Ecco come Eni e Gip (Blackrock) possono aumentare il valore della newco della Co2
L’ingresso del fondo con il 49,9% ha acceso i riflettori del mercato sulla nuova società satellite per la cattura e stoccaggio della Co2. Con gli incentivi statali e il via a Ravenna Ccs, il valore può salire ben oltre il miliardo di euro stimato oggi. E far maturare un ricco premio al gruppo di Descalzi | Eni: Equita valorizza le attività nei satelliti oltre 35 miliardi.
Una dopo l’altra, stanno andando a posto le tessere che comporranno il mosaico di Eni Ccus Holding, la società satellite creata dal Cane a sei zampe per valorizzare il business della Carbon Capture, Utilization and Storage, cioè la cattura e stoccaggio della Co2, e nella quale è entrato come azionista di peso Global Infrastructure Partner (Blackrock), con una quota del 49,99%. Le tessere che ancora mancano, ma cominciano a prendere forma, riguardano Ravenna Ccs, il cluster italiano portato avanti da Eni e Snam, destinato ad arricchire la dote della newco e incrementarne il valore.
C’è infatti uno snodo finanziario legato al progetto: quando tutte le autorizzazioni saranno arrivate, anche il 50% di Eni in Ravenna Ccs confluirà nella società con Gip.
Come può aumentare il valore della newco
A oggi Eni Ccus Holding è valutata dal mercato circa un miliardo di euro, grazie a un portafoglio che comprende i progetti in Gran Bretagna di Liverpool Bay e Bacton, e quello olandese L10-Ccs. Ma ha già in pancia il diritto di acquisire metà Ravenna Ccs.
Di conseguenza, Il valore riconosciuto da Gip si allineerà progressivamente all’evoluzione del perimetro, in misura degli investimenti necessari per sviluppare i progetti e di un premio, che riconosce la capacità di Eni di operare il business.
Scadenze importanti per l’iter autorizzativo del progetto italiano cadono anche in questi giorni. Venerdì 19 settembre, per esempio, si chiude la consultazione pubblica sulla dorsale Snam Ferrara–Casalborsetti–Ravenna, il tratto terrestre dei tubi di trasporto che deve abilitare la fase industriale di Ravenna Ccs, quella che mira a portare i flussi a 4 milioni di tonnellate/anno entro il 2030.
Quello del 19 è perciò il passaggio che apre l’istruttoria finale della Commissione Via-Vas verso il decreto del ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, atteso entro metà 2026.
Il ritorno dell’investimento: la via italiana
Ma il capitolo cruciale riguarda il ritorno dell’investimento, essenziale per mettere a profitto il business. La Gran Bretagna ha adottato il doppio canale: la Rab (Regulatory Asset Base), per remunerare chi sviluppa e offre il servizio, e i Ccfd (Carbon contracts for difference) per attrarre gli emettitori di Co2, ovvero chi il servizio lo utilizzerà.
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Dal 30 giugno 2025, quando il Consiglio dei ministri ha approvato la legge delega per la regolazione della filiera Ccs, il governo si è dato 12 mesi di tempo per i decreti attuativi che disciplineranno le attività di trasmissione e stoccaggio della Co2. Dovrà essere Arera, come autorità di settore, a definire criteri di accesso trasparenti, tariffe certe e standard tecnici definiti.
In parallelo, sarà necessaria una nuova norma primaria e successivi decreti per istituire i meccanismi di supporto agli emettitori.
Ccus contro Ets, il nodo è il costo
La via inglese dei contratti per differenza sembrerebbe tra le più idonee anche nel caso degli emettitori italiani per colmare il funding gap, ovvero la differenza tra il costo effettivo della cattura, trasporto e stoccaggio della Co2 e quello delle quote Ets (Emission Trading Systems) che oggi regolano le emissioni di Co2 sul mercato europeo. Per fare un esempio, fatto 100 il costo per catturare e stoccare un certo quantitativo di Co2, se il prezzo Ets fosse di 60 euro, un’industria energivora avrebbe una perdita secca di 40 euro e non sarebbe incentivata a ricorrere ai servizi offerti da progetti come Ravenna Ccs. Con i contratti per differenza, invece, si stabilisce un prezzo fisso, ed è lo Stato a coprire la quota che l’emettitore risparmierebbe ricorrendo agli Ets. È un po’ lo stesso meccanismo che oggi regola i nuovi incentivi per le rinnovabili, nelle gare Fer gestite dal Gse, compresa la prima China-free, riservata agli operatori che dimostrano di non utilizzare componenti cinesi per i propri impianti.
Per creare le basi al ritorno dell’investimento, era necessario che anche un altro tassello andasse al suo posto. Occorreva, cioè, che il Mase in qualche modo certificasse la validità del sistema Ccus e abbozzasse il modello di business per la filiera italiana. Il rapporto è arrivato ad agosto 2025, più o meno in contemporanea all’accordo Eni-Gip. La sua lettura approfondita chiarisce molti aspetti, industriali, economici e finanziari. Per centrare l’obiettivo dei 4 milioni di tollennate/anno al 2030, il fabbisogno d’investimenti della filiera nazionale è stimato in 4,6 miliardi di euro, all’interno di un range che va da 3,6 a 6,1 miliardi alla voce capex, con opex medi ricorrenti per 325 milioni di euro l’anno. Passando al funding gap, invece, la differenza tra costo della filiera Ccus e prezzo della Co2 nell’Ets si colloca nello scenario intermedio a 87 € per tonnellata, con una forchetta larghissima da 25 a ben 193 euro. A pesare di più è la quota di trasporto via nave. Anche se gli Ets stanno mostrando una tendenza all’aumento, è chiaro che senza lo scudo dei contratti per differenza agli emettitori converrebbero più della Ccus. Perché allora puntare sulla scelta di Eni, valorizzata dall’ingresso di Gip? La risposta è sempre nello studio Mase: cattura e stoccaggio sono indispensabili per i settori cosiddetti hard-to-abate – cemento, acciaio, chimica, etc – dove elettrificazione e rinnovabili non possono azzerare le emissioni. In assenza di Ccus, perciò, l’Italia non sarebbe in grado di rispettare i target di neutralità climatica al 2050. (riproduzione riservata)
