PPC punta €24 miliardi sui Balcani

L’ex monopolista pubblico greco dell’elettricità sta cambiando pelle, trasformandosi in una società regionale delle infrastrutture energetiche. PPC, oggi gruppo quotato e attivo in tutta l’Europa sud-orientale, ha presentato un piano quinquennale da circa 24,2 miliardi di euro per centrali elettriche, reti, sistemi di accumulo e data center (PPC Group). Significa una spesa media di circa 4,8 miliardi l’anno, contro i 3,4 miliardi previsti dal piano precedente, con l’obiettivo di quasi triplicare la capacità rinnovabile del gruppo, da 7,2GW a circa 19GW entro il 2030.

Per la regione è una scala insolita, perché la transizione energetica nell’Europa sud-orientale non si blocca tanto sugli obiettivi politici quanto sull’infrastruttura fisica. Le reti di distribuzione, spesso vecchie, non riescono ad assorbire abbastanza rapidamente nuova capacità solare ed eolica. Le centrali a carbone chiudono senza che entrino in funzione impianti flessibili in misura sufficiente. PPC scommette di poter costruire ciò che manca alla regione e che regolatori e mercati dei capitali accettino di finanziarne il costo.

I consumatori pagano prima, i benefici arrivano dopo

Il modo in cui si finanziano le reti conta più del modo in cui si costruiscono. Le reti di distribuzione sono attività regolate: PPC investe, l’autorità per l’energia approva un rendimento riconosciuto e i clienti pagano attraverso gli oneri di rete nelle bollette elettriche (ANRE). Le famiglie romene e greche vedranno con ogni probabilità aumentare quei costi prima di percepire meno interruzioni di servizio o prezzi all’ingrosso più bassi. L’infrastruttura, alla fine, aiuta tutti; il conto però arriva subito.

PPC afferma che il 54% degli investimenti arriverà dagli utili operativi, il 31% da nuovo debito e il 15% da un aumento di capitale di circa 4 miliardi di euro (PPC Group). S&P ha alzato il rating di PPC a BB, con outlook stabile, richiamando proprio l’aumento di capitale e il piano rivisto (Parapolitika). A fine 2025, il rapporto di leva della società, cioè il debito netto diviso per l’EBITDA, la misura degli utili che i finanziatori usano per valutare quanta esposizione un’impresa possa sostenere, era pari a 3,2 volte, sotto il tetto di 3,5 volte che il gruppo si è dato (PPC Group). BB resta comunque due gradini sotto l’investment grade, e PPC continua quindi a finanziarsi a costi più alti rispetto ai concorrenti dell’Europa occidentale.

Il piano è credibile, ma dipende dalla velocità di esecuzione. Nel 2025 PPC ha investito 2,8 miliardi di euro, destinando l’87% a rinnovabili, generazione flessibile e distribuzione (PPC Group). Nel primo trimestre 2026 l’EBITDA è salito del 40% su base annua, a 0,7 miliardi di euro (The Diplomat Romania). Spendere denaro, però, è più semplice che trasformare cantieri in ricavi. Gli asset con contratti di lungo periodo o rendimenti regolati producono entrate prevedibili; vendere elettricità su mercati spot volatili, senza un acquirente stabile, è un’altra partita.

La Romania è il banco di prova

Nel 2023 PPC ha acquistato le attività romene di Enel nella distribuzione, nella vendita e nelle rinnovabili per circa 1,9 miliardi di euro, ottenendo circa 3 milioni di clienti e 534MW di capacità rinnovabile (Reuters). Secondo le stime degli analisti, la Romania pesa ormai per circa il 22% degli utili di gruppo di PPC (ProtoThema).

Quell’acquisizione sta già diventando lavoro fisico sulla rete. Rețele Electrice România, il braccio di distribuzione di PPC, gestisce circa 136.000 chilometri di linee in Romania e ha lanciato una gara fino a 387 milioni di lei per interventi ad alta tensione a Bucarest e in dieci contee, tra sottostazioni, estensioni di linee e rafforzamento della rete (Rețele Electrice România).

Dietro la scommessa c’è il deficit europeo di reti

Il piano di PPC diventa più comprensibile se lo si guarda dentro la carenza infrastrutturale europea. Il Parlamento europeo stima che l’UE abbia bisogno di circa 584 miliardi di euro di investimenti nelle reti entro il 2030, mentre oltre il 40% delle reti di distribuzione ha già più di quarant’anni (European Parliament). Le code per le connessioni stanno già impedendo a nuovi progetti rinnovabili di arrivare in rete (WindEurope). Gli operatori della distribuzione sostengono che le reti locali restino sottofinanziate, pur dovendo sostenere il carico crescente prodotto da fotovoltaico sui tetti, veicoli elettrici e pompe di calore (EU DSO Entity).

Nell’Europa sud-orientale il problema è ancora più netto. Grecia e Bulgaria hanno annunciato un’iniziativa comune per accelerare l’integrazione dei mercati energetici (BTA), ma le connessioni transfrontaliere restano deboli e il ritiro del carbone procede più rapidamente dell’ingresso di nuova capacità.

PPC ha assunto l’impegno infrastrutturale privato più concreto nella transizione energetica dell’Europa sud-orientale. Fornitori di apparecchiature e imprese di costruzione incassano il beneficio non appena la spesa accelera. Gli azionisti guadagnano se i rendimenti regolati si materializzano. Non esiste ancora un documento pubblico che mostri una ripartizione verificata degli investimenti per Paese o un calendario dettagliato di permessi e connessioni. La questione aperta è quanta parte del costo i regolatori consentiranno a PPC di trasferire sulle bollette domestiche, e quanto rapidamente nuove sottostazioni e nuove linee riusciranno davvero a collegare i progetti che oggi restano in coda.