Centrele de date au nevoie de multă energie electrică. Aceste 5 companii pot profita de pe urma lor

Consumul de energie electrică din SUA revine pe creștere după cincisprezece ani de stagnare, iar principalul motor îl reprezintă centrele de date. Cererea mai mare nu înseamnă însă automat profituri mai mari. Modul de producere, contractele pe termen lung, reglementările și capacitatea disponibilă determină cine va câștiga cu adevărat de pe urma boomului. Cinci companii energetice arată cât de diferit se poate reflecta aceeași tendință în rezultate și în evaluarea acțiunilor.

Piața energetică americană trece printr-o schimbare fără precedent de la începutul mileniului. După cincisprezece ani de stagnare a consumului, vine un nou val al cererii, alimentat de inteligența artificială, cloud și electrificarea industriei. Pentru investitori, însă, contează mai mult decât creșterea consumului în sine: cine poate obține profituri și fluxuri de numerar mai mari din această creștere. Constellation, Vistra, NRG, Talen și Exelon ocupă poziții complet diferite în lanțul energetic. Unele vând energia electrică produsă de propriile centrale la prețurile pieței, altele au vândut-o în avans pentru douăzeci de ani, iar una dintre ele nici măcar nu produce energie electrică, ci doar o distribuie în schimbul unei remunerații reglementate. Aceste diferențe determină cât de mult din boom ajunge la acționari și cât de dureroasă ar fi încetinirea lui.

De ce schimbă centrele de date piața energiei

Consumul crește, dar previziunile se modifică permanent

Potrivit ediției din octombrie a Short-Term Energy Outlook al agenției EIA, consumul de energie electrică din SUA va crește la 4 288 TWh în 2026 și la 4 356 TWh în 2027. În al treilea trimestru din 2026, consumul total a fost cu 4 % mai mare decât cu un an înainte, iar cel al consumatorilor comerciali a crescut cu 5 %. Se estimează că sectorul comercial, în care EIA include și centrele de date, va ajunge anul acesta la 1 549 TWh și va depăși pentru prima dată în istorie consumul gospodăriilor, de 1 541 TWh.

În perspectiva pe termen scurt, EIA nu publică însă ponderea exactă a centrelor de date în creșterea consumului. Sectorul comercial este cel mai apropiat indicator disponibil. Merită să observăm și fluctuațiile previziunilor: perspectiva din iulie estima 4 399 TWh pentru 2027, cea din septembrie 4 349 TWh, iar cea din octombrie 4 356 TWh. O variație de aproximativ 50 TWh echivalează cu consumul anual al unui stat american mai mic și arată cât de incertă este estimarea ritmului construcțiilor.

Consumul, vârful de cerere și prețul nu sunt același lucru

Pentru evaluarea companiilor energetice, trebuie să facem distincția între trei indicatori:

• Consumul total (TWh) determină volumul de energie electrică vândută. Crește cu câteva procente pe an.

• Cererea de vârf (GW) determină câtă capacitate trebuie să fie disponibilă în cea mai aglomerată oră a anului. Ea este cea care determină prețurile capacității. În Long-Term Reliability Assessment din ianuarie 2026, NERC estimează că vârful de vară va crește cu 224 GW în zece ani, adică cu 24 % față de 2025. Previziunea este cu 69 % mai mare decât cea de acum un an.

• Prețul energiei electrice depinde de măsura în care oferta ține pasul cu cererea de vârf. EIA se așteaptă la un preț mediu angro de 52 USD/MWh în 2026, cu 11 % mai mult decât în 2025, cauza principală fiind fluctuațiile meteorologice extreme.

Centrele de date solicită rețeaua în special pentru că preiau o putere aproape constantă, 24 de ore pe zi. Antrenarea modelelor și funcționarea serviciilor cloud nu tolerează întreruperi, așa că operatorul are nevoie de capacitate garantată, nu doar de „megawați-oră verzi” produși atunci când strălucește soarele. De aceea, nu este suficient să urmărim capacitatea instalată. Contează capacitatea pe care te poți baza în perioadele de vârf, iar centralele nucleare și cele pe gaz excelează la acest capitol.

PJM și Texas, două puncte fierbinți

Cele mai mari tensiuni se acumulează în rețeaua PJM, administrată de operatorul cu același nume în 13 state, din Virginia până în Illinois, și în ERCOT, rețeaua texană. În PJM se află „Data Center Alley” din nordul Virginiei, supercomputerul Prometheus al Meta din Ohio și campusul Amazon de douăzeci de miliarde din Pennsylvania. Licitația de capacitate PJM pentru perioada 2028/2029 s-a încheiat în iulie 2026 la plafonul de reglementare de 325 USD/MW pe zi în toate zonele și cu 6 831 MW sub cerința de fiabilitate. Fără plafon, prețul ar fi fost de 554,72 USD, iar în zona ComEd de 776,69 USD, potrivit simulării PJM. Licitația a obținut doar 525 MW din surse noi și din creșterea capacității existente.

ERCOT înregistrează aproximativ 474 GW de solicitări de conectare a unor mari consumatori, dintre care circa 90 % sunt centre de date. Doar 65 GW au trecut însă evaluarea preliminară ca bază realistă de consum. Diferența dintre solicitări și proiectele reale este enormă.

De ce nu ține pasul oferta

Mai multe blocaje frânează simultan dezvoltarea de noi surse: cozile pentru conectarea la rețea, procedurile lungi de autorizare, termenele mari de livrare a turbinelor pe gaz și întârzierile în construcția liniilor de transport. Proiectul unei noi centrale pe gaz cu ciclu combinat a NRG din Texas are o durată de aproximativ trei ani, de la decizia de investiție planificată pentru sfârșitul lui 2026 până la lansarea de la sfârșitul lui 2029, și costă aproximativ 2 700 USD per kW. Între timp, NRG și-a asigurat capacitatea turbinelor și a furnizorilor până în 2032. Un centru de date poate fi construit, de regulă, mult mai repede. Această nepotrivire de timp stă la baza întregii teze de investiții: centralele existente au valoare pentru că nu pot fi înlocuite rapid cu unele noi.

Politica a intrat în joc

Anul 2026 a adus o serie de intervenții care au complicat teza. În ianuarie, Casa Albă și guvernatorii statelor PJM au semnat principii comune de protecție a consumatorilor, inclusiv prelungirea plafonului de preț al licitațiilor de capacitate. În august, guvernatorul Texasului, Greg Abbott, a suspendat aprobarea noilor centre de date în ERCOT până la finalizarea unui audit. La sfârșitul lui septembrie, FERC a amânat până la 28 februarie 2027 achiziția extraordinară de capacitate în PJM (așa-numitul Reliability Backstop Procurement). Potrivit S&P Global Market Intelligence, în cele 12 luni până la 28 septembrie, acțiunile Vistra, Constellation, NRG și Talen au scăzut cu 30 %, 22 %, 41 % și, respectiv, 28 %.

Constellation Energy

Cel mai mare parc nuclear din SUA

Constellation operează cel mai mare parc nuclear din Statele Unite și a finalizat în ianuarie 2026 preluarea Calpine, adăugând astfel portofoliului său nuclear un amplu portofoliu de centrale pe gaz, în special în Texas și California. În al doilea trimestru din 2026, parcul nuclear a produs 40 TWh, iar în timpul valului de căldură din iulie a funcționat la un grad de utilizare de peste 99 %. Opririle pentru înlocuirea combustibilului au durat în medie 23 de zile, cu 40 % mai puțin decât media sectorului. Combustibilul reprezintă doar o mică parte din costurile unei centrale nucleare, așa că fiecare megawat-oră suplimentar produs se reflectă aproape integral în marjă.

Contracte cu companii de tehnologie

Constellation are până acum cel mai extins portofoliu de contracte cu marii consumatori din sectorul tehnologic:

• Microsoft $MSFT: contract pe douăzeci de ani pentru achiziția întregii producții a unității 1 de la Three Mile Island, repornită și redenumită Crane Clean Energy Center (835 MW). Repornirea este planificată pentru 2027. În martie 2026, un studiu PJM a indicat o posibilă întârziere a conectării până în 2031, însă în al doilea trimestru FERC a aprobat transferul drepturilor de conectare de la centrala Eddystone, care urmează să fie închisă, iar NRC a aprobat licența pentru combustibil.

• Meta $META: contract pe douăzeci de ani pentru întreaga producție a centralei Clinton din Illinois, începând din iunie 2027, inclusiv o creștere a capacității cu 30 MW.

• CyrusOne: furnizare de energie pentru centrul de date de lângă centrala pe gaz Thad Hill din Texas, convenită încă pe vremea Calpine. Un alt acord vizează centrul de date de lângă centrala Freestone.

• În al doilea trimestru s-au adăugat alte aproximativ 920 MW de contracte pe termen lung, cu o durată medie de 18,5 ani. Astfel, aproximativ 30 % din producția de bază fără emisii este acoperită de contracte pe termen lung.

Prețurile din aceste contracte nu au fost făcute publice. Prin urmare, investitorii nu pot calcula cu exactitate prima pe care o obține Constellation față de prețul pieței.

Rezultate și previziuni

Pentru al doilea trimestru, compania a raportat un profit operațional ajustat de 2,55 USD pe acțiune, în timp ce profitul conform GAAP a fost de doar 1,42 USD. Diferența provine în principal din reevaluarea instrumentelor derivate de acoperire și din costurile legate de achiziție. Conducerea a majorat previziunea profitului ajustat pentru 2026 la 11,50–12,50 USD pe acțiune, ceea ce, la mijlocul intervalului, înseamnă o creștere de 28 % față de 9,39 USD în 2025. O parte din creștere provine însă din achiziția Calpine, nu din centrele de date.

Achiziția a modificat bilanțul. Datoria pe termen lung a crescut de la 7,25 la 19,11 mld. USD, iar datoria totală la 30 iunie era de 24,7 mld. USD. Fluxul de numerar operațional din primul semestru (1,55 mld. USD) nu a acoperit cheltuielile de capital (2,52 mld. USD), în principal din cauza repornirii Crane, a creșterii capacității și a integrării. Cu toate acestea, compania a răscumpărat anul acesta acțiuni în valoare de 2,2 mld. USD și mai are la dispoziție încă 2,8 mld. USD. Numărul de acțiuni este însă cu 13 % mai mare față de anul trecut, ca urmare a componentei în acțiuni a plății pentru Calpine.

Ce este inclus în preț

La prețul de 253,45 USD (la 23. 10.), acțiunea se tranzacționează la aproximativ de 21 de ori valoarea de la mijlocul previziunii profitului pentru 2026. Este o primă față de companiile energetice reglementate. La sfârșitul lui 2025, însă, acțiunea se tranzacționa la aproximativ de 40 de ori profitul istoric, iar acum multiplu este de circa 28. Așadar, piața nu mai presupune că fiecare megawatt nuclear își va găsi un cumpărător în rândul companiilor de tehnologie, la o primă mare. Principalul risc pentru teză îl reprezintă presiunea politică asupra prețurilor capacității în PJM și momentul repornirii Crane.

Vistra

Energie nucleară, gaz și retail sub același acoperiș

Vistra combină producția de energie electrică cu o activitate importantă de vânzare cu amănuntul în Texas. Parcul său are peste 44 GW, iar aproximativ 59 % din capacitate provine din centrale pe gaz. Include și patru centrale nucleare: Comanche Peak în Texas și Beaver Valley, Perry și Davis-Besse în PJM, achiziționate odată cu preluarea Energy Harbor. Segmentul de retail oferă o acoperire naturală. Când prețurile angro cresc, producția aduce câștiguri mai mari, iar retailul mai mici, și invers.

Contracte cu Meta și Amazon

Vistra are contracte pe termen lung pentru aproximativ 3,8 GW de capacitate nucleară:

• Meta $META: contracte pe douăzeci de ani pentru 2 609 MW de la centralele Perry, Davis-Besse și Beaver Valley. Dintre aceștia, 2 176 MW provin din producția existentă, iar 433 MW din creșterea viitoare a capacității. Livrările încep la sfârșitul lui 2026 și ating volumul integral în 2034. Contractele permit solicitarea prelungirii licențelor cu încă 20 de ani.

• Amazon $AMZN: contract pe douăzeci de ani pentru 1 200 MW de la centrala Comanche Peak din Texas.

Potrivit conducerii, contractul cu Meta pentru capacitatea existentă nu necesită investiții suplimentare, iar Comanche Peak nu necesită nici el cheltuieli semnificative. Aceasta este o diferență esențială față de construirea unor noi surse de energie: veniturile suplimentare se transformă aproape direct în flux de numerar liber.

Acoperire și sensibilitate la prețuri

La 3 august, Vistra avea acoperită aproximativ 100 % din producția estimată pentru 2026, 94 % pentru 2027 și 72 % pentru 2028. Prin urmare, fluctuațiile pe termen scurt ale prețurilor energiei electrice nu îi vor afecta aproape deloc profiturile. Riscul se mută în anii 2028 și următorii, când va conta prețul la care va putea contracta noua producție.

Rezultate și previziuni

Previziunea EBITDA ajustat pentru 2026 este de 6,8–7,6 mld. USD (2025: 5,91 mld. USD), iar cea a fluxului de numerar liber ajustat înaintea investițiilor pentru creștere este de 3,925–4,725 mld. USD. Pentru 2027, conducerea indică un interval orientativ de 7,4–7,8 mld. USD, fără achiziția Cogentrix (5,5 GW de centrale pe gaz, pentru aproximativ 4 mld. USD net) și fără contribuția contractelor cu Meta. Rezultatele conform GAAP fluctuează puternic: în primul trimestru, reevaluarea nerealizată a instrumentelor de acoperire, fără legătură cu performanța operațională, a majorat profitul net cu 1,3 mld. USD.

Sustenabilitatea profitabilității

Din noiembrie 2021, Vistra a răscumpărat acțiuni în valoare de 6,5 mld. USD și le-a redus numărul cu 30 %. La prețul de 140,16 USD (la 23. 10.), valoarea de la mijlocul previziunii fluxului de numerar liber corespunde unui randament de aproximativ 9 % din capitalizarea bursieră. Însă o parte din marjele actuale se datorează prețurilor mari ale capacității în PJM și verii călduroase din Texas. Conducerea însăși afirmă că efectul centrelor de date asupra balanței dintre cerere și ofertă se va manifesta „în mod semnificativ” abia la sfârșitul lui 2027 sau începutul lui 2028.