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    Snam, Alverà guarda al futuro: dalla Gigafactory allo stoccaggio

    (Teleborsa) – Snam punta alla realizzazione in Italia della prima Gigafactory di elettrolizzatori per la produzione di idrogeno. Lo ha confermato l’Ad del gruppo, Marco Alverà, alla presentazione del Piano, ricordando che il progetto di inserisce nell’ambito del programma IPCEI, relativo ad importanti progetti di interesse europeo.La realizzazione della Gigafactory – ha spiegato il manager – passa attraverso la partecipata De Nora e vede un grande interesse sul mercato: “Stimavamo 25 Giga per portare il gas sul mercato ed essere competitivi- ha spiegato – e invece oggi vediamo una domanda che già è arrivata a 90 giga”.Se per De Nora si profila l’IPO nel 2022, non è così per Stogit, la società italiana attiva nel settore dello stoccaggio, che Snam punta a far diventare un leader internazionale. Oggi, Stogit ha una quota di mercato del 16% in Europa ed è seconda al mondo dopo i russi.Alverà non ha voluto neanche commentare i rumors che parlano dell’interesse all’acquisto di quote della società, sottolineando che il Gruppo vede l’operazione più in ottica industriale che finanziaria. LEGGI TUTTO

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    Snam, Alverà: “Crescita dividendo fra le più alte del settore”

    (Teleborsa) – Il nuovo Piano di Snam prevede una crescita dei dividendi del 5% al 2022 e del 2,5% negli anni successivi, per un arco temporale esteso al 2025 rispetto al 2024 del precedente piano. Una crescita che l’Ad Marco Alverà, ha definito fra le più alte del settore. “Ci impegniamo a mantenere questa crescita, che è nella fascia alta, se non la più alta del settore” ha detto il manager durante l’evento di presentazione del piano alla stampa. LEGGI TUTTO

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    Snam, Alverà: “Acquisizione gasdotti da Eni strategica per creazione dorsale idrogeno”

    (Teleborsa) – Snam ha annunciato in questi giorni l’acquisizione da Eni di una quota del 49,9% in cinque gasdotti (TTPC e TMPC) provenienti dall’Algeria. Un progetto che si inserisce in una visione più ampia per la creazione di una dorsale dell’idrogeno, che da Mazzara del Vallo sino a Passo Gries e Tarvisio collegherà il Nord Africa all’Europa, attraverso il Mediterraneo, facendo dell’Italia un vero e proprio hub dell’idrogeno. Commentando questo accordo, l’Ad di Snam Marco Alverà ha sottolineato la valenza strategica di questo progetto, indicando che oggi si valorizza con i flussi di gas e domani con l’idrogeno, usando la stessa infrastruttura. I lavori della dorsale – ha aggiunto – partiranno nel 2025, per concludersi nel 2030. Un arco temporale piuttosto stretto per un progetto che è molto richiesto dall’Ue.L’Ad di Snam ha voluto mettere il punto su un altro aspetto importantissimo del progetto, quello di consentire un domani agli italiani di pagare meno l’energia consumata. LEGGI TUTTO

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    Biometano, Gruppo CAP: costo calmierato del 45% alle aziende pubbliche partner del Comune di Milano

    (Teleborsa) – In controtendenza all’importante rincaro dei costi dell’energia a livello globale, il Gruppo CAP, gestore del servizio idrico integrato della Città metropolitana di Milano, ha stretto un accordo con AGESP, Gruppo AMGA, Acque Novara e Sun Novara, per fornire biometano a un costo calmierato del 45% alle aziende pubbliche partner.Si tratta – spiega il Gruppo in una nota – di biocarburante generato dai fanghi di depurazione presso l’impianto di depurazione di Bresso-Niguarda, il cui impiego consente di ridurre drasticamente le emissioni di anidride carbonica (CO2) dell’85% rispetto ai veicoli a benzina. In tre mesi, fino al 31 gennaio, verranno erogati fino a 100mila kg di biometano per consentire ai mezzi di trasporto di percorrere oltre 2milioni di Km con un grande vantaggio per l’ambiente e i costi pubblici. Il biometano a km 0 prodotto dall’utility lombarda è caratterizzato da un valore aggiunto non solo ambientale, ma anche economico: i costi di produzione del biocarburante da fonti rinnovabili non risentono, infatti, dell’andamento irregolare dei mercati esteri, delle dinamiche geopolitiche e delle speculazioni finanziarie.”A fronte dell’aumento del prezzo del gas naturale sui mercati internazionali, riteniamo fondamentale supportare le aziende pubbliche del territorio con iniziative concrete – commenta Alessandro Russo, presidente e amministratore delegato di Gruppo CAP –. La riduzione delle emissioni fossili è al centro del nostro Piano di Sostenibilità, che si declina proprio nelle tante iniziative di economia circolare realizzate in questi anni, tra le quali spicca l’impianto di produzione di biometano presso il depuratore di Bresso-Niguarda dove nel 2018 è nato il primo impianto certificato di biometano generato dai reflui fognari. La fornitura di biocarburante a prezzi calmierati testimonia il nostro impegno a contribuire fattivamente agli obiettivi di decarbonizzazione, focus al centro dell’agenda di COP26 a Glasgow”.In seguito all’accordo le aziende socie di Neutalia; AGESP, gestore del servizio di Igiene Ambientale nel Comune Busto Arsizio; Gruppo AMGA, azienda che fornisce servizi di pubblica utilità ai Comuni dell’Alto Milanese e del Magentino; Acqua Novara.VCO, azienda che gestisce il servizio idrico integrato in 140 Comuni delle Province di Novara e del Verbano Cusio Ossola; e l’azienda partecipata Sun Novara, specializzata nel trasporto pubblico della Città di Novara; fino al 31 gennaio 2022 potranno acquistare presso i punti di distribuzione su Legnano e Novara gestiti da Green Fuel Company, partner italiano che opera nel settore della distribuzione e commercio di combustibili gassosi, il biometano prodotto da CAP al costo di 1,149 euro con una riduzione del 45% rispetto ai prezzi di mercato.In 3 mesi saranno erogati fino a 100mila kg di biometano a un costo vantaggioso, quantitativo che permetterà – spiega il Gruppo CAP – di percorrere da parte dei mezzi pubblici come bus, veicoli aziendali di servizio e camion della nettezza urbana circa 2,4 milioni di km a basso impatto ambientale. Fino a oggi, nei tre impianti di distribuzione gestiti da Green Fuel Company a Milano (Via Santa Rita da Cascia, 41), Brescia (Via Labirinto, 390) e Legnano (Via per Busto, 33/A), caratterizzati dalla presenza di vele che riportano il marchio di Gruppo CAP, sono già stati erogati 975.400 kg biocombustibile, che hanno permesso a circa 1.190 veicoli di percorrere quasi 24 milioni di km, in media 20mila km per vettura. “Il biometano che produciamo dal 2016 presso l’impianto di Bresso rappresenta una delle più importanti sfide ambientali intraprese dall’azienda – spipega Russo –. Quando è nata la sperimentazione in collaborazione con FCA (Fiat Chrysler Automobiles) e il CNR-IIA (Istituto di Inquinamento Atmosferico), non esisteva una normativa che prevedesse la produzione di biometano dagli scarti dei depuratori. I risultati ci hanno dato ragione: dopo aver dimostrato l’alta qualità del prodotto estratto dai fanghi, siamo arrivati a una produzione su scala industriale e ai primi 3 punti di distribuzione, che possiamo definire a Km 0. Ma è solo l’inizio: nel 2023 la produzione di biometano dalla FORSU aumenterà esponenzialmente”. CAP prevede infatti l’aumento esponenziale della produzione di biometano. Nel 2023, quando entrerà in funzione la nuova Biopiattaforma, polo di economia circolare che CAP sta costruendo a Sesto San Giovanni, – fa sapere il Gruppo – le 30mila tonnellate di FORSU provenienti dai Comuni di Sesto San Giovanni, Pioltello, Cormano, Segrate, Cologno Monzese e Cinisello Balsamo, saranno trasformate in 1.568.000 kg all’anno di biometano che servirà ad alimentare 2.050 vetture percorrendo più di 40 milioni di chilometri. LEGGI TUTTO

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    Titoli oil in rosso con prezzi petrolio in picchiata

    (Teleborsa) – Ondata di vendite su tutti i titoli petroliferi di Piazza Affari con il comparto in profondo rosso anche in Europa (DJ Stoxx Oil -5%) sulla scia della pessima performance messa registrata dai prezzi del greggio. I future sul greggio Brent di gennaio 2022, scendono sotto la soglia degli 80 dollari al barile e perdono 5 punti percentuali attestandosi a 78,01 dollari. Stessa direzione per i derivati sull’oro nero statunitense West Texas Intermediate (WTI), stessa scadenza, che scambiano in ribasso del 5,08% a 74,11 dollari.Tra i player del comparto, Tenaris scivola del 5,70% mentre Eni cede il 5,04%. A pesare sul sentiment degli investitori contribuiscono i timori globali per la variante sudafricana che con le sue diverse mutazioni e l’alta contagiosità potrebbe rendere meno efficaci gli attuali vaccini anti-Covid. A inizio settimana, il presidente degli Stati Uniti Joe Biden aveva annunciato che il Dipartimento dell’Energia USA renderà disponibili 50 milioni di barili di petrolio dalla Strategic Petroleum Reserve per “abbassare i prezzi dell’energia per gli americani e affrontare il disallineamento tra la domanda che esce dalla pandemia e l’offerta”. La decisione era stata però accolta con scetticismo dagli addetti ai lavori, secondo i quali l’intervento sarebbe di portata temporanea e non in grado di riequilibrare il rapporto tra domanda e offerta.(Foto: © Amikishiyev / 123RF) LEGGI TUTTO

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    USA, stoccaggi gas ultima settimana -21 BCF

    (Teleborsa) – Scendono 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 12 novembre 2021, sono risultati in calo di 21 BCF (billion cubic feet) contro i -22 BCF del consensus. La settimana prima si era registrata una crescita di 26 BCF.Le scorte totali si sono dunque portate a 3.623 miliardi di piedi cubici, risultando in calo dell’8,1% rispetto a un anno fa (quando erano pari a 3.943) e in diminuzione dell’1,6% rispetto alla media degli ultimi cinque anni (3.681 BCF). LEGGI TUTTO

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    USA, EIA: scorte petrolio settimanali aumentano a sorpresa

    (Teleborsa) – Sono salite a sorpresa le scorte di greggio in USA nell’ultima settimana. L’EIA, la divisione del Dipartimento dell’Energia americano, ha confermato che gli stocks di greggio, negli ultimi sette giorni al 19 novembre 2021, sono saliti di 1 milione a 434 MBG, contro attese per una discesa di 0,5 milioni.Gli stock di distillati hanno registrato un calo di 1,9 milioni a 121,7 MBG, contro attese per una flessione di 1 milione, mentre le scorte di benzine hanno registrato un decremento di 0,6 milioni a quota 211,4 MBG (era atteso un calo di 0,4 milioni).Le riserve strategiche di petrolio sono scese a 604,5 MBG dai 606,1 precedenti. (Foto: © Artem Egoro / 123RF) LEGGI TUTTO

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    Enel, dall'uscita dal gas alle opportunità nella mobilità elettrica e nel fintech

    (Teleborsa) – Il nuovo Piano strategico del Gruppo Enel porta con sé una novità: la valorizzazione della divisione Global Customers, dove confluirà la parte della mobilità elettrica di Enel x, che diventerà una business line autonomia, sotto la guida di Marina Ripa, dove Enel intende mantenere la maggioranza, aprendo il capitale all’ingresso di partner o destinandola alla quotazione. Lo ha annunciato l’Amministratore delegato Francesco Starace, spiegando “abbiamo sviluppato un percorso per gradi iniziato prima di Enel X, mettendo i dati dei clienti su cloud e questo ci ha portato a gestire le reti elettriche in modo innovativo. Ora vediamo una deriva chiara, perché c’è la necessità di accelerare sullo sviluppo della mobilità elettrica”.Il Cfo Alberto De Paoli ha risposto invece ad una domanda sulla crescita del Gruppo in ambito fintech, ricordando che “Enel x Pay è il quarto operatore italiano” ed il Gruppo intende restare in questo settore “non solo per l’esigenza di pagamento delle bollette, ma anche per i pagamenti futuri legati alla mobilità elettrica, che richiederanno modalità pagamento digitali e diventeranno parte integrante del business”. De Paolo on ha neanche escluso “opportunità per un posizionamento più ampio”.A proposito della banda larga e del futuro di Ufinet, società sudamericana della fibra ottica in cui detiene una quota del 21% tramite Enel X, l’Ad di Enel ha confermato che “ci sono trattative in corso” ed ha annunciato “novità a breve”.Parlando della pianificata uscita dal gas nel 2040, l’Ad Starace ha ricordato che si sta parlando di un tempo lungo di 20 anni e che per quella data “ci saranno pochi europei che utilizzeranno il gas, perché tutti per motivi economici passeranno all’elettricità”. “Il grosso dell’Europa tra 20 anni spegnerà il gas. – ha sottolineato – E’ una follia dipendere dal gas. Prima usciamo meglio è”. L’Ad ha aggiunto che per lo stesso motivo “le centrali a gas saranno necessarie per 20 anni ancora”, poi “finiranno come sono finite le centrali a carbone”. Ad una domanda sulla centrale di Civitavecchia, il manager ha risposto “non siamo particolarmente affezionati a quella centrale”, ma il mantenimento è stato deciso da una richiesta dell’autorità di regolamentazione di mantenere una a.ternativa in alcuni specifici nodi della rete.Non è escluso – ha sottolineato il numero uno di Enel – un investimento nell’idrogeno verde, che attualmente è solo in “fase esplorativa” e potrebbe essere rivalutato fra 3 o 5 anni, “per vedere se è una soluzione competitiva e che tipo di competitività può offrire su larga scala o modulare”.Parlando del PNRR, Starace ha ricordato che il Piano arriva al 2024 ed esclude una parte del periodo coperto dal Recovery Plan che arriva al 2026. IN ogni caso, dei 26 miliardi di potenziali investimenti, ha spiegato che 6 miliardi fanno riferimento all’erogazione di fondi, mentre la parte più consistente di 20 miliardi sarà resa possibile dalle riforme ed ha citato specificamente le semplificazioni, l’elettrificazione dei trasporti e l’efficienza energetica. LEGGI TUTTO