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Altea Green Power, autorizzato da MASE impianto BESS in Basilicata da 200 MW

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(Teleborsa) – Altea Green Power, azienda quotata su Euronext STAR Milan e attiva nello sviluppo e realizzazione di impianti per la produzione di energia rinnovabili, ha comunicato che che il MASE (ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica) ha autorizzato il progetto di un impianto elettrochimico di accumulo (BESS Storage) della potenza di 200 MW sito in Basilicata, nel Comune di Genzano di Lucania, già oggetto dell’accordo stipulato nel luglio 2022 con Aer Soléir, Gruppo irlandese tra i principali player nel settore dell’energia in Europa. Il progetto di Genzano di Lucania, incluso nel Piano Industriale di AGP e autorizzato in 21 mesi, si compone di due sezioni impiantistiche autonome ed equivalenti, ciascuna di potenza pari a 100 MW, si collegherà al futuro ampliamento della stazione RTN di Terna e avrà una potenza elettrica, in immissione ed in prelievo, pari a 200 MW.Il valore complessivo del progetto BESS Storage supera i 17,5 milioni di euro; ha già avuto un impatto economico nei conti di AGP per circa 8,6 milioni di euro nel 2024 e avrà un impatto di ulteriori 8,9 milioni di euro nel 2025, e produrrà flussi di cassa a favore di AGP fino a 13 milioni di euro nei prossimi 15/18 mesi.”Siamo davvero molto soddisfatti di aver ottenuto l’autorizzazione per il progetto BESS che sarà realizzato in Basilicata e che ha richiesto un iter autorizzativo da parte delle istituzioni di soli 21 mesi – ha detto l’AD Giovanni Di Pascale – Questa celerità, che abbiamo riscontrato anche nelle attività autorizzative del progetto BESS di Rondissone, attestano la validità dei progetti realizzati dal nostro esperto team di ingegneri e la validità delle relazioni messe in campo ogni giorno nel confronto costante con gli enti statali”.(Foto: Sungrow EMEA su Unsplash) LEGGI TUTTO

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    Newcleo, nel CdA entrano Manfredi Lefebvre D’Ovidio ed Elisabeth Rizzotti

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    (Teleborsa) – newcleo, azienda francese che sviluppa una tecnologia innovativa per la produzione di energia nucleare, ha annunciato la nomina di Manfredi Lefebvre d’Ovidio nel proprio Consiglio di Amministrazione.Dall’inizio degli anni ’90, ricopre il ruolo di Presidente di Heritage Group, supervisionando il portafoglio di investimenti trasformativi del gruppo. Inoltre, dal 2019 è Presidente Esecutivo di Abercrombie & Kent e, dal 2021, Vice Presidente di Arqit Quantum. La sua esperienza di leadership comprende un incarico di 19 anni come Presidente di Silversea Cruises, durante il quale ha ampliato significativamente la presenza globale dell’azienda prima della acquisizione da parte di Royal Caribbean Group.Lefebvre d’Ovidio ha ricoperto posizioni di rilievo in diversi settori, tra cui Presidente Esecutivo di Quintessential Brands Group e Presidente Esecutivo di Air Asia. Inoltre, è Global Senior Advisor presso Rothschild.Il signor Lefebvre d’Ovidio sarà affiancato da Elisabeth Rizzotti, co-fondatrice e COO di newcleo, anche lei nominata a far parte del Consiglio di Amministrazione. Fisica di formazione, dopo un breve periodo al CERN, ha intrapreso la carriera nel mondo della finanza, lavorando inizialmente per importanti società internazionali di consulenza e successivamente per diverse banche commerciali, dove per 30 anni ha sviluppato una solida esperienza manageriale.”Siamo lieti di dare il benvenuto a Manfredi Lefebvre d’Ovidio nel nostro Consiglio di Amministrazione – ha detto Stefano Buono, fondatore e CEO di newcleo – In qualità di investitore in newcleo, ha seguito e sostenuto l’azienda sin dall’inizio, e sono entusiasta che abbia deciso di dedicare ancora di più le sue capacità strategiche e le sue impressionanti doti di leadership per ampliare i nostri sforzi verso un futuro energetico a zero emissioni”.”Sono altrettanto lieto che Elisabeth Rizzotti entri a far parte del Consiglio di Amministrazione in questo momento – ha aggiunto – La sua esperienza scientifica, finanziaria e manageriale, dimostrata brillantemente in questi primi anni di newcleo, la rende un complemento naturale per il CdA e rafforzerà un team che è già impressionante e ben equilibrato”.(Foto: Benjamin Child on Unsplash) LEGGI TUTTO

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    SLB incrementa dividendo e buyback dopo 2024 in crescita

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    (Teleborsa) – SLB, che prima si chiamava Schlumberger ed è il più grande fornitore al mondo di servizi per giacimenti petroliferi, ha chiuso il quarto trimestre del 2024 con ricavi di 9,28 miliardi di dollari, aumentati dell’1% sequenzialmente e del 3% anno su anno. L’utile netto del è stato di 1,10 miliardi di dollari, diminuito dell’8% sequenzialmente e del 2% anno su anno. Il board ha approvato un aumento del 3,6% del dividendo trimestrale in contanti a 0,285 dollari per azione.I ricavi annuali di 36,29 miliardi di dollari sono aumentati del 10% anno su anno. L’utile netto annuale di 4,46 miliardi di dollari è aumentato del 6% anno su anno.”Il 2024 è stato un anno forte per SLB poiché abbiamo navigato con successo nelle mutevoli condizioni di mercato per generare crescita di ricavi ed EBITDA, espansione del margine e un solido free cash flow”, ha affermato il CEO Olivier Le Peuch.”Mentre la crescita degli investimenti upstream rimarrà debole nel breve termine a causa dell’eccesso di offerta globale, prevediamo che lo squilibrio dell’offerta di petrolio si attenuerà gradualmente – ha aggiunto – La crescita economica globale e una maggiore attenzione alla sicurezza energetica, unite alla crescente domanda di energia da parte di AI e data center, sosterranno le prospettive di investimento per l’industria petrolifera e del gas per il resto del decennio”.”Poiché riteniamo che le nostre azioni siano sottovalutate rispetto alla solidità della nostra attività, abbiamo avviato transazioni di riacquisto accelerato di azioni (ASR) per riacquistare 2,3 miliardi di dollari di azioni ordinarie della nostra azienda. Ciò ci mette in una posizione tale da aumentare il rendimento totale per gli azionisti da 3,3 miliardi di dollari nel 2024 a un minimo di 4 miliardi di dollari nel 2025″, ha concluso Le Peuch. LEGGI TUTTO

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    USA, stoccaggi gas ultima settimana -258 BCF

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    (Teleborsa) – Scendono poco meno delle attese gli stoccaggi settimanali di gas negli USA. Secondo l’Energy Information Administration (EIA), divisione del Dipartimento dell’Energia americano, gli stoccaggi di gas nella settimana terminata il 10 gennaio 2025 sono risultati in diminuzione di 258 BCF (billion cubic feet).Il dato si rivela inferiore al consensus (-260 BCF). La settimana prima si era registrato un calo di 40 BCF.Le scorte totali si sono dunque portate a 3.115 miliardi di piedi cubici, risultando in calo del 3,4% rispetto a un anno fa (quando erano pari a 3.226) e in crescita del 2,5% rispetto alla media degli ultimi cinque anni di 3.038 BCF. LEGGI TUTTO

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    Terna: nel 2024 consumi elettrici in aumento del 2,2%

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    (Teleborsa) – Nel 2024 i consumi elettrici italiani sono aumentati del 2,2% rispetto al 2023, attestandosi a 312,3 miliardi di kWh (con punta oraria massima di 57,5 GW registrata il 18 luglio dalle 15 alle 16). Lo scorso anno le fonti rinnovabili hanno registrato il dato più alto di sempre di copertura della domanda, pari al 41,2% (rispetto al 37,1% del 2023). Il valore è in aumento grazie al contributo positivo, in particolare, della produzione idroelettrica e fotovoltaica. È quanto emerge dalle rilevazioni di Terna, la società che gestisce la rete di trasmissione nazionale guidata da Giuseppina Di Foggia. L’incremento tendenziale della domanda elettrica è il risultato di variazioni positive in quasi tutto il corso dell’anno, in particolare nei mesi di luglio e agosto, caratterizzati da temperature superiori alla media decennale. A livello territoriale la variazione della domanda elettrica è risultata ovunque in aumento: +2,2% al Nord, +2,3% al Centro e +2,1% al Sud e nelle Isole.Nel 2024 l’indice IMCEI elaborato da Terna, che prende in esame i consumi industriali di circa 1.000 imprese “energivore”, è risultato pressoché stazionario (-0,3%). In particolare, positivi i settori del cemento, calce e gesso, cartaria, alimentari e siderurgia; in flessione metalli non ferrosi, chimica, mezzi di trasporto e ceramiche e vetrarie.Relativamente all’offerta, nel 2024 si è registrata una crescita rilevante della produzione rinnovabile (+13,4%) e una lieve flessione del saldo netto con l’estero (-0,5%), come conseguenza di un forte aumento dell’export (+47,9% rispetto al 2023) e di uno più modesto dell’import (+2,4%). Nel mese di dicembre, per la prima volta, in alcune ore l’export elettrico italiano ha superato quota 4.000 MW, confermando il ruolo chiave delle interconnessioni non solo per importare energia a prezzi convenienti ma anche, e sempre più in futuro, per fornire un fondamentale strumento di flessibilità per condividere risorse di generazione e capacità di accumulo a fronte di una variabilità sempre più marcata della generazione rinnovabile.Più nel dettaglio, la domanda di energia elettrica italiana nel 2024 è stata soddisfatta per l’83,7% con produzione nazionale e per la quota restante (16,3%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. La produzione nazionale netta (264 miliardi di kWh) è in aumento del 2,7% rispetto al 2023 con la seguente articolazione per fonti: crescita a due cifre della produzione idroelettrica (+30,4%) e fotovoltaica (+19,3%), che nel 2024 ha raggiunto il record storico arrivando a superare i 36 TWh. In flessione la fonte eolica (-5,6%) e geotermica (-0,8%). In calo rispetto al 2023 anche la fonte termica (-6,2%): in tale contesto si distingue la forte riduzione della produzione a carbone (-71%), ormai sostanzialmente azzerata a eccezione della Sardegna, cui corrisponde una riduzione delle emissioni di CO2 stimabile in oltre 8 Mt.Secondo le rilevazioni di Terna, considerando tutte le fonti rinnovabili, nel 2024 l’incremento di capacità in Italia è stato pari a 7.480 MW, valore superiore di 1.685 MW (+29%) rispetto al 2023. Al 31 dicembre in Italia si registrano 76,6 GW di potenza installata da fonti rinnovabili, di cui, nel dettaglio, 37,1 GW di solare e 13 GW di eolico. Rispetto a quanto previsto dal DM Aree Idonee (21 giugno 2024), il target fissato per il quadriennio 2021-2024 di nuove installazioni è stato superato di 1.609 MW.Da gennaio a dicembre 2024, la potenza nominale degli accumuli in esercizio è aumentata di 2.113 MW. Nel 2024 si registrano in Italia circa 730mila installazioni che corrispondono a 12.942 MWh di capacità e 5.565 MW di potenza nominale, di cui 1065 MW utility scale. La crescita della capacità di accumulo è stata guidata per quanto riguarda i piccoli impianti dalle politiche incentivanti di carattere fiscale, per gli impianti utility scale, invece, l’aumento è il risultato dei meccanismi di contrattualizzazione a termine previsti dal capacity market.Passando all’analisi del mese di dicembre, la domanda elettrica ha registrato una variazione positiva (+2,8%) grazie alla presenza di due giorni lavorativi in più (20 invece di 18) e una temperatura media mensile inferiore di 1,6°C rispetto a dicembre del 2023. Positiva anche la variazione con il dato destagionalizzato e corretto dall’effetto della temperatura e del calendario (+1,3%). Sostanzialmente stabile la variazione in termini congiunturali (+0,1% rispetto a novembre). A livello territoriale, la variazione a dicembre 2024 è risultata ovunque positiva: +1,9% al Nord, +3,5% al Centro e +4,4% al Sud e Isole. La domanda è stata soddisfatta per l’83% con produzione nazionale e per la quota restante (17%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. Le fonti rinnovabili hanno coperto il 31,7% del fabbisogno mensile (34,3% a dicembre 2023). La produzione nazionale netta (21,5 miliardi di kWh) è risultata in aumento del 4,5% rispetto a dicembre 2023 con la seguente articolazione per fonti: fotovoltaico (+35,3%), termico (+11,2%) eolico (+8,2%), idrico (-35,4%) e geotermico (-1,5%). Il dato del saldo import-export è in diminuzione del 3,6% per effetto di un aumento dell’export (+12,9%) e una diminuzione dell’import (-2,2%). L’indice IMCEI relativo ai consumi industriali ha fatto registrare nel mese di dicembre 2024 una variazione del -6,5% rispetto a dicembre 2023: in crescita cartaria, alimentari, cemento calce e gesso, ceramiche e vetrarie, meccanica; in flessione chimica, siderurgia, metalli non ferrosi e mezzi di trasporto. Il dato destagionalizzato e corretto dagli effetti di calendario porta ad una variazione stazionaria pari rispetto al mese precedente (-0,1%).L’indice IMSER del mese di ottobre mostra, per la seconda volta nell’anno, una variazione leggermente negativa: -0,4% rispetto a ottobre 2023. I primi dieci mesi dell’anno risultano comunque in aumento con una variazione del +3,7% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. LEGGI TUTTO

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    Europa, Morgan Stanley: import GNL deve aumentare del 35% per riempire stoccaggi

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    (Teleborsa) – I fondamentali del gas europeo sono tesi, non solo per l’inverno ma anche per l’estate: lo stoccaggio è inferiore del 15% rispetto all’anno scorso a causa della forte domanda e della minore offerta e l’Europa dovrà importare il 35% in più di GNL anno su anno durante l’estate per soddisfare l’obiettivo di riempimento dello stoccaggio del 90% di novembre. Tutto ciò dovrebbe sostenere i prezzi a 15 dollari/mmbtu durante l’estate. Lo sostiene Morgan Stanley in una ricerca sul tema.La situazione attualeLe scorte di gas in Europa sono piene solo al 65% a metà gennaio, un calo del 15% anno su anno. Le scorte rimangono anche al di sotto del riempimento medio di 9 anni per metà gennaio. Dall’inizio del gas year 2024 a ottobre, la domanda di gas europea è aumentata del 7% anno su anno.La domanda è rimasta elevata a causa del clima invernale “normale” in Europa e della generazione di energia rinnovabile variabile. Ma non è solo la domanda a causare tensione nel mercato, poiché anche l’offerta alla regione ha registrato un calo del 10% anno su anno da ottobreIl problema dell’offerta è stato esacerbato dalla perdita di 40 mcm/giorno di gas russo tramite gasdotto tramite l’Ucraina dal 1° gennaio, che rappresentava circa il 6% dell’offerta annuale al perimetro europeo.Le previsioni per i prossimi mesiMorgan Stanley prevede ora che le scorte di fine inverno saranno piene per circa il 42%, ulteriormente riviste al ribasso rispetto alla precedente stima del 45%. La revisione si basava sui prelievi di dicembre in aumento di 1 bcm rispetto alle previsioni, insieme ad alcuni aggiornamenti delle cifre della domanda di gennaio. Ciò sarebbe notevolmente inferiore rispetto a dove i livelli di stoccaggio si sono conclusi lo scorso inverno, al 58%. Sebbene ciò sia ancora marginalmente al di sopra della media dei 9 anni del 37%, per sette di questi nove anni l’Europa ha avuto accesso a grandi volumi di gas russo che potevano essere nominati su base giornaliera e che erano supportati da una significativa capacità di riserva. “Si potrebbe sostenere che ciò abbia funzionato come un secondo livello di stoccaggio, il che significa che il volume di riserva necessario nello stoccaggio sotterraneo dell’UE era inferiore a quello attuale”, si legge nella ricerca.Anche se il clima invernale dovesse essere più caldo della media per i prossimi due mesi e mezzo e le condizioni fossero favorevoli per la produzione di energia rinnovabile, l’analisi indica che gli inventari concluderebbero l’inverno solo al 52%.Il maggiore import di GNLPer raggiungere l’obiettivo del 90%, l’Europa dovrà aumentare significativamente le proprie importazioni di GNL durante l’estate. Ora Morgan Stanley prevede che i livelli di importazione di GNL debbano aumentare del +35% anno su anno nel 2° trimestre 2025 e nel 3° trimestre 2025, con una media di circa 60 mcm/giorno in più rispetto all’anno scorso. Ciò equivale a 8 Mt in più di importazioni di GNL nei sei mesi rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso per raggiungere l’obiettivo. Nell’arco dell’intero anno, ciò equivale a 14 Mt in più di importazioni di GNL in Europa su base annua. “Si prevede che la domanda globale di GNL aumenterà solo di 20 Mt quest’anno, il che significa una forte concorrenza per i carichi di GNL se la crescita della domanda non europea si rafforza di nuovo”, viene sottolineato.I rischi al ribasso e al rialzoSecondo gli analisti, un rischio al rialzo che potrebbe presentarsi sarebbe una ripresa improvvisa della domanda asiatica di GNL. Anche la possibilità di interruzioni della fornitura, sia di GNL che di gasdotto, rimane un rischio al rialzo. Inoltre, l’interruzione dell’infrastruttura energetica in Europa e nei dintorni probabilmente farebbe aumentare i prezzi. In teoria, anche eventuali ulteriori sanzioni statunitensi sulle società e le attività russe di GNL potrebbero comportare prezzi più alti.Il rischio al ribasso sembra più minimo: i principali rischi sarebbero una risoluzione del flusso di gas attraverso l’Ucraina verso l’Europa centrale o un ulteriore ribasso della crescita della domanda asiatica a prezzi elevati. LEGGI TUTTO

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    Newcleo firma accordi per costruire fino a 4 reattori in Slovacchia

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    (Teleborsa) – newcleo, azienda francese che sviluppa una tecnologia innovativa per la produzione di energia nucleare, ha firmato due accordi con JAVYS e VUJE, due delle principali aziende nucleari slovacche. Questi rappresentano un significativo sostegno al modello di newcleo per l’utilizzo di combustibile nucleare esausto come fonte di energia e allo sviluppo della tecnologia modulare avanzata Lead-Cooled Fast Reactor (LFR) di newcleo.L’accordo con l’azienda di stato JAVYS arriva dopo un anno di intenso lavoro dalla prima firma del Memorandum con il Ministero dell’Economia slovacco e porta alla creazione di una Joint Venture per costruire fino a quattro reattori raffreddati al piombo da 200 MWe di newcleo presso il sito di JAVYS a Bohunice, con un costo previsto di 3,2 miliardi di euro.Il secondo accordo con VUJE, una delle principali società slovacche di ingegneria nucleare, stabilisce un quadro di cooperazione tecnica e commerciale per sostenere lo sviluppo e l’implementazione della tecnologia LFR da parte di newcleo, principalmente in Slovacchia.”Questo forte riconoscimento a livello statale della tecnologia dei nostri reattori e del nostro obiettivo di chiudere il ciclo del combustibile nucleare testimonia il ruolo che i reattori modulari piccoli e avanzati svolgeranno nel garantire il futuro energetico dell’Europa e rappresenta un esempio che potrebbe essere adottato in altri paesi europei dove l’unica alternativa per gestire il combustibile esausto sarebbe un costoso stoccaggio a lungo termine – ha detto Stefano Buono, fondatore e CEO di newcleo – Il riutilizzo del combustibile nucleare esausto esistente garantisce inoltre centinaia di anni di indipendenza energetica per l’Europa, a prezzi competitivi e stabili, un passo necessario per aumentare la competitività dell’industria dell’UE”. LEGGI TUTTO

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    ACEA, accordo con GSE per efficientamento energetico risorse idriche e rinnovabili

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    (Teleborsa) – Favorire la diffusione della sostenibilità nei settori in cui ACEA e le Società del Gruppo operano attraverso interventi di efficientamento energetico e di integrazione delle fonti rinnovabili. Questo l’obiettivo alla base dell’accordo di collaborazione istituzionale firmato oggi da ACEA – società leader nel servizio idrico integrato, distribuzione di energia elettrica, illuminazione pubblica e artistica, trattamento e valorizzazione dei rifiuti, vendita di energia e gas, produzione di energia principalmente da fonti rinnovabili – e il Gestore dei Servizi Energetici GSE, società del Ministero dell’Economia che in Italia promuove lo sviluppo sostenibile.L’accordo intende, inoltre, favorire la realizzazione di nuovi investimenti per la promozione della sostenibilità e l’innovazione tecnologica nello sviluppo delle infrastrutture nella disponibilità di ACEA e delle società del Gruppo, valorizzare gli asset produttivi esistentimediante interventi di efficientamento energetico, idrico e di integrazione delle fonti rinnovabili, contribuendo in tal modo alla riduzione dei consumi anche attraverso l’utilizzo degli strumenti regolati e l’accesso ai meccanismi di incentivazione gestiti dal GSE. Il Protocollo, efficace dalla data della sua sottoscrizione, avrà la durata di tre anni.”Il Protocollo firmato oggi con il GSE – ha dichiarato Fabrizio Palermo, amministratore delegato e direttore generale di ACEA – conferma l’impegno del Gruppo verso la sostenibilità, già oggi pienamente integrata nel modello di business e nelle sue attività, oltread accelerare il percorso verso la transizione energetica. ACEA continua a promuovere sostenibilità, circolarità e competitività, investendo in modelli economici e produttivi per far sì che la crescita si traduca in sviluppo sostenibile”.”La firma di questo accordo con ACEA contribuirà allo sviluppo di un modello circolare nel quale il prosumer non si limita a prelevare energia, ma può anche autoprodurla, accumularla, scambiarla con la rete o condividerla con altre utenze – ha affermato PaoloArrigoni, presidente del GSE –. Il ruolo attivo del consumatore consapevole si realizza attraverso l’efficientamento energetico e il progressivo incremento del ricorso alle risorse energetiche rinnovabili, azioni che si mostrano sempre più necessarie anche per il raggiungimento di una sostenibilità economica. Inoltre, attraverso l’assistenza dedicata e la formazione rese disponibili dal GSE si potranno finalizzare più rapidamente investimenti per lo sviluppo di progetti innovativi e mantenere invariato nel tempo il valore degli interventi attuati”. LEGGI TUTTO

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    Eni colloca due bond ibridi dal valore complessivo di 1,5 miliardi di euro

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    (Teleborsa) – Eni ha lanciato con successo due nuove emissioni obbligazionarie subordinate ibride perpetue del valore nominale complessivo di 1,5 miliardi di euro. Le obbligazioni, acquistate da investitori istituzionali, sono state collocate sul mercato degli Eurobond e hanno ricevuto ordini per circa 5 miliardi di euro, principalmente da Regno Unito, Germania, Francia e Italia.La prima è un’emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer del 99,354% e una cedola annua del 4,500% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall’emissione (21 aprile 2031). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 anni, e pari al tasso Euro Mid Swap a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sarà ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2051.La seconda è un’emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer del 99,114% e una cedola annua del 4,875% fino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall’emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, e pari al tasso Euro Mid Swap a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sarà ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal 21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.In relazione alla contestuale offerta pubblica di acquisto del prestito obbligazionario ibrido perpetuo da 1,5 miliardi di euro con prima call date ad ottobre 2025 e cedola annua del 2,625% (ISIN: XS2242929532), è stato comunicato che l’importo massimo di accettazione è fissato pari a 1,5 miliardi di euro. Il periodo della Tender Offer terminerà il 21 gennaio 2025, e successivamente saranno comunicati al mercato gli esiti dell’offerta. Eni regolerà l’intero importo per cassa. LEGGI TUTTO