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Germania: garanzie pubbliche a E.ON per il GNL

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Reuters - Germany gives E.ON credit guarantees to strike LNG deals - sourceSecondo quanto riportato da Reuters, E.ON potrebbe aumentare il ricorso alle garanzie pubbliche sul credito per stipulare nuovi contratti di fornitura di lungo periodo di GNL.

L’anno scorso il parlamento tedesco aveva già approvato la concessione di garanzie per 2 miliardi di euro a favore di E.ON per acquistare forniture ventennali dal terminale canadese di Goldboro. La garanzia è stata approvata sotto forma di Untied Loan Guarantee federale e sarà effettivamente attiva solo dopo la decisione finale di investimento, attesa per il 2015.

La garanzia permette a E.ON di alzare il rating da A- a AAA, abbassando il costo del capitale di 1-2 punti percentuali. La garanzia del governo favorisce inoltre la cooperazione con gli esportatori, che preferiscono trattare con aziende che godono di copertura politica esplicita, come dimostrato dalla francese EDF.

In cambio della garanzia, E.ON si impegna a portare una quota del GNL acquistato direttamente sul mercato tedesco. Nel caso di Goldboro, la quota è del 30%. E.ON starebbe ora guardando a Mozambico, Israele e Sud America per ulteriori acquisti.

Considerando che la Germania non dispone di terminali di rigassificazione, nemmeno in progettazione, il ricorso ai terminali di altri Paesi europei appare inevitabile. Si tratta di una buona notizia, perché il livello di integrazione del sistema gas europeo è destinato a crescere. Ma anche di una cattiva notizia, visto che l’assenza di un coordinamento a livello europeo spinge sempre di più nella direzione di un sistema infrastrutturale germano-centrico, rispetto al quale l’Italia è solo una periferia secondaria.

E.ON in uscita dal mercato italiano?

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E.ONE.ON starebbe cercando di lasciare il mercato italiano, dismettendo impianti e attività per un controvalore di 3 miliardi.

Si tratterebbe in particolare dell’idroelettrico di Terni (531 MW); della centrale olio-carbone di Fiume Santo (Sassari) (900 MW); delle centrali a gas di Livorno Ferraris (Vercelli) (805 MW), Ostiglia (Mantova) (1.137 MW), Scandale (Crotone) (814 MW), Tavazzano e Montanaso (Lodi) (1.440 MW), Trapani (214 MW); degli impianti da fonti rinnovabili, sia eolici (328 MW) sia fotovoltaici (46 MW); delle attività commerciali (poco meno di un milione di clienti, tra elettricità e gas); della quota nel rigassificatore offshore Olt di Livorno (47%); infine, della quota nel corsozio TAP (9%).

Enel e Eni non sembrano interessati, mentre Edison potrebbe rilevare qualcosa (magari l’idroelettrico di Terni, il pezzo più pregiato). Si tratta in ogni caso di una normale dinamica di riorganizzazione del mercato, che anche qualora si realizzasse non ne rivoluzionerebbe la struttura.

Peraltro, il piano di uscita di E.ON dall’Italia si baserebbe su uno spezzettamento delle attività, cedute a pacchetti a diversi acquirenti, evitando così un processo di concentrazione in mano a un operatore già presente sul mercato. Particolamenre interessante sarebbe poi l’ipotesi alternativa di un ingresso di Gazprom sul mercato italiano, con l’acquisto in blocco di tutte le attività di E.ON.

Probabilmente non se ne farà nulla, visti i chiari di luna (anche per le banche), ma resta un capitolo interessante da seguire, anche perché sarebbe un segnale della scarsa fiducia degli operatori non tanto nel mercato italiano, quanto nelle prospettive di effettiva integrazione del mercato a livello europeo.

Nota: nel coprire la notizia, Repubblica ci regala un finale di pezzo da brivido, a cui ho dedicato un rapido post.

Spezzatino di E.ON e giornalismo creativo

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Repubblica - E.On Italia in vendita come “spezzatino” per gli asset in corsa Eni, Edison e GazpromCome riportato, E.ON starebbe valutando l’uscita dal mercato italiano e Repubblica ha coperto puntualmente la notizia in un articolo dal titolo E.On Italia in vendita come “spezzatino” per gli asset in corsa Eni, Edison e Gazprom.

Il pezzo sembra filare liscio in quasi in fondo, se si chiude un occhio sul fatto che la quota di mercato di Gazprom sul mercato europeo è del 25% e non del 35%. Il dramma è però nell’ultimo capoverso, dedicato al TAP: in poche righe si riesce a sbagliare il nome del paese produttore (l'”Arzebajan”!) e la composizione azionaria del consorzio (cambiata cinque mesi fa…), per poi chiudere con un curioso ragionamento:

Opera strategica non tanto per l’Italia, ma per le forniture nel resto d’Europa, visto che l’infrastruttura può essere raddoppiata fino a “portare” oltre 20 miliardi di metri cubi all’anno.

In che modo 20 Gmc per un mercato da 500 siano più strategici di 10 per un mercato da 80 proprio mi sfugge.

Potrei aggiungere che forse gli amici giornalisti dovrebbero leggere un po’ di più, ma mi asterrò dal farlo.

TAP: completata la lista dei clienti

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Gasdotto Tap, chiusi contratti gas In Italia arriveranno 8 mld mc/annoSecondo quanto riportato da SQ, si completa l’elenco dei clienti che hanno firmato per l’acquisto del gas azerbaigiano trasportato dal TAP. Complessivamente, la ripartizione dei primi volumi prevede  8 Gmc per il mercato italiano e 1 Gmc ciascuno per i mercati greco e bulgaro.

I contratti hanno una durata di 25 anni e riguardano 9 società. Accanto a Bulgargas per il mercato bulgaro e DEPA per il mercato greco, si sono 7 operatori che si sono aggiudicati volumi per il mercato italiano.

Hera (0,3 Gmc/a) e Enel avevano già annunciato venerdì la firma. A queste si sono aggiunte la francese GdF Suez (2,6 Gmc/a), la tedesca E.ON (1,6 Gmc/a), l’anglo-olandese Shell (1 Gmc/a), la spagnola Gas Natural Fenosa e la svizzera Axpo.

Gas Natural Fenosa, Axpo e Enel non hanno reso noti i volumi acquisiti. Per quest’ultima è probabile che il volume sia intorno a 1 Gmc, mentre gli altri due operatori dovrebbero aver acquisito volumi inferiori. Resta il dubbio sulle intenzioni dell’azienda di stato azerbaigiana Socar circa un proprio ingresso (indiretto, naturalmente) sul mercato finale italiano.

Per quanto riguarda i prezzi, non sono ancora trapelate indicazioni, se non un generico riferimento di E.On al fatto che le condizioni concordate «riflettono i mercati del gas europei». È dunque probabile che le formule di prezzo inglobino un livello significativo di indicizzazione spot. In ogni caso, la difficoltà di prevedere le evoluzioni del mercato a 7 anni lascia prevedere che i termini degli accordi includano un significativo margine di flessibilità e che saranno oggetto di ulteriore negoziazione più a ridosso dell’avvio dei flussi.

I nuovi soci di TAP

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Gas: Abdullayev, Socar e Bp avranno 20% ciascuna in pipeline Tap, Total 10%Il nuovo assetto societario del gasdotto TAP è stato oggetto di intense contrattazioni tra gli operatori coinvolti, ma la questione dovrebbe essere risolta entro settembre.

Per ora, sì sa solo che i membri del consorzio Shah Deniz faranno valere la propria opzione per rilevare il 50% del TAP. Alla britannica BP e all’azerbaigiana Socar andrà così il 20% ciascuna, alla francese Total il 10%.

Ancora da decidere invece in che proporzione gli attuali soci di TAP ridurranno le proprie partecipazioni. I vertici della svizzera Axpo hanno già dichiarato di vole ridure drasticamente la propria quota (42,5%), scendendo anche sotto il 10%, per limitare l’onere dell’investimento.

In ogni caso, anche gli altri due soci dovrebbero rinunciare a qualcosa per far spazio ai nuovi entranti. È possibile immaginare che la norvegese Statoil, che attualmente controlla il 42,5% di TAP, ridurrà di almeno il 10% la propria partecipazione. Più ridottto dovrebbe essere invece l’arretramento della tedesca E.On, ora al 15%.