Che cos’è davvero l’OPEC oggi: l’economia di un cartello che si sta lentamente smantellando da solo

2026-06-03

Questo articolo è stato tradotto automaticamente. La versione originale è disponibile in inglese.

Il 1° maggio 2026 gli Emirati Arabi Uniti hanno chiuso i loro 59 anni di appartenenza all’OPEC. L’annuncio era arrivato tre giorni prima, il 28 aprile, con il Brent ben sopra i 100 dollari al barile dopo il picco di quasi 120 dollari di inizio marzo. A spingerlo lassù era stata la guerra: il 28 febbraio Stati Uniti e Israele avevano attaccato l’Iran, e la ritorsione iraniana aveva quasi chiuso lo Stretto di Hormuz.

Prima della guerra attraverso lo Stretto di Hormuz passavano ogni giorno circa 20 milioni di barili di petrolio. Quando, all’inizio di marzo, l’Iran ha cominciato ad attaccare le navi e ha dichiarato chiuso lo Stretto, il traffico delle petroliere è crollato: a fine aprile, in certi giorni, i mercantili che lo attraversavano erano meno di dieci, contro i circa 130 al giorno di prima della guerra. Le navi gettavano l’ancora al largo e aspettavano. L’AIE l’ha definita la più grande interruzione dell’offerta nella storia del mercato petrolifero mondiale, e Goldman Sachs ha stimato che ad aprile le scorte mondiali si stessero svuotando al ritmo record di 11-12 milioni di barili al giorno.

Davanti a una crisi che strozzava un passaggio da 20 milioni di barili al giorno, l’OPEC+ ha risposto annunciando, il 3 maggio, 188.000 barili al giorno in più per giugno. Un rapporto di circa cento a uno. Al Jazeera ha definito la mossa in gran parte simbolica: la chiusura dello Stretto aveva soffocato le esportazioni dei membri del Golfo, quindi le quote aggiuntive potevano a malapena raggiungere il mercato, qualunque cosa si annunciasse. I sette paesi dietro la decisione hanno continuato ad alzare un po’ i propri obiettivi mese dopo mese fino a settembre, poi li hanno congelati per ottobre e novembre. Messo a confronto con la portata dell’interruzione, il gesto mostra dove si trova oggi l’istituzione nel mercato del petrolio: può fare aggiustamenti ai margini di un prezzo deciso altrove, da eventi che non controlla e su cui non ha alcuna influenza.

Gli Emirati hanno annunciato l’uscita nella stessa quindicina, e la scelta dei tempi non era certo casuale: la crisi stava mostrando quanto poco potesse fare il cartello.

Il gioco del cartello

Un cartello funziona così. Un gruppo di produttori si accorda per limitare collettivamente la produzione, in modo che il prezzo resti più alto di quello che si avrebbe in libera concorrenza. Ogni membro trae vantaggio dal prezzo più alto. Ma ogni membro trae vantaggio anche, individualmente, dal vendere qualche barile in più a quel prezzo gonfiato dal cartello: incassa per intero i ricavi dell’imbroglio, mentre il costo del sostegno al prezzo si ripartisce su tutti. Se tutti ragionano così nello stesso momento, tutti imbrogliano, il prezzo crolla e ognuno finisce peggio di come sarebbe stato se avesse rispettato l’accordo.

È il dilemma del prigioniero. Cooperare è razionale per il gruppo; tradire è razionale per ciascun membro. Rapporti ripetuti e la minaccia di ritorsioni possono tenere insieme un cartello, e la forma più diretta di quella minaccia è un membro abbastanza grande da imporre la disciplina. Deve poter tagliare la propria produzione quando gli altri imbrogliano, assorbendo da solo la perdita di ricavi, e minacciare intanto che, se l’imbroglio continua, abbandonerà del tutto il prezzo minimo e inonderà il mercato, facendo crollare i prezzi per tutti. La minaccia deve essere credibile, e la credibilità richiede un garante così grande che le sue decisioni di produzione muovano il prezzo mondiale, e disposto ad accettare forti perdite nel breve periodo.

In tutta la sua storia l’OPEC ha avuto un solo garante di questo tipo: l’Arabia Saudita. I dati sul rispetto delle quote mostrano quanto conti quel ruolo.

Tra gennaio 2024 e febbraio 2025 sette membri dell’OPEC+ hanno estratto insieme, in media, circa 300.000 barili al giorno oltre i propri obiettivi di produzione. Nell’aprile 2025 si sono impegnati a tagli compensativi distribuiti sui quindici mesi fino a giugno 2026. L’Iraq e il Kazakistan, che ne dovevano la maggior parte, avevano già mancato impegni precedenti, ed erano i trasgressori strutturali e cronici del gruppo.

Che cos'è l'OPEC+ e in che cosa differisce dall'OPEC

L'OPEC è un'istituzione internazionale formale con sede a Vienna, dotata di uno statuto giuridico e oggi, dopo l'uscita degli Emirati, di undici Stati membri. I suoi membri hanno obblighi formali di quota, anche se Iran, Libia e Venezuela sono esentati dai tagli attuali, e sottostanno alla struttura di governo dell'istituzione. L'OPEC+ è un'altra cosa: un'alleanza più lasca, nata nel dicembre 2016, che unisce ai membri dell'OPEC dieci produttori esterni, soprattutto la Russia e il Kazakistan, per un totale di 21 paesi dopo l'uscita degli Emirati. L'OPEC+ non ha obblighi formali da trattato. L'applicazione delle regole si regge interamente sulla reputazione. Un membro che viola la propria quota OPEC+ va incontro alle pressioni degli altri membri e ad attriti diplomatici; non rischia alcuna azione legale, alcuna sanzione formale. Gli Emirati erano membri dell'OPEC, ma i vincoli che nella pratica limitavano la loro produzione passavano per l'OPEC+. Lasciando entrambi nello stesso momento, hanno chiuso obblighi assunti in due quadri dal peso molto diverso.

Trecentomila barili al giorno di imbrogli continui bastavano a erodere i tagli annunciati dall’Arabia Saudita, e dicevano ai membri che gli obiettivi erano facoltativi. Per buona parte di questo periodo il cartello ha funzionato soprattutto come una cornice in cui annunciare obiettivi che i suoi maggiori trasgressori ignoravano, mentre l’Arabia Saudita ne assorbiva le conseguenze.

Il garante e il suo prezzo

Per capire l’OPEC bisogna partire dagli anni tra il 1980 e il 1986.

L’Arabia Saudita entrò negli anni Ottanta producendo quasi 10 milioni di barili al giorno. Mentre i produttori esterni all’OPEC, tra cui la Norvegia, i giacimenti britannici del Mare del Nord, il Messico e l’Unione Sovietica, continuavano a estrarre al massimo della capacità senza curarsi dei segnali di prezzo, l’Arabia Saudita tagliò, e continuò a tagliare. Tra il 1979 e il 1985 tutti i membri dell’OPEC ridussero la produzione, ma nessuno quanto il regno, che rinunciò a oltre il 60 per cento della sua produzione del 1979. Nell’agosto 1985 la produzione saudita era scesa a circa 2,3 milioni di barili al giorno. Il regno aveva sopportato cinque anni di ricavi distrutti per tenere il prezzo minimo, mentre gli altri raccoglievano gran parte dei benefici.

Alla fine del 1985 l’Arabia Saudita ne ebbe abbastanza. Cambiò rotta, aumentò la produzione, e nel giro di pochi mesi i prezzi crollarono, da circa 28 dollari al barile nel 1985 a circa 14 nel 1986. Il meccanismo di disciplina del cartello aveva funzionato, nel senso che aveva evitato un crollo anticipato; aveva fallito, nel senso che non poteva reggere all’infinito, e quando finì il crollo dei prezzi fu violento proprio perché tanta offerta era stata trattenuta.

Zaki Yamani, ministro saudita del petrolio per tutto quel periodo, passò il 1985 a implorare gli altri produttori di condividere il peso. Nel dicembre 1985 annunciò che l’Arabia Saudita non avrebbe più fatto da produttore di bilanciamento (swing producer).

Il meccanismo era razionale per il cartello e punitivo per il garante: perché allora l’Arabia Saudita ha accettato quel ruolo?

La prima risposta viene dalla logica delle riserve. Un paese con centinaia di miliardi di barili sottoterra può razionalmente accettare meno ricavi oggi in cambio di prezzi più alti su un orizzonte di pianificazione lungo. I conti tornano solo se la base di riserve è abbastanza ampia e l’orizzonte abbastanza lungo, e l’Arabia Saudita soddisfa entrambe le condizioni.

La seconda risposta veniva dall’architettura dei conti pubblici. Lo Stato saudita, dal suo assetto politico e dal sistema dei sussidi fino ai trasferimenti alla famiglia reale e alla spesa per lo sviluppo, era costruito attorno a un flusso costante di rendita petrolifera a prezzi governati; era quella la premessa dell’economia nazionale. Bloomberg Economics stimava il prezzo di pareggio del bilancio saudita a 94 dollari al barile; la proiezione del FMI per il 2025 era di circa 91 dollari. Sono le cifre a cui deve arrivare il petrolio perché il bilancio sia in pareggio, e riflettono decenni di spesa pubblica tarata su prezzi governati.

La terza veniva dall’allineamento geopolitico. Dall’incontro del 1945 tra Franklin Roosevelt e re Abdulaziz a bordo della USS Quincy in poi, il rapporto tra Arabia Saudita e Stati Uniti si è strutturato in parte attorno all’impegno saudita a mantenere mercati petroliferi stabili e accessibili, un impegno di valore strategico che si traduceva in garanzie di sicurezza americane. Difendere il prezzo minimo dell’OPEC serviva gli interessi economici sauditi e anche la logica più ampia di un rapporto geopolitico che la politica estera americana aveva sostenuto.

Oggi l’aritmetica lavora contro tutte e tre. Nel 2025 il Brent ha avuto una media di circa 69 dollari e ha chiuso l’anno intorno ai 61 dollari al barile, da 30 a 33 dollari sotto il prezzo di pareggio saudita di 91-94 dollari. Quell’anno il regno ha registrato un deficit di bilancio pari al 5,8 per cento del PIL. Può indebitarsi: un debito di circa il 32 per cento del PIL lascia qualche margine. Ma prendere a prestito per coprire un buco nei conti aperto per sostenere prezzi che i concorrenti poi battono al ribasso non è una strategia sostenibile.

L’Arabia Saudita non ha mai governato i prezzi in modo continuo. Il meccanismo crollò nel 1985-86, funzionò male alla fine degli anni Novanta e si ruppe malamente nel 2014-2016. Ciò che l’Arabia Saudita offriva era l’aspettativa di un prezzo minimo. Chi costruiva i conti pubblici dei petrostati poteva pianificare sull’ipotesi di prezzi governati perché l’Arabia Saudita aveva dimostrato, di tanto in tanto, di essere disposta a difendere quel minimo. L’orizzonte di pianificazione aveva senso perché si era visto che il meccanismo di disciplina esisteva. Ora entrambe le cose sono in dubbio.

Zaki Yamani e la logica dell'impennata produttiva del 1985-86

Lo sceicco Ahmed Zaki Yamani fu ministro saudita del petrolio dal 1962 al 1986, attraverso l'embargo del 1973, gli shock dei prezzi della fine degli anni Settanta e gli anni punitivi dei tagli unilaterali alla produzione dei primi anni Ottanta. La sua situazione racchiudeva il paradosso: il paese meglio posizionato per difendere il prezzo minimo del cartello era anche quello che ne pagava il costo maggiore quando la disciplina richiedeva sacrifici unilaterali. A metà del 1985 l'Arabia Saudita produceva meno di un quarto di quanto aveva estratto nel 1980-81, per sostenere un prezzo che gli altri produttori, membri dell'OPEC ed esterni, poi minavano rifiutandosi di adeguare la propria produzione. Yamani fu destituito da re Fahd nell'ottobre 1986, poco dopo il crollo del prezzo. Il fallimento sancito dal suo licenziamento era insito nel cartello: il meccanismo che faceva funzionare l'OPEC pretendeva che un solo paese assorbisse costi che il sistema distribuiva su tutti i membri.

La rivoluzione che ha cambiato le regole

Lo shale americano, il petrolio estratto dalle rocce di scisto, ha aggiunto un tipo diverso di offerta, che si comporta come un produttore di bilanciamento involontario: risponde ai segnali di prezzo, individualmente e collettivamente, senza alcun coordinamento né lealtà verso un cartello.

Tra il 2014 e il 2019 la produzione di greggio degli Stati Uniti è cresciuta di oltre 3,5 milioni di barili al giorno. Nell’ottobre 2014 Goldman Sachs spiegò che cosa significava: la capacità inutilizzata effettiva dello shale americano aveva superato quella saudita. Con circa 5 milioni di barili al giorno di capacità inutilizzata dello shale contro circa 1,5 milioni dell’Arabia Saudita, l’OPEC aveva perso il potere di fissare i prezzi muovendosi per prima. Il cartello non poteva più minacciare in modo credibile di inondare il mercato fino a mettere in ginocchio i produttori ad alto costo, perché i produttori americani erano già sul mercato e rispondevano ai prezzi per conto proprio.

La natura economica dello shale rende il fenomeno strutturale, non ciclico. Un pozzo di shale si può perforare, completare e mettere in produzione in pochi mesi, e fermare altrettanto in fretta. I produttori rispondono al prezzo senza coordinarsi, e la loro risposta collettiva fa da tetto. Quando i prezzi del petrolio salgono verso i livelli di pareggio dei bilanci dei petrostati, i produttori di shale accelerano e aggiungono offerta, e quell’aggiunta frena il rialzo. Dietro il tetto non c’è alcun accordo formale, solo la somma di migliaia di decisioni di produzione individuali in Texas e nel Dakota del Nord che rispondono al segnale di prezzo di una materia prima.

Nel 2014-2016 l’Arabia Saudita provò a romperlo. Nel novembre 2014, sotto la guida saudita, l’OPEC rifiutò di tagliare la produzione, mantenne il suo tetto di 30 milioni di barili e lasciò scendere i prezzi per stritolare i produttori ad alto costo, shale compreso. Il Brent passò da circa 115 dollari al barile nel giugno 2014 a circa 26 nel gennaio 2016. La strategia aveva una logica in superficie: se i prezzi restano bassi abbastanza a lungo, i produttori di shale falliscono ed escono dal mercato.

La stretta si ritorse contro chi l’aveva voluta: i costi di pareggio dello shale scesero bruscamente grazie ai guadagni di efficienza. Le tecniche di perforazione orizzontale migliorarono, i costi di completamento calarono, la gestione dell’acqua costò meno e i produttori impararono a ricavare di più da ogni pozzo. Quando l’OPEC cambiò rotta e diede vita all’OPEC+, nel dicembre 2016, la produzione americana si stava già riprendendo, e la guerra dei prezzi aveva lasciato lo shale più competitivo di prima.

La nascita dell’OPEC+ nel 2016 doveva risolvere il problema di fondo allargando la coalizione e facendovi entrare la Russia, il Kazakistan e altri grandi produttori, in modo che il gruppo nel suo insieme potesse muovere i mercati. Nella pratica, aggiungere grandi produttori senza meccanismi di disciplina ha allargato la cerchia dei membri in grado di ignorare le proprie quote.

Perché lo shale è strutturalmente diverso dalle altre fonti di offerta

I giacimenti convenzionali in acque profonde richiedono anni di investimenti prima di produrre una goccia di petrolio. Una volta costruiti, lavorano a piena capacità, perché il costo marginale di fermarsi è più alto del costo marginale di continuare. Lo shale è l'opposto. Il costo iniziale per pozzo è relativamente modesto, il tempo tra la decisione e la prima produzione si misura in mesi, e i pozzi si possono fermare quando i prezzi scendono sotto i costi operativi. Per questo l'offerta di shale è elastica rispetto al prezzo, cosa che l'offerta convenzionale non è: si espande quando i prezzi salgono e si contrae quando scendono, con un ritardo che si misura in trimestri, non in anni. Per l'OPEC questo crea un problema duraturo. Ogni volta che il cartello riesce ad alzare i prezzi, segnala ai produttori di shale di espandersi, e quell'espansione frena il rialzo, anche se la disciplina finanziaria e la geologia tengono la risposta ben lontana dall'essere illimitata.

La coalizione che non può reggere

L’OPEC+ ha aggravato strutturalmente il problema della disciplina, perché i nuovi membri portavano con sé logiche fiscali e strategiche incompatibili con quelle saudite.

Per la Russia, i costi vivi per estrarre dai giacimenti esistenti e portare il petrolio a un terminal di esportazione si aggirano sui 13-14 dollari al barile, un livello basso per gli standard internazionali. Quelli sauditi sono ancora più bassi: Aramco indica un costo complessivo, estrazione più spese in conto capitale, di circa 11,50 dollari per barile di petrolio equivalente. Sui soli costi di produzione, entrambi i paesi potrebbero reggere una guerra dei prezzi. A separarli è l’architettura dei conti pubblici.

Secondo le stime del 2025, l’Arabia Saudita ha bisogno del petrolio a circa 91-94 dollari al barile per chiudere il bilancio in pareggio. La Russia sta combattendo una guerra. Il suo bilancio 2026 è stato costruito su un prezzo del greggio Urals di 59 dollari al barile, eppure nell’aprile 2026 il capo dei servizi segreti militari svedesi ha sostenuto che alla Russia servirebbe un Urals sopra i 100 dollari per almeno un anno solo per chiudere il buco di bilancio. In un caso come nell’altro, la logica fiscale di guerra spinge la Russia verso i volumi.

Gestire un’economia di guerra significa massimizzare i ricavi subito. I ricavi sono prezzo per volume, e nel 2024 la Russia ha effettivamente aderito a un taglio volontario aggiuntivo di 471.000 barili al giorno, ma un bilancio di guerra rende Mosca diffidente all’idea di scambiare i barili di oggi con un prezzo più alto che potrebbe non arrivare, e così Arabia Saudita e Russia si ritrovano con esigenze difficili da conciliare.

Nel 2025 i ricavi russi da petrolio e gas sono calati di circa un quarto rispetto al 2024, a circa 8.500 miliardi di rubli. A dicembre l’Urals è sceso sotto i 40 dollari al barile. La Russia produceva sotto forte pressione, tra le sanzioni sulla sua flotta di petroliere e gli attacchi ucraini alle infrastrutture petrolifere. Ha seguito abbastanza da vicino il proprio obiettivo OPEC+, e da agosto 2025 la sua produzione ha cominciato a scivolare al di sotto, uno scarto che in seguito si è allargato fino a 400.000 barili al giorno quando gli attacchi dei droni ucraini hanno fermato i giacimenti offshore. Quello che la Russia non ha alcun motivo di fare è offrire spontaneamente tagli più profondi: con i ricavi in caduta libera, ogni barile trattenuto per sostenere il prezzo è un ricavo a cui un bilancio di guerra non può rinunciare.

Né l’Arabia Saudita può minacciare la Russia in modo credibile con una guerra dei prezzi. Il petrolio russo continua a scorrere a prezzi che manderebbero in rovina il bilancio saudita, e un governo in guerra ha poco margine per tagliare i volumi a lungo. Se l’Arabia Saudita abbandonasse la propria quota e inondasse il mercato per disciplinare la Russia, come disciplinò i trasgressori dell’OPEC nel 1985-86, il suo problema di pareggio di bilancio diventerebbe catastrofico mentre i pozzi russi continuerebbero a pompare. La minaccia su cui si regge la disciplina di un cartello non funziona quando chi la subisce non ha margini per cedere e chi la impone ha più da perdere.

È il problema del 1985 ricostruito su un’architettura peggiore. Nel 1985, quando il ruolo di produttore di bilanciamento divenne insostenibile, l’Arabia Saudita lo abbandonò e fece crollare il prezzo. Col tempo il mercato trovò un nuovo equilibrio, in cui l’Arabia Saudita mantenne una posizione di disciplina meno punitiva. La differenza, oggi, è che nessun nuovo equilibrio è raggiungibile attraverso una transizione governata. Lo shale come freno costante ai prezzi, la Russia restia a tagliare e una transizione energetica che riduce la crescita della domanda nel lungo periodo fanno sì, insieme, che il prezzo minimo un tempo creato dalla disciplina non si possa ricostruire con lo stesso meccanismo.

Nel maggio 2026 l’Arabia Saudita si era di fatto vista sottrarre l’alleato più capace dentro l’OPEC nel far rispettare le regole. Con l’uscita degli Emirati, si è ritrovata a portare il peso della disciplina, con al fianco solo partner più piccoli come il Kuwait, di fronte a una coalizione che ha ogni incentivo strutturale a produrre al massimo.

Perché gli Emirati se ne sono andati, e che cosa dice la loro uscita

I conti degli Emirati sono tutt’altra cosa. S&P Global ne colloca il prezzo di pareggio del bilancio a circa 42 dollari al barile, meno della metà di quello saudita.

Il divario è il frutto di vent’anni in cui gli Emirati hanno costruito deliberatamente un’economia che non dipende dai prezzi alti del petrolio. Nel primo trimestre del 2025 il settore non petrolifero ha toccato il record di oltre tre quarti del PIL, e nell’intero anno la produzione non petrolifera è cresciuta di quasi il 7 per cento. Il turismo, i servizi finanziari, la logistica e l’immobiliare di Dubai sono diventati l’economia, con il petrolio ridotto a una fonte di reddito ereditata dal passato.

Da quella posizione, il sistema delle quote dell’OPEC appariva diverso da come appare a Riad. La compagnia petrolifera nazionale di Abu Dhabi, ADNOC, ha approvato un piano di investimenti quinquennale da 150 miliardi di dollari per il 2023-2027 e ha anticipato al 2027 l’obiettivo di una capacità di 5 milioni di barili al giorno; la capacità produttiva degli Emirati aveva già raggiunto circa 4,85 milioni di barili al giorno. La quota OPEC+ degli Emirati era di circa 3,5 milioni di barili al giorno. A 60 dollari al barile, gli 1,35 milioni di barili al giorno di capacità inutilizzata valgono, come ordine di grandezza, circa 30 miliardi di dollari l’anno di entrate mancate. Gli Emirati hanno costruito una capacità produttiva che non potevano usare, pagando intanto i costi di sostegno al prezzo di un sistema il cui prezzo minimo serviva molto di più all’Arabia Saudita.

Da anni i funzionari emiratini e i vertici di ADNOC richiamavano un argomento più diretto: la necessità di monetizzare le riserve prima che la transizione energetica ne riduca via via il valore. È la logica degli stranded asset, gli attivi incagliati, applicata alla politica petrolifera di uno Stato. Se la domanda calerà davvero nel lungo periodo, rinviare la produzione per sostenere un prezzo di cartello impone un costo opportunità permanente su riserve che in futuro varranno meno, e la risposta razionale è produrre di più subito. È una scommessa che Abu Dhabi ha tutto il diritto di fare, anche se l’OPEC stessa vede ancora i consumi salire fino a circa 124 milioni di barili al giorno entro il 2050.

Il Qatar ha lasciato l’OPEC con effetto dal 1° gennaio 2019, dichiarando di volersi concentrare sulla propria strategia nel gas naturale e ampliare la produzione di GNL. La sua uscita ha fatto notizia ma ha suscitato un allarme limitato: la sua produzione di petrolio era una piccola frazione del totale dell’OPEC, e il suo contributo alla disciplina era trascurabile.

L’uscita degli Emirati pesa molto di più. Anche gli Emirati avevano le loro mancanze: avevano superato il proprio obiettivo e nel 2025 dovevano ancora tagli compensativi. Ma per anni hanno sostenuto tagli veri accanto all’Arabia Saudita e sono rimasti nel sistema come il partner più capace di Riad. Ufficialmente, Abu Dhabi si è limitata a dire che una revisione della propria politica produttiva e della propria capacità aveva concluso che le serviva la libertà di spingersi verso i 5 milioni di barili al giorno. La sua uscita toglie il secondo pilastro della struttura di disciplina che l’OPEC aveva.

Che cosa reggeva il prezzo minimo

Le cifre che contano di più qui sono i prezzi di pareggio del bilancio: il prezzo del petrolio al quale il bilancio pubblico di ciascun petrostato chiude in pareggio.

Nel 2025 S&P Global collocava il prezzo di pareggio della Nigeria a circa 86 dollari al barile e quello dell’Iraq più vicino ai 99, mentre il FMI proiettava per l’Iraq circa 92 dollari per il 2025. Per l’Arabia Saudita il FMI lo indica a circa 91 dollari e Bloomberg Economics a 94.

Nell’aprile 2026 Goldman Sachs ha alzato a 90 dollari al barile la sua previsione sul Brent per il quarto trimestre 2026, citando il protrarsi dell’interruzione di Hormuz. A 90 dollari la Nigeria supera il suo punto di pareggio, all’Iraq mancano circa 2 dollari e all’Arabia Saudita da 1 a 4. Da allora i prezzi sono saliti ancora, ma un prezzo alto aiuta poco un produttore che non può spedire. Per buona parte del 2026 la maggior parte dei barili dell’Iraq, del Kuwait e degli altri esportatori del Golfo è rimasta bloccata dietro lo Stretto. L’Arabia Saudita, che ha dirottato il greggio attraverso il suo oleodotto Est-Ovest fino al Mar Rosso, ne è uscita con un guadagno inatteso. Nemmeno uno shock geopolitico che minacciava 20 milioni di barili al giorno di offerta ha dato ai membri più importanti dell’OPEC un cuscinetto fiscale duraturo.

Più eloquente è la base strutturale di prima di Hormuz. Il Brent ha chiuso il 2025 a circa 61 dollari al barile, un prezzo fissato dalla domanda e dall’offerta di fondo prima che le forze iraniane minacciassero lo Stretto. A quel prezzo alla Nigeria mancano 25 dollari per arrivare al pareggio, all’Iraq 31 e all’Arabia Saudita da 30 a 33.

Lo shale contribuisce a spiegare perché quella base è quella che è. Ogni volta che i prezzi del petrolio si avvicinano ai livelli di pareggio dei petrostati, nella fascia tra 86 e 99 dollari, i produttori americani di shale rispondono al segnale di prezzo, aumentano la produzione e riportano i prezzi verso il basso. È già successo: il meccanismo si è visto all’opera nel 2014 e di nuovo nel 2018, quando la produzione americana è balzata di ben oltre un milione di barili al giorno in un solo anno. L’OPEC fatica a sfondarlo limitando la produzione, perché è proprio la limitazione ad alzare il prezzo che innesca l’espansione dello shale.

I crolli precedenti, nel 2014-2016 e nel 2020, erano ciclici. La domanda calava, o l’offerta si impennava, e alla fine l’equilibrio si correggeva. I petrostati sopravvivevano indebitandosi, attingendo alle riserve e aspettando che il ciclo girasse. Questa volta agiscono insieme diversi fattori strutturali. Lo shale preme sui rialzi in ogni ciclo, non in uno solo. La transizione energetica sta riducendo la crescita della domanda nel lungo periodo: perfino l’OPEC, la più ottimista tra le grandi istituzioni che fanno previsioni, vede la domanda aggiungere in media solo circa 0,8 milioni di barili al giorno l’anno tra il 2025 e il 2050. E il meccanismo di disciplina che un tempo creava il prezzo minimo non c’è più.

Venezuela: il punto d'arrivo già visto

Alla fine degli anni Novanta il Venezuela estraeva circa 3,4 milioni di barili al giorno. Nel 2020 la produzione era scesa a circa mezzo milione di barili al giorno, un crollo di oltre l'80 per cento. Anche dopo una parziale ripresa, nel 2025 la media è stata di poco inferiore al milione di barili al giorno. La traiettoria illustra l'economia politica del dissesto fiscale di un petrostato nella sua forma più estrema. Il danno cominciò presto: all'inizio degli anni Duemila furono licenziati quasi 20.000 lavoratori petroliferi qualificati, e seguirono anni di cattiva gestione e di investimenti insufficienti. Quando dopo il 2014 i ricavi petroliferi crollarono, il governo venezuelano si trovò a scegliere tra tagliare le spese che garantivano il consenso politico e indebitarsi contro attivi in caduta libera. Non fece efficacemente né l'una né l'altra cosa. Stampò moneta, e le sanzioni americane dal 2019 aggravarono il calo della produzione. L'iperinflazione cancellò i risparmi; l'assetto politico crollò insieme all'economia. La storia del Venezuela viene spesso trattata come un'eccezione, il prodotto di patologie politiche specifiche sotto Chávez e Maduro, ed è davvero eccezionale per gravità. Ma una parte del meccanismo è generale, e il Venezuela vi è arrivato presto: un petrostato con un sistema fiscale tarato su prezzi governati va incontro a un calo strutturale dei prezzi senza la flessibilità fiscale per adattarsi.

La dimensione politica della crisi fiscale dei petrostati non si può separare da quella economica. Oltre che reddito da esportazione, le rendite petrolifere sono il sostrato materiale dell’ordine politico. Sussidi, impiego pubblico, spesa per infrastrutture e, in molti casi, trasferimenti diretti ai cittadini sono finanziati dalla rendita petrolifera. Quando quella rendita cala e resta bassa, i governi hanno tre opzioni: tagliare la spesa che garantisce il consenso politico, indebitarsi contro attivi che si esauriscono, oppure tentare la diversificazione economica, che richiede decenni per essere realizzata e ha bisogno proprio del flusso stabile di entrate che sta scomparendo.

L’Arabia Saudita le sta tentando tutte e tre insieme: il programma Vision 2030 è reale, la capacità di indebitamento esiste con un debito al 32 per cento del PIL, e i tagli alla spesa sono in corso. L’Iraq e la Nigeria non hanno né il margine fiscale né la capacità istituzionale per un aggiustamento equivalente. Quando a luglio il FMI ha concluso la sua revisione 2026 sull’Arabia Saudita, ha constatato che la guerra aveva regalato al regno un guadagno inatteso dalle entrate petrolifere, ma ha comunque chiesto un consolidamento fiscale di medio periodo accanto alle riforme di Vision 2030.

Quando si smetterà di sparare

Lo Stretto ha già riaperto una volta. A giugno un accordo provvisorio tra Stati Uniti e Iran ha fatto uscire le petroliere dal Golfo a frotte e, all’inizio di luglio, ha spinto i prezzi sotto il livello di prima della guerra, finché il cessate il fuoco non è saltato il 7-8 luglio e la via d’acqua si è di fatto richiusa. A settembre le esportazioni di greggio del Golfo erano risalite sopra i tre quarti dei livelli prebellici, ma nuovi attacchi, compreso il bombardamento dell’11 settembre contro l’oleodotto Est-Ovest saudita, avevano riportato i future sul Brent intorno ai 107 dollari a metà ottobre 2026. Quando si smetterà davvero di sparare, il premio di Hormuz probabilmente evaporerà, ma più lentamente che a giugno: scorte prosciugate e raffinerie danneggiate terranno teso il mercato in alcuni comparti per buona parte del 2027. Lo shale americano e gli altri produttori in rapida crescita delle Americhe, che hanno continuato ad aggiungere barili per tutta la crisi, metteranno un tetto ai rialzi. L’equilibrio che tornerà a imporsi probabilmente somiglierà alla base di prima della crisi: il Brent da qualche parte tra i 60 e i 70 dollari, i bilanci dei petrostati in deficit, e l’OPEC che annuncia decisioni di produzione che il mercato registra e poi per lo più ignora.

Ciò che la crisi dello Stretto ha rivelato, e l’uscita degli Emirati ha confermato, è la scomparsa permanente del meccanismo che un tempo operava tra gli estremi. La volatilità c’è sempre stata: il petrolio a 30 dollari nel 2016 e a 130 nel 2022. Dentro quella volatilità l’OPEC offriva qualcosa di meno di un prezzo fisso: l’aspettativa che l’Arabia Saudita avrebbe difeso, di tanto in tanto, un minimo. Chi costruiva i conti pubblici dei petrostati ha eretto i propri sistemi attorno a quell’aspettativa. Non era mai garantita, ma era stata dimostrata abbastanza volte da poterci pianificare sopra.

Il garante ha cambiato la propria aritmetica. La guerra ha regalato a Riad un guadagno temporaneo, ma un regno che ha bisogno di 91-94 dollari al barile per chiudere il bilancio in pareggio non può tornare ad assorbire il costo in mancati ricavi di tagli unilaterali alla produzione ai 61 dollari che il mercato pagava alla fine del 2025, mentre la Russia pompa a pieno volume e lo shale mette un tetto ai rialzi. Può ancora annunciare tagli, pubblicare obiettivi, convocare riunioni dell’OPEC ed emettere comunicati. Quello che non può più fare in modo credibile è minacciare una guerra dei prezzi che costerebbe più a lei che ai membri che cerca di disciplinare.

Il mercato si è ritrovato con due produttori di bilanciamento che non seguono la logica del cartello: lo shale americano, che risponde ai segnali di prezzo senza coordinamento, e la Russia, che risponde agli imperativi di ricavo della guerra senza vincoli diplomatici. E gli Emirati, il partner del Golfo con il maggiore margine fiscale e la maggiore capacità inutilizzata per condividere i costi della disciplina, se ne sono andati.

Non aspettatevi uno scioglimento formale dell’OPEC. L’OPEC continuerà a riunirsi, a diffondere dichiarazioni, a pubblicare previsioni, a mantenere la sua sede di Vienna. Ciò che sta finendo è la garanzia politica che i prezzi governati avrebbero reso sostenibili i modelli di sviluppo dei petrostati lungo gli orizzonti di pianificazione di cui i governi hanno bisogno per costruirci sopra uno Stato. Quella garanzia dipendeva dalla disponibilità dell’Arabia Saudita a farla valere, di tanto in tanto.

Quel che segue è la formazione del prezzo in un mercato che i sistemi fiscali dei petrostati non sono mai stati progettati per affrontare: un mercato che oscilla tra 30 e 130 dollari a seconda che un conflitto armato minacci o no un singolo stretto, in cui i rialzi sono temporanei e dettati dalla geopolitica, e la pressione strutturale spinge costantemente verso il basso.

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Media

Giacimento petrolifero in fiamme durante l’operazione Desert Storm, Kuwait – Wikipedia

Fonti principali e riferimenti

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