Energia

(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

(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

(Teleborsa) – MAIRE, gruppo quotato su Euronext Milan e attivo nella trasformazione delle risorse naturali, ha annunciato che KT-Kinetics Technology, supportata dal know-how tecnologico di NEXTCHEM, si è aggiudicata da Pengerang Biorefinery (joint venture tra Petronas Mobility, Enilive ed Euglena), il licensing e i servizi di ingegneria, procurement, costruzione e commissioning (EPCC) per un’unità di produzione di idrogeno che sarà ubicata a Johor, in Malesia. NEXTCHEM fornirà il licensing della tecnologia proprietaria NX Reform.L’unità di idrogeno verrà integrata nella nuova bioraffineria all’interno del Pengerang Integrated Complex e produrrà circa 38.000 metri cubi di idrogeno l’ora, essenziale per i processi di conversione della bioraffineria. Una volta completata, la bioraffineria processerà circa 650.000 tonnellate all’anno di materie prime quali oli vegetali esausti, grassi animali e scarti della lavorazione degli oli vegetali per produrre carburante sostenibile per l’aviazione (SAF), oli vegetali idrogenati (HVO) e bio-nafta. Il valore del contratto è di circa 125 milioni di dollari e la realizzazione dell’impianto è prevista entro il 2028.”Questo importante riconoscimento conferma il ruolo centrale di MAIRE quale abilitatore della transizione energetica e il suo know-hownel fornire soluzioni avanzate e integrate che consentono ai propri clienti di essere all’avanguardia nella produzione di carburanti rinnovabili, contribuendo ad un futuro più sostenibile”, ha detto l’AD Alessandro Bernini. LEGGI TUTTO

(Teleborsa) – ADNOC Gas, società di elaborazione del gas degli Emirati Arabi Uniti, ha annunciato l’assegnazione di tre contratti abilitanti del valore di 2,1 miliardi di dollari per un impianto di pre-condizionamento del GNL (LPP), impianti di compressione e condotte di trasmissione per fornire materie prime al progetto Ruwais LNG.Il contratto più grande, valutato 1,24 miliardi di dollari per l’LPP, è stato assegnato a un consorzio composto da Engineering for the Petroleum and Process Industries (ENPPI) e Petrojet. Un contratto da 514 milioni di dollari per le condotte di trasmissione è stato assegnato alla China Petroleum Pipeline Engineering Company, mentre Petrofac Emirates svilupperà i nuovi impianti di compressione con un contratto da 335 milioni di dollari.”Questi contratti riaffermano l’impegno di ADNOC Gas nel garantire una crescita sostenibile e massimizzare il valore per gli azionisti – ha commentato Fatema Al Nuaimi, CEO di ADNOC Gas – Stiamo investendo in infrastrutture di livello mondiale e tecnologie innovative mentre espandiamo la nostra capacità nella liquefazione del GNL e rafforziamo la nostra posizione di player globale”. LEGGI TUTTO