India, il compratore marginale — la scala di prezzo a cui smette di comprare, e quanto gas libera davvero per l'Europa

India, il compratore marginale — la scala di prezzo a cui smette di comprare, e quanto gas libera davvero per l'Europa

Il wiki nomina l'India in tre pagine (Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF, Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas, La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)) come il compratore asiatico che si mette in pausa per primo, ma dà solo lo scheletro della soglia ($11 pausa, $6-7 ritorno dichiarato, −6% annuo a $12 medio). Questa pagina lo riempie e arriva a una conclusione che ribalta l'uso ingenuo del meccanismo: l'elasticità indiana è reale, è misurabile, ed è già stata spesa. Al TTF di oggi non c'è altro sollievo indiano in arrivo — l'unico movimento residuo dell'India è verso l'alto, come *concorrente* dell'Europa.

Per chi legge da un'azienda energivora europea la domanda operativa non è "l'India comprerà?", è "quanti €/MWh di sollievo posso ancora aspettarmi dal ritiro indiano prima di fissare il prezzo?". La risposta, con i numeri sotto, è: poco, e già prezzato.

FATTO — La scala dell'elasticità, episodio per episodio (tutti datati)

Non esiste un gradino unico. Esiste una scala osservata, e va letta distinguendo soglia di ritirata (dove l'India smette) da soglia di ritorno (dove ricomincia): non coincidono.

| Prezzo spot | Data | Comportamento osservato | Fonte | |---|---|---|---| | $6-7/MMBtu | 29 gen 2026 | Soglia *dichiarata* di ripresa "significativa" della domanda (CEO Petronet A.K. Singh) | Tradingpedia, via Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF | | $8-9/MMBtu | 24 apr 2025 | Parità nafta: la nafta in India quotava $8-9 mentre l'LNG stava a $11-12 → le raffinerie switchano | ETEnergyworld | | $11-12/MMBtu | 24 apr 2025 | GAIL e Indian Oil cancellano i tender di acquisto LNG. Import del mese stimati 1,9 Mt, −5% a/a, il volume mensile più basso da dicembre 2023 (Kpler) | ETEnergyworld / OilPrice | | ~$11/MMBtu | 29 gen 2026 | India in pausa acquisti; term rinviati da oltre un anno in attesa del glut | Tradingpedia, via Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF | | $11,90 medio | anno 2025 | Import annui −6% a 25 Mt | Argus 24 dic 2025, via Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF | | ~$15-17 | inizio mag 2026 | Livello a cui il mercato "si è rimesso in moto" dopo il picco di guerra | concall Petronet Q4 FY26 | | sotto $16 | tender chiusi il 15 apr 2026 | BPCL, GAIL e GSPC ricomprano carichi per consegna apr-giu | EnergyConnects 16 apr 2026 | | ~$20 | marzo 2026 | Picco intra-crisi; utilizzo Dahej crollato al 53% a marzo, Kochi "poco più del 20%" | concall Petronet Q4 FY26 | | $24-25 | mar-apr 2026 | Sciopero del compratore: Indian Oil cancella un tender in chiusura il 15 apr 2026; consegne −14% a/a (media mobile 30 gg) | EnergyConnects 16 apr 2026; CEO Petronet 5 mag 2026 |

Etichetta: la lettura corretta della scala. La soglia di *ritirata discrezionale* sta fra $11 e $12 (è lì che si cancellano i tender e si tocca il minimo da due anni), la soglia di *ritorno* dichiarata sta a $6-7, e il ritorno *osservato* del 2026 a $16 non è una revisione al rialzo della disponibilità a pagare: è sostituzione forzata di carichi qatarini mancanti, non domanda discrezionale (§ successivo). Chi legge "l'India ricompra a $16" come "l'India tollera $16" sta confondendo due cose diverse.

Etichetta: il prezzo del compratore è dichiarato da una parte interessata. Petronet e GAIL sono compratori in negoziazione. Il CEO che dice che la domanda sale solo a $6-7 e che «demand in India remains highly price-sensitive and requires competitive pricing to sustain growth» (media call 5 mag 2026, verbatim) sta anche parlando il proprio libro davanti ai venditori con cui deve firmare term. Il comportamento osservato ($11-12) è la stima più affidabile della dichiarazione ($6-7).

Etichetta: il 26,6 Mt del 2024 è calcolo nostro. Argus dà «import 2025 −6% a 25 Mt»; il livello 2024 (~26,6 Mt) è ricavato per divisione, non dichiarato dalla fonte.

FATTO — Chi si ritira davvero: il taglio è nei consumi, non negli import

È il risultato più controintuitivo, e viene dai dati IEA (Gas Market Report Q3-2026) ripresi in dettaglio da The Hindu BusinessLine l'11 lug 2026. L'executive summary IEA è 403 al fetch, riconfermato in verifica: fonte secondaria dichiarata.

- Domanda gas India 2026: −8% a/a (previsione IEA per l'anno intero). - Gen-apr 2026: domanda −4% a/a, «reflecting strong price sensitivity across key consuming sectors». - Fertilizzanti: −0,4 bcm, −7% a/a — il calo assoluto maggiore, nonostante il settore sia designato critico e prioritario dal *Natural Gas (Supply Regulation) Order 2026* (emanato a inizio marzo 2026, subito dopo la chiusura de facto di Hormuz). - Petrolchimica: −21% a/a. È il settore-cerniera: elastico, non protetto, primo a spegnersi. - Residenziale/commerciale (CGD: CNG per i trasporti + PNG per le case): +12% a/a. Domanda regolata e inelastica, cresce anche a prezzi record. - Produzione domestica indiana: 22 mesi consecutivi di contrazione a/a da luglio 2024, −4% a/a nel 2026. - Import LNG gen-apr 2026: ~11 bcm, +1% a/a — *in salita*, nonostante la disruption.

Etichetta: il meccanismo che questo rivela. L'India non "smette di importare" quando il prezzo sale. Smette di consumare nei settori elastici, mentre gli import restano piatti perché la produzione domestica cade più in fretta della domanda. Il gas che l'Europa "riceve" dal ritiro indiano è quindi *molto meno* del calo della domanda indiana: buona parte del calo è compensata dal buco di produzione interna. Chiunque calcoli "domanda indiana −8% ⇒ 2 Mt liberi per l'Europa" sta sbagliando di un fattore grande.

Etichetta: mensili volatili (IEA). Gennaio forte; marzo −16% a/a; aprile −7% a/a; maggio +7% a/a. Riorientamento delle fonti: Africa quasi triplicata, Nord America +70% a/a, Asia occidentale −40%.

FATTO — Quota spot vs term: quanto dell'import indiano è davvero contendibile

- Petronet, i due term che contano (5 mag 2026): 7,5 Mtpa dal Qatar + 1,42 Mtpa da ExxonMobil. Storicamente 9-10 carichi/mese dal Qatar; a marzo e aprile 2026: zero, maggio idem, giugno incerto. Ras Laffan in force majeure dal 2 marzo 2026. - Concentrazione della fornitura, CONTESA: ETEnergyworld (5 mag 2026, riportando il CEO Petronet) dà Qatar+EAU ≈ 40% di tutti gli import; OilPrice (2 giu 2026) dà il solo Qatar all'~45% (11,2 Mt su 25 Mt nel 2025). Range 40-45%, nomi dichiarati, nessuna cifra secca. - Il term sta crescendo, e questo riduce l'elasticità futura: nel 2025 l'India è stata il compratore term più attivo al mondo con 8,4 Mtpa firmati — IndianOil 4,7; GAIL 1,0; GSPC 1,0; Torrent Power 0,69; BPCL 0,5; HPCL non dichiarato (GIIGNL 2026 via OilPrice, 21 lug 2026). Su 83 SPA di lungo termine firmate nel mondo nel 2025 (contro 47 nel 2024), 71,6 Mtpa dichiarati su 76 accordi. - Calcolo nostro, limite inferiore: i soli term Petronet (8,92 Mtpa) su import 2025 di 25 Mt fanno ~36%. Aggiungendo i term di GAIL (incl. la formula QatarEnergy «115% HH + $5,66», cfr. Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF) e IOC, la quota sotto contratto è plausibilmente oltre il 50%, ma nessuna fonte primaria letta dà la ripartizione spot/term per l'India: resta un buco dichiarato.

Etichetta: implicazione direzionale. Ogni Mtpa di term che entra in consegna toglie elasticità al sistema. Gli 8,4 Mtpa firmati nel 2025 rendono l'India *meno* utile all'Europa come cuscinetto negli anni prossimi, non di più.

FATTO — Rigassificazione: la capacità c'è, l'utilizzo no

- Capacità India a fine 2025: 52,5 Mtpa su 8 terminali, quarta al mondo davanti alla Spagna, dopo aver aggiunto 7,1 Mtpa nell'anno (Chhara 5 Mtpa in Gujarat; frangiflutti completato a Dabhol, +2,1 Mtpa). Fonte: IGU *World LNG Report 2026*, letto via due riprese secondarie concordanti (edpublica, ForumIAS) — il report IGU integrale non è stato letto. - Utilizzo nazionale: dal 58% nel 2024 a ~47% nel 2025 (IGU via ForumIAS), per import estivi più deboli e capacità nuova. - La media nasconde due mondi (Petronet, concall Q4 FY26): Dahej 85,2% (Q4 FY25) → 93,8% (Q3 FY26) → 90,1% (Q4 FY26), ma 53% nel solo marzo 2026; Kochi ha fatto il suo record storico (68 TBTU in FY26) e in marzo stava a «slightly more than 20%». - Import totali su capacità: 25 Mt su 52,5 Mtpa = 48% (calcolo nostro), coerente con il 47% IGU.

Etichetta: cosa significa per l'Europa. L'India ha ~27 Mtpa di capacità di ricezione inutilizzata. Non è un vincolo fisico: se il prezzo scendesse, l'India potrebbe assorbire volumi enormi in fretta. Il collo non è l'acciaio, è il prezzo — esattamente lo specchio del punto di La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV) sul lato liquefazione. Questo rende l'India un *tetto* al prezzo globale nel medio periodo, non solo un cuscinetto di breve.

FATTO — La sostituzione, con le parità di prezzo osservate

L'episodio del 24 aprile 2025 è l'unico in cui le parità sono state osservate e pubblicate insieme, ed è la parte più preziosa di questa pagina:

- Nafta a $8-9/MMBtu contro LNG a $11-12/MMBtu. Le raffinerie, che valgono il 12% del consumo LNG indiano, passano alla nafta — resa disponibile dalle fermate petrolchimiche (Haldia Petrochemicals, impianto GAIL in Uttar Pradesh). Verbatim: «Spot prices have been trading between $11 to $12 per million British thermal units over the last few weeks, while naphtha rates in India are closer to $8 to $9 per million Btu thanks to a slump in crude». - I produttori di piastrelle ceramiche passano al propano: «Industries such as ceramic tile-makers have also shifted to cheaper propane». (Lo stesso arbitraggio che un ceramista europeo conosce da La distruzione di domanda gas in Europa — chi chiude, a che prezzo, e quanto è già stato bruciato, visto dall'altra parte del mondo.) - «Much of India's gas power capacity is currently offline due to high LNG prices.» - Carbone: l'IEA attribuisce il calo della domanda gas asiatica 2026 (−0,5%) a «higher LNG prices spur gas-to-coal switching in power sector and lead to lower operating rates across gas- and energy intensive industries».

Etichetta: la parità di oggi è INFERENZA, non dato. La nafta è legata al greggio, e nell'aprile 2025 stava a $8-9 esplicitamente grazie a un crollo del greggio. Oggi il greggio è più alto: l'ultimo punto datato in Traiettoria del Brent ancorata agli eventi (feb-lug 2026) è ~$76,48/bbl l'8 luglio 2026 (dopo la reversione a ~$70,8 il 2 luglio e il ri-spike del 7-8 luglio), e non abbiamo nessun dato di agosto né alcuna quotazione nafta fetchata. Quindi: il canale di sostituzione è direzionalmente aperto (il TTF a ~$18-21/MMBtu sta molto sopra qualunque parità nafta plausibile a Brent 76), ma il livello preciso della parità nafta oggi non è un numero che possiamo dare. Chi lo vuole deve comprare una quotazione nafta CFR India.

IL DATO CHE CONTRADDICE (cercato apposta) — nel 2026 l'India NON ha liberato carichi: ne ha comprati di più

È il rovesciamento che rende la pagina utile invece che consolatoria. Fonte: OilPrice, 2 giu 2026, Natalia Katona (analista freelance, EAU — interesse: pubblicistica di mercato, nessuna posizione dichiarata; i singoli numeri non sono attribuiti fonte per fonte nel testo, il che ne abbassa il rango).

- Prezzi a $18-25/MMBtu, circa il doppio del pre-crisi, e l'India aumenta gli acquisti mentre gli altri compratori asiatici tagliano. - Import USA→India da 137.000 t (gennaio) a 907.000 t (maggio 2026): più che sestuplicati. In parallelo la Nigeria raddoppia a ~480.000 t/mese e l'Oman sta a 300-500.000 t/mese. - La causa non è strutturale, è meteo ed emergenza elettrica: consumo elettrico di maggio +11% a/a, picco record di 270,82 GW il 21 maggio 2026 contro un record precedente di 250 GW, solare a 154,2 GW installati ma buco serale per mancanza di accumulo, carbone già al massimo → «LNG is being pulled into the system even at uneconomic prices» per coprire ~2,5 GW di ammanco serale. - Coerente con l'IEA: import gen-apr +1% a/a nonostante la domanda −4%.

Etichetta: la regola che ne esce, ed è la tesi della pagina. L'elasticità indiana si spegne quando l'India ha un'emergenza elettrica. Il cuscinetto per l'Europa esiste solo nella finestra in cui (a) il prezzo sta sopra ~$12, e (b) la rete indiana non è in emergenza. Aprile 2025 soddisfaceva entrambe (tender cancellati). Aprile-giugno 2026 soddisfaceva solo la prima (India compratore, non cuscinetto). La condizione (b) è osservabile in anticipo: temperature e picco di domanda CEA.

Etichetta: il secondo errore da non fare. Il calo indiano del 2026 è in larga parte supply-driven (Qatar in force majeure, Hormuz). Quelle molecole non si liberano per l'Europa: non esistono. Solo il ritiro *price-driven* libera carichi. Confondere i due è il modo più veloce per sovrastimare il sollievo europeo.

LA CATENA FINO AL TTF E AL PSV — quantificata

Tutta l'aritmetica sotto è nostra, con le assunzioni esposte. Ricontrollata a mano in verifica.

Passo 1 — conversione. 1 t di LNG ≈ 52 MMBtu (banda 48-54) → 1 Mt ≈ 15,2 TWh (banda 14,1-15,8).

Passo 2 — quanto vale in stoccaggio europeo. Da Gas Europa — stoccaggi e flussi, delta al 1° agosto 2026 (refresh append-only): ~11.000 GWh = 1 punto percentuale di riempimento UE. Quindi 1 Mt di LNG ≈ 1,39 pp di stoccaggio UE (banda 1,28-1,44).

Passo 3 — quanto vale in giorni di consumo. Consumo UE ~330 bcm/anno (assunzione nostra, non fetchata) ≈ 9,5 TWh/giorno → 1 Mt ≈ 1,6 giorni di consumo europeo.

Passo 4 — quanto pesa l'elasticità indiana, tre scenari misurati.

| Scenario | Volume | Energia | pp stoccaggio UE | % del ritmo d'iniezione UE richiesto (2.770-2.800 GWh/g per l'80% al 1° nov) | |---|---|---|---|---| | Episodio-tipo apr 2025 (−5% a/a su ~2 Mt) | −0,1 Mt/mese | 1,5 TWh/mese | 0,14 pp/mese | ~51 GWh/g = 1,8% | | Calo annuo 2025 (−6%, ~26,6→25 Mt) | −1,6 Mt/anno | 24,4 TWh | 2,2 pp | ~67 GWh/g = 2,4% | | Massimo WoodMac (curtailment potenziale) | −1,5 Mt/mese | 22,9 TWh/mese | 2,1 pp/mese | ~762 GWh/g = 27% |

Passo 5 — dal TTF al PSV. Da Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina, serie datata: spread PSV−TTF 1-2 €/MWh come norma indicativa, 3,2 €/MWh medio nella guerra Israele-Iran del 13-25 giu 2025, 4 €/MWh al picco di inizio luglio 2026, ma ~+1 €/MWh il 7 lug 2026 (TTF 46,6 vs GME 47,6) e addirittura negativo in snapshot il 17 lug (PSV 57,70 vs TTF 58,91 — snapshot non sincroni, non un dato pulito). La lezione della serie: quando il driver è il canale LNG globale — come qui — è Amsterdam a correre più di Milano e lo spread si comprime o si inverte. Chi compra a PSV importa lo shock indiano/asiatico quasi per intero, senza attenuazione italiana.

Passo 6 — fino alla bolletta. Conversione 1 Sm³ ≈ 10,55 kWh: - Stabilimento da 20 milioni di Sm³/anno = 211 GWh/anno → ogni €1/MWh vale €211.000/anno. - Intero comparto piastrelle+refrattari italiano: 1.500 milioni di Sm³/anno ≈ 15,8 TWh → €1/MWh = €15,8 milioni/anno (base volumetrica: Confindustria Ceramica, via La distruzione di domanda gas in Europa — chi chiude, a che prezzo, e quanto è già stato bruciato).

Passo 7 — la conclusione operativa, ed è asimmetrica. TTF front-month a €59,07/MWh. Conversione di sola unità (nessun FX): €17,31/MMBtu. Per confrontarlo con le soglie indiane serve un cambio EUR/USD che non abbiamo fetchato: nella banda plausibile 1,05-1,20 il TTF vale $18,2-20,8/MMBtu. Il segno non dipende dal cambio: in tutta la banda il prezzo europeo di oggi sta sopra la soglia di cancellazione indiana ($11-12) di 6-9 dollari e sopra il livello di ritorno osservato ($16).

> L'India è già fuori dal mercato spot discrezionale, e il mercato lo ha già prezzato. La curva TTF piatta-decrescente senza premio invernale (Set 59,071 / Ott 59,036 / Dic 57,739 / Gen-27 57,065, da 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) è coerente con una domanda asiatica elastica già contabilizzata come assente. Il sollievo indiano non è un'opzione ancora da incassare: è nel prezzo. Il rischio residuo è asimmetrico verso l'alto: un'emergenza elettrica indiana (o pakistana/bangladese, cfr. Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF) riporta compratori inelastici nell'asta a qualunque prezzo, mentre non esiste un'India che possa comprare *meno* di zero spot.

Regola per il responsabile acquisti

non aspettare "la demand destruction indiana" come motivo per rinviare la fissazione del prezzo — è già avvenuta. Il ritiro indiano vale ~2% del ritmo d'iniezione europeo negli episodi normali, e diventa materiale (27%) solo in uno scenario di curtailment da 1,5 Mt/mese che, nel 2026, sarebbe causato da mancanza di offerta — cioè da uno shock che alza il TTF, non lo abbassa.

FATTO / CONTESO / SPIN

FATTO — GAIL e IOC cancellano tender a LNG $11-12 contro nafta $8-9 (24 apr 2025); import mensili 1,9 Mt, −5% a/a, minimo da dic 2023 (Kpler). Raffinerie = 12% del consumo LNG indiano. Ceramisti indiani → propano. Spot a $24-25 durante la disruption, poi ~$16 (CEO Petronet, 5 mag 2026), poi $15-17 (concall). BPCL/GAIL/GSPC ricomprano sotto $16 nei tender chiusi il 15 apr 2026; IOC cancella un tender in chiusura lo stesso giorno; consegne −14% a/a (mm 30 gg). Petronet: term 7,5 Mtpa Qatar + 1,42 Mtpa Exxon; 9-10 carichi/mese dal Qatar, zero in marzo e aprile 2026; Ras Laffan in FM dal 2 mar. Dahej 90,1% Q4 FY26 e 53% a marzo; Kochi ~20% a marzo, record 68 TBTU FY26. Capacità regas 52,5 Mtpa su 8 terminali, utilizzo 58%→47% (2024→2025). IEA: domanda India −8% nel 2026, gen-apr −4%, fertilizzanti −7%, petrolchimica −21%, CGD +12%, produzione domestica in calo da 22 mesi, import gen-apr +1%. India primo firmatario term 2025 con 8,4 Mtpa. Import USA→India 137.000 t (gen) → 907.000 t (mag 2026); picco elettrico 270,82 GW il 21 mag 2026.

CONTESO — (a) *Quanto è calato l'import ad aprile-maggio 2026*: IEA dice aprile −7%, maggio +7%; LNGField (30 lug 2026) dice aprile −5%, maggio −2%; EnergyConnects dà −14% su media mobile 30 giorni a metà aprile. Sono metriche diverse (mese di calendario vs mm30 vs bcm vs tonnellate) e almeno due sono incompatibili sul segno di maggio: range, non cifra secca. (b) *Quota Qatar sugli import indiani*: 40% (Qatar+EAU, CEO Petronet) vs 45% (solo Qatar, OilPrice). (c) *Quota spot/term indiana*: nessuna fonte primaria; il ~36% di term calcolato dai soli contratti Petronet è un limite inferiore nostro. (d) *«26,5 milioni di tonnellate gestite nel 2025-26»*: la frase di ETEnergyworld («Petronet has 10 out of the country's 23 LNG tanks which in 2025-26 handled 26.5 million tonnes») è sintatticamente ambigua tra i 23 serbatoi del Paese e i 10 di Petronet; con Dahej 22,5 + Kochi 5 = 27,5 Mtpa la lettura "Petronet" implicherebbe un utilizzo del 96%, incompatibile col 90,1% del concall. Non costruiamo nulla su questo numero. (e) *Il picco Brent 2026*: Traiettoria del Brent ancorata agli eventi (feb-lug 2026) registra il conflitto Wikipedia (marzo) vs Al Jazeera (30 apr), non risolto.

SPIN, applicato simmetricamente — Petronet/GAIL parlano il libro del compratore: dichiarare la soglia a $6-7 e ripetere «demand in India remains highly price-sensitive» serve anche a strappare term migliori; il comportamento osservato ($11-12) vale più della dichiarazione. Il Ministero indiano ha interesse a presentare il *Natural Gas (Supply Regulation) Order 2026* come gestione ordinata: i dati IEA mostrano che perfino i fertilizzanti, settore dichiarato prioritario, hanno perso il 7% — la priorità sulla carta non ha impedito il taglio. IGU e GIIGNL sono associazioni dell'industria del gas: hanno interesse a enfatizzare capacità e contratti (crescita) più che l'utilizzo (47%, il numero imbarazzante) — qui usiamo entrambi, e l'utilizzo è quello che conta. WoodMac vende scenari e ha interesse a drammatizzare la strettezza, ma fornisce il dato *ribassista* (domanda asiatica in calo): da scontare meno del solito. OilPrice/Katona è pubblicistica non attribuita voce per voce: usata solo per il dato che *contraddice* la nostra tesi, dove il bias andrebbe nella direzione opposta — è il tipo di uso in cui una fonte debole è più difendibile.

Cosa NON prova questa pagina

- Nessun dato PPAC primario. La pagina "Import of LNG" del PPAC è viva (fetchata, aggiornata al 31 lug 2026) ma le serie mensili esistono solo come .xlsx dietro registrazione: non scaricate. Tutti i mensili qui sono riletture di terzi. - Nessuna elasticità econometrica. La "scala" è una serie di episodi datati, non una curva stimata. Non c'è un ε; c'è una banda di comportamento fra $11 e $16 il cui esito dipende da una variabile terza (emergenza elettrica). - Nessuna serie prezzi primaria (Platts/ICE a pagamento). I livelli spot vengono da dichiarazioni aziendali e stampa. - Nessuna quotazione nafta odierna. La parità di sostituzione è documentata solo per il 24 apr 2025; per oggi è un'inferenza direzionale, non un numero. - Nessun cambio EUR/USD fetchato. Il TTF in $/MMBtu è dato come banda su FX 1,05-1,20; la conclusione regge su tutta la banda, ma il valore puntuale non è un dato. - Nessun conteggio di carichi effettivamente riorientati India→Europa. Il meccanismo "ogni carico che l'India non compra è offerta per l'Europa" è argomentato e dimensionato, non osservato: servirebbe vessel tracking Kpler, che non abbiamo. È lo stesso buco già segnalato da Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas. - IEA Q3-2026 non letto in originale (403, riconfermato in verifica): i dati IEA sono la ripresa di The Hindu BusinessLine, dettagliata ma secondaria. - IGU World LNG Report 2026 non letto in originale: capacità 52,5 Mtpa e utilizzo 47% vengono da due riprese secondarie concordanti. - IEEFA non letta (403, riconfermato): i suoi claim su terminali sotto-utilizzati e switch al carbone non sono usati come numeri — buco già aperto in Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF. - Nessun dato sul mix elettrico indiano. La quota del gas e del carbone nella generazione indiana è stata rimossa in verifica: non compariva in nessuna fonte fetchata.

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FONTI DICHIARATE: [ { "url": "https://energy.economictimes.indiatimes.com/news/oil-and-gas/india-cuts-lng-buying-as-other-fuels-become-more-attractive/120579361", "data": "2025-04-24", "stato": "CONFERMATA in verifica 1 ago 2026", "cosa": "Riletta integralmente via curl (HTTP 200; dominio bloccato al fetcher; datePublished 2025-04-24T14:09:29+05:30 verificato nel JSON-LD; autore Rakesh Sharma/Bloomberg). Verbatim confermati: «Buyers including Gail India Ltd. and Indian Oil Corp. canceled LNG purchase tenders due to high prices»; «India's LNG imports this month are estimated to average 1.9 million tons, down 5 per cent from the same month last year and the lowest monthly volume since December 2023, according to data analytics firm Kpler»; «Spot prices have been trading between $11 to $12 per million British thermal units over the last few weeks, while naphtha rates in India are closer to $8 to $9 per million Btu thanks to a slump in crude»; raffinerie «account for 12 per cent of India's LNG consumption»; fermate a Haldia Petrochemicals e all'impianto GAIL in Uttar Pradesh; «Industries such as ceramic tile-makers have also shifted to cheaper propane»; «Much of India's gas power capacity is currently offline due to high LNG prices». NB il -5% e' a/a (year-on-year), non m/m: corretto in pagina." }, { "url": "https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/India-Cuts-LNG-Buying-as-Prices-Climb.html", "data": "2025-04-24", "stato": "CONFERMATA in verifica; data ora pinnata", "cosa": "Rifetchata. Corroborazione indipendente dello stesso episodio: «Two energy majors - Gail India and Indian Oil Corp. - had recently canceled LNG purchase tenders because of the price»; import aprile 1,9 Mt, -5% a/a, minimo da dicembre 2023 (Kpler); outage Malesia/Australia e manutenzione Hammerfest fino a luglio; pivot ai term (IOC-Cheniere 15 anni fino a 2 Mt/a da aprile 2027; ADNOC 14 anni 1,2 Mt/a). In bozza la data era dichiarata non visibile: il rifetch la da' come 24 aprile 2025." }, { "url": "https://www.energyconnects.com/news/gas-lng/2026/april/indian-lng-importers-scoop-up-spot-shipments-after-prices-recede/", "data": "2026-04-16", "stato": "CONFERMATA in verifica", "cosa": "Rifetchata. Verbatim: «Bharat Petroleum Corp., Gail India Ltd. and Gujarat State Petroleum Corp. bought shipments for delivery between April and June at below $16 per million British thermal units»; «The supplies were purchased in tenders that closed on April 15»; Indian Oil ha cancellato il proprio tender in chiusura il 15 aprile; «Prices more than doubled after the war began, rising to roughly $25 per million Btu»; «LNG deliveries down 14% compared with the same time last year on a 30-day moving average»." }, { "url": "https://energy.economictimes.indiatimes.com/news/oil-and-gas/india-looks-to-boost-lng-tank-capacity-as-qatar-supplies-stall/130814753", "data": "2026-05-05", "stato": "CONFERMATA in verifica", "cosa": "Riletta integralmente via curl (HTTP 200; datePublished 2026-05-05T08:20:54+05:30; PTI). Media call CEO Petronet A.K. Singh su Q4/FY26: «supplies from Qatar and the UAE, which accounted for about 40 per cent of all imports»; term 7,5 Mt/a Qatar + 1,42 Mt/a ExxonMobil; Ras Laffan ferma dal 2 marzo per force majeure, «no cargoes arrived in March or April, with May also expected to be affected, and June supply is uncertain»; storicamente «9-10 cargos per month from Qatar»; nave Disha bloccata a Hormuz; «a surge in spot or current market LNG prices to about USD 24-25 per million British thermal unit during the disruption before easing to around USD 16»; «demand in India remains highly price-sensitive and requires competitive pricing to sustain growth»; Petronet «is not advocating more long-term contracts today and will watch prices»; Dahej 22,5 Mt/a e Kochi 5 Mt/a; 27-28 carichi a gennaio; India importa circa meta' del fabbisogno; tagli agli industriali per proteggere i settori prioritari. La frase «Petronet has 10 out of the country's 23 LNG tanks which in 2025-26 handled 26.5 million tonnes» resta ambigua: marcata CONTESA e non usata." }, { "url": "https://www.thehindubusinessline.com/markets/commodities/indias-natural-gas-demand-likely-to-decline-by-8-in-2026/article71210886.ece", "data": "2026-07-11", "stato": "CONFERMATA in verifica (SECONDARIA dichiarata)", "cosa": "Riletta integralmente via curl (HTTP 200; «Updated - July 11, 2026 at 08:32 PM», autore Rishi Ranjan Kala). Ripresa dettagliata dell'IEA Gas Market Report Q3-2026 (originale 403: SECONDARIA). Confermati a testo: domanda gas India -8% a/a nel 2026; gen-apr -4% a/a «reflecting strong price sensitivity across key consuming sectors»; fertilizzanti «falling more than 0.4 billion cubic meters (bcm), or 7 per cent y-o-y, despite its designation as critical ... under the Natural Gas (Supply Regulation) Order 2026, issued by the government in early March 2026, shortly after the de facto closure of the SoH»; petrolchimica -21% a/a; residenziale/commerciale (CGD: CNG+PNG) +12% a/a; produzione domestica «22 consecutive months of year-on-year contraction since July 2024» e -4% a/a nel 2026; import LNG «around 11 bcm over the period, up 1 per cent y-o-y»; Africa quasi triplicata, Nord America +70%, Asia occidentale -40%; mensili gennaio forte, marzo -16%, aprile -7%, maggio +7%; domanda gas asiatica -0,5% nel 2026 perche' «higher LNG prices spur gas-to-coal switching in power sector and lead to lower operating rates across gas- and energy intensive industries»; proiezione IEA feb 2026 di 103 bcm/a al 2030." }, { "url": "https://oilprice.com/Energy/Natural-Gas/Why-Indias-LNG-Buying-Surges-Despite-Costly-Gas.html", "data": "2026-06-02", "stato": "CONFERMATA in verifica", "cosa": "Rifetchata (Natalia Katona, analista freelance EAU). IL DATO CHE CONTRADDICE, cercato apposta: a $18-25/MMBtu l'India AUMENTA gli acquisti mentre gli altri asiatici tagliano; Qatar «11.2 million tonnes of India's 25 million tonnes» nel 2025 (~45%); «The US increased exports to India more than sixfold, from 137,000 tonnes in January to 907,000 tonnes in May»; Nigeria raddoppiata a ~480.000 t/mese, Oman 300-500.000 t/mese; consumo elettrico di maggio +11% a/a; picco «270.82 GW on May 21» contro record precedente 250 GW; solare 154,2 GW ma buco serale per mancanza di accumulo; «LNG is being pulled into the system even at uneconomic prices»; ~2,5 GW di ammanco serale. LIMITE DICHIARATO: l'articolo cita genericamente Reuters, S&P Global, Argus, CEA e ministeri senza attribuire i singoli numeri." }, { "url": "https://www.stockssena.com/stocks/PETRONET/concall/q4-fy2026", "data": "2026-05", "stato": "CONFERMATA in verifica (SECONDARIA: aggregatore di earning call)", "cosa": "Rifetchata. Il sito primario petronetlng.in ha certificato non verificabile e contenuto in JS. Verbatim: «Dahej terminal capacity utilization Q4 FY26: 90.1%», «vs. 93.8% in Q3 FY26», «and 85.2% in Q4 FY25»; «March Dahej capacity utilization: 53%»; «March Kochi capacity utilization: slightly more than 20%»; «Kochi terminal achieved highest ever annual volume throughput of 68 TBTU during FY26»; «Spot LNG prices are currently moving to $15 to $17»; «Spot cargo prices in March were around $20»; «Prices spiked to $25 immediately after the crisis»." }, { "url": "https://forumias.com/blog/world-lng-report-2026/", "data": "2026", "stato": "CONFERMATA in verifica (SECONDARIA: ripresa dell'IGU World LNG Report 2026, non letto in originale)", "cosa": "Rifetchata. India quarta piazza di rigassificazione al mondo nel 2025 superando la Spagna; 52,5 Mtpa su otto terminali; quattro progetti in costruzione per +11,3 Mtpa entro il 2028; utilizzo «declined from 58% in 2024 to approximately 47% in 2025 due to reduced summer imports and expanded infrastructure»." }, { "url": "https://edpublica.com/india-lng-regasification-capacity-fourth-largest/", "data": "2026", "stato": "CONFERMATA in verifica (SECONDARIA, concordante con ForumIAS)", "cosa": "Rifetchata. India a «52.5 million tonnes per annum (mtpa) by the end of 2025» secondo l'IGU World LNG Report 2026, dopo aver aggiunto 7,1 Mtpa nell'anno (Chhara 5 Mtpa in Gujarat; Dabhol +2,1 Mtpa in Maharashtra), superando la Spagna; commercio LNG globale ~437 Mt nel 2025." }, { "url": "https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/India-Became-Worlds-Top-Long-Term-LNG-Buyer-in-2025-GIIGNL-Says.html", "data": "2026-07-21", "stato": "CONFERMATA in verifica; data ora pinnata", "cosa": "Rifetchata (riporta GIIGNL 2026). «India emerged as the world's most active long-term LNG buyer market in 2025 with a total of 8.4 million tons per year contracted»: IndianOil 4,7 Mtpa, GAIL 1,0, GSPC 1,0, Torrent Power 0,69, BPCL 0,5, HPCL non dichiarato. Nel mondo «83 long-term sales and purchase (SPAs) signed, nearly double the 47 in 2024»; «Disclosed newly-contracted volumes reached 71.6 MTPA across 76 agreements, which is some 30% higher compared to the prior year»." }, { "url": "https://lngfield.com/india-lng-imports-hormuz-crisis-2026/", "data": "2026-07-30", "stato": "CONFERMATA in verifica, usata SOLO per il CONTESO sui mensili", "cosa": "Rifetchata (data ora pinnata al 30 lug 2026). Import India «declined by only 5% year-on-year» ad aprile 2026 e «2% in May 2026» — incompatibile col +7% di maggio dell'IEA; «a 17% disruption to global liquefied natural gas (LNG) supplies». Nessun dato di prezzo, nessuna quota spot." }, { "url": "https://ppac.gov.in/natural-gas/import", "data": "2026-07-31", "stato": "VIVA (HTTP 200) ma NON FONTE DI NUMERI — conferma il buco", "cosa": "Pagina «Import of LNG» del Petroleum Planning & Analysis Cell (ministero indiano), aggiornata al 31 luglio 2026. I dati mensili di import LNG sono disponibili solo come file Excel dietro registrazione: NON scaricati. Nessun numero di questa pagina wiki proviene da PPAC in forma primaria." }, { "url": "https://lngprime.com/asia/indias-lng-imports-drop-in-june/192519/", "data": "2026-07", "stato": "PAYWALL — NON USATA", "cosa": "HTTP 200 ma paywall oltre il titolo e la prima frase: «India's liquefied natural gas imports decreased 5.4 percent year-on-year in June», dato preliminare PPAC. Il resto NON e' stato letto e NESSUN numero e' stato usato in pagina." }, { "url": "https://www.iea.org/reports/gas-market-report-q3-2026/executive-summary", "data": "2026", "stato": "FALLITA (HTTP 403, riconfermato in verifica 1 ago 2026) — NON USATA", "cosa": "Fonte primaria dei dati IEA citati in pagina, NON letta. Tutti i numeri IEA arrivano dalla ripresa di The Hindu BusinessLine dell'11 luglio 2026, dichiarata come secondaria." }, { "url": "https://ieefa.org/resources/bridge-nowhere-economic-reality-check-lng-transition-fuel", "data": "2026", "stato": "FALLITA (HTTP 403, riconfermato in verifica) — NON USATA", "cosa": "L'analisi IEEFA su LNG come bridge fuel in India NON e' stata letta e i suoi claim NON sono usati come numeri. Resta da acquisire, come gia' segnalato in Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF." } ]