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Eni è al 70% privata: ma va?

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Eni diventa «privata»: i fondi battono il Tesoro in assembleaI fatti: domenica in assemblea dei soci di Eni Spa i privati partecipanti avevano un pacchetto azionario complessivo superiore a quello dello Stato (CDP e Tesoro hanno il 30,1%), che era in minoranza.

Un numero crescente di soci privati (30,98% delle quote) ha infatto preso parte all’assemblea, soprattutto i fondi di investimento stranieri. Dunque? Tutto nella norma, per una società per azioni. Ma non in Italia, dove l’azionista pesante ha sempre contato su un formidabile moltiplicatore di forze: l’acquiescenza formale.

Fuori luogo il moltiplicarsi di commenti che annunciano con indignazione la privatizzazione di Eni. L’azienda, creata com Ente pubblico nel 1953, è diventata una SpA nel 1992 ed è stata quotata a Milano, Londra e New York dal 1995.

«In poco più di due anni e mezzo il Ministero del Tesoro, con quattro offerte, ha collocato sul mercato circa il 63% del capitale dell’Eni, con un incasso complessivo di oltre 21 miliardi di euro (oltre 41.000 miliardi di lire)», secondo la ricostruzione ufficiale. Un altro 5% è stato venduto nel 2001, fruttando 2,7 miliardi di euro.

Lo Stato è ancora oggi l’azionista di maggioranza (relativa) e può far valere la minoranza di blocco per ogni decisione straordinaria e, come extrema ratio, usare i privilegi connessi alla golden share.

La vera domanda è: è ancora necessario che una quota così alta di Eni sia in mano pubblica? Politicamente, è opinabile. Di certo però in materia di sicurezza energetica la risposta è no.

Perché il gas e il petrolio sui mercati italiani arrivano in ogni caso, proprio perché sono mercati (anche meglio: sono parte di mercati internazionali). Le necessità e il contesto storico sono molto cambiati rispetto agli anni Cinquanta e anche ammesso che sia necessario avere una voce in capitolo sulle decisioni di uno dei tanti operatori del mercato, la golden share è più che sufficiente.

Il resto è solo matenimento di un’ingerenza pubblica che comprime l’efficienza, distorce gli investimenti e la possibilità di creare ricchezza, come dimostrato dalle lunghe resistenze alla separazione da Snam Rete Gas.

I contratti di Gazprom non li paghiamo noi

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I contratti Gazprom li paghiamo noiIl gas naturale riesce ogni tanto ad attrarre interesse anche al di fuori degli addetti ai lavori (soprattutto quando si parla di bollette).

Massimo Riva paventa sul blog dell”Espresso il rischio che siano i consumatori italiani a pagare i costi dei contratti di lungo periodo con clausola ToP che Eni ha in essere con Gazprom. Il riferimento è al meccanismo di capacity payment invocato da Eni e in parte proposto dall’Autorità a novembre come assicurazione di prezzo, che però l’Autorità stessa ha poi rimosso nella proposta di febbraio.

Giuste le preoccupazioni di Riva (e di Passera), ma fortunatamente pericolo scampato. Anzi: l’Autorità sembra aver preso atto che ogni concessione fatta a Eni in materia di alleggerimento degli oneri derivanti dai contratti indicizzati al petrolio sottoscritti con Gazprom andrebbe, al momento della rinegoziazione, immediatamente incamerata dall’azienda russa. Senza evidenti benefici per Eni: essendo le rinegoziazioni relative all’eccesso di onerosità delle forniture russe, ogni risparmio si tradurrebbe in un mancato sconto.

Un pericolo più evidente è invece quello che nelle analisi si diffonda la convinzione che i profondi cambiamenti avvenuti nel mercato statunitense si trasmettano al di qua dell’Atlantico. Tramotanta (al momento) l’ipotesi di una rivoluzione del non convenzionale in Europa, uno scenario da più parti ipotizzato è quello di un mercato europeo inondato di economicissimo GNL americano.

Due problemi spiccano: uno, i volumi che gli operatori statunitensi riuscirebbero a esportare è quantomeno dubbio e sicuramente limitato da pressioni politiche. Due: avrebbe economicamente molto senso dirigere flussi ingenti di esportazioni (con i relativi investimenti infrastrutturali) verso un mercato stagnante e con un eccesso di capacità di importazione? È lecito dubitarne.

Più che il GNL statunitense, ad allarmare i tradizionali fornitori europei – quelli sì obbligati ad espotare in UE – è piuttosto l’incapacità dei decisori politici di far ripartire l’economia europea. Come dar loro torto?

 

Sicurezza energetica, il cambio di paradigma

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La SEN - Il Governo ricomincia a fare politica energeticaIn poco più di dieci anni, l’appovvigionamento energetico italiano ed europeo ha cambiato radicalmente faccia. La spinta politica verso nuove tecnologie per le rinnovabili ha ristrutturato l’offerta, soprattutto nel settore elettrico, mentre le liberalizzazioni imposte a livello europeo hanno rotto il ruolo di monopolio degli operatori nazionali, spesso ancora oggi controllati o partecipati dai rispettivi governi.

Si è trattato di un processo ampiamente annunciato, che però ha portato a un cambiamento di paradigma di cui è consapevole solo una parte dei decisori politici e che è rimasto quantomeno marginale nel dibattito pubblico: i campioni nazionali semi-pubblici non sono più gli strumenti per la tutela della sicurezza energetica.

Eni e, in misura minore, Enel hanno per decenni rappresentato lo strumento di politica energetica nazionale, scritta sotto forma di strategie aziendali. È stato un processo efficace, ma ha avuto costi notevoli: le inevitabili ingerenze politiche nella gestione delle aziende hanno prodotto generato ampi sprechi e inefficienze.

Ora però i mercati sono stati aperti alla concorrenza e il capitale pubblico in queste aziende è sceso: il risultato è stata la loro normalizzazione. Eni e Enel hanno oggi per la sicurezza energetica del consumatore italiano lo stesso ruolo della francese GDF o della tedesca E.On.

A ribadirlo è stato l’ad di Eni, Paolo Scaroni: «gli incumbent europei esercitavano, ancorchéindirettamente, un ruolo di garanti [della] sicurezza [energetica], ma ora le nuove regole del gioco non consentono piu’ alle imprese europee di svolgere questo ruolo, che ritorna ad essere un tema di carattere sovrano, di spettanza dei Governi e dell’Unione Europea».

Ora tocca ai governi europei fare un ulteriore passo avanti: coordinare davvero e in modo profondo le proprie strategie energetiche, definendo strumenti e azioni che abbiano la stessa dimensione del mercato su cui operano le aziende e si servono i consumatori. Quella europea.

Uno dei passaggi chiave per arrivare compiutamente a una strategia europea è quello dell’eliminazione delle partecipazioni pubbliche negli operatori, attuata in modo simmetrico da tutti i governi europei. Si tratterà di un processo lungo, ma sarà inevitabile per creare un mercato davvero concorrenziale, in cui gli Stati-azionisti e gli Stati-regolatori non vivanno più un instabile conflitto di interessi, lasciando i governi liberi di farsi direttamente responsabili delle misure necessarie a garantire la sicurezza energetica per i propri cittadini.

Eni guarda sempre più a est

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Il retroscena Eni cede ai cinesi il 20% di “Area 4”Eni ha annunciato la cessione del 20% del giacimento Mamba Sud (Mozambico) alla compagnia statale cinese CNPC. In cambio, oltre a 4,2 miliardi di dollari, Eni ha anche ottenuto la partecipazione nello sviluppo delle attività di estrazione di gas non-convenzionale nell’area di Rongchang (Cina continentale).

Oltre a rappresentare una bella inizione di liquidità e un’opportunità di diluire i costi di sviluppo del giacimento offshore africano (oltre 2.000 Gmc nel posto), l’operazione rafforza sia la copertura politica nelle operazioni africane, sia la proiezione internazionale verso il mercato cinese.

Revisione tariffe del gas: centinaia di milioni in gioco

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AEEG - 13 novembre 2012 - 471/2012/R/gas In novembre l’Autorità aveva annnunciato l’intenzione di procedere a una revisione delle modalità di calcolo delle condizioni economiche per il servizio di tutela, che copre un terzo del mercato finale italiano (circa 18 Gmc all’anno) e che fa da riferimento anche per le dinamiche di prezzo sul mercato libero.

Attualmente, la tariffa della componente commercializzazione all’ingrosso (CCI, nel gergo dell’Autorità) – ossia il costo della materia prima in bolletta – è fissata con una formula che simula le quotazioni dei contratti di lungo periodo (95% greggio, gasolio e olio combustibile; 5% spot), quelli detenuti dai grandi operatori nazionali.

Tutto bene? Non troppo. Perché l’impianto dei contratti di lungo periodo (solitamente con clausola take-or-pay) è vecchio di decenni e non risponde più alle condizioni reali del mercato (le economie pianificate non esistono più, bruciare olio combustibile per generare grandi quantitativi di elettricità non è praticabile e i monopoli nazionali sono vietati dalla legilazione europea, per citarne solo alcuni). Tant’è vero che, grazie all’eccesso di offerta, i prezzi sui mercati all’ingrosso sono sistematicamente più bassi dei prezzi dei contratti di lungo periodo.

Chi ci rimette? I clienti finali, soprattutto. Perché i grandi operatori, per limitare l’impatto economico, comprano gas a prezzi spot e lo rivendono a prezzo regolato. L’Autorità riconosce apertamente che c’è un problema: «una regolazione divenuta obsoleta che comporta, date le condizioni e l’evoluzione del mercato, l’insorgere di rendite improprie a danno dei clienti finali».

Urgono quindi, secondo l’Autorità, modifiche alle modalità di calcolo delle condizioni economiche, per «trasferire al consumatore i benefici derivanti dallo sviluppo concorrenziale del mercato all’ingrosso». Per i dettagli, rimando al documento, che prevede sia un “allegerimento” della CCI (legandola maggiormente ai prezzi spot), sia un meccanismo di assicurazione contro le oscillazioni delle quotazioni spot (che remunererebbe comunque chi ha in portafoglio i contratti di lungo periodo).

Il risultato? Fino a -7,44% in bolletta, secondo le stime dell’Autorità. Un bel trasferimento di benefici, dai grandi grandi operatori a favore dei consumatori finali.

Una rapida stima dà conto delle dimensioni della questione: proiettando su base annua le tariffe attualmente in vigore per il cliente domestico tipo, un consumo di 18 Gmc vale indicativamente 15,5 miliardi di euro. La riduzione varrebbe 1,2 miliardi di euro all’anno.

Si tratterebbe di una riduzione netta di 800 milioni di euro all’anno per gli operatori (variamente distribuita a seconda dei portafogli e delle modalità di assicurazione introdotte, ma comunque in buona parte Eni e Edison) e 400 milioni all’anno in meno di pressione fiscale.

Gli operatori si stanno muovento attivamente per mettere i ammorbidire le proposte dell’Autorità. Come se questo non bastasse, il rischio è che venga meno anche l’appoggio “politico” all’Autorità (che formalmente resta indipendente) proprio a causa dell’impatto economico della misura, che ridurrebbe il gettito e sarebbe troppo favorevole ai consumatori.

Un duro compito attende l’Autorità: non si può che fare il tifo per lei.

Eni sempre più asiatica

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Eni sigla un accordo per la vendita di GNL a Giappone e Corea del SudEni ha concluso un accordo di fornitura di GNL con la coreana Korea Gas Corporation e la giapponese Chubu Electric Power Company. La fornitura prevede 28 carichi di GNL tra il 2013 e il 2017, per un totale di circa 2,5 Gmc.

L’accordo segue un contratto di fornitura siglato l’anno scorso per il mercato giapponese per un totale di poco meno di 5 Gmc. Eni sta in questo modo consolidando la propria posizione sui mercati asiatici, quelli coi prezzi di mercato e con le prospettive di sviluppo più alti al mondo.