di Michele Danesi*
Dopo un 2025 e inizio 2026 che avevano sostanzialmente visto consolidarsi trend del settore energetico cinese quali la riduzione del peso degli idrocarburi a fronte dell’aumento della domanda di energia, le sfide per il commercio internazionale scaturite dall’inizio del conflitto in Iran hanno posto in difficoltà molti Paesi che dipendevano dalla regione per i propri approvvigionamenti di petrolio e GNL.
La Repubblica popolare cinese (RPC) ha registrato una repentina contrazione delle proprie importazioni di greggio, mentre è calata anche la produzione interna. La capacità di raffinazione, sebbene in timida crescita negli ultimi mesi rispetto all’inizio del conflitto, ha recentemente toccato il proprio minimo. Tuttavia, la resilienza del settore energetico rimane un passaggio cruciale per la sicurezza economica di Pechino, che continua a puntare sullo sviluppo delle fonti rinnovabili per ridurre la dipendenza dall’estero nel medio e lungo periodo.
La situazione pre-guerra
Il 2025 di Pechino si era concluso con un sostanziale mantenimento di tendenze osservate già nell’anno precedente per quanto riguarda il mercato dell’energia. Il carbone, con 4,83 miliardi di tonnellate estratte, rimaneva la voce principale all’interno del mix energetico (51,4% del totale). Sebbene la domanda di elettricità fosse aumentata del 5% rispetto all’anno precedente, il ricorso alle fonti fossili aveva mantenuto ritmi moderati: la crescita della domanda di carbone si attestava all’incirca al +1% rispetto al 2024, seguita dal +2% del gas naturale e dal -1% di quella di petrolio, del quale tuttavia crescevano del 4% le importazioni, principalmente a fini di stoccaggio (-17% e -4% rispettivamente per carbone e gas). Le fonti rinnovabili avevano invece proseguito con la loro traiettoria di crescita, con oltre 430 gigawatt (GW) di capacità eolica e solare combinata installata che hanno portato la capacità rinnovabile totale a 1840 GW.
Per quanto riguarda l’import in Cina di idrocarburi e, in particolare, di greggio, il Medio Oriente costituiva una regione di provenienza cruciale. Nel 2025 proveniva dalla regione all’incirca la metà dell’import totale cinese di greggio (+2,7% rispetto al 2024) con, tra i principali partner, l’Arabia Saudita – che copriva il 13,6% del totale, seconda solo alla Russia (23,4%) – e l’Iraq, stabilmente intorno al 10% negli ultimi due anni, al quarto posto tra i fornitori in quanto preceduto dalla Malaysia (11,3%). Inoltre, si stima che nel corso dell’anno fossero stati importati dall’Iran una media di 1,4 milioni di barili di greggio al giorno (mb/d) tramite le “teapot refineries” – piccole raffinerie private situate principalmente nello Shandong e province limitrofe, che acquistano petrolio iraniano aggirando le sanzioni statunitensi con il benestare di Pechino –, un dato che, sebbene in calo del 30% su base annua, andava ancora a costituire il 13% delle importazioni cinesi di greggio e più dell’80% dell’export iraniano del prodotto.
La risposta
La chiusura de facto dello Stretto di Hormuz come conseguenza degli attacchi di USA e Israele all’Iran del 28 febbraio 2026 ha comportato un taglio delle importazioni di greggio nella RPC, il cui calo rispetto ai livelli del 2025 rimane profondo anche dopo oltre sei mesi dall’apertura del conflitto. Secondo i dati riportati dall’ente cinese per la gestione delle dogane, nel secondo trimestre 2026 il Paese ha infatti importato 8,1 mb/d, il 32% in meno rispetto alla media trimestrale tra marzo 2025 e febbraio 2026 (intorno ai 12 mb/d). Addirittura, nei mesi di maggio e giugno, gli acquisti dall’estero sono scesi sotto gli 8,0 mb/d per la prima volta dal 2016, sfiorando i circa 6 mb/d. Questo calo dell’ingresso di materie prime via mare, parzialmente arginato (di nuovo sopra i 8 mb/d di greggio importati) per qualche tempo quando l’accordo USA-Iran di giugno aveva riportato il Brent a 72 dollari al barile, aveva interessato principalmente Iraq (910mila b/d), Russia (640mila b/d) ed Emirati Arabi Uniti (600mila b/d).
La risposta di Pechino ha dunque comportato un tentativo di spinta sulla produzione interna e una riconfigurazione della strategia di importazione tra la primavera e l’estate 2026. La RPC è riuscita a mantenere la produzione domestica di greggio tra i 4,2 e i 4,4 mb/d tra aprile e settembre, con una lieve flessione rispetto ai 4,5 mb/d di marzo e facendo registrare una crescita dell’1% su base annua, variazione che tuttavia ammonta solamente alla metà di quella fatta segnare dalla produzione nazionale nel 2025.
Ritornando alle importazioni, tra marzo e luglio 2026 la Russia è rimasta il fornitore principale, con circa 2,2 mb/d verso Pechino nel mese di luglio; segue l’Arabia Saudita, risalita nel mese di luglio a 1,26 mb/d rispetto al minimo degli ultimi otto anni toccato a giugno, sebbene rimanga ancora 0,5 mb/d al di sotto dei livelli dello stesso mese nel 2025; a compensare (e oltre) il calo saudita è subentrato invece il Brasile, il quale ha aggiunto 0,4 mb/d di greggio trasportati verso la RPC su base annua tra gennaio e luglio (a risentire della contrazione degli arrivi dall’Arabia Saudita sono stati colpiti soprattutto grandi colossi statali che si rifornivano principalmente nel Paese, come Rongsheng). Il Brasile si trova dunque in una posizione rinnovata nel portfolio cinese dei fornitori di petrolio: nei primi nove mesi del 2026, infatti, il valore delle esportazioni brasiliane di greggio verso la Cina è aumentato del 49% su base annua per un totale di 21,8 miliardi di dollari. Al momento, il petrolio rappresenta il 25,8% delle esportazioni brasiliane verso il Paese asiatico, +6,3 punti percentuali rispetto all’anno precedente, ed è la seconda voce di vendita dopo la soia, che rappresenta invece il 35,4%.
Le “teapot refineries” sono state penalizzate dall’andamento dei rapporti dei propri Paesi di approvvigionamento con gli USA: la situazione iraniana ha portato il quantitativo di greggio in uscita verso Pechino a meno della metà dei livelli pre-guerra, mentre il petrolio venezuelano, visto il forte allentamento delle sanzioni statunitensi, è diventato più caro e si è visto ridurre la propria fetta di mercato. Infine, ci si attende anche che nel mese di ottobre crescano i livelli di import da fornitori quali Angola e Canada.
Per quanto riguarda invece l’esportazione di prodotti raffinati del petrolio, l’approccio dell’amministrazione cinese ha subito un’evoluzione nei mesi intercorsi dall’inizio del conflitto. La produzione delle raffinerie ha toccato il minimo a luglio 2026, attestandosi a 12,5 mb/d, per poi risalire a 13,9 mb/d nel mese di agosto. A marzo Pechino aveva vietato l’export di benzina, diesel e carburanti per aerei – fatta eccezione per le destinazioni di Hong Kong e Macao –, mentre la domanda interna di prodotti è calata del 7% annuo tra gennaio e luglio (-16% sul 2025 nel mese di luglio). A luglio il divieto è stato allentato a condizione che le scorte dei principali conglomerati statali – verificate dall’agenzia di pianificazione alla fine di ogni mese prima che il Ministero del Commercio rilasci la licenza per l’export – restassero al di sopra dei livelli di febbraio: come conseguenza, l’export delle major è salito a 0,61 mb/d a luglio 2026, quasi il doppio rispetto al mese precedente, e ha sfiorato quota 1 mb/d ad agosto.
Tra il Piano Quinquennale e la logica della sicurezza economica
La tenuta del settore energetico della Cina è fondamentale per il rafforzamento della sicurezza economica nazionale e costituisce un tassello fondamentale anche nell’ambito del quindicesimo Piano Quinquennale, che ha valore a decorrere dall’anno in corso. Dall’inizio della crisi di Hormuz, la Cina ha ribadito la propria strategia “first set up the new, then remove the old”: nell’attesa di dare più spazio all’energia pulita, il ruolo delle fonti fossili (il “vecchio” sistema nell’espressione precedente) è dunque ancora fondamentale per un Paese che per la prima volta ha inserito formalmente nel Piano Quinquennale l’ambizione di diventare una “potenza energetica”.
Nel lungo periodo, invece, la leva principale indicata dal Piano è quella dell’elettrificazione alimentata da fonti rinnovabili: tra gli obiettivi del Piano vi è il passaggio di queste dal 21,7% al 25% dei consumi di energia primaria, mentre la quota dell’elettricità sui consumi finali dovrebbe salire dal 30% al 35%, il tutto entro il 2030. Per raggiungere ciò si prevede l’installazione di circa 2800 GW tra eolico e solare (1000 GW in più dei livelli del 2025) e 300 GW di capacità di accumulo a batterie. Nel mese di luglio la capacità solare ha superato quella del carbone, che si attesta intorno ai 1286 GW, sebbene il carbone rimanga ancora la prima fonte per generazione. Come nel 2025, per ora le fonti non fossili coprono anche nel 2026 l’intera domanda elettrica aggiuntiva, e le vendite di camion pesanti a nuova energia, in aumento del 70% tra gennaio e luglio, hanno superato quelle dei mezzi a GNL.
Tuttavia, il percorso verso la transizione non è privo di ostacoli. Sul fronte dei carburanti, i combustibili green restano ancora un contributo marginale con circa 8 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio di capacità contro 767 milioni di tonnellate di domanda di prodotti. Inoltre, nel 2025 il carbone ha fatto registrare un record di nuove capacità installate, mentre le aggiunte termiche dei primi sette mesi del 2026, pari a 50,3 GW, sono le più alte da 15 anni. Un’analisi dell’Oxford Institute for Energy Studies sottolinea che, proprio per arginare queste cifre nel settore degli idrocarburi, qualora Pechino dovesse imporsi una scelta, capacità industriale e sicurezza energetica prevarranno sull’efficienza economica.
Per la RPC, dunque, anche dopo mesi di crisi scaturita dalla chiusura dello Stretto di Hormuz, le rinnovabili costituiscono ancora la risposta strutturale alla vulnerabilità petrolifera, mentre fossili e scorte restano l’assicurazione da mantenere fino a che la transizione non sarà completa.
Michele Danesi
*Istituto Ispi
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