Il vantaggio non dipende soltanto dalla posizione geografica. È sostenuto da nuova produzione concreta, proprio mentre i compratori cercano alternative. L’Energy Information Administration statunitense prevede che Brasile, Guyana e Argentina aggiungeranno insieme 0,4 milioni di barili al giorno nel 2026, metà dell’aumento globale della produzione di greggio, stimato in 0,8 milioni di barili al giorno. Anche l’Agenzia internazionale dell’energia indica Brasile, Guyana e Argentina tra i principali motori della crescita dell’offerta al di fuori dell’OPEC+ nel 2026.

Per Brasile e Guyana si aprono così tre possibili canali di guadagno:

• Prezzi realizzati più elevati: un premio di rischio più ampio può aumentare il valore dei carichi esportati.
• Maggiore accesso ai compratori asiatici: le raffinerie alla ricerca di petrolio non proveniente da Hormuz potrebbero rivolgersi più spesso ai produttori del bacino atlantico.
• Un ruolo strategico più importante: la nuova produzione vale non solo come offerta aggiuntiva, ma anche come protezione contro le interruzioni geopolitiche.

La crisi non ha creato l’espansione del pre-salt brasiliano né la crescita offshore della Guyana. Ha reso quelle tendenze già in corso più importanti sul piano commerciale e strategico.

L’Argentina amplia la risposta dell’offerta regionale

L’Argentina partecipa alla stessa dinamica grazie alla crescita di Vaca Muerta. L’EIA prevede che la produzione argentina passi da una media di 670.000 barili al giorno nel 2024 a 740.000 nel 2025; tra gennaio e ottobre 2025, Vaca Muerta avrebbe rappresentato circa il 62% della produzione.

L’Argentina, tuttavia, è meno flessibile nell’export immediato rispetto a Brasile e Guyana. La capacità degli oleodotti, le infrastrutture portuali e le esigenze del mercato interno determinano la rapidità con cui il nuovo petrolio di scisto può raggiungere i compratori esteri. L’aumento della produzione rafforza comunque il contributo potenziale del Sud America all’offerta globale e, nel tempo, riduce la dipendenza regionale dal petrolio importato.

L’opportunità del Venezuela è più condizionata

Il Venezuela può beneficiare di prezzi più alti e della domanda di greggio pesante non proveniente dal Golfo, ma le evidenze disponibili non giustificano l’idea che la sua opportunità sia equivalente a quella di Brasile e Guyana. La ripresa della produzione e delle esportazioni dipende da affidabilità operativa, infrastrutture, investimenti, sanzioni, modalità di pagamento e accesso ai trasporti marittimi.

La distinzione è importante. Brasile e Guyana beneficiano di una crescita produttiva attiva e di un accesso relativamente diretto all’Atlantico. Il Venezuela può trarre vantaggio da condizioni di mercato favorevoli, ma per trasformare questo vantaggio in guadagni duraturi per export e finanze pubbliche deve superare vincoli che vanno oltre il prezzo del petrolio.

Gli esportatori guadagnano, gli importatori assorbono lo shock

L’impatto regionale è profondamente disomogeneo. I Paesi esportatori netti possono registrare maggiori entrate dall’export e più ricavi pubblici quando i prezzi salgono. Per i Paesi che importano carburanti vale l’aritmetica opposta: bollette energetiche più pesanti, pressione sui sussidi, trasporti più costosi e minore potere d’acquisto delle famiglie.

Il Fondo monetario internazionale ha indicato le economie dell’America Centrale dipendenti dalle importazioni energetiche e quelle caraibiche dipendenti dal turismo tra le più esposte all’aumento dei costi dell’energia. Il rincaro dei carburanti può trasferirsi alla produzione elettrica, al trasporto su strada, alla distribuzione alimentare, alle tariffe aeree e alle attività crocieristiche. Lo shock, quindi, va oltre il solo mercato del greggio.

C’è inoltre una complicazione importante: essere esportatori di petrolio non significa necessariamente essere immuni dall’inflazione dei carburanti raffinati. Un Paese può esportare greggio e allo stesso tempo importare benzina, diesel o altri prodotti raffinati, lasciando consumatori e imprese esposti ai prezzi globali e ai costi di trasporto marittimo.

Perché i danni possono durare anche dopo la riapertura di Hormuz

Una riapertura dello Stretto potrebbe portare sollievo immediato ai mercati del greggio, ma prezzi al consumo e filiere più ampie potrebbero adeguarsi con maggiore lentezza. UN Trade and Development ha avvertito che i sistemi alimentari e di trasporto richiedono più tempo per riprendersi, perché le reti logistiche interrotte devono essere riorganizzate.

Il ritardo è particolarmente rilevante per le piccole economie insulari che importano sia carburanti sia alimenti. Secondo UNCTAD, le famiglie caraibiche hanno continuato a sostenere costi più alti per carburanti ed elettricità anche quando il petrolio si è avvicinato ai livelli precedenti alla crisi. Un calo dei prezzi di riferimento non annulla immediatamente i contratti di trasporto, le scorte acquistate a prezzi elevati, i costi delle utenze o la pressione accumulata sui bilanci pubblici.

Anche la Commissione economica per l’America Latina e i Caraibi, ECLAC, prevede che il prezzo medio del petrolio nel 2026 resti superiore alla media del 2025, persino in uno scenario di allentamento nella parte finale dell’anno. Il risultato è un’economia regionale a due velocità: gli esportatori possono incassare un guadagno straordinario, mentre gli importatori continuano ad assorbire costi più elevati.

Il riallineamento commerciale sarà permanente?

Probabilmente no, almeno non ancora. Perché la domanda asiatica si sposti stabilmente verso il petrolio latinoamericano, dovrebbero verificarsi diverse condizioni:

1. L’insicurezza a Hormuz dovrebbe durare abbastanza a lungo da modificare contratti e comportamenti delle raffinerie.
2. Brasile, Guyana e gli altri fornitori atlantici dovrebbero garantire una crescita produttiva affidabile.
3. Le loro qualità di greggio dovrebbero essere compatibili con le esigenze delle raffinerie asiatiche.
4. Capacità delle petroliere, assicurazioni e noli dovrebbero rendere la rotta competitiva.
5. Le forniture del Golfo dovrebbero rimanere meno affidabili del loro tradizionale vantaggio in termini di costi e distanza.

Se il transito attraverso Hormuz tornasse credibilmente alla normalità, gli esportatori del Golfo potrebbero recuperare gran parte della loro posizione sui mercati asiatici. La crescita strutturale della produzione latinoamericana resterebbe importante, ma il premio sui prezzi e i guadagni temporanei di quote di mercato legati alla crisi probabilmente si ridurrebbero.

L’eredità più duratura potrebbe quindi essere strategica, non necessariamente commerciale. La crisi ha mostrato alle raffinerie il valore della diversificazione geografica e ai produttori che i barili atlantici affidabili possono ottenere un premio quando un grande corridoio energetico diventa insicuro. Per Brasile e Guyana è un vantaggio significativo nel breve periodo. Per America Centrale e Caraibi è il promemoria di quanto rapidamente una crisi marittima lontana possa trasformarsi in un problema interno di costo della vita.

Il vantaggio non dipende soltanto dalla posizione geografica. È sostenuto da nuova produzione concreta, proprio mentre i compratori cercano alternative. L’Energy Information Administration statunitense prevede che Brasile, Guyana e Argentina aggiungeranno insieme 0,4 milioni di barili al giorno nel 2026, metà dell’aumento globale della produzione di greggio, stimato in 0,8 milioni di barili al giorno. Anche l’Agenzia internazionale dell’energia indica Brasile, Guyana e Argentina tra i principali motori della crescita dell’offerta al di fuori dell’OPEC+ nel 2026.

Per Brasile e Guyana si aprono così tre possibili canali di guadagno:

• Prezzi realizzati più elevati: un premio di rischio più ampio può aumentare il valore dei carichi esportati.
• Maggiore accesso ai compratori asiatici: le raffinerie alla ricerca di petrolio non proveniente da Hormuz potrebbero rivolgersi più spesso ai produttori del bacino atlantico.
• Un ruolo strategico più importante: la nuova produzione vale non solo come offerta aggiuntiva, ma anche come protezione contro le interruzioni geopolitiche.

La crisi non ha creato l’espansione del pre-salt brasiliano né la crescita offshore della Guyana. Ha reso quelle tendenze già in corso più importanti sul piano commerciale e strategico.

L’Argentina amplia la risposta dell’offerta regionale

L’Argentina partecipa alla stessa dinamica grazie alla crescita di Vaca Muerta. L’EIA prevede che la produzione argentina passi da una media di 670.000 barili al giorno nel 2024 a 740.000 nel 2025; tra gennaio e ottobre 2025, Vaca Muerta avrebbe rappresentato circa il 62% della produzione.

L’Argentina, tuttavia, è meno flessibile nell’export immediato rispetto a Brasile e Guyana. La capacità degli oleodotti, le infrastrutture portuali e le esigenze del mercato interno determinano la rapidità con cui il nuovo petrolio di scisto può raggiungere i compratori esteri. L’aumento della produzione rafforza comunque il contributo potenziale del Sud America all’offerta globale e, nel tempo, riduce la dipendenza regionale dal petrolio importato.

L’opportunità del Venezuela è più condizionata

Il Venezuela può beneficiare di prezzi più alti e della domanda di greggio pesante non proveniente dal Golfo, ma le evidenze disponibili non giustificano l’idea che la sua opportunità sia equivalente a quella di Brasile e Guyana. La ripresa della produzione e delle esportazioni dipende da affidabilità operativa, infrastrutture, investimenti, sanzioni, modalità di pagamento e accesso ai trasporti marittimi.

La distinzione è importante. Brasile e Guyana beneficiano di una crescita produttiva attiva e di un accesso relativamente diretto all’Atlantico. Il Venezuela può trarre vantaggio da condizioni di mercato favorevoli, ma per trasformare questo vantaggio in guadagni duraturi per export e finanze pubbliche deve superare vincoli che vanno oltre il prezzo del petrolio.

Gli esportatori guadagnano, gli importatori assorbono lo shock

L’impatto regionale è profondamente disomogeneo. I Paesi esportatori netti possono registrare maggiori entrate dall’export e più ricavi pubblici quando i prezzi salgono. Per i Paesi che importano carburanti vale l’aritmetica opposta: bollette energetiche più pesanti, pressione sui sussidi, trasporti più costosi e minore potere d’acquisto delle famiglie.

Il Fondo monetario internazionale ha indicato le economie dell’America Centrale dipendenti dalle importazioni energetiche e quelle caraibiche dipendenti dal turismo tra le più esposte all’aumento dei costi dell’energia. Il rincaro dei carburanti può trasferirsi alla produzione elettrica, al trasporto su strada, alla distribuzione alimentare, alle tariffe aeree e alle attività crocieristiche. Lo shock, quindi, va oltre il solo mercato del greggio.

C’è inoltre una complicazione importante: essere esportatori di petrolio non significa necessariamente essere immuni dall’inflazione dei carburanti raffinati. Un Paese può esportare greggio e allo stesso tempo importare benzina, diesel o altri prodotti raffinati, lasciando consumatori e imprese esposti ai prezzi globali e ai costi di trasporto marittimo.

Perché i danni possono durare anche dopo la riapertura di Hormuz

Una riapertura dello Stretto potrebbe portare sollievo immediato ai mercati del greggio, ma prezzi al consumo e filiere più ampie potrebbero adeguarsi con maggiore lentezza. UN Trade and Development ha avvertito che i sistemi alimentari e di trasporto richiedono più tempo per riprendersi, perché le reti logistiche interrotte devono essere riorganizzate.

Il ritardo è particolarmente rilevante per le piccole economie insulari che importano sia carburanti sia alimenti. Secondo UNCTAD, le famiglie caraibiche hanno continuato a sostenere costi più alti per carburanti ed elettricità anche quando il petrolio si è avvicinato ai livelli precedenti alla crisi. Un calo dei prezzi di riferimento non annulla immediatamente i contratti di trasporto, le scorte acquistate a prezzi elevati, i costi delle utenze o la pressione accumulata sui bilanci pubblici.

Anche la Commissione economica per l’America Latina e i Caraibi, ECLAC, prevede che il prezzo medio del petrolio nel 2026 resti superiore alla media del 2025, persino in uno scenario di allentamento nella parte finale dell’anno. Il risultato è un’economia regionale a due velocità: gli esportatori possono incassare un guadagno straordinario, mentre gli importatori continuano ad assorbire costi più elevati.

Il riallineamento commerciale sarà permanente?

Probabilmente no, almeno non ancora. Perché la domanda asiatica si sposti stabilmente verso il petrolio latinoamericano, dovrebbero verificarsi diverse condizioni:

1. L’insicurezza a Hormuz dovrebbe durare abbastanza a lungo da modificare contratti e comportamenti delle raffinerie.
2. Brasile, Guyana e gli altri fornitori atlantici dovrebbero garantire una crescita produttiva affidabile.
3. Le loro qualità di greggio dovrebbero essere compatibili con le esigenze delle raffinerie asiatiche.
4. Capacità delle petroliere, assicurazioni e noli dovrebbero rendere la rotta competitiva.
5. Le forniture del Golfo dovrebbero rimanere meno affidabili del loro tradizionale vantaggio in termini di costi e distanza.

Se il transito attraverso Hormuz tornasse credibilmente alla normalità, gli esportatori del Golfo potrebbero recuperare gran parte della loro posizione sui mercati asiatici. La crescita strutturale della produzione latinoamericana resterebbe importante, ma il premio sui prezzi e i guadagni temporanei di quote di mercato legati alla crisi probabilmente si ridurrebbero.

L’eredità più duratura potrebbe quindi essere strategica, non necessariamente commerciale. La crisi ha mostrato alle raffinerie il valore della diversificazione geografica e ai produttori che i barili atlantici affidabili possono ottenere un premio quando un grande corridoio energetico diventa insicuro. Per Brasile e Guyana è un vantaggio significativo nel breve periodo. Per America Centrale e Caraibi è il promemoria di quanto rapidamente una crisi marittima lontana possa trasformarsi in un problema interno di costo della vita.