Nigeria, valutato tra 7 e 8 miliardi di dollari, con una potenziale Decisione Finale di Investimento già entro il prossimo anno, secondo Hunter Farris, Senior Vice President per il Deepwater presso ExxonMobil Upstream Company. All'inizio di questo mese, la sussidiaria nigeriana di ExxonMobil e i suoi partner si sono impegnati per 1 miliardo di dollari nell'Usan Infill Project nell'OML 138, uno sviluppo che dovrebbe sbloccare 40.000 barili aggiuntivi di greggio entro 18 mesi. La Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission ha descritto l'impegno come un segnale del rinnovato interesse per la Nigeria come primo grande progetto deepwater di Esso nel paese dal 2016.

BP ad aprile ha acquisito partecipazioni in tre blocchi esplorativi offshore in Namibia, una delle destinazioni di esplorazione frontier più attive a livello globale, dove Shell, TotalEnergies e Galp hanno già comunicato scoperte significative. TotalEnergies ha inoltre firmato un Memorandum of Understanding con Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı ad aprile per valutare opportunità esplorative nella regione del Mar Nero.

Oltre agli sviluppi offshore, le aziende guardano con crescente interesse alle opportunità nello shale al di fuori degli Stati Uniti, con Argentina, Cina, Turchia e Australia che attraggono interesse per il potenziale sviluppo di risorse onshore.

La logica finanziaria alla base di questa ondata esplorativa è convincente. Secondo un'analisi di aprile della società di consulenza energetica Wood Mackenzie, il settore ha creato 54 miliardi di dollari di valore tra il 2021 e il 2025, dopo aver detratto 97 miliardi di dollari di spese esplorative, sulla base di un'ipotesi di prezzo del Brent a lungo termine di 65 dollari al barile. A 85 dollari al barile di Brent, la creazione di valore più che raddoppia a 120 miliardi di dollari, ha dichiarato Wood Mackenzie.

La confluenza di prezzi del petrolio elevati, disruption geopolitica in Medio Oriente e tariffe assicurative aggressive al di fuori della zona di guerra sta guidando un nuovo capitolo negli investimenti upstream globali, che sta rapidamente ridisegnando la mappa di dove verrà sviluppato il futuro energetico mondiale.

Fonte: OilPrice.com, Tsvetana Paraskova, 23 luglio 2026. Le fonti aggiuntive citate includono il Financial Times, WTW Energy Market Review 2026, dichiarazioni di ExxonMobil e NUPRC, comunicato stampa di BP, annuncio di TotalEnergies e analisi di Wood Mackenzie.

24/07/2026

Le materie prime battono la tecnologia in questo decennio mentre Wall Street rimane cronicamente sottopesata sull'asset class

La classe di attivi con le migliori performance di questo decennio rimane paradossalmente la meno detenuta dai portafogli istituzionali. Secondo un'analisi pubblicata da City A.M. su OilPrice.com, dall'ottobre 2020 i principali indici sulle materie prime, come l'S&P GSCI, hanno registrato un'impennata del 200 per cento, mentre l'oro ha guadagnato il 140 per cento. Nel solo 2026, le commodity sono in rialzo del 37 per cento, con il settore petrolifero che ha messo a segno un straordinario avanzamento dell'81 per cento. A confronto, gli indici crypto hanno guadagnato il 157 per cento, il Nasdaq il 145 per cento e l'S&P 500 il 117 per cento nello stesso periodo. In termini di rendimenti per gli investitori, gli asset reali hanno decisamente sovraperformato la tecnologia.

Nonostante questo track record, il capitale istituzionale non ha seguito le performance. Energia e materiali di base rappresentano attualmente meno del sei per cento dell'S&P 500, ovvero meno di un terzo del peso storico di lungo periodo di questi settori. Nella prima parte di questo decennio, gli investitori istituzionali hanno utilizzato i mandati di sostenibilità come giustificazione per ridurre l'esposizione agli asset reali, incanalando invece il capitale verso progetti di energia verde che, paradossalmente, richiedevano enormi quantità delle stesse materie prime da cui si stava disinvestendo, in particolare il rame.

Ciò che rende il divario ancora più eclatante è la destinazione del capitale che ha bypassato le commodity: lo sviluppo dell'intelligenza artificiale, che City A.M. descrive come la più grande posizione corta sulle materie prime della storia. Le sette grandi società tecnologiche note come Magnificent Seven prevedono di spendere quasi 800 miliardi di dollari quest'anno, con quasi la metà allocata a materie prime ed energia, tra cui rame per la trasmissione di energia elettrica, minerali critici per l'hardware e carburante ed elettricità per i data center. L'impronta energetica dei cinque maggiori acquirenti di capacità di calcolo per l'IA è stimata in quasi quattro milioni di barili di petrolio equivalente al giorno, superando il consumo della maggior parte delle grandi nazioni industrializzate. Gli investitori hanno di fatto finanziato uno dei più grandi shock della domanda di risorse nella storia, rifiutandosi al contempo di finanziare i produttori di quelle stesse risorse.

L'analisi sostiene inoltre che la convenzionale sequenza di meccanizzazione e digitalizzazione potrebbe essere invertita. Con l'intelligenza artificiale che rimuove i vincoli cognitivi, gli autori sostengono che una vera era della meccanizzazione stia ora cominciando. In tale scenario, ogni nuovo robot rappresenta domanda di rame, terre rare, batterie ed energia, amplificando lo shock strutturale sulla domanda di materie prime.

Sul fronte dell'offerta, l'analisi mette in evidenza un gruppo denominato Munificent Seven, termine coniato dall'analista Jeff Currie, che comprende ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Shell, TotalEnergies, BP ed Equinor. Questi grandi gruppi petroliferi occidentali restituiscono attualmente da 14 a 15 centesimi di free cash flow per ogni dollaro di capitalizzazione di mercato, rispetto ai circa due centesimi delle loro controparti tecnologiche del Magnificent Seven. Eppure, nonostante i margini su diesel e benzina si trovino su livelli record in un contesto di perdurante conflitto in Ucraina e di tensioni geopolitiche, il Munificent Seven scambia a valutazioni inferiori ai livelli precedenti alla guerra tra Stati Uniti e Iran. L'articolo descrive questa situazione come uno dei setup rischio-rendimento più asimmetrici della recente storia dei mercati.

Gli autori attribuiscono la persistente sottoponderazione alla memoria istituzionale degli anni Dieci del Duemila, quando la distruzione di capitale nei progetti energetici e metallurgici fu severa. Inoltre, l'ascesa dei veicoli d'investimento passivi, che allocano in base alla capitalizzazione di mercato piuttosto che ai segnali di valutazione, ha meccanicamente rafforzato la concentrazione nei maggiori titoli tecnologici indipendentemente dai prezzi relativi.

La conclusione tratta da City A.M. è che una riallocazione guidata esclusivamente dai rendimenti sia improbabile. Gli autori sostengono invece che sarà il mondo fisico a forzare il repricing, tracciando parallelismi storici con la crisi energetica degli anni Settanta, quando furono le carenze di carburante, e non i dati sui rendimenti, a spingere il capitale verso l'energia, e con il boom delle commodity degli anni Duemila, quando la domanda cinese svuotò fisicamente i magazzini globali. Con capacità di riserva, scorte e riserve strategiche descritte come sempre più esaurite, l'analisi avverte che la prossima disruption è già in corso e sarà vissuta sulla propria pelle prima ancora di poter essere teorizzata.

Fonte: City A.M. via OilPrice.com, pubblicato il 23 luglio 2026.

24/07/2026

Non esiste un unico prezzo del petrolio: come il mercato midstream è diventato il vero campo di battaglia nel 2026

Il 20 aprile 2020, il contratto futures WTI di maggio si è chiuso a meno 37,63 dollari al barile. Non era scoppiata nessuna guerra, non si era verificato alcuno shock dell'offerta e la domanda non era cambiata rispetto al venerdì precedente. Ciò che si era inceppato era la parte centrale del mercato petrolifero: l'hub di stoccaggio di Cushing, in Oklahoma, era di fatto saturo, con circa 60 milioni di barili di capacità operativa occupati su un totale di circa 76 milioni, lasciando i detentori di posizioni lunghe su carta senza alcun luogo fisico in cui collocare il petrolio a cui erano contrattualmente obbligati. Quel singolo pomeriggio, descritto in modo esaustivo in un nuovo studio analitico pubblicato sul Substack TSCS, costituisce l'argomento d'apertura di una tesi ambiziosa: il vero mercato petrolifero non risiede nel prezzo spot quotato su un terminale alle due di notte, bensì nell'infrastruttura che separa il pozzo di estrazione dal motore a combustione.

Lo studio, co-firmato da Giacomo Prandelli, ex trader di materie prime con base in Svizzera oggi attivo come analista di commodity e stratega geopolitico presso Mazziero Research, sostiene che il mercato petrolifero si articola in tre livelli: upstream, downstream e un segmento intermedio che la maggior parte degli investitori, analisti e giornalisti tratta come una semplice nota a margine sulla logistica. Questo segmento intermedio, che comprende oleodotti, petroliere, serbatoi di stoccaggio, impianti di miscelazione, terminal e i quadri assicurativi e legali che li disciplinano, viene descritto come il mercato vero e proprio.

Secondo i dati citati dall'U.S. Energy Information Administration, nel primo semestre del 2025 circa 79,8 milioni di barili al giorno sono stati movimentati tramite commercio marittimo, pari al 76 percento dell'offerta mondiale totale di 104,4 milioni di barili al giorno. Tre barili su quattro toccano l'acqua salata. Il principale punto di strozzatura per volume non è lo Stretto di Hormuz, come comunemente si assume, bensì lo Stretto di Malacca, con 23,2 milioni di barili al giorno contro i 20,9 milioni di Hormuz. Quest'ultimo, tuttavia, rimane insostituibile: dispone di soli circa 4,7 milioni di barili al giorno di capacità bypass tramite oleodotti, a fronte di un flusso di 20,9 milioni di barili.

Il conflitto del 2026 che ha chiuso o gravemente perturbato i transiti attraverso Hormuz ha fornito un esperimento in tempo reale. Lo studio riferisce che i passaggi di petroliere attraverso lo stretto sono crollati da circa 135 al giorno a febbraio a meno di 10 all'inizio di marzo, recuperando solo fino a circa 35 entro fine giugno prima che una nuova escalation a luglio riducesse ulteriormente i volumi. Le esportazioni di greggio e condensati dal Golfo si sono riprese a 10,07 milioni di barili al giorno a giugno, ancora circa il 40 percento al di sotto dei livelli dell'anno precedente. Gli Emirati Arabi Uniti, con le operazioni di carico a Fujairah sul lato oceanico dell'oleodotto bypass di Habshan, hanno raggiunto un record di 3,8 milioni di barili al giorno di esportazioni. Il totale delle esportazioni petrolifere del Golfo a giugno, inclusi i flussi bypass, è stato stimato dall'IEA a 16,1 milioni di barili al giorno.

La trasmissione del rischio verso la parte centrale del mercato, piuttosto che verso i prezzi spot del greggio, è uno dei risultati centrali dell'analisi. I premi assicurativi per il rischio bellico su un singolo transito di Hormuz sono passati da circa lo 0,25 percento del valore dello scafo prima del conflitto a quotazioni prossime al 10 percento al picco, stabilizzandosi in un intervallo tra il 3 e l'8 percento al momento della pubblicazione. Su una grande petroliera, ciò si traduce in 3-8 milioni di dollari per viaggio, da corrispondere prima che la nave si metta in moto. I noli sul percorso di riferimento VLCC Golfo-Cina hanno raggiunto picchi giornalieri di 600.000 dollari a metà marzo, contro circa 50.000 dollari a gennaio, per poi retrocedere bruscamente alle notizie di cessate il fuoco e risalire verso 470.000 dollari il 23 giugno, attestandosi intorno a 296.000 dollari all'inizio di luglio.

La posizione strutturale del mercato dello shipping rende l'analisi ancora più complessa. Il portafoglio ordini di petroliere per greggio è salito dal 18 percento della flotta a febbraio 2026 al 22 percento ad aprile, il rapporto più alto dal 2011, a seguito di quello che lo studio descrive come il trimestre di contrattazione per greggio più intenso mai registrato. Circa 49 milioni di tonnellate di portata lorda sono in programma di consegna sia nel 2026 sia nel 2027, il calendario di consegne più pesante dal 2009. Allo stesso tempo, la flotta è la più vecchia degli ultimi decenni: le VLCC hanno un'età media di circa 13,7 anni, con oltre un quinto dell'intera flotta da greggio che ha già superato i vent'anni. Lo studio definisce questa situazione come una finestra temporanea piuttosto che un vantaggio strutturale permanente, con una protezione destinata a durare fino a circa il 2027, prima che arrivi la nuova ondata di offerta.

Sull'architettura sanzionatoria che disciplina il greggio russo, l'analisi conclude che il mercato delle petroliere a due livelli è diventato strutturale piuttosto che ciclico. Il trasporto di greggio russo su tonnellaggio collegato al G7 è rimasto in un intervallo tra il 23 e il 33 percento nel periodo da febbraio a giugno, anche mentre i prezzi degli Urals si muovevano da 56 a 112 dollari e tornavano a 63. La cosiddetta shadow fleet, stimata in un nucleo duro di circa 940 navi e in circa 1.800 unità nel censimento allargato, non ha mostrato alcuna significativa elasticità ai prezzi. L'analisi descrive il mercato come un sistema di caste piuttosto che un assetto transitorio.

Tra gli esiti finanziari discussi, le società private di trading di materie prime hanno nettamente sovraperformato le major petrolifere integrate quotate in borsa durante le perturbazioni. Trafigura ha riportato un utile netto di 4,09 miliardi di dollari nella prima metà del proprio esercizio fiscale 2026, descritto come superiore all'intero esercizio fiscale precedente, in un semestre che conteneva solo il primo mese di guerra. Vitol ha registrato circa 15 miliardi di dollari di utile netto nell'anno di dislocazione del 2022, con circa 4,5 miliardi stimati per il 2025. Al contrario, il segmento Energy Products di Exxon ha riportato una perdita di 1,26 miliardi di dollari nel primo trimestre del 2026, inclusa una perdita su coperture di 706 milioni di dollari legata alle perturbazioni di Hormuz, mentre Chevron ha assorbito 2,9 miliardi di dollari di impatti negativi da derivati e tempistiche di inventario nello stesso periodo.

Sull'integrità dei benchmark, lo studio illustra in dettaglio che Platts ha sospeso le nomine dei tipi di greggio che richiedono il transito di Hormuz nella propria finestra Dubai il 2 marzo, riducendo il paniere consegnabile da cinque a due qualità. Il Dubai ha stampato un record di 157,66 dollari il 16 marzo, oltre 60 dollari al di sopra degli swap. Aramco ha successivamente tagliato il proprio prezzo ufficiale di vendita dell'Arab Light verso l'Asia di 11 dollari per agosto, portandolo a uno sconto di 1,50 dollari rispetto all'Oman-Dubai, descritto come il taglio singolo più ampio in oltre due decenni.

Il rilascio coordinato di riserve strategiche IEA ha totalizzato circa 400 milioni di barili a livello globale, con la Strategic Petroleum Reserve statunitense scesa a 325,7 milioni di barili alla settimana terminante il 26 giugno, il livello più basso dal 1983, a fronte di una capacità autorizzata di 714 milioni di barili. La U.S. Development Finance Corporation ha annunciato ad aprile una facility di riassicurazione marittima nel Golfo da 40 miliardi di dollari, con Chubb come lead underwriter, ma non aveva ancora emesso alcuna polizza a maggio, secondo quanto riportato dal Financial Times e citato nell'analisi.

Lo studio, pubblicato sul Substack TSCS con il contributo della newsletter Merchant's News di Giacomo Prandelli, si conclude con un dettagliato scenario ribassista rispetto alla propria tesi, individuando nell'ondata di consegne del portafoglio ordini, nella possibile normalizzazione delle sanzioni e nel divario strutturale tra i titoli sui noli e i rendimenti azionari delle società di petroliere quotate i principali rischi per la tesi di investimento nel segmento midstream.

24/07/2026

Il Brent greggio scende a 97,04 dollari il 24 luglio, ma resta in rialzo di quasi il 40% su base annua

Il petrolio greggio Brent veniva scambiato a 97,04 dollari al barile alle 5:35 del mattino, ora della costa orientale degli Stati Uniti, il 24 luglio 2026, secondo quanto riportato da Fortune. Ciò rappresenta un calo di 1,45 dollari, pari a circa l'1,47%, rispetto al prezzo della mattina precedente di 98,49 dollari al barile.

Nonostante la correzione giornaliera, la traiettoria di lungo periodo dei prezzi del petrolio rimane marcatamente rialzista. Un mese fa il Brent si attestava a 77,50 dollari al barile, il che significa che i prezzi sono balzati di circa il 25,21% nel solo arco di quel periodo. Rispetto a un anno fa, quando il petrolio valeva 69,51 dollari al barile, il livello attuale rappresenta un guadagno di circa il 39,60%, a sottolineare quanto le condizioni di mercato siano cambiate radicalmente negli ultimi dodici mesi.

L'impennata su base annua riporta il petrolio stabilmente in territori non visti negli ultimi anni, sullo sfondo di crescenti tensioni geopolitiche in Medio Oriente. I servizi correlati di Fortune citano l'Arabia Saudita come protagonista assoluta mentre il petrolio si avvicinava alla soglia dei 100 dollari al barile in un contesto di guerra con l'Iran sempre più intensa, oltre a un'azienda di servizi petroliferi da 70 miliardi di dollari che si posiziona per trarre vantaggio dalla domanda dei data center legati all'intelligenza artificiale.

Come accade tipicamente nei mercati energetici, le variazioni giornaliere al distributore non rispecchiano in tempo reale i prezzi del greggio. Analisti e osservatori del settore sottolineano frequentemente che i prezzi della benzina tendono a salire rapidamente quando il greggio aumenta — una dinamica spesso descritta come "razzi e piume" — ma scendono con ritardo, poiché i margini di raffinazione, i costi di trasporto, le tasse locali e i ricarichi al dettaglio incidono tutti sul prezzo finale al litro pagato dai consumatori.

La Riserva Strategica di Petrolio degli Stati Uniti rimane uno strumento di politica economica disponibile per attutire gravi shock dell'offerta, sebbene gli esperti avvertano che è concepita per fornire un sollievo a breve termine piuttosto che per costituire una soluzione strutturale a incrementi di prezzo prolungati.

Sul fronte dell'offerta, le dinamiche della produzione interna statunitense continuano a svolgere un ruolo nella formazione dei prezzi. Fortune ha rilevato che l'amministrazione Trump si è mossa nel 2025 per riaprire oltre 1,5 milioni di acri nella Pianura Costiera dell'Arctic National Wildlife Refuge all'estrazione di petrolio e gas, invertendo la politica dell'era Biden che aveva limitato le trivellazioni artiche. Un maggiore accesso alle risorse interne è generalmente considerato una forza moderatrice sui picchi di prezzo nel lungo periodo.

Il Brent greggio rappresenta il principale benchmark globale per la determinazione del prezzo del petrolio ed è utilizzato dalla U.S. Energy Information Administration come riferimento principale nel suo Annual Energy Outlook. Il West Texas Intermediate, o WTI, rimane il principale benchmark nordamericano. Storicamente, i mercati petroliferi hanno attraversato fasi di estrema volatilità: dall'embargo arabo sul petrolio dei primi anni Settanta al crollo dei prezzi a metà degli anni Ottanta, fino al picco trainato dalla domanda del 2008 che precedette la crisi finanziaria globale, e al crollo senza precedenti al di sotto dei 20 dollari durante i lockdown della pandemia di COVID-19 nel 2020.

Fonte: Fortune, Joseph Hostetler, 24 luglio 2026.