Prima l'energia: rete e localizzazione dei data center per l'IA fino al 2027

Il rapporto dell'IEA su energia e IA di aprile 2026 stimava che nel 2025 il consumo di elettricità dei data center fosse cresciuto del 17% e quello dei data center dedicati all'IA del 50%. La proiezione centrale prevede che il consumo dei data center passi da 485 TWh nel 2025 a 950 TWh nel 2030, raddoppiando all'incirca, pari a circa il 3% della domanda mondiale di elettricità. Gli investimenti delle maggiori società tecnologiche hanno superato i $400 miliardi nel 2025 e dovrebbero crescere di un ulteriore 75% nel 2026.

Sul piano fisico la situazione si fa più stretta. Tra il 2020 e il 2025 la densità di potenza dei server per l'IA è cresciuta di undici volte, e l'IEA prevede un ulteriore aumento di quattro volte entro il 2027, quando un singolo rack avanzato potrebbe assorbire nei momenti di picco quanto 65 abitazioni. I colli di bottiglia nell'elettronica di potenza, nei trasformatori, nelle turbine a gas e nella memoria ad alta larghezza di banda rendono meno probabili gli scenari di breve periodo più aggressivi dell'IEA, che prevede una carenza di memoria almeno fino alla fine del 2027.

L'IEA osserva inoltre che i data center si riempiono di server in modo progressivo e spesso sovradimensionano all'inizio le proprie connessioni alla rete. I megawatt richiesti a un gestore di rete sono una previsione della domanda a diversi anni di distanza. Ogni regolatore che oggi gestisce una coda di richieste di data center cerca di distinguere le previsioni solide da quelle ottimistiche, e gli strumenti scelti (commissioni, milestone, obblighi di generazione e condizioni di flessibilità) attribuiscono tutti un prezzo a questa differenza.

In Gran Bretagna le offerte contrattualizzate di connessione lato domanda sono passate da 41 GW a 125 GW tra novembre 2024 e giugno 2025, in larga parte per effetto dei data center, che rappresentano almeno 80 GW di richieste. Il 29 luglio 2026 Ofgem ha avviato una consultazione su una Data Centre Commitment Fee, una commissione di impegno dovuta quando un grande data center accetta un'offerta di connessione, rimborsata all'entrata in esercizio e trattenuta se il progetto esce anticipatamente dalla coda. La forchetta proposta va da £237.500 a £712.500 per megawatt, pari a circa il 2,5%-7,5% del costo medio di un progetto. Per mantenere la propria posizione, i progetti dovrebbero inoltre rispettare milestone specifiche per i data center, dimostrando capacità finanziaria, maturità commerciale e attività di approvvigionamento. La consultazione si è chiusa a settembre 2026 e la decisione di Ofgem è attesa.

Il calcolo è immediato. Con la forchetta proposta, una richiesta da 100 MW metterebbe a rischio tra £23,75 milioni e £71,25 milioni. Con la vecchia coda, richiedere capacità con largo anticipo rispetto a un'effettiva crescita dei carichi costava poco. Con la proposta diventa una decisione di bilancio. Gli sviluppatori dovranno dimensionare le richieste in base al programma di installazione che sono in grado di finanziare, e gli investitori vorranno verificare quel programma rispetto ai tempi di consegna di chip e apparecchiature elettriche.

In parallelo procede la riforma più ampia delle connessioni. Il calendario rivisto di NESO colloca le offerte Gate 2 Phase 2 per la trasmissione e per i grandi impianti connessi alla distribuzione tra inizio settembre 2026 e metà gennaio 2027, e le offerte Phase 2 per la distribuzione tra metà ottobre 2026 e metà marzo 2027. Le date indicate nelle offerte che arriveranno in questa finestra stabiliranno quali progetti britannici potranno impegnare capitale con fiducia nel 2027.

L'Irlanda mostra dove porta una rete congestionata. Nel 2024 i data center hanno utilizzato il 22% dell'elettricità irlandese, contro il 5% del 2015, ed EirGrid prevede che la loro domanda salga da 9,4 TWh nel 2025 a 14,6 TWh nel 2034, pari al 31% della domanda nazionale. A dicembre 2025 la Commission for Regulation of Utilities (l'autorità di regolazione irlandese dei servizi di pubblica utilità) ha stabilito che i nuovi data center devono fornire capacità di generazione programmabile o di accumulo, in sito o nelle vicinanze, commisurata alla capacità massima di prelievo richiesta e partecipe al mercato all'ingrosso. Devono inoltre coprire almeno l'80% della propria domanda annua con elettricità rinnovabile addizionale prodotta in Irlanda, secondo un percorso graduale di sei anni e sulla base di un piano credibile presentato ai gestori di sistema, e i gestori devono valutare se la localizzazione richiesta sia congestionata.

L'UE parte dalla trasparenza. I data center con consumi energetici significativi già comunicano le proprie prestazioni energetiche e idriche ai sensi della direttiva sull'efficienza energetica. Il 21 settembre 2026 la Commissione ha adottato un sistema comune di valutazione per i data center oltre i 500 kW, ora in un periodo di esame di due mesi da parte del Parlamento europeo e del Consiglio. Ha inoltre aperto una consultazione sui requisiti minimi di prestazione che si chiude il 14 dicembre 2026, con una proposta legislativa prevista per il secondo trimestre del 2027. Le prime valutazioni dovrebbero riguardare le prestazioni del 2026, sulla base dei dati trasmessi nel 2027.

Entrambe le giurisdizioni vanno nella stessa direzione. Una connessione comporta ormai obblighi su come l'energia viene approvvigionata, su quanto flessibilmente viene utilizzata e su come vengono rese note le prestazioni, e questi obblighi vanno inseriti nel business case fin dal primo modello.

L'asta di capacità di PJM per l'anno di consegna 2028/2029, tenuta a luglio 2026, si è chiusa al prezzo massimo di $325 per MW-giorno in tutta l'area servita e ha acquisito 6.831 MW in meno rispetto al fabbisogno di affidabilità. L'asta precedente era rimasta sotto di circa 6.500 MW, e PJM afferma che si tratta delle prime aste della sua storia in cui l'intera regione non ha raggiunto il fabbisogno. Indica come causa la continua aggiunta di grandi carichi di data center alle sue previsioni di domanda. Le sue risposte comprendono un quadro Connect and Manage, che consentirebbe ai nuovi grandi carichi di connettersi ma di funzionare in modo flessibile quando necessario, e, dal 9 giugno 2026, un supporto nella definizione di contratti bilaterali di lungo termine tra grandi clienti e produttori. La prossima asta, per il 2029/2030, è prevista per dicembre 2026.

Anche la regolazione federale si sta muovendo. Il 18 giugno 2026 la FERC ha ordinato a tutti e sei i gestori di rete regionali sotto la sua giurisdizione di giustificare o riformare le proprie tariffe per i grandi carichi, con riferimento a procedure di studio, ripartizione dei costi e regole per la co-localizzazione e la generazione dietro il contatore, concedendo 60 giorni per rispondere.

Gli sviluppatori alle prese con connessioni lente si stanno rivolgendo al gas in sito. Secondo l'IEA, un approvvigionamento affidabile di gas in sito per i carichi critici e variabili di un data center richiede una capacità di generazione superiore del 30%-70% al carico stesso. Gli ordini di turbine a gas sono cresciuti del 70% nel 2025, e per l'IEA non è chiaro se la generazione in sito offra davvero una via più rapida verso il mercato su larga scala.

Le raccomandazioni di policy dell'IEA indicano lo scambio possibile: connessioni non garantite e gestione attiva della domanda in cambio di una connessione più rapida. Un sito in grado di ridurre i propri prelievi quando la rete è sotto stress, grazie a batterie, generazione in sito o programmazione dei carichi di lavoro, è quello che un gestore può connettere prima. Quanta interruzione un progetto possa accettare è una decisione progettuale, e va presa prima di acquistare il terreno.

In tutte queste giurisdizioni l'ordine con cui si sceglie un sito si sta invertendo. La sequenza tradizionale (terreno, autorizzazioni urbanistiche e poi energia) lascia il posto all'energia come primo passo: la data di connessione, la quota di capacità garantita e quella interrompibile, la commissione o la garanzia necessaria per mantenerla, e gli obblighi di approvvigionamento o di generazione collegati. Terreno, fibra, permessi e domanda dei clienti vengono poi verificati rispetto a questi elementi.

Il modello finanziario deve adeguarsi. Le curve di crescita dei ricavi sono di solito legate al completamento dell'edificio e all'allestimento da parte dei clienti. Dovrebbero invece essere legate alle date di entrata in esercizio per fase, con la probabilità di ciascuna data ricavata dalle evidenze sulla rete e non dal cronoprogramma di costruzione. Un modello con un'unica data di avvio ne nasconde tre: la data in cui l'edificio è pronto, quella in cui la rete può fornire energia e quella in cui arrivano le apparecchiature del cliente. Fino al 2027 sono la seconda e la terza quelle più soggette a slittamenti.

La trasparenza va inserita nello stesso modello. Dove si applicano valutazioni, obblighi di copertura con rinnovabili o di rendicontazione, i dati che dimostrano la conformità (energia misurata, consumo d'acqua, approvvigionamento rinnovabile ed eventi di flessibilità) andrebbero integrati nell'operatività prima dell'arrivo del primo cliente, perché ricostruirli in seguito è molto più difficile. I dati che dimostrano la conformità in Irlanda, nell'UE e negli Stati Uniti si sovrappongono più delle regole stesse, per cui un unico livello di misurazione e rendicontazione, progettato una sola volta, può servire più giurisdizioni.

Prima che Ofgem decida sulla commissione di impegno, censire ogni posizione di connessione lato domanda detenuta o richiesta in Gran Bretagna, confrontarla con un programma di installazione finanziabile e calcolare l'esposizione alla commissione a entrambi gli estremi della forchetta proposta. Decidere quali posizioni mantenere, ridimensionare o rilasciare.

Entro gennaio 2027, per i progetti in Gate 2 Phase 2, confermare la data dell'offerta e le evidenze che ciascuna milestone richiederà, e allineare a quelle date le approvazioni del consiglio di amministrazione e le condizioni di finanziamento.

Per i progetti in Irlanda, verificare se i requisiti di generazione programmabile e di copertura rinnovabile all'80% possano essere soddisfatti con impianti e contratti identificati, prima di qualsiasi ulteriore impegno sui terreni.

Per i siti nell'UE, decidere entro il 14 dicembre 2026 se rispondere alla consultazione sui requisiti minimi di prestazione, e verificare fin d'ora i dati energetici e idrici del 2026, così che la prima valutazione rifletta il funzionamento reale del sito.

Per i progetti negli Stati Uniti, decidere quanto carico interrompibile ciascuno possa accettare prima dell'asta PJM di dicembre 2026 e delle modifiche tariffarie che seguiranno gli ordini della FERC, dal momento che la flessibilità sta diventando il prezzo di una connessione più rapida.

Per l'intero portafoglio, sostituire nei modelli finanziari le date di avvio uniche con date di entrata in esercizio per fase e un intervallo per l'arrivo delle apparecchiature, comprese memoria e apparecchiature elettriche fino al 2027, e comunicare a investitori e finanziatori questo intervallo anziché una stima puntuale.