Schede di riferimento

Energia europea: strumenti, costi e prove dal 2022 al 2026

La matrice dell’articolo sulla seconda crisi energetica: strumenti rimasti e scaduti, cinque funzioni, dati verificati, limiti e controllo previsto per dicembre 2026.

Perimetro e chiave di lettura

La baseline istituzionale è 27 febbraio 2026, 23:59 UTC. La prima istruttoria si fermava al 20 settembre 2026, 14:23:38 UTC; l’aggiornamento editoriale qui documentato arriva al 15 ottobre 2026. Il confronto storico riguarda il 2022, con periodi specificati per ogni serie. Le acquisizioni del 21 settembre e i controlli del 22 settembre restano datati; ENTSOG, Commissione e IEA sono stati ricontrollati il 15 ottobre. I grafici conservano i loro vintage originari e non vengono retrodatati. UE27, aggregato AGSI, Europa IEA e Stati Uniti restano geografie distinte.

La matrice applica il Protocollo istituzionale V1, senza riclassificare gli articoli precedenti. Distingue:

  • Fatto documentato: norma, operazione o misura verificata nella fonte e nel periodo dichiarati.
  • Inferenza: conclusione controllata separatamente dal dato; può essere «sostenuta nel perimetro», «prova insufficiente» o «contraddetta».
  • Posizione editoriale: scelta politica esplicita, non risultato imposto dalle statistiche.
  • ND: non determinato con le prove disponibili, mai zero, inesistenza o fallimento.

Le cinque righe seguenti raggruppano le funzioni dell’articolo per leggibilità. Conservano gli identificativi dell’istruttoria: nessun verdetto aggregato. Per ciascuna funzione richiamata rimane V0: Non determinato, provvisorio, sulla scelta fra alternative; non sulla realtà degli acquisti, delle norme o dei rilasci. L’adeguatezza complessiva alla baseline resta non determinato, con le componenti esistenti esplicitate nelle celle. La mancata prova di V4 non assegna V1, V2 o V3.

Le tabelle conservano tutte le colonne: si possono scorrere orizzontalmente, anche raggiungendole con Tab e usando le frecce.

Gli strumenti: adozione, durata, stato

Strumenti della risposta energetica: stato al 15 ottobre 2026, distinto dall’esecuzione.
StrumentoAdozioneScadenza o stabilizzazioneStato al 15 ottobre 2026Fonte primaria
Riduzione coordinata della domanda5 agosto 2022: obiettivo volontario del 15%, obbligatorio dopo allerta UE.Regime prorogato fino al 31 marzo 2024; successiva raccomandazione fino al 31 marzo 2025.Periodi terminati. Restano piani nazionali e possibilità di adottare un nuovo atto, non di riattivare automaticamente quello scaduto.2022/1369; 2023/706, art. 1; raccomandazione 25 marzo 2024, punto 3.
Correzione del mercato22 dicembre 2022; applicazione dal 1° febbraio 2023.Proroga del 21 dicembre 2023 fino al 31 gennaio 2025.Scaduto il limite condizionato sui derivati. Non era un tetto diretto alle bollette; restano controlli ordinari.2022/2578; 2023/2920.
Riempimento degli stoccaggi29 giugno 2022: 80% nel 2022, 90% dal 2023.Riforma del 18 luglio 2025, efficace dall’11 settembre; proroga al 31 dicembre 2027.Vigente. Riferimento del 90% nella finestra 1° ottobre–1° dicembre, con deviazioni condizionate: l’80% non è un nuovo obiettivo universale.2022/1032; 2025/1733, art. 1.
Acquisti comuni19 dicembre 2022; nuovo mandato adottato il 13 giugno 2024.Emergenza fino al 31 dicembre 2024; mandato PRISMA terminato il 31 marzo 2025. Quadro volontario permanente: artt. 42–44 dal 4 agosto 2024, restante sezione dal 1° gennaio 2025.Mandato vigente. Relazione annuale prevista; risultati completi del nuovo servizio gas non reperiti nel corpus.2022/2576; 2024/1789, artt. 42–51 e 89.
Solidarietà sul gas25 ottobre 2017; componente preesistente alla crisi del 2022.Quadro permanente, integrato dal regolamento 2024/1789; consolidamento giugno 2026.Obblighi e regole sostitutive vigenti anche senza accordi bilaterali. Compensazioni ed esecuzione vanno verificate.2017/1938 consolidato, art. 13.
Scorte petrolifere14 settembre 2009; quadro precedente al 2022.Obblighi nazionali permanenti; azione collettiva IEA nel marzo 2026.Vigenti: minimo maggiore fra 90 giorni di importazioni nette e 61 di consumo. Nessun proprietario-esecutore unico UE.Direttiva 2009/119/CE, artt. 3 e 20.
Coordinamento AccelerateEU22 aprile 2026: comunicazione della Commissione durante il secondo shock.Azioni e monitoraggio attuati attraverso la Energy Union Task Force e i gruppi di coordinamento; non regime emergenziale con scadenza unica.Attivo su stoccaggi, rilasci di petrolio e misure nazionali. Non ripristina il grilletto vincolante sulla domanda e non istituisce una garanzia fiscale comune.Commissione, AccelerateEU.

Cinque funzioni: responsabilità e prove mancanti

Cinque gruppi editoriali, con risultati e domande istituzionali distinti.
FunzioneChi decideChi pagaCapacità esistenteCosa mancaConclusione circoscrittaMigliore obiezioneProva che cambierebbe il giudizio
Riduzione della domanda: ENE-04Autorità nazionali; un nuovo atto UE richiede una decisione europea.Utenti, imprese e bilanci che finanziano compensazioni.Piani e poteri ordinari; base dell’art. 122 disponibile, specifico regime del 15% scaduto.Riparti, servizi preservati ed effetti oltre confine; quota climatica e produttiva della variazione 2026.Scadenza verificata, effetto sui consumi ND. Scelta aperta fra piani nazionali, accordi, priorità UE e mandato stabile.Shock, contratti e domanda iniziale differiscono dal 2022; il calo precedente non fu tutto sacrificio produttivo.Dati omogenei su settori, clima, ordini e compensazioni che distinguano risparmio da produzione persa.
Riempimento e disponibilità: ENE-03UE sull’obbligo; Stati, regolatori e acquirenti sull’attuazione.Acquirenti, tariffe e conti pubblici nazionali; circuiti italiani e austriaci differenti.Stock, acquisti e solidarietà documentati. Stock territoriale non equivale a gas accessibile a tutti gli utenti.Costo netto finale italiano; diritti transfrontalieri e domanda protetta servita nello stesso stress.Rischio nazionale osservato; superiorità di garanzie nazionali, accordi o copertura europea non determinata.Una perdita ex post può essere il costo di una protezione razionale ex ante.Incassi, servizi, residui e recuperi riconciliati; prova di accesso e confronto delle garanzie a rischio omologo.
Acquisti comuni e trasparenza del mercato: ENE-05 e ENE-09Commissione organizza; imprese contrattano; autorità e sedi sorvegliano il mercato.Acquirenti e partecipanti; costi amministrativi e garanzie secondo mandato.Matching storico e mandato permanente; controlli ordinari, MCM scaduto. Matching non è consegna.ENE-05: addizionalità e condizioni totali. ENE-09: beneficio dei controlli su liquidità e integrità.La mancata disclosure non prova inattività. Aperta la scelta fra contratti autonomi, accordi, mandato comune delimitato e capacità stabile.Riservatezza commerciale può nascondere vantaggi reali; un prezzo alto può riflettere scarsità.Relazione art. 51, contratti e consegne comparabili; separatamente dati intraday, margini e migrazione degli scambi.
Protezione fiscale: ENE-07 e ENE-08Stati sui sostegni; Commissione sulla compatibilità degli aiuti alle imprese.Bilanci nazionali e, nei circuiti previsti, consumatori.Bonus, schemi e concessioni documentati; autorizzazione UE distinta da erogazione nazionale.ENE-07: protezione ricevuta e bisogno residuo. ENE-08: continuità e pari trattamento di imprese comparabili.Quote nominali diverse sono un fatto; non misurano da sole distorsione. Fondo comune resta proposta editoriale.Settori, contratti, strumenti finanziari e utilities sistemiche possono spiegare parte delle quote.Pagamenti, equivalente sovvenzione e recuperi su esposizioni omologhe; eventuali ostacoli ripetibili agli accordi.
Scorte e rilascio petrolifero: ENE-01 e ENE-02Obblighi UE, governi e detentori; decisione collettiva IEA; DOE per SPR.Bilanci, agenzie e operatori secondo gli strumenti nazionali.Inventari e obblighi esistono; al 15 ottobre l’IEA registrava circa 330 milioni di barili rilasciati nell’azione collettiva.ENE-01: stock utilizzabile per sito e qualità. ENE-02: consegne dovute/effettive, scadenze e ritardi per fase, soprattutto sui prodotti raffinati.Il coordinamento ha prodotto grandi rilasci; la sufficienza stabile resta non provata. La proprietà federale non elimina limiti logistici.Accessi e accordi possono bastare; manutenzione, raffinazione e domanda commerciale possono dominare i vincoli istituzionali.Scenario comune UE/SPR, titoli di accesso, prove logistiche e rendiconti affidabili delle consegne tempestive.

Affermazioni materiali: dati e limiti

«Verificato» riguarda l’enunciato delimitato nella riga. Non certifica automaticamente la spiegazione causale o la proposta politica. La confidenza documentale è alta sui valori ufficiali nel loro stadio; rimane limitata sui confronti non omogenei e sugli effetti non identificati.

Tracciabilità delle principali affermazioni dell’articolo, con date e denominatori.
Frase o datoFonte e passaggioData e denominatoreStato della provaLimiteSezione dell’articolo
Carichi Qatar–Emirati: −35 bcmIEA Q3, pp. 6 e 15.Marzo–giugno 2026 contro 2025; paesi combinati; bcm di gas equivalente.Verificato; inferenza descrittiva sostenuta nel perimetro.Riduzione assoluta dei carichi LNG in uscita da Qatar ed Emirati; destinazioni non disaggregate per questo valore, non un calo delle importazioni UE. Confronto anno su anno, non milioni di tonnellate né valore annualizzato. Stime annuali escluse da questo confronto.Apertura: contesto dello shock.
East-West colpito, poi riattivatoIEA, Oil Market Report, ottobre 2026.Bombardamento dell’11 settembre; flussi di settembre e valutazione pubblicata il 14 ottobre.Verificato nella fonte primaria IEA.La fonte documenta attacco e rapido ritorno dei flussi, non la sorte di singoli carichi verso raffinerie europee. Persistono strozzature nei prodotti raffinati e nel diesel.Apertura e petrolio.
AccelerateEU: coordinamento attivoCommissione, comunicazione e cronologia di attuazione.Presentato il 22 aprile; repertorio delle misure nazionali aggiornato il 13 ottobre.Verificato come capacità di coordinamento.Non è un meccanismo vincolante di riduzione della domanda né un fondo fiscale comune; l’elenco delle misure non fornisce un costo UE omogeneo aggiornato.Cassetta degli attrezzi e aiuti.
Gas −0,5%; TTF +27,2%Eurostat IC_OBS; ACER CSV e metodo 1.1; formule sotto.UE27 gas; marzo–giugno 2026/2025. TTF: 77/76 osservazioni.Verificato; causalità ND.Consumo non corretto per clima; prezzo all’ingrosso front-month, non bolletta. Contemporaneità non identifica l’effetto della scadenza.Apertura e domanda.
Brent spot +48,4%EIA, tabella giornaliera, fonte sottostante Refinitiv/LSEG.Marzo–giugno: 69,261951 USD/barile nel 2025, 102,760723 nel 2026; 82/83 osservazioni.Verificato; inferenza descrittiva sostenuta nel perimetro.Medie delle osservazioni disponibili, nessuna imputazione. Non futures, non aumento del gas, non prova di prezzi raddoppiati.Apertura.
Nel 2022 il gas calò del 13%IEA, scomposizione 2022.UE, intero 2022 sul 2021.Verificato; attribuzione esclusiva alla norma: prova insufficiente.Il 15% era un obiettivo diverso; clima, efficienza, sostituzione e produzione contribuiscono al risultato.Apertura.
AGSI: 65,62% al 1° settembre 2026AGSI, serie e replica API.16 valori del 1° settembre 2011–2026; stesso ordinamento nel 2012–2026.Verificato; primato della serie pubblicata sostenuto nel perimetro.Composizione variabile: non minimo omogeneo né minimo di tutti i giorni. Revisione acquisita il 21 settembre.Stoccaggi.
ENTSOG: 72%, 811 TWh al 1° ottobreWinter Supply Outlook 2026/27, pp. 3–5 e 33–35; Commissione, 8 ottobre.Media UE al 1° ottobre: 72%, circa 811 TWh/~74 bcm; 83% un anno prima.Verificato; infrastruttura adeguata nello scenario di riferimento.Il modello assume cooperazione e non incorpora i contratti commerciali. Con inverno freddo e LNG normale o ridotto, risposta della domanda o domanda potenzialmente scoperta pari al 7–12% per mantenere il 30% a fine stagione.Stoccaggi: aggiornamento.
Italia 43,4%; Paesi Bassi 4,6%ENTSOG Annex A, WGV, righe 12/14.1° aprile 2026: 88.248/203.348 e 6.439,4/141.466,1 GWh.Verificato; adeguatezza del servizio non verificata.Istantanea, non baseline; capacità territoriale, non proprietà nazionale o diritto degli utenti esteri.Stoccaggi.
Acquisto GSE e perdita realizzataARERA 113, p. 8; bilancio GSE 2022.2022: 17.877.731 MWh, circa 3,995 miliardi EUR. Procedure concorrenziali avviate a novembre 2022; al 31 marzo 2023 risultavano venduti e trasferiti 5.679 GWh, per circa 377 milioni.Verificato nei valori dichiarati; riconciliazione parziale.Perdita dichiarata 892.680.637,29 EUR; medie implicite circa 223,46/66,38 EUR/MWh. Scarto di 0,5 GWh fra subtotali arrotondati; non costo netto finale.Stoccaggi: Italia.
Svalutazione 2,358 miliardi; residuo 23,125 TWhGSE 2025, p. 79; ARERA 197/2026, p. 3.Esercizio 2025: 2.357.993 migliaia EUR; atto 3 giugno 2026: 12.198.731 MWh GSE + 10.926.164 Snam.Verificato; costo netto finale ND.Svalutazione/allineamento debito non nuova cassa; residuo non tutto GSE. Nessuna somma con perdita e costo d’acquisto.Stoccaggi: Italia.
Austria: 20 TWh, detenzione 110,7 milioniASGM 2025, pp. 7–18.20.003.850 MWh a fine 2025; tranche a 117,40 e 230,23 EUR/MWh; detenzione 110.692.587,32 EUR.Verificato; confronto di efficienza: prova insufficiente.Circa 5,534 EUR/MWh detenuto; nessun rilascio nel 2025. Date e servizi differenti impediscono una graduatoria Italia–Austria.Stoccaggi: Austria.
Aiuti: 140,79 miliardi, Germania 51,7%DG COMP brief 1/2024, pp. 2–7; allegato Overview B2:B28.Cumulato al 30 giugno 2023: DE 72,80; IT 39,23; FR 1,82; PL 0,75 miliardi EUR nominali.Verificato; effetto concorrenziale ND.27 risposte; esclusi aiuti ordinari e sostegni non qualificati come aiuti di Stato. Non soli energivori, pagamenti o costo netto.Aiuti.
200 miliardi annunciati; Uniper circa 33Governo tedesco, 29 settembre 2022; DG COMP, p. 3.Dotazione WSF annunciata; Uniper già nello strato sistemico del pannello.Verificato nei rispettivi stadi.Non sommare dotazione, 729,72 miliardi approvati e concessioni. Non aggiungere Uniper alle barre già comprensive.Aiuti.
Misure 2026: 14,5 miliardi, 0,07% PILCommissione, box I.9.1, costo e disegno; repertorio AccelerateEU.Nuove misure 1 marzo–cutoff 4 maggio; famiglie e imprese; costo previsto 2026. Repertorio nazionale aggiornato il 13 ottobre.Verificato come istantanea di primavera; «apprendimento» contro «vincolo fiscale»: prova insufficiente.Non è il totale definitivo del 2026. Circa tre quarti non mirati, due terzi di prezzo. 38,6 miliardi è scenario di proroga. Il repertorio aggiornato non offre un nuovo aggregato fiscale omogeneo.Aiuti: risposta 2026.
Acquisti comuni: relazione annuale previstaRegolamento 2024/1789, art. 51.Mandato permanente; ricerca documentale aggiornata al 15 ottobre 2026.Obbligo verificato; addizionalità ND.Relazione del nuovo servizio non reperita nel corpus: non prova di inattività o di mancata pubblicazione. Servono consegne e condizioni totali confrontabili.Acquisti comuni.
SPR: 133,56 aggiudicati; circa 35 consegnatiCinque award DOE, collegati sotto; comunicato 11 maggio.Milioni di barili: aggiudicazioni fino al 22 giugno; consegne dichiarate fino all’11 maggio.Verificato; consegne complessive riconciliate ND.Date diverse; 172 annunciati non sono consegne. Stock −130,484 milioni, 27 febbraio–11 settembre, non ricevuta cumulativa.Petrolio.
Capacità SPR inferiore al progettoGAO, pp. 37–38.Dicembre 2025: estrazione 2,700/4,415; distribuzione 3,352/6,358 milioni barili/giorno.Verificato; limite materiale sostenuto nel perimetro.Capacità stimata/di progetto; non velocità effettiva di tutto il rilascio 2026 né confutazione di una riserva europea.Petrolio.
IEA: circa 330 milioni rilasciati al 15 ottobreIEA, comunicati 11 e 15 marzo; Governing Board, 15 ottobre; Eurostat scorte.Decisione iniziale da 400 milioni; circa 330 già rilasciati, circa 100 ancora da accelerare, oltre 20 milioni di diesel pianificati. Impegni europei iniziali: 32,7 pubblici + 74,8 industriali.Verificato; il coordinamento ha prodotto rilasci materiali. Sufficienza stabile per qualità, luogo e prodotto: prova insufficiente.Alcuni membri superano gli impegni, quindi il totale atteso eccede 400 milioni. Europa IEA diversa da UE27; scorte Eurostat in kt, non barili. Il dato aggregato non misura la tempestività di ogni consegna.Petrolio.

Dati dei grafici e trasformazioni

Domanda e TTF. Eurostat: acquisizione 21 settembre, 12:46:56 UTC; vintage 16 settembre. Somme marzo–giugno: 3.601.123,990 TJ_GCV nel 2025, 3.582.212,305 nel 2026. Il rapporto ×100 dà 99,474839382, mostrato come 99,5. ACER: acquisizione 21 settembre, 19:45:24 UTC; media giornaliera ricavata da prezzo LNG UE meno benchmark. Somme 2.850,718/76 e 3.673,349/77, medie 37,509447 e 47,705831 EUR/MWh; indice 127,183508. Si sommano le osservazioni, non si mediano quattro medie mensili. Base comune 2025=100, grandezze economiche diverse, nessuna causalità automatica. CSV, HTML e PDF campione sono viste della stessa fonte. Giorni ACER diversi da tutte le sedute ICE; nessuna imputazione, contratto con roll e possibili revisioni.

Stoccaggi. Il grafico conserva la replica AGSI del 21 settembre, 19:44 UTC: percentuali originali dei sedici 1° settembre 2011–2026, senza interpolazione. Il 2026 è il minimo di questo confronto stagionale nella serie pubblicata, non a perimetro costante. Paesi fissi sono ricostruibili, ma non garantiscono operatori, impianti e capacità omogenei. L’aggiornamento ENTSOG al 1° ottobre — 72%, 811 TWh/~74 bcm — è una fotografia successiva e non modifica retroattivamente la serie del grafico. Il modello ENTSOG assume cooperazione fra Stati e non incorpora i contratti commerciali.

Aiuti. DG COMP: acquisizioni 21 settembre, 12:43 UTC; vintage febbraio 2024, cumulato giugno 2023. Il grafico seleziona quattro Stati e arrotonda Italia/Francia a 39,2/1,8; la tabella sopra conserva 39,23/1,82. Nessuna normalizzazione, conversione o equivalenza sovvenzione. PDF e workbook non sono prove indipendenti. La somma UE27 dell’Overview è 140,79: non usare il totale dei quattro Stati per la quota tedesca. La differenza di 0,01 miliardi fra righe e totale del vecchio pannello 2022 riguarda un altro periodo/vintage; non si rialloca. Alcune celle differiscono fra Overview e foglio temporale: qui si usa coerentemente Overview.

Proposta editoriale e controllo del 1° dicembre

La protezione finanziaria europea proposta nell’articolo è una posizione editoriale: mandato delimitato, risorse autorizzate, esecuzione anche nazionale e responsabilità politica europea. Condividere rischio comporta trasferimenti potenziali, non elimina il costo attraverso il debito. La distribuzione dipende da contributi, benefici e recuperi. L’azzardo morale è la migliore obiezione: coperture automatiche possono premiare ritardi e rischio. Franchigie, contributi preventivi e condizioni sono parti della proposta, non risultati già verificati.

Restano aperte alternative nazionali, accordi fra Stati e capacità comuni delimitate. Per V4: Funzione federale stretta, il Protocollo richiede insieme effetti transfrontalieri rilevanti; economie di scala continentali oppure rischio di concorrenza interna distruttiva; fallimento strutturale del semplice coordinamento; necessità di bilancio, debito, infrastruttura o apparato esecutivo comune; responsabilità democratica coerente. L’istruttoria non ha dimostrato tale necessità. Un bilancio comune o una dichiarazione politica non sostituiscono il confronto.

Il controllo del 1° dicembre 2026 è futuro e non è stato eseguito. Alla chiusura della finestra verificheremo il raggiungimento del riferimento del 90%, le deviazioni effettivamente utilizzate e le loro basi, quantità e costi distribuiti fra Stati. Data del giorno gas, pubblicazione, revisione e denominatore saranno registrati separatamente. Il 90% in settembre non era già una scadenza violata; a dicembre non basterà una media UE per giudicare tutti gli obblighi nazionali.

Verificheremo inoltre accessibilità delle quantità e oneri osservabili: una percentuale di riempimento non prova da sola servizi, equità o costo finale. Risultati adeguati ottenuti con accordi e garanzie esistenti indebolirebbero la diagnosi di insufficienza; impedimenti ripetibili e attribuibili al riparto di poteri o rischi la rafforzerebbero. Nessuno dei due esiti assegnerà automaticamente un verdetto costituzionale. Se i fatti contraddiranno la diagnosi, la diagnosi sarà aggiornata, con data e ragioni della correzione.

Fonti e documenti

Le fonti normative e i produttori delle statistiche sono identificati sopra; EIA ripubblica prezzi Refinitiv/LSEG. Attacco e ritorno dei flussi dell’East-West sono documentati dall’IEA; non viene formulata alcuna affermazione sulla sorte di singoli carichi verso raffinerie europee. GSE, Corte dei conti e ARERA possono riprendere gli stessi conti: convergenza non significa tre misure indipendenti. Acquisizioni di base del 21 settembre; controlli puntuali del 22 settembre e del 15 ottobre dichiarati separatamente.

Per riprodurre 133,56 milioni di barili aggiudicati, sommare cinque award distinti, non i massimali delle gare: 20 marzo, 45,22, 10 aprile, 8,48, 17 aprile, 26,03, 11 maggio, 53,33, 22 giugno, 0,50. Eventuali modifiche, annullamenti e adempimenti non sono dedotti da questi totali.

Le posizioni politiche hanno fonti proprie: Draghi, 29 settembre 2022 e Gentiloni–Breton, 3 ottobre. Il secondo è un intervento firmato, fonte primaria della proposta ispirata a SURE, non un atto legislativo della Commissione. Documentano il rischio contestato, non la sua dimensione economica né il fallimento strutturale degli accordi.

Fonti e documenti

  1. Eurostat, consumi mensili di gas UE27, nrg_cb_gasm

    IC_OBS, G3000, TJ_GCV; vintage 16 settembre 2026. Acquisizione 21 settembre; nessuna correzione climatica.

  2. ACER, serie storica delle valutazioni e del benchmark LNG

    CSV acquisito il 21 settembre 2026; riferimento TTF ricavato per sottrazione, limitato ai giorni pubblicati da ACER.

  3. ACER, metodo LNG e benchmark, versione 1.1

    Pagine 5/8: benchmark LNG = valutazione LNG UE meno settlement ICE Endex TTF front-month.

  4. IEA, Gas Market Report Q3-2026

    Rapporto del 7 luglio, acquisito il 21 settembre. Controllo puntuale del 22 settembre, pp. 6 e 15: calo di 35 bcm marzo–giugno, Qatar ed Emirati insieme, rispetto al 2025.

  5. IEA, Oil Market Report, ottobre 2026

    Controllo del 15 ottobre: bombardamento East-West dell’11 settembre, rapido ritorno dei flussi e persistente tensione sul diesel.

  6. IEA, scomposizione del calo della domanda di gas nel 2022

    UE, intero 2022 sul 2021: −13%; periodo diverso dal confronto marzo–giugno 2026.

  7. GIE, AGSI: aggregato europeo degli stoccaggi

    Serie acquisita tramite API il 21 settembre 2026; composizione e capacità variabili. La data del dato è distinta dalla revisione.

  8. ENTSOG, Summer Supply Outlook 2026, Annex A

    Foglio WGV: stock e capacità al 1° aprile, in GWh. Pubblicato il 9 aprile; acquisito il 21 settembre.

  9. ENTSOG, Winter Supply Outlook 2026/27

    Pubblicato l’8 ottobre; controllo del 15 ottobre. Stock al 1° ottobre, scenari di riferimento e freddo, ipotesi LNG e risposta della domanda.

  10. Commissione europea, sistema del gas preparato per l’inverno

    Comunicazione dell’8 ottobre basata sul Winter Supply Outlook ENTSOG; preparazione del sistema distinta dal livello relativamente basso degli stoccaggi.

  11. ARERA, delibera 113/2024/R/com

    Pagina 8: acquisti, cessioni e perdita realizzata GSE. Valori nominali e periodi distinti.

  12. GSE, bilancio d’esercizio e consolidato 2022

    Pagina stampata 16/PDF 21: acquisti 25 luglio–19 settembre 2022 e prime vendite di dicembre; acquisizione 21 settembre 2026.

  13. GSE, bilancio d’esercizio e consolidato 2025

    Pagina stampata 79/PDF 81: svalutazione e allineamento del debito. Disponibilità dal 27 luglio 2026 documentata; acquisizione 21 settembre.

  14. ARERA, delibera 197/2026/R/gas

    Atto del 3 giugno, p. 3: quantità residue GSE e Snam; allegato economico riservato.

  15. ASGM, rapporto 2025 al Parlamento austriaco

    30 aprile 2026, pp. 1–4 e 7–18: quantità, tranche e detenzione 2025; acquisizione 21 settembre.

  16. DG COMP, State aid brief 1/2024

    Febbraio 2024, pp. 2–7: budget approvati e aiuti nominalmente concessi fino al 30 giugno 2023.

  17. DG COMP, allegato statistico del brief 1/2024

    Foglio Overview, colonna B: importi originali usati per il confronto fra Stati. Stessa rilevazione del PDF, non conferma indipendente.

  18. Commissione europea, misure per lo shock energetico del 2026

    21 maggio 2026, box I.9.1: nuove misure 1 marzo–4 maggio, costo previsto e targeting. Controllo del 15 ottobre: il valore resta un’istantanea con cutoff 4 maggio, non il totale definitivo del 2026.

  19. Commissione europea, AccelerateEU

    Comunicazione del 22 aprile e cronologia di attuazione; coordinamento su stoccaggi, rilasci di petrolio e misure nazionali. Repertorio nazionale aggiornato il 13 ottobre.

  20. IEA, decisione collettiva di rilascio dell’11 marzo 2026

    Decisione dopo la riunione del 10 marzo: rapidità decisionale, non velocità delle consegne.

  21. IEA, aggiornamento del 15 marzo 2026

    Impegni dei membri europei: 32,7 milioni di barili pubblici e 74,8 industriali; Europa IEA diversa da UE27.

  22. IEA, dichiarazione del Governing Board del 15 ottobre 2026

    Circa 330 milioni di barili rilasciati; circa 100 milioni da accelerare; oltre 20 milioni di barili di diesel già pianificati; totale atteso superiore ai 400 milioni iniziali.

  23. DOE, aggiudicazioni e consegne dichiarate all’11 maggio 2026

    Circa 35 milioni di barili dichiarati consegnati; distinto dal totale degli award fino al 22 giugno.

  24. EIA, stock settimanale della Strategic Petroleum Reserve

    Release 16 settembre 2026; stock fino all’11 settembre, non ricevute cumulative di consegna.

  25. EIA, Europe Brent Spot Price FOB

    Release 16 settembre 2026, fonte sottostante Refinitiv/LSEG; medie giornaliere marzo–giugno, USD/barile. Acquisizione 21 settembre.

  26. GAO, Energy Security: Congress and DOE Need a Unified Plan

    Pagine 37–38: capacità di estrazione e distribuzione nel dicembre 2025; non throughput dell’intero 2026.

  27. Eurostat, scorte petrolifere d’emergenza

    UE27 gennaio–giugno 2026 completo; quantità in migliaia di tonnellate, senza conversione in barili.