Petrolio, Eia: Prezzo medio a 85 dollari con Hormuz bloccato, calo solo da 2027

Il blocco dei traffici nello Stretto di Hormuz continua a togliere petrolio dal mercato mondiale e costringe l’Energy Information Administration (Eia) a rivedere ancora al rialzo le proprie previsioni. Nel nuovo ‘Short-Term Energy Outlook’, l’agenzia del Dipartimento dell’Energia americano indica per il Brent un prezzo medio di 85 dollari al barile nel terzo trimestre 2026, 11 dollari in più rispetto alla previsione di luglio. Nel quarto trimestre la media dovrebbe scendere a 78 dollari e nel 2027 a 69 dollari.

I numeri sui traffici spiegano la revisione. Nel secondo trimestre attraverso Hormuz sono passati in media 4,9 milioni di barili al giorno di greggio e liquidi petroliferi, contro i 21,6 milioni dell’ultimo trimestre del 2025, prima dell’inizio del conflitto. A luglio la produzione petrolifera rimasta inutilizzata nei Paesi della regione è stata pari a 5,5 milioni di barili al giorno. L’Eia ritiene che i transiti resteranno fortemente ridotti per tutto agosto e che aumenteranno lentamente da settembre. La conseguenza sono scorte mondiali sempre più basse. Nel secondo trimestre sono diminuite in media di 4,2 milioni di barili al giorno e nel terzo trimestre dovrebbero calare di altri 3,8 milioni. Gli esperti del DoE prevedono che la maggior parte della produzione oggi ferma torni operativa nei primi mesi del 2027. Solo allora le scorte dovrebbero ricominciare a salire, creando le condizioni per un Brent più vicino ai 69 dollari.

Anche gli Stati Uniti stanno consumando le proprie scorte. Le giacenze commerciali di greggio dovrebbero rimanere sotto il minimo degli ultimi cinque anni fino alla fine del 2026. Tra aprile e maggio le importazioni nette sono scese sotto il milione di barili al giorno, mentre le esportazioni americane hanno raggiunto livelli molto elevati. Da metà aprile a fine giugno le scorte sono diminuite ogni settimana. L’Eia prevede importazioni nette inferiori alla media anche nel 2027, con la domanda estera a sostenere le vendite di greggio americano.

Sul gas naturale la situazione è diversa. L’Eia ha tagliato di 50 centesimi la previsione per l’Henry Hub nel terzo trimestre, portandola a 2,87 dollari per MMBtu. La produzione americana è molto elevata e la manutenzione di Freeport LNG ha ridotto la quantità di gas destinata agli impianti di liquefazione. A fine luglio le scorte della regione South Central erano già del 5% sopra la media degli ultimi cinque anni. Per fine ottobre l’Eia prevede 3.985 miliardi di piedi cubi, il livello più alto dal 2016.

Le esportazioni americane di Gnl sono previste a 16,5 miliardi di piedi cubi al giorno nel terzo trimestre. Quelle via gasdotto verso il Messico, invece, aumenteranno: il nuovo terminale Energia Costa Azul ha ricevuto il primo carico l’8 luglio e sta aumentando la domanda di gas americano. Le esportazioni complessive via gasdotto sono previste a 9,6 miliardi di piedi cubi al giorno nel 2026 e a 10 miliardi nel 2027.

Negli Stati Uniti cresce anche il consumo di elettricità dei data center, ma in Texas l’Eia ha ridotto nettamente le stime. Dopo la decisione del governatore Greg Abbott di fermare temporaneamente nuovi progetti e sottoporre il settore a una verifica, la crescita della domanda elettrica texana nel 2027 è ora stimata al 6%, contro il 14% previsto a luglio.

La produzione elettrica continua intanto a spostarsi verso solare e gas. Nel primo semestre 2026 la generazione solare è cresciuta del 21%, quella idroelettrica del 9% e quella eolica del 6%. La produzione delle centrali a gas è aumentata del 2%. Il carbone, al contrario, ha perso l’11% nel primo semestre e dovrebbe diminuire ancora nel secondo. Prezzi più bassi del gas rendono infatti meno conveniente produrre elettricità con il carbone.

Il carbone americano, però, continua a trovare compratori all’estero. Le esportazioni sono aumentate del 32% a giugno e l’Eia ha portato la previsione per il 2026 a 102 milioni di tonnellate corte, dalle 98 milioni indicate a luglio. Il carbone metallurgico beneficia della riapertura di alcune miniere, mentre le vendite di carbone termico sono aumentate nel secondo trimestre, anche per la maggiore convenienza rispetto al gas in alcuni mercati europei e asiatici.