Adaptar-se ou morrer: como afeta o conflito com o Irão a minha comercializadora?
Em 2022 fecharam 100 comercializadoras — este ano decidir-se-á quem lidera os próximos dez.
O conflito com o Irão destruiu a estabilidade energética europeia. E o mercado elétrico espanhol não é exceção. Desde o início do conflito, o preço do pool passou de 16 €/MWh em fevereiro para 72 €/MWh na parte de março já decorrida, atingindo ontem o recorde do último ano, com uma média de 136 €/MWh. Além disso, continua a ser impossível proteger os custos dos serviços de ajuste do sistema com instrumentos de cobertura, e as comercializadoras cujo modelo consistia em comprar no mercado grossista e revender com uma margem estão a reviver o que aconteceu há 4 anos com a guerra na Ucrânia.
Neste cenário de volatilidade extrema, abre-se uma janela de oportunidade para quem decidir deixar de ser um simples intermediário de quilowatts e começar a oferecer valor real, para além de comprar coberturas baratas para os próximos meses. Há quatro anos, a exposição ao gás foi o maior catalisador do autoconsumo, num contexto em que a cadeia de abastecimento não estava consolidada, faltava desenvolvimento técnico no setor e os preços do armazenamento ainda eram incomportáveis. Hoje, com 9,3 GW de autoconsumo solar já instalados em Espanha, uma regulamentação da agregação recém-aprovada e um mercado europeu de flexibilidade que triplicará para 12.000 milhões de euros em 2030, as ferramentas estão disponíveis. A pergunta é quem se move primeiro.
A guerra no Irão provocou a maior perturbação energética desde 2022
A 28 de fevereiro de 2026, os ataques conjuntos dos Estados Unidos e de Israel contra o Irão desencadearam uma escalada militar que abalou os mercados energéticos globais. O Irão respondeu com ataques de mísseis contra infraestruturas do Golfo, incluindo a refinaria de Ras Tanura, da Saudi Aramco, e o terminal de GNL de Ras Laffan. Entre 1 e 2 de março, a Guarda Revolucionária iraniana fechou o Estreito de Ormuz, por onde passam habitualmente 20% das exportações de GNL, bloqueando a passagem de 20 milhões de barris diários: a maior interrupção do abastecimento na história energética moderna, superior à crise do Suez de 1956.
O Brent passou de cerca de 63 dólares por barril em janeiro para um pico próximo de 120 dólares a 9 de março, antes de recuar para 88 dólares após os comentários de Trump sobre um fim próximo do conflito. O gás europeu TTF, Title Transfer Facility, quase duplicou, passando de cerca de 32 €/MWh para um pico de 65 €/MWh e estabilizando entre 48 e 55 €/MWh em meados de março. A situação agrava-se com os baixos níveis de armazenamento de gás na UE: apenas 46 mil milhões de metros cúbicos, bcm, ou 30% da capacidade, face a 60 bcm em 2025 e 77 bcm em 2024.
A Goldman Sachs elevou a previsão do TTF para abril de 36 para 55 €/MWh, alertando que um fecho de um mês do Estreito de Ormuz poderia levar o TTF a 74 €/MWh e uma interrupção de dois meses acima de 100 €/MWh, níveis não vistos desde a crise de 2022. Os mercados de futuros do OMIP para Espanha mostram uma leitura dupla: pânico no curto prazo, mas algum otimismo no médio prazo. Os futuros de abril de 2026 cotam a 42,50 €/MWh e os do segundo trimestre a 51,40 €/MWh. Mas fazer cobertura hoje não é barato: há um ano, os mesmos futuros trimestrais para períodos equivalentes cotavam a 40-41 €/MWh. A cobertura custa agora mais 25-27% do que em março de 2025. E, se o mercado estiver errado e o conflito se prolongar, as consequências para as comercializadoras com contratos a preço fixo podem ser catastróficas.
O pool espanhol dispara e os custos de ajuste continuam a ser o assassino silencioso
O preço médio diário do pool no OMIE saltou de 71,67 €/MWh em janeiro para 136,86 €/MWh a 10 de março, o nível mais alto desde fevereiro de 2025. Os picos intradiários ultrapassaram 250 €/MWh entre as 21h00 e as 23h00. A tarifa regulada PVPC atingiu 394,27 €/MWh no intervalo das 20h00 às 21h00 do mesmo dia. O padrão intradiário é extremo: a energia solar aproxima os preços de zero ao meio-dia, enquanto as horas de ponta noturnas, com o gás a definir o preço marginal, disparam acima de 200 €/MWh.
Mas este pico provocado pela crise iraniana surge sobre uma crise estrutural já existente. Desde o apagão nacional de 28 de abril de 2025, os serviços de ajuste do sistema, SSAA, tornaram-se os verdadeiros destruidores das margens. Estes custos de balanço passaram de aproximadamente 1 €/MWh em 2019 para 27,52 €/MWh em 2025, um aumento de 351% em três anos. O custo total das restrições técnicas atingiu 3.300 milhões de euros em 2025, dos quais cerca de 1.100 milhões são diretamente atribuíveis às medidas de operação reforçada da REE após o apagão.
O principal problema das comercializadoras é a inexistência de instrumentos de cobertura para os custos dos serviços de ajuste. Embora possam cobrir a exposição ao preço do pool através de futuros no OMIP, contratos bilaterais OTC ou PPA, os custos dos SSAA não podem ser cobertos. Isto transforma cada contrato a preço fixo numa aposta em custos imprevisíveis do sistema.
Os contratos a preço fixo estão a ser redesenhados: o modelo tradicional não resiste
A pressão conjunta dos preços voláteis do pool e dos custos dos SSAA sem cobertura está a transformar a forma como as comercializadoras estruturam as ofertas. Muitas campanhas de preço fixo ficaram suspensas após o apagão de abril de 2025. A consultora Evoltio alertou para um risco elevado de repetição de um episódio semelhante ao de 2021, com possíveis incumprimentos contratuais ou ajustes extraordinários. Recordemos que essa crise de 2021 provocou o fecho de 26 comercializadoras num único ano, com cerca de 100 pequenas comercializadoras a encerrarem no total.
As respostas defensivas são variadas. Muitos contratos novos incluem cláusulas de repercussão dos SSAA, definindo um limite, em torno de 20 €/MWh, a partir do qual o excesso é faturado ao cliente. A Iberdrola introduziu cláusulas de revisão anual dos SSAA. A Gana Energía aplicou uma sobretaxa de 6% para cobrir estes custos. Outros reduziram os períodos de compromisso ou acrescentaram cláusulas de atualização pelo índice de preços no consumidor.
A OCU detetou que as comercializadoras quadruplicaram os encargos fixos de potência contratada, passando de 24,40 euros por habitação em 2021 para 83,10 euros, para parecerem competitivas no preço do kWh enquanto recuperam custos por outra via. E, quando a CNMC proibiu expressamente, em junho de 2025, a alteração de contratos a preço fixo existentes para repercutir os custos dos SSAA posteriores ao apagão, várias empresas tiveram de reverter aumentos já anunciados, agravando as perdas.
O panorama competitivo continua intenso apesar destas pressões. Espanha tem mais de 534 comercializadoras ativas, um dos números mais elevados da Europa. Em 2024, registaram-se 7,25 milhões de mudanças de companhia elétrica, um recorde histórico que afetou 23,9% dos consumidores. Mas a concentração aumenta: os 5 grandes grupos controlam 84,9% dos pontos de fornecimento do mercado livre doméstico. O caso disruptivo é a Octopus Energy, que ultrapassou 500.000 clientes no final de 2025, face a 35.000 em 2022, enquanto a Endesa e a Naturgy perdem quota. As comercializadoras independentes sem ativos de produção sofrem a maior pressão: piores condições de cobertura, maiores exigências de garantias e nenhuma possibilidade de obter receitas com serviços de ajuste, como fazem as produtoras.
Autoconsumo e flexibilidade: de produto de nicho a necessidade
Espanha já conta com 9,3 GW de potência acumulada de autoconsumo fotovoltaico em mais de 500.000 instalações, que produziram 10.550 GWh em 2025, aproximadamente 4,1% da procura elétrica nacional. Embora as novas instalações tenham caído pelo terceiro ano consecutivo para cerca de 1.139 MW, face ao pico de 2.600 MW em 2022, o mercado está a amadurecer, não a morrer. O armazenamento a jusante do contador cresceu 119%, para 339 MWh em 2025. A dimensão média residencial subiu para 5,5 kW, refletindo a eletrificação do aquecimento e do carregamento de veículos. E o apagão de abril de 2025 provocou um aumento de 105% das instalações isoladas da rede, reativando o interesse dos consumidores pela autonomia energética.
A economia do autoconsumo continua atrativa: poupança média por habitação de 1.007 euros por ano, equivalente a uma redução de 84% da fatura, com um prazo de retorno de 6,2 anos sobre um investimento de cerca de 6.900 euros. Mas a verdadeira história está no que acontece depois da instalação.
O armazenamento com baterias deixou de ser uma tecnologia cara para os primeiros adotantes. Segundo a BloombergNEF, o custo das baterias de armazenamento estacionário caiu 45% só em 2025, para 70 dólares/kWh ao nível do conjunto de baterias. Em três anos, caiu para metade. Com estes preços, uma casa com autoconsumo solar que acrescenta uma bateria física não precisa de que uma comercializadora lhe «guarde» os excedentes num registo contabilístico. Armazena-os por si própria e utiliza-os quando a eletricidade está cara, precisamente quando o sistema mais precisa. Para as comercializadoras, isto significa que o cliente com painéis e bateria já não depende do pool nas horas de ponta. Ou lhe ofereces algo melhor do que o mercado, ou esse cliente desliga-se da tua proposta de valor.
O enquadramento regulamentar já está pronto: RD 88/2026 e a era do agregador independente
O ecossistema espanhol de flexibilidade recebeu o seu impulso regulamentar mais importante com o Real Decreto 88/2026, publicado a 12 de fevereiro de 2026. Esta norma estabelece formalmente, pela primeira vez, a figura do agregador independente, completando a transposição da Diretiva Europeia 2019/944.
Os pontos-chave são decisivos. Os agregadores podem combinar cargas dos consumidores, produção distribuída e armazenamento para participar nos mercados de balanço. Os consumidores têm o direito de contratar serviços de agregação sem o consentimento da comercializadora. As comercializadoras com mais de 200.000 clientes são obrigadas a oferecer tarifas dinâmicas. E é criado um data hub nacional que centraliza os dados de todos os pontos de fornecimento. A REE tem dois meses para definir os procedimentos de agregação, e as comercializadoras têm quatro meses para se adaptar.
A isto juntam-se o alargamento do raio do autoconsumo partilhado de 2 para 5 km, previsto no Real Decreto-Lei 7/2025, a criação da figura do gestor de autoconsumo para instalações coletivas e a revisão das regras de resposta da procura. O SRAD, serviço de resposta ativa da procura, atribuiu 1.725 MW para o primeiro semestre de 2026, mais 50% do que em 2025. Cinco projetos-piloto sandbox do MITECO estão a testar os mecanismos práticos de mercados locais de flexibilidade, armazenamento dos cidadãos e modelos de agregador independente.
A oportunidade de mercado é enorme, mas exige rapidez
A convergência entre crise e regulamentação abre uma janela para as comercializadoras que atuem com agilidade comercial. Segundo a McKinsey, o mercado europeu de flexibilidade do lado da procura passará de 4.000 para 12.000 milhões de euros em 2030. Espanha está especialmente bem posicionada: mais de 99% de penetração de contadores inteligentes no residencial, a mais elevada da Europa; cerca de 16 GW de projetos de baterias à escala das utilities previstos até 2030; e um objetivo do PNIEC de 19 GW de autoconsumo para 2030, face aos atuais 9,3 GW. Existe um ceticismo generalizado no setor quanto à viabilidade destas metas oficiais. Cumprir o plano do Governo exigiria instalar 2.000 MW por ano, quase o dobro dos atuais 1.100 MW. No entanto, mesmo que o mercado avançasse mais devagar e só atingisse metade dessa ambição, estaríamos perante um crescimento muito significativo. Para as comercializadoras, o impacto no modelo de negócio é direto: o que hoje representa apenas 3-5% da base de clientes passará a representar entre 14% e 17% a curto prazo. É uma alteração importante do mix, que obrigará a redesenhar imediatamente a estratégia comercial.
A disponibilidade do consumidor existe, mas não está a ser bem atendida. Apenas 56,9% das famílias se declaram satisfeitas com o fornecedor de eletricidade, sendo o preço a principal queixa. 66% das casas com painéis solares planeiam instalar uma bomba de calor nos próximos três anos. E 71% das famílias dão prioridade à segurança da despesa energética sobre outras variáveis, um sinal claro da procura por uma gestão previsível e otimizada, que os produtos de flexibilidade podem oferecer.
Já há comercializadoras a demonstrar que o modelo funciona. A Nexus Energía, a sexta maior comercializadora espanhola, associou-se à Bamboo Energy para oferecer resposta da procura industrial: o distribuidor alimentar Distribuciones Monteverde conseguiu poupar 6% na fatura através da deslocação das cargas de refrigeração. A Soldelia gere projetos solares comunitários em Córdoba a um preço fixo de 0,06 €/kWh, sem investimento inicial. A Holaluz e a Som Energía estão a construir plataformas de energia comunitária. Estes pioneiros transformam a flexibilidade de um conceito regulamentar em propostas de valor tangíveis para o cliente.
Reagir agora ou perder o jogo
Em 2024, registaram-se 7,25 milhões de mudanças de companhia elétrica em Espanha, um recorde histórico. E isso foi antes de o Irão fazer disparar a volatilidade. O que vem a seguir será pior. Cada subida brusca do pool é um cliente que reavalia o contrato. A pergunta não é se haverá movimentação de clientes, mas quem os capta.
A crise iraniana expôs uma vulnerabilidade que já existia: as comercializadoras construídas sobre simples margens de compra grossista e revenda a retalho são cada vez menos viáveis. Os custos de cobertura no OMIP estão 25% acima de há um ano. Continua a ser impossível cobrir os serviços de ajuste. E o cliente sente-o na fatura.
Mas, em paralelo, as peças de um modelo diferente já estão em cima da mesa. O autoconsumo ultrapassa 9 GW instalados. O armazenamento ficou 45% mais barato num só ano. O RD 88/2026 viabiliza o agregador independente. E o mercado europeu de flexibilidade triplicará para 12.000 milhões de euros em 2030.
As comercializadoras que, neste momento, estejam a oferecer a esses clientes em movimento uma proposta real de controlo e gestão dos seus ativos — autoconsumo, armazenamento e otimização do consumo — vão ficar com eles. E, uma vez integrados numa relação de serviços energéticos, esses clientes não mudam por meio cêntimo a menos no kWh.
Quem não os captar nesta janela de volatilidade terá de disputar os clientes num mercado tranquilo, onde a única alavanca é o preço. E essa é uma guerra que as comercializadoras sem ativos de produção não podem ganhar.
A janela entre a abertura regulamentar e a saturação do mercado é estreita. Isto não é uma reflexão estratégica para a próxima reunião de equipa fora do escritório. É uma decisão que tem de ser tomada esta semana.
