Il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica in Italia non è un luogo fisico, ma un sistema di piattaforme di negoziazione gestite dal GME — Gestore dei Mercati Energetici — dove produttori, trader e grandi consumatori si scambiano elettricità a prezzi determinati dall'incontro tra domanda e offerta in tempo reale. Ogni ora del giorno ha un suo prezzo: a volte 40 €/MWh a mezzanotte, a volte oltre 200 €/MWh durante un picco invernale con il gas a 50 €/MWh al TTF. Questa variabilità non è un difetto del sistema — è la sua logica fondamentale, e comprenderla consente di prendere decisioni di acquisto molto più efficaci.
Per il consumatore finale, il collegamento tra borsa elettrica e bolletta è mediato dal fornitore retail. Tuttavia, la struttura del prezzo all'ingrosso si riflette direttamente nelle offerte indicizzate del mercato libero, dove la quota energia varia mese per mese seguendo la media del PUN (Prezzo Unico Nazionale). Nel 2024, il PUN medio annuo si è attestato tra 108 e 115 €/MWh secondo i dati GME, con oscillazioni stagionali significative: i mesi invernali di gennaio e febbraio hanno registrato valori oltre 130 €/MWh, mentre i mesi estivi con alta produzione fotovoltaica sono scesi sotto 90 €/MWh. Capire queste dinamiche è il primo passo per scegliere — o negoziare — il contratto di fornitura più adatto alla propria struttura di consumi.
Per le aziende con consumi superiori a qualche centinaio di MWh all'anno, il tema si fa ancora più rilevante: la differenza tra un contratto negoziato bene e uno standardizzato può valere decine di migliaia di euro. Questa guida analizza la struttura del mercato all'ingrosso italiano, gli strumenti di acquisto disponibili per le imprese — dai contratti spot ai Power Purchase Agreement — e le strategie concrete per ottimizzare la spesa energetica agganciandosi all'andamento dei prezzi istituzionali.
Come Funziona la Borsa Elettrica Italiana: GME, IPEX e il Meccanismo del Merit Order
La borsa elettrica italiana, denominata IPEX (Italian Power Exchange), è la piattaforma su cui avviene la negoziazione dell'energia elettrica all'ingrosso in Italia. Operativa dal 2004 e gestita dal GME sotto la vigilanza del Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), l'IPEX è articolata in diversi segmenti di mercato con funzioni distinte e orizzonti temporali differenti.
Il Mercato del Giorno Prima (MGP) e la Formazione del PUN
Il Mercato del Giorno Prima (MGP) è il segmento principale dell'IPEX: vi si scambiano la grande maggioranza dei volumi, con offerte di acquisto e vendita presentate il giorno precedente la consegna fisica dell'energia, entro le ore 12:00. Il sistema abbina domanda e offerta per ciascuna delle 24 ore del giorno successivo, determinando un prezzo di equilibrio per ciascuna zona geografica della rete italiana (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna). Il PUN è la media di questi prezzi zonali ponderata per i volumi: nel 2024 è stato il prezzo di riferimento per oltre 280 TWh di transazioni, secondo le statistiche annuali del GME.
Il meccanismo che determina il prezzo orario è il merit order: le centrali vengono "chiamate" in produzione partendo da quelle con costo variabile più basso (rinnovabili non programmabili come eolico e fotovoltaico, praticamente a costo zero) fino a quelle più costose (centrali a gas a ciclo combinato, con costi variabili che dipendono direttamente dal prezzo del TTF). La centrale più costosa che serve per soddisfare la domanda determina il prezzo marginale orario. Questo significa che quando c'è abbondante produzione solare nelle ore centrali estive, il prezzo può crollare sotto 30 €/MWh, mentre nelle serate invernali con poca produzione rinnovabile e alta domanda riscaldamento, le centrali a gas marginalizzano a prezzi che riflettono il costo del metano maggiorato del 40-50% per tener conto dei costi fissi e del margine del produttore.
I Mercati Infra-Giornalieri (MI) e il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD)
Dopo la chiusura dell'MGP, il sistema prevede sessioni di aggiustamento. I Mercati Infra-Giornalieri (MI1, MI2, fino a MI7 nelle ore immediatamente precedenti la consegna) consentono agli operatori di correggere le posizioni in base all'evoluzione della domanda e della produzione rinnovabile non programmabile. È su questi mercati che si forma buona parte della volatilità estrema: nelle giornate con forte irraggiamento inaspettato o vento intenso, il surplus di produzione rinnovabile può portare i prezzi a zero o addirittura in territorio negativo.
Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) è invece gestito da Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale: serve a bilanciare la rete in tempo reale, attivando risorse di regolazione di frequenza e tensione. I prezzi dell'MSD non confluiscono direttamente nel PUN, ma influenzano i costi complessivi di dispacciamento che Terna ribalta sugli utenti finali attraverso la componente di rete in bolletta. Nel 2024, i costi di dispacciamento hanno rappresentato circa 8-12 €/MWh aggiuntivi rispetto al solo PUN, secondo le elaborazioni ARERA.
Il Mercato a Termine e i Futures sull'Energia
Accanto ai mercati spot, il GME gestisce il Mercato a Termine dell'Energia Elettrica (MTE), dove si negoziano contratti standardizzati con consegna mensile, trimestrale o annuale, con prezzi fissati in anticipo. Questo mercato è meno liquido rispetto a quelli del nord Europa (EEX di Lipsia o ICE di Londra), ma resta il riferimento principale per la copertura del rischio di prezzo nel mercato italiano. Un'azienda con consumo annuo di 5 GWh che nel luglio 2024 avesse acquistato un contratto annuale forward per il 2025 a 95 €/MWh avrebbe garantito un costo certo, proteggendosi da potenziali rialzi invernali senza rinunciare alla certezza di bilancio.
Strumenti di Acquisto dell'Energia all'Ingrosso per Aziende e PMI
Le aziende hanno a disposizione un ventaglio di strumenti di acquisto che vanno dall'esposizione completa al mercato spot fino alla copertura totale mediante contratti pluriennali. La scelta dipende da tre fattori principali: la dimensione dei consumi, la tolleranza al rischio di prezzo e la capacità interna di gestione dei contratti energetici.
Contratti Spot e Tariffe Indicizzate al PUN
La soluzione più semplice per una PMI è il contratto indicizzato al PUN: il fornitore retail acquista l'energia sul mercato all'ingrosso e la rifattura al cliente aggiungendo uno spread di commercializzazione. Lo spread tipico sul mercato italiano per una PMI con consumi tra 100 e 500 MWh/anno varia tra 5 e 15 €/MWh, a seconda della solidità creditizia del cliente e della competitività del fornitore. Il vantaggio è la totale trasparenza: il cliente sa sempre a quale indice è agganciato il suo prezzo. Lo svantaggio è la piena esposizione alla volatilità: nei mesi di picco del 2021-2022, le aziende con contratti spot hanno visto la quota energia quintuplicarsi rispetto ai livelli pre-crisi, con il PUN che aveva toccato punte di oltre 300 €/MWh a dicembre 2021.
Per le aziende con consumi superiori a 1 GWh/anno e accesso diretto alla borsa IPEX (soglia prevista dall'art. 5 del DM 19 dicembre 2003), è possibile operare come utenti del dispacciamento acquistando direttamente sull'MGP senza l'intermediazione del fornitore retail, eliminando lo spread commerciale. Questa soluzione richiede però investimenti in software di gestione dell'energia, figure professionali dedicate e la costituzione di garanzie finanziarie presso il GME.
Contratti Forward e Strategie di Copertura del Rischio
I contratti forward consentono di fissare il prezzo dell'energia per un periodo futuro definito: tipicamente 3, 6 o 12 mesi. La logica è quella della copertura (hedging): si rinuncia a beneficiare dei ribassi di mercato in cambio della certezza del prezzo. Per un'azienda manifatturiera con margini stretti, questa certezza vale più di qualsiasi potenziale risparmio speculativo.
Una strategia efficace, adottata da molte multiutility e grandi energy manager italiani, è quella del layered hedging: si copre progressivamente il fabbisogno annuo nel corso dei 12-18 mesi precedenti, acquistando tranche di energia forward ogni trimestre. Questo approccio riduce il rischio di comprare tutto al picco (come accadde a chi fissò i prezzi a dicembre 2021) e distribuisce il prezzo medio di acquisto su più periodi di mercato diversi. Con un consumo annuo di 10 GWh e tre tranche di acquisto da 3,33 GWh ciascuna a prezzi di mercato diversi, si costruisce un prezzo medio ponderato molto più stabile rispetto a una singola decisione di hedging.
Power Purchase Agreement (PPA): L'Opzione per i Grandi Consumatori
Il Power Purchase Agreement è un contratto bilaterale a lungo termine tra un produttore di energia rinnovabile — tipicamente un parco eolico o fotovoltaico — e un grande consumatore. Ha durata media di 10-15 anni, un prezzo fisso o indicizzato concordato tra le parti e consente al produttore di finanziare l'impianto grazie alla certezza dei ricavi futuri, mentre l'acquirente ottiene un prezzo stabile e verde senza passare per la borsa.
Nel biennio 2024-2025, i prezzi dei PPA corporate per energia solare in Italia si sono attestati in un range di 50-70 €/MWh, significativamente inferiori al PUN medio di 108-115 €/MWh dello stesso periodo. Per un'azienda con consumi di 20 GWh/anno, la differenza vale tra 760.000 e 1.300.000 euro annui. I PPA sono già adottati da gruppi industriali come Prysmian, Enel Green Power (lato acquisto corporate) e diverse aziende della grande distribuzione. Sul piano normativo, il Decreto Legislativo 199/2021 (recepimento della Direttiva RED II) ha semplificato le procedure di autorizzazione per i nuovi impianti rinnovabili destinati ai PPA, rendendo più agevole la costruzione di queste partnership.
| Strumento di Acquisto | Profilo di Rischio | Orizzonte Temporale | Soglia Consumi Indicativa |
|---|---|---|---|
| Tariffa indicizzata PUN | Alto (esposizione spot) | Mensile | Da 0 MWh (PMI e retail) |
| Contratto a prezzo fisso | Basso (prezzo certo) | 12-24 mesi | Da 50 MWh/anno |
| Hedging forward (MTE/EEX) | Medio (copertura parziale) | 3-24 mesi | Da 1 GWh/anno |
| Acquisto diretto IPEX | Alto (richiede gestione attiva) | Spot/giornaliero | Da 1 MW potenza (DM 19/12/2003) |
| PPA corporate | Molto basso (prezzo fisso lungo) | 10-15 anni | Da 5-10 GWh/anno |
I Fattori che Muovono il Prezzo all'Ingrosso: Gas, Rinnovabili e Geopolitica
Il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica non è determinato da un singolo fattore, ma dall'interazione di variabili fisiche, finanziarie e geopolitiche che agiscono su scale temporali diverse. Comprenderle consente di anticipare i movimenti di mercato con un ragionevole margine di affidabilità, traducendo l'analisi in decisioni di acquisto più consapevoli.
La Correlazione tra Gas TTF e PUN Italiano
In Italia, il gas naturale è ancora il combustibile marginale di riferimento per una quota rilevante delle ore di produzione: le centrali a ciclo combinato — che nel 2024 hanno coperto circa il 40-45% della produzione lorda nazionale secondo i dati Terna — determinano spesso il prezzo marginale orario sull'IPEX. Questo significa che il costo del gas al TTF (Title Transfer Facility, il principale hub europeo del gas con sede virtuale in Olanda) si trasmette direttamente al PUN.
La correlazione storica tra TTF e PUN è molto forte nelle ore di bassa produzione rinnovabile: un incremento di 10 €/MWh sul TTF (circa 0,10 €/m³) si traduce tipicamente in un aumento di 5-8 €/MWh sul PUN nelle ore in cui la generazione a gas è al margine. Nel primo trimestre 2024, il TTF è oscillato tra 25 e 35 €/MWh, contribuendo a mantenere il PUN in un range relativamente contenuto rispetto ai livelli 2022. Qualsiasi interruzione nelle forniture di GNL o nei gasdotti nordafricani può rompere questa correlazione al rialzo in modo rapido e pronunciato.
L'Effetto Cannibalization delle Rinnovabili sui Prezzi Spot
L'espansione massiccia del fotovoltaico in Italia — con circa 28 GW di capacità installata a fine 2024, in crescita di oltre 5 GW rispetto al 2023 secondo i dati GSE — sta trasformando la struttura dei prezzi orari sull'IPEX. Il fenomeno noto come cannibalization effect descrive la tendenza dei prezzi nelle ore centrali della giornata a scendere progressivamente man mano che aumenta la produzione solare, proprio perché l'offerta di energia a costo marginale zero aumenta in modo proporzionale alla capacità installata.
Il risultato pratico è un profilo di prezzi orari sempre più "a V" nelle giornate estive: prezzi bassissimi tra le 10 e le 16 (sotto 30-40 €/MWh nelle giornate di sole intenso) e prezzi elevati la sera, quando il sole cala e la domanda rimane alta. Per le aziende con flessibilità operativa, questo crea opportunità concrete: spostare i carichi energivori nelle ore centrali della giornata — riscaldamento/raffrescamento con accumulo termico, ricarica flotte elettriche, processi industriali flessibili — può ridurre significativamente il costo medio del kWh acquistato, con risparmi tra il 15 e il 25% rispetto a un profilo di consumo piatto.
Geopolitica e Sicurezza di Approvvigionamento
Gli eventi geopolitici degli ultimi anni hanno dimostrato che il mercato all'ingrosso dell'energia è vulnerabile a shock esogeni di grande intensità. La crisi russo-ucraina del 2022 ha portato il PUN italiano a valori record, con punte di oltre 543 €/MWh nell'agosto 2022 (fonte: GME, Relazione Annuale 2022). L'intervento emergenziale dei governi europei — incluso il tetto europeo al prezzo del gas introdotto con il Regolamento UE 2022/2577 e operativo da febbraio 2023 a una soglia di 180 €/MWh al TTF — ha contribuito a ricondurre i prezzi verso livelli più fisiologici nel 2023-2024.
Per le aziende, la lezione è che il rischio geopolitico non può essere completamente eliminato con strumenti finanziari: i contratti forward proteggono sul prezzo, ma non sulla disponibilità fisica dell'energia in scenari estremi. Per questo motivo, la diversificazione delle fonti — combinare un contratto forward con una quota di autoconsumo da impianto fotovoltaico aziendale e una parte di PPA — è la strategia più robusta per ridurre sia il rischio di prezzo sia il rischio di approvvigionamento.
Come Leggere il Prezzo all'Ingrosso nella Bolletta Aziendale
Per una PMI, il collegamento tra il mercato all'ingrosso e la propria bolletta non è sempre immediato. I fornitori retail tendono a presentare il prezzo in centesimi di euro per kWh, aggregando in un'unica voce componenti che hanno origini e meccanismi molto diversi. Sapere distinguerle permette di valutare oggettivamente se il proprio contratto è competitivo.
Le Quattro Componenti della Bolletta Energia
Secondo lo standard "Bolletta 2.0" introdotto dall'ARERA, ogni bolletta di energia elettrica deve riportare quattro macro-componenti di spesa. La spesa per la materia energia è l'unica variabile concorrenziale: include il costo all'ingrosso dell'energia (agganciato al PUN nelle offerte indicizzate o fissato contrattualmente) più lo spread di commercializzazione del fornitore e il costo del bilanciamento. Per un'utenza media non domestica, questa componente pesa tra il 55 e il 65% della bolletta lorda.
La spesa per il trasporto e la gestione del contatore è determinata dall'ARERA e identica per tutti i fornitori: copre i costi di manutenzione della rete di trasmissione (Terna) e distribuzione (DSO locali) e dipende dalla potenza impegnata e dall'energia trasportata. Gli oneri di sistema, anch'essi fissati dall'ARERA, finanziano gli incentivi alle fonti rinnovabili (componente A2, A3), i bonus sociali e la copertura dei costi stranded delle ex-utilities. Infine vi sono le imposte: accise sull'energia elettrica (€/kWh differenziati per tipologia di uso) e IVA al 22% per le utenze non domestiche (10% per le domestiche).
Analizzare lo Spread Commerciale: Cosa è Ragionevole Pagare
Lo spread commerciale è la componente su cui si concentra la vera competizione tra fornitori. Per un'azienda con consumi tra 100 e 500 MWh/anno, uno spread competitivo sul mercato italiano 2024-2025 è nell'ordine di 8-15 €/MWh (0,8-1,5 c€/kWh). Spread superiori a 20 €/MWh segnalano un contratto fuori mercato: a 500 MWh/anno, la differenza tra 10 e 20 €/MWh di spread vale 5.000 euro all'anno di costo aggiuntivo.
Per le utenze industriali sopra i 2 GWh/anno, lo spread dovrebbe scendere sotto 5 €/MWh in condizioni di mercato normali. Richiedere offerte comparative a più fornitori — almeno tre o quattro — e confrontare non il prezzo finale in c€/kWh ma il solo spread sopra il PUN è il metodo più efficace per valutare la competitività di un'offerta energetica aziendale. Il portale ARERA "Trova Offerte" è utile come benchmark per le PMI, ma per consumi superiori a qualche centinaio di MWh è preferibile rivolgersi a un energy manager indipendente o a una società di brokeraggio energetico certificata ARERA.
Analisi: Il 2025-2026 e le Prospettive per i Prezzi all'Ingrosso
Nel 2025-2026 il mercato all'ingrosso italiano affronta una fase di transizione strutturale. La continua espansione delle rinnovabili — con l'obiettivo di 65 GW fotovoltaici e 28 GW eolici al 2030 previsto dal PNIEC aggiornato — comprime i prezzi nelle ore diurne estive, mentre il permanere della dipendenza dal gas per la generazione serale e invernale mantiene una volatilità strutturale elevata. I prezzi attesi per il 2025, basandosi sui forward quotati a inizio anno, si collocano in un range di 90-120 €/MWh di PUN medio annuo: inferiori ai picchi 2021-2022 ma superiori ai livelli pre-crisi del 2019 (circa 52 €/MWh). Per le aziende, questo contesto suggerisce di mantenere una quota di copertura forward del 50-70% del fabbisogno annuo, lasciando una finestra di esposizione spot per beneficiare delle ore a prezzo basso generate dall'abbondanza rinnovabile.
Sul fronte regolatorio, il 2025 segna la piena entrata in vigore del superamento del Servizio di Maggior Tutela per i clienti domestici non vulnerabili, completando la transizione al mercato libero avviata nel gennaio 2024. Per le aziende, il cambio non è dirompente — erano già tutte in regime di mercato libero — ma l'aumento del numero di clienti domestici sul mercato libero aumenta la concorrenza tra i fornitori, con un potenziale effetto di compressione degli spread commerciali anche per i segmenti business di piccola taglia.
Domande Frequenti sul Prezzo all'Ingrosso dell'Energia
Cos'è il PUN e perché è il riferimento principale del prezzo all'ingrosso in Italia?
Il Prezzo Unico Nazionale (PUN) è il prezzo medio ponderato dell'energia elettrica scambiata sul Mercato del Giorno Prima (MGP) gestito dal GME. Rappresenta la media nazionale dei prezzi zonali ponderata per i volumi. Nel 2024 il PUN medio annuo si è attestato intorno a 108-115 €/MWh, con forti escursioni stagionali tra i picchi invernali e i minimi estivi dovuti alla produzione fotovoltaica. I fornitori del mercato libero che propongono offerte indicizzate usano la media mensile del PUN come base di calcolo della quota energia in bolletta.
Quali soggetti possono accedere direttamente alla borsa elettrica italiana IPEX?
L'accesso diretto alla borsa IPEX (Italian Power Exchange) è riservato agli operatori abilitati dal GME: produttori, trader, grossisti e grandi consumatori con potenza installata superiore a 1 MW (ai sensi dell'art. 5 del DM 19 dicembre 2003 e successive modifiche). Le PMI e i clienti domestici acquistano energia tramite fornitori retail che operano come intermediari. Per accedere direttamente è necessario registrarsi al GME, depositare una garanzia finanziaria e rispettare gli obblighi di rendicontazione REMIT previsti dal Regolamento UE 1227/2011.
Qual è la differenza tra contratto spot e contratto forward per l'energia all'ingrosso?
Un contratto spot si regola sul prezzo di mercato del giorno o dell'ora di consegna: offre massima flessibilità ma espone l'acquirente alla volatilità del PUN. Un contratto forward (o futures) fissa invece il prezzo in anticipo per una fornitura futura — mese, trimestre o anno solare — trasferendo il rischio di prezzo al venditore. Per le aziende con consumi prevedibili superiori a 1 GWh/anno, un mix tra quota spot e copertura forward consente di pianificare i budget energetici con margini di errore inferiori al 5%.
Cosa sono i Power Purchase Agreement (PPA) e quando convengono?
Un Power Purchase Agreement (PPA) è un contratto bilaterale a lungo termine — tipicamente 10-15 anni — tra un produttore di energia rinnovabile e un grande consumatore. Il prezzo è fisso o indicizzato a parametri concordati, solitamente tra 50 e 70 €/MWh nel biennio 2024-2025, ben al di sotto dei picchi spot registrati nei periodi di crisi. I PPA sono convenienti per aziende energivore (industria, data center, grande distribuzione) che vogliono stabilizzare il costo dell'energia e raggiungere gli obiettivi ESG di decarbonizzazione senza dipendere dal mercato spot.
Come influisce il prezzo del gas TTF sul costo all'ingrosso dell'energia elettrica?
In Italia il parco di generazione è ancora fortemente dipendente dal gas naturale: le centrali a ciclo combinato coprono circa il 40-45% della produzione lorda nazionale. Il prezzo del gas al TTF (Title Transfer Facility, hub virtuale olandese) determina il costo variabile di queste centrali e, tramite il meccanismo del merit order, finisce per definire spesso il prezzo marginale dell'energia sulla borsa GME. Un aumento di 10 €/MWh sul TTF si traduce tipicamente in un incremento di 5-8 €/MWh sul PUN nelle ore in cui la generazione a gas è marginale.
Quali strumenti pubblici esistono per monitorare il prezzo all'ingrosso dell'energia in Italia?
Il GME pubblica quotidianamente i prezzi orari e le statistiche aggregate sul portale www.mercatoelettrico.org: sono disponibili i prezzi zonali, il PUN, i volumi scambiati e i dati storici dal 2004. ARERA pubblica mensilmente l'aggiornamento delle condizioni economiche del servizio di tutela, che riflette l'andamento all'ingrosso. Terna rende disponibili i dati di produzione e consumo in tempo reale su www.terna.it. Questi tre portali istituzionali, tutti gratuiti, sono sufficienti per costruire un monitoraggio professionale dei prezzi senza ricorrere a piattaforme commerciali a pagamento.
Conclusione: Scegliere il Contratto Giusto in Base al Prezzo all'Ingrosso
Il prezzo all'ingrosso dell'energia non è un numero astratto riservato ai trader di borsa: è la radice da cui germoglia ogni voce della bolletta aziendale e domestica. Comprenderlo — sapere che il PUN di gennaio è strutturalmente più alto di quello di luglio, che il TTF a 40 €/MWh spinge la generazione a gas a marginalizzare sull'IPEX, che un PPA a 60 €/MWh firmato oggi vale oro se tra due anni il PUN torna a 200 — significa avere gli strumenti per negoziare da una posizione di forza, non accettare passivamente ciò che il fornitore propone.
Per le PMI, il primo passo concreto è richiedere offerte che esplicitino il solo spread sul PUN, non un prezzo all-in opaco. Per le aziende medio-grandi, vale la pena investire in un energy manager interno o in un broker certificato ARERA che possa costruire una strategia di copertura mista — forward più quota rinnovabile via PPA — calibrata sui reali profili di consumo. Per tutti, il monitoraggio mensile dei dati GME, ARERA e Terna è un'abitudine a costo zero che vale il 10-15% della spesa energetica annua in capacità di negoziazione.
Tenersi aggiornati sull'andamento dei mercati all'ingrosso, verificare ogni anno la competitività del proprio contratto e conoscere i propri diritti come utente del mercato libero sono le tre azioni che più di qualsiasi altra misura di efficienza tecnica incidono concretamente sul costo finale dell'energia. Il mercato è lì, aperto e trasparente: usarlo.
I prezzi all'ingrosso variano quotidianamente. I dati riportati sono indicativi basati su fonti GME/ARERA.
Indicatori chiave da monitorare ogni mese
PUN mensile (GME), TTF spot e forward (ICE/EEX), spread commerciale del proprio contratto, costo marginale medio del parco di generazione a gas secondo i dati Terna. Quattro numeri che, letti insieme, raccontano dove sta andando il mercato.
Il contratto migliore non è quello con il prezzo più basso al momento della firma — è quello strutturato per resistere agli scenari peggiori senza togliervi i benefici di quelli migliori.
- PUN medio 2024: 108-115 €/MWh — confrontate il vostro prezzo contrattuale con questo benchmark
- Spread competitivo per PMI (100-500 MWh/anno): 8-15 €/MWh sopra il PUN mensile
- PPA corporate 2024-2025: 50-70 €/MWh — la soglia sotto cui conviene valutare una partnership diretta con un produttore rinnovabile
- Soglia accesso diretto IPEX: 1 MW di potenza (art. 5 DM 19/12/2003)
I dati GME storici sono gratuiti e scaricabili dal 2004. Analizzare anche solo gli ultimi 24 mesi di PUN orario è sufficiente per capire la stagionalità del mercato e calibrare la propria strategia di acquisto.