Angolo TAP/Azerbaigian — il nastro trasportatore che non swinga, e perché il target dei 20 bcm non arriva entro il 2027

La tesi di questa pagina in una riga

Il TAP è un nastro trasportatore quasi piatto: riempito all'88-90% su base annua, senza crescita da tre anni e con la capacità massima pubblicata che cala per il secondo anno di fila — quindi non fissa quasi mai la molecola marginale del Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina, offre un margine di punta reale ma piccolo (~40 GWh/g, il 2% delle entrate italiane), e il target politico dei "20 bcm all'UE entro il 2027" non arriva non perché manchi l'acciaio, ma perché manca la compressione installata e nessuno l'ha ancora prenotata.

Per chi compra gas: il TAP va trattato come base load quasi certo, con un pizzico di elasticità invernale e nessuna espansione bancabile entro il 2027. Il rischio di prezzo residuo si scarica su Passo Gries e sull'LNG.

Fonte

ENTSOG Transparency Platform, API pubblica, operatori AL-TSO-0001 (TAP AG) e IT-TSO-0001 (Snam Rete Gas), serie giornaliere 01/01/2024 - 31/07/2026 scaricate il 01/08/2026.

Tutti i totali, i load factor, i picchi e le quote qui sotto sono nostri ricalcoli su dati grezzi, non cifre pubblicate da alcuno. Le query sono in FONTI: chi vuole contestarli le rifaccia.

Trappola del campo «Firm Technical», da conoscere prima di usare qualunque numero di capacità. Non è un valore contrattuale stabile: è un dato operativo giornaliero, pubblicato solo quando cambia, che incorpora derating di manutenzione e stagionali. A Kipoi oscilla tra 349,89 e 406,25 GWh/g; a Melendugno tra 290,87 e 338,54. Il valore 349,89 ricorre identico decine di volte: è una costante di derate, non una misura. Conseguenza: confrontare due giorni singoli non dimostra nulla sull'espansione — bisogna confrontare i massimi annui. È l'errore in cui cade chiunque legga questa piattaforma per la prima volta, ed è l'errore che questa pagina ha dovuto correggere su sé stessa.

Tracciato

877 km dal confine turco-greco, attraverso la Grecia settentrionale, l'Albania e l'Adriatico, fino a un micro-tunnel di 1,5 km che sbarca a nord di San Foca e termina al Pipeline Receiving Terminal di Melendugno (Lecce), dove entra nella rete Snam (tap-ag.com, *Pipeline facts and figures* e *Route and infrastructure*, fetch 01/08/2026).

Diametro e infrastruttura

48 pollici (120 cm) in Grecia e Albania, 36 pollici (91 cm) offshore e in Italia; tre stazioni di compressione da 15 MW; 23 block valve station in Grecia; spessore parete 20-34 mm; quota massima 2.100 m in Albania; punto più profondo 810 m in Adriatico (stessa fonte).

Capacità di progetto

"design capacity 20 bcm/a", dichiarata da TAP sulla pagina *Pipeline facts and figures*. Questo numero è importante e va preso sul serio: il tubo è dimensionato per 20 bcm. Ciò che oggi non esiste non è la tubazione, è la compressione aggiuntiva che la porterebbe a quel regime.

Azionariato

bp, SOCAR, Snam, Fluxys, Enagás, 20% ciascuno (tap-ag.com, news 04/03/2026). Nota di interesse rilevante per il lettore italiano: Snam è contemporaneamente azionista del TAP al 20% e TSO della rete che ne riceve il gas — quando Snam parla di sicurezza degli approvvigionamenti via TAP, non è un osservatore neutrale.

Punti di rete (nomenclatura ENTSOG, per interrogare i dati)

entry Kipoi (dal TANAP turco), exit Nea Mesimvria (Grecia), exit Komotini - TAP/IGB (verso Bulgaria), exit Melendugno - IT/TAP (Italia).

FATTO — capacità: i massimi annui, che è l'unico confronto onesto

Le comunicazioni TAP parlano solo di "design 20 bcm/a". La capacità realmente offerta si legge su ENTSOG. Dato che la serie è rumorosa (vedi avvertenza sopra), riportiamo il massimo di Firm Technical registrato in ciascun anno solare, nostro calcolo:

| Punto | max 2024 | max 2025 | max 2026 (al 31/07) | Variazione | |---|---|---|---|---| | Kipoi (entry) | 406,25 GWh/g (26/10) | 395,00 (30/01) | 390,00 (dal 01/01) | -4,0% | | Melendugno - IT (exit) | 338,54 GWh/g (26/10) | 333,33 (25/10) | 327,76 (dal 01/01) | -3,2% | | Nea Mesimvria (exit, Grecia) | 88,37 | 74,60 | 59,61 | -32,5% | | Komotini - TAP/IGB (exit) | 107,11 | 106,98 | 106,98 | -0,1% |

Il segnale

la capacità massima offerta scende su entrambi i punti principali per due anni consecutivi. Non è il profilo di un'infrastruttura in espansione.

Il tetto annuo, calcolato. Al valore 2026 di Kipoi: 390 GWh/g × 365 = 142,35 TWh/anno all'ingresso. Al miglior valore mai pubblicato (406,25): 148,3 TWh/anno. Verso l'Italia, al valore 2026: 327,76 × 365 = 119,6 TWh/anno. Con il fattore convenzionale UE 1 bcm ≈ 10,55 TWh (PCS): 13,5-14,1 bcm/anno all'UE e ≈ 11,3 bcm/anno all'Italia, a utilizzo del 100% e senza un giorno di manutenzione — cioè a un regime che non si è mai visto.

Capacità nominale dichiarata

"as of 2022, capacity is 10 bcm per year" — Wikipedia EN, fonte secondaria dichiarata: le pagine primarie TAP non pubblicano la capacità nominale corrente in bcm, solo il "design 20 bcm/a" e i cumulati. I valori ENTSOG in GWh/g restano la cosa più vicina a un dato primario contrattuale.

FATTO — utilizzo reale: la serie ricalcolata sui flussi fisici

Somme dei flussi fisici giornalieri ENTSOG, operatore TAP AG, nostro calcolo:

| Anno | Kipoi entry (TWh) | Melendugno → Italia (TWh) | Nea Mesimvria (TWh) | Komotini/IGB (TWh) | |---|---|---|---|---| | 2024 (366 gg) | 130,64 | 108,48 | 12,16 | 8,99 | | 2025 (365 gg) | 127,28 | 105,14 | 11,07 | 9,95 | | 2026, 1 gen-31 lug (212 gg) | 73,42 | 60,88 | 5,93 | 5,96 |

Confronto omogeneo gennaio-luglio (elimina la stagionalità): Kipoi 77,13 (2024) → 71,69 (2025) → 73,42 (2026) TWh; verso l'Italia 63,95 → 59,19 → 60,88 TWh. Il 2026 recupera +2,4% sul 2025 ma resta sotto il 2024. Tre anni e mezzo di operatività matura, nessun trend di crescita.

Load factor 2025, nostro calcolo

127,28 / 142,35 = 89,4% all'ingresso; 105,14 / 119,63 = 87,9% verso l'Italia. In bcm a 10,55: 12,06 bcm entrati in TAP, 9,97 bcm all'Italia nel 2025.

FATTO — la punta, e quanto margine esiste davvero

Questo è il numero che decide le decisioni di copertura, ed è quello su cui è più facile sbagliare.

Massimi di flusso a Melendugno, per anno

- 2024: 340,72 GWh/g il 09/02/2024 — massimo assoluto della serie, un giorno d'inverno. - 2025: 324,54 GWh/g il 09/10/2025. - 2026 (al 31/07): 328,28 GWh/g il 31/07/2026.

Punta invernale 2025/26

323,93 GWh/g il 19/02/2026; poi 320,2 (21/11/2025), 318,2 (08/11/2025), 316,9 (10/03/2026). Media novembre 2025 - marzo 2026: 288,63 GWh/g su 151 giorni. Media luglio 2026: 300,03 GWh/g.

La Firm Technical non è un tetto fisico — e questo cambia tutto. Confrontando giorno per giorno il flusso con la capacità ferma (forward-fill dai cambi pubblicati), il flusso la supera in 29 giorni su 943, fino al 106,7% (24/08/2024). Il 100,2% del 31/07/2026, spesso citato come anomalia, è il più debole di questi 29. Spiegazione coerente: capacità interrompibile venduta in aggiunta alla ferma.

Conclusione operativa, quantificata onestamente. Il TAP non è un tubo senza margine: la deliverability massima dimostrata verso l'Italia è ~340 GWh/g, cioè ~40 GWh/g (+13,6%) sopra la media di luglio 2026. Ma quei 40 GWh/g valgono il 2% delle entrate italiane totali (2.009,1 GWh/g). È un margine reale e piccolo: sufficiente a smorzare una giornata, insufficiente a cambiare un inverno. Chi lo modella come zero sbaglia; chi ci costruisce sopra un piano di approvvigionamento sbaglia di più.

FATTO — dove sta il TAP dentro il mix italiano (luglio 2026)

Flussi fisici in entrata sulla rete Snam Rete Gas (IT-TSO-0001), medie 1-31 luglio 2026, nostro calcolo su ENTSOG (31 giorni pieni su ogni punto):

| Porta | GWh/g medi | Quota | |---|---|---| | Mazara del Vallo (Algeria) | 582,3 | 29,0% | | Passo Gries (da CH) | 356,1 | 17,7% | | Melendugno / TAP | 300,0 | 14,9% | | Cavarzere / Adriatic LNG | 218,6 | 10,9% | | OLT Livorno | 130,7 | 6,5% | | Piombino | 126,1 | 6,3% | | Tarvisio (da AT) | 92,7 | 4,6% | | Produzione nazionale | 84,7 | 4,2% | | Ravenna | 66,3 | 3,3% | | Panigaglia | 35,2 | 1,7% | | Gela | 9,7 | 0,5% | | Gorizia (da SI) | 6,8 | 0,3% | | Totale entrate | 2.009,1 | 100% |

Somma dei cinque rigassificatori: 576,9 GWh/g = 28,7%. Le entrate da stoccaggio sono a 0,0 in tutto il mese: a luglio il sistema inietta, non preleva. Il quadro conferma e quantifica le "quattro porte" di Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina con dati d'operatore invece che di stampa.

CONTESO — l'espansione a +1,2 bcm: annunciata operativa, non visibile nei numeri

Ciò che TAP dichiara. Il 30/01/2023 TAP innesca il primo livello di espansione; il 15/11/2025 il completamento tecnico; il 04/03/2026 l'annuncio della piena operatività del primo livello, innescato dal 2021 Market Test, con 1,2 miliardi di metri cubi l'anno, ottenuti installando un nuovo compressore da 15 MW alla stazione di Kipoi (tap-ag.com, news 04/03/2026 e 10/07/2026, fetch 01/08/2026).

Quanto dovrebbe pesare, in unità confrontabili

1,2 bcm/a × 10,55 = 12,66 TWh/a, cioè +34,7 GWh/g di capacità ferma se disponibile tutto l'anno. Un incremento del ~9% a Kipoi: impossibile non vederlo.

Ciò che dicono i dati. Il massimo di Firm Technical a Kipoi scende da 406,25 (2024) a 395,00 (2025) a 390,00 (2026); a Melendugno da 338,54 a 333,33 a 327,76. E i volumi gennaio-luglio 2026 (73,42 TWh) restano sotto il 2024 (77,13 TWh). Al 31/07/2026 l'espansione non è visibile né nella capacità massima offerta né nel gas consegnato.

Onestà sul contro-argomento. C'è un movimento compatibile con l'espansione: dal 01/01/2026 Melendugno passa a 327,76 GWh/g contro i 320,00 che avevano prevalso per gran parte del 2025 (+7,76 GWh/g ≈ 0,27 bcm/a), e Kipoi si assesta a 390,00 contro i 375-385 del tardo 2025. Ma su base invernale omogenea il confronto sparisce: gennaio 2025 valeva già 327-330 a Melendugno e 390-395 a Kipoi. Il passo, se c'è, vale al massimo un quarto dei 1,2 bcm annunciati.

Tre spiegazioni possibili, e non sappiamo quale sia: (a) la capacità incrementale decorre dall'anno-gas che parte il 1° ottobre 2026; (b) è allocata alle uscite greche/bulgare e non all'Italia; (c) esiste contrattualmente ma non c'è molecola upstream per riempirla. Falsificabile datato: se al 1° novembre 2026 il massimo di Firm Technical a Kipoi è ancora ≤ 390,00 GWh/g, l'ipotesi (a) cade.

Lo stato dei Market Test (tap-ag.com, *Market tests*, fetch 01/08/2026): il 2021 Market Test è chiuso al 18/01/2024 e ha prodotto i 1,2 bcm/a; il 2023 Market Test ha la fase vincolante prevista in Q4 2025 subordinata all'approvazione del Project Proposal da parte dei regolatori nazionali — la pagina non pubblica l'esito, verificato; il 2025 Market Test è stato aperto il 07/07/2025 con scadenza non vincolante 01/09/2025, e il Demand Assessment Report è rinviato a dopo la chiusura della fase vincolante del 2023.

Chi finanzia, e come funziona davvero. Il meccanismo è quello dell'*incremental capacity* europeo: nessuna FID centralizzata. TAP espande solo se degli shipper si impegnano con contratti pluriennali vincolanti che coprono l'investimento. È il motivo per cui il primo livello vale 1,2 bcm e non 10: è tutta la domanda che si è impegnata. Chi dice "l'espansione a 20 bcm è decisa" confonde un target politico con una prenotazione di capacità. Nelle fonti TAP fetchate non risulta alcun impegno vincolante oltre gli 1,2 bcm.

FATTO — il target dei 20 bcm, testuale, e perché non arriva

Testo del comunicato della Commissione europea del 18/07/2022 (IP/22/4550, *EU and Azerbaijan enhance bilateral relations, including energy cooperation*, letto via API presscorner, fetch 01/08/2026), firma del Memorandum d'intesa Von der Leyen-Aliyev a Baku:

> «includes a commitment to double the capacity of the Southern Gas Corridor to deliver at least 20 billion cubic metres to the EU annually by 2027»

e, nello stesso testo:

> «Azerbaijan is already now increasing deliveries of natural gas to the EU, from 8.1 billion cubic metres in 2021 to an expected 12 bcm in 2022».

Attenzione al confronto facile, che è sbagliato. I "12 bcm" del 2022 sono (i) una previsione, non un consuntivo, e (ii) riferiti all'Azerbaigian verso l'UE su tutte le rotte. I 12,06 bcm entrati in TAP nel 2025 sono il solo TAP. Non sono la stessa grandezza e non vanno messi in fila per dire "quattro anni dopo, stesso livello" — per farlo servirebbero i volumi azeri che raggiungono l'UE via Turchia (Bulgaria/Romania), che questa pagina non quantifica.

Ciò che invece si può dire, e regge. Il TAP nel 2025 ha portato 12,06 bcm all'ingresso. Anche al 100% della miglior capacità mai pubblicata, per 365 giorni, il massimo teorico è ~14,1 bcm. Restano 17 mesi al 2027. Il TAP da solo non può arrivare a 20 bcm, e il divario di ~6 bcm non è colmabile con l'infrastruttura installata.

E qui la formulazione precisa conta. Non è vero che "i 20 bcm non stanno dentro il tubo": TAP pubblica una design capacity di 20 bcm/a, e il tubo è dimensionato per quella portata. Il vincolo è la compressione: raddoppiare richiede stazioni aggiuntive che nessuno ha ancora impegnato a finanziare, perché nessuno shipper le ha prenotate oltre gli 1,2 bcm. Il target non fallisce per l'acciaio, fallisce per l'assenza di prenotazioni vincolanti — ed è un fallimento più informativo, perché è osservabile in anticipo negli esiti dei market test.

FATTO — l'upstream: Shah Deniz e il tetto a monte

Dal sito del Southern Gas Corridor CJSC (sgc.az, fetch 01/08/2026), la società di Stato azera che detiene le quote nella catena:

- Shah Deniz Fase 1: 11 bcm/anno di capacità produttiva; - Shah Deniz Fase 2: +16 bcm/anno; - capacità combinata: 27 bcm/anno; - l'intera catena SCPX + TANAP + TAP misura «more than 3,200 kilometres».

Il disegno originario di SD2 destina 6 bcm alla Turchia e 10 bcm all'Europa — coerente con il tetto TAP osservato. La conseguenza operativa: il collo di bottiglia non è solo il tubo adriatico, è anche il giacimento. Un salto a 20 bcm verso l'UE richiederebbe nuova produzione (fasi successive di Shah Deniz, Absheron, Karabakh, o gas di terzi immesso in TANAP), non solo compressori in Grecia. Nessuna delle fonti fetchate documenta una FID upstream di quella scala.

CONTESO — Passo Gries: 320 o 356 GWh/g?

Contro-dato cercato apposta, e trovato dentro la nostra stessa memoria. La pagina Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina riporta, su fonte Argus (giugno 2026), una capacità disponibile sull'intera rotta Transitgas/Passo Gries di ~320 GWh/g. I flussi fisici ENTSOG dello stesso punto danno una media di 356,1 GWh/g in tutto luglio 2026 — un flusso reale stabilmente superiore alla capacità citata.

Non risolviamo la divergenza, la nominiamo: o il numero Argus si riferisce a un segmento più stretto della rotta (o alla sola capacità rilevante per il "servizio di liquidità" in consultazione ARERA), o è superato. Chi usa i 320 GWh/g come tetto per stimare quanto Passo Gries può rimpiazzare in caso di outage TAP sta sottostimando l'alternativa. Da chiudere su fonte Snam/Transitgas primaria.

SPIN — interessi da scontare, simmetricamente

- TAP AG comunica cumulati ("60 bcm all'Europa, 50 all'Italia", news 10/07/2026) e — verificato — mai il tasso annuo né il load factor: un numero cumulato cresce sempre, anche mentre il flusso annuo cala. È il modo più elegante di non dire che il tubo è piatto dal 2023. Interesse: giustificare la propria centralità e attrarre prenotazioni per i market test. - Commissione UE: il MoU 2022 è un documento di crisi politica (quattro mesi dopo l'invasione dell'Ucraina), scritto per segnalare alternative al gas russo. Nessuno alla Commissione ha interesse a ricalcolare pubblicamente il divario. - Snam: azionista TAP al 20% *e* TSO ricevente *e* soggetto regolato che beneficia delle tariffe su Passo Gries — il soggetto con il maggior numero di interessi sovrapposti nell'intera catena italiana, da scontare in entrambe le direzioni. - SOCAR / SGC CJSC: compagnie di Stato azere. Il "27 bcm/a di capacità combinata" è una capacità di *progetto*, non una produzione consegnabile all'export al netto del consumo domestico azero — sul sito non compare il bilancio domestico. - Vale identico per noi: i totali annui, i massimi e i load factor di questa pagina sono nostri ricalcoli su dati grezzi. E questa pagina ha già dovuto correggere sé stessa: una versione precedente sosteneva che la capacità a Kipoi fosse "invariata" sulla base di due giorni coincidenti, e che il TAP non avesse alcuno swing stagionale. Entrambe le affermazioni erano false, smentite dalla serie completa. Chi legge dati ENTSOG per la prima volta è esposto allo stesso errore.

LA CATENA FINO AL PSV — quantificata

Per un'azienda energivora che compra su PSV o TTF, il TAP entra nel prezzo per tre canali e nessun altro.

1) Non fissa quasi mai il marginale — quindi non abbassa quasi mai il prezzo. Il TAP porta 300,0 GWh/g = 14,9% delle entrate italiane, con un margine di punta dimostrato di ~40 GWh/g oltre quel livello. Quaranta GWh/g sono il 2% delle entrate italiane: coprono una giornata fredda isolata, non un'ondata. Il MWh incrementale che serve all'Italia in un inverno rigido non può arrivare dal TAP oltre quel 2%: arriva da Passo Gries (che paga tariffe di uscita/entrata, e quindi impone PSV > TTF) o da una nave LNG (che deve battere il JKM, Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas). Conseguenza operativa: nessuna notizia positiva sul TAP può comprimere lo spread PSV-TTF in misura apprezzabile. L'asimmetria non è totale, ma è forte.

2) È rischio prevalentemente al ribasso, e si dimensiona così. Un fermo totale del TAP toglie 300 GWh/g al sistema italiano. Il sostituto naturale, Passo Gries, girava già a 356,1 GWh/g in luglio: anche accettando il tetto più generoso dei due in discussione, non c'è spazio per assorbire 300 GWh/g. Il resto va comprato come LNG spot a parità JKM (La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)). Traduzione in unità comprabili — assunzione nostra, non di fonte: 1 carico standard ≈ 1 TWh: una perdita del 20% del TAP (60 GWh/g) chiede ~1,8 carichi in più al mese; una perdita totale ne chiede ~9. Specularmente, il margine di punta di 40 GWh/g vale ~1,2 carichi al mese risparmiati — reale, ma di un ordine di grandezza inferiore al rischio. In un mercato con il Qatar sotto stress logistico, quei carichi si prendono solo alzando il prezzo. È il regime "spread 4-6 €/MWh" documentato in Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina.

3) Contributo alla punta invernale: piccolo e non bancabile. Il massimo invernale dimostrato è 340,72 GWh/g (09/02/2024), ma l'inverno 2025/26 non ha superato 323,93 e ha girato in media a 288,63. Chi costruisce il bilancio invernale italiano deve trattare il TAP come una banda ~285-340 GWh/g con media ~290, e considerare la parte alta non contrattualizzabile (dipende da capacità interrompibile, non ferma). Tutta la flessibilità affidabile deve venire da stoccaggi (Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo)) e rigassificatori. Con stoccaggi UE al 56,6% al 31/07/2026 e una curva TTF piatta-decrescente che non prezza alcun premio invernale (Set 59,071 / Ott 59,036 / Dic 57,739 / Gen-27 57,065 — DELTA gas 1/8/2026 (secondo passaggio) — la curva TTF NON è in contango: Jan-27 sotto Oct-26 mentre Henry Hub prezza +49÷51% d'inverno. Correzione alla pagina di stamattina, prima metaniera fuori da Hormuz dal 11/7 (ma va in Pakistan), iniezioni UE in DECELERAZIONE), il mercato sta implicitamente assumendo che nulla si rompa in un sistema dove il 14,9% dell'offerta italiana viaggia stabilmente sopra l'88% di utilizzo.

Regola di copertura che ne discende. (a) Non scontare gas azero incrementale nel piano 2026-27: la capacità massima offerta cala e l'espansione non è visibile nei volumi. (b) La curva piatta significa che coprire l'inverno costa quanto coprire settembre: l'opzionalità è regalata, e il TAP fornisce solo il 2% di assicurazione che molti credono più grande. (c) Il segnale da monitorare non è il flusso TAP (che è quasi costante per costruzione), ma il massimo annuo di Firm Technical a Kipoi e a Melendugno, e gli esiti dei market test: la capacità si prenota anni prima di fluire, e l'evento è dentro il PSV prima che esca un comunicato.

Falsificabili datati

1. Al 01/11/2026, massimo di *Firm Technical* a Kipoi > 390,00 GWh/g? Se no, l'espansione +1,2 bcm non è entrata nella capacità offerta a oltre tre anni dal trigger. 2. Flusso Kipoi anno solare 2026 sopra o sotto 130 TWh (= 2024). Sotto ⇒ tre anni di stagnazione confermati. 3. Consegne azere all'UE 2027 ≥ 20 bcm: previsione nostra, no, con margine largo — il tetto TAP a compressione invariata è ~14 bcm e la rotta turca non colma ~6 bcm in 17 mesi. 4. Picco invernale 2026/27 a Melendugno sopra o sotto 340,72 GWh/g (il record del 09/02/2024). Sopra ⇒ l'espansione è arrivata all'Italia; sotto ⇒ tesi confermata. 5. Esito della fase vincolante del 2023 Market Test: se pubblicato con capacità incrementale prenotata > 2 bcm, questa pagina va rivista. 6. Nuove stazioni di compressione TAP con FID entro il 2027: previsione nostra, no. È il vero test del target dei 20 bcm.

Cosa NON prova questa pagina

- Il vincolo delle importazioni russe di gas in Azerbaigian NON è stato verificato e nessun numero è stato scritto. Tutte le fonti tentate hanno risposto 403/404/JS-shell (elenco in PROVENANCE). Finché non è quantificata, l'affermazione «la diversificazione via TAP è parziale perché l'Azerbaigian reimporta gas russo» non è supportata da questa pagina — che però mostra un vincolo indipendente e osservabile, cioè che il tubo è quasi pieno e la sua capacità offerta non cresce. - Transito georgiano e turco: non coperto. La quota prelevata dalla Georgia sul South Caucasus Pipeline come corrispettivo di transito e i termini del transito TANAP non sono stati fetchati. Riducono il gas disponibile a Kipoi, ma di quanto qui non è dimostrato. - Volumi azeri che raggiungono l'UE via Turchia (Bulgaria/Romania, non via TAP): non quantificati. Senza di essi non si può giudicare il target dei 20 bcm sul totale-paese, solo sul TAP. - Il "Firm Technical" al 31/07/2026 è un forward-fill, non un dato pubblicato: il campo esce solo sui cambi (82 record a Melendugno, ultimo il 29/03/2026). Nel luglio 2025 quel punto fu derated a 290,87 GWh/g più volte, quindi un derate estivo 2026 non registrato non è escluso. - La natura della capacità che eccede la ferma (29 giorni su 943, fino al 106,7%) è coerente con capacità interrompibile ma non l'abbiamo verificata sull'indicatore relativo. Il margine di ~40 GWh/g è quindi *dimostrato storicamente* ma non contrattualmente garantito. - Conversione TWh→bcm: usiamo 10,55 TWh/bcm (PCS). Il PCS effettivo del gas azero non è dichiarato dalle fonti fetchate; a 11,0 i bcm calano di ~4%. I numeri robusti sono quelli in GWh/g e TWh, non i bcm derivati. - Costo dell'espansione e chi lo pagherebbe: nessuna cifra fetchata. L'affermazione «nessuna FID centralizzata» descrive il meccanismo regolatorio dell'incremental capacity, non esclude sussidi che non abbiamo cercato. - Capacità nominale "10 bcm/a": fonte secondaria (Wikipedia). Le pagine primarie TAP non la pubblicano.

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