Gli Stati Uniti aggiungono 77 miliardi di piedi cubi di gas naturale alle scorte nella settimana terminata il 16 ottobre. Il rapporto EIA diffuso il 22 ottobre alle 10:30 della costa orientale americana porta il totale a 3.644 miliardi di piedi cubi, indicati con la sigla Bcf, contro 3.567 miliardi della settimana precedente.
Il Weekly Natural Gas Storage Report mostra disponibilità superiori di 35 Bcf alla media quinquennale, pari a 3.609 Bcf, e inferiori di 152 Bcf a un anno prima. In percentuale, il bilancio è dell’1% sopra la media e del 4% sotto il 2025. Il totale rientra nell’intervallo storico degli ultimi cinque anni.
La fotografia nazionale offre dunque un margine positivo rispetto alla stagione tipica. Guardando alle singole regioni emerge però un equilibrio più delicato, soprattutto nel South Central e nelle sue cavità saline, importanti per la flessibilità del sistema.
Perché il confronto storico conta più del solo aumento
Ottobre appartiene normalmente alla fase di accumulo che prepara i consumi invernali. Un aumento delle riserve va quindi confrontato con il livello di partenza e con le esigenze stagionali. I 77 Bcf aggiunti questa settimana accrescono il gas disponibile, mentre il confronto con la media aiuta a misurare quanto spazio esiste per assorbire un eventuale aumento della domanda.
Il surplus nazionale di 35 Bcf è inferiore alla metà dell’accumulo dell’ultima settimana: è un confronto di scala, non una stima di quanti giorni di freddo il sistema possa sostenere. Quella durata dipenderebbe da produzione corrente, consumi, importazioni, esportazioni e capacità di movimentare il gas.
South Central: il punto sensibile del nuovo rapporto
Nell’Est le scorte raggiungono 900 Bcf, il 2,7% sopra la media quinquennale; nel Midwest arrivano a 1.065 Bcf, il 2% sopra la media. Mountain e Pacific mostrano rispettivamente surplus del 4,5% e del 6,5%. Il South Central presenta invece 1.125 Bcf, contro una media di 1.165: un deficit del 3,4%.
La differenza diventa più marcata all’interno di quest’ultima regione. Gli stoccaggi in cavità saline contengono 251 Bcf, il 14,9% sotto la media quinquennale e il 21,1% sotto un anno prima. Le strutture non saline risultano invece leggermente sopra la media, dello 0,5%. Gli arrotondamenti EIA possono produrre piccole differenze nella somma delle componenti.
In termini redazionali, il dato più interessante è proprio questo: un totale nazionale vicino alla normalità può convivere con una minore disponibilità in una tipologia di deposito particolarmente flessibile. Il rapporto documenta lo squilibrio; per misurarne l’impatto sui prezzi serviranno anche condizioni meteorologiche e flussi della rete.
Il gas presente e quello rapidamente prelevabile
La guida tecnica dell’EIA agli stoccaggi distingue la capacità di contenere gas dalla velocità con cui può essere estratto. Le cavità saline consentono tassi di immissione e prelievo elevati rispetto al volume disponibile e possono compiere più cicli durante l’anno.
Questa caratteristica spiega perché la geografia delle scorte meriti attenzione. Quando la domanda aumenta rapidamente, conta sia la quantità accumulata sia la possibilità di farla arrivare al mercato nei tempi richiesti. Un deficit nelle cavità saline segnala una riserva più contenuta in strutture flessibili, pur senza dimostrare da solo un’imminente carenza di gas.
Produzione e GNL: lo scenario EIA resta una previsione
Nello Short-Term Energy Outlook del 6 ottobre, completato il 1° ottobre, l’EIA prevedeva scorte a circa 3.850 Bcf a fine mese, il 2% sopra la media quinquennale all’inizio della stagione di riscaldamento. Il dato settimanale appena uscito è una nuova osservazione da confrontare con quella traiettoria, non una conferma automatica dell’obiettivo.
Lo stesso scenario stimava per il 2026 una produzione secca media di 112,20 Bcf al giorno e esportazioni di gas naturale liquefatto per 17,6 Bcf al giorno; per il 2027 i valori previsti salivano a 116,13 e 18,6. Sono medie annuali previste, diverse dalle quantità effettivamente prodotte o esportate nell’ultima settimana.
L’espansione del GNL collega più strettamente l’offerta americana ai compratori esteri. La trasmissione ai prezzi dipende comunque dalla capacità degli impianti di liquefazione e dai trasporti: Henry Hub negli USA e TTF in Europa rispondono a bilanci regionali distinti, anche quando condividono parte degli stessi fattori globali.
I due scenari da seguire verso l’inverno
Con temperature miti, produzione regolare e ulteriori accumuli, il margine sulle scorte potrebbe mantenere sotto controllo le tensioni. In presenza di freddo prolungato, interruzioni produttive o forte richiesta di gas per l’esportazione, la velocità dei prelievi e la situazione del South Central diventerebbero più importanti.
La verifica successiva consiste quindi nell’osservare insieme surplus sulla media, distribuzione regionale e andamento dei flussi. Il nuovo dato EIA migliora il volume disponibile, mentre la composizione delle riserve suggerisce di tenere separati abbondanza nazionale e flessibilità locale. È questa distinzione a rendere l’analisi utile per chi segue il gas prima dell’inverno.
