I prezzi globali di LNG e gas naturale impennano mentre il conflitto USA-Iran si inasprisce e lo Stretto di Hormuz viene chiuso

Con la nuova chiusura dello Stretto di Hormuz e la ripresa delle ostilità tra Iran e Stati Uniti, Kpler Insight ha adeguato le previsioni dello scenario base per l'offerta di LNG riflettendo uno scenario di conflitto prolungato. Lo Stretto di Hormuz è uno dei punti di strozzatura energetica più critici al mondo, attraverso cui transita normalmente circa il 20% del consumo globale di LNG, trainato dalle esportazioni del Qatar — costantemente tra i primi tre esportatori mondiali di LNG insieme agli Stati Uniti e all'Australia. L'azienda prevede ora che il traffico attraverso lo Stretto rimanga gravemente limitato per il resto del 2026, con una ripresa graduale nel corso del primo trimestre 2027. La continuazione del conflitto armato in Medio Oriente ha già spinto nettamente verso l'alto i prezzi del TTF e dello spot LNG asiatico negli ultimi giorni, mentre gli acquirenti europei e asiatici competono per le forniture disponibili.

Previsioni di mercato e operative di trading

Previsione prezzo TTF europeo front-month: Rialzista. Gli acquirenti europei probabilmente faranno offerte più alte per il LNG del bacino atlantico amid l'inasprimento delle tensioni in Medio Oriente e il rischio di una leggera flessione nelle esportazioni americane di LNG a breve termine a causa della tempesta tropicale Bertha. A livello fondamentale, Kpler Insight prevede un calo delle importazioni di LNG, un'offerta tramite gasdotto stabile e un consumo di gas invariato.

Previsione prezzo spot LNG asiatico front-month: Moderatamente rialzista. Sebbene il rialzo della scorsa settimana abbia già aggiunto un significativo premio geopolitico, lo scenario rivisitato di Kpler Insight relativo a un conflitto prolungato a Hormuz stringe ulteriormente il bilancio prompt attraverso previsioni di esportazioni qatarine inferiori nel periodo settembre–dicembre. I prezzi di consegna a settembre dovrebbero rimanere ben supportati mentre gli acquirenti competono per un bacino più ristretto di carghi del bacino atlantico amid la persistente incertezza geopolitica sul transito a Hormuz.

Differenziale spot LNG asiatico – TTF: In lieve restringimento, poiché il TTF probabilmente registrerà un aumento più marcato rispetto allo spot LNG asiatico. Nell'ultima settimana, lo spot LNG asiatico è salito a un premio sul TTF, con un differenziale di 1,09 $/MMBtu al 22 luglio, rispetto a uno sconto di -1,36 $/MMBtu una settimana prima.

Previsione prezzo Henry Hub americano front-month: Stabile. Una produzione forte, livelli di stoccaggio solidi e una domanda relativamente debole mantengono i prezzi in range.

Fonte: ICE, NYMEX. Il prezzo indicizzato a Brent rappresenta il 12% della pendenza della media mobile a 90 giorni del contratto Brent. Fonte: ICE, Kpler Insight.

Europa: Le tensioni in Medio Oriente continuano a esercitare pressione rialzista sul TTF

Il contratto TTF europeo front-month ha proseguito il proprio rialzo la scorsa settimana, assestandosi a 20,91 $/MMBtu il 22 luglio, in aumento del 15,1% rispetto a 18,17 $/MMBtu del 15 luglio — il livello di chiusura più alto per il principale benchmark europeo da gennaio 2023. Il TTF, scambiato presso il hub virtuale Title Transfer Facility nei Paesi Bassi, funge da principale benchmark di prezzo del gas in Europa e da riferimento chiave per la determinazione del prezzo dei carghi globali di LNG. La maggior parte dei guadagni è derivata dalla nuova escalation del conflitto USA-Iran, con attacchi rinnovati in tutta la regione. Gli eventi, uniti a una diminuzione dei caricamenti presso l'impianto di Ras Laffan in Qatar e alla riduzione degli attraversamenti di navi LNG dentro e fuori lo Stretto, sono considerati dai partecipanti al mercato come un'interruzione dell'offerta a lungo termine dal Golfo del Medio Oriente, che probabilmente intensificherà la competizione inter-bacino per le forniture flessibili.

Il sentiment rialzista è stato ulteriormente supportato da importazioni di LNG inferiori su base settimanale, che hanno contribuito a un rallentamento delle iniezioni nette nei siti di stoccaggio sotterraneo del gas (UGS) amid un'offerta tramite gasdotto e un consumo di gas stabili. Inoltre, il passaggio della tempesta tropicale Bertha lungo la costa del Golfo americano ha sollevato preoccupazioni su potenziali ritardi nei caricamenti di LNG americani nei prossimi giorni, alimentando lo slancio rialzista.

Prospettivamente, Kpler Insight mantiene un'outlook rialzista per il contratto TTF front-month, prevedendo che gli acquirenti europei faranno offerte più alte per assicurare forniture di LNG dal bacino atlantico amid il continuo deterioramento del conflitto in Medio Oriente e il rischio di un calo temporaneo delle esportazioni americane di LNG. A livello fondamentale, l'azienda prevede una diminuzione delle importazioni di LNG su base settimanale, un'offerta tramite gasdotto stabile e un consumo di gas invariato.

Le importazioni nette UE tramite gasdotto sono rimaste in range, aumentando solo dello 0,4% w/w a una stima di 3,17 bcm. Importazioni più elevate da Norvegia, Libia e Regno Unito hanno compensato lievi cali nelle esportazioni algerine verso l'Italia. In futuro, Kpler Insight prevede che le importazioni nette tramite gasdotto rimarranno stabili, poiché una leggera diminuzione dei flussi norvegesi — dovuta a manutenzione non programmata a Dvalin — sarà probabilmente mitigata da previsti modesti incrementi nelle esportazioni algerine grazie alle previste riduzioni delle temperature nel Nord Africa.

Le importazioni europee di LNG sono diminuite del 21,7% w/w a 1,26 Mt, con i prezzi interni dei hub del gas nei mercati dell'Europa nord-occidentale (NWE) risultati troppo bassi per attirare offerta. Importazioni inferiori nella penisola iberica sono derivate dalla manutenzione programmata in corso in diversi terminal spagnoli. La riduzione dei volumi di LNG verso la Spagna amid un'elevata domanda di gas per la generazione elettrica ha spinto i prezzi PVB a un premio sul TTF, attirando importazioni tramite gasdotto da Algeria e Francia. Si prevede che le importazioni di LNG diminuiranno leggermente in futuro, principalmente a causa della intensificata competizione con gli acquirenti asiatici per le forniture del bacino atlantico amid uno spread stagionale sfavorevole che limita gli incentivi di mercato ad aumentare le iniezioni UGS.

Il consumo aggregato della distribuzione locale in 16 paesi UE è aumentato leggermente dell'1,7% w/w a una stima di 0,91 bcm, rimanendo però in linea con le medie stagionali. Si prevede che la domanda della distribuzione locale rimarrà ampiamente in range, poiché le temperature in tutto il continente dovrebbero mantenersi vicino alla media quinquennale.

Nel settore elettrico, la generazione a gas dell'UE-25 è rimasta stabile, in calo solo dell'1% w/w a una stima di 7,5 TWh. Nonostante un leggero aumento della domanda elettrica (+0,4% w/w), una maggiore produzione eolica, unita a un incremento della generazione a carbone e nucleare, ha pesato sulla generazione a gas nell'NWE. Tuttavia, questo calo è stato quasi compensato da una maggiore produzione a gas nell'Europa meridionale e sud-orientale, trainata da temperature elevate. La generazione a gas dovrebbe rimanere stabile nel complesso. Si prevede un basso utilizzo di gas nella prima metà della settimana amid basse temperature e forti velocità del vento nell'NWE e nell'Europa meridionale, prima di un maggiore consumo di gas nella seconda metà della settimana quando le temperature saliranno sopra le medie stagionali e le velocità del vento diminuiranno nella maggior parte del continente dal 26 luglio in poi.

I livelli di stoccaggio sotterraneo del gas dell'UE-27 sono saliti al 54,4% al 21 luglio, in aumento dell'1,6% w/w. Ai sensi dei regolamenti UE adottati nel 2022, gli Stati membri sono tenuti a riempire il stoccaggio sotterraneo del gas ad almeno il 90% della capacità entro il 1° novembre di ogni anno, rendendo il ritmo delle iniezioni durante la stagione estiva di riempimento un indicatore attentamente monitorato per la sicurezza degli approvvigionamenti. Le iniezioni nette hanno registrato una media di 0,23 bcm/d nella scorsa settimana, 0,05 bcm/d al di sotto della media quinquennale. Il ritmo più lento è stato determinato principalmente da iniezioni nette più deboli in Spagna, poiché il paese ha fatto affidamento su stoccaggio sotterraneo del gas, scorte di LNG e importazioni tramite gasdotto per compensare la perdita di capacità di importazione LNG dovuta alla manutenzione programmata. Il forte consumo di gas, trainato dall'elevata domanda elettrica, ha anch'esso rallentato le iniezioni, ampliando il deficit cumulativo di iniezione rispetto alla media quinquennale di 0,07 bcm w/w. Kpler Insight prevede che il ritmo delle iniezioni di stoccaggio rimarrà stabile, poiché la ridotta generazione a gas sarà bilanciata da un'offerta più debole di LNG e tramite gasdotto. Nel frattempo, il premio del contratto TTF balance-of-summer sul contratto inverno 26/27 si è ampliato a 2,68 €/MWh al 22 luglio, riflettendo il recente aumento dei prezzi balance-of-summer e riducendo l'incentivo a iniettare gas nei siti di stoccaggio.

Asia: La revisione al ribasso delle previsioni di offerta LNG del Qatar supporta prezzi prompt più alti

I prezzi dello spot LNG asiatico sono aumentati bruscamente da 16,81 $/MMBtu il 15 luglio a 22 $/MMBtu il 22 luglio (+5,19 $/MMBtu w/w), in linea con le previsioni di Kpler Insight di un forte rollover del contratto di settembre. Il rialzo è stato trainato dall'escalation del rischio geopolitico intorno allo Stretto di Hormuz, dalla forza sostenuta dei prezzi dei hub del gas europei e da nuove transazioni spot LNG in Asia che hanno rafforzato livelli di prezzo più alti mentre gli acquirenti scontavano un'offerta più ridotta dal Medio Oriente e una maggiore competizione per i carghi del bacino atlantico.

Si prevede che i prezzi dell'LNG asiatico rimarranno moderatamente rialzisti nella prossima settimana. Sebbene il rialzo della scorsa settimana abbia già aggiunto un significativo premio geopolitico, lo scenario rivisitato di conflitto prolungato a Hormuz di Kpler Insight aumenta il deficit di offerta prompt riducendo le previsioni di esportazioni LNG qatarine. Ciò dovrebbe mantenere fermi i prezzi di consegna a settembre e sostenere il premio di rischio prompt mentre gli acquirenti competono per un bacino più ristretto di carghi disponibili.

Si prevede che le temperature in Giappone si attenueranno verso le medie stagionali la prossima settimana, mentre la Cina meridionale dovrebbe sperimentare condizioni più fresche del normale. Nel resto dell'Asia, si prevede che le temperature rimarranno ampiamente in linea con le medie stagionali. Una domanda di raffreddamento più debole in Giappone e nella Cina meridionale potrebbe pesare sui prezzi spot a breve termine; tuttavia, un'offerta LNG più ridotta dal Medio Oriente e il persistente rischio geopolitico dovrebbero in larga parte compensare il ribasso guidato dal meteo.

Le scorte LNG dei principali utility elettrici giapponesi sono aumentate di 0,09 Mt w/w a 2,51 Mt al 19 luglio, riflettendo un maggior rifornimento amid le temperature più elevate di luglio. L'ultima previsione dell'Agenzia Meteorologica Giapponese (JMA) indica una probabilità del 40–50% di temperature sopra la norma ad agosto in gran parte del Giappone, leggermente inferiore alla previsione precedente. Nonostante questa revisione al ribasso, si prevede che la disponibilità di generazione a gas raggiunga i 75 GW ad agosto, in aumento di 1 GW su base annua e al di sopra della media quinquennale, per far fronte alla domanda di picco estivo. Secondo lo scenario di conflitto prolungato a Hormuz di Kpler Insight, il Giappone rimane comparativamente resiliente grazie alla maggiore dipendenza da volumi LNG contrattualizzati e alla minore esposizione alle interruzioni di fornitura qatarine, limitando la distruzione della domanda rispetto ad altri mercati asiatici.

La Corea del Sud ha visto le proprie previsioni di domanda LNG riviste al ribasso nello scenario di conflitto prolungato a Hormuz, poiché si prevede che prezzi spot LNG asiatici sostenuti sopra i 18–20 $/MMBtu ritardino il rifornimento discrezionale e incentivino una maggiore generazione a carbone. Con l'Amministrazione Meteorologica Coreana (KMA) che mantiene una probabilità del 50–60% di temperature sopra la norma ad agosto e settembre, la domanda LNG legata al raffreddamento dovrebbe rimanere relativamente stabile. Tuttavia, prezzi elevati sono probabilmente destinati a scoraggiare la ricostruzione delle scorte a breve termine, sopprimendo la domanda LNG prompt fino alla fine del 2026. Si prevede che la Corea del Sud contribuisca all'adattamento della domanda dell'Asia nord-orientale insieme alla Cina, aiutando a riequilibrare il mercato globale dell'LNG fino a quando l'offerta LNG del Medio Oriente non inizierà a riprendersi nel primo trimestre 2027.

La Cina ha visto le proprie previsioni di domanda LNG riviste al ribasso secondo lo scenario di conflitto prolungato a Hormuz di Kpler Insight, con le importazioni 2026 ridotte di 4,5 Mt rispetto alla previsione precedente. Si prevede che l'adattamento avvenga attraverso un ritardo nella ricostruzione delle scorte e un indebolimento della domanda industriale di gas, poiché prezzi spot LNG asiatici sostenuti sopra i 18 $/MMBtu minano l'economicità del LNG importato. Tuttavia, importazioni tramite gasdotto dall'Asia centrale inferiori alle attese e una ripresa più lenta della produzione di gas domestica a Hainan e Shanxi probabilmente stringeranno l'offerta di gas nazionale nel terzo trimestre e all'inizio del quarto trimestre. Combinata con la domanda di picco estivo di gas per la generazione elettrica, questa dinamica potrebbe sostenere modeste approvvigionamenti LNG a breve termine, sebbene una maggiore generazione solare ad agosto possa limitare ulteriori rialzi. Mentre la Cina rimane la principale fonte di riduzione della domanda LNG nell'Asia nord-orientale fino a quando l'offerta del Medio Oriente non inizierà a riprendersi nel primo trimestre 2027, bilanci del gas nazionale più stretti potrebbero ancora fornire un ulteriore modesto supporto ai prezzi prompt.

L'India ha visto le proprie previsioni di domanda LNG riviste al ribasso secondo lo scenario di conflitto prolungato a Hormuz di Kpler Insight, con le importazioni LNG 2026 ridotte di 1,3 Mt a 24,6 Mt. Con i prezzi spot LNG asiatici che si prevede rimarranno sopra i 18–20 $/MMBtu per il resto del 2026, l'LNG diventerà sempre meno competitivo rispetto ai combustibili alternativi. Si prevede che gli utenti industriali sensibili al prezzo e la generazione elettrica a gas assorbiranno la maggior parte della distruzione della domanda, mentre la distribuzione del gas cittadino e la domanda di fertilizzanti rimarranno comparativamente resilienti. Kpler Insight prevede ora che la domanda totale di gas dell'India sarà di 64,5 bcm nel 2026, in calo di 4,6 bcm su base annua.

Più in generale, l'Asia meridionale rimane la regione più esposta alle interruzioni prolungate dell'offerta LNG dal Medio Oriente. Si prevede che Pakistan e Bangladesh ridurranno il consumo di LNG attraverso assegnazioni più stringenti di gas, minore domanda nel settore elettrico e la sostituzione incompleta dei carghi qatarini interrotti.

USA: Produzione interna forte e solide scorte di stoccaggio mantengono il Henry Hub sotto i 3,00 $/MMBtu

Il prezzo Henry Hub americano front-month si è attestato a 2,93 $/MMBtu il 22 luglio, identico al settlement del 15 luglio. Nonostante un'iniezione di stoccaggio relativamente leggera riportata per la settimana terminante il 10 luglio, i prezzi sono scesi a 2,86 $/MMBtu giovedì scorso. Il Henry Hub ha recuperato parte del terreno perso venerdì, attestandosi a 2,91 $/MMBtu, poiché prezzi più bassi hanno stimolato acquisti limitati. Tuttavia, un outlook termico misto e i rischi associati ai potenziali impatti della tempesta tropicale Bertha hanno visto i prezzi mantenersi quasi invariati a 2,87 $/MMBtu lunedì e martedì. Mercoledì si è registrato un modesto rialzo, con revisioni dei modelli meteorologici di supporto che mostravano temperature torride nel Sudovest per il resto di luglio.

Si prevede che i prezzi del Henry Hub rimarranno in range tra 2,85 e 3,00 $/MMBtu nei prossimi sette giorni, con una forte produzione di gas domestica, impatti limitati dalla tempesta tropicale in arrivo e attività di realizzo dei profitti da parte dei trader che limiteranno il potenziale rialzista. La resilienza dei prezzi americani nonostante lo shock globale dell'offerta sottolinea il relativo isolamento del mercato statunitense, che è in gran parte autosufficiente nel gas naturale e meno direttamente esposto alle interruzioni legate a Hormuz.

Il consumo nazionale ha registrato una media di 81 Bcf/d, in aumento di 2 Bcf/d w/w poiché le temperature elevate, unite a una debole produzione eolica, hanno aumentato il ricorso alla generazione elettrica a gas naturale. La domanda di gas nel settore elettrico ha nuovamente superato i 50 Bcf/d il 21 luglio, mentre il sud e l'ovest degli Stati Uniti sperimentavano un caldo torrido. Si prevede che temperature sopra la media persisteranno per gran parte dei 48 stati inferiori nella prossima settimana, sebbene condizioni più fresche nel Nordest e in alcune parti del Midwest dovrebbero limitare i consumi. Si prevede che la domanda di gas nel settore elettrico raggiunga una media tra 45 e 50 Bcf/d nei prossimi sette giorni.

Si prevede che la tempesta tropicale Bertha causi ritardi nei caricamenti dagli impianti di liquefazione sul Golfo americano, sebbene le consegne di feed gas dovrebbero essere per lo più inalterate.

La produzione di gas secco ha registrato una media vicino a 110 Bcf/d nell'ultima settimana, fluttuando tra 109 e 110 Bcf/d. Kpler Insight prevede che la produzione rimarrà vicino ai livelli attuali amid le temperature elevate.

Gli Stati Uniti hanno iniettato 41 Bcf nello stoccaggio sotterraneo per la settimana terminante il 10 luglio, in linea con il consenso di mercato. Le scorte sono cresciute a 3.024 Bcf, sebbene il surplus rispetto alla media quinquennale sia sceso dal 6,6% al 6,4%. Si prevede un'altra accumulazione di stoccaggio relativamente leggera per la settimana terminante il 17 luglio, poiché la minore generazione eolica ha sostenuto una maggiore domanda di gas nel settore elettrico. Kpler Insight prevede un'iniezione netta di 37 Bcf.

Offerta globale di LNG: Kpler Insight adegua lo scenario base per Hormuz a «crisi prolungata»

Le esportazioni globali di LNG sono scese al minimo di sei settimane la scorsa settimana, diminuendo di 0,50 Mt w/w a 7,21 Mt, trainate da esportazioni americane inferiori (-0,17 Mt w/w a 2,18 Mt) ed esportazioni qatarine inferiori (-0,09 Mt a 0,34 Mt). Kpler Insight prevede che l'offerta globale di LNG scenderà ulteriormente questa settimana mentre la tempesta tropicale Bertha rallenta i caricamenti lungo la costa del Golfo americano, e le esportazioni LNG dall'impianto di Ras Laffan in Qatar continuano a decelerare e le spedizioni degli Emirati Arabi Uniti da Das Island si sono fermate in seguito alla chiusura dello Stretto di Hormuz. Queste perdite sono parzialmente compensate da una maggiore offerta di LNG russa, con Sakhalin 2 tornato a piena produzione dopo la manutenzione programmata.

Amid l'escalation delle tensioni geopolitiche tra USA e Iran, Kpler Insight ha rivisto lo scenario base per lo Stretto di Hormuz passando da uno scenario di de-escalation a uno scenario di crisi prolungata, in cui il transito di LNG rimane gravemente limitato fino alla fine del 2026 prima di riprendersi gradualmente durante il primo trimestre 2027. Di conseguenza, le esportazioni globali di LNG sono state riviste al ribasso di 21 Mt nel periodo luglio 2026–marzo 2027 rispetto al precedente scenario base di de-escalation, lasciando il mercato globale dell'LNG significativamente più stretto per un periodo più lungo.

I caricamenti dall'impianto qatariano di Ras Laffan da 77 mtpa stanno rallentando, mentre le esportazioni degli Emirati Arabi Uniti si sono fermate del tutto. La scorsa settimana, i caricamenti a Ras Laffan sono scesi a quattro carghi, rispetto ai sei della settimana precedente. Finora questa settimana, un cargo — l'Al Gharrafa — ha completato il caricamento, con un altro — l'Al Shamal — attualmente presso la struttura. Le ultime immagini termiche mostrano che tre treni rimangono attivi: QatarGas Treni 6 e 7 e RasGas Treno 7.

Nel frattempo, Das Island ha esaurito tutta la capacità di navi in zavorra nel Golfo e l'attività termica rivela che l'impianto sta riducendo la produzione, con solo uno dei tre treni attualmente online.

Negli Stati Uniti, la tempesta tropicale Bertha è approdata in Louisiana, aumentando il rischio di ritardi nei caricamenti presso gli impianti di liquefazione della costa del Golfo americano. Bertha, la seconda tempesta con nome della stagione degli uragani atlantici, è giunta a terra mercoledì nella Parrocchia di St. Bernard, a circa 40 miglia a est di New Orleans, secondo il National Hurricane Center (NHC). I venti sostenuti sono previsti a 40 nodi, con il potenziale di raggiungere un massimo di 50 nodi. Al momento della pubblicazione, diverse navi in zavorra erano in attesa al largo che la tempeta passasse prima di fare scalo ai terminal di esportazione LNG della costa del Golfo americano, indicando che ritardi nei caricamenti sono probabili fino al passaggio della tempesta.

Le consegne di feed gas negli impianti di liquefazione americani hanno oscillato tra 16,23 e 16,53 bcf/d nella scorsa settimana, con Freeport LNG rimasto offline per manutenzione programmata a un treno. I volumi di feed gas di Golden Pass sono rimasti stabili a 0,31–0,33 Bcf/d nella scorsa settimana, ben al di sotto del livello necessario per supportare un singolo treno di liquefazione da 6 mtpa a piena capacità, indicando che la ramp-up continua ad affrontare sfide.

In Canada, le esportazioni dall'impianto LNG Canada da 14 mtpa sono scese da tre a due carghi la scorsa settimana amid manutenzione non programmata. Fonti vicine al progetto hanno indicato che potrebbero esserci ritardi di uno o due giorni di conseguenza.

Altrove, l'impianto russo di Sakhalin 2 da 10,8 mtpa è tornato a esportare il 18 luglio dopo manutenzione programmata, aggiungendo offerta al bacino del Pacifico amid la crisi in corso a Hormuz. Secondo i dati Kpler, la Grand Aniva è arrivata a Prigorodnoye il 17 luglio prima di caricare e partire un giorno dopo.

Fonte: Kpler