23 Febbraio 2026 
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Il decreto energia pensato per alleggerire le bollette sta producendo l’effetto opposto sui listini: il 16 febbraio Enel ha ceduto circa l’1,6% e A2A l’1% in una seduta comunque positiva per il Ftse Mib. Il 19 febbraio le vendite si sono intensificate, con Enel a -4,19% e A2A a -3,92%. Gli operatori temono che un intervento sul mercato energetico riduca ricavi e marginalità dei generatori, soprattutto rinnovabili, e che l’impianto debba passare da Bruxelles. Il punto non è solo la reazione di Borsa, ma la nuova incertezza su profitti, investimenti e dividendi.
Reazione del mercato e nodi regolatori
Le vendite sui principali fornitori di energia elettrica
si sono concentrate quando è emersa l’ipotesi di “disaccoppiare” dai prezzi all’ingrosso parte dei costi della CO₂, con un
possibile effetto di compressione del Prezzo unico nazionale.
Secondo una nota di Banca Akros, simulazioni su un taglio di 10 euro/MWh e di 27 euro/MWh mostrano che la riduzione del Pun
penalizzerebbe chi ha esposizione a idroelettrico, eolico e solare, per il semplice fatto che incassa un prezzo più basso per la stessa produzione.
Nel frattempo, il dossier si intreccia con le richieste degli energivori. In un incontro a Milano tra A2A, Edison, Regione Lombardia e
rappresentanze industriali:
-
È tornata sul tavolo la proposta della “quarta via” sulle concessioni idroelettriche, con l’obiettivo di legare il tema
delle concessioni a ricadute industriali locali. -
La cessione del 15% della produzione a prezzo calmierato alle imprese del territorio viene presentata come leva per attenuare
l’impatto del costo dell’energia elettrica sul tessuto produttivo. -
Il nodo resta il bilanciamento tra sconti in bolletta e remunerazione degli asset, perché un prezzo più basso per la stessa energia
cambia l’equilibrio economico delle infrastrutture.
Impatti stimati su utili e dividendi
Le misure già quantificabili pesano subito sui conti. Il decreto, nella lettura di diversi analisti, introduce
un’addizionale Irap del 2% per due anni su generazione, reti e retail. Equita stima
un impatto sull’utile nell’ordine di -1,5%/-2% per
Enel, A2A,
Iren, Hera e Acea e
di -3%/-4% per le regolate come Terna, Snam e Italgas, con il rischio che una norma temporanea diventi strutturale e alzi
il premio per il rischio richiesto dal mercato.
Il fronte più temuto resta però quello dei prezzi. Se l’eliminazione del costo ETS dal pricing delle centrali a gas ottenesse
il via libera Ue, i prezzi all’ingrosso potrebbero scendere fino a 25-30 euro/MWh. Nello scenario più severo, Santander stima
che l’utile netto possa ridursi fino al 17% per A2A e al 6,5% per Enel, con effetti a catena sulla capacità di distribuire
dividendi e sostenere piani di investimento.
Equilibri europei e scelte industriali
La variabile Bruxelles è centrale: il rimborso o la sterilizzazione dei costi CO₂ richiede compatibilità con le regole sugli aiuti
di Stato e con l’architettura ETS. Proprio questa incertezza di “timing” alimenta la volatilità: il decreto può promettere benefici ai clienti finali,
ma per le aziende introduce un orizzonte meno leggibile. Come è stato osservato,
“aumenta il rischio regolatorio”, e la formula è diventata la sintesi della giornata di Borsa.
Nel breve, i benefici potrebbero spostarsi verso i settori manifatturieri ad alta intensità energetica, mentre le utility cercano di difendere margini
con mix di produzione, coperture e revisione dei piani. Nel medio, la partita sarà sulla stabilità delle regole:
interventi episodici rischiano di alzare il costo del capitale e rallentare la transizione. Per questo, anche le stime di Santander
vengono lette più come stress test che come sentenza: indicano dove il sistema si rompe se la politica dei prezzi sostituisce quella degli incentivi.
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