TESI del cluster gas — quattro tesi falsificabili, con ancore (18/7/2026)

TESI del cluster gas — quattro tesi falsificabili, con ancore (18/7/2026)

Pagina TESI del cluster gas (TTF Europa + Henry Hub USA, con occhio al PSV Italia): è la pagina che un previsore apre per prima. Consolida in un posto solo le quattro tesi vive del cluster, ciascuna con Enunciato / Stato / Segnali pro-contro datati / Domande su cui pesa / Segno / Falsificatore. I dati grezzi stanno nelle pagine-madri: Cluster gas 2026 — TTF, Henry Hub, PSV: timeline datata e tesi falsificabili (luglio 2026) (timeline datata), Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo) (livelli e flussi), Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12) (leva russa residua), Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina (firma prezzo↔evento). Il meccanismo per leggerle è in TEORIA — L'economia dello stoccaggio gas e della curva: term structure, storage arbitrage, convenience yield (Working, Kaldor, Brennan) applicati a TTF/Henry Hub/PSV 2026 (curva = termometro del magazzino) e Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali (base rate per regime). Regola dei tre canali (da non violare mai): (1) rischio-Hormuz muove TTF/JKM in giornata; (2) vincolo-stoccaggi borda il livello; (3) canale-elettrico (Il canale elettrico del gas — vento tedesco, nucleare francese e power burn (luglio 2026)) e canale-Norvegia (Angolo Norvegia-Gassco — manutenzioni programmate 2026, storia degli imprevisti e la beta del TTF) aggiungono domanda/offerta marginale nelle settimane sbagliate. Ciò che è già smentito e non va riproposto è in Frontiera — tesi già smentite dai fatti (non riproporre).

Contesto prezzo al 18/7 (TradingEconomics su ICE — secondario, da riverificare su ICE Endex prima di pesare): TTF front-month €57,49/MWh il 17/7 (+4,7% giorno, +41,9% mese, +71,1% a/a), massimo da quasi quattro mesi; forecast della stessa fonte alla rilettura di verifica: €60,24 a fine trimestre, €72,09 a 12 mesi. *Avvertenza di instabilità, registrata:* un fetch precedente della stessa pagina (18/7) mostrava €58,91 (+7,3%) e forecast €51,34/€61,10 — quota intraday e modello TE cambiano tra riletture, quindi la quota TE va trattata come indicativa, mai come settle. Henry Hub $2,91/MMBtu (−10,0% mese), scorte USA +6,4% sopra la media quinquennale (EIA WNGSR, primaria, settimana al 10/7: 3.024 Bcf, +181 Bcf): il controllo negativo che dice che la crisi è di bacino, non globale.

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TESI 1 — «Inverno 2026-27 teso» (stoccaggi sotto 80%)

Enunciato. Al 1/11/2026 il riempimento UE (AGSI+) è sotto il 90%; se sotto l'80% de facto, l'inverno 2026-27 è teso: TTF sopra €60 persistente nei mesi di prelievo, vulnerabilità piena a cold snap e a ogni nuovo incidente nel Golfo.

Stato (18/7): quasi-confermata sul ramo 90%, aperta e contesa sul ramo 80%. UE al 53,1% il 17-18/7 (ERIQ, come registrato in Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo); 53,4% alla rilettura di verifica del 19/7), −16÷−22 pp sotto la norma stagionale — il range è largo perché la "norma 5 anni" è CONTESA tra tracker (75,0% ERIQ vs 67,5% GEF, stessa primaria AGSI+): mai citare una cifra secca. Deficit assoluto 158 TWh al 7/7, ~22% più largo della media decennale (calcolo Kemp via Russell/Reuters, 14/7).

Segnali pro (datati). Iniezione 7 giorni ~2.460 GWh/g alla lettura del 18/7 contro i ~3.830 che servirebbero per il 90% (ERIQ; risk score 53/100 "elevated") — ma la rilettura del 19/7 dà già ~2.856 GWh/g (deficit di ritmo da −36% a −26% in un giorno di aggiornamento: accelerazione da monitorare, indebolisce questo pro); import LNG UE a luglio 6,90 Mt, minimo da settembre 2024 (Kpler via Russell/Reuters, 14/7) perché l'Asia paga di più (JKM $18,00 nella settimana al 10/7, da $16,40; Cina 5,62 Mt a luglio, +55% vs aprile; USA→Asia record 4,23 Mt); QatarEnergy congela i piani di espansione il 9/7 (Voci politiche e ufficiali sul gas (TTF, Henry Hub, PSV) — luglio 2026, multi-paese) dopo l'attacco alla *Al Rekayyat* del 7/7 (Evento — Incidenti nel Golfo Persico / Stretto di Hormuz 2026: navi colpite, sequestri, mine (FATTO datato vs propaganda), Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin); Freeport (2,4 Bcf/g) in manutenzione fino a fine agosto; trough di partenza 28% al 1/4, minimo di quattro anni (EIA 28/4: contro una media quinquennale del 41%; anche Euronews 8/7). Energy Aspects (25/6, via Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare): Qatar in Europa non prima di inizio Q4-26 anche con tregua che regge.

Segnali contro (datati) — cercati apposta. GEF proietta ~81% al 1/11 al ritmo +0,26 pp/g contro i +0,25 richiesti per l'80% (12/7, fetch confermato): "roughly on track" per il target rilassato, prima volta nel ciclo — il 90% resta "well out of reach"; ACER giudica il sistema "resiliente" grazie alla regasificazione espansa, purché l'LNG arrivi (Euronews 8/7), e stima che l'80% è raggiungibile con volumi 2025 (il 90% richiederebbe +13% di import); Italia già al 71,27% il 16/7 (+18,5 pp sull'UE); e la regola è già stata piegata: la Commissione raccomanda 80% "in condizioni difficili", con flessibilità fino al 70% per alcuni stati (Euronews 8/7 — il minimo legale resta il 90% al 1/11).

Domande su cui pesa. Riapertura di Hormuz entro la scadenza dei 60 giorni del MoU, metà agosto (Fonte primaria — «Islamabad Memorandum» USA-Iran (14 punti, giugno 2026): il testo, Evento — Negoziati Iran-USA di luglio 2026: cosa è FATTO, cosa è solo DICHIARATO (chi/dove/esito), Panel — l'escalation Israele-Iran riprende nel 2026?); segno dello spread JKM-TTF (Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas: le navi decise oggi arrivano tra 3-5 settimane); meteo di ottobre-novembre — il bound anti-narrazione resta: un cold snap precoce «morde più di Gazprom».

Segno. In rafforzamento da giugno (il congelamento qatariota del 9/7 ha spostato la massa di probabilità dal ramo "80% comodo" al ramo "80% al pelo"), ma la proiezione GEF — e l'accelerazione delle iniezioni vista tra le due riletture ERIQ — impediscono di darla per confermata: tesi viva, lean pro-tensione moderata, non pro-crisi.

Falsificatore. AGSI+ ≥90% al 1/11 → morta; ≥80% → declassata a "tensione moderata"; iniezioni sopra 3.000 GWh/g per 4 settimane consecutive entro agosto → segno invertito prima della scadenza. [2026-08-26 · falsificatore NON scattato, misurato sulla primaria] La media mobile a 7 giorni dell'iniezione netta ha superato 3.000 GWh/g solo il 13-18 agosto (6 giorni) e il 24 agosto: non quattro settimane, non consecutive. Il segno non si inverte (Gas UE — il ritmo di riempimento sulla primaria AGSI+, e la decelerazione di coda misurata su 10 anni).

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TESI 2 — «TTF resta sopra €45 finché il Qatar non rampa»

Enunciato. Il TTF front-month non chiude sotto €45/MWh per 5 sedute consecutive finché QatarEnergy non riavvia il ramp-up (≥50% della capacità export secondo il suo stesso piano: 50% in 1 mese, 80% in 2 dalla riapertura sicura dello Stretto — EnergyNewsBeat) e i transiti a Hormuz restano sotto la banda pre-crisi (~85-100 navi/giorno: baseline in Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo) e Segnale oggettivo — transiti navali allo Stretto di Hormuz (AIS: PortWatch / Kpler)).

Stato (18/7): aperta, confermata dalla traiettoria corrente. 13/7 €50,43 (+3,35% sull'avviso qatariota di sospensione marittima — advisory, non ordine; Windward: prima sospensione totale di uno stato del Golfo dall'inizio del conflitto; OilPrice) → €55 il TTF agosto in chiusura di seduta (Sbircia, 16/7) → 17/7 €57,49 (TE). Ma attenzione al precedente che la contraddice, sotto.

Segnali pro (datati). Ogni incidente ri-prezza in giornata (+3,35% il 13/7, +4,7% il 17/7); il cuscinetto fisico manca (−16÷−22 pp di stoccaggi); il Qatar da solo è ~20% dell'offerta LNG globale e l'Asia, che ne assorbe >80% (EIA 28/4), compra il rimpiazzo americano lasciando l'Europa col carico marginale caro; e il forecast TE di fine trimestre — €60,24 alla rilettura di verifica, €51,34 in un fetch precedente della stessa pagina — resta in entrambe le versioni sopra la soglia.

Segnali contro (il dato che contraddice). La soglia si è già rotta una volta: dopo la tregua di due settimane dell'8/4 il TTF scese a €42,90 (Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina) con transiti LNG ancora a zero (EIA 28/4: nessuna metaniera carica via Hormuz tra 1/3 e 24/4, dati Kpler). Il mercato prezza il rischio atteso, non i flussi correnti: una de-escalation credibile basta, non serve la normalizzazione fisica. E Goldman il 17/6 teneva il 2H26 a €41 — sotto la soglia — con assunzione di normalizzazione LNG slittata a fine luglio (Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare).

Domande su cui pesa. Tenuta del MoU a metà agosto (Tesi — escalation militare Israele-Iran (stato della tregua), STORIA — Base rate dei cessate il fuoco: con che frequenza le tregue negoziate reggono vs collassano (durata, tasso di ripresa, reference class empirica)); decisione di al-Kaabi (Voci politiche e ufficiali sul gas (TTF, Henry Hub, PSV) — luglio 2026, multi-paese: "for production to restart, first we need hostilities to cease", 19/3); il base rate dei chokepoint — interdizioni parziali e a termine, mai chiusure totali lunghe (STORIA — Reference class: chiusure e interdizioni di chokepoint marittimi (Hormuz, Suez, Bab-el-Mandeb, blocchi navali): frequenza, durata, esito, 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).

Segno. Confermata a oggi ma fragile per costruzione: è una tesi sul canale rischio-prezzo, e il precedente di aprile dice che il canale si sgonfia più in fretta dei flussi.

Falsificatore. TTF <€45 per 5 sedute con Qatar ancora fermo e transiti sotto la banda pre-crisi → il canale rischio-prezzo è più debole del modellato: aggiornare anche La firma di mercato dell'asse Iran-Israele — materie prime e la beta evento→prezzo in Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina.

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TESI 3 — «La distruzione di domanda cappa il TTF sotto €90» (nuova, consolidata oggi)

Enunciato. Senza una chiusura totale di Hormuz protratta oltre ~2 mesi, il TTF front-month non tiene chiusure sopra €90/MWh per 10 sedute consecutive: sopra ~€74 si attivano le risposte di domanda (fuel switching gas→carbone/olio, riduzioni industriali) che nel 2022 hanno già dimostrato di mordere.

Ancora quantitativa (fetch confermato testuale, Investing.com 2/3). Goldman: chiusura di 1 mese → TTF ~€74/MWh (+130%), e testualmente quel livello «triggered large natural gas demand responses during the 2022 European energy crisis»; solo un blocco >2 mesi porta sopra €100 ($35/MMBtu); l'offset richiederebbe fuel switching massimo verso carbone e olio per oltre 3,5 mesi, pari a ~8% della capacità di stoccaggio NW-europea. Il cap non è un muro: è una banda €74-100 condizionata alla durata del blocco. *Interesse: ricerca sell-side con book — scontare; ma la cifra è falsificabile, quindi utilizzabile.*

Stato (18/7): aperta, non ancora testata. Il massimo 2026 è ~€70 (marzo, stima registrata in Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina): il mercato non è mai entrato nella banda. A €57,49 siamo a −22% dalla soglia bassa.

Segnali pro (datati). Le molecole globali abbondano: HH $2,91 e scorte USA +6,4% sopra la media 5 anni (EIA WNGSR, 10/7 — primaria); nuova capacità di export USA ~2,4 Bcf/g in arrivo apr-dic 2026 (EIA 28/4: Golden Pass Trains 1-2 + Corpus Christi Stage 3 — La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)); regas UE espansa (ACER via Euronews, 8/7); la domanda europea è già compressa — l'import di luglio al minimo da settembre 2024 è anche un fatto di domanda che non insegue il prezzo asiatico.

Segnali contro (il dato che contraddice). La calibrazione 2022 è essa stessa contendibile: il record dell'episodio fu ~€342/MWh (agosto 2022) e la distruzione di domanda si dispiegò lungo tutta la salita, non a una soglia netta; l'industria europea di oggi — già ridotta dopo tre anni di prezzi alti — ha meno switching residuo da offrire, il che paradossalmente può alzare il cap, non abbassarlo (*ragionamento dichiarato, non fonte: il dato sullo switching residuo manca*). E il ramo pessimista di BofA (Blanch, 11/3) è vivo: ~10 settimane di LNG del Golfo perse → Q1-27 sopra i massimi 2022 — la condizione benigna "5-6 settimane" è già saltata (nessun transito carico per ≥8 settimane, EIA; stop di nuovo a luglio). Goldman stessa il 17/6 teneva lo scenario upside >€100 quest'inverno se il blocco in larga parte continua (~500 navi ancora alla fonda al 17/6).

Domande su cui pesa. Durata effettiva dell'interdizione (Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin, Segnale oggettivo — colloqui USA-Iran e dossier nucleare AIEA (metà luglio 2026)); rigore dell'inverno; capacità di switching residua dell'industria (dato mancante: da cercare in fonti ACER/IEA al prossimo giro); esito degli stoccaggi (TESI 1: sotto 80% + freddo, la gara col JKM può portare sopra €90 anche senza chiusura totale — le due tesi non sono indipendenti).

Segno. Neutra-pro: la tesi vive finché il blocco resta parziale; sarebbe la prima a cadere in caso di chiusura totale post-MoU.

Falsificatore. TTF >€90 per 10 sedute senza chiusura totale >2 mesi → morta (e con lei la calibrazione Goldman); simmetrico: Hormuz chiuso >2 mesi e TTF che non supera €74 → la domanda è più elastica del modellato, aggiornare al ribasso tutta la banda.

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TESI 4 — «Il premio PSV si allarga d'inverno» (nuova, base indiziaria dichiaratamente debole)

Enunciato. Da novembre 2026, se la forza maggiore QatarEnergy→Edison si estende oltre l'attuale scadenza di inizio settembre, lo spread PSV-TTF si allarga oltre la soglia euristica di ~5-8 €/MWh (il premio strutturale da trasporto/interconnessione è sotto quella banda — euristica dichiarata non tarata, da tarare su GME: Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare): l'Italia paga il conto qatariota comprando rimpiazzi spot a parità JKM.

Stato (18/7): aperta, oggi NON confermata — anzi. PSV luglio €0,5049/Smc (Switcho 8/7, fetch confermato; ≈ €47,7/MWh), di fatto piatto su giugno (€0,505) mentre il TTF strappava (+41,9% sul mese al 17/7, TE): ma l'indice mensile PSV è la media dei valori giornalieri del mese, e il numero pubblicato l'8/7 è per forza provvisorio sui primi giorni (Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare registra "~0,51 provvisorio, agg. 4/7") — per costruzione non ha ancora visto lo shock di metà mese: il primo vero test è il consuntivo di inizio agosto. Il +21% a/a dice che il livello alto è già in bolletta.

Segnali pro (datati). Forza maggiore Edison estesa a inizio settembre: 21 carichi trattenuti apr-set ≈ 2,7 bcm sul contratto da 6,4 bcm/anno via Adriatic LNG, di cui solo 14 (~1,3 bcm) rimpiazzati al 30/6 (LNG Prime, 30/6); l'Italia è l'unico grande paese UE con esposizione contrattuale qatariota diretta; marzo 2026 ha già mostrato il canale: PSV +48% m/m a €0,558 nello spike Hormuz (serie secondaria ARERA-derivata in Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare — è anche la ragione per cui il range apr-lug, 0,492-0,505, va tenuto distinto dal picco di marzo).

Segnali contro (datati). Stoccaggi Italia 71,27% (144,97 TWh) contro UE 52,77% al 16/7 (+18,5 pp; Sbircia/AGSI) più riserva d'emergenza 4,62 mld Smc: il cuscinetto fisico italiano è il migliore d'Europa; e la lezione di metodo del cluster: il prezzo lo fa il cargo marginale, non lo stock — quindi il cuscinetto può comprimere i picchi di prelievo, non isolare dal TTF.

Domande su cui pesa. Estensione della FM oltre settembre (funzione diretta di Hormuz → TESI 2); livello stoccaggi Italia al 1/11; flussi Algeria/Libia (il canale "proprio" italiano che finora non mostra stress — Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare); tariffe/oneri ARERA di ottobre.

Segno. Neutra: pro se la FM slitta, contro se il Qatar rampa in Q4 (Energy Aspects). È la tesi con il rapporto segnale/misura peggiore del cluster: obbligo di misura primaria GME/MIP dello spread prima di pesarla nel motore — il PSV 2026 non è ancora stato letto da fonte primaria (Il canale elettrico del gas — vento tedesco, nucleare francese e power burn (luglio 2026) ha già registrato la trappola dell'articolo dell'anno sbagliato).

Falsificatore. Inverno con FM estesa e spread PSV-TTF dentro la banda storica (≤5-8 €/MWh su medie mensili GME) → morta: il sistema italiano rimpiazza il Qatar senza premio misurabile. PSV agosto >+10% m/m nonostante stoccaggi ≥75% → conferma anticipata del canale prezzo-marginale. [2026-08-26 · consuntivo di agosto, soglia NON scattata] Indice PSV applicato ad agosto 2026 €0,6066/Smc = 56,7-57,5 €/MWh, contro la media dei settle del front-month TTF di luglio (TGQ26) 53,73 €/MWh: spread implicito +2,9÷+3,7 €/MWh. È sopra la norma ~1-2 €/MWh ma sotto la soglia euristica 5-8 dichiarata qui: premio da crisi, circa il doppio della norma, trigger non scattato. *Confronto indicativo — media mensile spot contro media di settle di un future: non sono lo stesso oggetto, la misura primaria GME/MIP resta da fare* (Gas UE — il ritmo di riempimento sulla primaria AGSI+, e la decelerazione di coda misurata su 10 anni).

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Come si scorano (e cosa NON prova questa pagina)

Ogni tesi si scora insieme alla sua condizione (lezione ICIS in Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare): la variabile che le governa tutte — tenuta della tregua a metà agosto — la giudica Tesi — escalation militare Israele-Iran (stato della tregua) con Golfo / Yemen — Timeline verificata e datata: Mar Rosso, Hormuz, Bab-el-Mandeb (2023-2026) e Timeline verificata — asse Israele-Iran 2026, non il mercato. Le voci esterne da scontare per interesse sono registrate in Voci politiche e ufficiali sul gas (TTF, Henry Hub, PSV) — luglio 2026, multi-paese, Matteo Melotti (Fedabo) — il gas visto dal consulente italiano, due puntate video (7 e 14 lug 2026) (che il 14/7 corregge sé stesso: comportamento opposto allo spin) e Pieri & LeBron (Energy Rogue) — «Trapped Gas & Massive Spreads»: Henry Hub vs TTF/JKM dopo Ras Laffan, con aggiornamento al 18/7 ("LNG is a pure physics problem"); la lettura think-tank in Think-tank occidentali sulla tregua USA-Iran e Hormuz (luglio 2026) — verifica avversariale. Limiti dichiarati: prezzi e forecast TTF da TradingEconomics (secondario, e instabile tra riletture: quota e forecast diversi in due fetch del 17-19/7 — registrato sopra), storage da tracker (ERIQ, GEF) che divergono sulla norma quinquennale (67,5% vs 75%: CONTESA); le uniche primarie confermate a fetch diretto sono i due documenti EIA (Today in Energy 28/4 e WNGSR 10/7), entrambi sul lato USA/Hormuz — il lato europeo del cluster resta su secondarie: riverifica ICE Endex/AGSI+/GME obbligatoria prima del motore (AGSI+ API tentata in verifica: richiede chiave); la banda €74-100 della TESI 3 poggia su una sola casa (Goldman) con interesse; la soglia 5-8 €/MWh della TESI 4 è euristica non tarata. Da fare al prossimo giro: AGSI+ via API con chiave, spread PSV-TTF da GME, capacità di switching industriale residua (ACER/IEA), stato rampa Qatar dopo metà agosto.

Fonti (tutte rifetchate in verifica avversariale, 18-19/7/2026)

- https://tradingeconomics.com/commodity/eu-natural-gas — 17/7: TTF €57,49 (+4,7% g, +41,9% m, +71,1% a/a), massimo da ~4 mesi; forecast €60,24 fine trimestre / €72,09 12 mesi alla rilettura (fetch precedente: €58,91 e forecast €51,34/€61,10 — instabilità registrata); driver: escalation USA-Iran, stop espansione Qatar post-attacco tanker, domanda power. - https://energyriskiq.com/gas-storage-levels-in-europe — rilettura 19/7: UE 53,4%, −21,6 pp vs norma 75,0% (~237.600 GWh mancanti); iniezione 7g ~2.856 GWh/g vs ~3.834 richiesti per il 90% al 1/11; risk score 53/100 ELEVATED. (Lettura 18/7, registrata in Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo): 53,1%, ~2.460 vs ~3.829.) - https://global-energy-flow.com/storage/trajectory/ — 12/7: UE 51,8% (586,11 TWh), norma 5 anni ~67,5% (−15,7 pp); +0,26 pp/g vs +0,25 richiesti per l'80%; proiezione ~81% al 1/11 ("roughly on track" per l'80% rilassato); 90% "well out of reach". - https://www.euronews.com/my-europe/2026/07/08/eu-faces-tougher-gas-storage-refill-task-as-winter-looms-and-high-prices-bite — 8/7: trough 28% al 1/4 (minimo 4 anni); ACER: 90% richiede +13% import LNG vs 2025, 80% con volumi 2025, sistema "resiliente" per regas espansa; Kpler: −2,37 Mt LNG UE mag-giu vs 2025; Commissione: 80%, fino a 70% per alcuni stati (minimo legale resta 90% al 1/11). - https://www.investing.com/news/commodities-news/european-gas-prices-could-jump-130-on-hormuz-disruption-goldman-estimates-4534261 — 2/3: Goldman — chiusura 1 mese → TTF ~€74 (+130%); >2 mesi → >€100 ($35/MMBtu); €74 "triggered large natural gas demand responses during the 2022 European energy crisis"; offset = switching massimo >3,5 mesi ≈ 8% storage NW-Europa. Ancora della TESI 3, confermata testuale. - https://www.switcho.it/blog/luce-gas/psv-luglio-2026/ — 8/7: PSV luglio €0,5049/Smc, +1% m/m, +21% a/a; serie apr-lug 0,492 / 0,502 / 0,505 / 0,5049; l'indice mensile è la media dei valori giornalieri del mese (il dato dell'8/7 è quindi provvisorio, pre-shock di metà mese). - https://ir.eia.gov/ngs/ngs.html — EIA WNGSR (primaria), settimana al 10/7: 3.024 Bcf, +181 Bcf = +6,4% sopra la media quinquennale (2.843 Bcf), −21 Bcf a/a. - https://energynow.com/2026/07/asias-lng-imports-recover-drawing-cargoes-from-needy-europe-russell/ — 14/7: import LNG UE luglio 6,90 Mt minimo da set-2024; Asia 23,05 Mt (+~6% m/m); Cina 5,62 Mt (+55% vs 3,62 di aprile); USA→Asia record 4,23 Mt; JKM $18,00 settimana al 10/7 (da $16,40); deficit stoccaggi 158 TWh al 7/7, ~22% oltre la media decennale (Kemp). - https://lngprime.com/lng-terminals/edison-qatarenergy-extends-force-majeure-until-early-september/190665/ — 30/6: FM QatarEnergy→Edison estesa a inizio settembre; 21 carichi trattenuti apr-set ≈2,7 bcm su contratto 6,4 bcm/anno via Adriatic LNG; 14 rimpiazzati (~1,3 bcm) al 30/6. Ancora della TESI 4. - https://energynewsbeat.co/energy-crisis/qatar-plans-to-rapidly-restart-lng-output-after-hormuz-opens-how-will-this-impact-europe/ — lug: piano rampa Qatar ~50% capacità in 1 mese, ~80% in 2 dalla riapertura sicura; danni −17% capacità export (2 treni su 14 + 1 GTL; 12,8 Mt/anno, riparazioni 3-5 anni); Qatar ~8% import LNG UE ma ~20% offerta LNG globale. Condizione della TESI 2. - https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67604 — 28/4 (primaria): >10 Bcf/g ≈ 20% LNG globale via Hormuz; nessuna metaniera carica via Stretto 1/3-24/4 (Kpler); Asia importa >80% del gas qatariota; trough "finished the winter season at 28% full" vs media 41%; nuova capacità export USA ~2,4 Bcf/g apr-dic 2026 (Golden Pass 1-2, Corpus Christi Stage 3). NB: il TTF €42,90 dell'8/4 NON è in questo articolo — viene da Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina (tregua di due settimane dell'8/4). - https://investinglive.com/commodities/goldman-holds-ttf-gas-forecasts-flags-upside-risk-and-delayed-lng-recovery-20260617/ — 17/6: Goldman 2H26 €41, 2027 €30; upside >€100 quest'inverno se il blocco di Hormuz in larga parte continua (serve "price out" della domanda asiatica); ~500 navi alla fonda; assunzione di normalizzazione LNG spostata da fine giugno a fine luglio. Contro-ancora delle TESI 2 e 3. - https://tradingeconomics.com/commodity/natural-gas — 17/7: Henry Hub $2,91/MMBtu (−10,0% mese); produzione 110,2 Bcf/g; Freeport 2,4 Bcf/g in manutenzione dal 10/7 a fine agosto. Controllo negativo: crisi di bacino, non globale. - https://www.sbircialanotizia.it/articoli/2026/07/16/scorte-gas-mnqal/ — 16/7: Italia 71,27% (144,97 TWh) vs UE 52,77% (596,59 TWh); TTF agosto chiuso a €55; riserva emergenza italiana 4,62 mld Smc (anno contrattuale 2026-27). Contro-ancora della TESI 4. - https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/European-Natural-Gas-Prices-Jump-on-Hormuz-Escalation.amp.html — 13/7: TTF agosto +3,35% a €50,43 ($59,51) su avviso urgente del ministero Trasporti Qatar (advisory di sospensione marittima "until further notice", non ordine); Windward: prima sospensione totale di uno stato del Golfo dall'inizio del conflitto. - https://www.sahmcapital.com/news/content/goldman-sachs-raises-apr26-ttf-gas-price-forecast-to-55-eurmwh-19mmbtu-from-36-eurmwh-on-qatar-lng-disruption-2026-03-03 — 3/3: Goldman alza Apr-26 a €55 da €36 sulla disruption LNG Qatar — serie datata delle revisioni che rende scorabile la casa.