Alcune brevi considerazioni sui Titoli di Efficienza Energetica

Di seguito alcuni brevi pensieri sulla situazione dei titoli di efficienza enegetica (TEE, per gli amici Certificati Bianchi) dal punto di vista dei soggetti obbligati, alla luce del nuovo DM, della consultazione avviata dall’Autorità (DCO 312/2017/R/efr) e, non da ultimo, della situazione di mercato e delle sue prospettive future.

Lo scenario non è propriamente roseo.

Da una parte, infatti, l’offerta è compressa dalle nuove regole per realizzazione progetti, specie il superamento del parametro Tau, e dal fatto che i progetti più “semplici”, com’è normale che sia, si stanno via via esaurendo lasciando spazio a quelli più complessi ed evidentemente più costosi.

Dall’altra, invece, la domanda deve tener conto che, anche se gli obblighi futuri sono numericamente inferiori rispetto a quelli passati (9,5 mln TEE obbligo 2016 Vs 5,3 mln TEE 2017, ma più difficili da raggiungere per via del minor numero di TEE disponibili), c’è una decisa spinta verso alto dovuta alle nuove regole per il rispetto degli obblighi, oggi entro l’anno successivo e non più entro i 2 successivi, nonché dall’importante cumulo di obblighi ancora da rispettare che farà sentire il suo peso nei prossimi 2 anni (per poi smorzarsi una volta che la regola del rispetto entro l’anno successivo andrà a regime).

Alta domanda e bassa offerta generano necessariamente prezzi elevati.

In questo quadro si inserisce la consultazione sulle nuove modalità di definizione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia elettrica e gas naturale in cui si propone, sostanzialmente, che il contributo tariffario sia calcolato in modo da avere una inerzia maggiore di quella attuale rispetto ai prezzi espressi dal mercato. Nel dettaglio, si propone l’utilizzo della media triennale con cap sui valori medi delle sessioni di mercato considerati così da non includere (eventuali) spike di prezzo anomali e permettendo uno scostamento più ampio rispetto valore medio di mercato (da 2€ a 5/7€), ciò al fine di porre un freno a tendenze rialzistiche dei prezzi e, in definitiva, dei costi del sistema dei TEE riversati sul sistema energetico e, quindi, sui clienti finali.

Solo che si agisce su soggetti obbligati che non possono non comprare i TEE necessari a coprire i propri obblighi dato che in questo caso, fermo restando il rispetto dell’obbligo, gli verrebbero comminate sanzioni adeguate a rendere non convenienti eventuali comportamenti opportunistici e che, di conseguenza, non hanno molto potere contrattuale rispetto ai soggetti che compongono l’offerta di TEE.

Il problema è di difficilissima risoluzione, dato che comunque oramai il disegno del sistema è consolidato, gli obblighi sono definiti e inderogabili ed il mercato è quel che è e non sono state riscontrate pratiche opportunistiche (cfr. esito istruttoria conoscitiva di cui alla delibera 292/2017/R/efr).

La riforma del Wacc EP.3 – Gli impatti sul consumatore domestico tipo

Terza ed ultima puntata in merito alla riforma del WACC promossa dall’AEEGSI per i settori infrastrutturali dell’energia elettrica e del gas e redatta assieme al blog EnergyAffairs.

Siamo arrivati quindi in fondo a questa maratona economico-finanziaria.

Dopo aver cercato di spiegare l’importanza del tasso di remunerazione del capitale investito nei settori regolati e aver analizzato i parametri della nuova formula del WACC introdotta dall’Autorità con delibera 583/2015/R/com, è quindi venuto il momento di valutare in termini economici tale riforma, andando ad analizzare gli impatti sul cliente domestico tipo, ovvero la classica famiglia italiana che utilizza il gas per riscaldamento + cottura cibi + acqua calda sanitaria e ha un consumo elettrico di circa 2.700 kWh, con una potenza contrattuale di 3 KW.

Partiamo da un dato di fatto. Dopo due consultazioni, svariati articoli di rassegna stampa, una moltitudine di report di banche d’affari, a fine dicembre l’Autorità ha finalmente pubblicata la delibera tanto attesa in cui sono state confermate le previsioni che tutti gli addetti ai lavori immaginavano: riduzione – consistente seppur non catastrofica – dei tassi di remunerazione delle infrastrutture di energia elettrica e gas rispetto a quelli degli anni precedenti

La motivazione sottesa è indubbiamente la discesa dei rendimenti offerti dai titoli di stato (dai BTP decennali, in particolare), determinata da una serie di fattori concomitanti come, ad esempio, il superamento delle turbolenze del 2010-2011 e degli attacchi al debito sovrano registrati in quegli anni e dall’intervento massiccio della BCE (QE). Gli effetti di tali interventi, in termini quantitativi, sono desumibili dalla tabella riportata di seguito. In particolare il rendimento dei titoli di stato italiani è sensibilmente diminuito nel corso degli ultimi due anni. Per ora infatti paiono finiti i mitici tempi dello spread a 500 punti base e tassi nominali al 6 -7 % che si sono registrati negli anni 2012 e 2013 sotto i governi Monti e Letta.

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Fonte: rendimenti titoli stato UE. Dati BCE.

Peraltro va detto che, come abbiamo spiegato nell’episodio 2 della riforma del WACC, l’Autorità ha preferito cambiare registro andando in discontinuità rispetto al passato, calcolando i WACC prendendo a riferimento l’andamento dei rendimenti dei titoli di stato dei paesi che ritenuti più stabili, ovvero Germania, Olanda, Francia e Belgio (anche in tali paesi però, come nel caso italiano, si è registrata una diminuzione del costo del capitale).

Per questa e altre ragioni analizzate nelle precedenti puntate, la delibera 583/2015/R/com ha quindi stabilito valori di WACC per il triennio 2016 – 2018 più bassi di quelli applicati fino al 2015.

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Fonte: Elaborazione autori su dati AEEGSI

Come si può notare dai grafici, si va da una riduzione dello 0,7% riguardante le infrastrutture di rigassificazione fino all’1% per quanto riguarda la trasmissione elettrica. Caso a sé, e assolutamente sintomatico di quanto detto nelle precedenti puntate, è lo stoccaggio gas che diversamente da tutte le altre attività infrastrutturali, ha registrato un aumento del valori del WACC. Come ricorderete, proprio la regolazione tariffaria dello stoccaggio era stata la “pietra dello scandalo” che ha poi spinto l’Autorità ad accelerare sul procedimento di revisione dei criteri di definizione del WACC, dato che il valore definito per l’anno 2015 era illogicamente basso a causa dell’incapacità del metodo allora vigente di rappresentare correttamente l’effettiva situazione macroeconomica. Una volta cambiato il metodo, di conseguenza, tale problema è stato superato ed il WACC riconosciuto all’attività di stoccaggio è tornato su livelli maggiormente idonei a fornire i giusti segnali di investimento agli operatori.

MA QUALI SONO LE CONSEGUENZE DI UNA RIDUZIONE GENERALIZZATA DEI VALORI DEI TASSI DI WACC?

Per quanto riguarda gli operatori infrastrutturali, tale riduzione genera una diretta diminuzione dei ricavi ammessi. Il valore del WACC stabilito dall’Autorità, infatti, moltiplicato per l’intero capitale investito dall’azienda, determina una quota dei ricavi aziendali (le altre due macro categorie di ricavi sono gli ammortamenti e il riconoscimento dei costi operativi). Ad una diminuzione del WACC corrisponde quindi una riduzione automatica dei ricavi aziendali e quindi degli utili. Da considerare, infine, che in un mondo perfetto il rendimento del capitale investito rappresenta esattamente l’EBIT di un operatore efficiente e, di conseguenza ha un impatto cruciale sulla sua capacità di continuare ad investire e/o distribuire dividenti.

Per questo il tema del WACC è così sentito da parte dei mercati azionari ed è anche per questo che la pubblicazione della delibera è stata vista dagli operatori come una “liberazione” in quanto, indipendentemente dall’entità dei valori, ha calmato le borse almeno fino al dicembre 2017, momento in cui si procederà all’aggiornamento di alcuni valori della formula.

Detto degli impatti sugli operatori, desumibili dai bilanci aziendali per chi volesse approfondire, è altresì interessante verificare gli effetti della riforma del WACC sui soggetti che effettivamente pagano le tariffe dell’energia elettrica e del gas, ovvero i clienti finali (che in questa sede chiameremo consumatore tipo rivolgendoci soltanto alla maggior parte, ma non tutta, la platea dei pagatori di bollette).

Il consumatore di energia, attraverso le componenti specifiche legate ai “servizi a rete”, sostiene gli oneri per il funzionamento delle infrastrutture energetiche. Una diminuzione del WACC comporta quindi una riduzione dei costi in bolletta in quanto, fatti salvi meccanismi perequativi nonché partite di giro tra società di vendita e imprese di distribuzione, porta ad una diminuzione della quota di tariffa a carico degli utenti a copertura della remunerazione del capitale complessivamente investito nell’intera filiera del settore dell’energia elettrica e del gas.

Partendo dal capitale investito dei vari asset regolati, è possibile quindi calcolare il beneficio in termini di minori costi in bolletta che il consumatore dovrebbe percepire nel 2016 rispetto al 2015 esclusivamente per via della diminuzione dei valori dei WACC. Chiaramente si tratta di una stima soggetta a possibile errore in quanto non risultano pubblici in maniera puntuale i valore del capitale investito di ogni asset infrastrutturale, ma è comunque una buona indicazione dell’incidenza della riforma del WACC sul consumatore.

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Note: elaborazioni su dati degli operatori e DCO 355/2015/R/eel. Per consumatore tipo si intende una famiglia tipo che ha consumi medi di energia elettrica di 2.700 kWh all’anno e una potenza impegnata di 3 kW e per il gas consumi di 1.400 metri cubi annui. Valori soggetti a possibili errori per la difficoltà di stimare in maniera precisa la RAB di alcuni settori regolati.

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Dalle elaborazioni si ricava che il beneficio una tantum per il consumatore dovrebbe essere intorno agli 11 euro per la bolletta elettrica e poco meno di 12 euro per la bolletta gas. Di fatto, tali importi, quali minori costi per i consumatori, costituiscono la minor remunerazione riconosciuta agli operatori infrastrutturali per via della riduzione dei valori di WACC.

Proviamo ora ad eseguire una piccola elaborazione utilizzando l’ultimo aggiornamento trimestrale (dal 1 gennaio 2016) dell’Autorità riguardante le condizioni economiche di riferimento per le famiglie e i piccoli consumatori in tutela elettrica e gas. Seguendo questo approccio, e grazie ai documenti forniti dall’Autorità, è possibile stimare la teorica incidenza percentuale in bolletta derivante dalla riforma del WACC come quota parte della componente servizi di rete. Considerando quindi una spesa annua di energia elettrica di circa 500 euro e di circa 1100 euro per il gas, possiamo quindi arrivare ad ipotizzare che l’impatto della riforma del WACC è pari rispettivamente all’1% e al 2% del totale delle due bollette tipo per i due settori di riferimento.

CONCLUSIONI

La delibera 583/2015/R/com ha rivisto al ribasso i valori dei WACC per i settori regolati di energia elettrica e gas. I mercati finanziari hanno accolto il provvedimento in maniera abbastanza positiva in quanto lo scenario, ancorché negativo, è risultato comunque migliore rispetto a quanto prospettato in consultazione dall’Autorità. Nonostante questo, i nuovi parametri del tasso di remunerazione del capitale investito hanno comunque determinato un impatto in capo agli operatori infrastrutturali in termini di minori ricavi riconosciuti quantificabile in circa 600 milioni di euro. A fronte di questo, si stima un beneficio una tantum per il consumatore in termini di minori costi in bolletta pari a circa 23 euro a famiglia.

La riforma del WACC proposta dall’Autorità ha certamente portato un più elevato grado di stabilità e certezza al sistema, ma è innegabile che, insieme ad altre modifiche tariffarie più “tecniche”, ha ridotto in maniera sensibile (anche se in misura minore rispetto alle fosche previsioni iniziali, di questo va dato atto) le risorse a disposizione degli operatori per investire nelle proprie instrastrutture. Chiudiamo quindi esprimendo una speranza per il futuro: che nel 2017, quando si andrà ad aggiornare il WACC per il periodo 2018-2021, non si verifichino strane congiunzioni astrali (ad esempio sul meccanismo trigger di aggiornamento del country risk premium, CRP) che rendano i risultati incoerenti con la situazione macroeconomica e portino a nuovi scossoni in borsa!

Fusione Italgas – F2i? Perché si, perché no

Avviso ai naviganti
Non è ovviamente intenzione dell’autore dare giudizi di merito sull’operazione di cui al titolo, peraltro insistentemente prospettata sulla stampa di settore e non nell’ultimo periodo. Ci si limita, al contrario, a indicare – il più oggettivamente possibile e ci si scusa sin da ora per eventuali mancanze – quali potrebbero essere i vantaggi e gli svantaggi per i vari stakeholder interessati.

Le forze in gioco
Gli attori protagonisti sono di quelli che la notte degli Oscar si contendono il premio per miglior attore protagonista. Parliamo infatti di Italgas e 2i Reti Gas, primo e secondo operatore della distribuzione gas del bel paese.

Vediamo un po’ di numeri….

Italgas (Fonte: Sito societario e dati AEEGSI)

  • Azionisti: 100% Snam
  • Contatori Attivi: 6,4 mln (dato 2014)
  • Estensione reti: 55.278 Km (dato 2014)
  • Località Tariffarie AEEGSI: 1.292 (dato AEEGSI tariffe provvisorie 2015)
  • Capitale Investito: € 3,9 mld (dato 2014)
  • Utile operativo: € 413 mln (dato 2014)

2i Reti Gas (Fonte: Sito societario e dati AEEGSI)

  • Azionisti: 71,97% F2i (63,83% Primo Fondo F2i e 8,14% Secondo Fondo F2i); 28,03% Ardian.
  • Contatori Attivi: 3,8 mln (dato 06.2015)
  • Estensione reti: 57.496 Km (dato 06.2015)
  • Località Tariffarie AEEGSI: 2.211 (dato AEEGSI tariffe provvisorie 2015)
  • Capitale Investito: € 2,6 mld (dato 31.12.2014)
  • Utile operativo: € 362 mln (dato 31.12.2014)

Dato che, in definitiva, Snam è controllata da Cassa Depositi e Prestiti (30,10% in totale) che è anche un azionista di peso in F2i (14,01% della sgr e un investi rilevante nei 2 fondi gestiti), l’operazione ipotizzata ha una grande valenza politica oltre che industriale. Bisogna ricordare, però, che per evitare problemi di concorrenza/unbundling ecc al momento del passaggio di proprietà del pacchetto azionario di Snam alla CDP l’AGCM  ha preteso e ottenuto la costruzione di muraglie cinesi tra le società on modo che la CPD stessa non potesse influenzare le scelte delle 2 società, specie in materia di partecipazione alle gare gas.

Nel caso di una fusione, infatti, nascerebbe uno dei famosi “campioni nazionali” di cui si sente spesso parlare e che, a ben vedere, in questo caso sarebbe anche un “campione europeo“. Con quasi 113.000 km di reti e oltre 10 mln di utenti sarebbe sì superato da GRDFP (francia) (197.000 km, ma circa 11 mln di utenti), ma a sua volta se la batterebbe sul filo di lana con National Grid (130.000 km e 10,9 mln di utenti) e supererebbe agevolmente altri grossi nomi come E.On (Germania) (57.000 km e poco più di 1 mln di utenti in Germania) e Gas Natural Fenosa (Spagna) (49.000 km e 5.2 mln di utenti in Spagna).

Soprattutto, si raggiungerebbero degli obiettivi, appunto, “politici” di non poco conto: (i) un (grande) passo verso il polo nazionale delle reti (mancherebbe solo Enel distribuzione…Ma è quasi impossibile che Enel se ne privi) e (ii) una decisa spinta al consolidamento del settore della distribuzione gas. Quest’ultimo punto, poi, consentirebbe di realizzare, seppur indirettamente e tramite una operazione straordinaria, un sogno che ministeri e governo (oramai) quasi 10 anni fa hanno solo accarezzato: un numero di ambiti territoriali molto minore rispetto agli attuali 177 (l’Autorità, in un proprio studio del 2009 ne aveva individuati 59).

Oltre che sul piano politico, però, ci sarebbero degli interessanti vantaggi industriali, nonché alcune esternalità positive. Vediamoli sinteticamente:

  • Grazie alla regolazione tariffaria asimmetrica prevista dall’Autorità, in esito alle gare gas le tariffe di distribuzione del gas aumenterebbero meno qualora l’operazione ci concretizzasse rispetto all’ipotesi alternativa. Facciamo un esempio pratico: nell’ambito X uno dei 2 operatori ha una quota del 70% e l’altro del restante 30%; ad oggi se il primo dovesse aggiudicarsi la gara, dovrebbe pagare al secondo il valore di rimborso stabilito per il 30% non ancora di sua proprietà. che, solitamente, è maggiore del valore tariffario. Il valore di rimborso pagato dal vincitore della gara diventerebbe il nuovo valore tariffario di quegli asset (dato che c’è stato un effettivo esborso di denaro) e ciò, a parità di condizioni, genererebbe un aumento della tariffa. Nel caso i due operatori fossero una unica entità, tutto ciò non avverrebbe dato che questa entità risulterebbe essere il gestore uscente di tutto l’ambito X e, se si dovesse riconfermare, il valore tariffario degli asset non subirebbe modifiche dato che non ci sarebbe da pagare alcun rimborso al gestore uscente.
  • La maggiore dimensione permetterebbe ulteriori economie di scala, nonché un maggior potere contrattuale. Ciò sarebbe utile in vista di un passaggio ad una regolazione basata, oltre che sul price cap sull’ammontare dei costi operativi riconosciuti in tariffa, sempre più su costi standard per la valorizzazione degli investimenti, come peraltro previsto dalla delibera 573/2013/R/gas. D’altra parte, scelte regolatorie di questo genere mirano proprio a stimolare l’aggregazione di operatori che, da soli, non riuscirebbero a “stare sul mercato” perché non più in grado di “battere” il regolatore (e di conseguenza non più in grado di realizzare utili soddisfacenti). Infine, un soggetto completamente regolato delle dimensioni di quello derivante dalla fusione in analisi avrebbe una grande capacità di attrazione di investitori, nonché di accesso al mercato del debito a costi contenuti.
  • Sarebbe una cosa positiva anche per la fase del settore gas immediatamente a valle della distribuzione, ovvero il mercato retail dato che i venditori dovrebbero interfacciarsi con (ancora) meno distributori e ciò non può che migliorare la fluidità di processi cruciali per i clienti, come switching, richieste di prestazioni e loro esecuzione, raccolta misure ecc. (nota: ciò vale anche in caso di completa implementazione del SII anche per il settore gas)
  • Last but not least, un campione europeo della distribuzione che è capace di “battere” il Regolatore grazie alle efficienze operative e di costo che riesce ad ottenere garantirebbe ai propri azionisti (in definitiva lo stato) dei buoni dividendi e, quel che più conta, (relativamente) sicuri. Il che, visti i tempi, non è certamente disprezzabile.

Tutto bene, dunque? Non proprio.

Non essendo in un regime totalitario dove un comitato centrale fa e disfà a piacimento, si deve tener conto di una serie di regole.

Nel caso specifico, in particolare, assumono particolare rilevanza quelle Antitrust in materia di concentrazioni capaci di “ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza”.

A tutti gli addetti ai lavori è nota la posizione intransigente sinora adottata dalla AGCM quando si è trovata a valutare concentrazioni nel settore della distribuzione del gas naturale. Oramai celebre, a questo proposito, è il caso di Isontina Rete Gas, in cui l’Autorità ha impedito l’operazione Italgas/Eni/Acegas in quanto questa avrebbero causato, a suo giudizio, una riduzione della concorrenza per il mercato.

Nel caso appena ricordato, in particolare, l’Autorità ha individuato il mercato rilevante (per il quale valutare l’eventuale restrizione della concorrenza) nei soli Atem interessati dall’operazione e, ai fini della propria decisione, ha dato particolare importanza alla presenza in Atem limitrofi a quello esaminato dato che tale circostanza, secondo l’autorità, avrebbe una forte influenza sulla decisione finale sulla partecipazione alla gara per l’Atem in analisi, anche in mancanza di una importante presenza pregressa e/o in presenza di forte incumbent. Infine, l’Autorità ha rigettato anche la tesi relativa all’eccessivo impegno finanziario che comporterebbe la partecipazione a molte gare in cui, tra l’altro potrebbe essere  presente un forte incumbent sulla base, tra l’altro, della solidità finanziaria delle società coinvolte dall’operazione e della loro capacità di far ricorso al mercato del debito.

I ragionamenti svolti oramai nel 2013 sono certamente un importante punto di partenza anche per l’operazione di cui stiamo parlando.

Innanzitutto, è assai probabile che anche nel caso in analisi eventuali accenni all’eccessivo impegno finanziario necessario per sostenere le gare in solitaria verrebbero immediatamente respinti dalla AGCM.

Al contrario del caso precedentemente citato, invece, sarebbe piuttosto illogico considerare come mercato rilevante solo qualche ambito, anche qualora fossero quelli dove oggi i 2 operatori hanno un certo radicamento. Al contrario, nel caso in analisi sarebbe pacifico considerare come mercato rilevante tutte le gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale nei 177 Atem. Da questa angolazione, in base ai dati disponibili, l’operatore derivante dall’aggregazione ipotizzata avrebbe una elevata presenza pregressa (>50% pdr) in meno del 50% degli Atem (più o meno 85 su 177, ovvero circa 48%), mentre in circa il 16% avrà una quota compresa tra il 50% ed il 30% di pdr. Se invece dei pdr si considera la (stima) della quota di RAB posseduta nel singolo Atem, indicatore sicuramente più affidabile per inferire il possibile comportamento di un operatore razionale (più RAB ho, meno devo comprare a VIR utilizzando risorse proprie e/o a debito), gli Atem dove il nuovo operatore risulterebbe preponderante (>50% RAB) scenderebbero a 65, ovvero il 37% del totale.

Ad una prima occhiata, non sembrerebbe uno scenario drammatico: resterebbero ben 112 Atem (63% del totale) dove gli operatori potranno “scannarsi” come più gli aggraderà e dove la concorrenza regnerà suprema.

Bisogna però considerare alcuni elementi. Alcuni positivi, altri meno.

  • In alcuni Atem dei 65 prima ricordati (ad esempio Novara 2, Massa Carrara, Bari 2) sono presenti sia Italgas che 2i Reti Gas, ognuno con una quota rilevante. In questo caso, la loro fusione eliminerebbe un potenziale concorrente.
  • Ci sono casi in cui il nuovo operatore avrebbe una quota rilevante in alcuni Atem ed una presenza piuttosto scarsa in altri limitrofi. Ciò costituirebbe un Incentivo a partecipare a queste gare in cui, forse, i 2 operatori presi individualmente non avrebbero partecipato (ad esempio, Foggia 2 o in molti Atem siciliani). In questi casi, quindi, potenzialmente ci sarebbe un ulteriore concorrente.
  • Ci sono casi in cui i 2 operatori “stand alone” avrebbero ognuno una buona quota in alcuni Atem tra loro limitrofi (es. Mantova – Brescia) e, quindi, ciascuno sarebbe interessato a partecipare alle relative gare. La loro fusione, di conseguenza, eliminerebbe un potenziale concorrente.
  • Ci sono casi in cui i 2 operatori “stand alone” avrebbero buone quote “incrociate” in Atem limitrofi. Anche in questo caso, la loro fusione eliminerebbe un potenziale concorrente.

C’è poi da valutare che, in caso di fusione, il nuovo operatore dovrebbe sborsare molto meno grano rispetto ai 2 operatori presi singolarmente per acquistare il VIR mancante negli Atem dove sono entrambi presenti. Ciò farebbe bene alle esauste tasche del cliente finale, certo, ma forse un po’ meno bene alla concorrenza in quanto libererebbe una considerevolissima quantità di risorse finanziarie che dovranno essere impiegate in qualche modo. Considerando che in molti Atem la presenza del nuovo operatore sarebbe molto forte e dato che, come emerge dal caso Isontina, ciò frenerebbe la partecipazione alla gara di altri competitor, sembrerebbe improbabile che la stragrande maggioranza di queste risorse siano destinate a finanziare piani di sviluppo eccezionali e/o mirabolandi per mettere al sicuro, grazie ai 45 punti “tecnici” a ciò collegati, la vittoria. Specie negli Atem  dove lavori presenta della nuovo operatore è forte. Si può pensare, più prosaicamente, che tali risorse sarebbero utilizzate per “conquistare” ulteriori Atem ritenuti strategici oltre quelli dove si ha già una forte presenza pregressa. Tale situazione sarebbe ambivalente: da una parte ci sarebbe più concorrenza per il mercato, ma dall’altra avremmo un grosso operatore dotato di una montagna di liquidità e pronto a conquistare il maggior numero possibile di Atem, a discapito anche di molti operatori di medie (ma anche medio-grandi) dimensioni.

Non resta che aspettare e vedere quello che succede!

(Gare) Gas Wars: Episodio 3 La Vendetta dei TEE

Oggi un post veloce-veloce per celebrare degnamente la pubblicazione in gazzetta ufficiale del DM 20 maggio 2015 n. 106 che aggiunge un ulteriore tassello (certamente non l’ultimo) ad uno degli argomenti più caldi di questa torrida estate italiana!

Dove eravamo rimasti? Ah, già…. gli atleti sono ai blocchi di partenza….tutto lo stadio trattiene il fiato….lo starter sta per tirare il grilletto…BANG!!!!

Ma nessuno parte.

Gli spettatori si guardano intorno stupiti, così come i giudici. Ci si accorge che c’è qualcosa che non quadra in tutto ciò….qualcosa di sbagliato….ma cosa? Non riescono a capirlo, ma sanno che è così.

Aiutiamoli a vederci chiaro.

Innanzitutto, ancora nessuno degli atleti ha (ancora) ben chiaro quali sono le regole del gioco. E trovarsi alla momento culminante della propria carriera sportiva, proprio lì dove da bambino sognavi di essere, a fare ciò per cui ti sei preparato per anni e anni e non sapere se dovrai disputare i 100 metri piani o i 10.000 siepi è un problema di non secondaria importanza!

Ad esempio, uno dei  tanti dettagli (dove, come tutti sanno, al diavolo piace nascondersi) ancora da chiarire completamente (anche se – ahimè -si tratta più che semplici sospetti) potrebbe essere quello relativo agli investimenti in efficienza energetica da offrire in sede di gara.

Il nuovo articolo 8 comma 6 ed il suo degno compare, l’articolo 13 comma 1 lettera e), che trattano il tema sono piuttosto ambigui…dicono e non dicono, fanno intendere ma non del tutto….ma procediamo con calma.

Il meccanismo base dei TEE è noto e rimane sostanzialmente immutato: in sede di gara, insieme a sconti, canoni, piani di sviluppo e chi più ne ha più ne metta, si può fare anche una offerta su investimenti di efficienza energetica, idonei a generare TEE (addizionali rispetto agli obblighi già esistenti). Il valore dei TEE, adeguatamente valorizzato, è quindi anticipato annualmente (e proporzionalmente) agli Enti  concedenti e a fronte di ciò i titoli sono dell’operatore.

Inoltre, i nuovi articoli intervengono sulla questione del chi paga, precedentemente lasciata un po’ all’immaginazione dei lettori. La nuova versione del DM sul tema è molto più chiaro: il contributo tariffario riconosciuto è solo del 50%, una cifra molto Salomonica e democristiana, ma forse…chissà…dopo il 2016 si potrebbe arrivare al 100% nel caso ci siano n situazioni favorevoli, tra cui l’allineamento dei pianeti del sistema solare. Non è una soluzione che mi vede particolarmente favorevole (si tratta sempre di interventi che vanno a migliorare l’efficienza energetica del paese e che aiuterebbero ad addirittura superare gli obblighi esistenti e questo, dato l’attuale “semtiment” sui temi ambientali, non è male!), ma tant’è…..

Passiamo a vedere un po’ che succede al nostro distributore.

Nella gara che hai vinto hai offerto X TEE aggiuntivi e ogni anno, puntuale come un orologio svizzero (no, Novi), devi anticiparne il valore agli enti concedenti ma, a fronte di tali versamenti, i titoli sono di tua proprietà.

Bene, ora non ti resta che procurati i titoli necessari per dimostrare che sei stato ligio al dovere! Sostanzialmente, hai 2 alternative:

  1. Realizzi i progetti promessi, ma questa era facile;
  2. NOVITA ESTATE 2015! Qualora non hai modo per x motivi di fare gli investimenti promessi, puoi sempre comprare da terzi i certificati che ti servono. Pagando, naturalmente…ma in una normale economia di mercato non è mica una cosa così strana!

Tutto bene, direte voi…..E invece no!

Perché poi c’è un inghippo!

Il Dm infatti demanda al GSE (e chi altro, sennò?!) di predisporre le apposite procedure  “[…] operative per la valutazione, certificazione ed annullamento (parola chiave!) su base annuale dei risparmi associati agli interventi di efficienza energetica che possono essere utilizzati dal distributore d’ambito per l’assolvimento dell’obbligo assunto in sede di gara […]”.

Vediamo un po’ dove ci porta tutto ciò:

  • Nel caso realizzassi i progetti: 1) anticipo l’importo previsto per quell’anno agli enti concedenti; 2) realizzo il progetto e ne sostengo i costi;3) ottengo i TEE generati da quel progetto; 4) li porto dal GSE che deve verificare che abbia rispettato quanto offerto in gara; 5) Il GSE mi annulla i titoli; 6) prendo il contributo tariffario, ma solo al 50%!
  • Nel caso dovessi comprare i titoli: 1) anticipo l’importo previsto per quell’anno agli enti concedenti; 2) compro (e pago) i certificati verdi da un soggetto terzo;3) li porto dal GSE che deve verificare che abbia rispettato quanto offerto in gara; 4) Il GSE mi annulla i titoli; 5) prendo il contributo tariffario, ma solo al 50%!

Ergo, in entrambi i casi c’è qualcosa che non torna!

  • Nel primo caso, sostengo i costi del progetto, ma mi rientra solo il 50% del contributo tariffario
  • Nel secondo caso è come se pagassi i titoli 2 volte (e me li rimborsassero mezza)!

Questo perché, anche se i titoli sono di mia proprietà, io non posso venderli nel mercato perché il GSE, nel verificare che abbia rispettato l’obiettivo offerto in gara, me li annulla!

Evidentemente, la cosa ha (molto) poco senso ed è contraria, oltre che alla logica ed al buon senso, anche alle finalità dell’intera riforma del settore della distribuzione del gas in materia di efficienza energetica.

Che era di incentivarne gli investimenti e, quindi, migliorare l’ambiente, non uccidere di oneri gli operatori. Tra l’altro, senza uno scopo specifico!

Anche perché (e qui c’è l’assurdità definitiva) in questa situazione agli enti locali converrebbe che l’operatore fosse in perenne (e forte) ritardo nella realizzazione dei progetti! Infatti, in questo caso, l’operatore oltre all’anticipo deve pagare anche una penale (che resta all’Ente) e poi anche realizzare il progetto. D’altra parte, questa situazione non favorirebbe nemmeno i soggetti terzi, potenziali venditori di TEE: se la penale è sufficientemente bassa, conviene pagarla, non comprare TEE da terzi e realizzare più avanti il progetto!

Di conseguenza, il GSE, nello scrivere le sue procedure, dovrebbe cercare di far rivivere l’iniziale ardore della ratio di tutta la riforma, evidentemente oramai seppellita sotto le successive sovrastrutture che le sono state buttate addosso,  e risolvere, in via indiretta, tutti i grovigli creati dalle eccessive stratificazioni geologico-normative che si sono succedute negli anni.

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore)

Gare Gas: On Your Marks…

Sera d’estate.

Lo stadio olimpico è gremito all’inverosimile.

La tensione nell’aria è palpabile, l’atmosfera elettrica.

Diverse false partenze hanno finito per esasperare gli animi.

Gli atleti si aggirano nervosamente intorno ai blocchi di partenza. Leopardi in Gabbia. Muscoli tesi come corde di violino, simili a statue bronzee di antichi guerrieri sotto il lieve velo di sudore. Sono coscienti che per alcuni di loro questa sarà l’ultima gara e che in ballo c’è la propria sopravvivenza.

Vogliono vincere. Devono vincere.

Migliaia di occhi sono rivolti verso la pista, il tenue bagliore azzurrato delle fotocamere e degli smartphone rende tutto così curiosamente alieno.

On your marks….

Oramai ci siamo, le gare gas stanno per partire (o almeno dovrebbero, condizionale sempre d’obbligo su questo tema!): l’aggiornamento del vecchio DM 226/11 (volgarmente detto “regolamento gare”) è oramai una realtà, così come alcuni chiarimenti chiesti tanto all’Autorità, che al Ministero sulla corretta interpretazione/applicazione sia della regolazione tariffaria che della normativa.

Posizionandosi sui blocchi di partenza, però, per un attimo sembra come se un pensiero (malevolo) attraversi la mente dei concorrenti: non è che la ratio iniziale dell’intero progetto sia stata lentamente, ma inesorabilmente, erosa dal succedersi delle ondate di istanze avanzate dagli enti locali?

Dal paradigma “gare gas come driver maggior qualità di servizio e contro l’uso simil-bancomat attuale” sembrerebbe che si è arrivati ad un paradigma ibrido: “va bene anche un po’ meno qualità, ma dateci qualche euro in più!”.

…..Get Set……

Diamogli quindi una occhiata, a  queste novità…..e vediamo se almeno i punti-chiave sono chiari.

Iniziamo col dire che alcune non sono delle vere e proprie novità, dato che il Decreto Interministeriale 20 maggio 2015 si limita semplicemente ad incorporare (e a coordinare) nel DM 226/11 una serie di evoluzioni – ma anche una notevole serie di veri e propri “strappi” – normative successive a tale decreto. In questo modo, naturalmente, acquisiscono una “dignità” diversa e maggiore…ma resta il fatto che non si tratta di vere novità!

Ad ogni modo, sul alcuni temi il “nuovo” regolamento gare esce rafforzato da questo primo tagliando.

Ad esempio, il processo di scelta della stazione appaltante è reso più semplice grazie alla previsione di una maggioranza qualificata (due terzi dei comuni appartenenti all’ambito che rappresentino almeno i due terzi dei punti di riconsegna dell’ambito) e quindi si pone un freno alla litigiosità o alla inazione degli enti coinvolti in questo processo. (N.B. questa maggioranza è anche quella ora richiesta per la risoluzione del contratto. N.B.B. la nuova formulazione non prevede più la risoluzione contrattuale “In caso di gravi e reiterate inadempienze al contratto di servizio”, ma cita l’art. 1455 CC: “Il contratto non si può risolvere se l’inadempimento di una delle parti ha scarsa importanza, avuto riguardo all’interesse dell’altra” che non è esattamente lo stesso (almeno credo!)).

Sulla stessa lunghezza d’onda la previsione che ora sia la stazione appaltante stessa a muoversi autonomamente per raccogliere i dati necessari per la redazione del bando di gara, in caso di inerzia degli enti direttamente responsabili.

Da citare poi anche le previsioni volte a favorire (da un punto puramente amministrativo-burocratico, però….) lo svolgimento di gare congiunte per ambiti confinanti: in questo caso, “comanda” la scadenza più lontana per la pubblicazione, con la contropartita che a “comandare” per la formalizzazione del “matrimonio” e la relativa scelta de della stazione appaltante sia il termine più ravvicinato. Direi che ragionamento non fa una piega, no?! Certo, qualche incentivo più sostanzioso non sarebbe stato malvagio, ma forse non sarebbe stato visto di buon occhio da una parte degli stakeholder.

Alla fine, è positiva anche la definizione di un meccanismo preciso per l’erogazione della una tantum: pagano in anticipo i gestori uscenti dell’ambito in ragione dei pdr che gestiscono e vengono rimborsati dal gestore entrante con tanto di interessi. Poi il tutto viene riversato in tariffa e nei 12 anni di gestione l’entrante dovrebbe rientrate di tutto quanto.

Il “sistema”,poi, sarà felice del fatto che ora nel bando andranno chiariti i principali punti di divergenza tra Stazione Appaltante e gestori uscenti del valore di rimborso, nonché su particolari metodologie di calcolo adottate. In questo modo, almeno, chi decide di partecipare alla gara ha ben chiaro in cosa si sta andando a ficcare e non se ne potrà lamentare dopo. Anche se la vedo difficile come misura definitiva anti-contenziosi!

Anche la specificazione del regime a cui saranno sottoposti gli “sconfinamenti” merita il pollice all’insù dato che tutto quello che serve a chiarire e a meglio definire alcune particolarità del servizio ha come effetto la contrazione dei costi di transazione e, quindi, un aumento del benessere generale (proprio in via di questo principio non sono d’accordissimo con l’eccezione possibile per gli sconfini con meno di 30 pdr…non era meglio avere una regola univoca?!).

Stessa considerazione sulla previsione (abbastanza ovvia, a dire il vero) che in caso di delta VIR-RAB negativo, lo si considera pari a 0 per il calcolo dello sconto da offrire in sede di gara! (peccato, però….sarebbe stato interessante fare offerte di sconti aumentando i prezzi!).

Ad un certo punto, però, dopo tutta questa positività, arrivano i dolori. Specie per gli operatori.

L’articolo 5, croce e delizia di tutti i soggetti coinvolti e un po’ il cuore del regolamento, è statoinfatti pesantemente rimaneggiato.

C’è, ovviamente, l’entrata trionfale (con tanto di fanfara) nel regolamento gare delle Linee Guida per il calcolo del valore di rimborso (ove queste devono essere applicate….ma la casistica è decisamente ampia…basta aver chiuso i documenti contrattuali in una data sbagliata data sbagliata o aver inserito un riferimento al celebre Regio Decreto e un passaggio poco chiaro su come applicare il metodo o un prezziario non ritenuto idoneo e zack….entrano in gioco (almeno in parte) le linee guida!). L’applicazione delle Linee Guida, ovviamente, si porta dietro tutte le criticità ben note agli operatori e già discusse allo sfinimento:i Prezziari e prezzi da utilizzare (il DM 226/11 prevedeva una precisa gerarchia e nulla diceva sulla congruità dei prezzi riportati, mentre le Linee Guida subordinano l’applicabilità alla congruità dei prezzi. Altro esempio: il prezzo delle opere speciali, prima derivante dai prezzi di mercato più recenti e non specificato puntualmente, ora è puntualmente specificato), il celeberrimo 13% di spese generali (prima aggiunte se non già esplicitamente considerati nel prezzo e ora  aggiunte solo se nel prezzo non è già considerata una % a copertura delle spese generali maggiore o uguale al 13%, anche se la descrizione di queste spese non dovesse comprendere tutte le casistiche previste dalla norma…senza contare che le spese generali di cui si tratta sono quelle del distributore, mica quelle del soggetto che deve effettuare i lavori!), la questione dell’utile d’impresa (10%) (va bene essere contro il profitto, ma qui si esagera! E’ abbastanza ovvio che chi il lavoro lo esegue poi voglia guadagnarci qualcosa….e se si deve calcolare il costo di ricostruzione a nuovo di un impianto, questo piccolo fatto deve essere considerato!). Per completezza, ricordiamo anche l’inghippo della sicurezza intrinseca e della valorizzazione dei misuratori non conformi. 

Altra (non) novità decisamente “dolorosa” è decisamente “controversa” è certamente la deduzione dei contributi privati per il calcolo del valore di rimborso. Il tema è notissimo agli addetti ai lavori e ne avevo già parlato in un precedente post (Gare Gas, ovvero l’applicazione specifica di difetti generali) ma dato che questo meccanismo è entrato ufficialmente nel regolamento, non ci si può esimere dal ribadirne ancora una volta l’assurdità! I contributi, infatti, erano già stati considerati al momento dell’offerta che ha poi portato all’affidamento del servizio e contarli ancora significa contarli 2 volte. Unico risultato: diminuzione del valore di rimborso. Chi ci guadagna? Ovviamente non i gestori che lasciano certe località; d’altra parte non ci guadagna nemmeno lo Stato: bassi valori di rimborso=basse tasse e balzelli vari (tassazione plusvalenze, ad esempio); le stazioni appaltanti e gli enti concedenti hanno tutto da perdere da questo approccio….quindi, come dicevano i latini, Cui Prodest? I cittadini, ad onor del vero, qualcosa pure ottengono, ma è veramente una vittoria di Pirro, data l’ingiustizia inflitta agli operatori. Ad ogni modo, alla fine, i soggetti coinvolti nelle gare sono quelli che sono, quindi basta fare qualche considerazione per vedere chi veramente ci guadagna.

Sempre sul tema contributi, da notare che ora il DM fa riferimento al “nuovo” metodo di trattamento dei contributi (i famosi metodo A – nessun degrado post 2008 e solo rivalutazione e Metodo B – degrado stock contributi e quota ammortamenti al netto di tale degrado). Purtroppo, gli altrettanto famosi contributi “congelati” (se si è scelto il Metodo B) per il calcolo del valore di rimborso sono “scongelati”, proprio come le polpette che la mamma dei poveri terruncielli fuori sede ha preparato ai figghì che ritornano in padania e che questi magnano nelle fredde sere d’inverno! Ma così va il mondo.

Questa brusca (e per alcuni versi irrazionale) modifica del metodo di calcolo del valore di rimborso ha avuto anche l’effetto di abbassare (dal 25% al 10%) la soglia di delta VIR-RAB oltre la quale si deve trasmettere tutto il (voluminoso) fascicolo all’Autorità per verifiche ed eventuali osservazioni che, novità sempre non del tutto nuova, questa volta la Stazione Appaltante deve esplicitamente tenerne conto, mentre prima dovevano semplicemente essere rese pubbliche. Resta da considerare solo cosa significa in concreto questo “prendere in considerazione”: ritene che, “dopo attente valutazioni” non si ritiene opportuno modificare alcunché è una presa in considerazione sufficiente?

Tra le cose negative, come non inserire poi il raddoppio del canone, che dal 5% mi passa a ben il 10%? Ma non doveva essere una gara sulla qualità del servizio e sull’aumento delle performance ambientali?! Certamente si può dire che l’aumento è dovuto alle pesanti modifiche effettuate sul calcolo del valore di rimborso, ma è abbastanza evidente che l’aumento del canone (+100%) è decisamente più che proporzionale alla diminuzione della base di calcolo! In altre parole, il valore assoluto del canone da versare aumenta rispetto alla versione precedente del DM, anche se nel frattempo la base di calcolo sottostante si è contratta!

C’è poi il tema piuttosto controverso degli investimenti per l’efficienza energetica. L’intervento che li ha visti protagonisti, infatti, è un po’ il Double-Face di questo DM. Come già detto, infatti, ben venga la maggiore chiarezza, la “messa a punto” dei meccanismi ed il superamento di alcune rigidità francamente inutili:in questo senso, buona la modifica dei riferimenti temporali per allinearli a quelli del meccanismo dei titoli di efficienza ed il forte ampliamento della rosa dei CV utilizzabili….d’altra parte, sempre di risparmio di energia si tratta…perché discriminare, no?! Allo stesso modo è OK poter ricorrere anche a soggetti terzi per eseguire i progetti proposti.

Però…però…alla fine…perché porre una forte limitazione geografica ai progetti? Voglio dire…alla fine, allargando il perimetro geografico il risparmio sarebbe stesso, i soldi dati agli enti locali non diminuirebbero di un solo €cent (ed è quello che conta, vista la rinnovata veste del regolamento!), l’economia girerebbe (e forse anche di più!) e il GSE non dovrebbe inventarsi nuove procedure per dare la certificazione IGP ai vari certificati, con un buon risparmio di adempimenti amministrativo-burocratici! Questi benefici, ad una prima valutazione, sembrerebbero sorpassare il “costo” della più allentata “correlazione territoriale”.

Sempre sul versante negativo dell’intervento sul”efficienza energetica possiamo collocare le previsioni in tema di copertura dei costi. Oggi al 50% domani forse al 100% ma forse no, boh,..forse…Mi sembra un po’ poco chiaro e preciso come meccanismo, senza contare che si aggiunge una ulteriore variabile, che fa rima con incertezza, che il gestore deve considerare quando fa le sue brave valutazioni. E poi non mi pare del tutto corretto: si tratta sempre di progetti che aumentano (ulteriormente) il benessere complessivo del Paese e sarebbe stato giusto dargliene atto e, quindi, garantirgli copertura. In questo modo invece, oltre all’incertezza, si scarica sull’operatore un ulteriore fardello (non di poco conto, tra l’altro) che non potrà che contrarre ancor di più la qualità del servizio offerto e, quindi, a fronte di un presunto e risibile risparmio in tariffa il cittadino si ritrova con un servizio di qualità minore a quella che sarebbe stata possibile con altre scelte. Ed è ovvio cos’è che gli darà più fastidio….!

Si deve ricordare poi anche una modifica che è molto positiva per gli enti concedenti ed esemplificativa del nuovo mood del regolamento gare: l’ente ora può sbolognare al gestore entrante l’eventuale parte dell’impianto che sarebbe stato suo (perché a devoluzione gratuita) a fine della concessione originaria ma che non può reclamare (gratuitamente, eh!) perché l’affidamento tramite gara  parte prima di questa scadenza (arzigogolato, nevvero?). L’ente concedente, con questa modifica, ha diverse alternative su cui giocare e che gli sono assolutamente utili in tempi di bilanci magri: può infatti vendere tutto, far pagare il rimborso all’entrante e prendere la differenza tra il valore dell’impianto calcolato ex art. 5 commi 5 – 13, (quindi con linee guida, detrazione contributi e amenità varie) e quello calcolato ex art. 5 comma 14 lett. b) quindi con la penalizzazione sugli ammortamenti. In alternativa, può cederne solo una parte, rinunciando alla differenza prima ricordata, ma guadagnando “gratuitamente” la porzione residua (su cui prendere remunerazione + quota ammortamento….mica male!). Resta ferma, ad ogni modo, la possibilità che l’Ente Locale paghi quello che deve e rimanga proprietario dei beni, su cui poi prenderà la remunerazione + quota di ammortamento. La scelta, effettuata, infine, non ha alcun impatto sul calcolo del canone.

Per il gestore,ovviamente, si tratta solo di pagare qualcosa in più e, dato le cifre in ballo, tranne in casi veramente particolari, non dovrebbe essere la scelta di qualche Ente Concedente su questo tema a cambiare gli equilibri e le decisioni finali.

Concludiamo con una previsione che non è propriamente negativa (anzi….non è né positiva, né negativa…è semplicemente ….diciamo….sbagliata!): La soglia di redditività degli investimenti del piano industriale sotto la quale si deve valutare la congruità dell’offerta passa dal 5% al 4%. Considerando la situazione economico-finanziaria Italiana e tenendo presente che l’Autorità ha da pochissimo avviato la consultazione sul Wacc (DCO 275/2015/R/com), forse sarebbe stato meglio evitare di “dare numeri” e, al contrario, inserire un meccanismo di indicizzazione (tipo…Wacc AEEGSI – X%).

Mi permetto una chiosa conclusiva: anche se non sembra essere chiaramente esplicitato nel regolamento e nei vari allegati, il contratto di servizio definito dall’Autorità prevede che alla scadenza del periodo di affidamento il gestore dovrà riconoscere (una tantum) l’ammortamento relativo ai beni di proprietà dell’ente concedente. Questo dettaglio (che però non mi sembra essere stato integrato nel regolamento) deve essere considerato sia nelle valutazioni dei gestori che dagli enti concedenti (che dovranno effettuare la scelta di cui sopra).

Go!!!!!!

Come visto, rimangono alcuni ostacoli da superare (di slancio, si spera!) e alcune incertezze “tecniche” (tipo….ma chi è che stabilisce l’inflazione da utilizzare nel DEF? Dato che le risposte del MSE sulle technicality sono state orientate alla massima omogeneizzazione, questa dovrebbe toccare anche questo parametro!).

Ma possiamo dire che oramai ci siamo.

Un fragore di tuono, migliaia di flash, un urlo sale dalle gradinate…..

Buone Gare a tutti.

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore)

DdL Concorrenza (Energia): L’Eterno Ritorno dell’Uguale…Ancora?!

nico

I 3 articolo del Ddl Concorrenza sul tema energia (escludiamo la distribuzione carburanti) mi hanno fatto venire in mente una roba che, come hai fatto tu, tantissimi ragazzi studiano negli anni beati del liceo, dove, tra una cosa e l’altra, un professore di filosofia e storia (io me li immagino sempre un po’ ex-sessantottini e un po’ – giusto un filo, non troppo – delusi da come poi sono andate le cose) ti parlava di questo filosofo tedesco dal nome impronunciabile, tale Nietzsche, che tra le altre idee ne aveva una piuttosto interessante: quella dell’eterno ritorno.

In base a questa idea, grosso modo, l’esistenza è un un ripetersi eterno di fatti e situazioni già accadute e ciò è accettato, sopportato e addirittura voluto dal super uomo (che dice eternamente si a tutte le cose…..ce la ricordiamo la lezione o quel giorno eravamo un po’ distratti, magari dalla compagna di classe carina del terzo banco?!Si, si….la bionda…no, non la bruna….quella era seduta al quinto e ti stava pure antipatica, che non passava mai).

Ma perché questa introduzione finto-colto-chic (e pure un po’ troppo lunga)?! Perché i 3 articoli sembrano dimostrare perfettamente il concetto appena espresso: tutto si ripete, eternamente, e per giunta nemmeno per caso, ma perché qualcuno lo ha voluto, lo vuole e lo vorrà sempre.

Ma cos’è che questo signor qualcuno vuole?! Evidentemente fare annunci roboanti (abbiamo abolito la tutela, detto con voce trionfale e a reti unite) senza voler apertamente scontentare nessuno.

Mentre gli art. 19 e 20 superano gli attuali meccanismi di tutela (dal 2018, e ci sta…..eccome se ci sta…anche se 3 anni è un tempo più che sufficiente per “svuotare” il mercato tutelato ) e permettono, quindi, annunci urbi et orbi, ecco che l’art. 21 zitto-zitto, come un novello ponzio pilato, sposta su altri tavoli – molto meno mediatici e telegenici, ovviamente – la responsabilità di attuare nei fatti questo passaggio storico.

Si perpetua (in un eterno ritorno, appunto) il famigeratissimo rimando a decreti vari ed eventuali (conditi, ma non può essere altrimenti, dai soliti “sentito tizio….interpellato caio……in concerto con sempronio”) per dare sostanza ai sogni. Il punto essendo: il parlamento indica grosso modo la via, ma poi andatevi un po’ a scornare altrove che a noi i tecnicismi non interessano nemmeno un po’ e non vogliamo apertamente scontentare o favorire qualcuno rispetto a qualcun’altro.

E quindi, per l’ennesima volta, sarà un DM a dover chiarire tutti i punti necessari per superare lo status quo. E, si badi bene, non DM qualsiasi, ma un DM dove la M evidentemente sta per Minestrone visto che dentro c’è di tutto: brand unbundling, morosità, procedure di switching, e ovviamente monitoraggio prezzi prima e dopo e garanzia di piena informazione della clientela.

Ho il sospetto, però, che la vera partita si giocherà su una frase che passa decisamente in sordina e che sembra buttata lì quasi per caso o tanto per raccordare qualche periodo: “ulteriori misure volte a facilitare la mobilità dei clienti” (che non sembrerebbero essere quelle per il miglioramento del processo di switching o di fatturazione, che vengono indicate successivamente). Non saranno, mi domando, quelle misure (tutt’altro che “altre”) finalizzate a stabilire che fine faranno i clienti attualmente serviti in regime di (maggior) tutela?! Anche qui, se confermato, si dovrebbe parlare di eterno ritorno…in questo caso del nascondere il busillis tra le pieghe normative.

Per fortuna, si tratta di un Ddl e quindi c’è tempo per qualche correzione volta a specificare e chiarire un po’ meglio le questioni, fissare alcuni punti fermi, tracciare direzioni chiare e precise per le azioni susseguenti ecc.

In altre parole, c’è ampio spazio per interrompere questo eterno ritorno che – non essendo noi superuomini – oramai ci è difficile accettare o (ancora meno) volere.

(quanto scritto rappresenta esclusivamente il punto di vista dell’autore).