DL Bollette: rischio regolatorio prezzato, utility sotto pressione ma niente shock
Il Decreto Bollette era atteso, anticipato dalle bozze e già in parte incorporato nei prezzi forward dell’energia. Eppure, una volta ufficializzato, i mercati hanno reagito con vendite sulle utility italiane. Non è stato uno shock, ma un aggiornamento: da rischio potenziale a rischio scritto nero su bianco. Tra sovrattassa IRAP, interventi sul differenziale gas e disaccoppiamento ETS, il settore si confronta ora con un cambio strutturale delle regole.
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Dal rumor al testo ufficiale: perché il mercato ha venduto comunque
C’è qualcosa di quasi teatrale nel modo in cui i mercati reagiscono a notizie che conoscono già. Il Decreto Bollette circolava da giorni, le bozze erano diffuse, i prezzi forward dell’elettricità italiana avevano già perso quasi il 15% a febbraio, sette sedute di riposizionamento silenzioso prima ancora che il Consiglio dei ministri si riunisse.
Eppure, quando il 18 febbraio il decreto è diventato ufficiale, il giorno successivo il mercato ha comunque venduto: Ftse Italia All-Share Utilities -2,9%, Ftse Mib -1,2%. Un movimento che, isolatamente, non è straordinario. Ribassi simili per l’indice utilities si erano già visti il 4 e 7 aprile 2025, il 20 gennaio 2025, il 14 giugno 2024, il 21 settembre 2023. Nulla che gridi allo shock sistemico.
Come si legge nell’analisi di Gabriel Debach, market analyst di eToro, la differenza è più sottile: finché il rischio resta nelle indiscrezioni, è gestibile; quando diventa atto pubblico, nero su bianco, cambia di stato. Non perché sia nuovo, ma perché è ufficiale. E solo ciò che è ufficiale può essere scontato fino in fondo.
Impatto sulle utility: numeri, margini e nuovo equilibrio del PUN
La logica è meno complessa di quanto sembri. I mercati non si sorprendono della direzione, ma aggiornano la portata dell’impatto. E la portata, in questo caso per Debach, era difficile da quantificare prima del testo definitivo: addizionale IRAP del 2%, meccanismo di disaccoppiamento ETS, revisione strutturale del mercato elettrico.
Le reazioni sono state immediate: Enel -3,6%, A2A -2,2%, Hera -1,4%. Il comparto utilities vale il 15,3% della capitalizzazione del Ftse Mib, secondo settore per peso dopo le banche (41%). Non si tratta quindi di un segmento marginale.
Il nodo centrale, secondo le prime simulazioni riportate da Debach, è la riduzione strutturale dei prezzi all’ingrosso. Il differenziale tra il gas italiano e il TTF olandese, storicamente 2-5 euro/MWh, verrebbe compresso tramite taglio dei costi di trasmissione, con un effetto stimato di 4-10 euro/MWh sul prezzo finale.
Con prezzi ipotizzati a 95 euro/MWh nel 2027 e 92 euro dal 2028, ogni taglio di 10 euro/MWh incide in modo diverso:
- A2A: circa -60 milioni di Ebitda (-2,4% sul periodo 2027-2030) e -40 milioni di utile netto (-5,7%).
- Enel: -200/250 milioni di Ebitda (circa -1% sul totale di gruppo) e -170 milioni di utile netto (-2,2%).
A questo si aggiunge l’aumento IRAP dal 3,9% al 5,9%, pari a circa 22 milioni per A2A e 170 milioni per Enel. In uno scenario più severo, con riduzione di 30 euro/MWh, l’utile potrebbe scendere del 17% per A2A e del 6,5% per Enel.
Equita stima impatti tra -1,5% e -2% per Enel, A2A, Iren, Hera e Acea, e tra -3% e -4% per le regolate come Terna, Snam e Italgas. Citi conferma pressioni sulla redditività di Enel anche tramite Endesa in Spagna. Per Debach, il mercato non ha reagito a un titolo, ma a un modello di business che cambia in modo strutturale.
I tre pilastri del decreto: IRAP, spread gas e nodo ETS
La vendita non è stata panico, spiega Debach, ma lettura analitica. Il decreto si articola su tre assi distinti.
Il primo è la sovrattassa IRAP del 2% per il biennio 2026-2027: costo temporaneo, definito e modellizzabile. Fastidioso, ma quantificabile.
Il secondo è la riduzione dello spread PSV-TTF, con interventi sui costi di trasporto. Impatto relativamente contenuto e in parte atteso.
Il terzo è il punto più sensibile: il disaccoppiamento ETS dal prezzo wholesale. Rimborsare alle centrali a gas il costo dei permessi CO₂, dato che il gas è price setter nel mercato italiano, significa potenzialmente abbassare il PUN di 25-30 euro/MWh, con quote ETS intorno ai 70 euro per tonnellata.
Qui, sottolinea Debach, emerge anche il profilo giuridico: un meccanismo di compensazione selettiva può essere qualificato come aiuto di Stato, richiedendo approvazione della Commissione europea. Ma i mercati non aspettano Bruxelles. Prezzano il rischio regolatorio subito.
Bollette ancora +34% rispetto al 2021: il rischio era già lì
Il contesto sociale è altrettanto rilevante. Nel secondo trimestre 2021, si legge nel report di eToro, una famiglia tipo pagava 20,83 c€/kWh, circa 562 euro l’anno (2.700 kWh). A dicembre 2022 il picco: 66,01 c€/kWh. Oggi, nel primo trimestre 2026, la tariffa per i vulnerabili è 27,97 c€/kWh, pari a circa 755 euro l’anno. Siamo stabilizzati su un livello +34% rispetto al 2021. Non è ciclico, è strutturale.
La maggioranza delle famiglie è nel mercato libero, dove il prezzo finale parte dal PUN. Il mercato all’ingrosso non è tornato ai livelli pre-crisi, e gli oneri generali di sistema, azzerati in emergenza, sono stati ripristinati.
La lettura immediata è che il Governo abbia penalizzato le utility. La lettura più interessante, secondo Debach, è un’altra: il mercato ha reso visibile un rischio regolatorio che esisteva già. Le bollette non sono mai tornate ai livelli del 2021 e prima o poi qualcuno sarebbe intervenuto sui meccanismi di formazione del prezzo.
Un rischio non prezzato è il più pericoloso in portafoglio. Un rischio prezzato, anche se doloroso, diventa misurabile. E per i mercati, conclude Debach, a misurabilità è già un passo verso la normalizzazione.
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