Ordinare oggi una turbina a gas di grande potenza a GE Vernova significa non riceverla prima del 2031. Questo è il programma di produzione effettivo dell'azienda, confermato nella telefonata sui risultati del 22 luglio, ed è il dato che sta alla base di ogni piano energetico per data center AI annunciato negli ultimi due anni — un dato che ricorre molto meno spesso degli annunci stessi.

Goldman Sachs ha quantificato la domanda a maggio. La domanda di energia dei data center statunitensi salirà da 31 gigawatt nel 2025 a 41 GW quest'anno e a 66 GW nel 2027. Gli incrementi annui di capacità passeranno dagli 8,5 GW effettivamente realizzati l'anno scorso ai 13,6 GW previsti per il 2026 e ai 36,3 GW previsti per il 2027. A quel punto i data center assorbirebbero l'8,5% della domanda di picco estiva totale degli Stati Uniti, rispetto al 4,1% attuale.

Le apparecchiature destinate a generare quell'energia seguono un calendario completamente diverso, e questo divario oggi condiziona non solo le tempistiche dei progetti, ma anche la pianificazione della rete, le code di interconnessione e i prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica.

I tre grandi produttori sono al completo fino agli anni 2030

GE Vernova ha chiuso il secondo trimestre con 116 GW di backlog di apparecchiature per la generazione a gas e accordi di prenotazione di slot, in aumento rispetto ai 100 GW di tre mesi prima e agli 83 GW alla fine del 2025. L'azienda prevede di avere almeno 125 GW sotto contratto entro dicembre. L'amministratore delegato Scott Strazik ha detto agli analisti che GE Vernova sta accettando prenotazioni per consegne nel 2031 e che entro fine 2026 dovrebbe avere più di metà della produzione di quell'anno già contrattualizzata. Il piano produttivo prevede circa 20 GW annualizzati in questo trimestre, 24 GW entro il 2028 e una spinta verso i 30 GW entro il 2030.

Siemens Energy ha chiuso il terzo trimestre fiscale il 30 giugno con un backlog di turbine a gas di 69 GW, dopo aver registrato ordinativi per 15 GW e consegnato sei GW. I tempi di consegna sono di tre anni o più. L'amministratore delegato Christian Bruch ha detto agli analisti che il mercato indirizzabile potrebbe raggiungere i 120 GW l'anno, circa la metà dei quali statunitense.

Mitsubishi Heavy Industries ha comunicato il 6 agosto un backlog di 35 GW per turbine di grande taglia, in salita rispetto ai 23 GW di un anno prima. Il dato riguarda il primo trimestre fiscale di Mitsubishi, che va da marzo a giugno, quindi è in ritardo di circa un mese rispetto ai numeri sui trimestri solari citati sopra. Il direttore finanziario Hiroshi Nishio ha detto che gli ordini registrati nel trimestre sono in programma di consegna tra il 2028 e il 2030 e che l'azienda è «selettiva nei progetti che contrattualizza».

Sommando i tre numeri principali si ottengono 220 GW, una cifra che esagera la situazione, perché nessuno dei tre conta la stessa cosa. Dei 116 GW di GE Vernova, solo 53 GW sono backlog fermo di apparecchiature; gli altri 63 GW sono prenotazioni di slot, opzioni a pagamento non ancora convertite in ordini. I 69 GW di Siemens sono backlog fermo, senza prenotazioni miste. I 35 GW di Mitsubishi riguardano solo le turbine di grande taglia, escludendo le linee aeroderivate e di media taglia. Nessuna delle tre aziende spiegherebbe senza una nota a margine cosa intendano le altre due per «backlog».

Ciò su cui tutte e tre concordano, a prescindere da come ciascuna faccia i conti, è la direzione e la scala. Gli ordini globali nel secondo trimestre hanno toccato il record di 38 GW, in aumento del 71% su base annua, con gli Stati Uniti responsabili della metà. Wood Mackenzie stima la capacità produttiva mondiale a 60-70 GW l'anno a fronte di circa 110 GW di ordini.

Un anno di domanda di IA supera l'intera produzione del settore

La cifra di 36,3 GW di Goldman è quella che conta di più, perché supera ciò che l'intero settore delle turbine può plausibilmente consegnare in un singolo anno. Tutto ciò che GE Vernova produce ogni anno, nel mondo, per ogni cliente del pianeta, ammonta a circa 20 GW. Peraltro, solo un quinto dei gigawatt sotto contratto è destinato ai data center. Il resto va alle utility che sostituiscono il carbone, a progetti energetici e di dissalazione in Medio Oriente, a carichi industriali e a interventi di affidabilità della rete accodati molto prima che si parlasse di cluster di inferenza.

Anche in uno scenario in cui GE Vernova destinasse l'intera produzione globale ai campus AI statunitensi, non coprirebbe un solo anno della curva di Goldman — e non potrebbe, perché quegli slot sono stati venduti anni fa.

Le turbine che alimenteranno i data center nel 2027 sono state ordinate nel 2023 e nel 2024. Le turbine ordinate questo mese arriveranno indicativamente nel 2030 o nel 2031. Tutto ciò che sta in mezzo è o già assegnato, o proveniente da qualcosa di diverso da una nuova centrale a gas, oppure non accadrà.

Questa è anche la parte della catena di fornitura che scala peggio. Le fusioni di sezione calda — le pale e gli statatori che si trovano in un flusso di gas a 1.000 gradi — provengono da un ristretto gruppo di fonderie specializzate, e i saldatori e i macchinisti che assemblano queste macchine sono stati licenziati un decennio fa e mai sostituiti. Anche dove esiste uno slot, non ci sono abbastanza appaltatori qualificati per installare le apparecchiature. I tempi medi di realizzazione di una nuova centrale a ciclo combinato sono passati da tre anni e mezzo nel 2023 a circa cinque anni oggi, e a sette per alcuni modelli heavy-duty.

PJM ha pagato il massimo ed è comunque rimasta corta

L'asta di capacità di PJM del 14 luglio è la lettura più chiara disponibile del costo di questo divario.

L'asta per l'anno di consegna 2028/2029 ha chiuso a 325 dollari per megawatt-giorno — il tetto approvato dalla FERC — per il terzo anno consecutivo. Ha acquisito 138.318 MW di capacità non sottoposta a indisponibilità forzata, lasciando il sistema 6.831 MW al di sotto del requisito di affidabilità dello stesso PJM. Nuova generazione e potenziamenti che hanno superato l'asta: 525 MW.

Il più grande mercato all'ingrosso di energia elettrica del Paese ha pagato il prezzo massimo consentito dalle proprie regole, è rimasto corto di quasi 7 GW e in cambio ha attratto circa mezzo gigawatt di nuova offerta. Le modellistiche dello stesso PJM mostravano che senza il tetto l'RTO avrebbe chiuso a 554,72 dollari per megawatt-giorno e la zona ComEd a 776,69 dollari.

PJM ha proposto un acquisto una tantum di sostegno all'affidabilità (Reliability Backstop Procurement) volto a circa 14,9 GW di nuova capacità, ripartito tra contratti bilaterali a partire da questo settembre e un'asta pay-as-bid a marzo. Se ciò possa colmare un vuoto che i produttori di turbine a gas non possono toccare entro tre anni è la domanda aperta.

I prezzi delle turbine sono quasi raddoppiati, e il gas non c'entra

I prezzi si sono mossi di conseguenza. BloombergNEF ha stimato il progetto a ciclo combinato medio a 2.157 dollari per kilowatt l'anno scorso, in aumento rispetto a meno di 1.500 dollari nel 2023. Una revisione di GridLab sulle domande di progetto effettive ha rilevato che le centrali con completamento previsto nel 2026 e nel 2027 hanno dichiarato da 1.116 a 1.427 dollari per kW, mentre i progetti che puntano al 2030 e al 2031 dichiarano abitualmente 2.000 dollari per kW o più. Wood Mackenzie prevede che i soli prezzi delle turbine raggiungano i 600 dollari per kW entro la fine del 2027, un balzo del 195% rispetto al 2019.

Il combustibile in sé non c'entra nulla. Il gas spot Henry Hub scambiava intorno ai 2,79 dollari per MMBtu a metà agosto, e i monitoraggi governativi collocano la media del 2026 vicino ai 3,31 dollari — entrambi valori non eccezionali secondo gli standard degli ultimi cinque anni. Il collo di bottiglia sta interamente nelle fusioni, nei saldatori e negli slot di fabbrica, non nella molecola che viene bruciata.

GE Vernova sta incassando sul lato hardware. Gli ordini di apparecchiature del primo semestre 2026 sono stati prezzati più del 20% al di sopra degli ordini del quarto trimestre 2025. Il flusso di cassa libero del secondo trimestre ha toccato 5,1 miliardi di dollari, favorito da un beneficio di capitale circolante di 6,4 miliardi derivante dagli acconti dei clienti legati alle prenotazioni di slot. Il flusso di cassa libero dall'inizio dell'anno viaggia vicino ai 9,9 miliardi di dollari, già più di quanto l'azienda abbia generato in tutto il 2025.

GE Vernova viene pagata per turbine che potrebbe non costruire mai

La struttura degli acconti è anche la mossa più intelligente che i produttori di turbine abbiano compiuto in questo ciclo, e arriva dritta dal precedente.

Tutti e tre i produttori hanno attraversato il boom del gas precedente. Lo shale a basso costo degli anni 2000 aveva attratto un'onda di sviluppatori merchant; il mercato si è saturato, gli ordini sono stati annullati, le fabbriche si sono chiuse e la manodopera qualificata si è dispersa. Il settore ha trascorso gli anni 2010 a trattare le turbine a gas come una mucca da mungere anziché come un business di crescita, e la capacità è rimasta piatta mentre la domanda di elettricità ricominciava silenziosamente a salire.

Nessuno vuole provare quella sbornia due volte, quindi invece di scommettere la fabbrica sulle previsioni degli hyperscaler, gli OEM hanno costruito uno strumento che scarica il rischio sul cliente. Un accordo di prenotazione di slot è un'opzione a pagamento sulla produzione futura. Se il data center viene costruito, il cliente la converte in un ordine fermo. Se non viene costruito, il produttore trattiene il deposito e rivende lo slot in un mercato comunque in carenza.

Il bilancio di GE Vernova è attualmente finanziato, in parte, da acconti su turbine che potrebbero non servire mai. È una posizione solida in cui trovarsi, e spiega perché le espansioni di capacità siano così misurate rispetto alla dimensione del portafoglio ordini.

Exelon e il Texas riducono silenziosamente le proprie stime

Esiste una controargomentazione onesta, e continua a rafforzarsi.

Exelon il 30 luglio ha ridotto il proprio carico da data center ad «alta probabilità» da circa 18 GW a circa 11 GW, un calo di quasi il 40%. Il suo portafoglio di interconnessioni più ampio è sceso da circa 43 GW a 25 GW in un solo trimestre. Solo circa 4 GW è coperto da accordi di servizio di trasmissione firmati e garantiti da 1 miliardo di dollari di garanzie depositate. «Ora estirpiamo i progetti speculativi», ha detto la direttrice finanziaria Jeanne Jones, «e questo ci dà una visione proattiva di ciò che è reale».

Il Texas è andato oltre. Il governatore Greg Abbott il 3 agosto ha ordinato un audit su ogni data center nella coda di interconnessione di ERCOT, dopo che le richieste erano lievitate a circa 474 GW — per circa il 90% data center e oltre cinque volte la domanda di picco record dello Stato. ERCOT ha sospeso entro poche ore il proprio processo Batch Zero per i grandi carichi e il 10 agosto ha formalmente chiesto alla Public Utility Commission un'eccezione per giusta causa relativa alla scadenza di classificazione non rispettata. L'audit stesso dovrebbe durare diversi mesi, con perimetro e tempistiche da presentare alla riunione pubblica del PUCT del 20 agosto. BloombergNEF stima che la pausa metta a rischio di ritardo quasi 50 GW, circa un quinto del portafoglio nazionale. New York aveva già sospeso le nuove approvazioni a luglio.

Lo stesso Goldman assume che solo il 50-60% della capacità di data center programmata per i prossimi due anni arrivi puntuale.

Letto in un modo, il portafoglio ordini di 116 GW è l'avanguardia della più grande espansione elettrica dagli anni Settanta. Letto nell'altro, è una coda zeppa di opzioni su progetti mai finanziati, detenute da sviluppatori che preferiscono perdere un deposito piuttosto che mancare uno slot.

Questo collo di bottiglia si risolve con i governatori, non con le fabbriche

Conta poco quale lettura sia giusta, perché la scadenza del 2027 regge in ogni caso.

Se la domanda è reale, le turbine non possono arrivare abbastanza in fretta, e il deficit viene coperto da ciò che è consegnabile entro 24-36 mesi — soprattutto motori a combustione interna alternati. Ecco perché Caterpillar e Wärtsilä ora vendono potenza di base ai campus AI, e perché anche i loro portafogli ordini sono pieni fino al 2028. Le celle a combustibile colmano ai margini. Le centrali esistenti lavorano più intensamente. Le unità a carbone che dovevano essere dismesse restano in funzione. E una quota significativa del carico che oggi esiste solo sulla carta semplicemente non viene costruita.

Se la domanda non è reale, la correzione si manifesta come prenotazioni di slot annullate nel 2028 e nel 2029 — molto dopo che le aste di capacità di quest'anno hanno già riprezzato l'energia per 67 milioni di persone in PJM.

In ogni caso, il collo di bottiglia non si scioglie sul pavimento di una fabbrica. Si scioglie nelle capitali degli Stati: governatori ad Austin e Albany, regolatori che scrivono classi tariffarie separate per i data center, utility che chiedono garanzie prima ancora di avviare uno studio di interconnessione. Quasi nessuno di coloro che vendono l'espansione dell'IA ha messo in prezzo quanta parte di quella domanda dovrà restringersi prima che le apparecchiature possano recuperare.

Di Michael Kern per Oilprice.com