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    Uniper, perdita 2022 inferiore alle attese per calo prezzo del gas

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    (Teleborsa) – Uniper, il colosso energetico tedesco nazionalizzato lo scorso anno, continua ad attendersi risultati significativamente negativi per l’esercizio 2022, ma in sostanziale miglioramento rispetto alle attese comunicate con i risultati dei primi nove mesi dell’esercizio. La società prevede una perdita netta di 19,1 miliardi di euro per il 2022, non così ampia come i 40 miliardi di euro stimati a novembre, poiché i prezzi del gas più bassi hanno portato a previsioni di costo più favorevoli.Oggi ha detto di aver realizzato perdite da costi di sostituzione del gas pari a 3,4 miliardi di euro per il quarto trimestre dell’esercizio 2022 e di 13,2 miliardi di euro in totale per l’intero anno finanziario. Inoltre, le perdite future previste innescate dai continui costi di sostituzione del gas russo ammontano a circa 5,9 miliardi di euro al 31 dicembre 2022. Il titola è quindi di 19,1 miliardi di euro.”Le perdite effettive e l’anticipazione delle perdite derivanti dal costo di sostituzione del gas in futuro continueranno a fluttuare in modo significativo al variare dei prezzi del gas”, ha sottolineato in una nota. LEGGI TUTTO

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    Exxon Mobil, utili record per 59,1 miliardi di dollari nel 2022

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    (Teleborsa) – Exxon Mobil, una delle principali compagnie petrolifere statunitensi e mondiali, ha registrato utili per il quarto trimestre 2022 pari a 12,8 miliardi di dollari, o 3,09 dollari per azione, con un conseguente utile per l’intero anno di 55,7 miliardi di dollari, o 13,26 dollari per azione. I risultati includevano elementi sfavorevoli per 1,3 miliardi di dollari associati a tasse europee aggiuntive sul settore energetico e svalutazioni di beni, in parte compensati da aggiustamenti una tantum relativi all’espropriazione di Sakhalin-1. L’utile per azione adjusted è stato di 3,40 dollari, mentre i ricavi sono stati di 95,4 miliardi di dollari. Gli analisti si aspettavano in media, secondo dati Refinitiv, un utile per azione di 3,29 dollari su ricavi per 94,67 miliardi di dollari.”Sebbene i nostri risultati abbiano chiaramente beneficiato di un mercato favorevole, gli investimenti anticiclici che abbiamo effettuato prima e durante la pandemia hanno fornito l’energia e i prodotti di cui le persone avevano bisogno quando le economie hanno iniziato a riprendersi e le forniture sono diventate scarse”, ha commentato il CEO Darren Woods.Gli utili adjusted per l’intero anno sono stati di 59,1 miliardi di dollari, con un aumento di 36,1 miliardi rispetto all’anno precedente. Si tratta di un record per il gruppo e di un massimo storico per l’industria petrolifera occidentale. In precedenza, il record apparteneva al 2008, quando l’utile netto era stata di 45,2 miliardi di dollari in seguito al rally del petrolio fino ai 142 dollari al barile. LEGGI TUTTO

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    Terna: oltre 100 milioni di euro di investimenti per la rete elettrica della Brianza

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    (Teleborsa) – Il ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha avviato il procedimento autorizzativo del progetto di razionalizzazione della rete elettrica in alta tensione nell’area Ovest della Brianza. Per questo intervento, Terna investirà complessivamente oltre 100 milioni di euro. Il riassetto, che interesserà i Comuni di Seveso, Barlassina, Cesano Maderno, Cogliate e Ceriano Laghetto in provincia di Monza Brianza, consentirà – spiega Terna in una nota – di aumentare l’efficienza del servizio di trasmissione elettrica dell’area e, grazie alla migliore magliatura della rete locale, di garantire una maggiore continuità e sicurezza di esercizio.L’azienda guidata da Stefano Donnarumma realizzerà circa 13 km di nuove linee in cavo interrato, a fronte della demolizione di 7,3 km di elettrodotti aerei ora localizzati prevalentemente in zone densamente urbanizzate dei comuni di Seveso e Cesano Maderno. Il piano delle nuove opere consentirà di rimuovere 18 sostegni e liberare circa 30 ettari di territorio. Inoltre, Terna realizzerà 2 nuove stazioni elettriche nei Comuni di Barlassina e Cesano Maderno: in particolare, questi impianti saranno integrati nel paesaggio, a tutela del territorio circostante, grazie a interventi di mitigazione ambientale con opere a verde.Per l’individuazione dei tracciati dei nuovi collegamenti e la localizzazione delle stazioni elettriche, Terna – si legge nella nota – ha intrapreso con il territorio “un proficuo percorso di condivisione e progettazione partecipata che, attraverso il confronto con tutti i soggetti interessati, ha consentito di definire un progetto largamente condiviso con le comunità locali”. LEGGI TUTTO

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    TAP punta a raddoppiare la capacità del gasdotto entro il 2027

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    (Teleborsa) – Il consorzio Trans Adriatic Pipeline (TAP) ha comunicato che, in seguito al completamento della prima fase di presentazione di offerte vincolanti del Market Test 2021, attiverà il primo livello di espansione della capacità.Dopo la chiusura, il 22 gennaio 2023, della finestra di presentazione delle offerte vincolanti, TAP attiverà ora il primo livello di espansione che prevede una capacità aggiuntiva per 1,2 miliardi di metri cubi all’anno, attraverso contratti di trasporto a lungo termine, disponibile a partire dal 2026. La capacità iniziale di TAP può essere ampliata in fasi successive per raggiungere almeno 20 miliardi di metri cubi all’anno.Nel corso del 2023 è prevista una seconda fase vincolante in cui gli operatori interessati potranno presentare le proprie offerte. Con procedure di open season strutturate per testare le esigenze del mercato in un processo graduale, TAP punta a raddoppiare la capacità del gasdotto entro il 2027.”Dopo aver chiuso la prima fase vincolante, intendiamo avviarne un’altra nella seconda metà dell’anno, con l’obiettivo di rafforzare ulteriormente la sicurezza degli approvvigionamenti e la liquidità del mercato in Europa – ha affermato Luca Schieppati, Managing Director TAP – Nuovi volumi di idrogeno e altri gas rinnovabili potranno inoltre essere trasportati attraverso l’espansione della capacità di TAP, promuovendo la sostenibilità a lungo termine e la transizione energetica dell’area”.Il gasdotto TAP – che porta il gas dall’Arzebajan alla Puglia – è lungo 878 km e ha come soci BP (20%), SOCAR (20%), Snam (20%), Fluxys (19%), Enagás (16%) e Axpo (5%). LEGGI TUTTO

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    Benzina, Antitrust: esposizione prezzi medi non è necessaria

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    (Teleborsa) – L’Autorità Antitrust apprezza “lo spirito e gli obiettivi” del decreto legge sulla trasparenza dei prezzi dei carburanti, ma segnala alcune “controindicazioni”, in particolare quella riferita all’obbligo di esposizione da parte dei benzinai del prezzo medio regionale. Questo elemento “risulta molto poco rappresentativo dell’effettivo contesto competitivo in cui un impianto di distribuzione di carburanti opera” e “potrebbe perfino indurre in confusione alcuni consumatori”. Lo ha affermato il Presidente dell’Antitrust, Roberto Rustichelli, nel corso dell’audizione in Commissione attività produttiva della Camera sul decreto Trasparenza.Il Presidente dell’Antitrust ha spiegato che “la conoscibilità da parte dei consumatori dei prezzi praticati dal distributore è un obiettivo auspicabile” e che “informazioni puntuali, chiare, certe e tempestive sul prezzo applicato dal distributore rendono il consumatore soggetto attivo in grado di valutare correttamente le offerte”.Tuttavia, l’Autorità ha spiegato che “l’introduzione dell’obbligo dell’indicazione, accanto al prezzo di vendita praticato, del prezzo medio regionale calcolato dal Ministero, presenta anche possibili controindicazioni”. In particolare, ha detto Rustichelli “la media aritmetica del prezzo regionale risulta molto poco rappresentativa dell’effettivo contesto competitivo in cui un impianto di distribuzione di carburanti opera” e questo perché un impianto di distribuzione di carburanti “risulta effettivamente in concorrenza soltanto con gli impianti situati a pochi chilometri di distanza che possono costituire una concreta alternativa per il consumatore”. Quindi “la dimensione regionale risulta di gran lunga eccedente l’insieme dei distributori di carburanti che effettivamente potrebbero risultare alternativi per i consumatori”.Rustichelli ha poi sottolineato che “la doppia cartellonistica prevista, al di là dei possibili oneri aggiuntivi per gli esercenti, potrebbe perfino indurre in confusione alcuni consumatori” e che “la diffusione presso gli esercenti di un prezzo medio regionale – a prescindere dalla rappresentatività di tale dato – rischia di ridurre la variabilità di prezzo, in quanto potrebbe essere utilizzata dalle imprese per convergere automaticamente su un “prezzo focale””. LEGGI TUTTO

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    Gas, Signoretto (Proxigas): come industria vogliamo contribuire a definire nuova strategia energetica

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    (Teleborsa) – “Il prossimo inverno sarà un test ulteriore per la tenuta del sistema, soprattutto se temperature saranno più basse”. Così Cristian Signoretto, presidente di Proxigas – nata dalla fusione tra Anigas e Igas –, in occasione della presentazione del position paper dell’associazione. “Ma le misure prese e che prenderemo ci permetteranno di superare le difficoltà”, ha assicurato sottolineando la necessità di ripensare la politica energetica per affrontare da un lato la transizione e per raggiungere i target ambientali e dall’altro garantire un sistema sicuro e resiliente.”Come industria nel suo complesso, vogliamo contribuire in modo costruttivo alla prossima definizione di una nuova strategia energetica nazionale che, facendo tesoro dell’esperienza maturata in questi mesi e guardando al nuovo contesto geopolitico, consenta al nostro Paese di evolvere verso nuovi assetti, per garantire sicurezza e competitivita’ delle forniture energetiche, preservando il percorso di transizione energetica in atto”, ha aggiunto. LEGGI TUTTO

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    Acea sale al 100% della società abruzzese Deco

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    (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

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    Gas, agenzie UE: nessun impatto significativo dal price cap

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    (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