La guerra in Iran ha fatto quello che in molti temevano: ha innescato una nuova crisi energetica europea, la seconda in meno di cinque anni dopo lo shock post-2022 legato al taglio delle forniture russe. Secondo un’analisi pubblicata dal New York Times il 10 aprile 2026, il prezzo all’ingrosso dell’elettricità ha ricominciato a impennarsi in diversi Paesi del continente, mentre altri — in particolare la Spagna — sembrano aver costruito un argine efficace. Il risultato è un’Europa spaccata in due, con implicazioni rilevanti non solo per la bolletta industriale, ma anche per le strategie di investimento nel cleantech e per l’intero ecosistema startup.
Il paradosso tedesco
Se si guarda alla capacità rinnovabile installata in valore assoluto, la Germania è davanti alla Spagna su eolico e solare. Eppure, nei momenti di tensione sui mercati del gas, i prezzi all’ingrosso tedeschi schizzano verso l’alto, mentre quelli spagnoli restano relativamente contenuti. Come è possibile?
La risposta, paradossalmente, non sta nella quantità di energia pulita, ma nel design stesso del mercato elettrico europeo. La metafora usata dai ricercatori di Ember è illuminante: la domanda oraria di un Paese è come una tazza da riempire. Si parte dalle fonti più economiche — solare ed eolico — si passa a idroelettrico e nucleare, e solo alla fine si ricorre a gas e carbone. Fin qui tutto intuitivo. Il meccanismo perverso, però, è che il prezzo all’ingrosso di tutta l’energia oraria viene fissato sull’ultima fonte marginale che entra nel mix: se per riempire anche solo l’ultimo centimetro della tazza serve il gas, il prezzo dell’intero blocco orario si allinea al costo del gas.
“Non conta tanto quanto gas un Paese usa nel suo mix elettrico”, spiega Chris Rosslowe, senior energy analyst di Ember. “Conta quanto quella tecnologia è ‘price-setting'”. Tradotto per chi fa impresa: una quota residuale di fossile può bastare a importare integralmente lo shock geopolitico sui prezzi finali, azzerando i vantaggi economici accumulati con miliardi di investimenti in rinnovabili.
Il caso Spagna: dal 52% al 26%
Il caso spagnolo è diventato rapidamente il benchmark europeo. Nel 2021, il gas stabiliva i prezzi elettrici all’ingrosso il 52% delle ore. Nel 2025, grazie alla corsa al solare, quella quota è crollata al 26%. Nella prima metà del 2025 il prezzo medio all’ingrosso in Spagna è stato pari a circa due terzi della media UE, secondo i dati di Ember. Oltre il 40% dell’elettricità arriva oggi da sole e vento.
Non è un esito banale. Il blackout che ha interessato la rete spagnola lo scorso anno, attribuito a una combinazione di fattori, ha mostrato come un sistema con elevata penetrazione rinnovabile richieda investimenti massicci in servizi di rete — inerzia sintetica, storage, controllo di frequenza, monitoraggio in tempo reale. Ma l’insieme regge: “La Spagna si sta profilando come la ‘buona studentessa’ della crisi Russia-Ucraina”, sintetizza Phuc-Vinh Nguyen, responsabile del centro energia dell’Institut Jacques Delors.
Germania, Italia e la trappola del gas marginale
Sul versante opposto, la Germania nel 2025 ha addirittura peggiorato il dato del 2021: il gas detta i prezzi in circa il 35% delle ore, nonostante una capacità rinnovabile superiore a quella spagnola. La ragione è politica prima che tecnica: lo spegnimento degli impianti nucleari e la dismissione parziale del carbone hanno aumentato la dipendenza dal gas per il carico di base e la modulazione, esponendo il sistema a ogni singolo spike importato dai mercati internazionali.
Per l’Italia il quadro è ancora più crudo. Il gas pesa per quasi metà del mix elettrico e, nelle settimane successive all’escalation iraniana, i prezzi all’ingrosso italiani sono schizzati verso l’alto. L’Italia è strutturalmente tra i Paesi europei più esposti a shock geopolitici su gas e petrolio, e questa seconda crisi in cinque anni rende non più procrastinabile un ripensamento del mix.
Il ripasso geopolitico: dal 2022 al 2026
La prima crisi energetica europea contemporanea è scoppiata nel 2022, quando Mosca ha chiuso i rubinetti alla UE: fabbriche a singhiozzo, famiglie con bollette decuplicate, pacchetti di emergenza per le imprese energivore, shock permanente sulla competitività manifatturiera. La risposta politica è stata un’accelerazione dichiarata sull’energia “prodotta in casa”, con un target comunitario di oltre il 40% di rinnovabili entro il 2030.
Quattro anni dopo, la guerra in Iran rinnova l’urgenza. Ma evidenzia anche un aspetto che molti avevano sottovalutato: la sicurezza energetica non dipende solo dal megawatt installato, ma dall’architettura stessa del mercato. Senza una revisione del pricing marginalista, l’Europa rischia di continuare a pagare ogni shock geopolitico come se il suo mix fosse ancora quello del 2010 — vanificando in parte l’enorme investimento pubblico e privato in transizione.
Cosa cambia per il venture capital
Per chi fa innovazione e investe in Europa, questo scenario ha tre implicazioni dirette e concrete.
La prima riguarda il cleantech hardware. Dopo due anni di raffreddamento degli investimenti seed e Series A nelle rinnovabili pure — il mercato era saturo di progetti utility-scale e ipercompetitivo sui prezzi — il nuovo shock sta riportando capitali sui segmenti a maggior valore aggiunto. Storage di lungo periodo, batterie al ferro-aria e a ioni di sodio, elettrolizzatori, componentistica di rete ad alta penetrazione rinnovabile: sono ambiti dove l’Europa ha ancora finestre competitive contro la filiera cinese. In Spagna diverse scale-up stanno raccogliendo round significativi proprio sulla scia di un mercato interno stabilizzato dalla bassa quota di gas marginale, un segnale che i fondi premiano chi opera in giurisdizioni con fondamentali di mercato più prevedibili.
La seconda implicazione è che il software per l’energia diventa un asset strategico. Piattaforme di forecasting meteorologico e di produzione, VPP (virtual power plants), soluzioni di demand response, software di trading algoritmico per PMI energivore, sistemi di gestione di flotte di storage distribuito: sono tutti ambiti dove il venture capital europeo può competere senza le barriere di capex tipiche dell’utility-scale. L’Italia, che ha storicamente poche startup di infrastruttura energetica ma un tessuto software relativamente solido, potrebbe trovare qui un varco competitivo non banale.
La terza implicazione riguarda il nucleare. L’abbandono tedesco e la sua dipendenza residuale dal gas sono ormai un caso di scuola: parlare di nucleare in Europa, specie sui reattori modulari di piccola taglia (SMR), non è più un tabù. Diversi fondi VC — soprattutto francesi, britannici e del Benelux — hanno rotto gli indugi, e la discussione sta arrivando anche in Italia, dove il dibattito politico-industriale sul nucleare è tornato vivo dopo oltre trent’anni di sostanziale rimozione.
Le riforme in cantiere a Bruxelles
Sul fronte policy, l’UE sta lavorando su due leve principali. La prima è l’interconnessione transfrontaliera: collegare meglio i sistemi elettrici nazionali per “travasare” le eccedenze rinnovabili tra Paesi (riprendendo la metafora: permettere alla tazza spagnola che trabocca di solare di riempirne altre). Secondo un’analisi di Agora Energiewende, una migliore interconnessione e ottimizzazione di sistema potrebbe far risparmiare ai cittadini europei quasi 600 miliardi di dollari tra il 2035 e il 2050. Per le startup, ogni chilometro di nuova interconnessione significa nuova domanda di software di dispatching, sensoristica, cybersecurity OT.
La seconda leva è la revisione del market design, già avviata ma tutt’altro che conclusa. In particolare, l’uso più massiccio di contratti a lungo termine e di “contracts for difference” per le rinnovabili disaccoppia di fatto il ricavo dell’impianto solare dai prezzi all’ingrosso fissati dal gas. È una riforma tecnica ma con enormi implicazioni sulla bancabilità dei progetti: se passa nella sua forma più ambiziosa, ridurrà strutturalmente il costo del capitale per nuovi impianti rinnovabili e renderà più prevedibili i margini dei player incumbent, sbloccando nuovi round di espansione anche per le startup a valle.
Il posizionamento italiano
Per le startup italiane e per gli investitori che guardano all’Europa meridionale, il messaggio operativo è piuttosto netto. Il gas resterà un elemento di volatilità strutturale nei prossimi 24-36 mesi, con finestre di opportunità ampie per soluzioni di efficienza industriale, demand response e on-site generation. L’Italia è tra i Paesi che più potrebbero beneficiare di una rapida espansione rinnovabile combinata con storage, ma il terreno normativo resta accidentato: permitting, autorizzazioni regionali, capacity market, regole di connessione alla rete sono ancora ostacoli concreti sul percorso di scaling delle scale-up.
Soprattutto, la polarizzazione del mercato europeo — tra Paesi “Spagna-like” e Paesi “Germania-Italia-like” — diventerà progressivamente un criterio di selezione per i fondi internazionali che allocano capitale in Europa. Le startup che nascono in giurisdizioni meno favorevoli dovranno dimostrare capacità di execution cross-border fin dai primissimi round, con team distribuiti e go-to-market pensati per due o tre mercati in parallelo.
La sfida è aperta
La guerra in Iran ha ricordato all’Europa una verità scomoda: i megawatt rinnovabili non bastano, se il mercato continua a essere prezzato dal gas. La transizione energetica non è solo una questione di infrastruttura, ma di architettura economica e, sempre più, di geopolitica. Per chi fa innovazione, il paradosso tedesco e il successo spagnolo sono due case study che meritano uno studio approfondito, perché raccontano come identiche tecnologie producano risultati economici radicalmente diversi in funzione del design di mercato che le ospita.
Per chi investe, il prossimo triennio sarà probabilmente il più movimentato di sempre sul cleantech europeo, con una ricomposizione dei portafogli verso storage, software di rete e nucleare modulare. E per l’Italia, rimane aperta la sfida di trasformare una vulnerabilità strutturale in un vantaggio competitivo: il tempo del rinvio, questa volta, è davvero scaduto.
Fonte principale: The New York Times, “Why Investing in Wind and Solar to Avoid Gas Shocks Hasn’t Added Up for Some”, 10 aprile 2026. Elaborazioni e commento originali.
