PUN e PSV inverno 2026-2027: lo scenario negativo si è avverato, e con margine

Fra i tre scenari che avevamo messo sul tavolo a maggio si è realizzato il peggiore, e in quasi tutti i suoi punti è stato superato: il PUN ha chiuso agosto a 178 €/MWh contro la soglia di 140 €/MWh che indicavamo come ipotesi di escalation, il PSV ha oltrepassato i 69 €/MWh e le quotazioni a termine dicono che l’inverno sarà ancora più caro.

Nel maggio scorso, in questa stessa rubrica, avevamo pubblicato tre ipotesi per il semestre maggio-novembre 2026: una neutrale, una positiva legata a una distensione nel Golfo Persico e una negativa costruita sull’escalation militare attorno allo Stretto di Hormuz. Scrivevamo allora che «poche settimane possono cambiare radicalmente la bolletta di un’azienda» e che il ramo negativo andava guardato «con la stessa onestà» di quello favorevole. È quel ramo ad essersi realizzato. Questo secondo numero dell’Osservatorio CGA verifica una per una le previsioni di quello scenario, spiega che cosa è cambiato nei fondamentali — compresa una sorpresa rilevante sul rapporto fra petrolio e gas — e ricostruisce il quadro da qui a marzo 2027, perché le decisioni sulle forniture invernali si prendono adesso, non a dicembre.

Il punto di partenza: dove sono PUN e PSV a fine agosto 2026

Il PUN medio di agosto 2026, calcolato sui prezzi orari del Mercato del Giorno Prima dal 1° al 27 del mese, si attesta a 178,17 €/MWh. È il valore mensile più alto dell’intera serie storica del nostro Osservatorio, che parte da gennaio 2023: supera anche il picco della crisi energetica post-2022, quando il gennaio 2023 si fermò a 174,49 €/MWh. E lo fa in agosto, il mese in cui la domanda industriale italiana è tradizionalmente ai minimi dell’anno.

 

Il confronto anno su anno merita attenzione perché racconta una storia in due tempi. Fino a febbraio il 2026 correva sotto il 2025 su entrambe le commodity: gennaio segnava -7,3% e febbraio addirittura -23,9%. Da marzo il segno si inverte, e da luglio la divergenza diventa strutturale: +38,8% a luglio, +63,8% ad agosto. Nei primi otto mesi dell’anno il PUN medio è stato di 137,13 €/MWh contro i 117,63 €/MWh dello stesso periodo 2025, con un aumento del 16,6% che il dato aggregato tende però a sottostimare, perché l’intero rialzo si concentra nell’ultimo trimestre.

La stessa dinamica, ancora più marcata, si legge sul gas. Il PSV — il prezzo di riferimento del gas all’ingrosso in Italia — è passato dai 35,54 €/MWh dell’agosto 2025 ai 63,75 €/MWh dell’agosto 2026, con un incremento del 79,4%. Il 27 agosto la quotazione giornaliera ha toccato i 69,85 €/MWh. Dal 18 luglio il gas non è più sceso sotto la soglia dei 60 €/MWh.

 

 

Tabella 1 — PUN e PSV medi mensili 2025 e 2026 a confronto (€/MWh)

Mese	PUN 2025	PUN 2026	Var.	PSV 2025	PSV 2026	Var.
Gennaio	143,03	132,66	-7,3%	50,02	38,79	-22,4%
Febbraio	150,36	114,41	-23,9%	52,97	35,29	-33,4%
Marzo	120,55	143,40	+19,0%	42,80	53,15	+24,2%
Aprile	99,85	119,47	+19,6%	37,41	46,65	+24,7%
Maggio	93,58	119,35	+27,5%	37,97	47,19	+24,3%
Giugno	111,78	132,50	+18,5%	39,54	47,32	+19,7%
Luglio	113,13	157,04	+38,8%	36,96	56,51	+52,9%
Agosto (1-27)	108,79	178,17	+63,8%	35,54	63,75	+79,4%
Media 8 mesi	117,63	137,13	+16,6%	41,65	48,58	+16,6%

Lo scenario negativo alla prova dei fatti: si è avverato, e con margine

Un osservatorio serve a poco se non torna sui propri numeri. L’ipotesi neutrale di maggio — PUN fra 110 e 122 €/MWh — è rimasta valida per poche settimane: maggio si è chiuso dentro l’intervallo, a 119,35 €/MWh, e da giugno il consuntivo l’ha abbandonato per non rientrarci più. Quella che si è realizzata è la terza ipotesi, lo scenario di escalation, che descrivevamo in questi termini: in caso di minaccia concreta alla chiusura dello Stretto di Hormuz, il TTF e con esso il PSV sarebbero saliti «fino a oltre 60 €/MWh», il PUN sarebbe tornato «stabilmente sopra i 140 €/MWh nei mesi estivi, con punte serali oltre i 200 €/MWh nelle settimane di canicola», e il gas si sarebbe attestato «vicino o superiore ai 60 €/MWh per tutto l’autunno».

Ognuna di quelle affermazioni si è verificata. La maggior parte è stata superata.

 

Tabella 2 — Le previsioni dello scenario negativo di maggio 2026 verificate una per una

Previsione dello scenario negativo (maggio 2026)	Cosa è successo	Esito
PSV oltre i 60 €/MWh	60,21 €/MWh il valore minimo dal 18 luglio; 42 giornate su 47 sopra soglia; 69,85 €/MWh il 27 agosto	Verificato
PUN stabilmente sopra i 140 €/MWh nei mesi estivi	Luglio 157,04 €/MWh, agosto 178,17 €/MWh: +27% sopra la soglia indicata	Superato
Punte serali oltre i 200 €/MWh nelle settimane di canicola	Non punte ma condizione ordinaria: 224,74 €/MWh la media della fascia 19-22 in agosto, 28 giornate su 28 con almeno un periodo sopra i 200, massimo a 313,00 €/MWh	Ampiamente superato
PSV vicino o superiore ai 60 €/MWh per tutto l’autunno	Il MT-GAS quota 58,27 (set), 58,99 (ott), 57,62 (nov) €/MWh	In linea
Brent a 115 USD/bbl, con sforamento tecnico fino a 130	Massimo 2026 a 126,41 USD/bbl il 30 aprile, poi rientro: 88,48 USD/bbl il 28 agosto	Centrato sul picco, poi rientrato
Scarto del 15-25% della spesa energetica annua per la PMI manifatturiera	Il differenziale sul quadrimestre settembre-dicembre vale +57% sulla componente energia	Sottostimato

L’unica previsione rientrata: il petrolio

C’è un elemento che merita attenzione perché contraddice l’intuizione comune e cambia il modo in cui va letto il resto dell’inverno. Il petrolio ha fatto esattamente ciò che lo scenario negativo indicava: il Brent ha toccato i 126,41 USD/bbl il 30 aprile, a un passo dai 130 che avevamo indicato come sforamento tecnico dei primi giorni. Poi però è rientrato, e il 28 agosto quotava 88,48 USD/bbl — ben sotto i 115 USD/bbl che consideravamo il nuovo livello di equilibrio.

Gas ed elettricità no. Hanno continuato a salire mentre il greggio scendeva. È il dato più significativo di questi tre mesi: il prezzo del gas europeo si è disaccoppiato da quello del petrolio. Il driver non è più il costo del barile, ma la competizione fisica sui carichi di GNL disponibili e la necessità di ricostituire stoccaggi partiti in ritardo. Per un’impresa la conseguenza pratica è concreta: le notizie sul petrolio, che occupano le prime pagine, oggi dicono poco o nulla su dove andrà la bolletta. Le variabili da guardare sono altre, e le elenchiamo più avanti.

Anche i nostri modelli hanno inseguito

Va detto l’altro lato della questione. Se lo scenario qualitativo era corretto, gli algoritmi che lavorano sulla serie storica hanno continuato a rincorrere: il modello di previsione mensile del portale stimava per agosto 2026 un PUN di 132,67 €/MWh, quando il consuntivo è stato superiore del 34%. I modelli costruiti sulla stagionalità funzionano finché il mercato è governato da variabili ricorrenti — temperatura, domanda, idraulicità — e perdono affidabilità quando il driver dominante diventa geopolitico, perché nessuna serie storica contiene l’informazione su quando riapre uno stretto marittimo. È la ragione per cui, in questo numero, diamo più peso a ciò che il mercato a termine sta effettivamente quotando che a ciò che l’estrapolazione statistica suggerisce.

Perché i prezzi sono saliti: i fondamentali dietro le quotazioni

Il meccanismo di trasmissione è lo stesso che avevamo descritto a maggio e non è cambiato. Lo Stretto di Hormuz è il collo di bottiglia più sensibile del sistema energetico globale: vi transitano circa il 30% del petrolio greggio movimentato via mare e oltre il 20% del GNL mondiale, in larga parte di provenienza qatariota. Con i transiti ridotti, l’Europa si contende sul mercato spot i carichi disponibili, il TTF olandese sale, il PSV lo segue e infine il PUN recepisce tutto: in Italia circa metà dell’elettricità è prodotta in centrali a ciclo combinato, che nella quasi totalità delle ore fissano il prezzo marginale. Ogni euro in più sul PSV vale circa 2 €/MWh in più sul PUN, e i 28 €/MWh guadagnati dal gas in dodici mesi spiegano da soli quasi per intero i 69 €/MWh di aumento dell’elettricità.

Attorno a questo meccanismo si sono allineati, tutti nella stessa direzione, altri tre fattori che monitoriamo quotidianamente.

Tabella 3 — I fondamentali di mercato a confronto

Indicatore	Agosto 2025	Agosto 2026	Che cosa significa
Stoccaggi gas Italia (al 25/08)	88,01%	81,97%	Sei punti di riserva in meno all’ingresso dell’inverno
Quota CO2 (EUA)	71,81 €/t	81,52 €/t	Circa 29 € di costo ambientale su ogni MWh a gas
Temperatura media Milano	24,3 °C	28,6 °C	Domanda da condizionamento su livelli record
Domanda elettrica (luglio)	40.336 MW	43.586 MW	Consumi in crescita dell’8,1%, non in contrazione

Il primo indicatore è quello che conta di più per i prossimi sei mesi. L’Italia arriva a settembre con stoccaggi all’82% contro l’88% dell’anno scorso e il 92,6% del 2024: sei punti percentuali in meno significano meno cuscinetto disponibile a gennaio e febbraio, cioè un prezzo molto più sensibile a un’ondata di freddo. A livello continentale la situazione è peggiore, con riempimenti sotto il 58%, il minimo per questo periodo dell’anno da quando esistono le rilevazioni.

 

Il confronto con maggio rende la dinamica ancora più netta. All’11 maggio l’Italia era al 53,27% di riempimento, addirittura 1,4 punti sopra il livello dello stesso giorno del 2025. Al 25 agosto è all’81,97%, sei punti sotto l’anno scorso. Sono 7,4 punti di posizione relativa persi in una sola campagna di iniezione: esattamente la compressione della finestra utile per stoccare a prezzi sostenibili che a maggio indicavamo come il rischio più serio dello scenario negativo.

C’è un elemento che rende la situazione più insidiosa di quanto il solo livello suggerisca. Oggi i contratti gas a breve termine costano più di quelli invernali: chi stocca deve comprare caro adesso per rivendere a meno fra tre mesi. Viene così a mancare l’incentivo economico al riempimento, e le iniezioni procedono più lentamente di quanto servirebbe. È una dinamica che si autoalimenta e che il mercato sta già prezzando.

Il picco si è spostato alla sera: la giornata elettrica ha cambiato forma

C’è un effetto meno visibile nei titoli di giornale ma decisivo per chi paga la bolletta, e riguarda il modo in cui il costo si distribuisce nelle ventiquattro ore. Il 27 agosto 2026 il PUN medio è stato di 205,52 €/MWh, ma l’ora più economica della giornata è stata la 13, a 173,27 €/MWh, e la più cara la 21, a 260,25 €/MWh: 86,99 €/MWh di differenza, l’87% in più fra il minimo e il massimo. Il giorno precedente lo spread aveva toccato i 102,49 €/MWh.

 

E non è un episodio isolato. In agosto la fascia 19-22 ha viaggiato su una media di 224,74 €/MWh, e tutte le 28 giornate del mese hanno registrato almeno un periodo sopra i 200 €/MWh, con un massimo a 313,00 €/MWh. Le «punte serali oltre i 200 €/MWh nelle settimane di canicola» che a maggio descrivevamo come l’eventualità peggiore sono diventate la condizione ordinaria di un mese intero.

La ragione è il fotovoltaico, che ha spostato il minimo di prezzo a metà giornata e ha concentrato il massimo nella fascia 19-22, quando il solare esce dal mercato e il parco termoelettrico deve coprire da solo il carico residuo. Per un’impresa manifatturiera questo significa che la stessa quantità di energia può costare quasi il doppio a seconda dell’ora in cui viene consumata — e che le fasce contrattuali tradizionali F1, F2 e F3, disegnate quando la curva aveva un’altra forma, non intercettano più correttamente questa struttura di prezzo.

I mercati a termine MTE e MT-GAS: cosa sta già prezzando il mercato

Il mercato a termine dell’energia elettrica (MTE) e quello del gas (MT-GAS), gestiti dal GME, sono l’indicatore più onesto delle aspettative, perché dietro ogni quotazione c’è un operatore che impegna capitale proprio. Il confronto fra la rilevazione dell’11 maggio 2026 — quella su cui si basava il nostro numero precedente — e quella del 26 agosto misura con precisione di quanto il mercato abbia rivisto le proprie attese in tre mesi.

 

Il trimestre invernale è quello che ha subito la revisione più violenta: il Q4 2026 è passato da 135,10 a 182,36 €/MWh, con un rialzo del 35%, e il Q1 2027 da 124,00 a 165,84 €/MWh, +33,7%. L’annuale 2027, che a maggio quotava 111,01 €/MWh, oggi vale 126,29 €/MWh.

Da questi numeri si ricava un’informazione che il mercato non pubblica in modo esplicito ma che è implicita nel contratto trimestrale. Se ottobre quota 175,97 €/MWh e novembre 167,77 €/MWh, per portare la media del Q4 a 182,36 €/MWh il dicembre implicito deve valere circa 203 €/MWh. Il mercato, in altre parole, sta già scontando un dicembre sopra i 200 €/MWh. Sul segmento di punta le quotazioni sono ancora più tese: 196,95 €/MWh per il peakload di ottobre e 196,62 €/MWh per l’intero quarto trimestre.

 

Tabella 4 — Quotazioni a termine MTE baseload e MT-GAS a confronto (€/MWh)

Prodotto	11/05/2026	26/08/2026	Var.	MT-GAS 11/05	MT-GAS 26/08	Var.
Q4 2026	135,10	182,36	+35,0%	44,56	58,40	+31,1%
Q1 2027	124,00	165,84	+33,7%	45,47	52,45	+15,4%
Q2 2027	93,43	103,53	+10,8%	n.d.	43,86	—
Q3 2027	n.d.	118,64	—	n.d.	40,93	—
Annuale 2027	111,01	126,29	+13,8%	38,67	45,29	+17,1%
Inverno 2026/27	n.d.	n.d.	—	46,15	57,47	+24,5%

Le due curve raccontano la stessa storia e condividono una caratteristica tecnica che ha conseguenze contrattuali molto concrete: sono entrambe in marcata backwardation, cioè le consegne vicine valgono molto più di quelle lontane. Il Q4 2026 elettrico quota 182,36 €/MWh, il Q2 2027 appena 103,53. Sul gas, l’inverno 2026/2027 vale 57,47 €/MWh e l’estate 2027 solo 42,59. Gli operatori si aspettano dunque una normalizzazione a partire dalla primavera 2027, ma pretendono un premio molto alto per garantire la consegna nei prossimi sei mesi.

Perché la backwardation cambia la scelta del contratto Fissare oggi un prezzo su dodici mesi con decorrenza ottobre significa comprare a caro prezzo i mesi invernali e a buon mercato quelli primaverili, ottenendo una media pesantemente penalizzata dal picco. Un contratto che parte ad aprile 2027, oppure una struttura che consenta di fissare separatamente i trimestri, produce oggi un risultato molto diverso a parità di volumi.

Lo scenario centrale: cosa dicono i numeri da qui a marzo 2027

Costruiamo la previsione incrociando due fonti indipendenti: i modelli statistici del portale, che elaborano la serie storica con innesto delle quotazioni a termine, e la curva forward MTE e MT-GAS. Dove le due divergono, l’esperienza degli ultimi tre mesi suggerisce di dare più credito al mercato.

Tabella 5 — Previsione PUN settembre 2026 – marzo 2027 (€/MWh)

Mese	Modello statistico	Curva a termine MTE	Riferimento di lavoro
Settembre 2026	146,44	171,22	160 – 175 €/MWh
Ottobre 2026	149,79	175,97	165 – 180 €/MWh
Novembre 2026	149,05	167,77	158 – 175 €/MWh
Dicembre 2026	158,85	~203 (implicito)	175 – 205 €/MWh
Gennaio 2027	157,57	165,84 (Q1)	160 – 185 €/MWh
Febbraio 2027	162,45	165,84 (Q1)	160 – 185 €/MWh
Marzo 2027	151,90	165,84 (Q1)	150 – 175 €/MWh

Nello scenario che riteniamo più probabile — gli assegniamo indicativamente il 50-55% — i flussi dal Golfo restano parziali ma non peggiorano, l’inverno rientra nella media climatica e l’Italia arriva a dicembre con stoccaggi attorno al 75-80%. In questa configurazione il PUN si muove fra 160 e 185 €/MWh da settembre a marzo, con un picco fra dicembre e gennaio in avvicinamento ai 200 €/MWh nelle settimane più fredde. Il PSV resta ancorato in area 55-62 €/MWh per tutto l’inverno, coerentemente con il prodotto stagionale quotato a 57,47 €/MWh. La discesa arriva in primavera: il Q2 2027 a 103,53 €/MWh indica che il mercato si attende un ritorno sotto i 110 €/MWh da aprile.

Scenario positivo: distensione nel Golfo e inverno mite

È l’ipotesi a cui assegniamo il 20-25% di probabilità, e va guardata con la stessa attenzione di quella negativa perché il mercato le sta già attribuendo un peso. Un accordo che ripristini i transiti nello Stretto di Hormuz, unito all’avvio regolare delle nuove capacità di liquefazione in Nord America, Africa e Australia — quasi 50 miliardi di metri cubi di GNL aggiuntivi attesi nel 2026 secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia — riporterebbe il PSV in area 40-45 €/MWh entro il primo trimestre 2027 e il PUN in una fascia compresa fra 120 e 140 €/MWh.

Il segnale premonitore da osservare non è una dichiarazione politica ma un numero: il differenziale fra il prodotto invernale e quello estivo sul MT-GAS, oggi pari a quasi 15 €/MWh. Un suo restringimento sotto i 10 €/MWh indicherebbe che gli operatori stanno smontando il premio di rischio, e anticiperebbe la discesa delle quotazioni elettriche di alcune settimane.

Scenario di stress: inverno freddo su stoccaggi insufficienti

Poiché lo scenario negativo di maggio è ormai il presente, il ramo avverso di questo numero va ricalibrato più in alto. Gli assegniamo il 25-30% di probabilità, un valore superiore al consueto proprio perché le condizioni di partenza sono deteriorate: con l’Europa sotto il 58% di riempimento e l’Italia sei punti sotto l’anno scorso, il margine per assorbire un imprevisto è sottile. E l’esperienza di questi tre mesi insegna che, quando il ramo avverso si attiva, tende a superare la stima e non a fermarsi sul suo limite inferiore.

Un gennaio con temperature di tre o quattro gradi sotto la media innescherebbe una corsa agli approvvigionamenti spot in un mercato GNL già teso. In questa configurazione il PSV può raggiungere gli 80-95 €/MWh e il PUN i 220-260 €/MWh come media mensile, con punte orarie serali oltre i 350 €/MWh. Non è un’ipotesi di scuola: nelle giornate di fine agosto abbiamo già registrato singole ore a 260 €/MWh in piena estate, quando la domanda di riscaldamento è pari a zero.

Le tre configurazioni a confronto Scenario centrale (50-55%) — PUN 160-185 €/MWh, PSV 55-62 €/MWh fino a marzo 2027. Scenario di distensione (20-25%) — PUN 120-140 €/MWh, PSV 40-45 €/MWh entro il Q1 2027. Scenario di stress (25-30%) — PUN 220-260 €/MWh, PSV 80-95 €/MWh nei mesi di punta. Per riferimento: lo scenario negativo di maggio indicava PUN sopra 140 €/MWh e PSV sopra 60. Oggi quei valori sono il punto di partenza, non il rischio.

I driver da monitorare nei prossimi sei mesi

Quanto costa davvero all’impresa: due conti su profili reali

Le percentuali dicono poco a un imprenditore. Traduciamo allora la curva a termine in euro, su due profili di consumo tipici delle aziende associate al Consorzio.

Un’impresa elettrica da 500 MWh l’anno

Un’azienda con questo profilo assorbe indicativamente 170 MWh nel quadrimestre settembre-dicembre. Alle quotazioni MTE del 26 agosto la media baseload di quel periodo vale 179,58 €/MWh, contro i 114,21 €/MWh effettivamente registrati nello stesso quadrimestre del 2025.

Voce	Set-dic 2025 (effettivo)	Set-dic 2026 (a termine)	Differenza
Prezzo medio baseload	114,21 €/MWh	179,58 €/MWh	+65,37 €/MWh
Costo della sola energia su 170 MWh	19.416 €	30.529 €	+11.113 € (+57,2%)

Undicimila euro di maggior costo in quattro mesi, sulla sola componente energia e senza contare oneri, trasporto e dispacciamento. Su base annua, mantenendo l’esposizione al mercato, il differenziale supera agevolmente i 25.000 €.

Un’impresa a gas da 100.000 Smc l’anno

L’inverno 2026/2027 quota 57,47 €/MWh sul MT-GAS, contro una media effettiva di 37,28 €/MWh registrata nello scorso inverno, da ottobre 2025 a marzo 2026. Sono 20,19 €/MWh in più, pari a circa 0,21 € per standard metro cubo. Un’azienda che consuma 100.000 Smc l’anno, con il 70% concentrato nella stagione termica, si trova davanti a un maggior costo di circa 15.000 € sulla sola materia prima.

Cosa può fare oggi una PMI: cinque mosse strategiche

1. Non fissare il prezzo su dodici mesi a partire da oggi

È l’errore più costoso del momento. Con una curva in backwardation così accentuata, un contratto a prezzo fisso sottoscritto adesso con decorrenza 1° ottobre incorpora integralmente il picco invernale nella media dei dodici mesi. A maggio consigliavamo di privilegiare durate non superiori all’anno; oggi il consiglio si affina: valutate durate brevi sui mesi più cari, oppure strutture che consentano di fissare separatamente i trimestri, lasciando aperta la possibilità di bloccare il Q2 2027 che quota già 103,53 €/MWh.

2. Verificate subito le clausole del contratto in essere

Molti contratti indicizzati sottoscritti nel 2025 contengono clausole di adeguamento, tetti o soglie di riparametrazione che si attivano oltre determinati livelli di PUN. Con il prezzo a 178 €/MWh diverse di queste soglie sono state superate. Verificare cosa prevede il proprio contratto — e soprattutto come il fornitore lo sta applicando — è l’attività con il ritorno più immediato in questo momento.

3. Spostate i consumi flessibili nella fascia centrale del giorno

Con uno spread giornaliero fra gli 87 e i 102 €/MWh e il minimo di prezzo stabilmente collocato fra le 11 e le 16, ogni MWh spostato dalla sera al mezzogiorno vale oggi decine di euro. Per un’impresa con cicli programmabili, forni, compressori, celle frigorifere o pompaggi, questa è la leva a costo zero più potente disponibile. Richiede però di conoscere il proprio profilo orario reale, che la fattura mensile non mostra.

4. Completate ora le pratiche di agevolazione

Il D.L. 21/2026 ha stanziato 431 milioni di euro per il 2026 e 500 milioni per il 2027 destinati alla riduzione della componente ASOS per le utenze non energivore, con sconti indicativi di 3,4 €/MWh nel 2026 e 4 €/MWh nel 2027, ed è previsto un canale di contributi a fondo perduto fino al 30% per le PMI che hanno subito incrementi dei costi energetici. Sono importi che non compensano il rialzo di mercato, ma che vanno intercettati perché operano su plafond a esaurimento.

5. Affiancate al contratto una copertura sui consumi, non solo sul prezzo

A 180 €/MWh l’efficienza energetica torna a essere un investimento con tempi di ritorno brevissimi. Un intervento che riduce i consumi del 10% su 500 MWh l’anno vale 9.000 € all’anno: molte sostituzioni di motori, di sistemi di illuminazione o di gestione dei carichi si ripagano in meno di due anni, e gli impianti fotovoltaici in autoconsumo hanno oggi rendimenti che a 110 €/MWh non avevano.

Il ruolo del Consorzio Gruppo Acquisti

In un mercato che si muove del 60% in tre mesi, la differenza fra un’impresa che subisce il rialzo e una che lo attenua non sta nella fortuna, ma nel momento in cui prende le decisioni e nella qualità delle informazioni su cui le prende. È esattamente il terreno su cui opera il Consorzio Gruppo Acquisti.

Con oltre 600 imprese associate, il Consorzio aggrega i fabbisogni e negozia collettivamente le condizioni di fornitura di energia elettrica e gas. La massa critica produce due effetti che una singola PMI non può ottenere da sola: spread di commercializzazione sensibilmente più bassi e accesso a strutture contrattuali — fissazioni multiple, formule miste, indicizzazioni con tetto — che i fornitori riservano normalmente alla clientela industriale di grandi dimensioni. Il modello di remunerazione è allineato all’interesse dell’associato: il compenso dipende interamente dal risparmio effettivamente generato, senza canoni fissi. Il servizio è erogato da consulenti certificati Utility Manager secondo la norma UNI 11782:2020, e il Consorzio è qualificato da ASSIUM Servizi con il riconoscimento di Azienda Qualificata, sottoposta alla vigilanza del comitato scientifico.

Per la gestione delle forniture il Consorzio mette a disposizione degli associati:

Accanto all’energia, il Consorzio negozia per gli associati anche telefonia fissa e mobile, noleggio a lungo termine, carte carburante, buoni pasto, servizi di pulizia e vigilanza, forniture d’ufficio e certificazioni ISO: voci di costo che, sommate, offrono un ulteriore margine di recupero proprio nell’anno in cui l’energia erode la marginalità.

Richiedi l’analisi gratuita della tua fornitura Vuoi capire quanto la tua azienda è esposta allo scenario invernale descritto in questo articolo? Contattaci per un’analisi gratuita e senza impegno: ti consegneremo un report personalizzato con il confronto fra il tuo contratto attuale, le quotazioni MTE e MT-GAS aggiornate e la proiezione del costo nei tre scenari. info@consorziogruppoacquisti.it   ·   800.20.30.80 (attivo dalle 8 alle 20) Consorzio Gruppo Acquisti — V.le Monza, 347 — 20126 Milano (MI)

Domande frequenti

Perché il PUN è aumentato così tanto nel 2026?

Perché il gas naturale, che fissa il prezzo dell’elettricità nella maggior parte delle ore, è rincarato del 79% su base annua a causa del blocco parziale dei flussi attraverso lo Stretto di Hormuz. A questo si sono sommati stoccaggi europei ai minimi storici per il periodo, una quota CO2 sopra gli 80 €/t e un’estate con temperature di oltre quattro gradi superiori alla media, che ha spinto la domanda da condizionamento su livelli record.

Il petrolio è sceso: perché la bolletta no?

Perché dalla primavera 2026 il prezzo del gas europeo si è disaccoppiato da quello del greggio. Il Brent è rientrato a 88,48 USD/bbl dopo il picco di 126,41 del 30 aprile, mentre PSV ed elettricità hanno continuato a salire. Il gas non è più prezzato in funzione del barile ma della disponibilità fisica di carichi di GNL e della necessità europea di riempire stoccaggi partiti in ritardo. Seguire le quotazioni del petrolio, oggi, porta a conclusioni sbagliate sulla bolletta.

Il PUN scenderà nel 2027?

Il mercato a termine lo prezza esplicitamente: il Q2 2027 quota 103,53 €/MWh e l’annuale 2027 si attesta a 126,29 €/MWh, contro i 182,36 €/MWh del Q4 2026. L’attesa è quindi di una normalizzazione a partire dalla primavera 2027, condizionata però alla ripresa dei flussi di GNL dal Golfo Persico e a un inverno senza anomalie termiche rilevanti.

Conviene passare a un contratto a prezzo fisso adesso?

Non nella forma tradizionale a dodici mesi con decorrenza immediata, perché incorporerebbe integralmente il picco invernale. È più efficace valutare durate brevi sui mesi più cari, oppure strutture che permettano di fissare separatamente i trimestri e di bloccare il Q2 e il Q3 2027, che quotano rispettivamente 103,53 e 118,64 €/MWh. La scelta corretta dipende dal profilo di consumo dell’azienda e dalla sua capacità di assorbire volatilità.

Che cos’è il PSV e perché guardarlo se compro solo energia elettrica?

Il PSV, Punto di Scambio Virtuale, è il prezzo di riferimento del gas all’ingrosso in Italia. Poiché circa metà dell’elettricità italiana è prodotta da centrali a gas, che nella maggior parte delle ore fissano il prezzo marginale, ogni euro in più sul PSV si traduce mediamente in circa 2 €/MWh in più sul PUN. Chi compra elettricità sta di fatto comprando gas con un fattore di moltiplicazione.

Quanto pesa il rischio di un inverno freddo?

Molto più del solito. L’Italia entra nell’inverno con stoccaggi all’82% contro l’88% del 2025 e il 92,6% del 2024, e l’Europa è sotto il 58%. Con questo margine ridotto, un gennaio a tre o quattro gradi sotto la media può spingere il PSV verso gli 80-95 €/MWh e il PUN verso i 220-260 €/MWh di media mensile. È il principale rischio al rialzo dei prossimi sei mesi.

Quanto costa l’analisi del Consorzio Gruppo Acquisti?

L’analisi preliminare della fornitura è gratuita e senza impegno. Il modello del Consorzio prevede che il compenso dipenda interamente dal risparmio effettivamente ottenuto: non ci sono canoni fissi né costi di attivazione a carico dell’impresa associata.

Nota metodologica

I valori di PUN sono medie aritmetiche dei prezzi orari del Mercato del Giorno Prima del GME; i dati di agosto 2026 si riferiscono al periodo dal 1° al 27 del mese. I prezzi PSV sono medie dei valori giornalieri di riferimento. Le quotazioni MTE e MT-GAS sono i prezzi di controllo rilevati alla data del 26 agosto 2026. I livelli di stoccaggio gas provengono dalla piattaforma GIE AGSI e si riferiscono al perimetro italiano; i dati di domanda elettrica sono di fonte Terna; le temperature sono rilevazioni Open-Meteo per l’area di Milano. Le previsioni statistiche sono elaborate con modelli Prophet e XGBoost e innesto delle quotazioni a termine, esecuzione del 23 agosto 2026. Gli intervalli di riferimento della Tabella 5 integrano output modellistico e curva forward e non costituiscono garanzia di risultato né raccomandazione di investimento. Le probabilità associate agli scenari sono stime qualitative dell’Osservatorio CGA.

Dati aggiornati al 27 agosto 2026. — Osservatorio CGA, 28 agosto 2026

Il numero precedente dell’Osservatorio CGA — «PUN e PSV Maggio-Novembre 2026: crisi di Hormuz e scenari energetici per le PMI», pubblicato il 26 maggio 2026 — resta disponibile sul blog. Il prossimo aggiornamento è previsto a novembre, alla chiusura della campagna di riempimento degli stoccaggi.