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Hormuz spinge i noli delle VLCC a livelli record e allarga la distanza tra Brent e greggio fisico
Il TD3C, benchmark per una VLCC da Ras Tanura a Ningbo, ha superato 1 milione di dollari al giorno a metà settembre ed è stato poi valutato oltre 1,2 milioni. Il danneggiamento dell’oleodotto East West ha ridotto una fondamentale alternativa a Hormuz: i trasferimenti nave nave presso Sohar mantengono parte dei fluss...
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Research answer
Key takeaways
- Il TD3C, benchmark per una VLCC da Ras Tanura a Ningbo, ha superato 1 milione di dollari al giorno a metà settembre ed è stato poi valutato oltre 1,2 milioni.
- Il danneggiamento dell’oleodotto East West ha ridotto una fondamentale alternativa a Hormuz: i trasferimenti nave nave presso Sohar mantengono parte dei flussi in movimento, ma richiedono più navi e più tempo.
- Gli armatori hanno ordinato molte più VLCC nel 2026 rispetto al 2025, ma gran parte delle nuove unità non sarà consegnata prima del 2028 2029.
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Lo shock sul mercato petrolifero non riguarda soltanto la disponibilità di greggio: riguarda la possibilità di trasportarlo in modo sicuro, prevedibile e nei tempi richiesti. Le difficoltà di transito nello Stretto di Hormuz hanno aumentato rischio e costo delle spedizioni di greggio del Golfo verso l’Asia. Il danneggiamento dell’oleodotto saudita East-West, una via verso il Mar Rosso che aggira lo stretto, ha aggravato il problema. Il risultato è stata una corsa alla capacità delle superpetroliere e un’impennata record dei noli sulla rotta Medio Oriente-Cina. 2
TD3C: il prezzo di una rotta diventata scarsa e rischiosa
Il TD3C è il benchmark della Baltic Exchange per il trasporto di un carico da 270.000 tonnellate su una VLCC (Very Large Crude Carrier, una superpetroliera) da Ras Tanura, in Arabia Saudita, a Ningbo, in Cina. Il 14 settembre ha superato per la prima volta 1 milione di dollari al giorno in termini di equivalente di noleggio a tempo (TCE), arrivando a 1,035 milioni di dollari al giorno secondo dati Baltic riportati dalla stampa. Una successiva valutazione di mercato ha collocato la rotta oltre 1,2 milioni di dollari al giorno.
Il confronto con fine febbraio chiarisce la portata del balzo: allora Reuters indicava per il benchmark Medio Oriente-Cina circa 206.000 dollari al giorno. Non è aumentato soltanto il costo del carburante o la durata del viaggio. Attraversare Hormuz è diventata una decisione di rischio per armatori, noleggiatori e assicuratori. Una valutazione di settembre stimava in circa 430.000 dollari al giorno il premio di rischio per Ras Tanura-Ningbo rispetto a viaggi regionali comparabili.
Va fatta una precisazione importante: TD3C è un benchmark TCE calcolato, non il corrispettivo in contanti comunicato per ogni singolo contratto di noleggio. In condizioni di mercato estreme, il valore può incorporare ipotesi di rotta e premi di rischio diversi da quelli di una specifica operazione.
L’alternativa saudita richiede comunque più capacità navale
L’Arabia Saudita usava l’oleodotto East-West per inviare greggio dalla regione produttrice orientale a Yanbu, sul Mar Rosso, evitando Hormuz. La condotta può trasportare fino a 7 milioni di barili al giorno. 2
Dopo i danni causati dai droni, Saudi Aramco ha offerto ulteriori carichi imbarcati nel Golfo e destinati a trasferimenti da nave a nave presso Sohar, in Oman. Secondo Reuters, la società ha venduto circa 60 milioni di barili da Ras Tanura per carichi di settembre e ottobre tramite questo schema. 1
La soluzione consente di mantenere in movimento una parte delle forniture, ma non sostituisce senza attriti una normale esportazione diretta:
- una nave spola carica il greggio all’interno del Golfo e attraversa lo stretto;
- il carico viene trasferito al largo, nell’area di Sohar;
- una petroliera più grande, in attesa fuori dallo stretto, prosegue quindi verso l’Asia.
Ogni passaggio aggiunge tempi di attesa, coordinamento e complessità operativa. Soprattutto, un unico movimento di esportazione viene spezzato in più impieghi navali. I dati satellitari citati da Reuters indicavano che, durante il cambio di rotta, i carichi sauditi a Ras Tanura e Juaymah erano saliti a circa l’equivalente di due VLCC al giorno. 3
Perché il Brent non racconta tutto
Una raffineria non compra un generico “barile di petrolio”: acquista una particolare qualità di greggio, per una consegna in un luogo e in una data precisi. Il costo effettivo comprende prezzo del greggio, nolo, assicurazione, rischio di rotta e disponibilità della nave. Quando il trasporto è sotto pressione, queste voci possono divergere nettamente da un benchmark futures.
I futures sul Brent non incorporano pienamente il collo di bottiglia di Hormuz. Se portati a consegna, i greggi ammessi nel contratto sono caricati in Europa o negli Stati Uniti, non presso un passaggio strategico del Medio Oriente. Per questo, durante una crisi della navigazione, i prezzi del greggio fisico possono distaccarsi in modo marcato dal prezzo mostrato sullo schermo dei futures.
Ad aprile Reuters ha rilevato che i prezzi fisici dei greggi europei e africani salivano mentre i futures scendevano dopo un cessate il fuoco tra Stati Uniti e Iran: il Forties del Mare del Nord aveva raggiunto 146,43 dollari al barile. Pochi giorni dopo, il prezzo fisico del Forties è stato segnalato al record di 148,87 dollari al barile.
L’effetto del nolo sul singolo barile può diventare enorme. Una VLCC trasporta in genere circa 2 milioni di barili, perciò noli di questa entità incidono materialmente sul prezzo consegnato di un carico. Un commento di mercato ha stimato che il trasporto Golfo-Asia avesse superato 22 dollari al barile, contro circa 2 dollari un anno prima; il dato preciso dipende però dalle ipotesi di viaggio e non va considerato una tariffa universale.
Le raffinerie cercano barili fuori da Hormuz
Raffinerie asiatiche ed europee hanno cercato forniture alternative al di fuori dell’area colpita. Reuters ha segnalato un maggiore interesse per greggio da Stati Uniti, Africa occidentale e America Latina, con premi su Dubai/Oman e sui greggi dell’Africa occidentale, statunitensi e latinoamericani ai massimi di vari mesi.
Cambia quindi sia l’origine del greggio sia il tempo per cui ogni nave resta impegnata. Un viaggio dagli Stati Uniti, dal Brasile o dall’Africa occidentale verso l’Asia tende a occupare una petroliera più a lungo rispetto alla tradizionale rotta Golfo-Asia. Il numero di navi nella flotta può restare invariato, ma la capacità effettiva diminuisce se ogni carico richiede più giorni di navigazione, riposizionamenti o tempi di trasferimento.
Il vincolo decisivo non è dunque soltanto quante VLCC siano in mare, ma quanta capacità affidabile in tonnellate-miglio sia disponibile quando le rotte più brevi e consolidate risultano compromesse.
Gli ordini record non risolveranno la stretta nell’immediato
Gli armatori stanno reagendo agli alti guadagni con una forte ondata di ordini. Reuters, citando Signal Group, riporta 217 VLCC ordinate nel 2026 fino a metà settembre, contro 93 nell’intero 2025; Allied Shipbroking ne conta 164 contro 83. Entrambe le rilevazioni indicano più del raddoppio degli ordini e la più ampia ondata di acquisti di superpetroliere da almeno 25 anni. 17
Ma un portafoglio ordini non equivale a capacità disponibile oggi. Dati di Maritime Strategies International citati ad agosto indicavano che circa l’83% delle VLCC ordinate nella prima metà del 2026 sarebbe stato consegnato nel 2028-2029. 20 Le nuove navi, quindi, faranno poco per alleggerire un mercato che oggi sconta rischi di sicurezza, ritardi nei trasferimenti e sostituzione dei flussi con rotte più lunghe.
Che cosa potrebbe far scendere i noli
Una riduzione duratura dei noli VLCC richiederebbe probabilmente una combinazione di transiti a Hormuz più sicuri e prevedibili, il ripristino della capacità dell’oleodotto East-West, minori ritardi nei trasferimenti nave-nave oppure una riduzione della domanda di greggio sostitutivo su rotte di lunga distanza.
Fino ad allora, il problema centrale non è se il greggio esista nel sottosuolo. È se le raffinerie riescano a garantirsi nave, rotta e finestra di consegna necessari per trasformarlo in una fornitura utilizzabile. I valori record del TD3C mostrano quanto rapidamente il rischio logistico possa diventare una componente dominante del prezzo fisico del petrolio.
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Il TD3C, benchmark per una VLCC da Ras Tanura a Ningbo, ha superato 1 milione di dollari al giorno a metà settembre ed è stato poi valutato oltre 1,2 milioni.
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Il TD3C, benchmark per una VLCC da Ras Tanura a Ningbo, ha superato 1 milione di dollari al giorno a metà settembre ed è stato poi valutato oltre 1,2 milioni. Il danneggiamento dell’oleodotto East West ha ridotto una fondamentale alternativa a Hormuz: i trasferimenti nave nave presso Sohar mantengono parte dei flussi in movimento, ma richiedono più navi e più tempo.
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Gli armatori hanno ordinato molte più VLCC nel 2026 rispetto al 2025, ma gran parte delle nuove unità non sarà consegnata prima del 2028 2029.