{"id":1230670,"date":"2026-02-20T13:01:31","date_gmt":"2026-02-20T11:01:31","guid":{"rendered":"https:\/\/www.etoro.com\/?p=1230670"},"modified":"2026-02-20T13:01:31","modified_gmt":"2026-02-20T11:01:31","slug":"decreto-bollette-2026-impatto-borsa-utilities-enel","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.etoro.com\/it\/news-and-analysis\/market-insights\/decreto-bollette-2026-impatto-borsa-utilities-enel\/","title":{"rendered":"Decreto Bollette: perch\u00e9 il mercato ha punito le Utilities italiane (e i veri numeri su Enel e A2A)"},"content":{"rendered":"

C’\u00e8 qualcosa di quasi teatrale nel modo in cui i mercati reagiscono alle notizie che gi\u00e0 conoscono. Il Decreto Bollette era nell’aria da giorni, le bozze circolavano, i prezzi forward dell’elettricit\u00e0 italiana avevano gi\u00e0 perso quasi il 15% in febbraio, sette sedute di riposizionamento silenzioso prima ancora che il Consiglio dei Ministri si riunisse.<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Eppure, quando il 18 febbraio il decreto \u00e8 diventato ufficiale, il 19 il mercato ha comunque sentito il bisogno di vendere. FTSE Italia All-Share Utilities -2,93%. FTSE MIB -1,22%. Un movimento che, preso isolatamente, non ha nulla di eccezionale. Cali simili per l\u2019indice italiano delle utilities si sono verificati il 4 e 7 aprile 2025, il 20 gennaio 2025, il 14 giugno 2024 e il 21 settembre 2023, solo per citarne alcune. Una statistica che non grida allo shock.<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Eppure, c\u2019\u00e8 una differenza sottile. \u00c8 come se il mercato avesse avuto bisogno di un passaggio formale. Finch\u00e9 il rischio resta nelle bozze, nelle indiscrezioni, nei corridoi, \u00e8 gestibile. Quando diventa atto pubblico, nero su bianco, cambia di stato. Non perch\u00e9 sia nuovo, ma perch\u00e9 \u00e8 ufficiale. E solo ci\u00f2 che \u00e8 ufficiale pu\u00f2 essere scontato fino in fondo.<\/span><\/p>\n

La logica, infatti, \u00e8 pi\u00f9 semplice di quanto sembri. I mercati non si sorprendono della direzione, si aggiornano sulla portata. E la portata di questo decreto era difficile da quantificare finch\u00e9 non si leggeva il testo: un’addizionale IRAP del 2%, un meccanismo di disaccoppiamento ETS che Bloomberg ha definito una “sweeping overhaul” del mercato elettrico, la nebbia regolatorio che inevitabilmente ne segue. Enel -3,59%, A2A -2,21%, Hera -1,40%. Il comparto utilities, che rappresenta il 15,28% della capitalizzazione del FTSE MIB, il secondo settore per peso dopo le banche (quest\u2019ultimo pari al 41%), ha cominciato a fare i conti con un rischio che esisteva ma non aveva ancora un numero preciso davanti.<\/span><\/p>\n

E il mercato ha guardato cos\u00ec dall’altra parte del tavolo, quella dei produttori. E l\u00ec i numeri sono pi\u00f9 difficili da ignorare. Le prime simulazioni riportate, che leggo oggi sull\u2019articolo di Elena Dal Maso su Milano Finanza, mettono cifre concrete su questa redistribuzione. Secondo Santander il nodo centrale \u00e8 la riduzione strutturale dei prezzi all’ingrosso. Il differenziale tra il gas italiano e il TTF olandese, storicamente 2-5 euro per MWh, verrebbe compresso attraverso il taglio dei costi di trasmissione, con un effetto stimato di 4-10 euro per MWh sul prezzo finale. Con un’ipotesi di prezzi a 95 euro per MWh nel 2027 e 92 euro dal 2028, ogni taglio di 10 euro per MWh pesa in modo diverso a seconda di chi lo subisce. Per A2A: circa 60 milioni in meno di EBITDA, il 2,4% di quello atteso nel periodo 2027-2030, e circa 40 milioni di utile netto, pari al 5,7%. Per Enel: 200-250 milioni di EBITDA, circa l’1% del totale di gruppo, e 170 milioni di utile netto, pari al 2,2%. A questo si aggiunge l’aumento dell’aliquota IRAP dal 3,9% al 5,9%, che vale altri 22 milioni per A2A e 170 milioni per Enel. In uno scenario pi\u00f9 severo, riduzione di 30 euro per MWh, l’utile potrebbe ridursi del 17% per A2A e del 6,5% per Enel. Citi conferma la pressione sulla redditivit\u00e0 di Enel, sia in Italia sia in Spagna tramite Endesa. Equita stima un impatto 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. Il mercato non ha reagito a un titolo di giornale. Ha reagito a un modello di business che cambia in modo strutturale.<\/span><\/p>\n

Dietro la vendita, per\u00f2, non c’era panico. C’era lettura. Il decreto si articola su tre assi, e il mercato li ha pesati in modo molto diverso.<\/span><\/p>\n

Il primo \u00e8 la sovrattassa IRAP del 2% per il biennio 2026-2027. \u00c8 un costo definito, temporaneo, modellizzabile. Fastidioso, ma quantificabile.<\/span><\/p>\n

Il secondo \u00e8 la riduzione dello spread PSV-TTF, con interventi sui costi di trasporto. Impatto contenuto, gi\u00e0 in parte atteso.<\/span><\/p>\n

Il terzo \u00e8 il vero punto di frizione: il disaccoppiamento dei costi ETS dal prezzo wholesale. L’idea \u00e8 rimborsare alle centrali a gas il costo dei permessi di emissione. Poich\u00e9 il gas \u00e8 price setter nel mercato italiano, togliere il costo della CO\u2082 significa abbassare il PUN di 25-30 euro per MWh, con quote intorno ai 70 euro per tonnellata.<\/span><\/p>\n

C’\u00e8 poi il profilo giuridico. Un meccanismo di compensazione selettiva ha elevate probabilit\u00e0 di essere qualificato come aiuto di Stato. Serve l’approvazione della Commissione Europea. Ma i mercati non aspettano Bruxelles.<\/span><\/p>\n

Il punto centrale \u00e8 che il Governo non ha inventato il problema. Lo ha ereditato, e si \u00e8 trovato a gestirlo con meno margine di quanto non avesse nel 2022.<\/span><\/p>\n

Ed \u00e8 qui che il tema si allarga.<\/span><\/p>\n

Nel<\/span> secondo trimestre 2021<\/span><\/a>una famiglia tipo pagava 20,83 c\u20ac\/kWh, circa 562 euro l\u2019anno (2.700 kWh annui circa). Era il punto di riferimento mentale. Poi \u00e8 arrivato il picco della crisi energetica, con dicembre 2022 a<\/span> 66,01 c\u20ac\/kWh<\/span><\/a>. Oggi la tariffa per i vulnerabili nel<\/span> primo trimestre 2026<\/span><\/a> \u00e8 27,97 c\u20ac\/kWh. A parit\u00e0 di consumo, significa circa 755 euro l\u2019anno.<\/span><\/p>\n

Non siamo tornati alla normalit\u00e0. Ci siamo stabilizzati su un nuovo livello pi\u00f9 alto, circa +34% rispetto al 2021. \u00c8 una differenza strutturale, non ciclica.<\/span><\/p>\n

La maggioranza delle famiglie \u00e8 per\u00f2 nel mercato libero, e l\u00ec il prezzo finale parte dal PUN. Il mercato all\u2019ingrosso non \u00e8 mai tornato ai livelli pre-crisi. A questo si aggiunge il ripristino degli oneri generali di sistema, azzerati in emergenza e poi reintrodotti.<\/span><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

La lettura pi\u00f9 immediata \u00e8 che il Governo abbia penalizzato le utility, cambiando le regole. La lettura pi\u00f9 interessante \u00e8 un\u2019altra. Il mercato ha reso visibile un rischio regolatorio che esisteva gi\u00e0. 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.<\/span><\/p>\n

Un rischio non prezzato \u00e8 il pi\u00f9 pericoloso in portafoglio.<\/span><\/p>\n

Un rischio prezzato, anche se doloroso, diventa misurabile.<\/span><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

C’\u00e8 qualcosa di quasi teatrale nel modo in cui i mercati reagiscono alle notizie che gi\u00e0 conoscono. Il Decreto Bollette era nell’aria da giorni, le bozze circolavano, i prezzi forward dell’elettricit\u00e0 italiana avevano gi\u00e0 perso quasi il 15% in febbraio, sette sedute di riposizionamento silenzioso prima ancora che il Consiglio dei Ministri si riunisse. 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