Henry Hub in calo: il future scivola a 2,847 dollari
Il gas naturale americano ha aperto la sessione in netto arretramento, scendendo fino a 2,847 dollari per MMBtu e rompendo al ribasso la soglia psicologica dei 3,00 dollari. Il movimento riflette un riposizionamento rapido degli operatori dopo l’aggiornamento delle previsioni meteorologiche statunitensi, che indicano temperature superiori alla media su gran parte del Paese nelle prossime due settimane.
Il punto chiave è semplice: senza freddo, la domanda di riscaldamento resta compressa e le utility continuano a iniettare gas negli stoccaggi anziché prelevarlo. Ma, come vedremo, la fotografia dei fondamentali è più sfumata di quanto suggerisca il calo dei prezzi.
Le nuove indicazioni del NOAA: caldo anomalo su due terzi degli Stati Uniti
Il Climate Prediction Center del NOAA ha diffuso il 20 ottobre un aggiornamento che favorisce temperature sopra la norma sui due terzi meridionali degli Stati Uniti continentali nella finestra 26-30 ottobre. Condizioni più fredde del normale sono attese invece lungo il confine canadese, dalle Montagne Rocciose settentrionali alle Northern Plains, con una lieve inclinazione fredda anche su parte del New England settentrionale.
Per il periodo 28 ottobre – 3 novembre, il quadro resta orientato al caldo su buona parte degli Stati orientali, fatta eccezione proprio per il New England settentrionale, mentre l’incertezza aumenta sensibilmente sulla fascia occidentale.
Perché la geografia conta più della media nazionale
La distribuzione territoriale delle anomalie termiche è decisiva. Sacche di freddo nel Nord possono far salire i heating degree days in aree ad alta densità di consumo residenziale, mentre il caldo nel resto del Paese ne neutralizza l’effetto sul bilancio aggregato. In altre parole, non esiste ancora una narrativa credibile di “stretta da freddo”.
La reazione della domanda dipende da tre variabili: quanto le temperature si discostano dalla norma, dove avviene lo scostamento e per quanto tempo il pattern persiste. Le revisioni dei modelli possono modificare le aspettative molto prima che un cambiamento compaia nei consumi effettivamente misurati — ed è esattamente su queste revisioni che si muovono i prezzi intraday.
Il caldo non azzera la domanda
Un errore frequente è assimilare “clima mite” a “domanda assente”. La generazione elettrica a gas e l’attività industriale continuano a drenare volumi anche in assenza di freddo, soprattutto in una stagione in cui il gas resta la fonte marginale nel mix elettrico statunitense. La stagionalità pesa, ma non spiega tutto.
Stoccaggi USA: 3.567 Bcf, sopra la media quinquennale ma sotto il 2025
L’ultima rilevazione disponibile dell’EIA (Energy Information Administration) si riferisce al 9 ottobre ed è stata pubblicata il 15. Il working gas nei Lower 48 si attestava a 3.567 Bcf dopo un’iniezione settimanale di 67 Bcf.
- +45 Bcf rispetto alla media quinquennale (3.522 Bcf)
- -143 Bcf rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (3.710 Bcf)
Il dato aggregato, dunque, racconta un mercato adeguatamente rifornito ma non abbondante: sopra la media storica, sotto il livello dell’anno scorso.
La frattura regionale: South Central sotto media
La disaggregazione per area cambia la prospettiva. Lo stoccaggio South Central — che comprende gli impianti saline del Golfo, strategici per alimentare i terminal di liquefazione — si trovava a 1.097 Bcf, sotto la propria media quinquennale di 1.132 Bcf. Al contrario, le regioni East e Midwest risultavano superiori ai rispettivi riferimenti storici.
Questa asimmetria è rilevante per valutare l’effettiva disponibilità del gas stoccato nel punto in cui serve, ma da sola non dimostra l’esistenza di un vincolo infrastrutturale o di una carenza fisica all’Henry Hub.
Export LNG: 17,4 Bcf al giorno nel primo semestre 2026
Le esportazioni di GNL (gas naturale liquefatto) rappresentano ormai il canale di domanda strutturalmente più dinamico per il mercato statunitense. Secondo l’analisi EIA del 1° settembre, nel primo semestre 2026 l’export medio è stato di 17,4 Bcf al giorno, in crescita del 23% rispetto allo stesso periodo del 2025.
Si tratta però di un dato storico, non di una misura in tempo reale del feed gas assorbito oggi dai terminal. Allo stesso modo, la capacità nominale di un impianto non può essere semplicemente sommata alla domanda corrente: serve l’evidenza dei flussi operativi. Simmetricamente, un’interruzione impianto riduce il fabbisogno di feed gas solo se tocca l’operatività effettiva.
Stock e flussi: due unità di misura da non confondere
Un richiamo metodologico utile anche per l’investitore europeo abituato ai dati sugli stoccaggi UE: le scorte sono uno stock (misurato in Bcf, volume accumulato), l’export è un flusso (Bcf al giorno su un periodo definito). Confrontarne direttamente le grandezze numeriche produce una lettura distorta del bilancio domanda-offerta.
Le proiezioni EIA e il dato in arrivo
Il Short-Term Energy Outlook di ottobre stima scorte di fine mese a 3.850 Bcf, circa il 2% sopra la media quinquennale. Il documento, pubblicato il 6 ottobre, è stato chiuso il 1° ottobre: precede quindi le ultime indicazioni meteo del NOAA e va letto con questa riserva.
Il prossimo rapporto settimanale sugli stoccaggi è atteso domani e sarà seguito con particolare attenzione. Lo scenario che servirebbe ai rialzisti è chiaro: un’iniezione inferiore alle attese combinata con previsioni più fredde. Al contrario, iniezioni robuste e caldo persistente indebolirebbero ulteriormente l’ipotesi di un bilancio in tensione.
Analisi tecnica: supporti, resistenze e condizione di ipervenduto
Sul piano grafico, la rottura dei 3,00 dollari — soglia che aveva funzionato da supporto nelle sedute precedenti — apre spazio verso il basso, con il mercato che ha già toccato 2,847 dollari. La resistenza più immediata si colloca in area 3,30 dollari: finché i prezzi restano al di sotto, la struttura di breve periodo resta ribassista.
Il crollo è avvenuto nelle prime fasi della sessione, un tipo di movimento che storicamente attira cacciatori di valore sui ritracciamenti. Gli oscillatori si stanno riavvicinando a una condizione di ipervenduto, ma un rimbalzo richiede conferma: almeno 24 ore di tenuta sopra i minimi prima di parlare di inversione e non di semplice reazione tecnica.
Il fattore geopolitico sullo sfondo
Parte della discesa riflette anche un allentamento del premio per il rischio geopolitico. Le aperture iraniane alla via diplomatica, pur accompagnate dalla riaffermazione del diritto all’autodifesa, hanno ridotto i timori su Dubai e — aspetto ben più rilevante per il mercato globale del gas — sulle esportazioni di GNL del Qatar, tra i maggiori fornitori mondiali insieme agli Stati Uniti.
Per l’operatore europeo vale la pena ricordare che le dinamiche dell’Henry Hub si trasmettono con ritardo e con intensità variabile al TTF olandese, il benchmark continentale: i due mercati sono collegati proprio dall’arbitraggio sui carichi di GNL, ma rispondono a fondamentali meteorologici e di stoccaggio differenti.
Cosa monitorare nelle prossime sedute
- Dato EIA sugli stoccaggi in uscita domani: consenso sull’entità dell’iniezione e sorpresa rispetto alle attese
- Revisioni dei modelli meteo a 6-10 e 8-14 giorni, in particolare per il Midwest e il Nord-Est
- Flussi di feed gas verso i terminal di liquefazione del Golfo del Messico
- Tenuta dell’area 2,80-2,85 dollari come primo supporto tecnico rilevante
- Eventuale rientro sopra 3,00 dollari, condizione minima per riattivare l’interesse degli acquirenti di breve
