Utility, col decreto bollette si rischia un taglio fino al 3% sull’Eps

Accontentato il fronte dei consumatori, e nemmeno troppo a giudicare da alcune dichiarazioni, con l’innalzamento del bonus a 115 euro e lo sconto volontario che i fornitori potranno applicare al costo di luce e gas, è sempre più evidente chi pagherà davvero il conto delle misure approvate il 18 febbraio. Stavolta, come confermano gli analisti e gli scivoloni in borsa, il peso grava quasi interamente su produttori e utility, stangati prima di tutto dall’aumento dell’Irap (+ 2%). All’indomani del via libera del Consiglio dei ministri, il Ftse Italia All-Share Utilities ha lasciato sul terreno quasi il 3%, rispetto al -1,2% del Ftse Mib.

Leggi anche: Decreto bollette, Tabarelli (Nomisma Energia): spremere le utility è sempre sbagliato

I paletti per le imprese dell’energia

Chi pensasse che le imprese del settore potranno rivalersi sulle bollette dovrà ricredersi, per almeno due motivi: il danno d’immagine che ne deriverebbe, e più semplicemente l’impossibilità di creare una posta ad hoc sul conto energetico. Per far sentire tutta la pressione sul settore, inoltre, è prevista anche una stretta dei controlli da parte dell’Arera, l’Autorità per l’Energia. «Il decreto nasce per rispondere alle proteste degli industriali. Ed è comprensibile: pagare energia più cara rispetto ad altri Paesi europei è un problema reale di competitività», commenta Giorgio Tomassetti, ad di Octopus Energy Italia, «Ma questo decreto non abbassa il costo dell’energia in modo strutturale: riorganizza chi lo paga».

• Leggi anche: Dl bollette, il governo aumenta l’Irap per chi produce e fornisce energia: atteso 1 miliardo in tre anni

Per finanziare misure che valgono fino a cinque miliardi di euro, il governo ha scelto una formula mista che combina la maggiore tassazione agli impatti commerciali per le aziende del settore Oil&Gas e delle utility, in aggiunta alla ridistribuzione delle risorse proprie, come nel caso degli incassi dalle vendite dello stock di metano acquistato come riserva extra nel 2022, nei primi mesi della crisi Russia-Ucraina.

• Leggi anche: L’energia a Piazza Affari vale 220 miliardi. L’analisi Comar: da Enel a Terna ecco chi è salito di più

Il conto per le utility

Il contraccolpo, secondo gli analisti, potrà costare alle utility fino al 17% dei profitti. Non solo a causa dell’addizionale regionale, ma anche di altri interventi disposti dal decreto. Nell’analisi di Intesa Sanpaolo, per esempio, le misure con il principale impatto sono tre: un aumento del 2% dell'aliquota Irap per il periodo 2026-28 (per un totale di 1 miliardo di euro); l'eliminazione della componente Ets (Co2) dai prezzi finali dell'energia elettrica, con l'effetto negativo sui produttori termoelettrici (che dovrebbe essere neutralizzato attraverso un meccanismo di compensazione per il gas acquistato e utilizzato); una parziale sterilizzazione dello spread Ttf-Psv, che dovrebbe portare a una marginale riduzione indiretta dei prezzi dell'energia elettrica.

In generale, gli analisti addebitano la reazione negativa del settore sia al potenziale impatto delle misure, sia a un peggioramento del sentiment di mercato. Mentre l’impatto della rimozione dell'Ets necessita di verifica anche in un contesto europeo, per l’aumento dell’aliquota Irap le simulazioni preliminari fanno prevedere un potenziale impatto negativo medio dell’Eps sui titoli italiani del settore di circa il 3% nel periodo 2026-27, che corrisponde a una capitalizzazione di mercato cumulata media di circa lo 0,4-0,5%.

• Leggi anche: Utility, Enel e Iberdola reggeranno meglio l’aumento degli investimenti. Ecco perchè

Anche per Equita, l’effetto più misurabile del decreto è l’aumento dell’Irap, che potrebbe avere impatti sull’utile nell’ordine del -1.5%/-2% per Enel, A2A, Iren, Hera ed Acea e fino al -3%/-4% per le regolate Terna e Italgas, mentre per Snam è da valutare l’eventuale applicazione solo allo stoccaggio, che implicherebbe un contraccolpo inferiore all’1% dell’utile. La norma, però, secondo la banca d’affari aumenta il rischio regolatorio alla luce della possibilità che la misura venga mantenuta nel tempo.

Anche eToro vede un rischio regolatorio. «La lettura più immediata è che il governo abbia penalizzato le utility, cambiando le regole. La lettura più interessante è un’altra. Il mercato ha reso visibile un rischio regolatorio che esisteva già. Le bollette non sono mai davvero tornate ai livelli del 2021 e prima o poi qualcuno avrebbe dovuto intervenire sui meccanismi di formazione del prezzo. Un rischio non prezzato è il più pericoloso in portafoglio. Un rischio prezzato, anche se doloroso, diventa misurabile».

Enel in recupero, attesa per il piano

Intanto, la seduta del 20 febbraio ha mostrato segni positivi: in luce Acea (+3,2%) ed Hera (+ 2%). Bene anche Enel (+1,4%), prossima alla presentazione del nuovo piano strategico col ceo Flavio Cattaneo, il 23 febbraio a Milano.

Se è lecito aspettarsi che a tenere banco sarà anche l’ìmpatto del decreto Energia, dalle anticipazioni della vigilia emerge qualche indiscrezione sulle strategie. Secondo quanto riporta Bloomberg, Enel potrebbe rafforzare gli investimenti su Europa e Stati Uniti, individuati come mercati con maggiore stabilità del quadro regolatorio e visibilità sui ritorni. Dopo un lungo periodo di crescita in America Latina, che resta comunque in portafoglio, ci si aspetta quindi che il gruppo concentri nuove risorse in particolare sulle reti elettriche europee e statunitensi.

Si guarda anche a possibili mosse in tema buyback. Il 19 febbraio, infatti, Enel ha concluso il programma avviato il 12 gennaio 2026, acquistando 3,2 milioni di azioni per un controvalore di 29,3 milioni euro e portando il totale delle azioni possedute a 136,7 milioni, pari all’1,34% circa del capitale. (riproduzione riservata)