Energia: dallo shock di mercato alla ridefinizione delle priorità dei progetti e del capitale
Sommario
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- Ormuz non è solo una crisi dei prezzi: è un test di stress sulla sicurezza dell’approvvigionamento. Quando il rischio geopolitico si concretizza, i decisori ragionano in termini di solidità e questo può far cambiare le priorità dei progetti e ridistribuire gli investimenti. Il rischio iniziale rischia di influenzare in modo duraturo le decisioni di investimento.
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- Gas naturale liquefatto: la crisi non fa scattare automaticamente una nuova ondata di progetti LNG greenfield; piuttosto, ridefinisce le priorità dei progetti. A trarne vantaggio sono i progetti realizzabili, che si basano su infrastrutture esistenti e si trovano in aree considerate più neutre o diversificate, mentre i progetti lunghi e complessi continuano a essere penalizzati dal rischio di esecuzione. Per l’investitore, questo significa decisioni di investimento più rapide su alcuni progetti e, di conseguenza, esigenze di finanziamento più immediate, soprattutto nei mercati emergenti dell’Africa occidentale e dell’America Latina.
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- Petrolio: la combinazione tra lo shock di Ormuz (premio per la sicurezza dell’approvvigionamento) e la pressione degli azionisti a favore del rinnovo delle riserve può contribuire a riaprire un ciclo di esplorazione al di fuori del Medio Oriente per garantire un portafoglio di progetti oltre il 2030 – in particolare nel bacino atlantico, che offre caratteristiche economiche interessanti e sembra essere uno dei sostituti naturali del Medio Oriente.
Introduzione
La portata della crisi attuale va ben oltre quella di un semplice episodio geopolitico: combina problemi logistici, rischi militari e tensioni energetiche – al punto da ricordare, secondo molti osservatori, una sovrapposizione di crisi passate, dagli shock petroliferi degli anni ’70 alla crisi del gas del 2022.
Soprattutto, questa crisi non è solo uno shock di flussi o una serie di pozzi temporaneamente chiusi. In alcuni casi, si presenta come uno shock di asset: infrastrutture fisiche danneggiate, capacità ridotte e, di conseguenza, una potenziale indisponibilità a lungo termine di alcuni elementi chiave del sistema energetico. Questa interpretazione è stata esplicitamente rafforzata dall’intervento del presidente dell’AIE del 23 marzo, in cui ha indicato che almeno 40 infrastrutture energetiche in Medio Oriente erano state gravemente o molto gravemente danneggiate – un segnale che sposta immediatamente l’analisi dal terreno dei prezzi a breve termine a quello delle capacità, della loro rimessa in funzione e quindi delle decisioni di investimento.
Di conseguenza, la posta in gioco va oltre la volatilità a breve termine: se la crisi si riflette anche sugli asset, può portare a riclassificare i progetti, rivalutare il rischio e ridistribuire il capitale in modo diverso.
In questo contesto, c’è una domanda che salta subito all’occhio, soprattutto per gli investitori a lungo termine esposti alle catene energetiche come IVO Capital: in che modo questa crisi potrebbe ridefinire l’allocazione degli investimenti, in particolare nel settore energetico dei mercati emergenti?
Il GNL: quando la crisi diventa strutturale: non si tratta più di uno shock dei flussi, ma di uno shock degli asset
Il GNL (gas naturale liquefatto) sembra per ora il settore in cui l’impatto è più determinante, perché la crisi non si limita a uno shock dei flussi: si presenta come uno shock sugli asset (capacità indisponibili per anni) accompagnato da uno shock logistico. Lo shock sugli asset più significativo e meglio quantificato in questa fase è quello di Ras Laffan, il cuore dell’impianto di GNL del Qatar: i danni agli impianti di liquefazione ammontano a circa 12,8 milioni di tonnellate all’anno (~17% delle esportazioni del Qatar), con tempi di riparazione previsti tra i 3 e i 5 anni e un rischio di forza maggiore a lungo termine. Questo shock di asset toglie dal mercato una capacità produttiva per diversi anni.
A questa dimensione degli “attivi” si aggiunge una rigidità propria del GNL: a differenza del petrolio, ci sono poche soluzioni alternative. Dal punto di vista logistico, il GNL è difficile da sostituire e la capacità di stoccaggio rimane decisamente più limitata, il che accentua l’asimmetria dell’impatto in caso di interruzione prolungata.
Al di là dello shock immediato sui mercati, la guerra può quindi ridisegnare le decisioni di investimento. È come uno stress test per la sicurezza energetica: quando il rischio geopolitico diventa realtà, acquirenti e investitori non ragionano più solo in termini di prezzo, ma rivalutano la solidità delle catene di approvvigionamento e la dipendenza da alcune zone considerate più fragili. In questo contesto, la mappa mondiale del GNL potrebbe subire una rivalutazione a causa del rischio di concentrazione: in caso di interruzione del traffico a Ormuz, i volumi di GNL a rischio ammontano a circa 106 Bcm/anno (Bcm: miliardi di metri cubi) solo per il Qatar (cioè circa il 16% del mercato mondiale), a cui si aggiungono circa 7 Bcm/anno per gli Emirati. Questa dipendenza è tanto più critica in quanto passa attraverso un unico collo di bottiglia: negli ultimi dodici mesi (da marzo 2025 a febbraio 2026), si stima che il Qatar e gli Emirati Arabi Uniti abbiano esportato 115,5 Bcm, di cui 108,4 Bcm sono effettivamente transitati attraverso lo stretto di Ormuz. In altre parole, l’origine fisica delle forniture dovrebbe diventare un fattore chiave. E non si tratta solo di Ormuz: è proprio la concentrazione geopolitica del GNL mondiale di oggi a diventare un vero e proprio problema. L’offerta mondiale di GNL è straordinariamente concentrata su tre poli (Stati Uniti, Qatar e Russia) che sono geopoliticamente sensibili (vedi sotto).
Fonte: Pareto Securities
Dopo l’Iran, le decisioni di investimento nel GNL dovrebbero quindi essere sempre più guidate dalla resilienza a livello di bacino. In pratica, questo ridà valore ai progetti al di fuori di questi blocchi, soprattutto in aree considerate più neutre o in grado di offrire diversificazione, e in particolare ai progetti africani o latinoamericani in fase di maturazione, con risorse considerevoli soprattutto in Africa occidentale o in Argentina , e più in generale a progetti meno giustificabili in un mondo basato esclusivamente sul prezzo, ma che tornano ad essere rilevanti in un contesto più frammentato in cui la sicurezza dell’approvvigionamento è fondamentale. Queste aree vantano alcune delle più grandi riserve di gas al mondo (Africa occidentale ~240 TCF, solo l’Argentina ~300 TCF). Per darti un’idea dell’ordine di grandezza, i bacini africani e latinoamericani da soli rappresentano diverse migliaia di milioni di tonnellate di GNL potenzialmente monetizzabili, una quantità più che sufficiente per soddisfare la domanda europea per diversi decenni. Questi volumi non sono una novità, ma erano stati messi in secondo piano in un mondo dominato dai megaprogetti statunitensi e del Qatar. L’emergere del rischio geopolitico funge oggi da catalizzatore, rivalutando bacini ricchi di risorse ma storicamente poco finanziati.
Attenzione: Ormuz non darà il via a un’ondata di complessi progetti greenfield da un giorno all’altro. La crisi funge piuttosto da filtro: favorisce gli investimenti realizzabili, già strutturati e supportati da infrastrutture esistenti, che possono essere portati a termine in tempi più brevi (2-3 anni) rispetto ai megaprogetti greenfield (5-7 anni), che rimangono vincolati da cicli lunghi, tempi di produzione e rischi di esecuzione più elevati.
In questo contesto, i vincitori nei nostri mercati emergenti sono soprattutto:
– Le espansioni / fasi aggiuntive, che ottimizzano l’utilizzo delle risorse esistenti e riducono il rischio di esecuzione;
– E le soluzioni fast-track (come il FLNG – unità galleggiante per il GNL), che permettono di monetizzare più rapidamente le risorse limitando in parte i vincoli a terra.
Questa logica si sta già concretizzando nel nostro universo emergente, in particolare nel bacino atlantico. In Angola, il consorzio New Gas Consortium (NGC) — gestito da Azule Energy (joint venture al 50/50 tra BP ed Eni) — ha avviato la produzione di gas a Quiluma nel marzo 2026, seguendo uno schema tipicamente “realizzabile”: gas offshore in acque poco profonde, trattamento a terra e poi alimentazione dell’impianto Angola LNG già esistente ma sottoutilizzato.
Al contrario, Tortue Fase 2 (bp/Kosmos) in Senegal/Mauritania procede più lentamente, ma la sua logica progettuale è proprio quella che può essere “riattivata” in un contesto di rivalutazione della sicurezza dell’approvvigionamento: un’espansione efficiente in termini di capitale che massimizza l’uso delle infrastrutture della Fase 1.
Sulla stessa linea, l’operatore indipendente Trident offre un’opzione “fast-track” nel settore del gas, con uno sviluppo che privilegia una soluzione FLNG in Congo, un progetto di investimento che, nella situazione attuale, potrebbe essere approvato già quest’anno.
La crisi non fa scattare automaticamente una nuova ondata di progetti LNG greenfield; piuttosto, ridefinisce le priorità dei progetti. A trarne vantaggio sono gli sviluppi realizzabili, che si basano su strutture già esistenti e si trovano in aree considerate più neutre o diversificate, mentre i progetti lunghi e complessi continuano a essere penalizzati dal rischio di esecuzione. Per l’investitore, questo significa decisioni di investimento più rapide su alcuni progetti e, di conseguenza, esigenze di finanziamento più immediate, soprattutto nei mercati emergenti dell’Africa occidentale e dell’America Latina.
Il petrolio: distinguere tra la ridistribuzione a breve termine e la riconfigurazione a lungo termine
Per quanto riguarda il petrolio, l’impatto di Ormuz è enorme, ma di natura diversa rispetto a quello osservato sul GNL. Lo shock è innanzitutto logistico: la capacità produttiva non è “scomparsa”, e una ripresa dei flussi rimane possibile se le condizioni di transito e di assicurazione tornano alla normalità. A differenza del GNL, questo shock è inoltre in parte attenuato da meccanismi di flessibilità più ampi: capacità di reindirizzamento (limitate ma non inesistenti), scorte mobilitabili e riserve strategiche, che possono fungere da cuscinetto a breve termine (vedi sotto).
Fonte: J.P. Morgan Commodities Research
In questo contesto, è comunque possibile individuare chi ne beneficia, a patto di distinguere la ridistribuzione derivante dagli investimenti a breve termine da quella che avviene a lungo termine.
A breve termine, i vincitori sono quelli che riescono ad adeguare rapidamente gli investimenti (capex) e i volumi: prima di tutto lo shale statunitense, poi quello internazionale – in particolare l’Argentina (Vaca Muerta) – e alcune aree convenzionali mature dove l’ottimizzazione (infill, workover, tie-back) può aumentare la produzione senza bisogno di grandi infrastrutture (Colombia, Ghana, Angola, Guinea Equatoriale).
A lungo termine, la rivalutazione dei costi legati alla sicurezza dell’approvvigionamento potrebbe favorire gli hub che offrono sia competitività in termini di costi che resilienza logistica. In questo contesto, il bacino atlantico — in particolare Brasile, Guyana e, sul versante africano, alcune aree di deepwater (ad es. Namibia, Costa d’Avorio) — si profila come un candidato naturale: concentra una quota crescente della crescita nel deepwater e rimane un polo strutturale dell’espansione offshore. E, come mostra la curva dei costi operativi all’orizzonte 2030, Brasile e Guyana figurano tra i segmenti più competitivi al di fuori del Medio Oriente.
Costo e volume di produzione di petrolio entro il 2030 per zona di produzione
Fonte: Rystad Energy
Una recente nota di J.P. Morgan ricorda inoltre che, se l’andamento dell’offerta a medio termine (da qui al 2028-2029) si basa su progetti già individuati in questo bacino atlantico, la visibilità oltre il 2030 diventa più incerta, poiché dipende maggiormente da nuove scoperte, il che potrebbe riportare l’esplorazione al centro delle sfide in questo bacino.
Questa dinamica è rafforzata da un fattore tornato ad essere centrale nella governance delle major: la pressione degli azionisti affinché vengano chiariti i piani di crescita e il percorso di ricostituzione delle riserve. Il Financial Times ha sottolineato in particolare che, dopo anni dominati dalla disciplina finanziaria e dai rendimenti per gli azionisti, alle major vengono poste sempre più domande sulla durata delle loro riserve e sulla solidità della loro pipeline di progetti. Questo aspetto emerge anche dai nostri scambi con le aziende del settore.
In pratica, la combinazione tra la crisi di Ormuz (che favorisce la sicurezza dell’approvvigionamento) e la pressione degli azionisti a favore del rinnovo delle riserve può contribuire a rilanciare un ciclo di esplorazione al di fuori del Medio Oriente per garantire un portafoglio di progetti oltre il 2030 — in particolare nel bacino atlantico, che offre caratteristiche economiche interessanti e sembra essere una delle alternative naturali al Medio Oriente.
E le energie rinnovabili, che ci c’entrano?
Oltre al petrolio e al gas, la crisi attuale potrebbe anche giocare a favore delle energie rinnovabili. In molti mercati, il prezzo all’ingrosso dell’elettricità è determinato dalla centrale marginale necessaria per bilanciare il sistema — spesso una centrale a gas (e a volte a carbone), il cui costo di produzione varia direttamente in base al prezzo del combustibile. In questo contesto, un aumento dei prezzi del gas o del carbone tende a far salire il prezzo dell’elettricità, mentre il costo variabile di produzione delle energie rinnovabili (eolica/solare) rimane basso. Questo miglioramento della redditività dei progetti può, a lungo termine, sostenere gli investimenti: rafforza la bancabilità (la capacità di ottenere finanziamenti) e facilita la stipula di contratti a lungo termine (PPA) in un contesto in cui la sicurezza dell’approvvigionamento torna ad essere una priorità.
Posizionamento del fondo IVO EM Corporate Debt
L’obiettivo del fondo IVO EMCD è quello di cogliere queste dinamiche nei mercati emergenti e di adattarsi ai cambiamenti del mercato.
Il fondo IVO EMCD è pronto a cogliere il re-rating relativo alla “sicurezza dell’approvvigionamento” nei mercati emergenti attraverso esposizioni ad asset nel settore del GNL al di fuori del Medio Oriente.
Questo si traduce innanzitutto in un’esposizione alle infrastrutture industriali di liquefazione al di fuori del Medio Oriente, come Peru LNG (2ª posizione del fondo al 25/03/2026). Il fondo punta anche su produttori dei mercati emergenti che possiedono attività nel settore del gas e/o partecipazioni in infrastrutture correlate, come ad esempio Azule Energy (5ª posizione del fondo). Seguiamo e investiamo anche in fornitori di infrastrutture FLNG e in produttori che hanno opportunità di monetizzare il gas tramite FLNG in Africa, come Trident Energy (6ª posizione del fondo).
Infine, ci piace anche puntare sul ciclo di crescita della produzione offshore in Brasile e in Guyana, privilegiando gli operatori della catena di approvvigionamento (servizi e infrastrutture) che godono di una grande visibilità sul proprio portafoglio ordini. Questa esposizione è in genere meno sensibile al Brent: è trainata innanzitutto dalla crescita dei volumi, con una visibilità dei progetti fino al 2030 circa, e dalla continuità dei programmi di investimento in bacini molto competitivi, la cui redditività rimane interessante anche in uno scenario di prezzi più bassi.
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