Energia

(Teleborsa) – Altea Green Power, azienda quotata su Euronext STAR Milan e attiva nello sviluppo e realizzazione di impianti per la produzione di energia rinnovabili, ha comunicato che il risultato della prima asta del meccanismo MACSE (sistema di incentivazione per gli impianti BESS) non avrà ripercussioni sui risultati prospettici previsti nel Piano Industriale 2024-2028, che viene confermato in tutti suoi aspetti.Prevedendo l’eventualità di prezzi di assegnazione inferiori alle aspettative, la società ha messo in atto una serie di azioni preventive, strutturando un Piano Industriale capace di garantire sostenibilità economica nonostante scenari incerti e sfidanti, si legge in una nota. Nel dettaglio, il Piano è stato sviluppato, prudenzialmente, con valori di riferimento (€/MW) inferiori a quelli relativi ai contratti già sottoscritti e, inoltre, i costi di sviluppo incidono sul costo complessivo di realizzazione del progetto per un valore limitato pari circa il 6/7%. In aggiunta, oltre il 30% dei 3 GW totali di progetti ancora in sviluppo e in gran parte in autorizzazione sono collocati al Nord Italia, quindi, non soggetti alle procedure delle aste, ma utili ad una più remunerativa gestione “a Mercato” da parte dell’acquirente finale.I restanti progetti in fase avanzata di autorizzazione saranno proposti al mercato puntando ad un livello di valore più elevato rispetto a quelli “early stage” contrattualizzati negli anni passati. “La conclusione della prima asta del MACSE ha evidenziato un risultato al di sotto delle aspettative che si erano create tra gli operatori, crediamo che ciò sia dovuto almeno in parte, alla sensibile riduzione del costo delle batterie e quindi delle capex di progetto a carico dei realizzatori degli impianti che hanno trovato nel prezzo di assegnazione un punto di equilibrio idoneo al ritorno dell’investimento – ha detto il CEO Giovanni Di Pascale – Tuttavia, rappresenta un primo importante segnale di rilancio del mercato BESS, offrendo a operatori e investitori un quadro più chiaro sull’operatività futura e sui prezzi stabiliti. Si tratta di un atto concreto che contribuisce a restituire fiducia agli investitori, molti dei quali avevano scelto di attendere l’esito dell’asta prima di procedere con nuove decisioni”. “Riteniamo che le dinamiche della prima asta non incideranno sul Piano Industriale 2024-2028, grazie alla solidità della nostra strategia, alla diversificazione del nostro portafoglio e alla capacità di muoverci per tempo anticipando le principali evoluzioni di mercato”, ha aggiunto il DG Salvatore Guarino. LEGGI TUTTO

(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

(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

(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

(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

(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