Il governo ha inserito nella manovra di bilancio 2027-2029 una serie di aumenti progressivi dell’aliquota IRAP dedicati al comparto energetico. Dopo il decreto bollette del 21 febbraio 2026, che aveva già portato l’aliquota ordinaria dal 3,9% al 5,9%, a partire dal 2027 le imprese di produzione, distribuzione e fornitura di energia dovranno sostenere un incremento ulteriore di 5 punti percentuali. In termini pratici, la tassazione passa da 5,9% a quasi 11% entro la fine del 2027, ponendo le utility di fronte a un onere fiscale notevolmente più gravoso rispetto al periodo pre-2026.
Gli step programmati: +5, +3 e +3 punti dal 2027 al 2029
La tabella di marcia fiscale prevede tre scatti distinti: nel 2027 +5 punti, nel 2028 un nuovo rialzo di 3 punti e, infine, nel 2029 un ulteriore aumento di altri 3 punti. Il risultato è un inasprimento continuo che si estende per tre esercizi, rendendo la pianificazione finanziaria di medio termine particolarmente complessa per tutte le realtà coinvolte, dalle grandi utility quotate fino alle medie imprese di distribuzione locale.
Conseguenze sui bilanci e sugli utili netti
Poiché l’IRAP si calcola sul valore della produzione netta e non sul risultato d’esercizio, l’aumento dell’aliquota incide direttamente sul cash-flow operativo. Analisi di settore stimano un gettito aggiuntivo di circa 2,6 miliardi di euro in quattro anni, di cui 734 milioni nel solo 2027. Per A2A, ad esempio, il peso fiscale dovrebbe tradursi in un onere di circa 20 milioni di euro nel 2026 (3,1% dell’utile netto atteso) e di 30 milioni nel 2027 (4,6%). Simili pressioni sono attese per Enel e le multi-utility, con una riduzione dell’EPS compresa tra il 2-3% per Enel e il 4-5% per le altre società regolamentate.
Reazioni di mercato: A2A, Hera e le quotazioni azionarie
Il rialzo dell’IRAP ha avuto un impatto immediato sui titoli di borsa. A2A ha registrato una flessione del 3,37%, chiudendo a €2,32, mentre Hera ha perso lo 0,7%, attestandosi a €3,62. L’intero comparto utility ha visto una contrazione della capitalizzazione di mercato compresa tra lo 0,5% e l’1%. Gli analisti sottolineano che la norma vieta il trasferimento dell’onere aggiuntivo sui prezzi o sulle tariffe al consumatore, limitando ulteriormente le opzioni di compensazione per le imprese.
Nuove condizioni per l’idroelettrico
Parallelamente, la manovra destina 800 milioni di euro al recupero dei bacini idroelettrici e impone che tra il 50% e l’80% della produzione debba essere coperta da contratti a due vie con il GSE della durata di 20 anni. Questo meccanismo, basato sui costi, potrebbe comprimere i margini di chi possiede impianti idroelettrici: per Enel, A2A e Iren la quota idroelettrica rappresenta rispettivamente il 5%, il 15% e il 5% dell’EBITDA, rendendo la misura particolarmente rilevante per la loro redditività complessiva.
Il governo ha scelto di far gravare una parte significativa del nuovo gettito sui settori energetico e idroelettrico, un segmento tradizionalmente ad alta redditività. Le imprese dovranno rivedere i piani di investimento, gestire con attenzione gli acconti IRAP – preferendo il metodo previsionale per evitare sottostime – e comunicare in modo trasparente agli azionisti gli effetti di un carico fiscale in ascesa che si protrarrà almeno fino al 2029.
