Base rate delle interruzioni LNG — quanto muove il TTF un impianto che si ferma, episodio per episodio

Base rate delle interruzioni LNG — la tabella degli episodi, e cosa insegna a chi compra gas

Perché questa pagina esiste. Il cluster gas ha il lato americano dell'LNG (Feedgas LNG USA — il tubo visto dal lato americano: perché è domanda e non offerta, perché il numero non si sa (±12% tra provider), e perché quasi nessun evento di terminale supera lo spread di Kalshi), la catena fisica (La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV)), l'asta per le navi (Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas) e il fondale delle serie (Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali, che tratta Freeport 2022 come singolo esperimento naturale nel §4). Quello che mancava è lo strato storia dedicato: più episodi datati messi in fila con la reazione misurata del prezzo europeo, un controllo negativo, e la traduzione in euro per chi compra. Senza quella tabella, ogni volta che un impianto si ferma si riparte da zero e si finisce a dire «questa volta è diverso».

La tesi in una riga, prima dei numeri. Il TTF non prezza la capacità che si ferma: prezza il volume cumulato che si aspetta di perdere (capacità × durata *attesa*) rapportato al cuscino di stoccaggio, e in più paga un premio al rischio per volume che spesso non sparisce mai. Due interruzioni identiche in Bcf/g hanno prodotto +13,1% e −1,2% sul TTF a una settimana. La differenza non era la dimensione: era la durata attesa e il regime di prezzo in cui sono capitate.

Etichetta: il limite del metodo, prima di tutto il resto

Va letto prima della tabella, perché ne ridimensiona ogni riga.

Etichetta: le medie settimanali non misurano la reazione a un evento. Tutte le percentuali qui sotto sono calcolate su medie settimanali EIA (day-ahead nel 2022, front-month futures dal 2023): sono le uniche serie che ho potuto rifetchare da fonte primaria pubblica. Ne discendono tre difetti che non ho potuto correggere:

1. La settimana-base è contaminata dall'evento stesso. Le settimane EIA chiudono di mercoledì. Lo shock Chevron è di mercoledì 9/8/2023, cioè l'ultimo giorno della settimana che uso come «prima». Se quel giorno chiuse +28% ed è 1 giorno su 5 nella media da $10,35, i quattro giorni pre-shock stavano intorno a $9,8: il «+13,5% a una settimana» è quindi una sottostima, e la stima corretta sarebbe ~+20%. Stesso difetto, più lieve, per Freeport (incendio mercoledì 8/6/2022). 2. Lo spike di un giorno sparisce nella media. Nessuna reazione a 1 giorno è ricavabile da questa fonte, tranne dove una fonte secondaria la riporta. 3. Nessun controllo per gli altri driver. Non è uno studio di evento: non c'è controfattuale, non c'è finestra pulita, non c'è correzione per il resto del mercato.

Conseguenza operativa: i numeri di questa pagina sono ordini di grandezza, non coefficienti. Chi ne ha bisogno per decidere denaro deve rifarli su serie giornaliere ICE Endex. La pagina serve a fissare la *forma* della relazione, non la sua taratura.

FATTO — La tabella degli episodi datati

Prezzi in $/MMBtu, medie settimanali EIA rifetchate. Le percentuali sono mie.

| Episodio | Data | Capacità persa | Durata effettiva | TTF 1 sett. | TTF ~1 mese | |---|---|---|---|---|---| | Freeport LNG, esplosione | 8/6/2022 | −2,0 Bcf/g (EIA: «approximately 2.0 Bcf/d of feed gas in recent weeks») | ~8,5 mesi fino al rientro parziale FERC | +13,1% ($24,49 → $27,70) | +96,0% ($24,49 → $47,99) — confuso da Nord Stream, non usare | | Chevron/Australia, voto di sciopero | 9/8/2023 | ~10% dell'export LNG mondiale *a rischio* (fonte secondaria); volume perso non verificato | non verificata | +13,5% ($10,35 → $11,75) — vera reazione ~+20%, vedi limite del metodo | +3,9% ($10,35 → $10,75, wk al 6/9) | | Freeport LNG, rientro in servizio | 21/2/2023 (FERC, treni 2 e 3) | +2,0 Bcf/g che tornano | — | −6,2% ($16,68 → $15,64) | n.d. | | Hurricane Beryl, fermo precauzionale Freeport | 8/7/2024 | −2,0 Bcf/g di feedgas (EIA verbatim) | giorni, non mesi | −1,2% ($10,64 → $10,51) | n.d. | | Hammerfest LNG (Melkøya/Snøhvit), incendio | settembre 2020 (giorno non nella fonte) | ~6,5 bcm/anno (Equinor) | ~20 mesi, ripartenza 2/6/2022 | non misurata: l'EIA non pubblicava TTF in quell'archivio | non misurata |

Etichetta: la conversione che rende comparabili le righe. bcm persi = MTPA × 1,38 × giorni/365. Il fattore 1,38 (mille m³ di gas per tonnellata di LNG) è una convenzione: in letteratura circola 1,36-1,40, quindi ogni bcm ha un ±3% implicito. Da Bcf/g: 1 bcm = 35,3 Bcf, quindi 2,0 Bcf/g = 0,0566 bcm/giorno. Tutte le cifre in MTPA di questa pagina sono mie derivazioni da questa formula, non dati fetchati.

Etichetta: Freeport, i numeri effettivamente fetchati. L'EIA del 9/6/2022 scrive che il terminale «suffered an unplanned outage yesterday and is expected to remain out of service for at least three weeks» e che «had been receiving approximately 2.0 Bcf/d of feed gas in recent weeks». Il 16/6 il feedgas storico è precisato — «averaged 1.77 Bcf/d from January to May 2022» — e la durata è rivista: «not expected to return to full service until late 2022, although a resumption of partial operations is targeted to occur in approximately 90 days». È questa revisione, non l'incendio, il momento in cui il volume cumulato atteso passa da ~1,2 bcm a ~10 bcm — ed è la settimana del +13,1%.

Etichetta: Freeport, l'asimmetria che è il cuore di tutto. Stessa notizia, due segni opposti. Henry Hub spot da $9,46 (mercoledì 8/6) a $7,72 (mercoledì 15/6): −18,4%; l'EIA misura poi che «from June 8 to July 6 natural gas prices decreased by about 40% as domestic natural gas supply and demand became more balanced, driven largely by an outage at the Freeport LNG export terminal». Nello stesso periodo il TTF quasi raddoppia. Un'interruzione di export LNG è uno shock rialzista in Europa e ribassista negli USA: toglie offerta di là dell'oceano e restituisce domanda al mercato interno americano. Il meccanismo americano è già scritto in Feedgas LNG USA — il tubo visto dal lato americano: perché è domanda e non offerta, perché il numero non si sa (±12% tra provider), e perché quasi nessun evento di terminale supera lo spread di Kalshi e il caso singolo in Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali §4; questa pagina aggiunge gli altri episodi e il lato che paga la bolletta europea.

CONTESO — Il +96% a un mese di Freeport NON è di Freeport

È esattamente il numero che verrebbe voglia di usare come base rate, ed è il numero più sbagliato della tabella. Tra l'8/6 e il 6/7/2022 in Europa succede altro, e di dimensione maggiore: i flussi di Nord Stream 1 vengono ridotti a ~40% a metà giugno, poi al 20% dal 27/7, poi a zero dal 31/8 (cronologia datata in Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali §3). NS1 valeva ~55 bcm/anno nominali: un ordine di grandezza sopra i ~10 bcm cumulati di Freeport.

Attribuzione onesta

del +96% a un mese, la quota imputabile a Freeport non è separabile con i dati di questa pagina. L'unico numero che tengo è il +13,1% a una settimana, e anche quello con la riserva che la riduzione NS1 comincia proprio a metà giugno — cioè anche il +13,1% è un limite superiore, non una misura pulita. Chi usa il +96% per dire «un'interruzione LNG raddoppia il TTF» sta vendendo Nord Stream sotto etichetta Freeport.

FATTO — Il controllo negativo: le interruzioni che NON hanno mosso il prezzo

Questa sezione è stata cercata apposta contro la tesi della pagina, ed è la parte che la rende utilizzabile.

Etichetta: Beryl 2024 — stessa capacità, effetto zero. L'8/7/2024 Freeport si ferma per l'uragano. EIA verbatim: «Hurricane Beryl, which made a landfall near Houston, Texas, on July 8, reduced feedgas demand by 2 Bcf/d, with much of that decrease coming from a shutdown of Freeport LNG as a precaution». *Identico* al 2022. Il TTF della settimana chiusa il 10/7/2024 «decreased 13 cents to a weekly average of $10.51/MMBtu»: −1,2%, rumore. Cosa è cambiato? La durata attesa: giorni, non mesi. Volume cumulato ≈ 0,28 bcm contro i ~10 bcm del 2022 — un fattore 36. La capacità è la stessa; il prodotto capacità × durata no.

Etichetta: Chevron 2023 — il premio si scarica, poi torna. Il 9/8/2023 il TTF front- month «soared 28% on Wednesday, before partially retreating through Friday» (~+30% sulla settimana) su un voto di sciopero. Quattro settimane dopo il TTF è a $10,75 (wk al 6/9), cioè +3,9% sul $10,35 della settimana del panico: il premio si è quasi tutto scaricato. Ma la storia non finisce lì, e questo contraddice in parte la pagina: la settimana al 20/9 il TTF è $11,29 e quella all'11/10 è $13,28, cioè +28,3% sul livello pre-panico. Il premio da annuncio si scarica in quattro settimane; il *livello* non resta giù. Non ho una fonte fetchata che attribuisca il rialzo di ottobre a una causa, quindi non lo attribuisco — ma chi legge «il premio rientra» come «si può aspettare» sta usando la finestra sbagliata.

Etichetta: cosa l'EIA NON dice sullo sciopero australiano. Nei quattro Weekly Update di agosto e settembre 2023 che ho rifetchato non c'è una sola menzione di scioperi australiani, Chevron, Woodside o Gorgon. Non ho alcuna fonte fetchata sulle date dello sciopero effettivo né sul volume realmente perso: entrambi erano affermati nella stesura precedente di questa pagina e sono stati rimossi. Quello che resta, ed è già qualcosa: l'agenzia che compila il bollettino settimanale del gas non ritenne l'evento degno di menzione, mentre il prezzo si era mosso del 28% in un giorno.

Etichetta: Hammerfest 2020-22 — la più lunga, e la meno misurabile. ~20 mesi di fermo, ~6,5 bcm/anno di capacità (Equinor, comunicato del 1/6/2022 sulla ripartenza del 2 giugno 2022: «During normal production Hammerfest LNG delivers around 6.5 billion cubic metres per year, equivalent to the annual gas demand of 6.5 million European households»), cioè ~10,8 bcm cumulati: più di Freeport. Correzione rispetto alla stesura precedente: non posso dire «nessuno spike». Il Weekly Update EIA della settimana al 30/9/2020 non pubblica prezzi TTF e non nomina Norvegia, Hammerfest né Equinor: è una verifica negativa della fonte, non una misura del prezzo. Il regime TTF dell'autunno 2020 era ~€20/MWh o sotto secondo il wiki (Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali §3), ma la reazione a questo episodio resta non misurata e la riga vale come ipotesi, non come dato.

Etichetta: il rientro dell'offerta è simmetrico. «On Tuesday February 21, the FERC granted approval to Freeport LNG to return certain phase 1 facilities to service... including liquefaction Trains 2 and 3»; nella stessa settimana il TTF «decreased $1.04 to a weekly average of $15.64/MMBtu»: −6,2%. Non è dimostrato che sia causale — febbraio 2023 è tutto ribassista per l'inverno mite — ma il segno è quello atteso e la magnitudo è dello stesso ordine del +13,1% del 2022. Conferma indipendente della durata dell'outage: lo stesso numero registra il feedgas texano a 2,9 Bcf/g, «the highest weekly average feedgas deliveries to terminals in Texas since the week ending June 11, 2022».

MECCANISMO — La reference class: quanto muove il TTF X MTPA per Y giorni

| Episodio | bcm cumulati attesi al momento della reazione | Regime TTF | ΔTTF 1 sett. | %/bcm | |---|---|---|---|---| | Freeport, wk al 15/6/2022 (durata attesa ~6 mesi) | ~10,3 bcm globali → ~7,2 bcm applicando una quota Europa di scenario del 70% | $24-28/MMBtu (≈€75-90/MWh): teso | +13,1% | 1,3% – 1,8% | | Beryl, wk al 10/7/2024 (~5 giorni) | ~0,28 bcm globali → ~0,2 bcm Europa | $10,5/MMBtu (≈€30/MWh): lasco | −1,2% | ≈ 0 | | Chevron, 9/8/2023 (annuncio) | volume effettivo non verificato; ~10% export mondiale a rischio | $10,4/MMBtu, stoccaggi >88% | +28% in 1 giorno | non definito (premio, non volume) |

Etichetta: la regola d'uso, e perché non è un coefficiente. In un regime teso, ogni bcm di perdita cumulata *attesa* diretta in Europa vale circa 1,3-1,8% di TTF. Il range non è precisionismo: nasce dal fatto che non so quanta parte del volume Freeport fosse Europa-bound, e uso 70% come quota di scenario, non come dato rifetchato. Il numero poggia su un solo episodio, con la settimana-base contaminata e con Nord Stream che si muove nella stessa finestra. Un episodio non è una distribuzione; un episodio confuso non è nemmeno un episodio. Usarlo come punto di partenza è legittimo; usarlo come moltiplicatore in un modello no.

Etichetta: le tre variabili che decidono, in ordine di potenza. 1. Durata attesa (non capacità): fattore 36 tra Beryl e Freeport a parità di Bcf/g. E conta la durata *annunciata*, che si aggiorna — il prezzo si muove sulla revisione. 2. Regime di prezzo/stoccaggio: lo stesso volume vale ~1,5%/bcm a $25/MMBtu e ~0 a $10/MMBtu con serbatoi all'88%. È la convessità dello stoccaggio descritta 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 e misurata in Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12). 3. Destinazione: un treno australiano non spedisce in Europa. Passa dal JKM e dall'asta per le navi (Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas, Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF): trasmissione indiretta e più debole di un treno atlantico. Il +28% del 9/8/2023 è la prova che il mercato non fa questa distinzione nel primo giorno.

Etichetta: la vita media del premio da annuncio. Dal solo caso misurato: +28% il giorno 1 → ~+13,5% (verosimilmente ~+20%) a una settimana → +3,9% a quattro settimane. Dimezzamento in circa una settimana, riassorbimento quasi completo in quattro — e poi +28,3% a nove settimane per cause non identificate. Chi fissa il prezzo *dentro* uno spike da annuncio compra il massimo della distribuzione; chi conclude «basta aspettare» sta estrapolando oltre la finestra misurata.

MECCANISMO — La catena quantificata fino al TTF e al PSV, con i numeri in bolletta

Qui la pagina deve chiudersi, altrimenti non serve. Chi legge compra gas su TTF o PSV e deve decidere quando fissare.

Passo 1 — dall'impianto al bilancio europeo. Interruzione di X MTPA per Y giorni → bcm = X × 1,38 × Y/365 → si sottrae solo la quota diretta in Europa (atlantica: alta; australiana/asiatica: bassa e indiretta via JKM).

Passo 2 — dal bilancio al TTF. In regime teso, +1,3-1,8% di TTF per bcm (una sola osservazione, contaminata); in regime lasco (stoccaggi >85%, curva senza premio invernale) tendenzialmente 0, con un premio da annuncio fino a +28% in un giorno che si scarica in ~4 settimane.

Passo 3 — dal TTF al PSV. Il PSV non è «TTF più trasporto»: è il prezzo di un sistema che importa da quattro porte fisiche, e lo spread PSV-TTF dice quale porta fa il prezzo marginale (Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina). Uno shock che arriva via nave allarga lo spread per l'Italia più di uno shock via tubo nord-europeo. Il pass-through in bolletta è sul PSV, non sul TTF.

Passo 4 — dal PSV all'euro. Input di prezzo non rifetchato in questa pagina: TTF front-month €59,07 al 31/7/2026 (Cluster gas 2026 — TTF, Henry Hub, PSV: timeline datata e tesi falsificabili (luglio 2026), DELTA gas datato (24-29 luglio 2026) — il TTF perde ~10% in tre sedute MENTRE il fisico peggiora: è smontaggio del premio di rischio, non de-escalation strutturale (e il 29/7 metà del calo è già ritracciata) — da riverificare prima di impegnare denaro). Su un consumo di 100 GWh/anno (ordine di grandezza di un impianto ceramico o vetrario medio del distretto):

- base: 100.000 MWh × €59,07 = €5,91 mln/anno - shock «Freeport teso» (+13,1%): +€7,74/MWh → +€774.000/anno - shock «annuncio» (+28% in un giorno): €75,61/MWh → +€1,65 mln/anno se si fissa *quel* giorno, con l'aggravante che a un mese il premio era quasi tutto rientrato - shock «Beryl» (−1,2%): −€71.000/anno: sotto il rumore di uno spread PSV-TTF

Etichetta: il numero che decide. La differenza tra fissare nel giorno del panico e fissare quattro settimane dopo, sul caso 2023, è stata ~24 punti percentuali: su 100 GWh a €59,07 sono ~€1,4 milioni. Questo, e non la cronaca dell'impianto, è ciò che un'interruzione LNG vale a chi compra. Con l'avvertenza del paragrafo precedente: sul caso 2023 chi avesse aspettato nove settimane invece di quattro avrebbe pagato più del giorno del panico meno il premio. La regola è «non fissare *dentro* lo spike», non «aspettare è gratis».

Input di contesto, NESSUNO rifetchato qui — da riverificare prima di pesarli

TTF front-month €59,07; curva piatta-decrescente (Set 59,071 / Ott 59,036 / Dic 57,739 / Gen-27 57,065: nessun premio invernale prezzato); stoccaggi UE 56,6%; Qatar sotto forza maggiore con 3 treni su 14. Provengono dal cluster (Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo), TESI del cluster gas — quattro tesi falsificabili, con ancore (18/7/2026)).

Cosa dice il base rate. Il regime attuale sta in mezzo ai due estremi misurati: stoccaggi 56,6% sono molto sotto l'88% dell'agosto 2023 in cui il premio si scaricò, e il livello €59 è ben sopra i ~€30 di allora — ma sotto i €75-90 del giugno 2022. Quindi il coefficiente 1,3-1,8%/bcm va usato come tetto, non come stima centrale.

Il conto qatariota, e perché non produce un bersaglio di prezzo. Non ho un dato rifetchato né sulla forza maggiore, né sul numero di treni fermi, né sulla capacità per treno del Qatar. Il calcolo qui sotto moltiplica tre input non verificati per un coefficiente da un solo episodio: il suo output non è un numero, è la sensibilità. Se i 3 treni valessero 10-23 MTPA (intervallo tra treni vecchi e mega-treni, da verificare): - fermo 30 giorni: 10-23 MTPA × 1,38 × 30/365 = 1,1-2,6 bcm - fermo 6 mesi: 6,8-15,7 bcm

Applicando il coefficiente al netto di una quota Europa ignota si ottengono ordini di grandezza che vanno da «irrilevante» a «a doppia cifra percentuale». Non pubblico un bersaglio in €/MWh: sarebbe un numero preciso costruito su quattro incertezze moltiplicate, ed è esattamente il tipo di cifra che poi circola senza le sue riserve. Il calcolo serve a dire *quale input andare a verificare per primo*: la durata, e poi la capacità per treno.

La lettura che conta per chi compra. La curva non prezza alcun premio invernale: Gen-27 quota *sotto* Settembre. Il base rate dice che il mercato non paga la capacità ferma finché non è costretto a rivedere la durata — e che la revisione, quando arriva, si scarica sul prezzo in una settimana. Comprare copertura quando la curva è piatta significa comprare il ramo destro della distribuzione al prezzo della mediana. Non è una previsione che il fermo durerà: è la constatazione che la convessità è in saldo, e questa affermazione dipende dai quattro input non rifetchati qui sopra.

FATTO / CONTESO / SPIN

FATTO (EIA rifetchata, una URL per riga): tutte le medie settimanali TTF e East Asia in $/MMBtu della tabella; i −2,0 Bcf/g di Freeport nel 2022 («approximately 2.0 Bcf/d») e con Beryl nel 2024 («reduced feedgas demand by 2 Bcf/d»); il feedgas medio 1,77 Bcf/g gen-mag 2022; la revisione della durata da «at least three weeks» a «late 2022»; l'approvazione FERC del 21/2/2023 e il feedgas texano 2,9 Bcf/g; Henry Hub $9,46 → $7,72 e il «about 40%» 8/6→6/7/2022. FATTO (Equinor rifetchato): i ~6,5 bcm/anno di Hammerfest e la ripartenza il 2/6/2022 dopo l'incendio del settembre 2020. FATTO (EnergyConnects/Bloomberg, secondaria dichiarata): +28% mercoledì 9/8/2023, ~+30% sulla settimana, ~10% dell'export LNG mondiale a rischio, stoccaggi europei «more than 88% full».

CONTESO: la quota del +96% a un mese attribuibile a Freeport (io dico: non separabile). La capacità di Hammerfest in MTPA (derivata da 6,5 bcm/anno: ~4,7 MTPA, non fetchata). Il coefficiente %/bcm (un episodio, contaminato). La reazione del TTF all'incendio di Hammerfest (non misurata, non «nulla»). Il valore TTF della settimana al 13/9/2023: il report del 21/9 implica $10,98 per sottrazione, ma l'archivio 09_14 pubblica $10,75 — non uso nessuno dei due.

SPIN da riconoscere

(a) «X MTPA fermi = crisi», che ignora la durata — la stessa retorica smontata sugli uragani in Feedgas LNG USA — il tubo visto dal lato americano: perché è domanda e non offerta, perché il numero non si sa (±12% tra provider), e perché quasi nessun evento di terminale supera lo spread di Kalshi; (b) l'uso del +28% del 9/8/2023 come prova di fragilità strutturale, quando a un mese ne restava +3,9%; (c) il simmetrico opposto, «tanto rientra sempre», che sull'episodio Freeport 2022 era falso per otto mesi e che sul 2023 è falso oltre le quattro settimane. Le narrazioni sono entrambe vere in un regime e false nell'altro: senza etichettare il regime *e la finestra*, il base rate mente.

Interesse delle fonti, scontato simmetricamente. L'EIA è un'agenzia statistica americana: il suo dato migliore è il feedgas domestico (che misura direttamente), il suo dato debole è il prezzo europeo (che riporta da Bloomberg). Equinor comunica la ripartenza di un impianto proprio: sul «quando riparte» ha interesse ottimista. Bloomberg/EnergyConnects vendono notizia: privilegiano il movimento di giornata, che è proprio il numero da scontare. Il gestore citato dalla stessa fonte (Jonathan Reeves, Eyebright) dice che c'è «far too much fear built into the European wholesale gas prices»: un asset manager che dice che il mercato ha troppa paura ha spesso una posizione corta sulla volatilità — sui 30 giorni successivi ebbe ragione, sui 60 no.

Cosa falsificherebbe questa pagina

- Un episodio con volume cumulato atteso >5 bcm Europa-bound in regime teso che muove il TTF meno del 3% a una settimana: il coefficiente 1,3-1,8%/bcm salta. - Una serie giornaliera ICE Endex che mostri che il TTF dell'8→15 giugno 2022 si è mosso prima della revisione di durata del 16/6: cadrebbe il meccanismo «il prezzo si muove sulla revisione, non sull'evento». - Una ricostruzione del rialzo TTF di settembre-ottobre 2023 che lo attribuisca allo sciopero australiano: allora il premio non si era scaricato affatto e la sezione sulla vita media del premio va riscritta al contrario. - Un secondo episodio pulito con un %/bcm fuori dal range 1,3-1,8: il range diventa un aneddoto.

Lacune dichiarate — cosa questa pagina NON ha verificato

- Bintulu (Petronas MLNG): nessuna fonte primaria letta. Riga assente dalla tabella. - Date e volume dello sciopero australiano del 2023: nessuna fonte fetchata. Rimossi. - Snøhvit/Hammerfest dopo il 2022 e Gorgon/Wheatstone: non fetchati. Per la Norvegia via tubo esiste già Angolo Norvegia-Gassco — manutenzioni programmate 2026, storia degli imprevisti e la beta del TTF. - Reazione TTF a 1 giorno per ogni episodio tranne Chevron: serve ICE Endex/GIE. - Stoccaggi UE all'8/6/2022: non verificato. Uso il livello di prezzo come proxy. - MTPA per treno di Gorgon, Wheatstone e Qatar: portali con 403. - Tutti gli input del 31/7/2026 (€59,07, curva, 56,6%, Qatar): dal cluster, non rifetchati qui.

Correlate

Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali (il fondale e i regimi) · Feedgas LNG USA — il tubo visto dal lato americano: perché è domanda e non offerta, perché il numero non si sa (±12% tra provider), e perché quasi nessun evento di terminale supera lo spread di Kalshi (lo stesso tubo dal lato americano, segno opposto) · La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV) (i bound della catena) · Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas e Asia strutturale — long-term vs spot: quanto può tirare l'asta JKM–TTF (come uno shock asiatico arriva o non arriva in Europa) · 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 (perché il cuscino cambia il coefficiente) · Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12) e Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo) (il cuscino di oggi) · Angolo PSV Italia — il prezzo italiano del gas, lo spread col TTF e la macchina che lo determina (l'ultimo miglio fino alla bolletta italiana) · La distruzione di domanda gas in Europa — chi chiude, a che prezzo, e quanto è già stato bruciato (cosa succede se il prezzo resta alto) · Cluster gas 2026 — TTF, Henry Hub, PSV: timeline datata e tesi falsificabili (luglio 2026), TESI del cluster gas — quattro tesi falsificabili, con ancore (18/7/2026), DELTA gas datato (24-29 luglio 2026) — il TTF perde ~10% in tre sedute MENTRE il fisico peggiora: è smontaggio del premio di rischio, non de-escalation strutturale (e il 29/7 metà del calo è già ritracciata) e Calendario dei catalizzatori Henry Hub, ago–set 2026 — 8 stampe WNGSR, 2 STEO, e il fatto che Kalshi cambia contratto di riferimento il 20/8 e il 21/9, NON alla scadenza NYMEX (lo stato e il calendario del cluster) · Angolo Norvegia-Gassco — manutenzioni programmate 2026, storia degli imprevisti e la beta del TTF · Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina (il TTF come firma di mercato) · STORIA — Reference class: chiusure e interdizioni di chokepoint marittimi (Hormuz, Suez, Bab-el-Mandeb, blocchi navali): frequenza, durata, esito (l'altro base rate di interruzione fisica)

PROVENANCE: Verifica avversariale 2026-08-01 con rifetch integrale di tutte le URL dichiarate. Confermate e usate: EIA NGWU 2022/06_09, 2022/06_16, 2022/07_07, 2023/02_23, 2023/08_10, 2023/08_17, 2023/09_07, 2023/09_21, 2023/10_12, 2024/07_11; EIA NGWU 2020/10_01 come verifica negativa (non contiene prezzi TTF né menzioni norvegesi); Equinor 20220601; EnergyConnects 11/8/2023 (secondaria dichiarata, Reuters/Bloomberg/CNBC rispondono 403). RIMOSSI in questa verifica: "+40% intraday" e "sopra €40/MWh" del 9/8/2023 (la fonte riporta solo "soared 28% on Wednesday" e ~+30% settimanale — nessuna cifra intraday, nessun €/MWh); "1,83 Bcf/g la settimana pre-incendio" (EIA 06_09 dice "approximately 2.0 Bcf/d of feed gas in recent weeks"; il solo dato di feedgas nel 06_16 è la media 1,77 gen-mag); "$10,98 wk al 13/9/2023" (derivato per sottrazione dal report del 21/9 e contraddetto dall'archivio 09_14 che pubblica $10,75 — nessuno dei due usato); le date "8-22/9/2023" dello sciopero australiano e l'affermazione "volume effettivamente perso ≈ 0" (nessuna fonte fetchata le sostiene; i quattro NGWU di ago-set 2023 non nominano mai gli scioperi); la data "28/9/2020" dell'incendio di Hammerfest (Equinor dice solo "settembre 2020"); l'affermazione "nessuno spike" su Hammerfest (era una verifica negativa della fonte, non una misura); il bersaglio "fino a €77/MWh" sullo scenario Qatar (prodotto di tre input non verificati per un coefficiente da un episodio). CORRETTA l'attribuzione della settimana al 6/9/2023: URL corretta 2023/09_07, non 2023/09_14. AGGIUNTI contro la tesi della pagina: il limite metodologico della settimana-base contaminata dall'evento (il "+13,5%" Chevron è una sottostima, la reazione vera è ~+20%); il dato EIA 2023/10_12 ($13,28 all'11/10/2023, +28,3% sul pre-panico) che mostra che il riassorbimento del premio vale a quattro settimane ma non a nove. Confidence abbassata da 0.68 a 0.55. Tutti e 17 i link verificati esistenti sul wiki (wiki-base/wiki). FONTI CONFERMATE: [ {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2022/06_09/", "verbatim": "TTF day-ahead \"fell $2.02/MMBtu to a weekly average of $24.49/MMBtu\"; East Asia $23.77; Henry Hub \"rose from $8.42 ... to $9.46/MMBtu yesterday\"; Freeport \"suffered an unplanned outage yesterday and is expected to remain out of service for at least three weeks\"; \"had been receiving approximately 2.0 Bcf/d of feed gas in recent weeks\". CONFERMATA."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2022/06_16/", "verbatim": "TTF \"rose $3.21 to a weekly average of $27.70/MMBtu\"; East Asia $23.09; Henry Hub $9.46 → $7.72; \"Feedgas ... flowing to Freeport LNG averaged 1.77 Bcf/d from January to May 2022\"; \"not expected to return to full service until late 2022, although a resumption of partial operations is targeted to occur in approximately 90 days\". CONFERMATA. NON contiene 1,83 Bcf/g."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2022/07_07/", "verbatim": "TTF \"rose $7.62 to a weekly average of $47.99/MMBtu\"; East Asia $38.43; \"From June 8 to July 6 natural gas prices decreased by about 40% ... driven largely by an outage at the Freeport LNG export terminal\"; export capacity ridotta di ~2.0 Bcf/d. CONFERMATA."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/02_23/", "verbatim": "\"On Tuesday February 21, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) granted approval to Freeport LNG to return certain phase 1 facilities to service ... including liquefaction Trains 2 and 3\"; TTF \"decreased $1.04 to a weekly average of $15.64/MMBtu\"; East Asia $15.34; feedgas Texas +8,7% a 2,9 Bcf/g, \"the highest ... since the week ending June 11, 2022\". CONFERMATA."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/08_10/", "verbatim": "TTF front-month media settimanale $10.35/MMBtu; East Asia $10.98. Nessuna menzione di scioperi australiani, Chevron, Woodside o Gorgon. CONFERMATA (anche come verifica negativa)."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/08_17/", "verbatim": "TTF $11.75/MMBtu, +$1.40 sulla settimana; East Asia $11.76, +78 cent. Nessuna menzione di scioperi australiani. CONFERMATA."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/09_07/", "verbatim": "Settimana al 6/9/2023: TTF \"decreased 46 cents to a weekly average of $10.75/MMBtu\"; East Asia \"decreased 7 cents to a weekly average of $13.26/MMBtu\". CONFERMATA — questa, non 09_14, è la URL della settimana al 6/9."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/09_21/", "verbatim": "Settimana al 20/9/2023: TTF \"increased 31 cents to a weekly average of $11.29/MMBtu\"; East Asia \"increased 47 cents to a weekly average of $13.83/MMBtu\". CONFERMATA. Il $10,98 implicito per la settimana precedente NON è pubblicato e non viene usato."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/10_12/", "verbatim": "Settimana all'11/10/2023: TTF \"increased $1.17 to a weekly average of $13.28/MMBtu\"; East Asia $14.18. CONFERMATA. Usata CONTRO la tesi della pagina: a nove settimane dal panico il TTF è +28,3% sul livello pre-panico."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2024/07_11/", "verbatim": "\"Hurricane Beryl, which made a landfall near Houston, Texas, on July 8, reduced feedgas demand by 2 Bcf/d, with much of that decrease coming from a shutdown of Freeport LNG as a precaution\"; TTF \"decreased 13 cents to a weekly average of $10.51/MMBtu\"; East Asia $12.49. CONTROLLO NEGATIVO. CONFERMATA."}, {"url": "https://www.equinor.com/news/20220601-production-start-up-at-hammerfest-lng", "verbatim": "Ripartenza 2 giugno 2022 dopo l'incendio del settembre 2020; \"During normal production Hammerfest LNG delivers around 6.5 billion cubic metres per year, equivalent to the annual gas demand of 6.5 million European households\". CONFERMATA. NON contiene la data 28/9/2020."}, {"url": "https://www.energyconnects.com/news/gas-lng/2023/august/europe-gas-set-for-biggest-weekly-gain-in-two-months-on-lng-risk/", "verbatim": "TTF front-month +28% mercoledì [9/8/2023], ~+30% sulla settimana; 10% dell'export LNG mondiale minacciato; \"European storage sites ... are more than 88% full\"; Jonathan Reeves (Eyebright): \"There is still far too much fear built into the European wholesale gas prices\". SECONDARIA DICHIARATA. CONFERMATA PARZIALMENTE: NON contiene \"+40% intraday\" né alcuna cifra in €/MWh."}, {"url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2020/10_01/", "verbatim": "VERIFICA NEGATIVA CONFERMATA: non contiene prezzi TTF né menzioni di Norvegia, Hammerfest, Melkøya, Equinor o Snøhvit. È il motivo per cui la reazione del TTF all'incendio di Hammerfest resta NON MISURATA."} ]