Bessent: deficit globale di petrolio 8–10 mbpd

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Il 4 maggio 2026 Bessent ha detto al mercato che il mondo è di fronte a un deficit di approvvigionamento di petrolio di 8–10 milioni di barili al giorno (mbpd) a seguito di interruzioni quasi totali attraverso lo Stretto di Hormuz (InvestingLive, 4 maggio 2026). Il quadro numerico che lui e altri hanno usato è che circa 20 mbpd normalmente transitano per Hormuz nelle condizioni di base, e quella cifra è scesa a quasi zero poiché le rotte marittime e i movimenti delle navi cisterna sono stati limitati. L'instradamento est–ovest dell'Arabia Saudita e altri sforzi di mitigazione terrestri, ha detto Bessent, hanno preservato approssimativamente 7–8 mbpd di esportazioni, e aggiunge ulteriori 2–5 mbpd di mitigazione nel suo conteggio per arrivare al deficit di primo piano. I suoi commenti pubblici includono dichiarazioni geopolitiche assertive – «abbiamo il controllo assoluto dello stretto» e «gli USA sparano solo se vengono attaccati» – che influenzano la percezione del mercato tanto quanto l'analisi dei flussi fisici. Il commentario ha acquisito peso aggiuntivo perché implica un deficit strutturale sostenuto piuttosto che una distorsione logistica transitoria, ma si scontra anche con uno scetticismo crescente sul tempismo del conflitto e sulla credibilità delle previsioni a brevissimo termine.

Contesto

Lo Stretto di Hormuz è il punto di strozzatura marittimo più importante per le esportazioni di greggio a livello globale; le stime utilizzate dai partecipanti al mercato nelle ultime settimane si sono ancorate attorno a 20 mbpd di greggio e prodotti petroliferi che transitano il passaggio in condizioni normali (stime di settore diffuse durante aprile–maggio 2026). La perturbazione di quel corridoio provoca richieste immediate di dirottamento tramite rotte marittime più lunghe o oleodotti terrestri, che aumentano i tempi di transito, incrementano i costi di nolo e comprimono la capacità navale disponibile. Storicamente, le interruzioni alle spedizioni nel Golfo – che vanno dagli attacchi a petroliere nel 2019 ai conflitti del Golfo nei primi anni '90 – si sono tradotte in picchi di volatilità nei benchmark Brent e WTI, provocando movimenti di breve periodo sproporzionati anche quando gli impatti aggregati annuali sulla fornitura erano limitati. Nell'episodio attuale, i partecipanti al mercato stanno analizzando due questioni collegate ma distinte: la riduzione fisica dei flussi attraverso Hormuz e la capacità degli esportatori di instradare nuovamente i volumi attraverso infrastrutture alternative come il pipeline est–ovest saudita (Petroline) o i corridoi del Mar Rosso.

L'aritmetica semplificata che Bessent e altri utilizzano riduce una storia logistica complessa. Il baseline di 20 mbpd attraverso Hormuz è un utile punto di riferimento, ma aggrega diverse qualità di greggio, spedizioni di prodotti e carichi sensibili al fattore tempo. Il dirottamento può essere eseguito solo nella misura in cui le infrastrutture alternative dispongono di capacità disponibile, compatibilità con le raffinerie e coperture assicurative; per esempio, la Petroline est–ovest saudita ha una capacità nominale di transito dell'ordine di 5 mbpd (dati di capacità Saudi Aramco citati dagli analisti di mercato nel 2024–25), il che significa che altri instradamenti terrestri o operazioni tank-to-tank devono assorbire i volumi incrementali. La situazione attuale collide inoltre con pattern stagionali della domanda e con i programmi di manutenzione delle raffinerie, che possono amplificare gli scarti tra dove i barili sono fisicamente localizzati e dove sono maggiormente necessari.

Oltre ai flussi fisici, contano l'impatto psicologico e la struttura del mercato. La formazione del prezzo durante shock geopolitici è frequentemente guidata da aspettative e optionality: premi per il rischio di guerra su rotte Baltic e VLCC (Very Large Crude Carrier), aumenti nei noli e nei premi assicurativi, e la curva a termine che si sposta in un contango ripido o in backwardation a seconda dell'urgenza percepita. I commenti di Bessent dunque contano sia per la loro aritmetica sia per come modellano il premio di rischio del mercato. Questa dinamica è particolarmente importante per portafogli istituzionali e desk di trading che devono bilanciare esposizione fisica, coperture cartolari e considerazioni di liquidità man mano che l'episodio evolve.

Analisi dettagliata dei dati

La matematica di Bessent, così come presentata pubblicamente, può essere ricostruita per fasi. Fase uno: 20 mbpd come transito baseline via Hormuz. Fase due: flussi «praticamente nulli» attraverso lo stretto, implicando che l'intero 20 mbpd rischia di essere spostato. Fase tre: mitigazioni saudite e alleate preservano 7–8 mbpd tramite instradamenti est–ovest e altre opzioni terrestri o del Mar Rosso. Fase quattro: Bessent aggiunge 2–5 mbpd di mitigazione aggiuntiva da misure secondarie per raggiungere un volume effettivo consegnato di circa 9–13 mbpd; sottraendo ciò dai 20 mbpd si ottiene il deficit di 8–10 mbpd di cui si è parlato (InvestingLive, 4 maggio 2026). L'aritmetica è internamente coerente se i numeri intermedi di preservazione reggono.

I principali dati a supporto del calcolo includono: il baseline di 20 mbpd via Hormuz (stime di settore citate in briefing pubblici, aprile–maggio 2026), i 7–8 mbpd di esportazioni reindirizzate o preservate attraverso pipeline saudite e opzioni terrestri (Bessent, 4 maggio 2026), e i 2–5 mbpd aggiuntivi di mitigazione che egli menziona (Bessent, 4 maggio 2026). Un ulteriore dato strutturale è la capacità del pipeline est–ovest dell'Arabia Saudita (circa 5 mbpd storicamente), che vincola quanto delle esportazioni del Golfo possano essere effettivamente convogliate via terra (sintesi della capacità Saudi Aramco, 2024). Queste cifre sono discrete e verificabili, ma sono anche sensibili alle ipotesi su prontezza operativa, capacità di riserva, pianificazione dei carichi e disponibilità di noli.

Esistono rischi di misurazione nel conteggio. Per prima cosa, le esportazioni «preservate» richiedono terminal di carico compatibili e assicurazione garantita; un oleodotto che può trasportare 5 mbpd non si traduce automaticamente in 5 mbpd di barili disponibili da caricare in un dato terminale per una data giornata. In secondo luogo, contare le mitigazioni secondarie nella banda 2–5 mbpd è intrinsecamente incerto e potrebbe conteggiare doppiamente soluzioni temporanee a breve termine che non sono sostenibili settimanalmente. I partecipanti al mercato pertanto monitorano una combinazione di indicatori macro – carichi osservati, tracciamento AIS delle navi cisterna, contrattazioni e movimenti dei premi per il rischio di guerra – in tempo quasi reale per mettere alla prova le affermazioni sul divario di offerta.

Implicazioni per il settore

Se un deficit di 8–10 mbpd dovesse persi