Oggi la Commissione Europea ha presentato la proposta di revisione dell’EU ETS, il sistema europeo di scambio delle quote di emissione che costituisce lo strumento cardine della politica climatica dell’Unione per i settori dell’energia, dell’industria energivora, dell’aviazione e del trasporto marittimo.
Questa riforma arriva dopo l’adozione del nuovo obiettivo di riduzione netta delle emissioni del 90% entro il 2040 e in un contesto segnato dalle preoccupazioni per la competitività industriale europea, messe a dura prova dagli shock energetici degli ultimi anni e dall’aumento dei costi dell’energia. La proposta mira a un delicato equilibrio tra il mantenimento di un segnale di prezzo credibile sulla CO₂ e la necessità di non penalizzare eccessivamente le imprese europee, soprattutto quelle a rischio di delocalizzazione.
Cosa cambia con la riforma?
La revisione interviene su diversi pilastri tecnici del sistema. Il Linear Reduction Factor, o LRF, che determina la riduzione annuale del cap totale delle emissioni, passerà dall’attuale 4,3% annuo fino al 2027 e 4,4% dal 2028 a un ritmo più contenuto di circa 3,7% a partire dal 2031, per poi scendere ulteriormente all’1,7% dal 2036.
Questo rallentamento permetterà al cap di non azzerarsi intorno al 2039-2040 come previsto dalle regole attuali, estendendo di fatto la vita operativa del sistema oltre il 2040 e allineandolo meglio al nuovo orizzonte climatico del 2040. Parallelamente vengono introdotte misure per aumentare le quote gratuite assegnate alle industrie esposte alla concorrenza internazionale, con un’estensione fino al 2038 per alcuni settori coperti dal CBAM invece della scadenza originaria del 2034.
Queste quote aggiuntive, stimate in un valore di circa 6 miliardi di euro, saranno vincolate a piani concreti di decarbonizzazione: l’80% verrà assegnato in anticipo alle aziende che presentano progetti di investimento green in Europa, mentre il restante 20% sarà rilasciato solo al raggiungimento degli obiettivi. La Commissione Europea propone inoltre regole più stringenti sull’utilizzo dei ricavi dell’EU ETS, che dal 2013 hanno generato circa 260 miliardi di euro complessivi: almeno il 50% dovrà essere destinato a investimenti per la decarbonizzazione industriale. Viene inoltre prevista un’espansione del sistema a imbarcazioni più piccole e a voli internazionali in partenza dall’Europa verso destinazioni fino a 5.000 chilometri.
L’impatto per l’Italia
L’Italia risulta particolarmente esposta agli effetti dell’EU ETS nel settore elettrico. Le centrali a gas, che non beneficiano più di quote gratuite da diversi anni, devono acquistare tutte le EUA sul mercato e, fungendo spesso da tecnologia marginale nel merito d’ordine, trasferiscono integralmente il costo della CO₂ sul PUN, il prezzo unico nazionale dell’elettricità all’ingrosso.
Le stime più consolidate indicano che questo componente incide attualmente per circa 25-30 euro per megawattora sul PUN, contribuendo in modo significativo alla formazione del prezzo finale pagato da famiglie e imprese. In questo contesto il governo italiano ha varato nel febbraio 2026 il Decreto Bollette, che introduce un meccanismo di rimborso ai produttori termoelettrici a gas dei costi sostenuti per le quote di emissione, con l’obiettivo dichiarato di abbassare il PUN di 25-30 euro per megawattora.
La misura, accompagnata anche da un aumento dell’aliquota IRAP del 2% per le società energetiche per gli esercizi 2026 e 2027, ha suscitato forti perplessità sulla sua compatibilità con le regole europee, poiché potrebbe indebolire l’incentivo alla decarbonizzazione e generare distorsioni nel mercato interno.
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Cosa cambia per le azioni nel settore dell’energia?
Una riduzione strutturale del PUN si ripercuote direttamente sui ricavi delle società di generazione, soprattutto di quelle con forte esposizione al segmento merchant e alle rinnovabili. Le analisi degli operatori di mercato quantificano gli impatti in modo differenziato a seconda del mix produttivo e del grado di integrazione retail.
Per ogni calo di 10 euro per megawattora nei prezzi all’ingrosso, Enel registrerebbe una contrazione dell’EBITDA intorno all’1% del totale di gruppo e una riduzione dell’utile netto di circa il 2,2%, pari a circa 170-200 milioni di euro nel periodo di riferimento. La società, pur essendo la più grande utility italiana con un portafoglio diversificato tra rinnovabili, termoelettrico e attività retail sia in Italia che all’estero, rimane sensibile al mercato domestico merchant, anche se la diversificazione geografica e la presenza di contratti a lungo termine mitigano in parte l’effetto. In uno scenario più severo con un calo di 30 euro per megawattora, l’impatto sull’utile netto di Enel potrebbe attestarsi intorno al 6,5%.
A2A, con un mix di generazione più orientato verso idroelettrico e termico oltre alle rinnovabili, risulta più vulnerabile: lo stesso calo di 10 euro per megawattora si traduce in una perdita di EBITDA stimata in circa 60 milioni di euro, pari al 2,4% dell’EBITDA atteso per il periodo 2027-2030, e in una riduzione dell’utile netto di circa 40 milioni, equivalente al 5,7%. In uno scenario di forte compressione dei prezzi l’impatto sull’utile netto potrebbe arrivare fino al 17%. La società ha già subito pressioni azionarie significative in seguito all’annuncio del Decreto Bollette, riflettendo la sua maggiore esposizione al segmento power domestico.
Ancora più penalizzata risulta ERG, che opera quasi esclusivamente nel segmento delle rinnovabili eolico e solare con un’esposizione prevalentemente merchant. Per ogni 10 euro di riduzione del PUN l’impatto sull’EBITDA è stimato intorno al 2,5%, rendendo la società particolarmente sensibile a qualsiasi misura che abbassi il prezzo di cattura delle rinnovabili. Società integrate a livello locale come Iren e Hera subiscono impatti moderati, generalmente nell’ordine dell’1% dell’EBITDA per variazioni analoghe, grazie al maggior peso delle attività regolate e del retail. Eni, attraverso la controllata Plenitude, presenta un’esposizione più contenuta al power merchant italiano, con un impatto stimato limitato intorno all’1% sull’IRAP aggiuntiva e una minore sensibilità diretta al PUN.
Cosa aspettarsi nei prossimi mesi?
Nel breve termine la combinazione tra la riforma più flessibile dell’EU ETS e le misure nazionali del Decreto Bollette esercita una pressione ribassista sui titoli delle utility con forte esposizione alle rinnovabili merchant in Italia. I mercati hanno già scontato parte di questi rischi, con cali azionari osservati nelle settimane successive all’annuncio del decreto e in concomitanza con i rumors sulla revisione europea.
Nel medio-lungo periodo, tuttavia, un EU ETS che mantenga un prezzo della CO₂ stabile e credibile rimane un alleato fondamentale per le utility che investono massicciamente in rinnovabili, reti, storage e flessibilità. Una revisione eccessivamente accomodante rischierebbe invece di indebolire i segnali di prezzo, rallentando gli investimenti nella transizione e creando incertezza per gli operatori che hanno già allocato capitali significativi verso asset a basse emissioni.
L’Italia si trova in una posizione complessa: da un lato deve tutelare la competitività del proprio tessuto industriale energivoro e contenere il costo dell’energia per famiglie e imprese, dall’altro non può permettersi di indebolire gli incentivi alla decarbonizzazione in un Paese che dipende ancora in misura rilevante dal gas per la generazione elettrica. La riforma presentata dalla Commissione Europea rappresenta un compromesso politico che riflette queste tensioni, con la Commissione che cerca di preservare l’integrità del sistema pur introducendo flessibilità richieste da diversi Stati membri. Le negoziazioni in Consiglio e Parlamento Europeo, che si protrarranno per tutto il 2026 e il 2027, saranno decisive per definire il testo definitivo e le sue ricadute concrete sui mercati energetici nazionali.
