Il prezzo del gas Henry Hub scende sotto i minimi decennali, ma permessi e costi di riattivazione bloccano gli impianti

A 3,44 dollari per milione di unità termiche britanniche, il gas naturale americano non è più solo una commodity da export: è un costo energetico che può far ripartire l’industria pesante. Secondo la previsione del prezzo Henry Hub, nel 2026 il prezzo spot calerà del 2%, 8 centesimi, rispetto al 2025. Sembra poco, ma nel processo Hall-Héroult per l’alluminio primario l’energia vale fino al 40% del costo di produzione.

Un gas a questi livelli ribalta i calcoli di convenienza degli smelter chiusi.

La produzione di gas naturale commercializzato negli Stati Uniti toccherà una media di 122,5 miliardi di piedi cubi al giorno (Bcf/d) nel 2026, secondo le previsioni EIA sulla produzione di gas. Il record precedente di 118,5 Bcf/d, fissato nel 2025, viene superato di 4 Bcf/d: non un’inezia, ma l’equivalente del consumo giornaliero di diversi stati industriali, come riporta il report sulla produzione record.

Il gas record americano è la vera politica industriale: non serve un piano statale, serve solo lasciar fluire il metano e poi risolverne i colli di bottiglia.

Il Permiano e Haynesville: due distretti, un unico segnale

L’espansione della prima metà del 2026 non è distribuita a caso. L’analisi EIA sulla produzione di gas la concentra nel bacino del Permiano, tra Texas e Nuovo Messico, e nella regione Haynesville, tra Louisiana e Texas. Nel Permiano, la produzione media prevista per il 2026 è di 29,2 Bcf/d, +6% rispetto al 2025, secondo la proiezione EIA per il Permiano. A Haynesville, l’incremento della prima metà del 2026 è di 1,1 Bcf/d (7%) sullo stesso periodo 2025, come documenta il monitoraggio Haynesville. Per l’intero anno, la stima di crescita Haynesville prevede +9%, 1,3 Bcf/d.

Il perché geologico è noto: Haynesville ha rocce ricche di gas e alta pressione, ma il motore decisivo è logistico. La vicinanza ai terminali di gas naturale liquefatto e ai grandi consumatori industriali della costa del Golfo attrae gli operatori a perforare, come spiega l’analisi sulla vicinanza Haynesville. Non è solo export: è un corridoio energetico che serve l’industria pesante.

Alluminio: il ritorno possibile, ma i freni non sono molecole

Il potenziale ritorno dell’alluminio statunitense è discusso anche da un reportage sulle turbine eoliche giganti. La stessa menziona ostacoli da superare per quel ritorno. Non è un caso isolato: anche la sentenza federale sulle centrali elettriche virtuali riporta il potenziale ritorno dell’alluminio statunitense, e la stessa sentenza federale segnala ostacoli da superare per il ritorno dell’alluminio.

Quegli ostacoli non sono fisici: il gas c’è, il prezzo è giusto, la domanda di alluminio per reti elettriche, veicoli elettrici e turbine eoliche è in crescita. I freni sono normativi e strutturali:

  • Permessi ambientali e autorizzazioni per riattivare smelter fermi da anni;
  • Costi di capitale per ripristinare linee elettrolitiche e sistemi di anodi;
  • Tariffe di trasmissione e accesso alla rete in aree industriali congestionate;
  • Contratti di fornitura elettrica a lungo termine che le utility non offrono a condizioni competitive per carichi intermittenti.

Sul campo: il trade-off per chi investe

Per un operatore industriale, il calcolo è semplice: a 3,44 dollari per MMBtu, l’energia per una tonnellata di alluminio costa circa 500-600 dollari, ben sotto la media dell’ultimo decennio. Ma l’investimento iniziale per riattivare una capacità di 100.000 tonnellate annue supera i 200 milioni di dollari, e nessun finanziatore concede credito se il permesso ambientale non è certo entro 18 mesi. Il gas apre la porta, ma la burocrazia la tiene socchiusa.