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Per le utility italiane l’applicazione di un tetto al prezzo del gas, allo studio del governo davanti alla nuova fiammata sui mercati energetici, non sarebbe del tutto indolore. Il mercato ha iniziato a interrogarsi sulle conseguenze per i bilanci e i piani delle società del settore, mentre si scommette su nuovi rialzi, come nell’analisi di Barclays.
La misura sul tavolo è un price cap per il gas impiegato dalle centrali termoelettriche, che ridurrebbe il costo marginale della generazione e, di riflesso, il prezzo all’ingrosso dell’elettricità. L’ipotesi si innesta nel percorso aperto dal decreto Bollette e nella consultazione avviata da Arera a giugno 2026, superando la proposta discussa inizialmente, cioè l’intervento sulla componente Ets nelle offerte delle centrali.
Per il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, l’Italia è pronta anche ad affrontare un contenzioso con la Commissione Europea, come ha dichiarato il 20 settembre al quotidiano La Repubblica.
Secondo Equita, un primo livello di confronto con Bruxelles potrebbe collocare l’eventuale soglia a 80 euro/Megavattora. Per il broker, tuttavia, un tetto di questa entità avrebbe effetti modesti: lascerebbe il prezzo elettrico potenzialmente vicino a 200 euro/Mwh, quindi non distante dai livelli attuali, compresi tra 220 e 230 euro/Mwh.
Lo scenario più incisivo, nella lettura degli analisti, sarebbe perciò un massimale di 40 euro/Mwh, sulla falsariga della misura adottata dalla Spagna nel 2022, nel pieno della cirsi Russi-Ucraina. Spagna e Portogallo ottennero allora l’autorizzazione della Commissione Europea a fissare, per i primi sei mesi, un prezzo calmierato di 40 euro/Mwh sul gas acquistato dalle centrali, poi progressivamente innalzato fino a 70 euro/MWh. Nel caso italiano, secondo i calcoli di Equita, un cap a 40 euro porterebbe il prezzo dell’elettricità attorno a 120 euro/Mwh.
Sarebbe una quota inferiore ai valori oggi espressi dalle curve fino al primo trimestre 2027 (le stime di Intesa SanPaolo ipotizzano nuovi picchi), ma ancora superiore alle ipotesi di medio termine incorporate nei piani industriali: 85 euro/Mwh per Enel e circa 100 euro/Mwh per le multiutility. Da qui la conclusione del broker: il rischio sui risultati operativi sarebbe circoscritto, perché le società hanno già coperto tra il 60% e l’85% della produzione 2027, a prezzi nell’ordine di 100-110 euro/Mwh. Un cap a 40 euro, osserva Equita, limiterebbe soprattutto l’ulteriore rialzo potenziale, senza intaccare le assunzioni di piano.
Il punto più delicato sarebbe invece finanziario. Se una misura amministrativa attenuasse i ricavi e i benefici del rialzo dei prezzi, resterebbero per i gruppi della generazione e del retail gli effetti sul capitale circolante: maggiori esborsi per l’approvvigionamento delle commodity, possibili ritardi nei pagamenti delle bollette e fabbisogno più elevato di garanzie sugli hedge. Equita segnala quindi un impatto più rilevante sul debito e sul profilo di bilancio che sull’ebitda.
L’incertezza regolatoria, insieme al rialzo dei tassi, resta perciò un fattore negativo per il settore, con esposizione maggiore per Enel, A2A, Iren e Hera. Più difensive, nella lettura degli analisti, le società che hanno un’attività prevalentemente regolata: Terna, Snam, Italgas, Ascopiave e Acea. Sul tavolo restano anche incentivi alle pompe di calore e agli accumuli per le rinnovabili. (riproduzione riservata)