-4,24
Peggiora il set di provvedimenti straordinari approvato dal governo a sostegno della finanziaria 2027. Il governo sarebbe intenzionato ad aumentare ulteriormente l'addizionale Irap a carico delle imprese energetiche.
Il decreto Bollette di febbraio aveva già fissato per il 2027 un incremento di 2 punti, portando l'aliquota regionale dal 3,9% al 5,9%. La nuova proposta porterebbe ora l'addizionale 2027 al 5% rispetto al 2% precedente e introdurrebbe un'addizionale del 3% anche nel biennio 2028-2029 (rispetto al 2% ipotizzato pochi giorni fa).
Secondo le stime circolate dopo il Cdm il gettito sarebbe di 700 milioni. Alle società soggette a regolamentazione sarebbe, inoltre, vietato trasferire l'onere derivante da tale maggiorazione sui clienti finali attraverso i meccanismi tariffari previsti dalla regolazione.
A detta di Equita si tratta di una notizia negativa per tutto il settore che vale il 5% degli utili 2027 (di cui il 2% per la prima addizionale) e il 3% sugli utili 2028-29 per il settore integrate/utility locali, quindi per Enel -0,46% a 9,27 euro in borsa il 2 novembre, A2A -2,5% a 2,34 euro, Iren -2,37% a 2,39 euro, Hera +0,11% a 3,65 euro, Acea -0,19% a 21,04 euro. Circa l’8/9% degli utili 2027 (di cui 3/4% per la prima addizionale) e circa il 4%/5% sugli utili 2028-29 per il settore regolato, ovvero Terna -0,46% a 9,55 euro, Snam +0,29% a 6,17 euro, Italgas +0,49% a 8,99 euro e Ascopiave -0,34% a 2,93 euro.
A valle del rimpasto del suo portafoglio Equita il 2 novembre ha ridotto il peso complessivo del segmento delle utility ed Hera esce dal portafoglio raccomandato. «Manteniamo comunque la visione positiva e la raccomandazione a buy sull’azione con un target price a 4,80 euro», precisa la sim.
Anche per Banca Akros si tratta chiaramente di una notizia negativa che conferma il crescente rischio regolatorio in Italia. Ecco quindi l’impatto della manovra sugli utili 2026 e il 2027 delle utility (si veda la tabella sotto): supera il 3% dell’utile nel 2026 nel caso di A2A (3,1%), Terna (3,6%) e Italgas (3,3%); va invece oltre il 4% dell’utile 2027 nel caso di Erg (4,3%), A2A (4,6%), Snam (4,1%) e Italgas (4,7%). Meno impattate nel 2026, viceversa, Acea (1,6%), Hera (1,9%) come nel 2027: 2,7% e 2,8% rispettivamente. Infine Enel il 2,1% dell’utile 2026 e il 3% di quello 2027.
Invece è stata rinviata la discussione sull’approvazione del price-cap al prezzo del gas per la produzione termoelettrica. Il rinvio sarebbe dovuto alla necessità di approfondire i meccanismi di finanziabilità e la distribuzione/impatto sui clienti che hanno un contratto a prezzo fisso nonché gli eventuali meccanismi distorsivi dei flussi di gas transfrontalieri (considerata l’alta interconnessione del mercato Italiano con il resto dell’Europa).
Il price cap sul gas limita potenzialmente il prezzo elettrico a circa 150 euro/MWh per i prossimi 12-18mesi (durata della misura), comunque decisamente sopra le stime del piano strategico delle società energetiche (circa 100euro/MWh). Per cui Equita ha stimato che la misura possa contribuire ad abbassare il costo dell’elettricità all’ingrosso rispetto ai 230 euro/MWh attuali e 170 euro/MWh della curva forward del primo trimestre del 2027, senza impatti significativi sulle società del settore. «Riteniamo che la misura verrà approvata nelle prossime settimane a valere da gennaio 2027», precisa la sim.
Sarebbero, infine, allo studio ulteriori misure di sostegno degli investimenti di settore tra cui un contributo in conto capitale per gli investimenti sull’ampliamento degli invasi per produzione idroelettrica; un pacchetto di 700 milioni di sostegno allo sviluppo del biometano tra contributi e incentivi (circa 1/3 della dotazione prevista dal primo meccanismo di sostegno introdotto con il Pnrr); l’approvazione di un ulteriore meccanismo in particolare sui gas alternativi.
La manovra stanzia 200 milioni di euro nel 2028 e 300 milioni di euro annui nel biennio 2029-2030 per sostenere interventi di manutenzione, riqualificazione e ripristino degli invasi idroelettrici. L'obiettivo è accelerare gli interventi necessari a ripristinare la piena funzionalità degli invasi idroelettrici. Il provvedimento, tuttavia, non specifica i criteri di ripartizione dei finanziamenti tra i diversi progetti e operatori.
L'energia elettrica prodotta dagli impianti idroelettrici già in esercizio alla data di entrata in vigore della norma dovrà essere contrattualizzata con il Gse attraverso contratti per differenza bidirezionali, per una quota compresa tra un minimo del 50% e un massimo dell'80% della produzione. Arera definirà le modalità applicative e i relativi criteri attraverso una o più delibere.
Il meccanismo è finalizzato sia a consentire il recupero dei costi sostenuti dai produttori, sia a garantire che i benefici derivanti dalla misura siano trasferiti ai clienti finali attraverso una riduzione dei costi dell'energia elettrica. Il testo non specifica la percentuale esatta di produzione da assoggettare ai contratti, all'interno dell'intervallo compreso tra il 50% e l'80%.
I contratti avranno una durata di 20 anni e, in caso di subentro di un nuovo concessionario, saranno trasferiti al concessionario successivo. La remunerazione sarà determinata sulla base dei costi medi efficienti dei singoli impianti interessati da ciascun contratto, inclusi i canoni concessori. Il provvedimento introduce quindi un criterio di remunerazione basato sui costi specifici di ciascun impianto, anziché un prezzo uniforme per tutta la produzione idroelettrica. La metodologia di calcolo dettagliata sarà definita sempre da Arera.
Per promuovere la concorrenza nel mercato elettrico, Arera potrà prevedere che il Gse rivenda l'energia elettrica oggetto dei contratti per differenza, anche attraverso contratti a termine con una durata massima di cinque anni. Sia le controparti sia le condizioni economiche saranno individuate attraverso procedure competitive.
«Si crea quindi una distinzione tra i contratti ventennali stipulati con i produttori idroelettrici e i contratti, potenzialmente di durata inferiore, utilizzati per collocare l'energia sul mercato. I ricavi derivanti dalla vendita dell'energia contrattualizzata saranno destinati alla riduzione degli oneri generali di sistema elettrico», spiega Banca Akros secondo cui la proposta rappresenta un potenziale rischio significativo al ribasso per i produttori idroelettrici, poiché sostituisce i ricavi legati ai prezzi di mercato con una remunerazione basata sui costi per una quota compresa tra il 50% e l'80% della produzione, per una durata di 20 anni».
Il meccanismo potrebbe quindi determinare una compressione significativa dei margini, anche se l'entità dell'impatto dipenderà dalla metodologia di determinazione dei prezzi che sarà definita da Arera. Tra le società coperte da Banca Akros e maggiormente esposte alla produzione idroelettrica figurano Enel: 16 TWh di produzione idroelettrica che, secondo le stime della banca d’affari, contribuiscono per il 5% all'ebitda; A2A: 4 TWh con un contributo stimato pari al 15% dell'ebitda; Iren: 1 TWh con un contributo stimato pari al 5% dell'ebitda. (riproduzione riservata)