La strategia di Aramco per mantenere le esportazioni di petrolio tra Hormuz e Mar Rosso

La risposta di Saudi Aramco alla crisi non è un unico corridoio alternativo, ma una combinazione di soluzioni parziali: carichi ripresi nei terminali del Golfo, trasferimenti nave-nave al di fuori dello Stretto di Hormuz e maggiore utilizzo delle infrastrutture che portano il greggio verso il Mar Rosso e il Mediterraneo. Il risultato è che alcuni flussi continuano, ma con più complessità, meno trasparenza e costi di consegna più elevati per i clienti asiatici.

Il piano nave-nave: Fujairah e Sohar

Aramco sta negoziando con alcuni raffinatori asiatici la consegna del greggio oltre Hormuz attraverso trasferimenti ship-to-ship, o STS: petroliere più piccole trasportano il carico dalla zona del Golfo e lo trasferiscono a navi più grandi in acque esterne al punto più rischioso della rotta.

Le fonti indicano operazioni o offerte al largo di Fujairah, negli Emirati Arabi Uniti, e di Sohar, sulla costa omanita del Golfo di Oman. Per i carichi spot di settembre sono stati segnalati soprattutto i gradi Arab Medium e Arab Heavy, mentre il listino asiatico di settembre di Aramco ha fissato il riferimento commerciale per Arab Light a un livello molto basso rispetto al benchmark Oman/Dubai.

La documentazione pubblica non consente di attribuire con certezza ogni grado a ciascun trasferimento. Il punto centrale, tuttavia, è il modello logistico: spostare il passaggio più delicato fuori dallo Stretto e consegnare il greggio a una petroliera oceanica pronta a proseguire verso l'Asia.

Un modello ancora più selettivo di quello di ADNOC

La strategia ricorda quella già sviluppata da ADNOC, la compagnia petrolifera nazionale di Abu Dhabi. Nel suo sistema di navette, petroliere più piccole attraversano o aggirano la zona esposta e trasferiscono poi il greggio a navi di maggiore capacità al largo di Hormuz. L'operazione emiratina avrebbe movimentato oltre 100 milioni di barili ed è considerata più strutturata e collaudata.

Per Aramco, invece, si tratta di una soluzione di emergenza più recente e mirata, non di un rimpiazzo completo delle normali esportazioni dal complesso di Ras Tanura. Anche quando il trasferimento riesce, restano necessari più viaggi, più navi e un coordinamento più complesso tra terminali, equipaggi, assicuratori e compratori.

Ras Tanura torna in scena

Quando la rotta occidentale attraverso il Mar Rosso ha iniziato a diventare meno affidabile, Aramco ha ripreso a caricare greggio dai terminali situati all'interno dello Stretto di Hormuz. Dati marittimi e immagini satellitari hanno mostrato nuovamente attività di grandi petroliere nell'area di Ras Tanura e nei punti di ormeggio di Ju'aymah, con altre navi in attesa di caricare.

È un segnale di pragmatismo, non di normalizzazione. Le operazioni dal principale hub petrolifero saudita espongono nuovamente navi e carichi al rischio nello Stretto, mentre i trasferimenti STS cercano di ridurre il tratto più vulnerabile senza eliminarlo del tutto.

Perché Yanbu non è più una soluzione sicura

All'inizio della crisi, l'Arabia Saudita ha trasferito una quantità significativa di greggio verso ovest attraverso la East-West Pipeline, nota anche come Petroline, per caricare nel porto di Yanbu, sul Mar Rosso. La rotta permetteva di evitare il passaggio diretto da Hormuz.

Ma per il greggio destinato a Cina, India e agli altri mercati asiatici il problema non finisce a Yanbu: le petroliere devono attraversare il Mar Rosso e raggiungere l'area di Bab el-Mandeb, vicino alla costa yemenita. Gli attacchi e le minacce degli Houthi hanno spinto alcune navi cariche di greggio saudita a invertire la rotta o a cercare percorsi diversi.

La situazione è diventata anche più difficile da monitorare. Le recenti partenze da Yanbu sono state effettuate con il sistema AIS, il transponder che rende pubblica la posizione della nave, disattivato o non visibile. Questo riduce la trasparenza per trader e analisti e aumenta l'incertezza sulla tempistica effettiva delle consegne.

Pipeline verso il Mediterraneo e pressione sui compratori indiani

Riyadh sta inoltre aumentando i flussi attraverso la rete che porta il greggio verso l'Egitto e il porto mediterraneo di Sidi Kerir, evitando il tratto più esposto del Mar Rosso. Le esportazioni da Sidi Kerir avrebbero raggiunto circa 2,3 milioni di barili al giorno ad agosto, più del doppio rispetto al mese precedente, secondo i dati citati da CNBC.

Questa rotta può offrire un'alternativa, ma comporta viaggi più lunghi: il percorso mediterraneo può aggiungere circa 20-25 giorni rispetto al passaggio attraverso Bab el-Mandeb. In India, alcuni raffinatori statali avrebbero chiesto uno sconto di 5-10 dollari al barile per il greggio caricato a Sidi Kerir rispetto al prezzo ufficiale di Aramco, a compensazione del rischio e dei costi aggiuntivi.

Le informazioni disponibili indicano una minore affidabilità delle consegne e una maggiore pressione competitiva per Aramco in India. Non permettono però di quantificare con precisione una variazione della quota di mercato della compagnia nel Paese.

Quanto può davvero aiutare l'infrastruttura?

La East-West Pipeline saudita può spostare il greggio verso la costa occidentale, ma il sollievo effettivo è limitato dalla capacità della pipeline, dai terminali di carico e dalla disponibilità di petroliere. Durante la prima fase della diversione, i volumi di Yanbu si sono avvicinati ai 2 milioni di barili al giorno, mentre il volume saudita da reindirizzare lontano da Hormuz era stimato in circa 5-6 milioni di barili al giorno.

Anche gli Emirati hanno un limite analogo. La pipeline verso Fujairah consente di bypassare geograficamente Hormuz, ma non è sufficiente a gestire tutte le esportazioni di greggio degli Emirati. Per questo ADNOC continua a fare affidamento su navette, passaggi marittimi e trasferimenti offshore.

In altre parole, le pipeline riducono la dipendenza da un singolo stretto, ma non trasformano una rete di esportazione vulnerabile in una rete completamente sicura.

Prezzi ufficiali più bassi, ma greggio consegnato più caro

Aramco ha portato il prezzo ufficiale di vendita, l'Official Selling Price o OSP, dell'Arab Light destinato all'Asia a 2 dollari al barile sotto la media Oman/Dubai per settembre: il livello più basso da sei anni.

L'OSP, però, è soltanto il differenziale commerciale del greggio. Il costo finale per un raffinatore comprende anche:

• noli marittimi più elevati;
• premi assicurativi e coperture per il rischio di guerra;
• tempi di navigazione più lunghi;
• riposizionamento e scarsità delle petroliere;
• ritardi e costi di attesa;
• maggiore rischio operativo per i carichi via Yanbu o tramite STS.

Per questo uno sconto sul listino non significa automaticamente petrolio più economico all'arrivo. Aramco ha inoltre gestito alcune assegnazioni di settembre ai clienti asiatici su base ad hoc, invece di ricorrere alla programmazione ordinaria.

Un argine ai prezzi, non una soluzione alla crisi

I trasferimenti riservati, le deviazioni delle rotte e la ripresa parziale dei carichi nel Golfo hanno contribuito a evitare uno shock fisico ancora più grave. In questo senso hanno attenuato gli scenari più estremi di rialzo del petrolio e di inflazione energetica.

Ma l'offerta globale non è tornata alla normalità. Aramco ha dichiarato che dall'inizio del conflitto, a febbraio, il mercato mondiale ha perso oltre 2,6 miliardi di barili e che le scorte si sono ridotte. Il traffico attraverso Hormuz e Bab el-Mandeb è diminuito drasticamente in alcuni giorni, segno della fragilità dei due principali sbocchi marittimi della regione.

Cosa significa per il mercato

La regione dispone oggi di aggiramenti parziali, non di alternative pienamente sicure. I flussi sono più frammentati, la posizione delle navi è più difficile da seguire quando l'AIS viene spento e l'intera catena — dalle petroliere agli equipaggi, dagli assicuratori ai terminali costieri — opera con un livello di rischio maggiore.

Le compagnie petrolifere possono beneficiare dei prezzi elevati e Aramco ha registrato un forte aumento degli utili durante la fase di turbolenza. Tuttavia, i vantaggi sono compensati da volumi di esportazione vincolati, logistica più costosa, sconti necessari per mantenere i clienti e dal rischio che i raffinatori asiatici diversifichino stabilmente le proprie forniture.

Il quadro, quindi, è quello di un mercato che riesce ancora a far arrivare parte del greggio a destinazione, ma pagando un prezzo molto più alto in termini di sicurezza, trasparenza e affidabilità.