Enel, nei primi nove mesi del 2023 utile netto 5 mld (+65,2%): “Risultati solidi”

Nei primi nove mesi del 2023 il Gruppo Enel consolida la propria posizione con “risultati solidi“. Il Consiglio di amministrazione, presieduto da Paolo Scaroni, approva infatti il resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2023, oltre al prospetto contabile riferito alla stessa data e la relazione, da cui risulta che la situazione patrimoniale, economica e finanziaria della Società consente la distribuzione di un acconto sul dividendo per l’esercizio 2023 pari a 0,215 euro per azione, che verrà messo in pagamento a decorrere dal 24 gennaio 2024. Stando ai risultati, l’utile netto cresce del 65,2% arrivato a oltre 5 miliardi di euro: un aumento che riflette l’andamento positivo della gestione operativa ordinaria e la minore incidenza delle interessenze dei terzi sul risultato netto ordinario, che hanno più che compensato l’incremento degli oneri finanziari netti dovuto all’evoluzione dei tassi di interesse e all’aumento del debito medio del periodo, nonché il maggior onere fiscale da ricondurre ai migliori risultati.

L’Ebitda ordinario è 16,3 miliardi (+29,3%), mentre l’Ebitda 15,2 miliardi e l’Ebit 9,8 miliardi (+62,1%). I ricavi registrati sono 69.534 milioni di euro, in calo del 34,1%, attribuibile principalmente alla Generazione Termoelettrica e Trading per i minori volumi di energia prodotti in un regime di prezzi medi di vendita decrescenti – spiega Enel – in un contesto caratterizzato da una maggiore stabilità dei prezzi rispetto ai nove mesi del 2022, in particolare in Italia e Spagna, e per il differente perimetro di consolidamento, nonché ai Mercati Finali per le minori quantità vendute in un contesto di prezzi decrescenti e per la cessione, avvenuta nel 2022, di Celg Distribuição (Enel Goiás) in Brasile. Il decremento dei ricavi di Enel X è riferibile essenzialmente alla rilevazione, nel corso dei nove mesi del 2022, dei proventi derivanti dalla cessione parziale della partecipazione detenuta in Ufinet per 220 milioni di euro e dalla cessione di alcune partecipazioni di Enel X a Mooney Group per 67 milioni di euro, nonché ai minori ricavi registrati in Colombia e in Italia.

I ricavi di Enel Green Power, poi, risultano in aumento rispetto all’analogo periodo del 2022, prevalentemente per l’incremento delle quantità prodotte da fonte idroelettrica e solare in Italia, Spagna e America Latina e per i proventi per 98 milioni di euro derivanti dalle cessioni parziali delle partecipazioni detenute in alcune società, prevalentemente in Australia. La diminuzione dei ricavi per Enel Grids è principalmente riconducibile alla variazione di perimetro derivante dalla cessione, nel 2022, di alcune società in America Latina. Tali effetti sono stati sostanzialmente compensati dagli adeguamenti tariffari in Italia e in America Latina.

L’indebitamento finanziario netto è a 63.312 milioni di euro (60.068 milioni di euro a fine 2022, +5,4%), riconducibile principalmente ai positivi flussi di cassa generati dalla gestione operativa, dalla cessione di alcune società ritenute non più strategiche e dall’emissione di prestiti obbligazionari non convertibili subordinati ibridi perpetui, che hanno solo parzialmente compensato il fabbisogno generato dagli investimenti del periodo e il pagamento dei dividendi, nonché lo sfavorevole andamento dei tassi di cambio. Gli investimenti risultano 8,7 miliardi di euro (-5,9%), inoltre è stato deliberato un acconto sul dividendo 2023 pari a 0,215 euro per azione, in pagamento dal 24 gennaio 2024, in crescita del 7,5% rispetto all’acconto distribuito a gennaio 2023. Il Cda, peraltro, conferma la politica di acconto sui dividendi per l’esercizio 2023, prevista dal Piano Strategico 2023-2025. E ancora, alla luce della solida performance operativa registrata nei nove mesi del 2023, la guidance relativa all’esercizio 2023, fornita ai mercati finanziari in occasione della presentazione del Piano Strategico 2023-2025, è stata rivista al rialzo.

Le vendite di energia elettrica nei nove mesi del 2023, ancora, ammontano a 228,8 TWh, con un decremento di 13,5 TWh (-5,6%, -2% circa a parità di perimetro) rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente. In particolare, si rilevano: (i) maggiori quantità vendute in Argentina (+0,6 TWh), Cile (+0,5 TWh), Perù (+0,3 TWh) e Colombia (+0,1 TWh) e (ii) minori quantità vendute in Italia (-7,7 TWh), Brasile (-5,6 TWh), Spagna (-0,6 TWh) e Romania (-1,2 TWh). Le vendite di gas naturale sono pari a 6,0 miliardi di metri cubi nei nove mesi del 2023, in diminuzione di 1,5 miliardi di metri cubi (-20,0%) rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente. Nei nove mesi del 2023, la potenza efficiente installata netta totale del Gruppo Enel è pari a 82,9 GW, mentre l’energia netta prodotta è pari a 158,3 TWh.

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Crediti d’imposta energia e gas, anticipata la scadenza

Con l’approvazione del Decreto Proroghe è stata anticipata la scadenza per utilizzare in compensazione i crediti di imposta energia e gas maturati nel I° e II° trimestre 2023.

La scadenza, prevista per il 31 dicembre 2023, è stata anticipata al 16 novembre 2023.

“Tali crediti, ricordiamo – spiega Salvatore Baldino, consigliere d’amministrazione della Cassa dei ragionieri e degli esperti contabili – non concorrono alla formazione del reddito d’impresa né della base imponibile Irap, non rilevano ai fini del rapporto di deducibilità degli interessi passivi, delle spese e degli altri componenti negativi di reddito. Sono cumulabili con altre agevolazioni, a condizione che il cumulo non determini il superamento del costo sostenuto”.
“Inoltre, i crediti sono cedibili esclusivamente per intero ad altri soggetti – prosegue Baldino – con possibilità di due ulteriori cessioni solo se effettuate a favore di soggetti qualificati, come ad esempio banche e intermediari finanziari”.

Tale scadenza vale sia per le imprese che hanno sostenuto le spese agevolabili sia per i soggetti cessionari che hanno acquisito il credito.

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Italgas

Italgas, ricavi per 1,3 miliardi nei primi nove mesi. Gallo: “Avanti su transizione green”

Nei primi nove mesi del 2023 Italgas ha registrato ricavi totali per 1,36 miliardi di euro, in crescita del 26% (+282,8 milioni di euro) rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. Lo rende noto il gruppo, che ieri ha approvato i risultati consolidati dei primi nove mesi e del terzo trimestre 2023. I ricavi totali si riferiscono a quelli  regolati distribuzione gas (1.086,7 milioni di euro) e a ricavi diversi (283,1 milioni di euro). Al 30 settembre 2023, i ricavi derivanti del Gruppo DEPA Infrastructure sono pari a 130,4 milioni di euro, mentre quelli delle attività nell’efficienza energetica ammontano a 263,7 milioni di euro, trainati dal progressivo avanzamento dei cantieri connessi al Super ecobonus. I ricavi regolati distribuzione gas aumentano di 119,4 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2022 per effetto dell’aumento dei ricavi di vettoriamento (+128,5 milioni di euro) in parte compensato dalla diminuzione degli altri ricavi regolati distribuzione gas (-9,1 milioni di euro).

Al 30 settembre l’utile operativo lordo (EBITDA) di Italgas ammonta a 910,5 milioni di euro, in aumento di 125,1 milioni di euro (+15,9%) rispetto al corrispondente periodo del 2022 (785,4 milioni di euro). Questa variazione comprende 85,1 milioni di euro derivanti dal consolidamento del Gruppo DEPA Infrastructure, 37,6 milioni di euro risultanti dalle attività ESCo2 e dalla crescita della distribuzione gas in Italia al netto della cessione dell’ATEM Napoli. L’utile netto adjusted attribuibile al gruppo al  ammonta a 316,7 milioni di euro, in crescita del 10,8% rispetto ai primi 9 mesi dello scorso anno.

Il gruppo prosegue lungo la strada verso la transizione green, puntando sulle rinnovabili. “Con quasi 600 milioni di euro investiti nei primi nove mesi, la società – spiega l’amministratore delegato Paolo Gallo – ha intensificato le attività di estensione e trasformazione digitale delle reti del gas, sia in Italia che in Grecia, continuando a favorirne l’evoluzione anche come elemento strategico di stimolo alla produzione di gas rinnovabili come biometano, metano sintetico e idrogeno“.

I primi nove mesi del 2023, spiega il gruppo, “hanno visto intensificarsi l’attività operativa volta a raggiungere i target fissati nel Piano Strategico 2023-2029 e nel Piano di Creazione di Valore Sostenibile, con particolare riguardo agli obiettivi di trasformazione digitale del network, principale abilitatore della transizione energetica“. Per Gallo, sono state conseguite “performance solide e di valore che hanno permesso di continuare a crescere anche in un contesto socio-economico instabile a causa del protrarsi delle tensioni internazionali. Un risultato reso possibile da diversi fattori”, tra cui “la nostra visione che ha confermato la centralità delle reti di distribuzione del gas – smart, digitali e flessibili – per una transizione ecologica sicura, sostenibile e competitiva”. I risultati, aggiunge, sono stati ottenuti anche grazie “ai traguardi già maturati in Grecia con anche la fusione dei tre DSO in un unico operatore, e nel settore idrico il perfezionamento dell’acquisizione delle concessioni di Veolia”.

Digitalizzazione, decarbonizzazione, economia circolare e formazione, dice ancora l’amministratore delegato, “si confermano fattori strategici per il raggiungimento dei nostri obiettivi di crescita. Target che dipenderanno dalla nostra capacità di spingere sempre più in alto l’asticella dell’innovazione continuando a fare leva o sulla nostra risorsa principale, le persone”.

L’attenzione alla transizione è ben rappresentata anche dalla riduzione dei consumi energetici netti, diminuiti del 14,1%.

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Pichetto esclude proroga secca mercato tutelato. E rilancia ruolo rigassificatori

L’energia torna centrale nel dibattito politico. Le tensioni tra Israele e Palestina fanno riaffiorare i dubbi su approvvigionamenti, anche se il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, ai microfoni di Rainews a margine del Med Energy di Ravenna, rassicura: “La situazione in Medio Oriente certamente non lascia tranquilli e va monitorata costantemente, però lo stoccaggio nel nostro Paese è tale per cui dovremmo mantenerci sulla quantità“.

Semmai, avverte, la questione mediorientale “rischia di avere degli effetti, purtroppo negativi, sul prezzo” dell’energia. Ecco perché il nuovo decreto che sarebbe dovuto andare ieri in Consiglio dei ministri, assume ancora più importanza in questa fase storica. Il testo è slittato alla prossima riunione del Cdm, che dovrebbe essere il 31 ottobre, ma sul punto più cruciale, ovvero la fine del mercato tutelato, l’orizzonte inizia a schiarirsi. “Dal 10 gennaio, per i non vulnerabili, sarà automatica la gara, nessuno ha mai pensato di spostarla – spiega infatti Pichetto -. La valutazione che si sta facendo, a livello tecnico, è quello di trovare un percorso affinché tutti siano bene informati e non sia traumatico il passaggio“. Ma alla domanda se ci sarà una proroga secca alla misura, la risposta è perentoria: “La escludo“.

La partita, comunque, si gioca su più campi. Con una sola certezza: con “i recenti fatti di Gaza, e in precedenza la crisi ucraina, il quadro energetico è completamente cambiato“, dice il responsabile del Mase al Med Energy.  Dunque, occorre “coniugare i termini di questo trilemma, perché non riusciamo a parlare di mitigazione” dei rischi dovuti al cambiamento climatico “senza considerare di energia: la questione ambientale va vista anche sul fronte sociale e sul fronte economico” e “questo vale per tutti i Paesi della sponda mediterranea“. In questo scenario, dunque, assumono grande rilevanza temi come la diversificazione delle forniture e l’infrastrutturazione. “Abbiamo le pipeline con il gas che arriva da Algeria, Libia e Azerbaijan, poi Tarvisio con il gas dalla Russia e Passo Gries dove attualmente arriva gas norvegese – elenca Pichetto -. Ma la sfida della sicurezza è data anche dai rigassificatori, che possono permetterci di garantire un approvvigionamento diversificato“. Ragion per cui conferma che dopo Piombino e Ravenna “c’è una valutazione sulla previsione di rigassificatori al sud Italia“. Sul progetto di Gioia Tauro, infatti, c’è grande attenzione. Così come Vado Ligure, che dovrà accogliere la nave Fsru ‘Golar Tundra’ una volta terminato il periodo di permanenza in Toscana. L’opera di diversificazione, comunque, non si ferma delle fonti e prosegue esplorando tutte le possibilità di collaborazione. Come quella con Cipro. Pichetto, infatti, a Ravenna incontra il ministro dell’Energia, del Commercio e dell’Industria della Repubblica di Nicosia, George Papanastasiou. Nel colloquio si è parlato di progetti infrastrutturali e del contributo che può venire nel campo della sicurezza energetica e della diversificazione dagli operatori interessati alle opportunità di sviluppo del settore “anche con l’obiettivo di rafforzare il ruolo di hub dell’Italia nella regione mediterranea“.

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Salgono ancora i prezzi di gas e greggio. Federpetroli: “Dopo attacco Hamas a rischio forniture”

Dal primo attacco di sabato scorso da parte di Hamas a Israele, le quotazioni internazionali del gas sono aumentate vertiginosamente fino a toccare ieri 43,60 Euro/MWh con un + 15,00% in poche ore. Non diversa la situazione dei due greggi di riferimento Wti in quota 88,80 dollari/Barile e Brent in quota 89,50 dollari/Barile sulle principali Borse internazionali.

Per il presidente di FederPetroli Italia, Michele Marsiglia, “sembra un copione già visto, con un pericolo forniture estere annunciato la scorsa settimana in una diretta RAI sulla problematica dei nostri approvvigionamenti in Africa e Medio Oriente”. A largo della striscia di Gaza proseguendo lungo le coste nell’Offshore israeliano “abbiamo un grande giacimento di gas metano chiamato Leviathan che corre fino a nord tra Cipro e il Libano (quest’ultimo a sud sotto controllo di Hezbollah), parliamo di uno dei giacimenti più grandi al mondo nel Mediterraneo”. Grande riserva petrolifera già tempo fa occasione di interessi di sviluppo internazionali per la quantità di metano che dispone in produzione nei prossimi decenni.

Il giacimento in mare, dice Marsiglia, “potrebbe stravolgere gli equilibri energetici del Medio Oriente. Leviathan ha autonomia di produzione a gas metano per oltre 50 anni. L’Italia è a rischio con l’80% di approvvigionamento energetico estero (petrolio e gas). Già evidente il panico sui prezzi internazionali di benzina e gasolio con ricadute sul costo delle bollette. Attenzione alle parole su Iran e Qatar, salvaguardiamo la sicurezza dei gasdotti e dello Stretto di Hormuz”.

Israele in via precauzionale ha già bloccato la produzione del giacimento Offshore di Tamar con l’americana Chevron come operatore. “Ci troviamo a circa 90 km in mare da Haifa. Questo indotto – spiega Marsiglia – alimenta parte di Egitto ed altro gas viene trasportato in Europa”.

Secondo un’analisi di in un’analisi S&P Global Commodity Insights, l’aumento dei prezzi del petrolio a seguito dell’escalation delle tensioni geopolitiche in Medio Oriente ha iniziato a suonare come un campanello d’allarme per le raffinerie asiatiche, ma le preoccupazioni a breve termine sulle forniture sono meno preoccupanti a causa degli abbondanti flussi di merci dalla Russia e da esportatori diversi dal Golfo Persico.

L’attacco a sorpresa di Hamas contro Israele “ha riacceso il dibattito – spiega S&P – sul fatto che il petrolio superi nuovamente la soglia dei 100 dollari al barile. Hamas, un’organizzazione militare e politica, è stata collegata all’Iran in passato”.

“Le maggiori preoccupazioni dell’Asia sono le incertezze sulle forniture derivanti da potenziali interruzioni dei flussi fisici a seguito degli attacchi, nonché un possibile aumento dei prezzi. Che tipo di conclusioni trarrà Washington da questo sull’Iran sarebbe anche un fattore chiave per il mercato petrolifero globale”, ha affermato Kang Wu, responsabile della domanda globale di petrolio e di Asia Analytics di S&P Global Commodity Insights.

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Conflitto in Israele pesa sui costi energetici: schizzano petrolio e gas

I prezzi del petrolio sono saliti di oltre il 4% e il prezzo del gas sul mercato di Amsterdam è arrivato a oltre 41 euro euro al megawattora. A pesare sono i timori per il conflitto in Israele, dopo che il movimento islamista palestinese Hamas ha lanciato un’offensiva a sorpresa contro Israele nel fine settimana, sollevando preoccupazioni sulle conseguenze per le forniture alla regione ricca di petrolio. Il Brent è balzato del 4,7% a 86,65 dollari e il West Texas Intermediate è salito del 4,5% a 88,39 dollari nei primi scambi asiatici. Preoccupazioni che raccoglie anche il ministro della Imprese e del Made in Italy, Adolfo Urso, secondo il quale “bisogna essere vigili, uniti e coesi in Europa per fronteggiare questa situazione di emergenza che rischia di far esplodere altre problematiche. Mi riferisco per esempio a quella dell’energia, come accaduto per la guerra della Russia in Ucraina, per l’approvvigionamento di gas e petrolio. Da quei Paesi giungono altre risorse alla nostra Europa. Dobbiamo capire e comprendere anche se dobbiamo pensare all’autonomia strategica del nostro continente“.

L’attacco a sorpresa contro Israele e la dichiarazione di guerra al movimento islamista palestinese di domenica hanno già provocato più di 1.100 vittime e si teme un ulteriore aumento delle tensioni in Medio Oriente. “Per i mercati è decisivo se il conflitto rimarrà contenuto o si estenderà ad altre regioni, in particolare all’Arabia Saudita“, hanno dichiarato Brian Martin e Daniel Hynes, analisti dell’ANZ. “Almeno inizialmente, i mercati sembrano pensare che la situazione rimarrà limitata in termini di portata, durata e impatto sui prezzi del petrolio. Ma possiamo aspettarci una maggiore volatilità“. Questa crisi arriva in un momento in cui i prezzi del petrolio sono già alti a causa delle preoccupazioni per i tagli alla produzione da parte di Russia e Arabia Saudita. Inoltre, sta sollevando timori per il suo impatto sull’inflazione. L’aumento dei costi energetici è una delle cause principali dell’attuale impennata dei prezzi.

Il WTI e il Brent, i due benchmark globali, sono saliti brevemente di oltre il 5% sui mercati asiatici, prima di tornare al di sotto di questa soglia. Tuttavia, Stephen Innes di SPI Asset Management ha avvertito che “la storia ha dimostrato che i prezzi del petrolio tendono a guadagnare in modo sostenuto dopo le crisi in Medio Oriente“.

Venerdì i prezzi del petrolio hanno chiuso in leggero rialzo a New York, beneficiando solo marginalmente del ritorno della propensione al rischio, compensata dalle persistenti preoccupazioni sulla domanda globale e dalla parziale revoca delle restrizioni imposte dalla Russia sulle esportazioni di gasolio. Inoltre, la scorsa settimana un gruppo di lavoro dell’Organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio e dei loro alleati (OPEC+) ha raccomandato di mantenere l’attuale strategia di taglio della produzione, rafforzata dai tagli sauditi e russi, al fine di sostenere i prezzi. Ha inoltre elogiato “gli sforzi dell’Arabia Saudita“, leader del gruppo, che da luglio sta tagliando volontariamente la produzione di un milione di barili al giorno. Il ministero dell’Energia saudita ha confermato che questa misura continuerà fino alla fine del 2023. La produzione del regno dovrebbe quindi attestarsi intorno ai 9 milioni di barili al giorno per i mesi di novembre e dicembre, ha aggiunto.

Anche la Russia, altro peso massimo dell’OPEC, manterrà i suoi tagli alle esportazioni di circa 300.000 barili al giorno fino a dicembre, secondo il vice primo ministro Alexander Novak. Queste decisioni si aggiungono ai tagli introdotti all’inizio di maggio e in vigore fino alla fine del 2024 da nove Paesi, tra cui Riyadh, Mosca, Baghdad e Dubai, per un totale di 1,6 milioni di barili al giorno.

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Piano Mattei, un mese al ‘D-Day’. Meloni: “In dirittura d’arrivo norma sulla governance”

Manca un mese al ‘D-day‘. Le lancette dell’orologio corrono veloci verso l’appuntamento del 5-6 novembre, quando a Roma si riunirà il vertice Italia-Africa: è quella la data indicata dalla premier, Giorgia Meloni, per la presentazione ufficiale del Piano Mattei a cui sta lavorando il suo governo da mesi e che dovrebbe portare il nostro Paese a diventare l’hub europeo del gas, ma anche di rinnovabili e idrogeno verde.

Al momento si conoscono le linee guida: un approccio non predatorio verso il continente africano, con accordi bilaterali da chiudere con i Paesi africani con alto potenziale energetico, per uno sviluppo delle infrastrutture da lasciare per l’80% sui territori di origine, con investimenti che creino lavoro e benessere per i cittadini dell’Africa, evitando così che fame, carestie e cambiamenti climatici impongano esodi di massa. In cambio, l’Italia diverrebbe la porta d’ingresso di una parte consistente degli approvvigionamenti di energia per il Nord Europa.

Un progetto ambizioso, sul quale la diplomazia è a lavoro su più tavoli. Quelli con i governi degli Stati africani e quelli con i partner Ue. C’è, però, una novità. A confermarla è la stessa Meloni, a margine dei lavori del summit della Comunità politica europea a Granada: “Siamo in dirittura d’arrivo con una norma sulla governance di questo nostro Piano”. La premier non si sbilancia, ma non è difficile ipotizzare che possa essere creata una cabina di regia apposita, che gestisca i vari negoziati sotto la guida della stessa presidente del Consiglio. I testi, comunque, saranno portati anche in Parlamento e all’attenzione delle istituzioni europee. Perché “per essere efficace” il Piano Mattei ha bisogno “di un’Europa che ci creda nel suo complesso. Da soli non possiamo risolvere tutti i problemi del continente”.

Dalle indiscrezioni circolate in questi mesi, non è escluso che il progetto possa includere anche un capitolo dedicato al reperimento delle materie prime critiche, di cui alcune zone dell’Africa sono ricche. Per i dettagli, però, toccherà attendere ancora qualche settimana, mentre Meloni e il suo governo continuano a tessere la tela del Piano Mattei.

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Risale bolletta del gas: a settembre +4,8%. Da associazioni consumatori appello al Governo

Sale la bolletta del gas per le famiglie italiane. L’Arera annuncia per la famiglia tipo in tutela un +4,8% per i consumi di settembre rispetto ad agosto. L’aggiornamento è determinato interamente dall’aumento della spesa per la materia gas naturale, che ha registrato una quotazione media all’ingrosso superiore rispetto a quella del mese di agosto, pari a 37,05 €/Mwh. Rimangono invariati gli oneri generali e la tariffa legata alla spesa per il trasporto e la misura.

In termini di effetti finali, la spesa gas per la famiglia tipo nell’anno scorrevole (ottobre 2022-settembre 2023) è di 1.459 euro circa, al lordo delle imposte, e risulta in calo del 13,9% rispetto ai 12 mesi equivalenti dell’anno precedente (ottobre 2021-settembre 2022). Confermati per settembre e per tutto il 2023 l’azzeramento degli oneri generali e la riduzione Iva al 5%, come anche per la gestione calore e teleriscaldamento.

La notizia dell’aumento della bolletta del gas colpisce i consumatori, a cui Arera aveva comunicato già la scorsa settimana i rincari, nell’ultimo trimestre dell’anno, per quanto riguarda l’elettricità. Si parla di un +18,6% per la luce per la famiglia tipo in tutela nel quarto trimestre. Il costo sarà di 28,29 centesimi al kWh.

Un doppio rincaro che spaventa i consumatori. Secondo il Codacons i rincari annunciati “fanno salire la spesa per luce e gas a un totale di 2.091 euro annui a nucleo, +181 euro all’anno rispetto le precedenti tariffe“. E il rischio, per il presidente dell’associazione Carlo Rienzi, è “una nuova escalation dei prezzi dell’energia nei mesi invernali, quando cioè si concentra l’80% dei consumi di gas delle famiglie”. Per questo Codacons, come anche Ferderconsumatori e Assoutenti, chiede al Governo di rivedere lo stop al regime di maggior tutela, visto che “i prezzi sono ancora fortemente instabili e non ci sono al momento le condizioni per abbandonare il mercato tutelato”. Un’instabilità, rincara la dose l’Unione Nazionale Consumatori, che azzererà i benefici del trimestre anti inflazione: “Da ottobre a dicembre arriva un trimestre di caro bollette che si mangerà il carrello tricolore in un sol boccone”.

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Bollette, Pichetto: Per la fine del mercato tutelato valutiamo gradualità

Per la fine del mercato tutelato per 10 milioni di utenti domestici, in scadenza il 10 gennaio 2024, il governo valuta “gradualità“. Il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, tenta di rassicurare i cittadini che dall’inizio del prossimo anno dovrebbero passare al mercato libero per il gas e l’elettricità, in una fase ancora di forte instabilità. La conclusione della riflessione, spiega il responsabile del Mase, “ci sarà nelle prossime settimane“.

Il passaggio dal mercato tutelato a quello libero comporterà l’obbligo di scegliere il proprio fornitore, con il rischio di incorrere nuovi rincari dei prezzi, già gravati dall’inflazione e dalle turbolenze geopolitiche internazionali. Ma si ragiona anche sul ‘disaccoppiamento’ degli utenti vulnerabili dagli altri, spiega il ministro da Torino, a margine dell’evento l’Italia delle Regioni.

Questo perché la fascia fragile della popolazione sarebbe più gravata dai rincari. Sarebbero ‘salvi’ quindi i cittadini con più di 75 anni, chi si trova in condizioni economicamente svantaggiate o in gravi condizioni di salute che richiedono l’utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche salvavita alimentate dall’energia elettrica, ma anche i soggetti presso i quali risiedono persone in queste condizioni, disabili a cui sono stati riconosciuti i benefici previsti dalla legge 104, coloro i quali sono in soluzioni abitative di emergenza dopo eventi calamitosi e chi vive in un’isola minore non interconnessa.

Il mercato tutelato dell’energia garantisce condizioni economiche delineate dall’Arera sulla base dell’andamento dei prezzi all’ingrosso di luce e gas. Il provvedimento nasce sei anni fa, in un quadro diverso, con i prezzi dell’energia non volatili, in una situazione poco ‘rischiosa’ per gli utenti. Dall’inizio del 2022 in poi, però, il mercato ha fatto registrare picchi vertiginosi e abbassamenti dei prezzi che non sono mai scesi comunque ai livelli di due anni fa.

Il rinvio dovrà essere valutato dal Consiglio dei ministri, in raccordo con l’Unione europea. La proroga, però, non è l’unica opzione dell’esecutivo.

“L’inizio del percorso che porterà alla fine del servizio di maggior tutela nel settore del gas è iniziato nel peggiore dei modi, all’insegna dell’improvvisazione, di comportamenti erratici delle aziende e dello spregio dei più elementari diritti dei consumatori”, denuncia Federconsumatori. Gli utenti del servizio di maggior tutela, fa sapere l’associazione, stanno ricevendo, in questi giorni, le lettere da parte del proprio gestore che li invita a sottoscrivere l’offerta più conveniente sul libero mercato tra quelle disponibili nel proprio pacchetto. “Pena, in caso di mancata sottoscrizione, di ritrovarsi da gennaio con un contratto applicato in automatico, che sarà, quasi certamente, peggiorativo“. Il contenuto delle lettere, per i consumatori, sarebbe complicato, non facile da decifrare. Pesa, per Federconsumatori, “l’assenza assoluta di comunicazioni istituzionali che il Governo si era impegnato a mettere in campo per aiutare i consumatori a gestire nel migliore dei modi questo complicato passaggio“. La richiesta al Governo è di “fermare questo treno che ha già deragliato pochi metri fuori dalla stazione”: “Basta con gli annunci di singoli ministri o viceministri – invoca l’associazione -, occorre che il Consiglio dei ministri assuma, già nelle prossime ore, una decisione formale di sospensiva, almeno per un anno, alla fine del servizio di maggior tutela per il gas e l’energia elettrica“.

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Eni scopre in Indonesia bacino da 140 miliardi di metri cubi di gas

Nuova scoperta di un giacimento di gas da parte di Eni in Indonesia, nel pozzo Geng North-1 perforato nella licenza North Ganal, a circa 85 km di distanza dalla costa orientale del Kalimantan. Le stime preliminari indicano volumi complessivi pari a 5 mila miliardi di piedi cubi di gas (circa 140 miliardi di metri cubi) con un contenuto di condensati fino a circa 400 milioni di barili. I dati acquisiti, secondo Eni, “permetteranno lo studio delle opzioni per uno sviluppo accelerato”.

Il pozzo, perforato fino ad una profondità di 5.025 metri in 1.947 metri di profondità d’acqua, ha incontrato una colonna a gas di circa 50 metri in arenarie di età miocenica dalle eccellenti proprietà petrofisiche, che sono state oggetto di una intensa campagna di acquisizione dati. Per una completa valutazione della scoperta è stata eseguita con successo una prova di produzione che, sebbene limitata dalle capacità delle attrezzature di test, ha permesso di stimare una portata del pozzo pari a 80-100 milioni di piedi cubi/giorno (circa 2,2-2,7 milioni di metri cubi al giorno) e 5000 -6000 barili al giorno di condensati associati.

Geng North, grazie alla sua ubicazione ed alle sue dimensioni, ha il potenziale per contribuire significativamente alla creazione di un nuovo polo di produzione nella parte settentrionale del bacino del Kutei, collegabile alle facilities di liquefazione (LNG) di Bontang, sulla costa del Kalimantan orientale, sfruttandone la capacità disponibile. Si stima che, in aggiunta a Geng North, nell’area di interesse siano presenti oltre 5mila miliardi di piedi cubi (Tcf) di gas in posto in scoperte non ancora sviluppate; allo stesso tempo un altrettanto significativo potenziale esplorativo è in fase avanzata di definizione attraverso gli studi in corso.

La scoperta di Geng North è infatti adiacente all’area del Indonesia Deepwater Development (IDD), che include diverse scoperte non ancora sviluppate, in particolare nelle licenze Rapak e Ganal, per la quale Eni ha recentemente annunciato l’acquisizione degli interessi di Chevron, aumentando la quota di partecipazione e acquisendo il ruolo di operatore. Si ritiene che siano possibili significative sinergie in termini di opzioni di sviluppo fra le due aree. L’acquisizione inoltre fornisce l’opportunità di sviluppo rapido (fast track) delle scoperte esistenti di Gendalo e Gandang (con riserve recuperabili di circa 56 miliardi di metri cubi di gas) mediante le facilities di produzione di Jangkrik operate da Eni.

La scoperta di Geng North segue il recente annuncio dell’accordo raggiunto da Eni per l’acquisizione di Neptune Energy, al completamento del quale la posizione di Eni nel blocco North Ganal e nella scoperta di Geng North si rafforzerà ulteriormente. Il blocco è operato da Eni North Ganal Limited, che detiene una partecipazione del 50,22%, con Neptune Energy North Ganal BV e Agra Energi I Pte Ltd che detengono rispettivamente il restante 38,04% e 11,74%. Eni opera in Indonesia dal 2001 e gestisce un ampio portafoglio di asset in esplorazione, sviluppo e produzione con una produzione a gas di circa 80.000 barili di olio equivalente al giorno in quota dai giacimenti di Jangkrik e Merakes nell’offshore del Kalimantan orientale.

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