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    UE, BofA vede prezzo delle quote di emissione a 100 euro/t entro fine decennio

    (Teleborsa) – Le quote di emissione di CO2, denominate EUA (EU Allowances), hanno raggiunto il picco di 98 €/t nell’agosto 2022, con l’impennata dei prezzi del gas TTF dopo l’attacco a Nordstream. Hanno poi toccato il fondo all’inizio del 2024 a circa 50 €/t a causa del clima invernale e ad aprile 2025 si trovavano a 60 €/t a causa delle tensioni commerciali. Lo si legge in un’analisi di Bank of America (BofA) sul tema, dove viene evidenziato che – con l’aumento dell’offerta di GNL nei prossimi 18 mesi – i prezzi del gas europeo potrebbero continuare a scendere, ponendo rischi al ribasso per le EUA, che attualmente vengono scambiate a circa 76 €/t. La proposta di collegare le quote scontate del Regno Unito al carbonio europeo più costoso potrebbe avere un impatto negativo sui prezzi anche per le EUA. Tuttavia, la crescente domanda di permessi potrebbe sostenere le EUA per tre motivi: (1) dopo diversi anni di prezzi elevati, il recente calo dei prezzi del gas e del carbone potrebbe incoraggiare un maggiore utilizzo di combustibili termici; (2) la distruzione della domanda di energia elettrica europea nel 2022-24, unita a un aumento degli investimenti nelle energie rinnovabili, ha lasciato al settore elettrico europeo un’ampia capacità inutilizzata per far fronte alla rapida crescita della domanda di energia per l’intelligenza artificiale e i data center; (3) la prevista ampia espansione fiscale in Europa, focalizzata sulla difesa, dovrebbe stimolare l’attività industriale e quindi la domanda di energia.Sebbene i prezzi siano sostenuti, la volatilità dei prezzi delle quote di emissione europee potrebbe aumentare da qui in poi, secondo BofA. A partire da gennaio 2026, alcuni importatori dovranno acquistare certificati che tengano conto dell’impronta di carbonio dei prodotti che importano in Europa. Diversi settori ad alta intensità energetica, tra cui acciaio, alluminio, fertilizzanti, energia o cemento, saranno interessati. L’idea alla base del Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) è quella di livellare il campo di gioco tra le aziende che producono beni in Europa e quelle che li importano. Un lento aumento del CBAM nel 2026 accelererà due anni dopo e dovrebbe consentire la completa eliminazione delle quote gratuite entro il 2035. Come esternalità, il CBAM sta incoraggiando lo sviluppo di un importante mercato delle quote in Cina. Tuttavia, Stati Uniti e Cina hanno visioni climatiche molto diverse e l’UE sta affrontando una guerra ai suoi confini, il che suggerisce che la polarizzazione politica potrebbe innescare gravi periodi di incertezza sulle politiche del carbonio nei prossimi 18 mesi.”Fin dal loro inizio nel 2005, i mercati del carbonio conformi sono stati come una scatola di cioccolatini: sempre pieni di sorprese – si legge nella ricerca – Cosa succederà ora? Con i tassi di interesse dell’UE che preparano il terreno per una curva relativamente ripida rispetto a quanto visto negli anni 2010, i mercati del carbonio indicano già un prezzo delle quote prossimo ai 90 €/t entro il 2030. Nonostante alcuni venti contrari a breve termine, intravediamo generalmente rischi al rialzo per i prezzi, sulla base della domanda incrementale di quote di carbonio da parte dell’industria, dei data center e del calo dei prezzi globali del gas naturale”. Pertanto, BofA ritiene che i prezzi EUA probabilmente si attesteranno a 100 €/t o superiori entro la fine del decennio. I deficit strutturali di carbonio e le temperature record fino al 2030 dovrebbero consolidare i prezzi, e in ultima analisi le politiche, su basi solide. Qualsiasi potenziale ritardo nell’attuazione della graduale eliminazione delle quote o del CBAM rappresenta un rischio al ribasso a breve termine. Tuttavia, qualsiasi ritardo a breve termine potrebbe spingere più in alto l’obiettivo di prezzo per il 2030. “Mentre il pianeta continua a riscaldarsi e il costo dell’abbattimento diminuisce, i venti politici torneranno alla fine a sostenere un aumento dei prezzi del carbonio”, viene sottolineato. LEGGI TUTTO

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    Var Energi acquista la quota di TotalEnergies nel giacimento norvegese Ekofisk PPF

    (Teleborsa) – Var Energi, società energetica quotata a Oslo e controllata da Eni, ha acquisito la quota di partecipazione di TotalEnergies nel giacimento petrolifero norvegese Ekofisk PPF nella licenza PL018F. Il progetto Ekofisk PPF si trova nella Greater Ekofisk Area della Norwegian Continental Shelf (NCS). Il progetto estenderà la vita produttiva dell’area di Ekofisk. La riqualificazione consentirà una migliore esposizione del giacimento e tassi di produzione, con conseguente aumento significativo delle risorse recuperabili, grazie all’utilizzo di nuove tecnologie di completamento e di pozzi orizzontali.L’operazione aumenterà la quota di partecipazione di Var Energi nel progetto PPF nella licenza PL018F dal 12,388% al 52,284%, rafforzando la sua posizione nella Greater Ekofisk Area. L’operazione aggiungerà riserve nette certe e probabili stimate di 38 milioni di barili di petrolio equivalente (mmboe), con bassi costi operativi per barile e potenziale di ulteriore crescita. La decisione finale di investimento dovrebbe essere presa nel quarto trimestre di quest’anno, con l’avvio della produzione del progetto previsto per la fine del 2028.”Il progetto Ekofisk PPF è uno sviluppo strategico che supporta le nostre ambizioni di mantenere un livello di produzione compreso tra 350 e 400.000 barili di petrolio equivalente (kboepd) entro il 2030 e oltre – ha detto il CEO Nick Walker – L’operazione supporta anche la nostra strategia di hub, aumentando la nostra presenza in un’area in cui siamo già presenti e aggiungendo riserve a basso costo con un significativo potenziale di crescita”.A seguito dell’operazione, i titolari della licenza PL018F sono ConocoPhillips (35,112%, operatore), con Var Energi ASA (52,284%), DNO (7,604%) e Petoro (5%) come partner. LEGGI TUTTO

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    Energy Time, primo semestre positivo: valore della produzione a 6,3 milioni di euro

    (Teleborsa) – Energy Time, società quotata su Euronext Growth Milan e attiva nel settore delle energie rinnovabili nel ruolo di D-EPC-OM (Development, Engineering, Procurement, Construction, Operation & Maintenance), ha chiuso il primo semestre 2025 con un Valore della Produzione consolidato pari a 6,3 milioni di euro, di cui 6,27 milioni generati dalla Capogruppo. Quest’ultimo dato mostra una crescita del 26,5% rispetto a 4,98 milioni realizzati dalla sola Capogruppo nel primo semestre 2024.L’EBITDA consolidato si attesta a 0,4 milioni di euro, con EBITDA margin del 6,1%. Questo dato testimonia un risultato ampiamente positivo per il business del Gruppo considerando che la Capogruppo Energy Time aveva registrato un EBITDA individuale negativo per 0,6 milioni al 30 giugno 2024 migliorando poi considerevolmente la sua marginalità al 31 dicembre 2024 riportando un EBITDA positivo per 3,1 milioni con EBITDA margin del 17,7%, il che si riflette per il management in una prospettiva positiva anche per l’esercizio in corso.Il primo semestre si chiude con un risultato netto consolidato positivo per 0,24 milioni di euro, anche questo in deciso miglioramento rispetto al risultato netto negativo per 0,67 milioni realizzati dalla Capogruppo nell’analogo periodo dell’esercizio precedente.L’Indebitamento Finanziario Netto consolidato si attesta a 6 milioni di euro (debito netto, di cui 39% relativi a debiti vs istituti di credito di cui 61% relativi a debiti commerciali e tributari scaduti che la società sta proattivamente gestendo), rispetto a 4,5 milioni (debito netto) al 31 dicembre 2024.”I risultati dei primi 6 mesi del 2025 rappresentano un punto di svolta per Energy Time nelle vesti di società quotata il che ci mette di fronte ad una nuova sfida, ovvero il confronto con le aspettative del mercato e il raggiungimento di obiettivi strategici per il nostro business – ha detto l’AD Marco Pulitano – Siamo soddisfatti delle performance realizzate nel primo semestre 2025, considerando anche la ciclicità del nostro business e la crescita realizzata dalla Capogruppo, che ci consentono di ritagliarci progressivamente un posizionamento sempre più rilevante nel settore, con l’obiettivo di diventare sempre di più un punto di riferimento per i clienti, sia istituzionali che corporate, nel nostro ruolo di D-EPC-OM company. Siamo focalizzati a dare attuazione alle strategie di sviluppo che, grazie anche alla raccolta realizzata con la fiducia degli investitori che hanno creduto al progetto, saranno indirizzate al rafforzamento della capacità operativa – a supporto della pipeline di commesse – nonché all’attuazione di una politica di M&A e partnership industriali volte a rafforzare il posizionamento lungo tutta la filiera”.Energy Time intende dare avvio alle opere commissionate parte del backlog di 124 milioni di euro, ampliando la capacità operativa (con personale qualificato e incrementando il parco attrezzature specialistiche di cantiere), integrando a monte il range di servizi sia in area produttiva che in ambito servizi, acquisendo nuove autorizzazioni, anche sviluppando, nel prossimo futuro operazioni di M&A e partnership strategiche in linea con gli obiettivi di crescita della società e del gruppo nel suo complesso.(Foto: Zbynek Burival on Unsplash ) LEGGI TUTTO

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    Vistra amplia impianto a gas del Texas occidentale per soddisfare crescente domanda di energia

    (Teleborsa) – Vistra prevede di ampliare una centrale elettrica a gas naturale nel Bacino Permiano per soddisfare la crescente domanda di elettricità da parte di abitazioni, aziende e piattaforme petrolifere in Texas.Il produttore di energia indipendente ha raggiunto la decisione finale di investimento per aggiungere due unità con una capacità totale di 860 megawatt al sito, che attualmente genera 325 megawatt.L’azienda ha aggiunto oltre 1.000 megawatt di capacità di generazione in Texas tra il 2020 e il 2023 e l’ampliamento del Bacino Permiano fa parte del suo impegno per aumentare la capacità di altri 2.000 megawatt entro il 2028.Una volta completati questi progetti, Vistra avrà investito quasi 2 miliardi di dollari per aggiungere circa 3.100 MW di nuova capacità di generazione in Texas dal 2020. LEGGI TUTTO

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    BP approva progetto Tiber-Guadalupe da 5 miliardi di dollari al largo del Golfo d’America

    (Teleborsa) – BP ha raggiunto una decisione finale di investimento per il progetto Tiber-Guadalupe da 5 miliardi di dollari al largo della costa del Golfo d’America.Tiber-Guadalupe, di proprietà al 100% di BP, sarà il settimo hub di produzione di petrolio e gas gestito da BP nel Golfo d’America, dotato di una nuova piattaforma di produzione galleggiante con una capacità di produzione di 80.000 barili di greggio al giorno. Il progetto include sei pozzi nel giacimento Tiber e un tieback di due pozzi dal giacimento Guadalupe. L’inizio della produzione è previsto per il 2030. Si tratta di uno degli otto-dieci principali progetti che dovrebbero essere avviati a livello globale tra il 2028 e il 2030 e riflette la strategia di BP volta a far crescere il proprio business upstream e il valore azionario a lungo termine. Insieme al progetto Kaskida, di proprietà al 100% di BP, BP prevede di investire circa 10 miliardi di dollari per realizzare i suoi progetti Paleogene nel Golfo d’America.Tiber-Guadalupe e Kaskida sono i pilastri dei nuovi progetti di BP nelle acque profonde del Golfo d’America. Insieme alle cinque piattaforme operative esistenti nel Golfo, consentiranno a BP di aumentare la propria capacità di produrre oltre 400.000 barili di petrolio equivalente al giorno dalla regione offshore statunitense entro il 2030.BP punta ad aumentare la propria produzione offshore e onshore negli Stati Uniti a oltre 1 milione di barili di petrolio equivalente al giorno entro il 2030. LEGGI TUTTO

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    Antitrust, Saras: sempre agito nel pieno rispetto della normativa

    (Teleborsa) – Saras non condivide i contenuti della decisione dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) riguardante una presunta intesa sui biocarburanti.L’Autorità ha chiuso l’istruttoria nei confronti di Eni, Esso, Ip, Iplom, Q8, Saras e Tamoil (per quest’ultima anche con riferimento alle condotte di Repsol, ora da questa acquisita), le più importanti compagnie petrolifere operanti in Italia. L’AGCM ha accertato un’intesa restrittiva della concorrenza nella vendita del carburante per autotrazione per tutte le parti, fatta eccezione per Iplom e Repsol. Per questo motivo ha sanzionato le società per un totale complessivo di 936,66 milioni euro. Saras “ha prestato piena collaborazione con l’AGCM nel corso del procedimento, illustrando in tale sede le ragioni per cui la tesi accusatoriadell’Autorità è infondata e l’assoluta estraneità di Saras rispetto alla condotta contestata – si legge in una nota – La società ribadisce di aver sempre agito nel pieno rispetto della normativa antitrust e si riserva di impugnare il provvedimento nelle competenti sedi”. LEGGI TUTTO

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    Energy riduce la perdita nel primo semestre. Ricavi -29%

    (Teleborsa) – Energy, società quotata su Euronext Growth Milan e attiva nell’offerta di sistemi integrati di accumulo di energia, ha chiuso il primo semestre del 2025 con ricavi pari a 13,6 milioni di euro, registrando una contrazione del 29% rispetto al 30 giugno 2024 (19,1 milioni di euro). La flessione è principalmente riconducibile al calo della domanda del segmento residenziale e al ritardo della domanda di quello C&I, dovuto all’effetto attesa generato da Transizione 5.0 e dalle altre mancate misure incentivanti. Questi fattori hanno impattato la dinamica dei volumi e dei prezzi di vendita, influenzando il trend del fatturato nel periodo.L’EBITDA si attesta a -403 mila euro, in deciso miglioramento rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, che registrava -3,2 milioni di euro. Il risultato di esercizio migliora, pur rimanendo in area negativa, ed è pari a -1,9 milioni di euro (-4,2 milioni di euro al 30 giugno 2024).L’Indebitamento Finanziario Netto è pari a 10,7 milioni di euro (8,1 milioni di euro al 31 dicembre 2024). L’indebitamento complessivo finanziario consolidato è costituito dall’indebitamento finanziario corrente per 7,7 milioni di euro e dai debiti verso banche a medio-lungo termine per 5,7 milioni di euro, al netto di disponibilità liquide pari a 2,8 milioni di euro.Il backlog di gruppo al 31 agosto 2025 risulta di 9,1 milioni di euro (evadibili entro il Q1 2026) senza contare 22,5 milioni di euro relativi alla parte rimanente della commessa Asfinag il cui sviluppo temporale risulta difficile da prevedere. L’80% del backlog è rappresentato da prodotti di taglia XL, mentre oltre il 40% degli ordini è destinato a progetti nell’area EMEA, a conferma del progressivo riposizionamento verso soluzioni di maggiore dimensione e della crescente esposizione ai mercati esteri.”Nel 2025 prosegue la transizione per Energy, che ha reagito al contesto con una strategia di riposizionamento chiara e operativa, in linea con quanto progettato negli anni scorsi – ha commentato l’AD Davide Tinazzi – Il Gruppo sta attraversando una fase di profonda trasformazione, che ci porta oltre il perimetro residenziale per affermarci sempre più su progetti industriali di grande dimensione. Abbiamo intensificato gli investimenti sulle soluzioni di taglia XL per i segmenti Commerciale e Industriale e stiamo sviluppando la gamma di prodotti ExtraLarge per applicazioni utility e grid scale. Stiamo investendo in capacità produttiva, in nuovi spazi e in un’organizzazione strutturata, con un portafoglio commerciale che si orienta in modo sempre più deciso verso soluzioni XL e XXL”.”Parallelamente, stiamo accelerando l’internazionalizzazione: la regione DACH è prioritaria e la nuova sede di Monaco funge da testa di ponte per rafforzare il supporto ingegneristico e la rete distributiva – ha aggiunto – La nostra competitività risiede nell’integrazione hardware-software e nella capacità di offrire servizi ad alto valore aggiunto – dal software alla cybersecurity. Un livello di specializzazione che ci distingue in Europa”. LEGGI TUTTO

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    Eni, primo ministro Egitto incontra Brusco: focus su attività nel paese

    (Teleborsa) – Il primo ministro della Repubblica Araba d’Egitto Mustafa Kemal Madbouly ha incontrato Guido Brusco, chief operating officer Global Natural Resources di Eni, per fare il punto sulle attività in corso e sui piani futuri della società nel Paese. All’incontro hanno partecipato anche il inistro del Petrolio e delle Risorse Minerarie egiziano Karim Badawi e altri rappresentanti istituzionali.Durante l’incontro sono state discusse le attività di Eni in Egitto, con particolare attenzione alle iniziative, sia onshore che offshore, volte a sostenere la produzione di gas naturale e petrolio sfruttando l’ampio portafoglio di asset della società. Le aree di interesse principali sono l’esplorazione di gas a ciclo breve, l’estensione della vita dei giacimenti onshore maturi e lo sviluppo dell’hub integrato del gas nel Mediterraneo orientale. L’esplorazione di Eni in Egitto punterà a opportunità che possano sfruttare le sinergie con le infrastrutture esistenti nelle vicinanze, massimizzando l’efficienza operativa e contribuendo alla sicurezza energetica del Paese. In questo contesto, a seguito dell’accordo firmato nel luglio 2025 per estendere la concessione di Temsah, il COO ha aggiornato il PM sul relativo piano di lavoro e sulle attività di perforazione previste.Brusco ha inoltre illustrato l’impegno della società volto ad estendere e valorizzare la produzione dagli asset onshore attraverso l’implementazione di tecnologie di sottosuolo (sismica, Enhanced Oil Recovery) e il rilancio delle attività di sviluppo nei prossimi anni.Inoltre, Eni ha ribadito il proprio coinvolgimento e impegno nei confronti dell’ambizione dell’Egitto di crescere come hub del gas nella regione del Mediterraneo orientale, grazie alla presenza di importanti infrastrutture di trattamento e liquefazione del gas, un fattore abilitante per lo sviluppo di nuovi progetti nazionali nel settore del gas, nonché di iniziative internazionali come Cronos, la scoperta di Eni nel Blocco 6 al largo delle coste di Cipro.L’incontro si è svolto a margine dell’HSE Safety Day, un’iniziativa co-partecipata da Eni e dal Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie volta a promuovere una cultura della sicurezza e della sostenibilità, che ha coinvolto dipendenti, stakeholder e partner per rafforzare l’impegno a proteggere le persone e l’ambiente.Eni opera in Egitto attraverso la sua controllata IEOC ed è attualmente il principale produttore del Paese, con una produzione di idrocarburi pari a circa 318mila barili equivalenti di olio al giorno nella quota di Eni nel 2024. LEGGI TUTTO