Gas Europa — stoccaggi e flussi, delta al 1° agosto 2026 (refresh append-only)

Gas Europa — stoccaggi e flussi, delta al 1° agosto 2026

Refresh append-only di Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo) (as_of 18 lug). Non riscrive nulla: registra cosa è cambiato in 13 giorni e risponde alla sola domanda che decide il cluster — il ritmo osservato regge sopra i ~+0,25 pp/giorno richiesti per l'80% al 1° novembre?

La risposta breve: è esattamente sulla linea, con margine dentro l'errore di misura. Il 90% legale, invece, è aritmeticamente fuori portata.

Avvertenza fonti, peggiorata non migliorata. Il "da fare" della pagina di luglio era il ricontrollo su AGSI+ primario. Non è stato possibile: https://agsi.gie.eu/api risponde {"last_page":0,"total":0,"dataset":"storage ERROR","error":"access denied","message":"Invalid or missing API key","data":[]} (curl, 1° ago — JSON verbatim). Serve una chiave GIE registrata. Quindi tutti i livelli UE qui sotto sono riletture di terzi di AGSI+, e la divergenza tra tracker non solo non si è chiusa: si è estesa dal *denominatore* (la norma) al numeratore (il livello stesso — vedi § CONTESO). Confidence 0,62: più bassa dello 0,65 di luglio, non più alta, perché la divergenza si è allargata e perché in verifica sono emersi errori di lettura delle fonti (vedi provenance).

FATTO — Il delta dei numeri (18 lug → 31 lug)

Serie EnergyRiskIQ, stessa metodologia in entrambe le letture, quindi il delta è confrontabile (fetch 1° ago: https://energyriskiq.com/gas-storage-levels-in-europe):

| | 17-18 lug | 31 lug (fetch 1° ago) | delta | |---|---|---|---| | Riempimento UE | 53,1% | 56,6% | +3,5 pp | | Gap vs norma ERIQ (75,0%) | −21,9 pp | −18,4 pp | migliora di 3,5 pp | | Deficit assoluto | ~240.900 GWh | 202.400 GWh | −38.500 GWh | | Iniezione media 7 gg | 2.460 GWh/g | 2.901 GWh/g | +18% | | Richiesto per il 90% al 1/11 | 3.829 GWh/g | 3.993 GWh/g | peggiora | | Risk score ERIQ | 53/100 "ELEVATED" | 49/100 "MODERATE" | migliora | | Giorni al 1° novembre | ~106 | 92 (conteggio ERIQ) | — |

Il numero più istruttivo della tabella è l'unico che peggiora. Il livello sale, il gap si stringe, il ritmo accelera del 18% — e ciononostante il fabbisogno giornaliero per il 90% cresce da 3.829 a 3.993 GWh/g, perché il calendario si accorcia più in fretta di quanto il serbatoio si riempia. È il meccanismo per cui un target si perde mentre tutti i titoli dicono "recupero".

Nota sul conteggio giorni: dal 31 luglio al 1° novembre sono 93 giorni di calendario; ERIQ ne dichiara 92. Differenza di un giorno, tenuta come banda sotto.

FATTO — L'aritmetica che decide, fatta esplicitamente

Capacità UE implicita dai dati ERIQ: 202.400 GWh / 18,4 pp = ~11.000 GWh per punto percentuale, cioè ~1.100 TWh di working capacity (calcolo nostro, coerente con l'ordine di grandezza noto).

- Richiesto per l'80% al 1° novembre: (80 − 56,6) = 23,4 pp su 92-93 giorni = +0,252÷0,254 pp/giorno = ~2.770-2.800 GWh/giorno. - Osservato (media 7 giorni al 31 lug, ERIQ): 2.901 GWh/giorno = +0,264 pp/giorno. - Margine: da +3,7% a +4,8% a seconda del conteggio giorni. Proiezione lineare: 56,6 + 92 × 0,2637 = ~80,9% al 1° novembre. Questa proiezione è nostra, calcolata su input ERIQ — ERIQ non la pubblica, anzi la sua stessa pagina scrive che il ritmo attuale "remains insufficient to close the storage gap" e che l'Europa deve accelerare "substantially". Attribuirle un "80,9%" sarebbe scorretto. - Richiesto per il 90%: 3.993 GWh/g = +0,363 pp/g. L'osservato è il 73% di quanto serve. Per centrare il 90% servirebbe alzare il ritmo di +38% da domani e tenerlo per 92 giorni — cosa mai fatta nella stagione in corso. - Controprova sul ritmo realizzato, e qui il margine sparisce. Da 53,1% a 56,6% sono +3,5 pp. Ma la lettura di partenza ERIQ è datata "17-18 lug", non 18 lug secco: l'intervallo è quindi di 13 o 14 giorni, e il ritmo realizzato è +0,250÷0,269 pp/giorno. Sul bordo basso della banda è esattamente il richiesto, non sopra. Chi scrive "il ritmo è sopra la linea" sta scegliendo l'estremo favorevole di un'ambiguità di data.

Verdetto onesto: l'80% non è "on track", è testa a testa. Il margine massimo è ~5%, quello minimo è zero, e tutto questo dentro un insieme di tracker che non concordano né sulla norma né sul livello.

FATTO — Il dato che contraddice, cercato apposta

Due letture fetchate mettono il ritmo sotto la linea, più un canale economico che i tracker di riempimento non modellano. (Nella prima stesura erano contate come "tre letture indipendenti che dicono di no": non è vero, e la terza non è una misura di ritmo.)

1. Kpler, 24 lug (dati al 21 lug, fetch 1° ago: https://www.kpler.com/blog/global-lng-and-natural-gas-prices-surge-as-us-and-iran-resume-hot-war): stoccaggi UE-27 al 54,4% al 21 lug (+1,6% w/w), iniezioni nette medie 0,23 bcm/g, 0,05 bcm/g sotto la media quinquennale — cioè ~18% sotto il ritmo normale di stagione. Con conversione ~10,55-11,6 TWh/bcm (nostra, approssimata) fa ~2.430-2.670 GWh/g: sotto i ~2.800 richiesti. 2. Global Energy Flow (fetch 1° ago, dati al 26 lug: https://global-energy-flow.com/storage/trajectory/): livello 55,35% al 26 lug; ritmo +0,25 pp/g sulla finestra 14 giorni al 12 lug ma +0,23 pp/g sulla finestra 8 giorni al 20 lug; gap dichiarato −13,8 pp sotto la propria norma quinquennale al 20 lug. GEF ammette per iscritto di aver rovesciato la propria valutazione: *"GEF held the trajectory framing at 'roughly on pace' as of Jul 12; this reading reverses that"*, e avverte che la stima *"rests on bridging a GEF direct-AGSI+ read with a third-party aggregate over a short window, not a long confirmed trend"*. Ma GEF è internamente incoerente e va detto: la stessa pagina contiene sia *"Current pace → ~81% by Nov 1 — roughly on track"* sia la proiezione ~79,9% "modestly below the relaxed 80% bar". Non è una fonte che "dice di no": è una fonte che dice entrambe le cose sulla stessa pagina. Usarne solo la metà pessimista sarebbe lo stesso cherry-picking che questa pagina rimprovera agli altri. 3. Il disincentivo economico: lo spread estate-inverno TTF si è allargato a €2,68/MWh (Kpler, dati al 22 lug), e Kpler lo indica esplicitamente come fattore *"reducing the incentive to inject gas into storage"*. Kpler si aspetta che il ritmo "hold steady", non che acceleri. Questo è un canale causale, non una lettura di ritmo: non va sommato alle prime due come se fosse un terzo voto.

Sommando onestamente: calcolo nostro su ERIQ 80,9%; GEF si contraddice tra 81% e 79,9%; Kpler misura un ritmo sotto media. Su un target dell'80%, stime che si dispongono attorno alla soglia entro ±1 pp significano una cosa sola: coin flip, non "target raggiunto".

FATTO — I flussi: Hormuz si è mosso, ma l'offerta globale è stata tagliata

- **30 luglio: la *Al Areesh* attraversa Hormuz — primo carico LNG qatariota nello Stretto dall'attacco alla *Al Rekayyat* del 7 luglio**, oltre tre settimane di stop. La nave *"had been idling in the Persian Gulf since picking up a shipment from the Ras Laffan export facility in early July"*, ha attraversato *"with its transponder turned on"* ed *"was entering the Gulf of Oman on Thursday morning local time"*, con destinazione segnalata Pakistan — non Europa (gCaptain, 30 lug, fetch: https://gcaptain.com/qatar-sends-first-lng-shipment-through-hormuz-in-three-weeks/). Stessa fonte: "more than a dozen tankers are currently idling near Ras Laffan"; *"neither QatarEnergy nor Seapeak LLC responded to a request for comment"*. Questo chiude l'implicazione osservabile n.1 della pagina di luglio ("prima metaniera carica in transito dopo il 9 lug = inizio dello sgonfiamento del premio"). Il conteggio dei transiti va in Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo). - Ras Laffan lavora a capacità ridotta: 4 carichi caricati nella settimana (da 6 precedenti), 3 treni attivi (QatarGas 6 e 7, RasGas 7) su 14 (Kpler, 24 lug). UAE Das Island: capacità di navi ballast esaurita, 1 treno su 3 online. - Kpler ha spostato il caso base a "crisi prolungata": ha rivisto la propria view sullo Stretto *"from a de-escalation scenario to a prolonged crisis scenario, in which LNG transit remains severely constrained through the end of 2026 before gradually recovering during Q1 2027"*, ed export LNG globali rivisti al ribasso di 21 Mt sul periodo luglio 2026-marzo 2027. È una revisione strutturale, non un titolo: se regge, il canale JKM→carichi in Asia che spiega il buco europeo resta aperto per tutta la stagione di iniezione e per l'inverno. - Import LNG europei in caduta nella settimana al 21 lug: −21,7% w/w a 1,26 Mt (Kpler), in parte per manutenzione programmata in Spagna. Export LNG globali a minimo di 6 settimane, −0,50 Mt w/w a 7,21 Mt, con gli USA a 2,18 Mt (−0,17 w/w). Concause dal lato americano: Freeport LNG con un treno fermo per manutenzione programmata; Golden Pass a 0,31-0,33 bcf/g, che Kpler descrive *"well below the level required to support a single 6 mtpa liquefaction train at full capacity"*; e la tempesta tropicale Bertha, seconda tempesta nominata della stagione atlantica, sbarcata mercoledì in St. Bernard Parish, ~40 miglia a est di New Orleans. Feedgas USA 16,23-16,53 bcf/g. - I dati di luglio pieno restano quelli già wikati (Kpler via Russell, 14 lug): UE 6,90 Mt, minimo da settembre 2024, contro 8,72 Mt di luglio 2025; USA→Europa 3,94 Mt; USA→Asia record 4,23 Mt. Nessuna revisione trovata al 1° agosto: la stampa di consuntivo mensile non è ancora uscita. Non inventiamo un numero finale. - Norvegia — il timore si è materializzato più di quanto la prima stesura dicesse. Kpler (24 lug) parla di *"unplanned maintenance at Dvalin"* — non programmata, e senza quantificare l'effetto sui flussi. La prima stesura di questa pagina la dava per "programmata, con effetto lieve atteso": era un errore di lettura, corretto qui, e ribaltava il segno della conclusione. Per contro TradingEconomics (31 lug) parla di "stable pipeline flows from Norway" tra i fattori che hanno allentato la pressione: le due fonti non concordano. Nessuna fonte primaria Gassco raggiunta (le UMM non sono fetchabili senza sessione): questo resta il punto più debole della pagina ed è dichiarato. Trappola documentata e riconfermata: cercando "Norway maintenance August" i motori restituiscono con alta insistenza un articolo Argus su Europipe II/Baltic Pipe. Fetchato oggi: data di pubblicazione 07/08/24, cioè 7 agosto 2024 — Baltic Pipe a 161 GWh/g fino al gas day del 12 agosto, Nybro a 201 GWh il 31 luglio 2024, Mallnow 22 GWh il 6 agosto. Non è questa stagione. Scartato. Chi rifà questa ricerca ci ricascherà. - Pipeline UE nel complesso: import netti da pipeline *"rangebound, rising only 0.4% w/w to an estimated 3.17 bcm"* nella settimana al 21 lug (Kpler). Il quadro russo residuo resta in Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12).

FATTO — Prezzi: il picco c'è stato, il rientro è parziale

- TTF, il massimo del ciclo: Kpler (24 lug), verbatim: *"The European TTF front-month contract continued its rally last week, settling at $20.91/MMBtu on 22 July, up 15.1% from $18.17/MMBtu on 15 July, marking the highest close for the main European benchmark since January 2023."* - JKM: da $16,81/MMBtu (15 lug) a $22,00 (22 lug), +$5,19 in una settimana (Kpler). L'Europa a fine luglio paga ancora sotto l'Asia ($20,91 vs $22,00): il segnale di svolta indicato nella pagina di luglio — TTF stabilmente sopra il JKM — non si è verificato. È la ragione meccanica per cui i carichi continuano a girare verso est. - Rientro di fine mese — e qui la fonte non è citabile al decimale. TradingEconomics (https://tradingeconomics.com/commodity/eu-natural-gas) espone un quote box live che cambia tra un fetch e l'altro: due letture a poche ore di distanza il 1° ago hanno dato 59,65 €/MWh (+2,28% g, +38,67% m, +75,59% a/a) e 59,44 €/MWh (+1,92% g, +38,19% m, +74,97% a/a). Quei decimali non sono citabili: è un widget, non una serie storica. Ciò che è stabile è il testo di commento della stessa pagina, che dice che i prezzi *"dropped to around €57 per MWh on Friday"* (venerdì = 31 luglio) — in contraddizione con il segno positivo del quote box sullo stesso giorno. Il valore onesto per il 31 lug è quindi €57-60/MWh, non una cifra secca. - Il commento attribuisce il calo a *"signs of improving shipping conditions through the Strait of Hormuz"*, al primo transito qatariota in oltre tre settimane, a *"increased LNG arrivals into Northwest Europe and stable pipeline flows from Norway"*, e conferma **stoccaggi *"about 55% full, below the seasonal five-year average"*. - Il mese chiude comunque in forte rialzo, ma la cifra è contesa dentro la stessa pagina**: il commento dice *"European gas prices remain more than 33% higher in July"*, il quote box dice ~+38%. Si tiene "+33% o più a luglio", coerente con il +29% parziale al 17 lug della pagina precedente. Rimossa dalla prima stesura la stima "il transito del 30 luglio ha tolto ~2-4%": era un calcolo nostro senza fonte. - Henry Hub: $2,93/MMBtu il 22 luglio, invariato sul 15 luglio (Kpler), range atteso $2,85-3,00. Il rapporto TTF/HH resta ~7,1x.

FATTO — Gli USA stanno bene, ed è il controfattuale che conta (fonte primaria)

EIA Weekly Natural Gas Storage Report, release del 30 luglio ore 10:30, letto sul sito primario EIA (https://ir.eia.gov/ngs/ngs.html, fetch 1° ago) — unica fonte primaria non mediata di questa pagina, e l'unica i cui numeri si sono riprodotti identici a due fetch indipendenti, livelli e variazioni settimanali:

- Working gas Lower 48 alla settimana chiusa 24 luglio 2026: 3.084 Bcf, iniezione netta +28 Bcf. - −32 Bcf rispetto a un anno prima; +185 Bcf sopra la media quinquennale 2021-25 di 2.899 Bcf (+6,4%), *"within the five-year historical range"*. - Variazioni settimanali per regione: East 654 (+23), Midwest 789 (+23), Mountain 238 (−2), Pacific 307 (−7), South Central 1.096 (−9, di cui Salt 303 −14, Nonsalt 793 +5). Somma = +28, quadra con il totale.

Questo è il dato che smonta la narrativa "crisi globale di offerta": gli stoccaggi americani sono sopra la norma quinquennale mentre quelli europei sono ~18 punti sotto la loro. Le molecole esistono. Il problema europeo del 2026 è prezzo relativo e un chokepoint, non scarsità fisica — esattamente la lettura già registrata in 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 e nel base rate delle interdizioni parziali di STORIA — Reference class: chiusure e interdizioni di chokepoint marittimi (Hormuz, Suez, Bab-el-Mandeb, blocchi navali): frequenza, durata, esito.

CONTESO — la divergenza si è spostata dal denominatore al numeratore

Il § CONTESO di luglio riguardava la norma (75,0% ERIQ vs 67,5% GEF). Ora la divergenza tocca il livello, che dovrebbe essere un fatto misurato:

- 56,6% al 31 lug (ERIQ) · 55,35% al 26 lug (GEF) · 54,4% al 21 lug (Kpler). Le tre sono grossolanamente compatibili, ma non quanto sembra: i ritmi impliciti a coppie sono +0,37 pp/g (ERIQ 17,5 lug → Kpler 21 lug), +0,19 pp/g (Kpler 21 lug → GEF 26 lug) e +0,25 pp/g (GEF 26 lug → ERIQ 31 lug). Una banda 0,19-0,37 non è "concordanza": è rumore che contiene sia il successo sia il fallimento del target. - Investing.com/Reuters, 7 luglio, fetchato (https://www.investing.com/news/commodities-news/european-gas-rallies-as-slower-storage-refills-amplify-supply-anxieties-4778406), verbatim: *"European gas storage facilities are currently 43.1% full"*, *"well below the 51.4% storage levels recorded at the exact same juncture last year"*. Non è un articolo sbagliato di data: cita il TTF front-month a *"46.54 per megawatt-hour"* (+4,7%) il 7 luglio, coerente con il livello di inizio luglio implicito nella serie TradingEconomics. Ma 43,1% il 7 luglio contro 51,8% il 12 luglio (GEF) richiederebbe +1,7 pp/giorno, ~7 volte il ritmo osservato: impossibile. Una delle due letture è sbagliata, o usa un perimetro diverso (UE-27 vs Europa allargata, working gas vs capacità totale, Ucraina inclusa o no). - Conseguenza operativa, non retorica: finché AGSI+ primario non è accessibile, il livello UE va citato come range, non come cifra. Onesto oggi: ~55-57% al 31 luglio, gap −12÷−18 pp sotto la norma stagionale a seconda della norma scelta. Chi scrive "gli stoccaggi UE sono al 56,6%" sta citando un tracker commerciale, non una misura. - Anche la proiezione è contesa, e una delle fonti è contesa con sé stessa: calcolo nostro su ERIQ ~80,9%; GEF dà sia ~81% "roughly on track" sia ~79,9% "modestly below the relaxed 80% bar" nella stessa pagina; Kpler misura un ritmo sotto media quinquennale. Nessuno dei tre proietta il 90% legale. - Fonte analitica mancante, dichiarata: la OIES *"European Storage Refill in Summer 2026"* (lug 2026) sarebbe la lettura più pertinente ma restituisce HTTP 403 al fetch (riprovato il 1° ago). Non letta, quindi non usata, in nessun punto di questa pagina.

SPIN e interessi dichiarati (simmetrico)

- Kpler vende dati di flusso e ricerca: ha interesse a che la crisi sia leggibile solo con i suoi dati satellitari/termici, e la revisione a "crisi prolungata fino a fine 2026" è la tesi che massimizza il valore del suo prodotto. Va scontata quanto si sconta un venditore di risk score. Detto questo, i suoi numeri fisici (4 carichi/settimana a Ras Laffan, 3 treni attivi) sono verificabili in linea di principio da imaging terzo, e in questo differiscono da un'opinione. - EnergyRiskIQ e Global Energy Flow vendono allarme e countdown al target: il primo però ha abbassato il risk score (53→49) e il secondo ha rovesciato per iscritto la propria valutazione — comportamenti che vanno nella direzione opposta al loro interesse commerciale, e per questo pesano di più. Ma GEF, lasciando in pagina anche il vecchio "~81% roughly on track", ottiene di avere ragione in entrambi i casi: questo è spin, e va scontato. - QatarEnergy ha interesse a segnalare ripartenza: il transito del 30 luglio è un carico, verso il Pakistan, con una dozzina di navi ferme e nessun commento aziendale. Chi titola "Qatar riprende le esportazioni" sta estrapolando da n=1. Il frame iraniano sullo Stretto, scontato per interesse identico, resta in Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin. - EIA è fonte statale americana con interesse a mostrare un mercato interno solido: il dato è però una serie storica con metodologia pubblica e revisioni tracciate, e contraddice il racconto di scarsità globale che converrebbe agli esportatori americani. Simmetricamente: non lo scontiamo di più perché è statale, né di meno. - TradingEconomics monetizza traffico su quote box live: i suoi decimali cambiano sotto le dita e non sono citabili come dato storico. Solo il testo di commento è tenuto qui. - "L'Europa ce la fa": attenzione al packaging. Un target rilassato dal 90% all'80% e poi al 70% per alcuni stati membri (già verificato nella pagina di luglio) fa sì che "target raggiunto" significhi cose diverse a settembre e a novembre. La regola si è già piegata una volta.

Implicazioni osservabili aggiornate (falsificabili, con soglie numeriche)

1. La soglia che decide tutto: iniezione media 7 giorni sopra 2.800 GWh/g = 80% vivo; sotto 2.700 GWh/g per due settimane consecutive = 80% perso anche rilassato. Al 31 luglio siamo a 2.901. Margine: ~100 GWh/g, cioè meno del 4%. 2. Spread TTF-JKM: al 22 luglio TTF $20,91 < JKM $22,00. Finché il segno resta questo, i carichi vanno in Asia e l'aritmetica al punto 1 non migliora. Il TTF che supera stabilmente il JKM resta il segnale di svolta — non verificatosi. 3. **Transiti Hormuz dopo la *Al Areesh*: secondo e terzo carico qatariota entro il 10 agosto = ripresa vera → premio TTF si sgonfia; nessun secondo transito entro metà agosto** = il transito del 30 luglio era un test, e la revisione Kpler dei 21 Mt diventa il caso base → Panel — l'escalation Israele-Iran riprende nel 2026?. La scadenza del MoU è tenuta in Fonte primaria — «Islamabad Memorandum» USA-Iran (14 punti, giugno 2026): il testo (non riverificata in questa finestra). 4. Spread estate-inverno TTF: se resta sopra €2,50/MWh, l'incentivo economico a iniettare resta negativo e il punto 1 peggiora indipendentemente dalla disponibilità fisica. È il canale che i tracker di riempimento non vedono. 5. Divergenza EIA/AGSI: se gli stoccaggi USA restano sopra la media quinquennale mentre quelli UE restano sotto, la tesi "prezzo relativo, non scarsità" regge; una caduta simultanea delle due serie sarebbe il primo segnale di scarsità fisica vera. 6. Norvegia: la manutenzione a Dvalin è non programmata per Kpler e i flussi sono "stabili" per TradingEconomics. Chi dei due ha ragione si vede sui volumi Gassco di agosto: un calo dei flussi norvegesi verso UE sopra il 5% m/m conferma Kpler e sposta il punto 1 sotto la linea. 7. Il pezzo italiano (forza maggiore Edison fino a inizio settembre, PSV) non ha delta verificabile in questa finestra: la serie PSV ARERA di luglio non è ancora pubblicata al 1° agosto e nessuna fonte fetchata dà un aggiornamento Edison dopo il 1° luglio. Delta vuoto, dichiarato tale anziché riempito.

Da fare al prossimo passaggio (in ordine di valore): (a) ottenere una chiave API GIE — è l'unico modo di chiudere una divergenza che ormai riguarda il livello e non solo la norma, e senza di essa questa pagina resta strutturalmente sotto 0,65 di confidence; (b) consuntivo Kpler/Reuters dell'import LNG UE di luglio pieno, atteso nei primi giorni di agosto; (c) EIA WNGSR del 6 agosto (settimana al 31 lug) per vedere se il +185 Bcf sopra media tiene; (d) Gassco/UMM da fonte primaria per sciogliere il conflitto Dvalin, oggi il buco più grosso; (e) serie PSV ARERA di luglio; (f) riprovare la OIES da un mirror. Contesto correlato in Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina, La firma di mercato dell'asse Iran-Israele — materie prime, Evento — Incidenti nel Golfo Persico / Stretto di Hormuz 2026: navi colpite, sequestri, mine (FATTO datato vs propaganda), Noli VLCC e premi assicurativi di guerra — il segnale precoce dai chokepoint, Evento — Negoziati Iran-USA di luglio 2026: cosa è FATTO, cosa è solo DICHIARATO (chi/dove/esito), STORIA — Base rate dei cessate il fuoco: con che frequenza le tregue negoziate reggono vs collassano (durata, tasso di ripresa, reference class empirica) e Segnale oggettivo — importazioni di petrolio cinesi e dipendenza da Hormuz (dogane cinesi + tanker-tracking).