Commento: La stretta industriale europea nell’anno del Brent a 86 dollari
Il Commodity Markets Outlook della Banca mondiale dell’aprile 2026 prevede che il greggio Brent raggiunga una media di 86 dollari al barile quest’anno, in netta crescita rispetto ai 69 dollari del 2025. La previsione ipotizza che le perturbazioni più acute causate dalla guerra con l’Iran si concludano a maggio e che il transito attraverso lo Stretto di Hormuz torni gradualmente ai livelli prebellici entro la fine del 2026. Per l’industria europea — che già opera con costi energetici strutturalmente più elevati rispetto ai concorrenti americani o asiatici — la domanda è se la base industriale del Continente sia in grado di assorbire uno shock prolungato di questa portata e uscirne ancora competitiva.
La portata dello shock
Lo Stretto di Hormuz gestisce, in condizioni normali, circa il 27 per cento del commercio marittimo di greggio e circa il 20 per cento del commercio mondiale di GNL. Secondo l’analisi della Banca mondiale, gli attacchi alle infrastrutture energetiche e le perturbazioni della navigazione nello stretto hanno innescato il più grande shock dell’offerta petrolifera mai registrato, con una riduzione iniziale dell’offerta globale di greggio di circa 10 milioni di barili al giorno. Il Brent, che a fine febbraio si attestava intorno ai 72 dollari al barile, è balzato oltre gli 84 dollari a inizio marzo, e sebbene si sia in parte moderato, a metà aprile rimaneva ancora oltre il 50 per cento al di sopra del livello di inizio anno.
Il direttore esecutivo dell’AIE ha definito la situazione «la più grande interruzione dell’offerta nella storia del mercato petrolifero globale» e «la più grande sfida alla sicurezza energetica globale» che l’agenzia si sia mai trovata ad affrontare. Qualunque sia l’evoluzione finale delle operazioni militari nel Golfo Persico, l’insegnamento strutturale rimane valido: un singolo punto di strozzatura può generare uno shock dei prezzi di dimensioni storiche, e l’Unione europea — nonostante tutti gli sforzi di diversificazione compiuti dal 2022 — resta esposta.
L’asimmetria con il Nord America
Le implicazioni competitive per l’industria europea sono più evidenti nei settori in cui i costi energetici costituiscono una quota rilevante dei costi di produzione totali e in cui i concorrenti globali operano in mercati energetici fondamentalmente diversi. Il mercato nordamericano del gas naturale, alimentato dalla produzione interna di shale gas e in gran parte isolato dalle dinamiche del GNL asiatico, ha continuato a offrire prezzi Henry Hub nella fascia dei 3-4 dollari/MMBtu, mentre i prezzi europei TTF hanno negoziato nettamente al di sopra dei 13-15 dollari/MMBtu per la maggior parte della crisi. Il differenziale che ne risulta nei costi industriali del gas è il divario sostenuto più ampio mai registrato tra i due benchmark regionali.
Per le industrie ad alta intensità energetica — petrolchimica, fertilizzanti, alluminio primario, vetro, ceramica — il divario non rappresenta un inconveniente temporaneo. Altera la redditività degli investimenti. Le nuove capacità petrolchimiche vengono ormai costruite in misura preponderante nel Golfo, negli Stati Uniti e in Asia. La produzione di fertilizzanti, un tempo distribuita nel cuore industriale europeo, si è consolidata in un numero ridotto di impianti integrati, con il resto della domanda soddisfatta dalle importazioni. Il rischio non è che l’industria europea scompaia dall’oggi al domani; è che, decisione dopo decisione, l’investimento marginale venga dirottato altrove.
Cosa può — e cosa non può — fare la Commissione
La risposta politica della Commissione si articola su più fronti. Il Piano d’azione per l’energia a prezzi accessibili, annunciato nel febbraio 2025 e ora in fase di attuazione, punta a ridurre i prezzi dell’elettricità industriale attraverso investimenti nella rete, l’accelerazione delle autorizzazioni per le energie rinnovabili e un quadro più flessibile per gli aiuti di Stato. Il Clean Industrial Deal, adottato all’inizio di quest’anno, fornisce un pacchetto orizzontale di misure per la decarbonizzazione e la competitività. La riduzione dell’obiettivo di stoccaggio del gas dal 90 all’80 per cento per la stagione invernale 2026 rappresenta un aggiustamento tattico alle attuali condizioni di mercato. E il lavoro sul mercato europeo dell’idrogeno — ancora in una fase iniziale — è concepito per offrire una risposta a lungo termine alla dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili.
Nessuno di questi strumenti neutralizzerà l’impatto competitivo immediato del Brent a 86 dollari e del corrispondente rialzo dei prezzi del gas. Sono, nella migliore delle ipotesi, dei palliativi. Una valutazione onesta porta a concludere che la base industriale europea si trova ora in una fase di accelerato aggiustamento strutturale. Le decisioni prese nel 2026 — sulla difesa commerciale, sulle infrastrutture energetiche, sugli aiuti di Stato all’industria, sulla velocità e le modalità della decarbonizzazione — determineranno la configurazione della mappa industriale che emergerà da questo shock.
La lezione più ampia
Se c’è una conclusione editoriale da trarre dagli eventi degli ultimi tre mesi, è questa: un modello economico fondato sull’energia esterna a basso costo non è più compatibile con il contesto di sicurezza in cui opera l’Unione europea. La lezione dello shock del gas russo del 2022-2023 è stata rafforzata, non attenuata, dalla guerra con l’Iran. La risposta seria non è attendere che i prezzi si stabilizzino e riprendere le vecchie abitudini. È accettare che la struttura dei costi dell’industria europea debba essere ricostruita attorno all’autonomia energetica, e utilizzare la pressione attuale per accelerare gli investimenti che ciò richiede.
Fonti: Banca mondiale, Commodity Markets Outlook aprile 2026; analisi dell’AIE sui mercati energetici del Medio Oriente e globali; Bruegel; Center on Global Energy Policy della Columbia University.
