La transizione energetica prevede un sempre maggior ricorso all’elettrificazione dei consumi, a discapito dell’utilizzo del gas naturale. Numerose infrastrutture di trasporto e distribuzione gas rischieranno, presumibilmente, di trasformarsi in stranded assets, mentre è necessario incentivare investimenti in nuove infrastrutture in grado di accogliere i gas rinnovabili. Arera, con il DCO 165/2026/R/GAS, intende affrontare tale tematica nell’ambito della regolazione del 7PRT, ma lo fa tramite misure eterodosse a livello europeo i cui effetti andrebbero analizzati più nel dettaglio.

La transizione energetica spinge sempre più verso l’elettrificazione dei consumi, a scapito del gas naturale. Le reti di trasporto e distribuzione del gas rischiano l’asset stranding: una parte del capitale investito potrebbe non trovare più, col tempo, domanda sufficiente a garantirne il recupero tariffario, perdendo valore. A questo rischio si affianca un problema di natura più sistemica: se i costi fissi di rete si concentrano su una platea di utenti in contrazione, le tariffe unitarie salgono, spingendo altri utenti a uscire dal servizio e alimentando una spirale tariffaria che il regolatore è chiamato anzitutto a prevenire, non solo a correggere quando si manifesta. Il valore di questi impianti, gestiti in monopolio da aziende regolate, dipende dal quadro normativo, che dovrebbe garantire remunerazione adeguata e stabilità insieme; e poiché gas ed elettrico restano legati, l’irrigidimento della strategia di elettrificazione della Commissione Europea mette ulteriore pressione sulla domanda di gas, con maggior rischio di sottoutilizzo delle reti. Arera affronta il tema nella regolazione del 7PRT (settimo periodo regolatorio) con misure che, su alcuni aspetti, si discostano dalle esperienze fin qui maturate in Europa, e i cui effetti meritano un’analisi più approfondita.

Il documento di consultazione 165/2026/R/GAS apre il percorso di analisi d’impatto per il settimo periodo regolatorio, dal 2028, e tra le proposte compare l’idea di riconoscere una remunerazione ridotta alle infrastrutture più esposte al rischio di sottoutilizzo: nuova capacità di trasporto, sviluppo della rete in aree di nuova metanizzazione, sostituzione di metanodotti non motivata da sicurezza, lasciando esclusi allacciamenti, sicurezza degli approvvigionamenti e sviluppi legati a biometano e gas rinnovabili. Non si tratterebbe di una revisione tecnica, ma di una riduzione mirata del tasso di remunerazione del capitale, applicata a una parte degli impianti dello stesso servizio, indicativamente nell’ordine del 15-20 per cento. È utile distinguere questo intervento dagli aggiornamenti ordinari del WACC intervenuti finora, di natura meccanica e legati all’andamento dei tassi di mercato (dal 5,1 al 5,9 per cento per il 2024, poi al 5,5 per cento per il 2025-2027): la proposta del DCO si colloca su un piano diverso, ed è per questo che merita una valutazione a sé.

L’analisi del Position Paper si sviluppa attorno a tre indicazioni principali. Il WACC nasce come misura del premio richiesto dagli investitori per il rischio assunto, più che come leva di politica industriale: modifiche selettive rischiano di generare una remunerazione non coerente con il rischio effettivo. A livello internazionale esiste già un ampio ventaglio di strumenti pensati per gestire il declino del gas, spesso complementari tra loro: prima di intervenire sul WACC al di fuori dei consueti processi di revisione, ha senso valutare il coordinamento tra questi strumenti, includendo se necessario, a valle dei dibattiti in corso a livello nazionale ed europeo, anche un intervento sul WACC stesso. A latere, sul gearing nozionale occorre muoversi con l’accortezza di non spingere le imprese a indebitarsi ulteriormente nell’inseguire l’adeguamento al dato effettivo.

Che cos’è il WACC

Secondo la finanza aziendale, il WACC è la media ponderata tra costo del capitale proprio, stimato col CAPM, e costo del debito, calcolato sui rendimenti di obbligazioni non finanziarie con rating BBB, e rappresenta un costo opportunità, cioè la soglia minima di rendimento sotto cui un investimento non risulta conveniente. Ridurlo artificialmente per ragioni estranee al rischio non cambia i comportamenti degli investitori, li allontana semplicemente da quel settore: i principi di stima finanziaria per i servizi a rete vogliono infatti il WACC neutrale rispetto agli obiettivi di policy, da perseguire con altri strumenti come pianificazione, analisi costi-benefici e modulazione degli ammortamenti.

Un confronto utile arriva dal Regno Unito, dove Ofgem, nell’ambito del RIIO-3, ha scelto l’ammortamento accelerato (il cosiddetto sum-of-digits, con azzeramento entro il 2050) per i nuovi impianti di distribuzione gas, lasciando invariata la vita utile di 45 anni per i cespiti già in esercizio e senza modificare gli ammortamenti del trasporto. Ofgem ha dichiarato di non voler aumentare il WACC come compensazione del rischio di incagliamento, giudicandolo un rimedio potenzialmente dannoso per la stabilità regolatoria; il WACC fissato per RIIO-3, del resto, resta più alto di quello riconosciuto da Ofwat nel settore idrico, con un costo del capitale proprio per la distribuzione gas pari al 6,36 per cento nominale. Gli operatori hanno comunque osservato che l’ammortamento accelerato non elimina il rischio sistematico di stranded assets: la distinzione di fondo resta quella tra strumenti che spostano nel tempo i flussi di cassa e strumenti che intervengono sul prezzo del rischio, e confonderli è un errore di impostazione. La proposta italiana, a differenza di quella inglese, agisce proprio sul prezzo del rischio. Esistono strumenti regolatori più adeguati, in parte già presenti in Italia: selezione a monte degli investimenti, ammortamenti accelerati o degressivi, riduzione delle vite utili regolatorie, accantonamenti per la dismissione inseriti in tariffa, conti regolatori e clausole di riapertura in caso di shock.

Una peculiarità italiana

Anche il quadro europeo conferma questa distanza: lo studio ACER-DNV del 2023 e il rapporto CEER del 2020 indicano strumenti come il trasferimento di impianti verso la base tariffaria dell’idrogeno, la ripartizione dei costi di incagliamento tra utenti attuali e futuri, ammortamenti degressivi e conti regolatori, mentre il rapporto ACER-PAEC del 2025 individua un rischio sistemico specifico, la spirale tariffaria (o “involutiva”), per cui quando il volume trasportato scende la tariffa unitaria sale, accelerando ulteriormente il calo della domanda: un meccanismo che, come richiamato in apertura, il regolatore dovrebbe soprattutto prevenire. Il caso olandese merita un approfondimento a parte: gli strumenti adottati dall’ACM agiscono tutti sui tempi di recupero del capitale, non sul suo livello: un ammortamento degressivo che concentra il recupero nei primi anni di vita del cespite, coerente con la contrazione attesa della platea di utenti allacciati; il passaggio a un WACC nominale, pensato per ridurre la volatilità tariffaria e non per comprimere la remunerazione; e una revisione dei premi al rischio per i nuovi investimenti, orientata al rialzo. A ciò si affianca un sistema di benchmarking dell’efficienza dei gestori, utile presidio per contenere i costi riconosciuti in tariffa senza intervenire sul costo del capitale. Nessun regolatore europeo ha finora proposto di abbassare il WACC per scoraggiare gli investimenti, come indicato nel DCO 165/2026: un orientamento che, per la sua novità, meriterebbe un confronto più approfondito con le esperienze già maturate altrove.

Le soluzioni alternative

Più che una proposta operativa immediata, si tratta di un esercizio di coerenza logica, da considerare come eventuale second best e non come raccomandazione a sé stante. Ammesso che si voglia comunque giustificare una riduzione del WACC sugli investimenti gas ordinari, sarebbe opportuna un’analisi specifica sulla rischiosità dei gas rinnovabili, oggi esclusi dal perimetro della proposta. Le ragioni di una loro maggiore rischiosità sono quattro: un rischio sistematico maggiore, legato a politiche non consolidate e tecnologie in evoluzione; un rischio idiosincratico più alto, trattandosi spesso di progetti piccoli con economie di scala non mature; uno sconto tariffario già riconosciuto dal regolamento europeo al gas rinnovabile, in logica di premio per chi entra per primo; e il fatto che la remunerazione stabile degli investimenti tradizionali è la base finanziaria con cui le imprese sostengono anche i progetti più innovativi, per cui comprimere il WACC sugli asset ordinari rischierebbe di indebolire proprio la capacità di sostenere la transizione. Diversi studi internazionali confermano che idrogeno e gas rinnovabili affrontano un costo del capitale più alto.

Solo nel caso in cui il dibattito nazionale ed europeo si orientasse effettivamente verso una revisione del WACC, e a seguito di opportune valutazioni, una soluzione più coerente potrebbe prevedere un WACC differenziato per tipologia di impianto: uno di base per gli asset gas ordinari, comprensivo del rischio di incagliamento; eventualmente uno ridotto solo per gli asset tradizionali più esposti, abbinato ad ammortamento accelerato e conto regolatorio; e uno differenziato per gli investimenti in gas rinnovabile o conversione idrogeno, calibrato sul rischio specifico del comparto. Si tratterebbe, in ogni caso, di un second best da valutare con la dovuta cautela e non da dare per scontato: significherebbe riconoscere che il rischio degli asset emergenti è strutturalmente più alto, coerentemente con l’obbligo, già citato dalla delibera del 2024, di differenziare il parametro di rischio tra i servizi regolati, qui interpretato come invito a farlo anche all’interno dello stesso servizio di trasporto gas.

Un discorso a parte riguarda il gearing nozionale, il parametro che stabilisce il peso tra debito e capitale proprio nella struttura finanziaria di riferimento, a prescindere da come le imprese si finanziano realmente. L’Autorità osserva che tra il 2022 e il 2026 l’indebitamento effettivo si è attestato attorno a 0,59 contro un valore nozionale di 0,50, e ha correttamente rinviato la decisione su un’eventuale revisione alla prossima revisione del TIWACC: un tema indipendente dal taglio del 15-20 per cento discusso finora, e una scelta di calibrazione metodologica più che di politica industriale. Un gearing troppo prudente rispetto al dato reale significa riconoscere un certo livello di remunerazione su una struttura che non rispecchia il finanziamento effettivo, con il rischio di alimentare proprio la spirale tariffaria richiamata in apertura; il rischio opposto, documentato anche dall’esperienza idrica inglese, è che inseguire il dato effettivo spinga le imprese a indebitarsi sempre di più. Per l’Italia questo suggerisce prudenza nell’adeguamento, accompagnata da vigilanza sulla solidità finanziaria delle imprese.

Conclusione

In sintesi, la proposta di ridurre il WACC del 15-20 per cento in modo selettivo presenta due ordini di criticità. Il WACC non nasce come strumento di politica industriale, ma come prezzo del rischio: comprimerlo mentre il rischio di settore cresce rischia di produrre una remunerazione non coerente con il rischio effettivo. Le pratiche regolatorie più recenti in Europa mostrano inoltre un orientamento condiviso verso strumenti che agiscono sui flussi di cassa nel tempo, senza intaccare il prezzo del rischio: un mix di strumenti che anche l’Italia potrebbe valutare, riservando un’eventuale modifica del WACC solo all’esito di un adeguato dibattito e di opportune analisi. A latere, sul gearing nozionale l’indicazione è di procedere con cautela, accompagnando un eventuale allineamento al dato effettivo con strumenti di vigilanza sulla resilienza finanziaria delle imprese, per evitare di alimentare sia la rincorsa all’indebitamento sia la spirale tariffaria.