Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali

Serie storiche del gas — cosa insegnano davvero TTF e Henry Hub

Perché questa pagina. Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina legge il TTF come firma di mercato degli eventi 2025-26; Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12) fotografa lo stock di oggi. Quello che mancava è il fondale storico: quali pattern nelle serie del gas sono *base rate* stabili (usabili per prevedere) e quali sono artefatti di un singolo regime. La lezione centrale, anticipata: le serie del gas non hanno un solo regime — pre-2021, crisi 2021-23, post-crisi — e ogni base rate va etichettata col suo regime, altrimenti mente.

1. La stagionalità del TTF — e quando si rompe

Il pattern normale è noto: il gas si inietta d'estate (prezzi attesi più bassi) e si ritira d'inverno (domanda da riscaldamento), quindi i future invernali quotano a premio sui future estivi — il classico contango stagionale che remunera lo stoccaggio. Prezzi in salita in autunno con l'inizio dei prelievi, picco nel cuore dell'inverno, discesa in primavera con la ripartenza delle iniezioni (Timera Energy).

Ma la stagionalità è la prima cosa che gli shock rompono. Due casi datati:

- [gen-feb 2025] la curva TTF va in backwardation ripida: l'estate 2025 (quella in cui si compra per riempire) quota *sopra* l'inverno successivo — la stagionalità invertita. Effetto reale e misurato: alcune aste di capacità di stoccaggio in Germania falliscono (gennaio 2025) perché iniettare in perdita non ha senso commerciale. Front-month al picco ~€58/MWh a febbraio 2025; poi il rientro a ~€33 in aprile ripristina il contango e l'economia dell'iniezione (Timera, 17/4/2025 — verificato). - [lug 2026, oggi] ACER segnala iniezioni sotto la media decennale estiva e sotto il ritmo dell'anno scorso, con la domanda asiatica di LNG che sottrae carichi all'Europa — stessa patologia, regime attuale (ACER via Euronews, 8/7/2026 — verificato; cfr. Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12)).

Regola che resta

quando vedi la stagionalità invertita (estate > inverno), il mercato sta dicendo che *la scarsità è adesso*, non a gennaio. È un segnale di stress più affidabile del livello assoluto del prezzo.

2. Stoccaggi → prezzo invernale: tre casi datati e il caso che contraddice

L'intuizione «stoccaggi sotto media a fine estate → inverno caro» va testata sui casi, non assunta.

Caso 2021 (conferma). Al 1/11/2021 gli stoccaggi UE erano a 77% (~852 TWh) contro 88,5% medio 2016-18 (~976 TWh) — il minimo di 11 anni (Energy Strategy Reviews / ScienceDirect, cifre verificate sull'abstract). L'inverno che seguì: intraday record sopra €180/MWh pochi giorni prima di Natale 2021 (QCIntel; ESMA registra tensioni già in ottobre e dicembre 2021). Ma attenzione all'attribuzione: lo stock basso era *già* il sintomo di un'offerta russa in contrazione — la stessa causa produsse entrambi.

Caso 2018 (contraddice — cercato apposta). A fine inverno 2017-18 gli stoccaggi europei toccarono ~19 bcm (CGEP-Columbia — verificato) e il cold snap «Beast from the East» spinse l'NBP within-day a ~190p/therm il 28/2/2018, massimo di 12 anni (Utility Week, confermato via snippet). Previsione ingenua: inverno 2018-19 carissimo. Realtà: il contrario. All'estate 2018 seguì il record di iniezioni (~74 bcm in sette mesi) (CGEP) e poi il glut LNG 2019 (record di ~116 bcm rigassificati in Europa) schiacciò i prezzi: TTF a ~€9/MWh a febbraio 2020, fondo del ciclo (Timera, 24/2/2020 — verificato). Stock basso a fine inverno + offerta marginale abbondante = inverno economico.

Caso 2026 (in corso). Trough al 1/4/2026 a 28% (~31 bcm, minimo dal 2018), ~49% a inizio luglio 2026 — livello simile al 2021; ACER stima che servano LNG +~13% vs 2025 per i target (Euronews 8/7/2026; CGEP — entrambe verificate). Il parallelo col 2021 è la ragione per cui questa pagina esiste; la differenza è che oggi il vincolo è LNG globale + Hormuz (Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo)), non Gazprom.

Base rate onesto

lo stoccaggio sotto media a fine estate è condizione necessaria ma non sufficiente per un inverno caro. Il discriminante è l'elasticità dell'offerta marginale (LNG disponibile a prezzo dato): 2018→2019 l'LNG c'era e l'inverno fu economico; 2021→2022 l'offerta era trattenuta e l'inverno fu record. Per il 2026-27 la domanda giusta è quindi: l'LNG globale è in glut o conteso? (cfr. Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin per il lato Qatar).

Il regime pre-crisi

TTF nell'ordine di ~€20/MWh o sotto, con punte a €9 nell'inverno-primavera 2020 del glut (Timera 2020). Media annua 2021: €47; media 2022: €132 (Banque de France — verificato) — il salto di regime in due numeri.

Cronologia (fatti datati)

- [ott-dic 2021] prime fiammate: ESMA registra surge di prezzo in ottobre e dicembre 2021; intraday record sopra €180 pochi giorni prima di Natale, poi crollo a ~€65 a fine anno. La crisi comincia prima dell'invasione — punto spesso rimosso dallo spin (vedi §6). - [24/2/2022] invasione dell'Ucraina (Ucraina-Russia — Timeline verificata e datata (2025-2026)). - [mag 2022] chiusura del transito Yamal verso la Polonia (~32 bcm/anno di capacità 2021; Banque de France — verificato). - [8/6/2022] incendio a Freeport LNG (vedi §4): il mondo si accorge che USA ed Europa sono un solo mercato. - [metà giu → 27/7 → 31/8 2022] Nord Stream 1 (capacità nominale 55 bcm/anno; ~57 bcm effettivi 2021 per BdF): flussi ridotti a metà giugno (~40%), al 20% dal 27/7 (annuncio Gazprom del 25/7), stop dal 31/8 dichiarato poi indefinito il 2/9 (Wikipedia NS1 — verificato). - [22-26/8/2022] cinque sedute consecutive sopra €265/MWh; picco il 26/8/2022. Quanto? Dipende dalla misura: ~€300 (Euronews, chiusura), ~€342 (Consilium, record assoluto), €311 come media mensile (Banque de France). Range onesto: €300-342, circa quindici volte il pre-crisi. La falsa precisione qui è essa stessa un errore. - [26-28/9/2022] sabotaggio Nord Stream (3 tubi su 4; esplosivi confermati dalle autorità svedesi il 18/11/2022): TTF +8-11% verso €207-212 in due sedute (QCIntel/Splash247 via ricerca) — ma il trend di fondo era già in discesa dal picco di agosto. Uno shock *fisico* enorme con effetto-prezzo modesto, perché i flussi erano già a zero dal 31/8: il mercato prezza i flussi, non i tubi.

Il rientro (cosa l'ha fatta finire — il pezzo che serve per prevedere le prossime): 1. Distruzione di domanda: consumo UE −19,3% ago 2022-gen 2023 (oltre il target −15%; Euronews — verificato), −13% sull'anno (Banque de France — verificato). In parte permanente (efficienza, pompe di calore, chiusure industriali). 2. LNG sostitutivo: +53 bcm (2022) e +57 bcm (2023) vs 2021 (Banque de France) — pagato caro, tirato via dall'Asia. 3. Inverno mite 2022-23 — il fattore fortuna, non replicabile. 4. Stoccaggi pieni: >92% ad agosto 2023 (Euronews). Risultato: ~€35 ad agosto 2023 (−88% dal picco), €28 a gennaio 2024 (BdF). Il prezzo è rientrato, il *livello* no: il post-crisi quota strutturalmente sopra il pre-2021 perché l'offerta marginale è LNG via nave, non pipeline russa.

4. Gli shock come esperimenti naturali

- Groningen (strutturale, lento). Cap progressivi per i terremoti (~42 bcm → 27 → 24 bcm/anno tra 2014 e 2016, poi ancora giù), decisione di chiusura nel 2018, zero dal 1/10/2023 (Gas Outlook, Wikipedia — via ricerca). Lettura (inferenza, non fatto): la perdita del più grande giacimento europeo fu assorbita *senza* spike dedicato perché annunciata e graduale — il mercato prezza l'inatteso, non il noto. - Freeport (8/6/2022) — l'esperimento più pulito della serie. Stesso shock, due segni opposti: Henry Hub scese ($8,16 il 9/6 → $6,54 a fine giugno: il gas restava in America — EIA #53079, verificato) mentre il TTF salì (day-ahead a media settimanale ~$27,70/MMBtu nella settimana al 15/6 — EIA Weekly Update): mancavano ~2 Bcf/d di export, ~17% della capacità USA (EIA #52859). È la prova per differenza che dal 2022 TTF e Henry Hub sono collegati dal collo di bottiglia dell'export LNG: quando il collo si strozza, i due prezzi *divergono*. - Nord Stream: il taglio *graduale* (giu-ago 2022) mosse il prezzo più del sabotaggio (set 2022) — perché il primo toglieva flussi attesi, il secondo distruggeva capacità già ferma. - Uri (feb 2021, USA): Henry Hub $3,76 (10/2) → $23,86 (17/2) in una settimana, massimo reale da feb-2003 (EIA — verificato); lo spike giornaliero rientrò in pochi giorni, anche se la media 2021 poi salì per tutto l'anno per altre ragioni (EIA #50778). Gli shock *meteo* sul gas sono violenti e brevi; gli shock *di offerta strategica* sono più lenti e persistenti. Distinguere i due è metà del lavoro di attribuzione.

5. Henry Hub: l'altro regime, e il termometro del collo di bottiglia

Serie utile proprio perché diversa: 2022 media $6,45 (massimo dal 2008), range $3,46-9,85, picco $9,85 il 22/8/2022 — *la stessa settimana* del picco TTF: coupling via export (EIA #55119 — verificato). Poi 2024 media $2,21, minimo storico in termini reali ($1,51 mensile a marzo 2024), coi quattro minimi mensili e giornalieri di sempre (EIA #64184 — verificato) — mentre il TTF restava a €30-47: decoupling quando l'export satura e il gas USA resta intrappolato. Spike brevi da freddo restano possibili ($13,49 giornaliero nel cold snap di gen-2024, EIA). Uso pratico: il rapporto TTF/HH è un termometro del premio europeo per il gas marginale — si allarga quando l'Europa è in stress, si comprime nei glut.

6. PSV: il premio italiano — un sensore più rumoroso del previsto

Il PSV quota normalmente ~€2/MWh sopra il TTF (media degli ultimi due anni, PricePedia — verificato). Nel 2025 lo spread superò €3 tra la seconda metà di giugno e inizio luglio, con media 3,2 durante la guerra dei 12 giorni Israele-Iran (13-25/6/2025), e rientro a ~€2 al 10/7/2025. Ma il caso insegna prudenza sul sensore: PricePedia nota che la media durante la guerra fu *solo lievemente sopra* quella dei primi cinque mesi dell'anno, e attribuisce l'allargamento successivo a speculazione più che a fondamentali. Il canale di fondo resta reale — l'Italia dipende dal Qatar per quasi metà dell'LNG (PricePedia) — quindi lo spread PSV-TTF è *in teoria* un sensore locale del rischio-Hormuz, ma il 2025 mostra che è rumoroso e in ritardo: da leggere insieme a Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo) e Tesi — escalation militare Israele-Iran (stato della tregua), mai da solo.

7. Base rate degli «inverni tesi» (2006→oggi, regime per regime)

Episodi di stress invernale europeo con risoluzione documentata: gen 2006 e gen 2009 (dispute russo-ucraine sul transito: brevi, risolte per via negoziale), 2017-18 (Beast from the East: spike di giorni, risolto dal meteo e poi dal glut 2019), 2021-22 (strategico: risolto in ~18 mesi con demand destruction + LNG + fortuna meteo), 2024-25 (freddo + fine transito ucraino: TTF a €46-47 a nov-2024, massimo da ott-2023, con pipeline russa residua ~14 bcm su ~370 bcm di domanda UE — Euronews 22/11/2024, verificato; risolto a prezzo alto ma senza razionamenti). Pattern (autoriale, su pochi casi): nessun inverno teso europeo è finito in razionamento fisico generalizzato — la risoluzione è sempre passata per il *prezzo* (distruzione di domanda e attrazione di LNG). Il costo però cambia di un ordine di grandezza a seconda che l'offerta marginale sia libera (2018) o contesa (2021). Cfr. il metodo gemello in Base rate del cluster Iran: tregue, standoff nucleari coercitivi, crisi USA-Iran e STORIA — Base rate: sanzioni/embargo, transizioni negoziate e petro-stati.

Fatto / Conteso / Spin

FATTI (verificati su fonte) — cronologia crisi 2021-22 (surge ott-dic 2021 → invasione 24/2 → Yamal mag-2022 → NS1 giu-ago → picco 22-26/8/2022 con 5 sedute >€265 → sabotaggio 26/9); medie annue TTF €47/€132 (2021/2022, BdF); HH $6,45 (2022) e $2,21 (2024, EIA); Freeport −2 Bcf/d (~17% capacità export USA) con divergenza HH↓/TTF↑ (EIA); stoccaggi 77% (1/11/2021), ~19 bcm trough 2018, 28%/~31 bcm (1/4/2026), ~49% (lug 2026).

CONTESO — il *valore esatto del picco* (€300-342 secondo la misura: chiusura Euronews, record Consilium, media mensile BdF — non un fatto unico, una famiglia di misure); il *peso relativo* delle cause 2021 pre-invasione (offerta russa trattenuta vs domanda asiatica post-Covid + vento scarso: Oxford Energy lo discute, il paper non è risultato accessibile — 403); quanta parte del calo di domanda 2022-23 sia permanente vs congiunturale.

SPIN (scartato) — «il prezzo esplose per l'invasione»: la serie mostra il record sopra €180 a *dicembre 2021*, due mesi prima. «Il sabotaggio di Nord Stream fece esplodere i prezzi»: +8-11% su un trend in discesa, i flussi erano già a zero. «Stoccaggi pieni = inverno sicuro»: il 2021 partì da 77% e finì in crisi; il 2018 partì svuotato e finì nel glut. Chi cita gli stoccaggi senza citare l'offerta marginale sta selezionando il dato.

Cosa NON provano queste serie

- Prezzi TTF puntuali da fonti secondarie (Euronews, blog di settore, snippet): i numeri HH sono da note EIA primarie e reggono; i TTF puntuali vanno riverificati su ICE Endex e GIE-AGSI+ prima di pesarli nel motore. Confidence 0,7. - Tre regimi ≠ un campione statistico: i «base rate» qui sono pattern su pochi episodi eterogenei, non frequenze robuste. Vanno usati come struttura, non come probabilità. - La composizione geo↔gas è inferenza: il legame spread-PSV↔Hormuz (che il 2025 mostra debole in tempo reale, §6) o TTF↔tregua (Evento — Negoziati e tentativi di cessate il fuoco Russia-Ucraina (2026): chi, quando, esito) allinea date, non dimostra causalità.

Correlate

- Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina — la firma di mercato 2025-26 che questa storia fonda. - Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12) — lo stock di oggi; qui i suoi precedenti (2018, 2021). - La firma di mercato dell'asse Iran-Israele — materie prime · Traiettoria del Brent ancorata agli eventi (feb-lug 2026) — le firme gemelle. - Tesi — escalation militare Israele-Iran (stato della tregua) · Timeline verificata — asse Israele-Iran 2026 · Segnale oggettivo — colloqui USA-Iran e dossier nucleare AIEA (metà luglio 2026) — il canale Iran/Qatar che oggi muove LNG e spread PSV. - Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo) · Golfo, Hormuz e negoziati USA-Iran (luglio 2026): fatto, conteso, spin — il collo di bottiglia LNG del regime attuale. - Ucraina-Russia — Timeline verificata e datata (2025-2026) · Tesi: traiettoria della guerra Russia-Ucraina nel 2026 (stallo negoziato vs escalation vs cessate il fuoco) · TESI — La presa di Putin sul potere regge — il lato russo della serie. - Evento — Attacchi russi alla rete elettrica ucraina, inverno 2025-2026: eventi datati, scala, effetto (FATTO vs rivendicazione) · Capacità — missili e droni russi: stock, tasso di ricostituzione, colli di bottiglia (il vincolo sulla campagna di strike e sull'offensiva) · Segnale oggettivo: throughput delle raffinerie russe ed export di petrolio (tanker-tracking Kpler/Bruegel, entrate CREA) come firma dell'economia di guerra e dell'effetto degli attacchi ucraini — i canali energetici contigui da non confondere col TTF. - Base rate del cluster Iran: tregue, standoff nucleari coercitivi, crisi USA-Iran · STORIA — Base rate: sanzioni/embargo, transizioni negoziate e petro-stati — il metodo base-rate applicato altrove. - Frontiera — Ucraina-Russia: tesi già smentite dai fatti — dove registrare ciò che queste serie escludono.

PROVENANCE: Verifica avversariale 2026-07-18: fetch diretto riuscito e contenuto confermato per EIA (#55119, #64184, #53079, #50778), Banque de France, Euronews (28/8/2023, 22/11/2024, 8/7/2026), CGEP-Columbia, Timera (17/4/2025 e 24/2/2020), PricePedia (12/7/2025), Wikipedia NS1; PDF ESMA scaricato (esiste, tratta il surge ago-2022; cifre puntuali nei grafici, non nel testo estraibile); Consilium, ScienceDirect, Utility Week, QCIntel, Splash247/Gas Outlook confermati via snippet di ricerca (403 al fetch diretto). Rimossi: Argus 2018 (URL morto), cifra "€340 ESMA", data 13/10/2021 Gazprom-ESP, Greenreport €1,3 mld, NGI gen-2026, "forward €10 estate 2020" (corretto in €9 spot feb-2020). FONTI: [ { "url": "https://www.esma.europa.eu/sites/default/files/2023-10/ESMA50-524821-2963_TRV_Article_the_August_2022_surge_in_the_price_of_natural_gas_futures.pdf", "data": "2023-10 (PDF scaricato 2026-07-18)", "cosa": "Paper ESMA sul surge di ago-2022: record raggiunto a fine agosto 2022; surge precedenti in ott e dic 2021; trigger MCM a 180€/MWh; margini CCP +30% al 26/8/2022. Le cifre puntuali del picco stanno nei grafici, non nel testo estraibile" }, { "url": "https://www.banque-france.fr/en/publications-and-statistics/publications/gas-price-shock-never-again", "data": "fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Medie annue TTF €47 (2021) e €132 (2022), picco mensile €311 ago-2022, €28 gen-2024; forniture russe −86 bcm (2022) e −126 bcm (2023) vs 2021; Yamal chiuso mag-2022 (32 bcm), NS1 57 bcm (2021); LNG +53 bcm (2022) e +57 bcm (2023); domanda −13% (2022 vs 2021)" }, { "url": "https://www.euronews.com/my-europe/2023/08/28/the-big-turnaround-how-europes-gas-prices-fell-from-300-to-35-mwh-in-the-span-of-a-year", "data": "2023-08-28 — VERIFICATA", "cosa": "€145 inizio ago-2022 → >€200 metà agosto → picco €300 il 26/8/2022 → €35 fine ago-2023 (−88%); consumo −19,3% ago-gen; stoccaggi >92% ago-2023. NON contiene il dato €180 dic-2021 (riattribuito a QCIntel)" }, { "url": "https://www.energypolicy.columbia.edu/european-gas-storage-the-worlds-winter-buffer-is-dwindling/", "data": "2026, fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Trough 2018 a 19 bcm seguito dal record di iniezioni (74 bcm in 7 mesi); aprile 2026 a 31 bcm, minimo dal 2018; Q4 particolarmente vulnerabile a spike con stoccaggi bassi" }, { "url": "https://www.euronews.com/my-europe/2026/07/08/eu-faces-tougher-gas-storage-refill-task-as-winter-looms-and-high-prices-bite", "data": "2026-07-08 — VERIFICATA", "cosa": "Stoccaggi UE 28% al 1/4/2026 (minimo di 4 anni), ~49% a inizio lug-2026 (simile al 2021); target 90% al 1/11 con flessibilità 80%/70%; ACER: serve LNG +~13% vs 2025; Qatar ~8% import UE 2025; iniezioni sotto media decennale e sotto il ritmo 2025" }, { "url": "https://timera-energy.com/blog/seasonal-pricing-shape-returns-to-ttf-forward-curve/", "data": "2025-04-17 — VERIFICATA", "cosa": "Backwardation feb-2025 (front-month €58) → contango apr-2025 (~€33); aste di capacità di stoccaggio fallite in Germania gen-2025; meccanica spread stagionale ed economics dell'iniezione" }, { "url": "https://www.pricepedia.it/en/magazine/article/2025/07/12/gas-prices-in-italy-rising-psv-ttf-spread/", "data": "2025-07-12 — VERIFICATA", "cosa": "Spread PSV-TTF ~€2/MWh media biennale; >€3 seconda metà giu-inizio lug 2025; media 3,2 durante guerra 12 giorni (13-25/6/2025) ma 'solo lievemente sopra i primi 5 mesi'; allargamento attribuito a speculazione; Italia ~50% LNG dal Qatar; rientro ~€2 al 10/7/2025" }, { "url": "https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=55119", "data": "2023-01, fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Henry Hub 2022: media annua $6,45/MMBtu (massimo reale e nominale dal 2008), range daily $3,46-9,85, picco $9,85 il 22/8/2022 (+60% da inizio anno); Freeport −2 Bcf/d" }, { "url": "https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=64184", "data": "2025, fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Henry Hub 2024: media $2,21/MMBtu, minimo annuo storico in termini reali; mensile $1,51 a mar-2024 (minimo di sempre); daily $13,49 nel cold snap di gen-2024; i 4 minimi mensili e giornalieri di sempre tutti nel 2024; cause: produzione alta, stoccaggi pieni, export netto piatto" }, { "url": "https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=53079", "data": "2022-06, fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Freeport (8/6/2022): Henry Hub −$1,27 a $8,16 il 9/6 → $6,54 a fine giugno; shutdown −2 Bcf/d. NON contiene TTF $27,70 né il 17% (stanno in #52859 e nel Weekly Update)" }, { "url": "https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=52859", "data": "2022-06 — VERIFICATA via ricerca", "cosa": "Freeport: −2 Bcf/d = 17% della capacità di export LNG USA; capacità Freeport 1,98 Bcf/d baseload / 2,14 peak" }, { "url": "https://www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2022/06_16/", "data": "2022-06-16 — VERIFICATA via ricerca", "cosa": "Settimana al 15/6/2022: TTF day-ahead +$3,21 a media settimanale $27,70/MMBtu dopo l'incendio di Freeport — la gamba europea della divergenza HH↓/TTF↑" }, { "url": "https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=50778", "data": "2021-10, fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Uri: Henry Hub a quasi $24/MMBtu il 17/2/2021, massimo reale da feb-2003; cifre esatte $3,76 (10/2) → $23,86 (17/2) confermate da EIA via ricerca; nota: la media 2021 poi salì fino a ottobre (lo spike fu breve, il trend annuale no)" }, { "url": "https://en.wikipedia.org/wiki/Nord_Stream_1", "data": "fetched 2026-07-18 — VERIFICATA", "cosa": "Capacità nominale 55 bcm/anno (59,2 trasportati nel 2021); tagli da metà giu-2022; 20% annunciato il 25/7; stop 31/8 poi indefinito dal 2/9; esplosioni 26/9/2022 su 3 tubi su 4; residui di esplosivo confermati dalle autorità svedesi il 18/11/2022" }, { "url": "https://utilityweek.co.uk/return-beast-east-secure-britains-gas-supplies/", "data": "2018 — 403 al fetch, contenuto confermato via snippet di ricerca", "cosa": "Beast from the East: NBP within-day a 190p/therm la mattina del 28/2/2018, massimo di 12 anni; gas deficit warning di National Grid; outage a Kollsnes, BBL, Bacton" }, { "url": "https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2211467X23002043", "data": "2023 — 403 al fetch, cifre confermate via abstract nei risultati di ricerca", "cosa": "Stoccaggi UE al 1/11/2021: 77% (852 TWh) vs 88,5% (976 TWh) media 2016-18 — minimo di 11 anni" }, { "url": "https://www.euronews.com/business/2024/11/22/why-have-european-natural-gas-prices-soared-to-more-than-1-year-highs", "data": "2024-11-22 — VERIFICATA", "cosa": "TTF €46-47/MWh a nov-2024 (massimo da ott-2023, +16% sul mese); pipeline russa residua ~14 bcm/anno vs domanda UE ~370 bcm; stop Gazprom all'Austria; picco 2022 'quasi €350'" }, { "url": "https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2022/12/19/council-agrees-on-temporary-mechanism-to-limit-excessive-gas-prices/", "data": "2022-12-19 — 403 al fetch, contenuto confermato via snippet Consilium", "cosa": "Cinque sedute consecutive sopra €265/MWh dal 22 al 26/8/2022; massimo storico oltre €300; record ~€342/MWh ago-2022 (infographic Consilium, già usata in ukraine/mercato/gas-europeo-ttf); trigger MCM 180€/MWh + spread €35 su riferimento LNG" }, { "url": "https://timera-energy.com/blog/european-gas-prices-how-low-can-they-go/", "data": "2020-02-24 — VERIFICATA", "cosa": "Glut LNG: TTF a 9 €/MWh (~2,70 $/MMBtu) a feb-2020, sotto i livelli estate-2018; record 116 bcm rigassificati in Europa nel 2019; curva estate-2020 al fondo del range di shut-in USA" }, { "url": "https://www.qcintel.com/article/european-ttf-natural-gas-surges-to-record-tops-180-mwh-as-russian-supplies-drop-3343.html", "data": "2021-12 — 403 al fetch, titolo e contenuto confermati via ricerca", "cosa": "TTF sopra €180/MWh intraday, record, pochi giorni prima di Natale 2021, con offerta russa in calo; crollo a ~€65 a fine anno" }, { "url": "https://www.qcintel.com/article/ttf-gas-rallies-on-heightened-risk-after-nord-stream-sabotage-8739.html", "data": "2022-09 — confermata via snippet (con Splash247/CNBC)", "cosa": "Reazione al sabotaggio NS: TTF +8% a €208,44 il 27/9, +~10-11% verso €207-212 il 28/9 — rialzo modesto su trend in discesa, flussi già a zero" }, { "url": "https://gasoutlook.com/analysis/dutch-groningen-gas-field-shuts-down-permanently/", "data": "2023-10 — confermata via ricerca (con Wikipedia Groningen)", "cosa": "Groningen: cap progressivi dai ~42 bcm a 27 e 24 bcm tra 2014 e 2016 per i terremoti, decisione di chiusura 2018, stop produzione 1/10/2023 dopo 60 anni" } ]