Adattarsi o morire: come influisce il conflitto in Iran sul mio business di fornitura energetica?
Nel 2022 hanno chiuso 100 fornitori di energia: quest’anno si deciderà chi guiderà il settore nei prossimi dieci.
Il conflitto con l’Iran ha fatto saltare la stabilità energetica europea. E il mercato elettrico spagnolo non fa eccezione. Dall’inizio del conflitto, il prezzo del pool è passato da 16 €/MWh a febbraio a 72 €/MWh nella parte di marzo finora trascorsa, raggiungendo ieri il record dell’ultimo anno con una media di 136 €/MWh. Inoltre, i costi dei servizi di regolazione del sistema restano impossibili da proteggere con strumenti di copertura, e i fornitori che basavano il proprio modello sull’acquisto all’ingrosso e la rivendita con un margine stanno rivivendo quanto accaduto 4 anni fa con la guerra in Ucraina.
In questo scenario di estrema volatilità si apre una finestra di opportunità per chi decide di smettere di essere un semplice intermediario di kilowatt e comincia a offrire valore reale, oltre all’acquisto di coperture economiche per i mesi successivi. Quattro anni fa, l’esposizione al gas è stata il principale catalizzatore dell’autoconsumo, in un contesto in cui la catena di approvvigionamento non era ancora consolidata, il settore mancava di maturità tecnica e i prezzi dell’accumulo erano ancora fuori portata. Oggi, con 9,3 GW di autoconsumo solare già installati in Spagna, una normativa sull’aggregazione appena approvata e un mercato europeo della flessibilità destinato a triplicare fino a 12 miliardi di euro nel 2030, gli strumenti ci sono. La domanda è chi si muoverà per primo.
La guerra in Iran ha provocato la più grande perturbazione energetica dal 2022
Il 28 febbraio 2026, gli attacchi congiunti di Stati Uniti e Israele contro l’Iran hanno innescato un’escalation militare che ha scosso i mercati energetici globali. L’Iran ha risposto con attacchi missilistici contro infrastrutture del Golfo, tra cui la raffineria di Ras Tanura di Saudi Aramco e il terminale GNL di Ras Laffan. Tra il 1° e il 2 marzo, i Guardiani della rivoluzione iraniani hanno chiuso lo Stretto di Hormuz, attraverso il quale transita abitualmente il 20% delle esportazioni di GNL, bloccando il passaggio di 20 milioni di barili al giorno: la più grande interruzione dell’approvvigionamento nella storia energetica moderna, superiore alla crisi di Suez del 1956.
Il Brent è passato da circa 63 dollari al barile a gennaio a un picco vicino a 120 dollari il 9 marzo, prima di scendere a 88 dollari dopo i commenti di Trump su una prossima conclusione del conflitto. Il gas europeo TTF, Title Transfer Facility, è quasi raddoppiato, da circa 32 €/MWh a un picco di 65 €/MWh, stabilizzandosi tra 48 e 55 €/MWh a metà marzo. La situazione è aggravata dai bassi livelli di stoccaggio del gas nell’UE: appena 46 miliardi di metri cubi, bcm, pari al 30% della capacità, contro 60 bcm nel 2025 e 77 bcm nel 2024.
Goldman Sachs ha aumentato la previsione del TTF per aprile a 55 €/MWh, dai precedenti 36 €/MWh, avvertendo che una chiusura di un mese dello Stretto di Hormuz potrebbe portarlo a 74 €/MWh e un’interruzione di due mesi oltre 100 €/MWh, livelli che non si vedevano dalla crisi del 2022. I mercati dei futures OMIP per la Spagna mostrano una doppia lettura: panico nel breve periodo, ma un certo ottimismo nel medio. I futures di aprile 2026 quotano 42,50 €/MWh e quelli del secondo trimestre 51,40 €/MWh. Coprirsi oggi, però, non costa poco: un anno fa, gli stessi futures trimestrali per i periodi equivalenti quotavano 40-41 €/MWh. La copertura costa ora il 25-27% in più rispetto a marzo 2025. E se il mercato si sbaglia e il conflitto si prolunga, le conseguenze per i fornitori con contratti a prezzo fisso possono essere catastrofiche.
Il pool spagnolo schizza in alto e i costi di regolazione restano il killer silenzioso
Il prezzo medio giornaliero del pool OMIE è passato da 71,67 €/MWh a gennaio a 136,86 €/MWh il 10 marzo, il livello più alto da febbraio 2025. I picchi infragiornalieri hanno superato 250 €/MWh tra le 21:00 e le 23:00. La tariffa regolata PVPC ha raggiunto 394,27 €/MWh nella fascia 20:00-21:00 dello stesso giorno. Il profilo infragiornaliero è estremo: il solare spinge i prezzi vicino allo zero a mezzogiorno, mentre nelle ore di punta serali, con il gas a determinare il prezzo marginale, si superano i 200 €/MWh.
Ma questo picco dovuto alla crisi iraniana si innesta su una crisi strutturale preesistente. Dal blackout nazionale del 28 aprile 2025, i servizi di regolazione del sistema, SSAA, sono diventati il vero distruttore dei margini. Questi costi di bilanciamento sono passati da circa 1 €/MWh nel 2019 a 27,52 €/MWh nel 2025, con un incremento del 351% in tre anni. Il costo totale delle restrizioni tecniche ha raggiunto 3,3 miliardi di euro nel 2025, di cui circa 1,1 miliardi direttamente attribuibili alle misure operative rafforzate adottate da REE dopo il blackout.
Il problema principale per i fornitori è che non esistono strumenti di copertura per i costi dei servizi di regolazione. Mentre possono coprire l’esposizione al prezzo del pool tramite futures OMIP, contratti bilaterali OTC o PPA, i costi degli SSAA non sono copribili. Questo trasforma ogni contratto a prezzo fisso in una scommessa su costi di sistema imprevedibili.
I contratti a prezzo fisso si stanno riprogettando: il modello tradizionale non regge
La pressione combinata dei prezzi volatili del pool e dei costi SSAA senza copertura sta trasformando il modo in cui i fornitori strutturano le offerte. Molte campagne a prezzo fisso si sono fermate dopo il blackout di aprile 2025. La società di consulenza Evoltio ha segnalato un rischio elevato di ripetere un episodio simile a quello del 2021, con possibili inadempimenti contrattuali o adeguamenti straordinari. Ricordiamo che quella crisi del 2021 provocò la chiusura di 26 fornitori in un solo anno, con circa 100 piccoli operatori chiusi complessivamente.
Le risposte difensive sono diverse. Molti nuovi contratti includono clausole di trasferimento dei costi SSAA, fissando una soglia, intorno a 20 €/MWh, oltre la quale l’eccedenza viene addebitata al cliente. Iberdrola ha introdotto clausole di revisione annuale degli SSAA. Gana Energía ha applicato un sovrapprezzo del 6% per coprire questi costi. Altri hanno accorciato i periodi di impegno contrattuale oppure aggiunto clausole di adeguamento all’indice dei prezzi al consumo.
L’OCU ha rilevato che i fornitori hanno quadruplicato gli oneri fissi per la potenza contrattuale, passando da 24,40 euro per abitazione nel 2021 a 83,10 euro, per apparire competitivi sul prezzo del kWh recuperando i costi altrove. E quando, nel giugno 2025, la CNMC ha vietato esplicitamente di modificare i contratti a prezzo fisso esistenti per trasferire i costi SSAA successivi al blackout, diversi operatori hanno dovuto annullare aumenti già annunciati, aggravando le perdite.
Il contesto competitivo resta intenso nonostante queste pressioni. La Spagna ha oltre 534 fornitori attivi, uno dei numeri più alti d’Europa. Nel 2024 sono stati registrati 7,25 milioni di cambi di compagnia elettrica, un record storico che ha riguardato il 23,9% dei consumatori. Ma la concentrazione aumenta: i 5 grandi gruppi controllano l’84,9% dei punti di fornitura del mercato libero domestico. Il caso dirompente è Octopus Energy, che ha superato 500.000 clienti a fine 2025, rispetto a 35.000 nel 2022, mentre Endesa e Naturgy perdono quote. I fornitori indipendenti senza asset di produzione subiscono la pressione maggiore: condizioni di copertura peggiori, requisiti di garanzia più elevati e nessuna possibilità di ricavare entrate dai servizi di regolazione, come fanno i produttori.
Autoconsumo e flessibilità: da prodotto di nicchia a necessità
La Spagna dispone già di 9,3 GW di potenza fotovoltaica cumulata per autoconsumo, distribuita in oltre 500.000 impianti, che hanno prodotto 10.550 GWh nel 2025, circa il 4,1% della domanda elettrica nazionale. Sebbene le nuove installazioni siano diminuite per il terzo anno consecutivo, fino a circa 1.139 MW dal picco di 2.600 MW del 2022, il mercato sta maturando, non morendo. L’accumulo a valle del contatore è cresciuto del 119%, raggiungendo 339 MWh nel 2025. La dimensione media residenziale è salita a 5,5 kW, riflettendo l’elettrificazione del riscaldamento e della ricarica dei veicoli. E il blackout di aprile 2025 ha provocato un aumento del 105% degli impianti isolati dalla rete, riaccendendo l’interesse dei consumatori per l’autonomia energetica.
I conti dell’autoconsumo restano interessanti: un risparmio medio per abitazione di 1.007 euro all’anno, pari a una riduzione della bolletta dell’84%, con un tempo di ritorno di 6,2 anni su un investimento di circa 6.900 euro. Ma la vera storia è ciò che viene dopo l’installazione.
L’accumulo a batteria non è più una tecnologia costosa per i primi adottanti. Secondo BloombergNEF, il costo delle batterie per accumulo stazionario è sceso del 45% soltanto nel 2025, fino a 70 dollari/kWh a livello di pacco batteria. In tre anni si è dimezzato. Con questi prezzi, una famiglia con autoconsumo solare che aggiunge una batteria fisica non ha bisogno che un fornitore le «conservi» le eccedenze con una registrazione contabile: le immagazzina da sé. E le usa quando l’elettricità è cara, proprio quando il sistema ne ha più bisogno. Per i fornitori questo significa che il cliente con pannelli e batteria non dipende più dal pool nelle ore di punta. O gli offri qualcosa di meglio del mercato, oppure si scollega dalla tua proposta di valore.
Il quadro normativo è già pronto: RD 88/2026 e l’era dell’aggregatore indipendente
L’ecosistema spagnolo della flessibilità ha ricevuto il suo impulso normativo più importante con il regio decreto 88/2026, pubblicato il 12 febbraio 2026. Questa norma istituisce formalmente per la prima volta la figura dell’aggregatore indipendente, completando il recepimento della direttiva europea 2019/944.
I punti chiave sono determinanti. Gli aggregatori possono combinare carichi dei consumatori, produzione distribuita e accumulo per partecipare ai mercati di bilanciamento. I consumatori hanno diritto a sottoscrivere servizi di aggregazione senza il consenso del proprio fornitore. I fornitori con oltre 200.000 clienti sono obbligati a offrire tariffe dinamiche. Viene inoltre creato un data hub nazionale che centralizza i dati di tutti i punti di fornitura. REE ha due mesi per definire le procedure di aggregazione e i fornitori quattro mesi per adeguarsi.
A questo si aggiungono l’ampliamento del raggio dell’autoconsumo condiviso da 2 a 5 km, previsto dal regio decreto-legge 7/2025, la creazione del gestore dell’autoconsumo per gli impianti collettivi e la revisione delle norme sulla risposta della domanda. Il SRAD, servizio di risposta attiva della domanda, ha assegnato 1.725 MW per il primo semestre 2026, il 50% in più rispetto al 2025. Cinque progetti pilota sandbox del MITECO stanno sperimentando i meccanismi pratici dei mercati locali della flessibilità, dell’accumulo dei cittadini e dei modelli di aggregatore indipendente.
L’opportunità di mercato è enorme, ma richiede velocità
La convergenza tra crisi e regolamentazione apre una finestra per i fornitori che agiscono con rapidità commerciale. Secondo McKinsey, il mercato europeo della flessibilità dal lato della domanda passerà da 4 a 12 miliardi di euro nel 2030. La Spagna è particolarmente ben posizionata: oltre il 99% di diffusione dei contatori intelligenti nel residenziale, la più alta d’Europa; circa 16 GW di progetti di batterie su scala industriale in sviluppo entro il 2030; e un obiettivo PNIEC di 19 GW di autoconsumo al 2030, contro gli attuali 9,3 GW. Nel settore è diffuso lo scetticismo sulla fattibilità di questi obiettivi ufficiali. Attuare il piano del governo richiederebbe l’installazione di 2.000 MW all’anno, quasi il doppio degli attuali 1.100 MW. Tuttavia, anche se il mercato si muovesse più lentamente e raggiungesse soltanto metà di questa ambizione, assisteremmo comunque a una crescita enorme. Per i fornitori l’impatto sul modello di business è diretto: ciò che oggi rappresenta appena il 3-5% della clientela salirà a una quota compresa tra il 14% e il 17% nel breve periodo. È un cambiamento del mix tutt’altro che trascurabile, che imporrà di riprogettare subito la strategia commerciale.
La disponibilità dei consumatori esiste, ma non viene soddisfatta adeguatamente. Soltanto il 56,9% delle famiglie si dichiara soddisfatto del proprio fornitore elettrico, con il prezzo come principale motivo di lamentela. Il 66% delle abitazioni con pannelli solari prevede di installare una pompa di calore nei prossimi tre anni. E il 71% delle famiglie dà priorità alla certezza della spesa energetica rispetto ad altre variabili: un segnale chiaro della domanda di quella gestione prevedibile e ottimizzata che i prodotti di flessibilità possono offrire.
Alcuni fornitori stanno già dimostrando che il modello funziona. Nexus Energía, il sesto fornitore spagnolo per dimensioni, ha stretto una partnership con Bamboo Energy per offrire servizi di risposta della domanda industriale: il distributore alimentare Distribuciones Monteverde ha ottenuto un risparmio del 6% in bolletta spostando i carichi di refrigerazione. Soldelia gestisce progetti solari comunitari a Córdoba a un prezzo fisso di 0,06 €/kWh, senza investimento iniziale. Holaluz e Som Energía stanno costruendo piattaforme di energia comunitaria. Questi pionieri stanno trasformando la flessibilità da concetto normativo a proposta di valore concreta per il cliente.
Reagire ora o perdere la partita
Nel 2024 in Spagna sono stati registrati 7,25 milioni di cambi di compagnia elettrica, un record storico. E questo prima che l’Iran facesse esplodere la volatilità. Ciò che verrà sarà peggio. Ogni brusco aumento del pool è un cliente che riconsidera il proprio contratto. La domanda non è se ci saranno spostamenti di clienti, ma chi li conquisterà.
La crisi iraniana ha messo in luce una vulnerabilità già presente: i fornitori costruiti su semplici margini di acquisto all’ingrosso e rivendita al dettaglio sono sempre meno sostenibili. I costi di copertura OMIP sono del 25% superiori a un anno fa. I servizi di regolazione restano impossibili da coprire. E il cliente se ne accorge in bolletta.
Parallelamente, però, gli elementi di un modello diverso sono già sul tavolo. L’autoconsumo supera 9 GW installati. Il costo dell’accumulo è sceso del 45% in un solo anno. Il RD 88/2026 abilita l’aggregatore indipendente. E il mercato europeo della flessibilità triplicherà, fino a 12 miliardi di euro nel 2030.
I fornitori che in questo momento offrono a questi clienti in movimento una proposta reale di controllo e gestione dei propri asset — autoconsumo, accumulo, ottimizzazione dei consumi — riusciranno a conquistarli. E una volta inseriti in una relazione di servizi energetici, questi clienti non cambieranno per mezzo centesimo in meno al kWh.
Chi non li acquisirà in questa finestra di volatilità dovrà contenderseli in un mercato tranquillo, dove l’unica leva è il prezzo. Ed è una guerra che i fornitori senza asset di produzione non possono vincere.
La finestra tra l’apertura normativa e la saturazione del mercato è stretta. Non è una riflessione strategica da rimandare al prossimo incontro aziendale fuori sede. È una decisione da prendere questa settimana.
