{"id":10922,"date":"2026-04-08T15:20:20","date_gmt":"2026-04-08T15:20:20","guid":{"rendered":"https:\/\/www.ivocapital.com\/2026\/04\/08\/ormuz-quando-la-geopolitica-ridisegna-la-mappa-delle-risorse-energetiche\/"},"modified":"2026-09-01T13:38:07","modified_gmt":"2026-09-01T13:38:07","slug":"ormuz-quando-la-geopolitica-ridisegna-la-mappa-delle-risorse-energetiche","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.ivocapital.com\/it\/2026\/04\/08\/ormuz-quando-la-geopolitica-ridisegna-la-mappa-delle-risorse-energetiche\/","title":{"rendered":"Ormuz: quando la geopolitica ridisegna la mappa delle risorse energetiche"},"content":{"rendered":"\t\t
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Energia: dallo shock di mercato alla ridefinizione delle priorit\u00e0 dei progetti e del capitale<\/strong><\/u><\/p>\n

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Sommario<\/strong><\/p>\n

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        • Ormuz non \u00e8 solo una crisi dei prezzi<\/strong>: \u00e8 un test di stress sulla sicurezza dell\u2019approvvigionamento. Quando il rischio geopolitico si concretizza, i decisori ragionano in termini di solidit\u00e0 e questo pu\u00f2 far cambiare le priorit\u00e0 dei progetti e ridistribuire gli investimenti. Il rischio iniziale rischia di influenzare in modo duraturo le decisioni di investimento.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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            • Gas naturale liquefatto<\/strong>: la crisi non fa scattare automaticamente una nuova ondata di progetti LNG greenfield; piuttosto, ridefinisce le priorit\u00e0 dei progetti. A trarne vantaggio sono i progetti realizzabili, che si basano su infrastrutture esistenti e si trovano in aree considerate pi\u00f9 neutre o diversificate, mentre i progetti lunghi e complessi continuano a essere penalizzati dal rischio di esecuzione. Per l\u2019investitore, questo significa decisioni di investimento pi\u00f9 rapide su alcuni progetti e, di conseguenza, esigenze di finanziamento pi\u00f9 immediate, soprattutto nei mercati emergenti dell\u2019Africa occidentale e dell\u2019America Latina. <\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                • Petrolio: <\/strong> la combinazione tra lo shock di Ormuz (premio per la sicurezza dell\u2019approvvigionamento) e la pressione degli azionisti a favore del rinnovo delle riserve pu\u00f2 contribuire a riaprire un ciclo di esplorazione al di fuori del Medio Oriente per garantire un portafoglio di progetti oltre il 2030 \u2013 in particolare nel bacino atlantico, che offre caratteristiche economiche interessanti e sembra essere uno dei sostituti naturali del Medio Oriente.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                  Introduzione<\/strong><\/p>\n

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                  La portata della crisi attuale va ben oltre quella di un semplice episodio geopolitico: combina problemi logistici, rischi militari e tensioni energetiche \u2013 al punto da ricordare, secondo molti osservatori, una sovrapposizione di crisi passate, dagli shock petroliferi degli anni \u201970 alla crisi del gas del 2022.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Soprattutto, questa crisi non \u00e8 solo uno shock di flussi o una serie di pozzi temporaneamente chiusi. In alcuni casi, si presenta come uno shock di asset<\/strong>: infrastrutture fisiche danneggiate, capacit\u00e0 ridotte e, di conseguenza, una potenziale indisponibilit\u00e0 a lungo termine di alcuni elementi chiave del sistema energetico. Questa interpretazione \u00e8 stata esplicitamente rafforzata dall\u2019intervento del presidente dell\u2019AIE del 23 marzo, in cui ha indicato che almeno 40 infrastrutture energetiche<\/strong> in Medio Oriente erano state gravemente o molto gravemente danneggiate \u2013 un segnale che sposta immediatamente l\u2019analisi dal terreno dei prezzi a breve termine a quello delle capacit\u00e0<\/strong>, della loro rimessa in funzione e quindi delle decisioni di investimento.<\/strong> <\/p>\n

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                  Di conseguenza, la posta in gioco va oltre la volatilit\u00e0 a breve termine: se la crisi si riflette anche sugli asset, pu\u00f2 portare a riclassificare i progetti, rivalutare il rischio e ridistribuire il capitale in modo diverso.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  In questo contesto, c\u2019\u00e8 una domanda che salta subito all\u2019occhio, soprattutto per gli investitori a lungo termine esposti alle catene energetiche come IVO Capital: in che modo questa crisi potrebbe ridefinire l\u2019allocazione degli investimenti, in particolare nel settore energetico dei mercati emergenti?<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Il GNL: quando la crisi diventa strutturale: non si tratta pi\u00f9 di uno shock dei flussi, ma di uno shock degli asset<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Il GNL (gas naturale liquefatto) sembra per ora il settore in cui l\u2019impatto \u00e8 pi\u00f9 determinante, perch\u00e9 la crisi non si limita a uno shock dei flussi: si presenta come uno shock sugli asset (capacit\u00e0 indisponibili per anni) accompagnato da uno shock logistico. Lo shock sugli asset pi\u00f9 significativo e meglio quantificato in questa fase \u00e8 quello di Ras Laffan, il cuore dell\u2019impianto di GNL del Qatar: i danni agli impianti di liquefazione ammontano a circa 12,8 milioni di tonnellate all\u2019anno (~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 capacit\u00e0 produttiva per diversi anni. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  A questa dimensione degli \u201cattivi\u201d si aggiunge una rigidit\u00e0 propria del GNL: a differenza del petrolio, ci sono poche soluzioni alternative. Dal punto di vista logistico, il GNL \u00e8 difficile da sostituire e la capacit\u00e0 di stoccaggio rimane decisamente pi\u00f9 limitata, il che accentua l\u2019asimmetria dell\u2019impatto in caso di interruzione prolungata. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Al di l\u00e0 dello shock immediato sui mercati, la guerra pu\u00f2 quindi ridisegnare le decisioni di investimento. \u00c8 come uno stress test per la sicurezza energetica<\/strong>: quando il rischio geopolitico diventa realt\u00e0, acquirenti e investitori non ragionano pi\u00f9 solo in termini di prezzo, ma rivalutano la solidit\u00e0 delle catene di approvvigionamento e la dipendenza da alcune zone considerate pi\u00f9 fragili. In questo contesto, la mappa mondiale del GNL potrebbe subire una rivalutazione<\/strong> a causa del rischio di concentrazione<\/strong>: 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 (cio\u00e8 circa il 16% del mercato mondiale), a cui si aggiungono circa 7 Bcm\/anno per gli Emirati. Questa dipendenza \u00e8 tanto pi\u00f9 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\u2019origine fisica delle forniture dovrebbe diventare un fattore chiave. E non si tratta solo di Ormuz: \u00e8 proprio la concentrazione geopolitica del GNL mondiale di oggi a diventare un vero e proprio problema. L\u2019offerta mondiale di GNL \u00e8 straordinariamente concentrata su tre poli (Stati Uniti, Qatar e Russia) che sono geopoliticamente sensibili (vedi sotto). <\/strong><\/p>\n

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                  <\/p>\n

                  Fonte: Pareto Securities<\/em><\/p>\n

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                  Dopo l\u2019Iran, le decisioni di investimento nel GNL dovrebbero quindi essere sempre pi\u00f9 guidate dalla resilienza a livello di bacino. In pratica, questo rid\u00e0 valore ai progetti al di fuori di questi blocchi, soprattutto in aree considerate pi\u00f9 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 <\/strong>, e pi\u00f9 in generale a progetti meno giustificabili in un mondo basato esclusivamente sul prezzo, ma che tornano ad essere rilevanti in un contesto pi\u00f9 frammentato in cui la sicurezza dell\u2019approvvigionamento \u00e8 fondamentale. Queste aree vantano alcune delle pi\u00f9 grandi riserve di gas al mondo (Africa occidentale ~240 TCF, solo l\u2019Argentina ~300 TCF). Per darti un\u2019idea dell\u2019ordine di grandezza, i bacini africani e latinoamericani da soli rappresentano diverse migliaia di milioni di tonnellate di GNL potenzialmente monetizzabili, una quantit\u00e0 pi\u00f9 che sufficiente per soddisfare la domanda europea per diversi decenni. Questi volumi non sono una novit\u00e0, ma erano stati messi in secondo piano in un mondo dominato dai megaprogetti statunitensi e del Qatar. L\u2019emergere del rischio geopolitico funge oggi da catalizzatore, rivalutando bacini ricchi di risorse ma storicamente poco finanziati. <\/p>\n

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                  Attenzione: Ormuz non dar\u00e0 il via a un\u2019ondata di complessi progetti greenfield da un giorno all\u2019altro<\/strong>. La crisi funge piuttosto da filtro: favorisce gli investimenti realizzabili, gi\u00e0 strutturati e supportati da infrastrutture esistenti<\/strong>, che possono essere portati a termine in tempi pi\u00f9 brevi (2-3 anni) rispetto ai megaprogetti greenfield (5-7 anni), che rimangono vincolati da cicli lunghi, tempi di produzione e rischi di esecuzione pi\u00f9 elevati. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  In questo contesto, i vincitori nei nostri mercati emergenti sono soprattutto:<\/p>

                  \u2013 Le espansioni \/ fasi aggiuntive<\/strong>, che ottimizzano l\u2019utilizzo delle risorse esistenti e riducono il rischio di esecuzione; <\/span><\/p>

                  \u2013 E le soluzioni <\/span>fast-track<\/strong> (come il FLNG \u2013 unit\u00e0 galleggiante per il GNL), che permettono di monetizzare pi\u00f9 rapidamente le risorse limitando in parte i vincoli a terra.<\/span><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Questa logica si sta gi\u00e0 concretizzando nel nostro universo emergente, in particolare nel bacino atlantico. In Angola, il consorzio New Gas Consortium (NGC) \u2014 gestito da Azule Energy (joint venture al 50\/50 tra BP ed Eni) \u2014 ha avviato la produzione di gas a Quiluma nel marzo 2026, seguendo uno schema tipicamente \u201crealizzabile\u201d: gas offshore in acque poco profonde, trattamento a terra e poi alimentazione dell\u2019impianto Angola LNG gi\u00e0 esistente ma sottoutilizzato. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Al contrario, Tortue Fase 2 (bp\/Kosmos) in Senegal\/Mauritania procede pi\u00f9 lentamente, ma la sua logica progettuale \u00e8 proprio quella che pu\u00f2 essere \u201criattivata\u201d in un contesto di rivalutazione della sicurezza dell\u2019approvvigionamento: un\u2019espansione efficiente in termini di capitale che massimizza l\u2019uso delle infrastrutture della Fase 1.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Sulla stessa linea, l\u2019operatore indipendente Trident offre un\u2019opzione \u201cfast-track\u201d 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 gi\u00e0 quest\u2019anno.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  La crisi non fa scattare automaticamente una nuova ondata di progetti LNG greenfield; piuttosto, ridefinisce le priorit\u00e0 dei progetti. A trarne vantaggio sono gli sviluppi realizzabili, che si basano su strutture gi\u00e0 esistenti e si trovano in aree considerate pi\u00f9 neutre o diversificate, mentre i progetti lunghi e complessi continuano a essere penalizzati dal rischio di esecuzione. Per l\u2019investitore, questo significa decisioni di investimento pi\u00f9 rapide su alcuni progetti e, di conseguenza, esigenze di finanziamento pi\u00f9 immediate, soprattutto nei mercati emergenti dell\u2019Africa occidentale e dell\u2019America Latina. <\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Il petrolio: distinguere tra la ridistribuzione a breve termine e la riconfigurazione a lungo termine<\/strong><\/p>\n

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                  Per quanto riguarda il petrolio, l\u2019impatto di Ormuz \u00e8 enorme, ma di natura diversa rispetto a quello osservato sul GNL. Lo shock \u00e8 innanzitutto logistico: la capacit\u00e0 produttiva non \u00e8 \u201cscomparsa\u201d, e una ripresa dei flussi rimane possibile se le condizioni di transito e di assicurazione tornano alla normalit\u00e0. A differenza del GNL, questo shock \u00e8 inoltre in parte attenuato da meccanismi di flessibilit\u00e0 pi\u00f9 ampi: capacit\u00e0 di reindirizzamento (limitate ma non inesistenti), scorte mobilitabili e riserve strategiche, che possono fungere da cuscinetto a breve termine (vedi sotto). <\/p>\n

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                  \"\"<\/figure>\n

                  <\/p>\n

                  Fonte: J.P. Morgan Commodities Research<\/em><\/p>\n

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                  In questo contesto, \u00e8 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. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  A breve termine<\/strong>, i vincitori sono quelli che riescono ad adeguare rapidamente gli investimenti (capex) e i volumi: prima di tutto lo shale statunitense, poi quello internazionale<\/strong> \u2013 in particolare l\u2019Argentina (Vaca Muerta) \u2013 e alcune aree convenzionali mature dove l\u2019ottimizzazione (infill, workover, tie-back) pu\u00f2 aumentare la produzione senza bisogno di grandi infrastrutture (Colombia, Ghana, Angola, Guinea Equatoriale).<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  A lungo termine<\/strong>, la rivalutazione dei costi legati alla sicurezza dell\u2019approvvigionamento potrebbe favorire gli hub che offrono sia competitivit\u00e0 in termini di costi che resilienza logistica. <\/strong>In questo contesto, il bacino atlantico \u2014 in particolare Brasile, Guyana<\/strong> e, sul versante africano<\/strong>, alcune aree di deepwater (ad es. Namibia, Costa d\u2019Avorio) \u2014 si profila come un candidato naturale: concentra una quota crescente della crescita nel deepwater e rimane un polo strutturale dell\u2019espansione offshore. E, come mostra la curva dei costi operativi all\u2019orizzonte 2030, Brasile e Guyana figurano tra i segmenti pi\u00f9 competitivi al di fuori del Medio Oriente.<\/strong> <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Costo e volume di produzione di petrolio entro il 2030 per zona di produzione<\/strong><\/p>\n

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                  \"\"<\/figure>\n

                  <\/p>\n

                  Fonte: Rystad Energy<\/em><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Una recente nota di J.P. Morgan ricorda inoltre che, se l\u2019andamento dell\u2019offerta a medio termine (da qui al 2028-2029) si basa su progetti gi\u00e0 individuati in questo bacino atlantico, la visibilit\u00e0 oltre il 2030 diventa pi\u00f9 incerta, poich\u00e9 dipende maggiormente da nuove scoperte, il che potrebbe riportare l\u2019esplorazione al centro delle sfide in questo bacino<\/strong>. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Questa dinamica \u00e8 rafforzata da un fattore tornato ad essere centrale nella governance delle major: la pressione degli azionisti affinch\u00e9 vengano chiariti i piani di crescita e il percorso di ricostituzione delle riserve<\/strong>. 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 pi\u00f9 domande sulla durata delle loro riserve e sulla solidit\u00e0 della loro pipeline di progetti. Questo aspetto emerge anche dai nostri scambi con le aziende del settore. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  In pratica, la combinazione tra la crisi di Ormuz (che favorisce la sicurezza dell\u2019approvvigionamento) e la pressione degli azionisti a favore del rinnovo delle riserve pu\u00f2 contribuire a rilanciare un ciclo di esplorazione al di fuori del Medio Oriente per garantire un portafoglio di progetti oltre il 2030 \u2014 in particolare nel bacino atlantico, che offre caratteristiche economiche interessanti e sembra essere una delle alternative naturali al Medio Oriente.<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  E le energie rinnovabili, che ci c’entrano?<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Oltre al petrolio e al gas, la crisi attuale potrebbe anche giocare a favore delle energie rinnovabili. In molti mercati, il prezzo all\u2019ingrosso dell\u2019elettricit\u00e0 \u00e8 determinato dalla centrale marginale necessaria per bilanciare il sistema \u2014 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\u2019elettricit\u00e0, mentre il costo variabile di produzione delle energie rinnovabili (eolica\/solare) rimane basso. Questo miglioramento della redditivit\u00e0 dei progetti pu\u00f2, a lungo termine, sostenere gli investimenti: rafforza la bancabilit\u00e0 (la capacit\u00e0 di ottenere finanziamenti) e facilita la stipula di contratti a lungo termine (PPA) in un contesto in cui la sicurezza dell\u2019approvvigionamento torna ad essere una priorit\u00e0. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Posizionamento del fondo IVO EM Corporate Debt<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  L’obiettivo del fondo IVO EMCD \u00e8 quello di cogliere queste dinamiche nei mercati emergenti e di adattarsi ai cambiamenti del mercato.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Il fondo IVO EMCD \u00e8 pronto a cogliere il re-rating relativo alla \u201csicurezza dell\u2019approvvigionamento\u201d nei mercati emergenti attraverso esposizioni ad asset nel settore del GNL al di fuori del Medio Oriente.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Questo si traduce innanzitutto in un\u2019esposizione alle infrastrutture industriali di liquefazione al di fuori del Medio Oriente, come Peru LNG (2\u00aa posizione del fondo al 25\/03\/2026). Il fondo punta anche su produttori dei mercati emergenti che possiedono attivit\u00e0 nel settore del gas e\/o partecipazioni in infrastrutture correlate, come ad esempio Azule Energy (5\u00aa posizione del fondo). Seguiamo e investiamo anche in fornitori di infrastrutture FLNG e in produttori che hanno opportunit\u00e0 di monetizzare il gas tramite FLNG in Africa, come Trident Energy (6\u00aa posizione del fondo). <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  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 visibilit\u00e0 sul proprio portafoglio ordini. Questa esposizione \u00e8 in genere meno sensibile al Brent: \u00e8 trainata innanzitutto dalla crescita dei volumi, con una visibilit\u00e0 dei progetti fino al 2030 circa, e dalla continuit\u00e0 dei programmi di investimento in bacini molto competitivi, la cui redditivit\u00e0 rimane interessante anche in uno scenario di prezzi pi\u00f9 bassi. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  DISCLAIMER: QUESTO DOCUMENTO NON COSTITUISCE UN CONSIGLIO FINANZIARIO:<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Le informazioni contenute in questo documento non devono essere intese o interpretate come consulenza finanziaria. \u00c8 stato condiviso solo a scopo informativo, non costituisce pubblicit\u00e0 e non deve essere interpretato come una sollecitazione, un’offerta, un invito o un incentivo all’acquisto o alla vendita di titoli o strumenti finanziari correlati in nessuna giurisdizione. RISERVATEZZA: le informazioni sono strettamente riservate e non possono essere riprodotte, ridistribuite, divulgate o trasmesse a nessun altro, n\u00e9 direttamente n\u00e9 indirettamente. Non puoi copiare, riprodurre, distribuire, pubblicare, visualizzare, eseguire, modificare, creare opere derivate, trasmettere o sfruttare in alcun modo tali contenuti, n\u00e9 distribuire parte di essi su una rete, inclusa una rete locale, venderlo o metterlo in vendita, n\u00e9 utilizzare tali contenuti per creare alcun tipo di banca dati. <\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

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