Entro mercoledì 16 giugno va versato l’acconto Imu per il 2021 tramite F24, PagoPA o bollettino postale. Si tratta, insomma, della solita scadenza che coinvolge milioni di proprietari di casa che ogni anno sono costretti a rincorrere le novità dell’ultimo minuto che arrivano dai Comuni e stare dietro alle varie modifiche che ormai caratterizzano questa imposta, nonostante da anni venga promessa la semplificazione della giungla delle aliquote a beneficio dei contribuenti. Così, se lo scorso anno è stata cancellata per tutti la Tasi, inglobata proprio nell’Imu per semplificare la gestione dei tributi locali, quest’anno bisogna fare molta attenzione alle aliquote comunali e alle tante esenzioni inserite per l’emergenza Covid. Facciamo chiarezza. La nuova formulazione dell’Imu dello scorso anno ha causato una riduzione di entrate per gli enti locali, così il governo ha dato facoltà ai Comuni di aumentare le aliquote Imu per recuperare in parte ciò che si è perso con l’abrogazione della Tasi. Ma lo scorso anno sono stati pochissimi i Comuni che avevano già deliberato prima del saldo del 16 dicembre le aliquote definitive. Così per molti contribuenti ci potrebbe essere quest’anno un un conguaglio da versare e nuove aliquote con cui calcolare l’imposta. In linea generale, l’aliquota base è dell’8,6 per mille, ma i sindaci possono aumentarla fino al 10,6 per mille.

Sul fronte delle esenzioni, invece, oltre a tutti i proprietari delle abitazione principale (eccetto le dimore di lusso), a non pagare la prima rata è anche chi detiene gli immobili delle attività dei settori dello spettacolo, del turismo, alberghiero e fieristico, ad esempio villaggi turistici, case vacanze, bed and breakfast, agriturismo, campeggi, stabilimenti balneari, discoteche. Ma il dl Sostegni ha stabilito l’esonero dalla prima rata anche per i titolari di partita Iva (attiva al 23 marzo 2021) in possesso dei requisiti di accesso ai contributi a fondo perduto, solo per gli immobili dove svolgono l’attività lavorativa e a condizione che i redditi 2020 si siano ridotti di almeno il 30% rispetto all’anno precedente. Tra tutti gli altri proprietari che devono pagare l’Imu ci sono anche quelli che non hanno la disponibilità degli immobili a causa del blocco degli sfratti prorogato fino al 30 settembre 2021 per i provvedimenti di rilascio adottati dal 28 febbraio al 30 settembre 2020, mentre lo stop proseguirà fino a fine anno per quelli adottati da ottobre e fino al 30 giugno 2021.

 

Il gioco dell’Opa a Piazza Affari è cambiato. Quando furono introdotte nel ’98, le “Offerte pubbliche di acquisto” sulle azioni che compongono il capitale erano mirate a rendere contendibili le società quotate. Ma da anni ormai hanno invece quasi sempre lo scopo di raccogliere tutte le azioni e cancellare le aziende dalla Borsa, il cosiddetto “delisting”. Tutte le 10 operazioni lanciate da inizio anno a Milano puntano a levare dal mercato le società destinatarie, mentre l’anno scorso questa è stata la ragione di 10 delle 14 Opa. Il trend riguarda tutti i settori e società di ogni dimensione e si gioca spesso sulla pelle degli azionisti di minoranza. Da inizio 2020 tra le operazioni svettano quelle di Generali su Cattolica, Asterion su Retelit, Intesa Sanpaolo su Ubi Banca e Crédit Agricole Italia su Creval, Romulus and Remus Investments su As Roma (fallita, però, e il magnate Friedkin ora controlla l’86,8% della squadra), Giano Holding su Gedi, società editrice di Repubblica e L’Espresso.

Secondo uno studio della Consob sulle Opa lanciate in Italia dal 2007 al 2019, su 174 offerte azionarie 109 (il 60,6%) prevedevano il delisting della società target come finalità dell’azionista di controllo o come obiettivo “associato” dei nuovi soci di riferimento. Dal 2015 al 2019 l’incidenza dei delisting è cresciuta dal 50 al 90% delle offerte totali, è aumentata la dimensione media delle società revocate e le cancellazioni sono scattate anche con i listini stabili o al rialzo. Ma perché il delisting è diventato la regola? Tra le cause ci sono la volontà degli azionisti di maggioranza di riprendersi le società quotate pagandole meno dei fondi raccolti con la quotazione – evitando gli obblighi di trasparenza e comunicazione -, la perdita di rappresentatività di Borsa italiana rispetto a quelle estere e la diffusione dei fondi di private equity, strumenti di investimento che raggruppano pochi soggetti con grandi capitali. Quando prestiti e obbligazioni costano poco e le azioni sono in calo, per i fondi di private equity è facile comprare società quotate a debito (i cosiddetti leveraged buy out, Lbo) e toglierle dalla Borsa. C’è anche un fattore tipicamente italiano, la concentrazione del controllo: minore il numero di chi possiede partecipazioni elevate in una società quotata, maggiore è l’impulso a levarla dal listino.

Salvatore Bragantini, manager ed ex commissario Consob, spiega che “il fenomeno dei delisting attraverso le Opa ha cause diverse. Innanzitutto tutte le Borse europee soffrono della mancanza di un vero mercato integrato per le differenze sul diritto societario e fallimentare. In secondo luogo, i prezzi pagati fuori Borsa dal private equity per le quote di maggioranza sono superiori a quelli pagati a Piazza Affari e ciò crea un incentivo a delistare le imprese alleandosi ai loro azionisti di controllo, perché la gestione libera dalle norme e dai condizionamenti previsti sul mercato borsistico consente al capitale investito di ottenere rendimenti superiori. Sono tendenze mondiali che coinvolgono anche Usa e Regno Unito. C’è poi una questione di fondo: le medie imprese italiane interessanti per gli investitori istituzionali non sono abbastanza numerose, le altre non hanno un incentivo reale alla quotazione perché non riscuotono abbastanza interesse. Tra i fattori regolamentari, la fine della concentrazione degli scambi in Borsa decisa dalla direttiva Mifid non è stata determinante. mentre ha avuto effetti maggiori la norma per evitare conflitti di interesse tra la ricerca sui titoli azionari e l’attività di consulenza di investimento che ha colpito maggiormente le azioni a minore capitalizzazione”, conclude Bragantini.

Anche se non sempre i delisting vanno a segno, non sempre gli azionisti interessati a togliere dalla Borsa una società rinunciano ai loro progetti. Lo dimostra l’Opa da 3,5 milioni lanciata su Poligrafica San Faustino per delistarla dalla Campi Srl della famiglia Frigoli, che detiene il 48,1% (ma grazie al voto maggiorato conta per il 64,9% del capitale votante) di Psf. L’offerta di gennaio, che pagava 7,03 euro per azione (all’ingresso in Borsa nell’ottobre 1999 i titoli costavano 37 euro, nel 2000 avevano raggiunto i 200) con un premio del 15% sul listino, è fallita perché ha raccolto appena 4.962 azioni, lo 0,4%. L’operazione si pagava da sé grazie ai fondi propri di Psf: a fine marzo la posizione finanziaria netta consolidata era positiva per 5,4 milioni, gli utili non distribuiti erano 3 milioni. Nessun problema: i Frigoli hanno indetto per il 16 luglio un’assemblea di Psf per decretarne la fusione inversa con Campi. Offrono ancora meno, 6,96 euro per azione, mentre gli azionisti di minoranza calcolano il valore in 34 euro. I risparmiatori promettono battaglia, ma lo scontro è impari. Se l’Opa è cambiata, la morale resta la stessa: il pesce grosso mangia i piccoli.

La transizione ecologica, come forse alcuni hanno capito, è nella pratica una transizione energetica: in buona sostanza non il ripensamento del rapporto tra attività umana e ambiente circostante, ma una ristrutturazione del sistema industriale che – se andrà bene – dovrebbe riuscire a diminuire (di quanto si vedrà) le emissioni climalteranti.

Il Piano di ripresa predisposto dal ministro Roberto Cingolani – scienziato che ha sempre un occhio di riguardo per lo sviluppo economico, a volte declinato come interesse d’impresa – è pienamente in questo solco, solo leggermente più arretrato della media. Anche su indicazione dell’Ue, ad esempio, la partita “idrogeno” ha un certo peso sia diretto che indiretto nel Pnrr italiano: il capitolo 3 della missione 2 del Piano prevede un investimento di 3,19 miliardi su questo capitolo, a molti investimenti indiretti arriveranno grazie a scelte in parte esterne al Pnrr come l’uscita (phase out) dal carbone in Sardegna, che sarà realizzata – per la felicità del colosso Snam, partecipato al 30% da Cassa depositi e prestiti – attraverso due mega gasdotti, infrastrutture che hanno un orizzonte di vita di circa 50 anni, e non puntando su solare ed eolico come pure era possibile visto che sole e vento non mancano di certo nell’isola. Sia detto en passant, ma l’Autorità per l’energia (Arera) ha bocciato il piano di metanizzazione della Sardegna di Enura (cioè Snam e Società Gasdotti Italia)

Altri due miliardi, in ogni caso, il Pnrr li investe sul biometano – in particolare nel settore agricolo – altro gas che andrà trasportato per essere utilizzato come fonte energetica. Il gasdotto, insomma, è il vero centro della strategia italiana: “Più in là li useremo per l’idrogeno”, si dice. E il piano industriale di Snam s’è portato avanti destinando la metà dei 7,5 miliardi di euro di investimenti previsti tra 2020 e 2024 “alla sostituzione e sviluppo degli asset secondo standard compatibili anche con l’idrogeno. A oggi la società stima che oltre il 70% dei tubi dei propri metanodotti siano pronti a trasportare idrogeno”, si legge sul sito della società dei tubi.

Il pasticcio sta nel fatto che l’idrogeno è una tecnologia in larga parte acerba e/o costosa e/o inquinante: a breve sarà forse possibile utilizzarlo come fonte di energia solo per grandi complessi industriali (peraltro in miscela con biometano o gas naturale), il che rende poco meno di una boutade i 530 milioni stanziati per la ricerca sul suo utilizzo nel trasporto stradale e ferroviario.

La strategia di Cingolani sembra arrivare direttamente dagli anni Ottanta e Novanta, quando il gas era il gemello buono del petrolio, ed è finita sbeffeggiata sul Corriere della Sera non da Greta Thunberg, ma da John Kerry, inviato speciale del presidente Usa per l’emergenza climatica, lo scorso 21 maggio: “Il ministro Cingolani mi ha mostrato le mappe dei gasdotti, esistenti e in discussione. Ma attenzione: il gas naturale è comunque un combustibile fossile composto all’87% circa di metano, quando lo bruci crei CO2, e quando lo sposti possono esserci perdite molto pericolose”.

Proprio parlando di gasdotti, Francesco La Camera – alto funzionario del ministero dell’Ambiente che dirige Irena, cioè l’International Renewable Energy Agency – ha sostenuto che “il rischio dei grandi investimenti infrastrutturali in combustibili fossili è quello dell’insostenibilità economica nel medio lungo periodo”. Tradotto: il peso dei fossili nel mimix energetico andrà scemando, compreso il gas, che avrà il suo picco di utilizzo nel 2025; investire ingenti fondi pubblici in nuove infrastrutture non ha senso, basta riconvertire quelle esistenti ai nuovi usi e concentrare i fondi sulle rinnovabili vere e le reti intelligenti, in grado di gestire la discontinuità che è ad oggi la vera pecca dell’energia “green”.

Sono considerate dagli ambientalisti le grandi assenti nella programmazione energetica del ministro della Transizione ecologica Roberto Cingolani, ma soprattutto da qualche anno sono le grandi assenti nel mercato energetico italiano. Tra progetti per il gas, idrogeno e aperture al mini-nucleare, delle fonti di energia rinnovabile e delle sue infrastrutture ci si ricorda quasi esclusivamente quando diventano il centro di contestazioni tra istituzioni locali, aziende e governo.

Nel 2020, infatti, l’Italia ha costruito appena 0,78 gigawatt di impianti eolici e solari; nel 2019 erano stati 1,2; l’anno prima si era arrivati a 1,1 gigawatt. Tuttavia, per raggiungere gli obiettivi previsti al 2030 sia dal Pniec (il Piano nazionale integrato Energia e Clima che sarà a breve aggiornato), sia da Bruxelles, si dovrebbero realizzare impianti per almeno 6mila gigawatt l’anno. Nulla, ad oggi, di più difficile.

L’ultimo bando del Gse per assegnare gli incentivi a progetti di centrali per le rinnovabili, che era tarato su un totale di 2.461 megawatt, ne ha attribuiti per appena 297. È stato “piazzato”, quindi, solo il 12% dell’offerta. E se in Italia le aste vanno quasi deserte, in Spagna e in Portogallo vengono richiesti incentivi per una potenza pure superiore a quella messa all’asta. Abbiamo provato a capire perché.

L’inizio della storia delle rinnovabili in Italia coincide grosso modo col combinato disposto della liberalizzazione del settore dell’energia e la spinta dell’Ue a produrla da fonti rinnovabili, dunque per lo più idroelettrico (che è minimamente utilizzato), eolico e solare. Negli ultimi quindici anni c’è stata una campagna di incentivazione progressiva: si è passati dagli iniziali sostegni a fondo perduto, magari per i privati, a quelli per salvare i vecchi impianti. Fino a meccanismi di incentivazione generici e sistematici. In generale, l’Italia è all’avanguardia dal punto di vista della tecnologia. Le fonti idroelettriche sono ben sfruttate e coprono circa il 18% della produzione da rinnovabili; ad esse si aggiunge il “nucleo” duro di biomasse, eolico e fotovoltaico, spinti dagli incentivi arrivati tra il 2005 e il 2012 (potenze installate per 8, 8 e 9%)

A quel tempo le aste andavano benissimo, arrivavano operatori dall’estero, gli impianti si moltiplicavano e pian piano anche i costi iniziavano ad abbassarsi. Poi, i problemi. “Fra il terzo e il quarto Conto Energia, l’Italia non ha saputo abbassare gradualmente gli incentivi al fotovoltaico – spiega l’avvocato Francesco Arecco, che da anni si occupa di questi temi -. Meccanismi di accesso entro termini strettissimi a incentivi molto alti hanno richiamato gli speculatori. La reazione di politica e amministrazione è stata lenta ma molto forte: si è deciso di verificare tutti gli impianti già ammessi agli incentivi, anche a distanza di anni. E si sono revocati incentivi anche sulla base di criteri meramente formali, colpendo spesso gli operatori in perfetta buonafede. Questo ha reso l’Italia un Paese considerato ad alto rischio di investimento”. In pratica, nell’ultimo decennio c’è stato chi ha investito davvero e fondi che hanno speculato, con gli incentivi costruito magari impianti enormi dichiarandone invece tanti microscopici. Il paradosso: l’imprenditore serio, che magari aveva pianificato un rientro dell’investiemento nel giro di 5-8 anni si è trovato a dover ricominciare tutto da zero, lo speculatore ha invece guadagnato, ha fatto una srl veicolo, l’ha fatta fallire, ha lasciato l’impianto in un campo e se n’è andato coi guadagni.

Ovviamente il Gse ha poca responsabilità su questa gestione. Gli indirizzi arrivano sempre da governo e politica che, spesso e volentieri, chiede al gestore di “stringere” la cinghia. Nel 2014, per dire, arriva lo “spalma incentivi fotovoltaico” che imponeva la scelta fra una riduzione o una estensione del periodo incentivale con l’obiettivo di un risparmio in bolletta. Una prassi che anche la Cassazione ha ritenuto legale, ma che di fatto – secondo chi è nel settore – oggi spaventa gli investitori. “È imperdonabile – continua Arecco – che il Paese le cui Università hanno sviluppato i migliori meccanismi incentivali cada in contraddizione così, con un conseguente altissimo danno reputazionale. Quali investitori può richiamare un sistema Paese così?”.

Autorizzare un impianto, poi, pare abbia bisogno di tempi infiniti. “Oggi – ci spiega un grosso operatore – un impianto solare di ampia scala richiede un iter di almeno un anno e mezzo. Per l’eolico si arriva anche a 5 anni con punte di 7 e 9. Questo spesso implica che quando e se il procedimento arriva a buon fine, lo fa con un layout tecnologico che è già ampiamente superato dal mercato”. Le turbine dell’eolico, ad esempio diventano sempre più efficienti. Solo che adeguare o variare i progetti richiede altri permessi altrettanto lunghi. Le proiezioni di settore mostrano che con questi ritmi gli obiettivi di produzione da rinnovabili fissati al 2030 si raggiungeranno in quasi cento anni. Ammesso che si inizi davvero a crescere.

Anche perché a luglio del 2019 è stato pubblicato il dl Fer con un ciclo di sette aste in due anni per complessivi 8 giga, il 90% circa per progetti di larga scala. L’offerta si è saturata però solo il primo anno, per poi ridursi progressivamente. Secondo un Rapporto del Politecnico di Milano, solo l’eolico è crollato del 79%. Nelle ultime aste sono stati offerti solo 70 megawatt a fronte di 1.500 disponibili. “Mentre in Italia registriamo questi risultati – spiega un altro operatore – in Spagna a inizio anno accadeva un fenomeno opposto: a fronte di 3 gigawatt messi a gara, l’offerta è stata di 9 gigawatt con partecipanti a prezzi super competitivi. Qualcuno dice che questo accade perché lì i permessi si possono prendere dopo. Ma l’inefficienza italiana non dipende dall’inefficienza delle aste. Anche se cambiasse l’accesso alle aste, difficilmente gli operatori si prenderebbero il rischio di non avere poi i permessi”.

Sia gli ambientalisti che gli operatori indicano, come principale causa, la difficoltà dei procedimenti autorizzativi: ogni tecnologia ha un diverso ente di riferimento, ma in generale ad avere l’ultima parola sono quasi sempre le Regioni (previo coinvolgimento di altri enti, come ad esempio le Soprintendenze). La sindrome Nimby, ovvero “non nel mio giardino”, spesso non riguarda i cittadini, ma gli enti locali, a partire dai Comuni, a volte attratti dalla prospettiva di ottenere vantaggi economici da un impianto. Secondo le stime del settore, infatti, raggiungere gli obiettivi sulle rinnovabili significherebbe occupare circa lo 0,5% del territorio nazionale. Non proprio pannelli e pali in ogni dove, quindi.

Eppure, anche i terreni rappresentano un grosso ostacolo visto che ad oggi tutti, anche se inadatti alle coltivazioni, tendono a essere considerati agricoli se non sono edificabili o industriali e che non sono previsti incentivi per l’agrivoltaico: quasi nessun Comune, però, è disposto a cambiare la destinazione d’uso. Anche per questo si sta pensando di provare a far convivere terreni coltivati e fotovoltaico (incentivi nel Dl Semplifcazioni), con moduli verticali magari adatti a un agricoltura non estensiva.

Nelle scorse settimane, comunque, le preoccupazioni di chi teme che le rinnovabili possano deturpare il paesaggio sono state rappresentate da Italia Nostra (nonché dalle associazioni degli agricoltori), anche in relazione al progetto della Soprintendenza centrale che potrà assumere decisioni su temi strategici legati al Pnrr e alla transizione ecologica.

Dopo lo stop di decine di progetti per le rinnovabili in tutta Italia da parte dei sindaci, anche con ricorsi al Tar, oggi Italia Nostra chiede che sia identificato prima di tutto un piano delle aree idonee “ad accogliere gli impianti di energia rinnovabile secondo standard di piena sostenibilità”. Una richiesta sensata, sulla quale diventa necessario trovare una sintesi.