Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF

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 legge lo spread JKM–TTF come un'asta per le navi. Questa pagina risponde alla domanda a monte: chi in Asia partecipa davvero all'asta, con quanti soldi, e a che prezzo si ritira. La risposta cambia il segno della lettura: nel 2026 l'asta asiatica non è domanda incrementale — è sostituzione forzata di contratti long-term qatarini falliti, comprata da paesi ricchi quasi price-insensitive, mentre i compratori elastici (India, e in parte Cina) escono dal mercato e diventano, paradossalmente, il cuscinetto dell'Europa.

La struttura: quanto LNG è davvero contendibile

FATTO (GIIGNL, rapporto mag 2025, dati 2024). Commercio globale 406 Mt (+1%); spot e short-term 146 Mt, il 36% del totale, in calo dal 39% del 2023 — dopo la volatilità 2022 i compratori sono tornati al long-term. Flotta 831 navi, liquefazione 492 Mtpa, rigassificazione 1.188 Mtpa (il collo non è a valle, cfr. La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)).

FATTO (GIIGNL via OGJ, dati 2025). Commercio record 56,3 bcf/g (+5,4%); USA 26% del mercato (15,1 bcf/g, +26%), USA+Qatar+Australia 63% del totale (dal 60%); Europa +29% di import (+3,8 bcf/g), Asia-Pacifico −4% (35,7 bcf/g), Cina −15% (~−1,5 bcf/g). Già nel 2025, prima della crisi di Hormuz, l'asta la stava vincendo l'Europa — con l'Asia in ritirata sui prezzi, non per mancanza di navi.

Il ~64% del commercio sotto contratto non è tutto fuori dall'asta: una parte dei term è in mano ai portfolio player con destinazione flessibile (sotto), e — punto centrale del 2026 — un term non protegge se il venditore è il Qatar e il Qatar è in force majeure (Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin, Evento — Incidenti nel Golfo Persico / Stretto di Hormuz 2026: navi colpite, sequestri, mine (FATTO datato vs propaganda)).

Paese per paese: la quota spot che decide chi tira

Giappone — quasi fuori dall'asta, finché i term consegnano. Term contracts coprono oltre il 90% della domanda 2026 (Wood Mackenzie, 13 lug 2026), con esposizione mediorientale stimata fino a ~0,5 Mt/mese. Il Giappone tira l'asta solo se i suoi term qatarini/australiani mancano carichi.

Corea — l'anello debole del NE-Asia. Esposizione spot KOGAS oltre il 20%, e KOGAS ha due contratti da 2 Mtpa legati a Ras Laffan Train 6, danneggiato dai missili iraniani con interruzione potenziale di 3-5 anni (WoodMac, 13 lug 2026): fino a ~4 Mtpa di term da rimpiazzare sullo spot, a qualunque prezzo.

Taiwan — compratore forzato. In caso di chiusura dello Stretto (di Hormuz) può perdere fino a 0,7 Mt/mese, e WoodMac si aspetta che ne rimpiazzi più del 75% via spot (13 lug 2026): ~0,5 Mt/mese di domanda d'asta quasi inelastica, per ragioni di sicurezza energetica più che di prezzo.

Cina — il compratore marginale che si ritira. Domanda 2026 vista a 62,4 Mt (da 66,4 nel 2025; picco 278 Mt Asia-Pacifico nel 2024) con utilizzo regas al 29% su 218,3 Mtpa nominali (WoodMac, 13 lug); Kpler (29 giu, via memoria verificata) dà giugno a ~5,29 Mt piatto a/a e proiezione 2026 a 63,8 Mt, con la nota chiave: *gli spot elevati pesano sull'uso industriale*. La Cina compra spot quando è conveniente e sparisce quando non lo è — a JKM $19,93 (16 lug, TradingEconomics, riverificato 18 lug) non lo è.

India — la prima a uscire, e la prima colpita dalla force majeure. Tre numeri datati fissano l'elasticità: - 29 gen 2026 (India Energy Week): con lo spot a ~$11/MMBtu l'India è già in pausa acquisti; il CEO di Petronet Akshay Kumar Singh dichiara che la domanda sale «in modo significativo» solo a $6-7/MMBtu; attese 2026 ~29 Mt; per il 15% di gas nel mix servirebbero ~100 Mt di capacità (Tradingpedia). - 2025 (Argus, 24 dic): import −6% a 25 Mt; spot consegnato west India in media $11,90 (da $11,10 nel 2024) — già a $12 la domanda cala. I nuovi term Henry Hub-linked (2,95 Mt/a, 12% dell'import) costano cari: formula d'import GAIL-QatarEnergy «115% HH + $5,66 fisso» (le city gas pagano a GAIL 119% HH + $6), prezzo city-gas 2026 ~$13,40 contro gas domestico a $6,55. - 4 mar 2026 (ETV Bharat, filing GAIL del 5 mar): Petronet invoca force majeure per Hormuz il 3 marzo, allocazione LNG a GAIL azzerata dal 4 marzo — e l'LNG copre ~50% della domanda gas indiana (import FY24-25 ~27 Mt). WoodMac (13 lug) stima curtailment potenziale indiano fino a 1,5 Mt/mese.

Risposta alla domanda del titolo di sezione: "a che JKM l'India smette di comprare?" — Non c'è un gradino unico, ma la serie datata dà la curva: a $11 è già in pausa (gen 2026), a $12 medio l'import annuo cala del 6% (2025), il ritorno robusto è dichiarato a $6-7. A JKM $19,93 l'India spot è fuori: ciò che ancora importa sono term (cari ma fissati) e i volumi non colpiti da force majeure.

Pakistan e Bangladesh — la coda dell'asta, finché reggono. A marzo il Bangladesh chiudeva tender spot a $23,08 (Vitol) e $28,28 (Gunvor), con India e Bangladesh sopra $20 (BOE 6 mar, via Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas); a metà luglio Pakistan e Bangladesh cercano di nuovo carichi sostitutivi per la disruption qatarina (TRT, 16 lug, via memoria). Sono i primi a pagare sopra-marker e i primi a razionare quando il credito finisce.

Qatar–Cina: i term da 27 anni sotto stress-test

FATTO (CGEP Columbia; Enerdata; Al Jazeera). Tre accordi da 27 anni con QatarEnergy: Sinopec 4 Mt/a (nov 2022, NFE, 5% di un treno), CNPC 4 Mt/a (giu 2023, NFE, 5% di un treno da 8 Mtpa), Sinopec 3 Mt/a (nov 2023, North Field South, 5% di una JV equivalente a 6 Mtpa). Prezzo: indicizzazione Brent con slope 12,7-12,8% ≈ $10/MMBtu a Brent $75 (CGEP, sul contratto Sinopec). Nel 2022 il Qatar era il 26,6% dell'import LNG cinese (18 Mt); in parallelo la Cina ha firmato dal Q1 2021 14 contratti USA per ~34 Mt (CGEP).

Tre implicazioni per il 2026: (1) i term Qatar-Cina partono con le espansioni NFE/NFS — e NFE è slittato a Q4 2026/2027 con i piani di aumento sospesi dopo l'attacco del 7 luglio (La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)): sono promesse, non molecole, nell'estate 2026; (2) l'esposizione cinese al Qatar (~un quarto dell'LNG nel 2022, ultimo dato letto) è il canale per cui la force majeure tocca anche Pechino — ma con regas al 29% la Cina può assorbire il taglio senza entrare nell'asta spot, a differenza di Corea e Taiwan; (3) lo slope al 12,7% lega il gas term cinese al Brent: la crisi di Hormuz che alza il Brent (Traiettoria del Brent ancorata agli eventi (feb-lug 2026)) rincara anche i term, spingendo la Cina a usare meno gas, non a comprarne di più. Il claim circolante di "108 cargo" su questi contratti non risulta in nessuna fonte primaria letta (assenza riverificata su CGEP al fetch) ed è scartato.

I portfolio player: chi tiene davvero il volante dell'asta

FATTO (CGEP, 2023). I quattro aggregatori (Shell, BP, TotalEnergies, Naturgy) più le quattro trading house (Glencore, Gunvor, Trafigura, Vitol) tenevano 76 bcm di posizioni nette lunghe nel 2023 — TotalEnergies da sola ~20 Mtpa (28 bcm) non impegnati — in calo previsto a 60 bcm nel 2025 e 36 nel 2030 senza nuovi contratti; 93 bcm di contratti in scadenza cumulati sul triennio 2023-25 (picco 35 bcm nel 2024). FATTO (Euronews, set 2022). Shell+TotalEnergies controllavano ~110 Mt su ~400 del mercato; con QatarEnergy (~70 Mt) e BP (~30 Mt), quattro soggetti facevano più di metà del commercio; nel 2022 l'arbitraggio era comprare LNG USA a prezzo term e rivenderlo in Europa. Timera aggiunge il meccanismo strutturale: l'Europa è lo swing buyer globale (nel 2016, in surplus, assorbì ~20 bcma extra nel power) e i portfolio player fanno gli swap interni di portafoglio che muovono i carichi tra i bacini.

Per l'asta JKM–TTF questo significa: la "domanda asiatica" a schermo è in parte decisione di trading europea/anglo-olandese — il carico va dove il netback al netto dei noli è maggiore (Noli VLCC e premi assicurativi di guerra — il segnale precoce dai chokepoint). Con ~60 bcm di posizioni flessibili nette, i portfolio player sono l'offerta marginale di *entrambe* le sponde: l'asta la vincono sempre loro, la pagano i consumatori del lato che perde.

Quanto può tirare l'asta: la sintesi

1. Il tiraggio 2026 non è crescita asiatica — WoodMac dà l'Asia-Pacifico a 257 Mt (−11 a/a, secondo anno di calo), la Cina −4 Mt, l'India in pausa. È rimpiazzo di term qatarini falliti: Corea (~4 Mtpa Train 6 + spot >20%), Taiwan (~0,5 Mt/mese via spot), Giappone solo se i suoi term mancano, Pakistan/Bangladesh in coda finché il credito regge. 2. Il tetto lo fanno India e Cina uscendo, non entrando. La demand destruction dei compratori elastici (India fuori sopra ~$12, Cina che comprime l'industriale) libera carichi: è il motivo per cui lo spread può stare a +$1,5-2,6 senza esplodere — l'Europa compra contro un'Asia *ricca ma piccola*, non contro 1,4 miliardi di consumatori indiani. 3. Lo scenario in cui l'asta diventa feroce è quello in cui la force majeure qatarina si estende ai term giapponesi/coreani su scala: allora il >90% term del Giappone si rovescia da scudo a esposizione, e il precedente storico (JKM $69,96 ad ago 2022, massimo storico, TradingEconomics) mostra dove arriva il prezzo quando i compratori ricchi competono per volumi rigidi. Pesa su Tesi — escalation militare Israele-Iran (stato della tregua) e, via TTF, su Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina e Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12). 4. Lo scenario opposto: tregua che regge entro la finestra del MoU (STORIA — Base rate dei cessate il fuoco: con che frequenza le tregue negoziate reggono vs collassano (durata, tasso di ripresa, reference class empirica), Evento — Negoziati Iran-USA di luglio 2026: cosa è FATTO, cosa è solo DICHIARATO (chi/dove/esito)), Qatar torna a flusso pieno → l'Asia elastica resta comunque fuori fino a ~$7-8, e il consenso pre-crisi (Kpler dic 2025: TTF 2026 a $9,81, via La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)) torna raggiungibile in fretta. WoodMac stessa vede il rimbalzo: Asia-Pacifico a 279 Mt nel 2027 e 297 Mt nel 2028.

FATTO / CONTESO / SPIN

FATTO — Spot/short-term 36% del commercio 2024 (GIIGNL); Giappone >90% term, KOGAS spot >20%, Taiwan >75% di rimpiazzo via spot, Cina regas 29% (WoodMac 13 lug 2026); India in pausa a $11 con soglia dichiarata $6-7 (gen 2026) e allocazione GAIL azzerata dal 4 mar; contratti Qatar-Cina 27 anni per 11 Mt/a a slope Brent ~12,7%; aggregatori+trader con 76→60 bcm netti lunghi.

CONTESO — (a) *La soglia indiana*: $6-7 è la dichiarazione del CEO di Petronet, un compratore in negoziazione che ha interesse a dichiarare soglie basse per strappare term migliori; il comportamento osservato (calo a $12 medio, pausa a $11) suggerisce una soglia di *ritirata* più alta della soglia di *ritorno* dichiarata. (b) *La quota spot cinese*: nessuna fonte letta dà un numero 2026; il 36% globale GIIGNL non è per-paese e la posizione cinese va derivata indirettamente (regas 29%, Kpler "spot pesa sull'industriale"). (c) *Le deviazioni di luglio*: S&P (interbasin, mar 2026) è 403 al fetch — il conteggio carichi resta il buco già segnalato da Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas.

SPIN — WoodMac (vende analisi di scenario, interesse nel drammatizzare) fornisce però qui il dato *ribassista* (domanda asiatica in calo): da scontare meno del solito. Petronet parla il libro del compratore; QatarEnergy e i venditori USA quello dell'offerta "affidabile" (i term qatarini sono appena andati in force majeure — l'affidabilità contrattuale non è affidabilità fisica, SINTESI cross-cluster — i chokepoint marittimi come SISTEMA (Hormuz, Bab-el-Mandeb, Stretti del Mar Nero, Stretto di Taiwan): vulnerabilità comparate e chi dipende da cosa). Euronews/Timera riflettono il punto di vista dei trader: "il mercato funziona" significa "l'arbitraggio ci paga". Simmetricamente, la narrativa indiana "aspettiamo il glut" è anche un modo per non ammettere che i terminali girano sotto-utilizzati (claim IEEFA sui sei terminali su sette non fetchato, 403 — da verificare).

Il dato che contraddice la tesi del titolo — Se l'asta fosse davvero "quanto tira l'Asia", i numeri direbbero *poco*: Asia-Pacifico −4% nel 2025, −11 Mt attesi nel 2026, Cina −15% nel 2025. Lo spread largo di luglio (Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas: JKM $19,93 il 16 lug, +26% sul mese e +63,6% a/a al fetch TradingEconomics del 18 lug) con domanda asiatica in calo è la firma di uno shock d'offerta (Qatar/Hormuz, Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo)), non di una gara di domanda — coerente con l'attribuzione della pagina-ancora e con Cluster gas 2026 — TTF, Henry Hub, PSV: timeline datata e tesi falsificabili (luglio 2026).

Cosa NON prova questa pagina

- Nessuna quota spot per-paese da fonte primaria per Cina e India 2026: derivate da comportamento (regas, pause, tender), non da un censimento GIIGNL per-paese (il PDF completo non è stato letto, solo i communiqué). - La soglia $6-7 è una dichiarazione di parte, non una stima econometrica di elasticità. - Force majeure: documentata sul contratto Petronet→GAIL; l'estensione ad altri term asiatici (JERA, KOGAS, cinesi) è inferita dal danno a Train 6 e dai flussi Hormuz, non da filing letti. - Il picco intraday JKM di marzo 2022 (~$84,8, assessment Platts) circola ma non è in nessuna fonte fetchata: qui si usa solo il massimo TradingEconomics ($69,96, ago 2022). - IEEFA, RBN e S&P: 403 al fetch — i loro numeri (deviazioni interbasin, utilizzo terminali indiani) restano da acquisire al prossimo giro.

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PROVENANCE: Ricerca web 18 lug 2026 (EN) con fetch diretto e riuscito di 14 fonti, tutte ri-fetchate in verifica avversariale il 18 lug: LNG Industry (GIIGNL 2025), OGJ (GIIGNL 2026, dati 2025), Wood Mackenzie PR 13 lug 2026, Tradingpedia 29 gen 2026 (Petronet/India Energy Week), Argus viewpoint 24 dic 2025 (term indiani 2026; entrambe le formule GAIL verificate a testo), ETV Bharat 5 mar 2026 (force majeure Petronet→GAIL), Columbia CGEP ×2 (accordi Qatar-Cina; aggregatori/portfolio player), Enerdata nov 2023 (Sinopec NFS), Al Jazeera 20 giu 2023 (CNPC), Euronews 27 set 2022 (concentrazione portfolio player), Timera Energy (Europa swing), TradingEconomics JKM (riverificato 18 lug: $19,93 il 16 lug; +25,95% mese, +63,59% a/a; massimo storico $69,96 ago 2022), EnergyConnects/Kpler 29 giu (Cina, fetch verificato 18 lug). Correzioni della verifica: rimosso $84,76 come "massimo storico TradingEconomics" (non presente né in TE né in CGEP); corrette le variazioni % JKM; 93 bcm di scadenze sono cumulati 2023-25, non annui; i tender $23-28 di marzo sono del Bangladesh (Vitol/Gunvor), non di Pakistan+Bangladesh; link negoziati corretto su Evento — Negoziati Iran-USA di luglio 2026: cosa è FATTO, cosa è solo DICHIARATO (chi/dove/esito). Falliti al fetch (403) e QUINDI NON CITATI nei numeri: S&P Global (deviazioni interbasin), RBN Energy, IEEFA (data dive Asia e pagina India — i claim IEEFA da snippet di ricerca sono marcati come non fetchati). Composto con la memoria: Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas (ancora del cluster; spread +$1,5-2,6, BOE 6 mar, TRT 16 lug verificati sulla pagina), La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV) (bound fisici; NFE Q4 2026/2027, sospensione piani post-7 luglio, Kpler TTF $9,81 verificati sulla pagina). Nessun numero senza data e fonte; il claim '108 cargo' circolante sui contratti Qatar-Cina non è stato trovato in nessuna fonte primaria ed è stato scartato. FONTI: [ { "url": "https://www.lngindustry.com/special-reports/26052025/giignl-publishes-2025-annual-report/", "data": "2025-05-26", "cosa": "GIIGNL 2025 (dati 2024): commercio 406 Mt (+1%); spot+short-term 146 Mt = 36% (dal 39% 2023); liquefazione 492 Mtpa; regas 1.188 Mtpa; flotta 831 navi (66 consegne); Europa import −19%. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.ogj.com/general-interest/news/55390761/giignl-us-lng-growth-drives-record-global-trade-in-2025", "data": "2026-06-01", "cosa": "GIIGNL dati 2025: commercio record 56,3 bcf/g (+5,4%); USA 15,1 bcf/g = 26% del mercato (dal 21%); USA+Qatar+Australia 63% (dal 60%); Europa +29% (+3,8 bcf/g); Asia-Pacifico 35,7 bcf/g (−4%); Cina −15% (~1,5 bcf/g). RI-VERIFICATO su fetch 18 lug. IL DATO CHE CONTRADDICE (Asia in ritirata già nel 2025)." }, { "url": "https://www.woodmac.com/press-releases/asian-lng-demand-decline-for-second-consecutive-year/", "data": "2026-07-13", "cosa": "Giappone >90% term 2026 (esposizione ME fino a 0,5 Mt/mese); KOGAS spot >20% e 2×2 Mtpa su Ras Laffan Train 6 (interruzione 3-5 anni); Taiwan −0,7 Mt/mese potenziali, >75% rimpiazzo spot; Cina 62,4 Mt (2025: 66,4) e regas 29% su 218,3 Mtpa; India curtailment fino a 1,5 Mt/mese; Asia-Pacifico 257 Mt 2026 (268 nel 2025, picco 278 nel 2024; rimbalzo 279 Mt 2027, 297 Mt 2028); Asia ~90% delle spedizioni LNG Qatar/UAE via Hormuz nel 2025. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.tradingpedia.com/2026/01/29/india-pauses-lng-buys-as-prices-stay-too-high/", "data": "2026-01-29", "cosa": "India Energy Week: spot ~$11/MMBtu, India in pausa (term rinviati da oltre un anno in attesa del glut); CEO Petronet A.K. Singh: domanda sale solo a $6-7; attese 2026 ~29 Mt; per 15% gas nel mix servirebbero ~100 Mt di capacità. Interesse dichiarato: compratore in negoziazione. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.argusmedia.com/en/news-and-insights/latest-market-news/2769530-viewpoint-indian-term-lng-to-make-2026-imports-pricier", "data": "2025-12-24", "cosa": "India 2025: import −6% a 25 Mt; spot west India medio $11,90 (2024: $11,10); term HH-linked 2,95 Mt/a = 12% dell'import; formula d'import GAIL-QatarEnergy 115% HH + $5,66 (verificata a testo: 'Gail's import formula from state-owned Qatar Energy is 115pc of Henry Hub plus a fixed $5.66/mn Btu'); le city gas pagano a GAIL 119% HH + $6; city gas 2026 ~$13,40 vs gas domestico $6,55, crude-linked $8,80. 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RI-VERIFICATO su fetch 18 lug; '108 cargo' e '$84,76' NON presenti nell'articolo." }, { "url": "https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/chinas-sinopec-and-qatarenergy-sign-27-year-3-mtyear-lng-supply-deal.html", "data": "2023-11-07", "cosa": "Terzo accordo: Sinopec-QatarEnergy 3 Mt/a per 27 anni da North Field South; 5% di JV equivalente a 6 Mt/a. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.aljazeera.com/news/2023/6/20/qatar-secures-second-major-lng-supply-deal-with-china", "data": "2023-06-20", "cosa": "CNPC-QatarEnergy 4 Mt/a, 27 anni, 5% di un treno da 8 Mtpa; espansione North Field ≥$30 mld, QatarEnergy trattiene 75%. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.energypolicy.columbia.edu/publications/beyond-spot-vs-long-term-europes-lng-contracting-options-for-an-uncertain-future/", "data": "2023-06-01", "cosa": "Aggregatori (Shell, BP, TotalEnergies, Naturgy) + 4 trading house (Glencore, Gunvor, Trafigura, Vitol): 76 bcm netti lunghi 2023 → 60 bcm 2025 → 36 bcm 2030 senza nuovi contratti; TotalEnergies ~20 Mtpa (28 bcm) non impegnati; 93 bcm di contratti in scadenza CUMULATI sul triennio 2023-25 (picco 35 bcm nel 2024 — corretto in verifica: non '/anno'). RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://www.euronews.com/next/2022/09/27/ukraine-crisis-lng-trade-insight", "data": "2022-09-27", "cosa": "Shell+TotalEnergies ~110 Mt su ~400 del mercato; con QatarEnergy (~70 Mt) e BP (~30 Mt) quattro player > metà del commercio; arbitraggio term USA → rivendita Europa (Guy Broggi); costo cargo da $15-20M a $175-200M. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." }, { "url": "https://timera-energy.com/blog/europe-providing-global-gas-supply-flexibility/", "data": "2017-01-01", "cosa": "Europa come swing provider strutturale: nel 2016 assorbì ~20 bcma extra nel power; 5 driver di flessibilità; 8 portfolio player (Shell, BP, ENI, Total, Engie, Statoil, Uniper, RWE) con swap interni di portafoglio. RI-VERIFICATO su fetch 18 lug (strutturale, non datato 2026)." }, { "url": "https://tradingeconomics.com/commodity/liquefied-natural-gas-japan-korea", "data": "2026-07-16", "cosa": "JKM $19,93/MMBtu il 16 lug 2026; +25,95% mese, +63,59% a/a; massimo storico $69,96 (ago 2022). RI-VERIFICATO su fetch 18 lug — corretti in verifica i precedenti +37,0%/+74,9% e rimosso $84,76 (non in TE)." }, { "url": "https://www.energyconnects.com/news/gas-lng/2026/june/china-s-june-lng-imports-seen-in-line-with-last-year-kpler-says/", "data": "2026-06-29", "cosa": "Kpler: import Cina giugno ~5,29 Mt piatti a/a; proiezione 2026 63,8 Mt, poco sotto il 2025; spot elevati comprimono l'uso industriale. Da memoria Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas, RI-VERIFICATO su fetch 18 lug." } ]