Tra data center e nuova domanda elettrica, i gruppi spingono sui cantieri. Il mercato applaude gli utili, ma chiede una risposta: chi paga la super-rete?
Il 2026 si annuncia come l’anno dei cantieri per le utility europee: reti da rinforzare, elettrificazione da sostenere e una variabile che sta cambiando l’ordine di grandezza dei consumi, l’intelligenza artificiale. La combinazione è esplosiva: sempre più capacità di calcolo, più data center, più richiesta di connessioni e di continuità di servizio. In altre parole, la transizione energetica smette di essere solo un tema “verde” e diventa anche infrastrutturale, industriale, persino geopolitico.
Gli analisti descrivono una traiettoria chiara: la spesa in produzione e soprattutto in reti di trasmissione e distribuzione tende ad accelerare, perché è lì che si strozza la crescita. E non si parla solo di nuovi elettrodotti: servono digitalizzazione, sistemi di controllo, trasformatori, accumuli, connessioni rapide per impianti rinnovabili e grandi utenti industriali. La conseguenza è che la rete, fino a ieri percepita come “invisibile”, oggi è il vero asset strategico: se non regge lei, non regge nulla.
Il punto è che la domanda di elettricità non cresce più soltanto per le auto a batteria o le pompe di calore. I data center si stanno trasformando in una nuova classe di consumatori “baseload”, quasi continua, che chiede potenza stabile. L’IEA ha spiegato come l’espansione dei poli digitali in Europa stia incontrando un vincolo che un tempo non era al centro del dibattito: la disponibilità effettiva di energia e connessioni, tra congestioni, permessi e tempi tecnici.
Chi guarda ai colli di bottiglia vede già la tensione salire. In vari Paesi, la coda per allacciarsi alla rete si allunga e i gestori chiedono regole più selettive per evitare che la capacità venga “prenotata” da progetti ancora immaturi. Bernard Gustin, alla guida di Elia Group, ha sintetizzato il problema con una formula che circola sempre più spesso nei palazzi della regolazione: "non più first come, first served, ma first ready, first served". Tradotto: precedenza a chi è pronto davvero, non a chi arriva per primo con una pratica.
In questo scenario, i conti delle utility restano solidi, ma la Borsa non regala più automatismi. Se nel 2025 il settore è riuscito a fare un po’ meglio del mercato europeo, il 2026 viene letto come un test più difficile: prezzi dell’energia meno generosi, leva finanziaria in salita e rischi esecutivi sui cantieri rinnovabili (tempi, costi, connessioni, supply chain). L’orizzonte è quello di utili che possono tornare a muoversi, sostenuti proprio dagli investimenti regolati in rete, ma senza l’“effetto turbo” dei prezzi elettrici post-crisi.
Qui entra in scena l’altra grande variabile: il gas, e quindi il GNL. L’Europa è diventata molto più dipendente dal mercato globale, e un’ondata di nuova offerta attesa nel 2026 tende a raffreddare le aspettative sui prezzi. L’idea di fondo è semplice: più molecole disponibili, più concorrenza, più spazio per una normalizzazione (anche se l’inverno e le tensioni geopolitiche possono sempre scompaginare i piani). Questo contesto rende plausibile una discesa dei prezzi medi rispetto agli anni di picco, con effetti diretti sui margini della generazione e indiretti sulle strategie di copertura.
Se però i prezzi scendono, e la rete va ricostruita, la domanda diventa una sola: come si finanzia l’ondata di capex? È il tema che i manager ripetono sottovoce e i creditori dicono ad alta voce. La spesa per modernizzare e ampliare le reti richiede capitali enormi e prolungati, mentre il costo del denaro non è più quello dell’era dei tassi a zero. Il risultato è una sorta di triangolo: investire tanto, farlo in fretta, e non peggiorare troppo gli indici di credito.
Le mosse sul tavolo sono ormai codificate. Prima: ricorrere a strumenti che non pesano come debito “puro”, come i bond ibridi. Seconda: usare l’equity, con aumenti o operazioni mirate, quando il mercato lo consente. Terza: vendere asset non strategici o ruotare portafogli per liberare cassa. È una finanza di guerra, ma con guanti bianchi: l’obiettivo è tenere in equilibrio crescita e rating.
Un segnale concreto arriva da Enel, che ha messo nero su bianco la possibilità di emettere ibridi fino a un tetto prestabilito nel 2026. È un modo per dire al mercato: investiamo, sì, ma difendiamo anche la qualità del credito. E la stessa logica la si ritrova nei grandi piani di rete: Iberdrola, con la sua strategia 2025-2028, ha scelto di spingere in modo massiccio sulle reti (distribuzione e trasmissione) in aree regolatorie considerate più “certe”, puntando su ritorni stabili e prevedibili.
La politica, intanto, si muove perché la rete non è più un tema tecnico: è un pezzo di competitività europea. Nel dibattito comunitario si moltiplicano i riferimenti a investimenti su scala “da piano Marshall”, con l’idea di accelerare permessi, pianificazione e standard. Il rischio, se non si corre, è doppio: rallentare le rinnovabili (che restano bloccate in attesa di connessione) e frenare la nuova economia digitale (che chiede potenza e affidabilità).
Il paradosso è che proprio l’energia “pulita”, se non accompagnata dalla rete, diventa energia “in coda”. E allora la partita del 2026 non sarà solo quanta capacità rinnovabile si installa, ma quanta capacità si riesce davvero a portare in presa, a consegnare, a integrare. È qui che le utility tornano centrali: perché la transizione, oggi, passa da tralicci, cabine, software e trasformatori tanto quanto da pale e pannelli.
Il 2026 può essere un anno favorevole per chi riesce a trasformare l’urgenza dell’IA e dei data center in investimenti regolati e remunerativi. Ma sarà anche un anno spietato con chi sbaglia tempi, sottostima i costi o si carica troppo debito. Il mercato, questa volta, non chiede slogan: chiede contabilità, cantieri e una risposta credibile alla domanda che vale più di tutte: "con quali soldi, e con quale disciplina?"