Tredici miliardi in Finlandia e bollette su del 54%: chi si prende l'energia

Il 9 settembre Google ha annunciato il più grande investimento singolo della propria storia in Europa. Almeno 13 miliardi di euro, circa 15,1 miliardi di dollari, nell'arco dei prossimi due anni, per costruire infrastrutture di intelligenza artificiale in Finlandia. La notizia ha fatto il giro dei giornali economici per la dimensione. Il dettaglio più importante, però, stava in un comunicato separato, diffuso dal gruppo energetico finlandese Fortum.

L'operazione

Secondo quanto riportato da Reuters, BBC e Bloomberg, il piano prevede la costruzione di tre nuovi data center nelle località di Kajaani, Muhos e Vaala, nel nord del Paese, e l'ampliamento del sito esistente di Hamina, nato nel 2009 dalla riconversione di una cartiera. La costruzione è prevista fra il 2027 e il 2028. Secondo le stime della società, l'investimento sosterrà oltre 37.000 posti di lavoro durante la fase di cantiere e aumenterà il prodotto interno lordo finlandese di 3,6 miliardi di euro l'anno.

Il cuore dell'accordo, però, è l'energia. Google ha firmato con Fortum un contratto di ventidue anni per l'acquisto fino al 50% della produzione della centrale nucleare di Loviisa, una delle due centrali nucleari del Paese.

Qualche commentatore ha definito la Finlandia «il Texas d'Europa». Il paragone regge fino a un certo punto, ma coglie il punto essenziale: i data center non vanno dove c'è mercato, vanno dove c'è energia abbondante, stabile, a prezzo prevedibile per decenni, e dove il clima riduce i costi di raffreddamento. In inverno, nel nord della Finlandia, le temperature scendono ben sotto i dieci gradi sotto zero.

Intanto, in Italia

Nelle stesse settimane, le stime di Nomisma Energia riportate da Il Sole 24 Ore indicavano per settembre rincari in bolletta del 23% per le famiglie e del 54% per le imprese. Per un'impresa tipo, il costo del gas era stimato in 71 centesimi al metro cubo, contro i 43 del settembre 2025. L'elettricità in bolletta era stimata a 20,72 centesimi al chilowattora.

I mercati all'ingrosso hanno confermato la tensione. Al TTF di Amsterdam il gas ha toccato il 9 settembre un picco di 80,99 euro al megawattora, il livello più alto da gennaio 2023, contro i circa 30 euro di febbraio. Il Brent ha superato i 100 dollari e l'11 settembre ha toccato 109,97 dollari, il massimo da quattro mesi, secondo Reuters. In Germania gli stoccaggi di gas erano fermi al 54,5%, il livello più basso degli ultimi quindici anni, con la media europea al 67% contro il 79% di un anno prima; l'Italia era all'84%.

Sul fronte fiscale, il governo continua a procedere per proroghe settimanali del taglio delle accise sul gasolio, l'ultima fino al 17 settembre, con un costo per le casse pubbliche che, per la sola voce accise, aveva superato i 2 miliardi di euro.

Una sola notizia, non due

Messe una accanto all'altra, queste informazioni descrivono lo stesso fenomeno da due lati.

Da un lato, i grandi consumatori globali di energia, oggi soprattutto i costruttori di infrastrutture per l'intelligenza artificiale, stanno bloccando per decenni la produzione elettrica a basse emissioni e a costo stabile, con contratti di acquisto a lunghissimo termine. Dall'altro, le imprese manifatturiere europee, che quell'energia non la comprano a ventidue anni ma la subiscono mese per mese, pagano la volatilità dei mercati del gas e del petrolio.

Il nucleare, l'idroelettrico, le grandi rinnovabili con produzione prevedibile sono risorse limitate. Ogni megawattora contrattualizzato per vent'anni da un data center è un megawattora che non sarà disponibile, a quel prezzo, per un'acciaieria, una cartiera o un distretto ceramico. Non è una contrapposizione morale fra tecnologia e industria: è una competizione economica per un bene scarso, che si vince con la capacità di firmare contratti lunghi e con la solidità del proprio merito di credito.

Reuters Breakingviews ha scritto che la corsa dei nuovi costruttori di data center ricorda la bolla della banda larga di fine anni Novanta. È un'ipotesi da tenere presente. Ma anche le bolle, mentre crescono, si comprano l'energia.

Il contratto che fa la differenza: l'acquisto a lungo termine

Per chi si occupa di project finance, il contratto fra Google e Fortum è un caso di studio. I contratti di acquisto di energia a lungo termine, noti come PPA, sono lo strumento che rende finanziabile un impianto di produzione: la banca presta sulla base di flussi futuri garantiti da un acquirente affidabile. Più lungo è il contratto, più solido è l'acquirente, più basso è il costo del finanziamento, più basso è il prezzo dell'energia che il produttore può offrire. È un circolo che premia chi ha un bilancio da gruppo globale.

Le clausole che determinano il valore reale di un contratto di questo tipo sono sempre le stesse, e un'impresa italiana che valuta di sottoscriverne uno, anche di dimensioni molto più piccole, deve conoscerle.

*La durata e il profilo.* Un contratto a lunghissimo termine garantisce stabilità ma espone al rischio che i prezzi di mercato scendano sotto quello pattuito. La scelta fra prezzo fisso, prezzo indicizzato e formule miste è una scelta di rischio, non di convenienza immediata.

*La forma della consegna.* Un contratto fisico, con consegna dell'energia, e uno finanziario, che regola soltanto la differenza fra prezzo pattuito e prezzo di mercato, hanno trattamenti contabili, fiscali e regolamentari diversi.

*Il merito di credito dell'acquirente.* Il produttore e le sue banche chiederanno garanzie proporzionate alla durata e alla solidità del cliente. È il punto su cui una media impresa si trova più svantaggiata rispetto a un grande gruppo, e su cui gli strumenti di aggregazione della domanda fra più imprese diventano decisivi.

*Il cambio normativo e la forza maggiore.* In un orizzonte di vent'anni, le regole cambieranno. Chi sopporta il costo di nuovi oneri di sistema, di nuove imposte sull'energia o di modifiche al mercato elettrico deve essere scritto nel contratto. In assenza di una previsione espressa, nel nostro ordinamento si discuterà di eccessiva onerosità sopravvenuta ai sensi dell'articolo 1467 del codice civile, con esiti incerti e tempi lunghi.

Che cosa dovrebbe fare un'impresa energivora italiana

Le imprese che consumano molta energia hanno davanti, oggi, tre decisioni.

La prima riguarda i contratti di fornitura in essere. Quelli firmati quando il gas stava a 30 euro contengono spesso clausole di revisione del prezzo, di indicizzazione o di recesso. Vanno rilette adesso, prima che il fornitore le attivi.

La seconda riguarda la copertura del rischio nel medio periodo. Un contratto di acquisto a lungo termine, anche per una quota del fabbisogno, può trasformare un costo volatile in un costo pianificabile. Il prezzo della stabilità va confrontato con il costo della volatilità degli ultimi quattro anni, non con il prezzo di mercato di un singolo mese.

La terza riguarda il piano industriale. Un piano che poggia su misure pubbliche rinnovate di settimana in settimana, come i tagli delle accise, non è un piano: è un'ipotesi. Chi deve presentare un piano a una banca, a un investitore o a un tribunale, nell'ambito di uno strumento di regolazione della crisi, dovrebbe costruire lo scenario energetico sulla base dei contratti che ha e dei prezzi prevedibili, trattando ogni sostegno pubblico come un evento incerto.

E in Italia i data center arrivano davvero

Sarebbe un errore pensare che la competizione per l'energia fra infrastrutture digitali e industria riguardi soltanto il Nord Europa. Anche in Italia i progetti di data center si moltiplicano, soprattutto intorno alle aree metropolitane, e ciascuno di essi richiede connessioni alla rete elettrica di potenza molto elevata e forniture stabili per decenni.

La questione, per un territorio, non è se accogliere o no questi investimenti, che portano capitale, lavoro qualificato e gettito. È come governare tre risorse che diventano scarse nello stesso momento.

*La capacità di rete.* Le richieste di connessione di grandi carichi si mettono in coda accanto a quelle degli impianti di produzione e delle imprese industriali. L'ordine con cui vengono soddisfatte, e le opere di rete necessarie, determinano quali progetti partono e quali aspettano anni. Per un'impresa manifatturiera che deve ampliare uno stabilimento, sapere quanta capacità è disponibile nella propria zona diventa un elemento del piano industriale, non un dettaglio tecnico.

*Il suolo e le autorizzazioni.* I data center competono con gli impianti rinnovabili e con gli insediamenti produttivi per le stesse aree, con procedure autorizzative che coinvolgono ambiente, paesaggio e urbanistica. Chi assiste un'impresa in un investimento industriale deve considerare che l'area individuata può interessare anche ad altri, con capitali molto maggiori.

*Il prezzo dei contratti di lungo termine. Quando grandi acquirenti globali entrano nel mercato dei contratti di acquisto di energia rinnovabile, i produttori possono scegliere controparti più solide e alzare il prezzo. Le imprese italiane di dimensione media rischiano di trovarsi in coda anche su questo mercato, a meno di aggregarsi in gruppi di acquisto o di usare strumenti pubblici pensati per i consumatori industriali energivori (da verificare, per ciascuna impresa, requisiti e finestre degli strumenti nazionali disponibili)*.

La lezione per il project finance

C'è infine un aspetto che riguarda chi finanzia. Un impianto di produzione con un acquirente come Google per ventidue anni è un progetto quasi privo di rischio di mercato: la banca valuta soprattutto la tecnologia e la solidità della controparte. Un impianto che vende energia a un gruppo di medie imprese, o sul mercato, porta con sé un rischio di prezzo e di credito molto più alto, e quindi un costo del capitale più elevato.

Questo spiega perché le grandi operazioni si concentrano sui grandi acquirenti, e perché le politiche pubbliche che vogliono portare energia stabile all'industria diffusa devono intervenire proprio sul rischio di controparte: garanzie, aggregazione della domanda, strutture contrattuali standardizzate. Senza questi strumenti, il mercato farà ciò che sa fare meglio: allocare la risorsa scarsa a chi presenta il rischio più basso.

L'angolo del Diavolo

La transizione energetica europea è stata raccontata per anni come un problema di produzione: servono più rinnovabili, più reti, più accumuli. Il contratto di Loviisa ricorda che è anche, e forse soprattutto, un problema di allocazione. L'energia pulita e stabile esiste, ma è poca, e va a chi può impegnarsi a comprarla per ventidue anni.

Le imprese italiane hanno passato gli ultimi anni a chiedere allo Stato di abbassare le bollette. Lo Stato ha risposto con proroghe settimanali e miliardi di spesa. Nel frattempo, altrove, i grandi consumatori globali si sono comprati il futuro con un contratto. La domanda per il sistema produttivo italiano non è più quanto costerà l'energia il mese prossimo. È chi avrà diritto a quella energia nel 2040, e se nel frattempo avremo imparato a firmare contratti abbastanza lunghi da contendergliela.