I futures sul gas naturale hanno proseguito il ribasso nella seduta di martedì a metà giornata, poiché la produzione quasi da record, il consumo elettrico in calo e le previsioni meteo autunnali hanno superato una domanda di feedgas per LNG al massimo di quattro mesi.

Alle 11:54 a.m. ET, i futures di ottobre sul New York Mercantile Exchange (NYMEX) scambiavano a 2,872 dollari/MMBtu, in calo di 10,3 centesimi rispetto al giorno precedente.

Il ritracciamento segna l'ultimo tentativo fallito di mantenere le quotazioni sopra il livello psicologicamente importante dei 3 dollari/MMBtu, dopo una serie di sedute in cui il contratto di prompt ha testato ma non è riuscito a consolidare un breakout, tra le forze contrastanti della domanda guidata dal caldo, della solidità delle esportazioni di LNG e della robusta offerta del Lower 48.

Il mancato superamento dei 3 dollari arriva mentre il mercato entra nella shoulder season, il periodo tra il picco della domanda estiva per il raffrescamento e quella invernale per il riscaldamento, in cui il consumo di gas naturale cala tipicamente e le scorte si accumulano. In questo contesto, la domanda legata al meteo si affievolisce e i livelli di produzione — che nel Lower 48 sono rimasti vicini ai record — diventano il principale fattore di pressione sull'offerta e quindi sui prezzi. Questa dinamica è stata amplificata di recente dalla nuova capacità di trasporto dal bacino Permian, che ha liberato la produzione di gas associato precedentemente vincolata in Texas occidentale.

La domanda di feedgas per LNG è stata la più chiara fonte di solidità, con appetiti di esportazione ai massimi di diversi mesi mentre i terminali della Gulf Coast assorbono volumi di feedgas da livelli record. Gli operatori osservano se questa spinta all'esportazione, unita a un eventuale caldo di fine stagione, possa compensare l'eccesso di offerta man mano che il calendario si avvicina ai limiti della stagione invernale di stoccaggio e, infine, alla domanda di riscaldamento.

Recenti coperture di NGI

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• Il breakout dei 3 dollari del gas naturale di ottobre svanisce dopo il report sulle scorte; il cash del Sud-est vola (3 settembre 2026) — I futures sul gas naturale hanno invertito bruscamente al ribasso giovedì, dopo che ottobre aveva brevemente superato i 3 dollari/MMBtu, con un report governativo sulle scorie in linea con le attese che non ha sostenuto l'avanzata iniziale. I prezzi fisici hanno seguito la direzione opposta, con i prezzi cash del Sud-est e del Mid-Atlantic che all'inizio hanno superato i 7,50 dollari in diverse località.

• Il caldo di settembre riporta i 3 dollari del gas naturale a portata di mano (2 settembre 2026) — I futures sul gas naturale sono avanzati mercoledì, poiché previsioni di settembre più calde e l'ottimismo sulle esportazioni di LNG hanno spinto il contratto di prompt verso i 3 dollari/MMBtu, sebbene la forte produzione abbia rappresentato un contrappeso.

• I futures sul gas naturale scendono sotto il peso della nuova capacità nel Permian (1 settembre 2026) — I futures sul gas naturale sono scesi martedì a metà giornata, poiché la nuova capacità di trasporto dal bacino Permian ha pesato su un mercato già orientato verso una domanda più debole della shoulder season. Il cash di Waha, tuttavia, si è rafforzato, dato che l'ulteriore capacità di uscita ha continuato ad alleviare i vincoli di trasporto dal Texas occidentale.

• I futures sul gas naturale trovano stabilità con consumo elettrico e LNG forti (31 agosto 2026) — I futures sul gas naturale sono avanzati lunedì a metà giornata dopo aver invertito un sell-off iniziale, mentre i prezzi fisici erano misti. Il forte consumo per la generazione elettrica, il feedgas per LNG e un altro round di caldo di fine estate hanno offerto supporto, nonostante la produzione del Lower 48 rimanesse elevata.

• I futures sul gas naturale scivolano con la shoulder season in arrivo (28 agosto 2026) — I futures sul gas naturale sono rimasti al ribasso venerdì a metà giornata, mentre gli operatori valutavano il calo della domanda della shoulder season in arrivo rispetto al forte feedgas per LNG e a cambiamenti meteo regionali più caldi. I prezzi fisici, intanto, erano misti.

Fonte: Natural Gas Intelligence