Crollo prezzi a Waha: -9,75 $ nel Permian

Paragrafo introduttivo

Il centro di scambi del gas naturale Waha nel West Texas ha registrato prezzi spot fino a -9,75 $ per MMBtu il 22 marzo 2026, un impressionante crollo dei prezzi locali che contrasta con le crescenti preoccupazioni sulla stretta dell'offerta a livello globale (Fortune, 22 marzo 2026). Questa stampa negativa — conseguenza diretta di gravi strozzature locali nella capacità di takeaway e di una discrepanza tra l'offerta di gas associato e la connettività alle pipeline — ha spinto i produttori texani a bruciare o flare volumi incrementali piuttosto che accettare ricezioni a prezzo negativo. La dislocazione a Waha sottolinea una divergenza strutturale crescente tra le dinamiche di mercato iper-localizzate nel Bacino Permian e i fondamentali di domanda e offerta del Nord America e globali. Investitori istituzionali e operatori di mercato dovrebbero considerare questo evento come emblematico dello stress delle infrastrutture midstream, delle frizioni normative e del rischio a livello di asset che possono alterare materialmente l'economia dei produttori e il basis risk nei portafogli.

Contesto

La stampa negativa a Waha non si è verificata in isolamento. Il Bacino Permian ha registrato un aumento pluriennale della produzione di gas associato legato alla crescita della produzione di greggio; i dati della EIA pubblicati a gennaio 2026 stimavano i flussi di gas naturale commercializzato nella regione del Permian a circa 18,5 miliardi di piedi cubi al giorno (Bcf/g) alla fine del 2025 (U.S. EIA, gen 2026). Con pipeline di takeaway e capacità di compressione in ritardo rispetto alle attività di perforazione e completamento orientate al petrolio, la congestione localizzata ha frequentemente spinto il basis di Waha fortemente in territorio negativo rispetto al benchmark Henry Hub. Il 22 marzo 2026 Henry Hub spot stava trattando vicino a 3,08 $/MMBtu sul NYMEX, lasciando Waha più di 12 $/MMBtu più debole in una singola giornata (NYMEX, 22 marzo 2026; Fortune, 22 marzo 2026).

Questo modello — aumento dell'offerta locale senza una corrispondente espansione midstream — è persistito nonostante progetti annunciati pluriennali e contratti da parte di società midstream. Le aziende hanno ritardato o dato priorità agli investimenti di capitale verso trunkline maggiori dove i ritorni sono più chiari, lasciando un mosaico di infrastrutture locali incompleto. Le tempistiche politiche e di autorizzazione in Texas hanno inoltre vincolato la velocità con cui nuove pipeline, capacità di compressione e impianti di trattamento del gas entrano in funzione, amplificando le esposizioni per i produttori dipendenti da punti di ricezione hub specifici.

Storicamente, episodi di prezzi regionali negativi del gas negli Stati Uniti sono stati episodici e di breve durata. Ciò che differenzia l'evento di marzo 2026 è la magnitudine della stampa negativa e il suo verificarsi mentre molte altre giurisdizioni — in particolare l'Europa e parti dell'Asia — stanno affrontando tensioni sull'offerta. Tale divergenza simultanea aumenta sia la volatilità del basis sia l'asimmetria economica per produttori integrati e appaltatori midstream con esposizione al Permian.

Analisi dei dati

Il dato più visibile è la settlement di Waha a -9,75 $/MMBtu registrata dai trader nella settimana del 22 marzo 2026 (Fortune, 22 marzo 2026). Quel singolo punto dati si traduce in esiti di margine materialmente negativi per i produttori che vendono nell'hub senza capacità di takeaway ferma. Usando l'ipotesi di una vendita di 20 MMcf/g da parte di un produttore verso Waha, un prezzo negativo di -9,75 $ rappresenterebbe un deflusso di cassa di circa 195.000 $ al giorno prima di considerare i costi di sollevamento e gestione — una penalità operativa non trascurabile se confrontata con introiti positivi a Henry Hub.

In confronto, Henry Hub è rimasto in territorio positivo a circa 3,08 $/MMBtu nello stesso giorno, il che significa che lo spread Waha-Henry ha superato i 12,80 $/MMBtu (NYMEX, 22 marzo 2026). Su base annua, tali spread possono oscillare drasticamente; nel 1° trim. 2025 il basis mediano di Waha era solo moderatamente negativo rispetto a Henry Hub, mentre l'evento di marzo rappresenta uno spostamento di più deviazioni standard rispetto agli spread storici recenti. La volatilità del basis a questa scala ha effetti a catena sull'efficacia delle coperture: una copertura fissa su Henry Hub non proteggerà dalle dislocazioni specifiche di un hub senza un basis swap su misura o una copertura location-specific.

Le statistiche di throughput midstream e di flare offrono evidenze corroboranti dello squilibrio. OperatorI nel Permian hanno divulgato un aumento del flare e del venting durante la settimana, scegliendo di bruciare gas in sito piuttosto che sostenere ricezioni negative o pagare per il trattamento temporaneo e il trasporto su strada. Sebbene i tempi di disclosure a livello aziendale varino, i report aggregati ai regolatori del Texas mostrano un aumento misurabile delle ore di flare in marzo rispetto a febbraio 2026 — un segnale in tempo reale della capacità di takeaway vincolata. Regolatori e investitori controlleranno sempre più da vicino tali risposte operative sia per la conformità ambientale sia per le perdite economiche che implicano.

Implicazioni per il settore

Per le società E&P focalizzate sul Permian, l'evento aumenta il rischio di basis e comprime i valori realizzati del gas come sottoprodotto quando la perforazione orientata al petrolio continua a progredire. I produttori con un rapporto olio-gas più elevato possono tollerare occasionali prezzi negativi del gas se i valori del condensato e del petrolio li compensano, ma la volatilità complica la pianificazione del capitale e le strategie di copertura. Le società integrate con footprint midstream diversificati sono posizionate per mitigare parte dell'esposizione reindirizzando i volumi verso impianti alternativi o capitalizzando contratti di pipeline firm, mentre i piccoli indipendenti senza tali opzioni risultano i più esposti.

Gli operatori midstream affrontano una risposta commerciale biforcuta: un'accelerazione dei progetti di capitale contrattualizzati per alleviare la congestione e un esame più attento dei termini commerciali per la capacità interruptible rispetto a quella firm. I progetti annunciati tipicamente richiedono 12–36 mesi per essere eseguiti; questo intervallo crea un incentivo per misure temporanee come impianti di trattamento mobili o compressione incrementale. Gli investitori dovrebbero monitorare da vicino le tendenze di contracting e le date di completamento annunciate, poiché slittamenti perpetueranno episodi di basis negativo e aumenteranno il rischio di credito delle controparti per i ricavi midstream basati su fee.

Downstream e partecipanti ai mercati del GNL prenderanno anch'essi nota. Allo stesso tempo in cui i prezzi a Waha sono diventati negativi, i mercati globali del GNL rimangono sensibili agli sviluppi geopolitici e alle variazioni stagionali