Energia

(Teleborsa) – Acea, multi-utility quotata su Euronext Milan, ha completato l’acquisizione del restante 35% del capitale di Deco, società attiva nel settore dei rifiuti in Abruzzo di cui deteneva il 65% da settembre 2021. Deco è consolidata al 100% da ACEA e contribuisce all’EBITDA del gruppo, su base annua, per un importo di circa 11 milioni di euro.La società si occupa della progettazione, realizzazione e gestione di impianti di trattamento, smaltimento e recupero dei rifiuti solidi urbani e di impianti di recupero energetico da fonti rinnovabili. Il perimetro di attività oggetto dell’acquisizione comprende: un impianto di trattamento meccanico biologico (TMB) con una capacità autorizzata di 270.000 tonn./anno, un impianto fotovoltaico, un impianto a biogas e due impianti di smaltimento. Deco detiene anche il 100% del capitale di Ecologica Sangro, che opera sempre in Abruzzo nel settore della gestione integrata dei rifiuti solidi urbani. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – Le due principali agenzie UE che supervisionano i mercati finanziari ed energetici “non hanno individuato impatti significativi (positivi o negativi) che possano essere inequivocabilmente e direttamente attribuiti all’adozione” del tetto al prezzo del gas. Tuttavia, “non si dovrebbe dedurre da ciò che il price cap potrebbe non avere alcun impatto sui mercati finanziari ed energetici in futuro”. Lo si legge nei due rapporti preliminari pubblicati oggi dall’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) e dall’Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati (ESMA)La relazione dell’ACER si concentra sulla valutazione degli attuali sviluppi del mercato dell’energia, compresi gli hub dell’UE e l’andamento dei prezzi del gas naturale liquefatto (GNL), gli sviluppi della domanda e dell’offerta, l’utilizzo delle infrastrutture e la sicurezza dell’approvvigionamento. La relazione dell’ESMA si concentra sugli indicatori di mercato volti a valutare i potenziali effetti dell’adozione del regolamento sui mercati dei derivati dell’energia, tra cui l’evoluzione dei volumi e degli interessi aperti e il potenziale spostamento dell’attività dalle sedi di negoziazione agli over-the-counter (OTC).I risultati arrivano tre settimane prima che il meccanismo di price cap venga messo in atto (15 febbraio 2023), con l’obiettivo di prevenire le oscillazioni estreme dei prezzi che hanno colpito il Vecchio Continente lo scorso anno. Il meccanismo si attiva se sono soddisfatte le seguenti due condizioni: il prezzo del derivato TTF front-month è superiore a 180 euro/MWh per tre giorni di negoziazione consecutivi ed è 35 euro/MWh in più rispetto al prezzo di riferimento del GNL.Nelle relazioni viene sottolineato che l’adozione del regolamento ha coinciso con un periodo in cui i prezzi del gas sono stati significativamente inferiori rispetto, in particolare, alla seconda metà del 2022. Non si può quindi concludere che le dinamiche di mercato nelle prime settimane del 2023 siano un effetto diretto o indiretto dell’approvazione del regolamento.Il prezzo dei contratti futures del gas TTF, utilizzati dagli operatori come benchmark per il mercato europeo, si attestano nella giornata odierna a circa 66 euro/MWh, un livello ben più basso del record di 345 euro/MWh segnato alla fine della scorsa estate oltre che inferiore ai livelli pre-conflitto di inizio 2022.L’ACER afferma che sarà importante monitorare alcuni rischi in futuro, tra cui: l’attivazione del regolamento potrebbe tradursi in prezzi più elevati presso gli hub del gas dell’UE e in un aumento dei prezzi per le consegne di GNL dell’UE; potrebbe potenzialmente limitare gli strumenti di copertura a disposizione dei partecipanti al mercato; potrebbe comportare un ampliamento degli spread di prezzo tra gli hub, in relazione alla misura in cui gli scambi sono soggetti o meno a limiti di prezzo; potrebbe verificarsi un aumento dei prezzi day-ahead rispetto ai front-month, se l’approvvigionamento di gas si sposta verso mercati a breve termine senza tetto dai mercati in cui è stato attivato il tetto. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – Baker Hughes, una delle più grandi aziende nel campo dei servizi petroliferi, ha registrato ordini record di 8 miliardi di dollari nel quarto trimestre 2022, in aumento del 32% in sequenza e del 20% su base annua. Le entrate sono state di 5,9 miliardi di dollari per il trimestre, in aumento del 10% in sequenza e dell’8% su base annua. L’utile netto è stato di 182 milioni di dollari (-38% su base annua), mentre l’utile netto Adjusted è stato di 381 milioni di dollari (+70% su base annua). L’utile rettificato per azione è stato di 0,38 dollari, rispetto ai 0,25 dollari dello stesso periodo di un anno fa.Gli analisti, secondo un consensus Refinitiv, si aspettavano in media un utile per azione di 0,40 dollari su ricavi per 6,06 miliardi di dollari.Baker Hughes ha ristrutturato la propria attività in due segmenti lo scorso anno, uno focalizzato su attrezzature e servizi per giacimenti petroliferi e un altro sulla tecnologia industriale ed energetica. La società ha riportato 682 milioni di dollari in oneri di ristrutturazione e svalutazione per il 2022.”Nel 2023, l’economia globale dovrebbe affrontare alcune sfide sotto il peso delle pressioni inflazionistiche e dell’inasprimento delle condizioni monetarie – ha detto il CEO Lorenzo Simonelli – Nonostante le pressioni recessive in alcune delle più grandi economie del mondo, manteniamo una prospettiva positiva per il settore energetico, dato che sembra probabile che le carenze di approvvigionamento persistano”. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – Snam guarda a possibili operazioni di M&A di asset strategici ed anche all’eventuale dismissione di asset non strategici. Fra questi ultimi – ha sottolineato l’Amministratore delegato Stefano Venier in conferenza stampa – non è certamente compresa la partecipaizone del 25% in De Nora, che rientra nel cluster degli asset definiti strategici dal Gruppo. “In De Nora – ha spiegato l’Ad – abbiamo un ruolo come partner strategico, è stata una delle più grandi quotazioni fatte lo scorod anno ed il titolo ha rifesso con un buon andamento il valore della società. E’ chiaro che come azinisti noi guarderemo ad opzioni che aiutano a valorizzare ancora meglio il titolo” e se cio volesse dire “mettere più liquidità sul mercato”, risponderemo a questa esigenza quando il titolo “eprimerà una valutazione che riteniamo congrua e ciò riguarderà una quota marginnale della nostra partecipazione”.Doscorso diverso per Italgas, che Venier definisce “un asset importante che sìno ad oggi ha contribuito in modo significativo ai rosultati del Gruppo”. “E’ logico che, in una prospettiva in cui ci troviamo a finanziare un importante piano di investimenti – afferma – guardiamo anche a questa partecipazione come ad uno strumento per possibili opzioni di finanziamento, che non vuol dire necessariamente dismettere la partecipazione”. Quanto agli asset cui Snam potrebbe essere interessata, il numero uno del Gruppo ha confermato l’interesse per Edison stoccaggi. “Nel caso in cui gli azionisti di Edison dovessero fare delle valutazioni in merito a questo asset – ha sottolineato – non possiamo non essere interessati a guardarlo, perchè dall’unione di queste attività si potrebbero trarre importanti sinergie ed ottimizzazioni”.Il manager ha parlato anche del processo di revisione del PNRR e della possibilità di finanziare l’investimento nella linea adriatica, che vale 2,5 miliardi, con le risorse che giungono dalla UE. “Se ci fosse una revisione – spiegal’Ad di Snam – noi opteremmo per avere questi fondi per supportare questo investimento”. Venier ha parlato lungamente anche del problema di riempimento degli stoccaggi ed ha affermato che “è ancora superiore all’80% e questo è un numero importante perchè significa che, rispetto allo scorso anno, abbiamo almeno 2,5 miliardi di metri cubi in più” e questo “è uno strumento di garanzia sia per afforntare l’effetto di queste settimane, sia in vista della campagna di riempimento della prosisma estate”. “Se chiudessimo la stagione con 3-4 miliardi” – ha aggunto il manager – la corsa al riempipmento vista la scorsa estate sarebbe meno pressante e la speculazione dei prezzi minore. In questo discorso rientrano anche i due rigassificatori che il governo vuole mettere in finzione. A proposito delle dichiarazioni del Ministro algerino, relative alla possibile costruzione di una nuova pipeline, l’Ad di Snam ha affermato “non abbiamo in progetto una nuova infrasrruttura”. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – ITM Power, che nei giorni scorsi ha previsto una perdita più ampia per l’intero anno, “sta attraversando un momento difficile, mentre Italgas opera in un settore dove non possiamo avere né sinergie né coinvolgimento diretto per una serie di motivi”. Lo ha affermato Stefano Venier, amministratore delegato di Snam, quando gli analisti gli hanno chiesto un commento sulle due partecipazioni, in quanto nel nuovo piano strategico è stato scritto che “possono rientrare in una logica più opportunistica”.”Italgas dà un contributo, ma possiamo considerala per ottimizzare il nostro finanziamento”, ha aggiunto, senza elaborare su ulteriori prospettive.Ha invece parlato di “una storia di successo” per quanto riguarda De Nora, società che si è quotata lo scorso anno a Piazza Affari e di cui Snam detiene circa il 25%.”Il valore implicito è secondo noi più elevato del titolo attuale – ha detto Venier – Siamo pronti a sostenerla, ma non abbiamo bisogno di avere una partecipazione del 25% e vedremo in futuro come si muoveranno le azioni e che opportunità ci saranno”. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – La previsione della domanda mondiale di petrolio per il 2022 è invariata a 2,5 milioni di barili al giorno (mb/g). La domanda di petrolio è corretta al ribasso nel 3° trimestre 2022, tra i dati che mostrano un calo della domanda nell’OCSE e in Cina, ma i paesi non OCSE al di fuori della Cina sono rivisti al rialzo. È quanto sostiene l’Organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio (OPEC) nel suo Monthly Oil Market Report, il documento mensile che analizza i trend di mercato.Allo stesso modo, anche la crescita della domanda mondiale di petrolio per il 2023 è invariata a 2,2 mb/g, con l’area OCSE in crescita di 0,3 mb/d e quella non OCSE a 1,9 mb/d. L’OPEC vede la domanda globale di petrolio raggiungere i 101,8 milioni di barili al giorno nel 2023, rispetto ai 99,55 milioni di barili al giorno nel 2022. “Questa previsione rimane circondata da incertezze tra cui gli sviluppi economici globali, i cambiamenti nelle politiche di contenimento del COVID-19 e le tensioni geopolitiche” si legge nel rapporto.Il cartello ha anche lasciato invariate le sue proiezioni sull’offerta di petrolio per il 2023. Si stima che l’offerta non-OPEC crescerà di 1,5 milioni di barili al giorno per raggiungere i 67,2 milioni di barili al giorno, con la maggior parte dell’aumento proveniente da Stati Uniti, Norvegia, Canada, Kazakistan e Guyana.Le stime sulle forniture di petrolio russo, che sono sotto pressione a causa degli embarghi petroliferi occidentali e del tetto massimo del prezzo del petrolio guidato dal G7, sono per un calo di 850.000 barili al giorno quest’anno. Ciò lascerebbe la produzione russa a 10,18 milioni di barili al giorno, in calo rispetto agli 11,03 milioni di barili al giorno nel 2022, sebbene venga sottolienato che “le previsioni rimangono soggette a elevata incertezza”.Nell’analisi dell’economia mondiale, l’OPEC evidenzia che “diversi indicatori economici indicano un relativo rallentamento della crescita economica globale per il 2023”. L’inflazione elevata e ulteriori rialzi dei tassi di interesse, in particolare nella zona euro, avranno infatti un certo impatto sulla crescita. Viene però riconosciuto che “lo slancio globale nel 4° trimestre 2022 appare più forte di quanto previsto in precedenza, fornendo potenzialmente una solida base per l’anno 2023, in particolare nelle economie OCSE”.La previsione di crescita economica globale per il 2022 viene rivista al rialzo al 3%, mentre la previsione di crescita economica globale per il 2023 rimane al 2,5%. LEGGI TUTTO