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Tag: energia

  • Tensioni nello Stretto di Hormuz: il petrolio oltre i 100 dollari al barile

    Tensioni nello Stretto di Hormuz: il petrolio oltre i 100 dollari al barile

    In Breve

    Qual è il prezzo attuale del petrolio?
    Il prezzo del petrolio ha superato i 100 dollari al barile.
    Cosa ha causato l'aumento del prezzo del petrolio?
    L'aumento è dovuto a tensioni e attacchi nello Stretto di Hormuz.
    Qual è l'impatto sulle esportazioni di greggio?
    Le esportazioni di greggio dalla regione potrebbero rimanere limitate.

    Il prezzo del petrolio ha superato la soglia dei 100 dollari al barile, un aumento che si deve a una nuova ondata di attacchi nel Golfo Persico, generando preoccupazioni riguardo ai flussi e alle esportazioni di greggio. Nelle prime ore del 10 settembre, i future sul Brent si sono attestati a 101,10 dollari al barile, con un leggero calo dello 0,1%, mentre il West Texas Intermediate ha registrato un incremento dello 0,2%, raggiungendo i 96,24 dollari al barile.

    Mercoledì 9 settembre, il governo di Teheran ha annunciato di aver attaccato dieci navi nei pressi dello Stretto di Hormuz. Questa escalation segue l’annuncio di operazioni statunitensi mirate a colpire e affondare cinque petroliere iraniane. I Guardiani della Rivoluzione hanno avvertito che potrebbero esserci ulteriori attacchi in risposta a queste azioni.

    Gli operatori del settore temono che le esportazioni di greggio dalla regione possano rimanere limitate per un lungo periodo, sostenendo così le quotazioni. Il prezzo del Brent, ad esempio, ha guadagnato quasi il 30% rispetto ai minimi toccati all’inizio di agosto. Daniel Hynes, analista di ANZ, ha sottolineato che gli attacchi di rappresaglia indicano che i flussi petroliferi dal Golfo Persico potrebbero rimanere compromessi nel prossimo futuro, con un impatto diretto sulle rotte di transito e sulla stabilità dei corridoi commerciali.

    La capacità di trasporto attraverso lo Stretto di Hormuz, tradizionalmente fondamentale per il commercio energetico, è attualmente molto ridotta. Prima del conflitto, circa un quinto delle forniture mondiali di petrolio e gas transitava attraverso questa via. L’incertezza riguardo ai volumi effettivi in transito continua a esercitare pressione sul mercato fisico.

    Christopher Wong, analista di OCBC, ha evidenziato che questa incertezza e le difficoltà logistiche stanno imponendo un premio per il rischio geopolitico sul mercato. Inoltre, gli attacchi dei miliziani Houthi contro l’Arabia Saudita stanno intensificando le preoccupazioni anche per le rotte alternative via Mar Rosso.

    I dati forniti da LSEG mostrano che il parametro Dated Brent si mantiene sopra i 100 dollari al barile dal 3 settembre. La Energy Information Administration (EIA) ha recentemente rivisto al rialzo le proprie stime sul prezzo del petrolio per il 2026 e per l’anno successivo, giustificando l’upgrade con la riduzione delle scorte globali dovuta alla perdita di parte delle forniture mediorientali.

    Finché i flussi attraverso Hormuz rimarranno ridotti e gli attacchi continueranno a minacciare le principali rotte del Golfo, il conflitto tra Iran e Stati Uniti continuerà a pesare sui prezzi del petrolio, mantenendoli sopra i 100 dollari. Questo avrà effetti sia sui contratti finanziari sia sul mercato fisico delle forniture.

  • Bando Interregionale da 3 Milioni di Euro per la Filiera Energetica del Nordovest

    Bando Interregionale da 3 Milioni di Euro per la Filiera Energetica del Nordovest

    In Breve

    Qual è l'importo del bando interregionale per l'industria energetica?
    Il bando interregionale ha un importo di 3 milioni di euro.
    Quali Regioni partecipano al bando?
    Le Regioni partecipanti sono Liguria, Lombardia e Piemonte.
    Qual è l'obiettivo del bando?
    L'obiettivo è sostenere la filiera dell'industria energetica e promuovere l'innovazione.

    Bando Interregionale da 3 Milioni di Euro per la Filiera Energetica del Nordovest

    Le Regioni Liguria, Lombardia e Piemonte hanno annunciato un bando interregionale da 3 milioni di euro, dedicato a sostenere la filiera dell’industria energetica nel Nordovest d’Italia. Questo bando, il primo di questo tipo a livello interregionale, è stato presentato durante la Cabina economica del Nordovest, tenutasi a Genova, in collaborazione con Ansaldo Energia e con la partecipazione di istituzioni e stakeholder del settore.

    Durante l’incontro, è stata anche discussa la candidatura della Liguria per ospitare la sede della futura agenzia nazionale del nucleare, evidenziando l’importanza strategica della regione nel panorama energetico nazionale.

    Il bando offre diversi strumenti per accompagnare le tecnologie lungo il percorso dalla ricerca all’applicazione industriale. Possono partecipare partenariati interregionali composti da un minimo di cinque e un massimo di otto soggetti. È richiesta la presenza obbligatoria di almeno una grande impresa, una PMI per ciascuna delle tre Regioni e un organismo di ricerca.

    L’obiettivo principale delle Regioni è quello di favorire la creazione di catene del valore, mettendo in relazione le competenze delle grandi imprese, la capacità innovativa delle PMI e il patrimonio di conoscenze degli organismi di ricerca. Questo approccio mira a rafforzare la competitività del territorio e a promuovere l’innovazione nel settore energetico.

    Il lancio del bando rappresenta un passo concreto verso la realizzazione degli obiettivi della Cabina economica, avviata nel 2023, che si propone di affrontare insieme le trasformazioni industriali strategiche, superare le divisioni locali e rendere i territori più competitivi a livello internazionale.

    Gli assessori all’Energia delle tre Regioni hanno sottolineato come questa collaborazione permetta di mettere a sistema competenze, capacità industriali e innovazione, creando nuove opportunità per le imprese e accompagnando lo sviluppo di tecnologie strategiche per il futuro.

  • Il ruolo cruciale del ‘time to power’ nelle infrastrutture AI

    Il ruolo cruciale del ‘time to power’ nelle infrastrutture AI

    In Breve

    Qual è l'importanza del 'time to power' nelle infrastrutture AI?
    Il 'time to power' è cruciale per garantire che l'energia necessaria raggiunga i data center in modo rapido e affidabile.
    Come influisce il gas naturale sulle infrastrutture AI?
    Il gas naturale è visto come una fonte ponte per garantire una generazione continua di energia per le infrastrutture AI.
    Quali sono le sfide nella realizzazione delle infrastrutture AI?
    Le sfide includono la deliverability del gas, la disponibilità di permessi e la competizione per risorse industriali.

    Con l’evoluzione delle tecnologie AI, la disponibilità rapida e affidabile di energia è diventata un fattore decisivo per l’implementazione delle infrastrutture dedicate. Non basta generare elettricità; è cruciale che l’energia programmabile raggiunga i data center nel momento e nel luogo giusti. Questi centri, sempre più grandi e concentrati, tollerano pochissimo le interruzioni, rendendo la capacità di alimentazione un elemento chiave per il loro funzionamento.

    In questo contesto, il gas naturale emerge come una fonte ponte in grado di garantire una generazione continua. Secondo analisi di scenario, la domanda di gas legata all’AI potrebbe aumentare da circa 1,6 Bcf/d (miliardi di piedi cubi al giorno) attuali a 5,2 Bcf/d entro il 2030, e tra 7,6 e 11,5 Bcf/d entro il 2035. Tuttavia, avere gas disponibile non è sufficiente; il vero vincolo è la deliverability, ovvero la capacità di produrre, trasportare, immagazzinare e consegnare combustibile alla pressione richiesta attraverso le infrastrutture connesse.

    Fattori come permessi, diritti di passaggio delle condotte e manodopera specializzata possono allungare i tempi di sviluppo. La competizione per equipaggiamenti e capacità industriale influisce sulla valutazione tra opzioni più economiche ma più lente da realizzare e soluzioni già pronte logisticamente. Pertanto, la selezione dei siti e la pianificazione devono considerare la capacità di garantire energia affidabile nei tempi richiesti, non solo la disponibilità futura.

    Per rispondere a queste esigenze, stanno emergendo modelli innovativi. La generazione behind-the-meter consente di accoppiare impianti a gas on-site o nelle vicinanze a forniture ferme. Inoltre, configurazioni con pipeline dedicate e soluzioni integrate che connettono fornitura, trasporto, stoccaggio e carico dei data center stanno guadagnando terreno. Si stima che oltre il 30% della domanda di gas legata all’AI potrebbe essere soddisfatta con impianti behind-the-meter entro il 2035.

    La costruzione della prossima generazione di infrastrutture AI richiederà una collaborazione più stretta tra hyperscaler, sviluppatori di data center, utility, fornitori di gas e operatori di pipeline. Le aziende più competitive saranno quelle che considerano l’approvvigionamento energetico come una capacità strategica e riconoscono il ruolo critico del gas nel rendere disponibili e mantenere operative le capacità AI. In sintesi, nel confronto per scalare l’AI, il ‘time to power’ può determinare il ‘time to value’.

  • Investimento Sudcoreano da 22,3 miliardi di dollari per una Centrale a Gas in Texas

    Investimento Sudcoreano da 22,3 miliardi di dollari per una Centrale a Gas in Texas

    In Breve

    Qual è l'importo dell'investimento sudcoreano per la centrale a gas?
    L'investimento è di circa 22,3 miliardi di dollari.
    Dove sarà costruita la centrale a gas?
    La centrale sarà costruita a Encinal, Texas.
    Qual è la potenza della centrale a gas?
    La centrale avrà una potenza di 6,3 gigawatt.

    La Corea del Sud sta considerando un investimento significativo di circa 22,3 miliardi di dollari per la costruzione di una centrale a gas da 6,3 gigawatt a Encinal, Texas. Questa struttura è progettata per alimentare i data center dedicati all’intelligenza artificiale, in un contesto di crescente domanda di energia per le tecnologie emergenti.

    Questo progetto si inserisce in un accordo economico più ampio, stipulato nel 2025, che prevede un impegno complessivo di 350 miliardi di dollari da parte di Seul per investimenti negli Stati Uniti. In cambio, la Corea del Sud spera di ottenere condizioni doganali più favorevoli per le sue esportazioni.

    Tuttavia, il Ministero dell’Industria sudcoreano ha recentemente dichiarato che le notizie riguardanti l’investimento non sono completamente accurate. I colloqui con Washington sono ancora in corso, e non ci sono cifre confermate. Ogni annuncio ufficiale sarà subordinato al completamento delle trattative e all’eventuale approvazione parlamentare.

    Inoltre, non è stata presa alcuna decisione riguardo alla costruzione di un impianto nucleare negli Stati Uniti, sebbene siano in fase di valutazione altre iniziative, tra cui un grande progetto nucleare e un piano di esportazione di gas legato all’Alaska.

    Attualmente, non sono stati resi noti dettagli riguardanti la struttura di finanziamento, le quote di proprietà e i tempi di costruzione. Non è chiaro se l’intero onere finanziario ricadrà sulla Corea del Sud o se sarà condiviso con partner americani.

    Se il progetto dovesse concretizzarsi come previsto, la centrale a gas di Encinal potrebbe diventare una delle più costose al mondo per impianti di questo tipo, e potrebbe risultare la seconda per capacità a livello globale. Una struttura di tale portata avrà impatti significativi sulla rete elettrica texana, sulle risorse idriche e sulle infrastrutture locali, suscitando possibili reazioni da parte delle comunità interessate.

  • L’Argentina come partner strategico per l’energia italiana: l’incontro tra Confindustria e il presidente Milei

    L’Argentina come partner strategico per l’energia italiana: l’incontro tra Confindustria e il presidente Milei

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    Qual è il tema principale dell'incontro tra Confindustria e il presidente argentino?
    L'incontro ha riguardato le opportunità di collaborazione energetica e commerciale tra Italia e Argentina.
    Quali sono le potenzialità dell'Argentina secondo Emanuele Orsini?
    L'Argentina potrebbe ridurre i costi energetici e diventare un fornitore chiave per le imprese italiane.
    Cosa rappresenta Vaca Muerta per l'Argentina?
    Vaca Muerta è una delle principali riserve mondiali di shale gas e shale oil.

    Il presidente di Confindustria, Emanuele Orsini, ha recentemente incontrato il presidente argentino Javier Milei alla Casa Rosada di Buenos Aires, evidenziando le potenzialità dell’Argentina come partner strategico per l’energia e il commercio. Durante l’incontro, Orsini ha sottolineato che l’Argentina potrebbe giocare un ruolo cruciale nel ridurre i costi energetici, un fattore determinante per la competitività delle imprese italiane.

    Orsini ha descritto il clima dell’incontro come “ottimo”, evidenziando le “grandi affinità” e le opportunità di crescita nei rapporti economici tra Italia e Argentina. La questione energetica è stata al centro della discussione, con Orsini che ha dichiarato: “In Italia, il costo dell’energia è attualmente ai livelli più alti degli ultimi due anni. Se vogliamo rimanere competitivi, la prima cosa da fare è abbatterlo”.

    La missione in Argentina ha avuto come obiettivo principale la ricerca di fonti energetiche alternative, con particolare attenzione all’interscambio di energia. “Siamo qui anche per questo. Abbiamo parlato di interscambio di energia, sappiamo quanto abbiamo bisogno di acquistare energia”, ha affermato Orsini.

    Un punto cruciale dell’incontro è stato il riferimento alla formazione di idrocarburi non convenzionali nella regione di Vaca Muerta, situata principalmente nella provincia di Neuquén. Questa area è considerata tra le principali riserve mondiali di shale gas e shale oil. Orsini ha menzionato un investimento significativo che potrebbe “esportare cinquecento miliardi tra petrolio e gas”.

    Inoltre, l’incontro ha incluso discussioni su filiere commerciali che potrebbero rafforzare la presenza delle aziende italiane in Argentina. Orsini ha evidenziato i margini di crescita per le imprese italiane nel mercato argentino, attualmente valutato a 1,2 miliardi di euro, con potenziali incrementi fino a sette miliardi nei prossimi anni.

    Confindustria considera quindi l’Argentina non solo come un mercato promettente, ma anche come un potenziale fornitore di energia. Questi elementi potrebbero aprire a nuove occasioni di investimento e cooperazione economica tra i due Paesi.

  • Flessibilità della domanda: come ridurre i costi energetici in Italia

    Flessibilità della domanda: come ridurre i costi energetici in Italia

    In Breve

    Cosa si intende per flessibilità della domanda?
    È la capacità dei consumatori di adattare il proprio consumo energetico in risposta a segnali esterni.
    Quali sono i potenziali risparmi per i consumatori?
    I risparmi possono variare dal 10% al 30% sulle bollette energetiche.
    Qual è il prezzo attuale dell'elettricità in Italia?
    Il prezzo dell'elettricità ha raggiunto 224 euro al MWh.

    La flessibilità della domanda rappresenta una delle soluzioni più promettenti per affrontare l’aumento dei costi energetici in Italia. Secondo le stime fornite da Flexit, nei primi quattro mesi del 2026, il trasferimento dei consumi elettrici dalle ore più costose verso le ore centrali potrebbe portare a una riduzione del costo dell’elettricità compresa tra il 5% e il 69%, con un abbattimento del prezzo fino a 59 euro al MWh.

    Una diminuzione aggregata della domanda di energia elettrica di 2-5 GW, corrispondente a circa il 5-10% del carico totale italiano, potrebbe abbassare il Prezzo Unico Nazionale (PUN) di 30-50 euro al MWh nelle ore interessate, traducendosi in un risparmio compreso tra il 10% e il 30% per i consumatori.

    La flessibilità dal lato della domanda (demand-side flexibility, DSF) è definita come la capacità dei consumatori di adattare la propria produzione e consumo energetico in risposta a segnali esterni. Questo può avvenire sia individualmente che attraverso operatori di mercato come retailer e aggregatori. I consumatori, noti come flexumer, possono beneficiare di tariffe dinamiche, riducendo così le proprie bollette e contribuendo a stabilizzare i picchi di domanda, il che a sua volta aiuta a contenere il prezzo all’ingrosso dell’energia.

    Un ulteriore vantaggio di questo sistema è la riduzione del rischio di curtailment della produzione da fonti rinnovabili. Nel 2025, sono stati fermati 640 GWh di energia eolica su un totale di 21 TWh prodotti e 162 GWh di energia solare su 44 TWh. Questo evidenzia la necessità di ottimizzare l’uso delle risorse rinnovabili disponibili.

    In Francia, gli aggregatori di demand response sono già attivi nei mercati all’ingrosso attraverso il meccanismo NEBCO, ottenendo riduzioni del prezzo all’ingrosso fino a 60 euro al MWh durante i picchi di domanda. In Italia, sono attualmente in fase di sviluppo quattro progetti pilota su mercati locali della flessibilità, localizzati a Milano (Unareti), Roma (Areti), nel Centro Italia (E-Distribuzione) e a Trieste (AcegasApsAmga). Questi progetti prevedono aste che remunerano i clienti per la flessibilità che mettono a disposizione.

    La neonata associazione italiana Flexit, parte del gruppo europeo SmartEn, che include operatori come retailer, aggregatori e produttori di tecnologia, ha sottolineato l’urgenza di attivare questo potenziale per ridurre rapidamente le bollette di famiglie e imprese. Attualmente, il prezzo dell’elettricità (PUN Index GME) ha raggiunto 224 euro al MWh, un livello non visto dal dicembre 2022.

    L’Unione Europea ha già previsto la possibilità di partecipazione della flessibilità dal 2019 con la direttiva 2019/944 e il regolamento 2019/943, e ARERA ha dato il via libera nel 2021. Michael Villa, presidente di Flexit e direttore generale di SmartEn, ha richiamato l’attenzione sulla necessità di un framework normativo comune per uniformare le regole e consentire lo sviluppo di mercati scalabili e business replicabili.

  • Sanlorenzo presenta offerta vincolante per The Italian Sea Group il 15 ottobre

    Sanlorenzo presenta offerta vincolante per The Italian Sea Group il 15 ottobre

    In Breve

    Quando presenterà Sanlorenzo l'offerta per The Italian Sea Group?
    Sanlorenzo presenterà l'offerta vincolante il 15 ottobre.
    Qual è la crescita delle vendite di Sanlorenzo nelle Americhe?
    Le vendite nelle Americhe sono aumentate del 35,4%.
    Cosa prevede il progetto Life Mystic di Sanlorenzo?
    Il progetto Life Mystic mira a ridurre le emissioni dei motori a combustione interna usando il metanolo.

    Sanlorenzo, attraverso la sua divisione Polo di Carrara, ha annunciato che presenterà un’offerta vincolante per The Italian Sea Group il 15 ottobre. L’annuncio è stato rivelato dal fondatore e amministratore delegato Massimo Perotti durante l’anteprima mondiale dello yacht She, tenutasi al Cannes Yachting Festival.

    Perotti ha descritto il 2026 come un anno «buono, se i saloni di settembre andranno bene, anche se non eccellente». Ha evidenziato un cambiamento significativo nelle dinamiche di mercato, con un ridimensionamento degli acquisti in Europa a fronte di una crescita robusta nelle Americhe e nell’area Asia Pacific. Nel primo semestre dell’anno, le vendite per aree hanno mostrato un incremento del 35,4% nelle Americhe e del 35,8% in Asia Pacific, mentre in Europa si è registrato un calo del 16,6%. Nonostante ciò, Perotti ha chiarito che non si tratta di un collasso del mercato europeo, ma di un riposizionamento delle percentuali di mercato.

    In termini di performance finanziaria, il titolo di Sanlorenzo ha registrato un rendimento annuale del +27,9% fino ad oggi, superando i risultati di altri marchi di lusso come Ferrari (+13,7%) e Porsche (-2,1%).

    In parallelo, Sanlorenzo continua a lavorare sulla sua strategia di transizione ecologica, denominata Road to 2030. Tuttavia, il gruppo ha deciso di rallentare l’adozione di nuovi carburanti in attesa dello sviluppo delle infrastrutture necessarie. Nonostante ciò, l’azienda continua a investire in soluzioni per ridurre il proprio impatto ambientale. Recentemente, Sanlorenzo ha ottenuto la certificazione Rina per il progetto Life Mystic, che mira a ridurre le emissioni dei motori a combustione interna attraverso l’uso del metanolo come vettore energetico alternativo. Il prototipo del motore bifuel è stato completato e testato, con un’introduzione sul mercato prevista in base alla disponibilità di carburanti alternativi e alla domanda degli armatori.

    Inoltre, il gruppo sta sostenendo la realizzazione del primo impianto mediterraneo di produzione di biometanolo, situato nel porto di Olbia, in Sardegna.

    Il nuovo yacht She, lungo 25,5 metri, ha già visto sei unità vendute prima della presentazione ufficiale, con una delle vendite effettuata da Luca Cordero di Montezemolo. Per questo yacht, sono stati introdotti teak alternativi e resine a basse emissioni per le parti strutturali in composito. Sono in corso studi per l’impiego di fibre naturali, con l’obiettivo di estenderne l’uso all’intera gamma di prodotti.

    Infine, Sanlorenzo ha avviato una collaborazione strategica con BYD Energy Storage per sviluppare sistemi di batterie e gestione dell’energia di nuova generazione destinati ai superyacht.

  • Ludoil acquisisce il controllo di Isab: Implicazioni per il settore energetico italiano

    Ludoil acquisisce il controllo di Isab: Implicazioni per il settore energetico italiano

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    Quali sono i principali passaggi regolatori per l'acquisizione di Isab da parte di Ludoil?
    L'Antitrust ha deciso di non avviare un'istruttoria e la commissione Golden Power ha dato il via libera con prescrizioni.
    Quali sono le capacità di raffinazione di Isab?
    Isab ha una capacità di lavorazione di circa 320.000 barili al giorno, rappresentando quasi il 19% della capacità nazionale.
    Quali sono le sfide finanziarie per Ludoil dopo l'acquisizione?
    Il prezzo dell'acquisizione e la struttura finanziaria non sono stati resi noti, rendendo la sostenibilità dell'operazione una sfida centrale.

    Ad agosto 2026, Ludoil ha superato due passaggi regolatori cruciali per acquisire il 51% di Isab, il principale polo di raffinazione italiano situato a Priolo. Il 4 agosto, l’Antitrust ha deciso di non avviare un’istruttoria sull’acquisizione, ritenendola non idonea a ostacolare la concorrenza. Il giorno successivo, la commissione Golden Power ha dato il via libera con alcune prescrizioni.

    Con una capacità di lavorazione di circa 320.000 barili al giorno, Isab rappresenta quasi il 19% della capacità nazionale di raffinazione. Il complesso include 4 milioni di metri cubi di stoccaggio e un impianto Igcc da 532 MW, oltre a impiegare più di mille addetti. Questa acquisizione ha rilevanti implicazioni per il sistema energetico italiano, poiché Isab è considerato un’infrastruttura strategica.

    Il primo passo operativo sarà il closing dell’acquisizione, che conferisce a Ludoil il controllo di Isab. Da quel momento, si apriranno quattro nodi decisivi per il futuro della raffineria.

    Il primo nodo riguarda il rapporto con Trafigura, attuale fornitore di greggio e acquirente di circa il 90% dei prodotti raffinati di Isab, tramite un Master Supply and Offtake Agreement in esclusiva, valido fino al 2033. Sarà fondamentale valutare se questo rapporto rimarrà invariato, verrà rinegoziato o progressivamente sostituito. Una risoluzione anticipata del contratto potrebbe comportare conseguenze economiche significative, considerando che Ludoil non dispone di una filiera interna per l’approvvigionamento del greggio.

    Il secondo nodo riguarda gli investimenti. Ludoil ha in programma di trasformare Isab in una piattaforma multi-energy, sviluppando HVO, SAF, bio-olio e biocarburanti avanzati. La raffineria ha già avviato il co-processing con un obiettivo di 500.000 tonnellate annue, ma restano da definire i capex, i tempi, gli impianti coinvolti e le fonti di finanziamento.

    Il terzo punto è di natura finanziaria. L’ingresso e la trasformazione rappresentano per Ludoil un salto dimensionale significativo, ma il prezzo dell’acquisizione e la struttura finanziaria dell’operazione non sono stati resi noti, rendendo la sostenibilità dell’operazione una sfida centrale.

    Infine, resta da decidere il destino del 49% ancora in mano a Goi Energy. Sebbene il 51% conferisca il controllo, l’accordo prevede una seconda fase con opzioni put e call sulla quota residua.

  • Bioenerys in Vendita: F2i, Edison e Retina in Lizza per il Biometano

    Bioenerys in Vendita: F2i, Edison e Retina in Lizza per il Biometano

    In Breve

    Quali aziende sono interessate all'acquisto di Bioenerys?
    F2i, Edison e Retina Biometano sono le aziende interessate alla vendita di Bioenerys.
    Qual è il valore stimato dell'operazione?
    Il valore complessivo dell'operazione è stimato tra 400 e 500 milioni di euro.
    Quando si prevede di concludere la vendita?
    La vendita dovrebbe essere conclusa entro la fine dell'anno.

    Il processo di vendita di Bioenerys, la controllata di Snam specializzata nel biometano, è attualmente in una fase avanzata. La rosa ristretta dei soggetti ammessi alla fase finale comprende F2i, Edison e Retina Biometano. Ognuno di questi operatori ha mostrato interessi industriali distinti: F2i si concentra sulla divisione Agri, Edison sulla divisione Forsu (che si occupa della valorizzazione della frazione organica dei rifiuti solidi urbani), mentre Retina Biometano è interessata all’intero perimetro della società.

    Questa diversificazione degli interessi apre la possibilità che la cessione avvenga attraverso un break-up tra le attività Agri e Forsu, piuttosto che mediante una vendita integrale. Il valore complessivo dell’operazione è stimato tra i 400 e i 500 milioni di euro, cifra che potrebbe variare in base alla struttura finale dell’operazione e al perimetro ceduto.

    Il processo di vendita entrerà nel vivo a settembre, con un’ulteriore selezione delle offerte e l’obiettivo di definire l’operazione entro la fine dell’anno. Non si esclude l’ingresso di ulteriori operatori, poiché la procedura era iniziata con una platea più ampia. Prima dell’estate, le manifestazioni di interesse erano state circa 40 e le offerte non vincolanti intorno a 20. Snam, assistita dagli advisor finanziari Rothschild e BNP Paribas, ha ammesso alla fase 2 nove soggetti.

    Tra i potenziali acquirenti inizialmente indicati figurano anche Vesper Infrastructure Partners, Verdalia (una piattaforma creata nel 2023 da Goldman Sachs Infrastructure Partners), Arcus Infrastructure Partners, Tages, Plenium Partners e Veolia.

    Bioenerys opera attraverso due divisioni principali: Ambiente e Agri, e gestisce circa quaranta impianti. Di questi, una decina produce biometano da rifiuti organici (Forsu), mentre il resto è costituito da impianti biogas alimentati da matrici agricole e agro-zootecniche. L’interesse per la divisione Agri si inserisce nella strategia di consolidamento del mercato italiano del biometano agricolo, mentre l’interesse per la divisione Forsu è coerente con il posizionamento di un grande operatore energetico integrato. Mantenere insieme le due divisioni consentirebbe di acquisire una piattaforma diversificata, esposta sia al biometano da rifiuti organici sia a quello da scarti agricoli e agro-industriali.