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Il governo italiano ha annunciato il 16 ottobre di aver raggiunto un accordo con la Commissione Ue sull’attuazione delle misure previste dal decreto-legge bollette. La trattativa con Bruxelles verteva, in particolare, sul limite al prezzo del gas per le centrali termoelettriche che poi si riverbera anche sulle bollette elettriche. L’accordo riguarda il decreto-legge Bollette 21/2026 e arriva dopo mesi di confronto fra Roma e Bruxelles.
Il cap è consentito a 60 euro/MWh, nella fascia bassa del range di 60-65 euro/MWh riportato la scorsa settimana, e il meccanismo, secondo il ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica dell'Italia, Pichetto Fratin, potrebbe partire dal 1° di gennaio del 2027 per una durata massima di 18 mesi. L’obiettivo è ridurre l’effetto del gas sulla formazione del prezzo all’ingrosso dell’elettricità e quindi il costo sostenuto da famiglie e imprese. La Commissione Europea ha però imposto che l’intervento sia temporaneo e minimizzi le distorsioni sul mercato elettrico europeo. Bruxelles ha richiesto, inoltre, che il beneficio della misura venga interamente trasferito ai consumatori finali.
Il sistema prevede un rimborso ai produttori di energia elettrica da gas del differenziale tra il prezzo di mercato (Ttf o Psv) e il cap di 60 euro/MWh. Ai valori correnti il rimborso è, quindi, di 25 euro/MWh sul prezzo del gas (il 19 ottobre a 89,21 euro/MWh). Il risparmio sul costo di acquisto dovrebbe quindi tradursi in un minor prezzo di vendita dell’energia elettrica.
L’Italia procederà ora alla notifica delle misure temporanee alla Commissione Europea, nell’ambito della normativa Ue sugli aiuti di Stato; la Commissione Ue ne valuterà prioritariamente il contenuto. «La misura deve ancora completare diverse fasi: la notifica, l’esame di seconda fase da parte della Commissione Europea, l’adozione di un nuovo decreto, l’approvazione del Consiglio dei ministri e la definizione delle disposizioni attuative da parte di Arera, l’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente. A nostro avviso, è improbabile che la misura diventi operativa prima dell’inizio del 2027», ricorda Banca Akros.
La proposta di introdurre un tetto al prezzo del gas pari a 60 euro/MWh implica prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso compresi tra 150 e 160 euro/MWh, secondo le stime di Mediobanca Research. «Di conseguenza, riteniamo che la misura proposta dal governo avrebbe un impatto molto limitato sulle utility integrate quotate. Al contempo, potrebbe rappresentare uno strumento per contenere gli extra-profitti elevati che i produttori indipendenti di energia e le altre società energetiche potrebbero cercare di realizzare nell’attuale contesto di prezzi dell’energia particolarmente elevati».
Anche Equita ha stimato che i prezzi di vendita potrebbero scendere dagli attuali 220 euro/MWh a 150 euro/MWh post applicazione del cap.Il rimborso, applicato solo alle centrali a gas, sarà poi finanziato attraverso una nuova componente di bolletta spalmata su tutti i consumi elettrici. L’effetto netto tra rimborso a una sola tecnologia e la distribuzione del costo su una platea più ampia di consumatori ha un effetto netto positivo quantificato dal ministro per l’energia in circa il 10%.
La misura che inizialmente doveva avere una portata più ampia, con un cap ipotizzato a 40 euro/MWh, ha un impatto limitato sulle tecnologie Res (fonti di energia rinnovabile). Su queste produzioni, infatti, le società hanno già venduto circa l’80-90% del 2026 e dal 60% all’80% del 2027 a prezzi intorno a 100-110 euro/MWh, quindi già significativamente sotto i prezzi di borsa.
Il 2028, invece, prezza 120-130 euro/MWh quindi già al di sotto del cap implicito della misura, che comunque avrà valenza temporanea per un massimo di 12 mesi estendibili a 18 (quindi metà 2028), chiarisce Equita. Gli impatti per i produttori di energia rinnovabile sulle quote non coperte del 2027 sono quindi residuali. «A nostro avviso si tratta di un relief regolatorio rispetto alle attese iniziali di un intervento più negativo. Resta ora aperta la partita di eventuali misure di tassazione extra profitti, ancora in discussione e demandate dalla Ee alle decisioni dei singoli Paesi», rammenta Equita.
Il costo legato al cap sul prezzo del gas dovrebbe essere finanziato dai consumatori che beneficeranno del meccanismo. Si tratterebbe di coloro che hanno sottoscritto contratti a prezzo variabile, anche se un calo del Prezzo unico nazionale potrebbe portare a un beneficio per i nuovi contratti a prezzo fisso. Più complessa la situazione per i contratti a prezzo fisso pluriennali e i Power Purchase Agreement sottoscritti nei mesi scorsi.
«Tra i generatori potenzialmente impattati da un calo del prezzo unico nazionale e da una riduzione delle rendite inframarginali Enel, A2A, Iren e i rinnovabili come Erg», indica Intermonte. «Tenuto conto del livello del price cap gas (vicino a 60 euro/MWh, Prezzo unico nazionale implicito a 140 euro/MWh) e delle vendite elettricità forward tra 90-110 euro/MWh, stimiamo un impatto limitato in termini di minori margini per i generatori, eventualmente solo sulla produzione non coperta».
Anche Banca Akros parla di un impatto limitato sulle utility italiane esposte alla generazione elettrica. Con un tetto di 60 euro/MWh, il prezzo all’ingrosso simulato, circa 156 euro/MWh, si colloca nella fascia bassa del nostro precedente intervallo, ma rimane sostanzialmente in linea con il prezzo forward a un anno, rispetto al quale le utility italiane effettuano tipicamente le proprie coperture», precisa la banca d’affari.
È importante sottolineare, fa presente Mediobanca Research, che il prezzo al quale le utility italiane stanno coprendo la produzione prevista per il 2026-2027 si attesta intorno a 110 euro/MWh. Di seguito, il dettaglio delle strategie di copertura delle principali utility italiane.
- Enel (rating outperform e target price a 10,50 euro da parte di Mediobanca Research; potenziale upside in borsa del 13,6% secondo il consenso Bloomberg): la produzione prevista per il 2026-2027 è pari a circa 18 TWh. Per entrambi gli anni, la società copre il 100% della produzione attraverso la propria divisione di vendita e fornitura di energia. Nel suo piano industriale Enel ipotizza un Prezzo unico nazionale per il 2026-2027 pari a 100 euro/MWh.
- A2A (neutral e target price a 2,75 euro, potenziale upside in borsa del 20,2%): la produzione prevista per il 2026-2027 è pari a circa 5 TWh. Per il 2026, la copertura raggiunge l’81% a un prezzo di 113 euro/MWh. Per il 2027 è pari al 70% a 102 euro/MWh. Nel piano industriale la società ipotizza un Prezzo unico nazionale per il 2026-2027 compreso tra circa 100 e 110 euro/MWh.
- Hera (outperform e target price a 4,50 euro; potenziale upside in borsa del 29,1%): la produzione prevista da impianti di termovalorizzazione dei rifiuti per il 2026-2027 è pari a 0,7 TWh. Per il 2026 la copertura è pari al 90% a un prezzo di 103 euro/MWh. Le coperture per il 2027 saranno effettuate nel quarto trimestre di quest’anno. Nel piano industriale la società ipotizza un Prezzo unico nazionale per il 2026-2027 pari a circa 100 euro/MWh.
- Iren (outperform e target price a 3 euro; potenziale upside in borsa del 25,7%): la produzione prevista per il 2026-2027 è pari a circa 1,9 TWh. Per il 2026, la copertura è pari all’80% a un prezzo di 100 euro/MWh. Per il 2027, la copertura raggiunge il 60%, sempre a 100 euro /MWh. Nel piano industriale la società ipotizza un Prezzo unico nazionale per il 2026-2027 pari a circa 100 euro/MWh.
- Erg (neutral e target price a 22 euro; potenziale upside in borsa del 7,4%): la produzione prevista per il 2026-2027 è pari a 1,7 TWh. Per il 2026 la copertura è pari al 90%, mentre per il 2027 raggiunge il 60%. La società non fornisce indicazioni specifiche sui prezzi a cui sono state effettuate le coperture. Inoltre, le ipotesi contenute nel piano industriale delle società indicano prezzi dell’elettricità all’ingrosso in Italia nell’ordine di 100 euro/MWh per il biennio 2026-2027. (riproduzione riservata)