La giornata del gas europeo non parte da un prezzo isolato. Parte da una scadenza vicina, il future luglio, da un continente sotto pressione termica e da una rotta marittima che continua a pesare sul GNL. Amsterdam apre in area 40 e resta lì anche nel primo pomeriggio: la soglia diventa il livello da cui operatori, fornitori e grandi consumatori calcolano coperture di breve periodo.
Avvertenza di mercato: il TTF è un future all’ingrosso espresso in euro/MWh. La bolletta italiana passa da PSV, clausole contrattuali e medie mensili.
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Il valore delle 8:12: 40,64 euro/MWh
Le rilevazioni ANSA delle 8:12 e delle 13:08 fissano due istanti della stessa seduta: apertura a 40,64 euro/MWh con rialzo dello 0,57% e successiva permanenza sopra quota 40 a 40,46 euro/MWh. Il contratto richiamato è il future luglio, cioè la consegna del mese immediatamente successivo alla seduta.
Il Wall Street Journal alle 13:00 colloca il Dutch TTF Natural Gas July 2026 a 40,730 euro, con apertura a 40,400 e intervallo giornaliero compreso fra 40,280 e 40,905. La differenza di centesimi fra piattaforme e orari non altera la fascia di lavoro: Amsterdam tratta nel corridoio dei 40 euro e non recupera i livelli osservati a metà mese.
Il caldo europeo entra nel prezzo elettrico
Con temperature elevate, il consumo elettrico cresce nelle ore diurne e serali. Le centrali a gas rientrano in servizio quando rinnovabili e nucleare non coprono il picco, con l’idroelettrico condizionato dai bacini disponibili. In quelle ore il combustibile entra nel prezzo marginale dell’elettricità e il TTF riceve domanda aggiuntiva dal settore power.
Reuters ha documentato il legame fra raffrescamento, offerta elettrica più corta e prezzi marginali fissati spesso da impianti a gas. AleaSoft Energy Forecasting registra nella settimana del 15 giugno una crescita della domanda elettrica italiana del 12% e prezzi giornalieri sopra 100 euro/MWh in alcune sedute di Germania, Belgio, Regno Unito, Italia e Olanda. La seduta del 26 giugno nasce dentro questa pressione già visibile nei mercati elettrici.
Hormuz entra nel premio senza rompere la fascia 40
Nel primo pomeriggio gli operatori guardano anche allo stretto di Hormuz, dopo l’attacco iraniano a un mercantile di Singapore. Il riferimento non agisce sul TTF come carico fisico in arrivo ad Amsterdam. Agisce come costo di sostituzione del GNL: se armatori e assicuratori ricalcolano il transito insieme agli acquirenti, il premio finisce nella curva europea.
La reazione resta compressa. Il future luglio non scappa sopra 41 e la stabilità del GNL segnala che il mercato non tratta una chiusura della rotta. Pesa una vigilanza di breve periodo, non una rottura della catena di fornitura. Per questo la seduta resta più leggibile dal confine dei 40 euro che da un salto improvviso del prezzo.
Scadenza luglio: consegna vicina e scambi più stretti
Il contratto luglio ha un calendario ravvicinato. Barchart colloca il Dutch TTF Gas Futures su ENDEX, con negoziazione fra le 7:00 e le 17:00 di Londra, tick da 0,005 euro/MWh e valore pari a 3,65 euro per contratto. Prima notifica e scadenza cadono il 29 giugno 2026.
La prossimità della scadenza modifica il modo in cui gli operatori trattano il prezzo. A tre giorni dalla fine, molti portafogli hanno già chiuso una parte delle coperture. I movimenti residui riguardano soprattutto aggiustamenti di consegna, ribilanciamenti e passaggio verso agosto. Per questo un’apertura a 40,64 parla più di assestamento che di nuova corsa rialzista.
Dal 12 giugno a oggi: sei euro di scarto sul future
Nel monitoraggio pubblicato il 13 giugno avevamo fissato l’apertura del future luglio a 47 euro/MWh per la seduta del 12 giugno. L’apertura odierna a 40,64 euro/MWh vale 6,36 euro/MWh in meno. Su un profilo da 10 GWh lo scarto equivale a 63.600 euro di materia prima all’ingrosso.
La distanza dai 47 euro non cancella il premio estivo. Dice che Amsterdam ha riassorbito una parte della tensione vista nella prima metà del mese. Il mercato resta sopra 40 dopo il passaggio del 19 giugno in area 42, con un profilo diverso: meno spinta geopolitica immediata, più peso del caldo sulla generazione elettrica.
Italia: TTF, PSV e contratti non si muovono allo stesso ritmo
Per il cliente italiano il TTF non entra da solo in fattura. Le forniture indicizzate guardano al PSV, alle medie del mese e alla formula prevista dal contratto. Il prezzo di Amsterdam anticipa le aspettative di acquisto. Il trasferimento avviene solo quando il venditore aggiorna la componente materia prima.
Le imprese con consumi elevati ricevono il segnale prima delle famiglie, perché costruiscono coperture a termine e budget energetici su finestre ravvicinate. Una differenza di 6,36 euro/MWh rispetto al 12 giugno, su un profilo da 100 GWh, pesa 636.000 euro all’ingrosso. A quel numero si aggiungono trasporto, oneri, imposte e condizioni commerciali.
Depositi europei: il prezzo conta dentro il calendario di riempimento
La campagna di riempimento dei depositi resta la seconda variabile della seduta. Gas Infrastructure Europe indica AGSI e ALSI come piattaforme con comunicazioni giornaliere sugli stoccaggi sotterranei e sui terminali GNL, con copertura del 100% del mercato UE27 per i depositi e dei grandi terminali europei per il GNL.
La Commissione europea ha inserito una finestra più larga per il target del 90%: il riempimento annuale si misura fra 1 ottobre e 1 dicembre, con margini di deviazione in presenza di condizioni di mercato difficili o vincoli tecnici. In giugno ogni euro sul TTF incide sul costo della campagna di iniezione, perché il gas acquistato ora finisce nei depositi che serviranno durante l’inverno.
La fascia 40 diventa il confine della seduta
Il tratto operativo è netto: sotto 41 il mercato segnala controllo della tensione, sopra 40 conserva un premio estivo visibile. La seduta del 26 giugno non assomiglia alla salita sopra 51 dell’8 giugno né al rientro a 47 del 12 giugno. Mostra un TTF più basso e ancora agganciato a una combinazione di caldo, prezzo elettrico e GNL.
Per i compratori industriali la fascia 40 è una zona di decisione. Chi ha già coperto luglio guarda ad agosto. Chi deve acquistare volumi residui misura se bloccare una parte dei volumi o attendere la chiusura della scadenza. La risposta dipende dal profilo d’uso, dal vincolo di magazzino e dal grado di esposizione al PSV.
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Junior Cristarella
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