Il prezzo della luce torna a impennarsi questo martedì 25 agosto per i consumatori aderenti al mercato regolato. Il PVPC raggiunge i 364,54 euro/MWh tra le 21.00 e le 22.00 e accumula tre ore sopra i 300 euro/MWh durante il pomeriggio-sera. Un aumento che coincide con un'altra anomalia particolarmente evidente: il mercato all'ingrosso inizia a tensionarsi con forza quando esiste ancora produzione solare.
Il dato diffuso questo martedì dall'ex governatore della Banca di Spagna Miguel Ángel Fernández Ordóñez, noto come MAFO, pone l'accento proprio su quella differenza. "Oggi pagheranno 365 euro per ogni MWh alle nove di sera", segnala, prima di avvertire dei prezzi elevati che registra il mercato all'ingrosso anche nelle ultime ore di produzione fotovoltaica.
I dati del PVPC pubblicati da Red Eléctrica confermano l'escalation. La tariffa regolata raggiunge questo martedì un prezzo medio di 183,33 euro/MWh, un 7,2% in più rispetto a lunedì, quando si è attestata a 171,03 euro/MWh. L'ora più economica si registra tra le 15.00 e le 16.00, con 35,23 euro/MWh, mentre il massimo arriva tra le 21.00 e le 22.00, con 364,54 euro/MWh.
⚠️Questi sono i prezzi della luce che oggi pagheranno i consumatori aderenti al mercato regolato (prima delle tasse).
— The Good MAFO (@fdezordonez) 25 agosto 2026
Oggi pagheranno 365 € per ogni MWh alle nove di sera (prima delle tasse).
Il mercato all'ingrosso sarà a 210 €/MWh alle sette, in ore di sole!!!!😱😱😱 pic.twitter.com/6ObUwbywmU
Tre ore consecutive sopra i 300 euro
L'aumento non si concentra unicamente in un'ora.
Tra le 19.00 e le 20.00, il PVPC raggiunge i 319,52 euro/MWh. Un'ora dopo sale fino a 355,69 euro, e tra le 21.00 e le 22.00 segna il massimo giornaliero di 364,54 euro/MWh. Alle 22.00 continua a 279,42 euro e tra le 23.00 e la mezzanotte si mantiene a 270,19 euro/MWh.
La differenza rispetto alle ore centrali della giornata è enorme. Tra le 14.00 e le 15.00, il PVPC scende a 36,75 euro/MWh; tra le 15.00 e le 16.00, a 35,23; e durante l'ora successiva si mantiene a 38,71 euro/MWh.
Per un consumatore aderente alla tariffa regolata, spostare determinati consumi dalle nove di sera alle tre di pomeriggio comporta questo martedì affrontare prezzi dell'energia dieci volte inferiori, anche se l'importo finale della bolletta incorpora altri elementi e dipende dal consumo e dalle condizioni specifiche della fornitura.
Il mercato all'ingrosso si impennano anche
Il PVPC e il mercato all'ingrosso non sono la stessa cosa. E questa distinzione è fondamentale per comprendere i numeri.
Il mercato all'ingrosso, conosciuto come pool, registra questo martedì un prezzo medio di 120,35 euro/MWh, un 26,6% superiore ai 95,03 euro/MWh di lunedì, secondo i dati di OMIE raccolti dai comparatori di mercato.
Le differenze orarie sono altrettanto straordinarie.
Nel primo pomeriggio, quando la produzione fotovoltaica è elevata, il prezzo all'ingrosso crolla: 6,58 euro/MWh tra le 12.00 e le 13.00; 5,69 tra le 13.00 e le 14.00; 5,80 nell'ora successiva e appena 4,14 euro/MWh tra le 15.00 e le 16.00.
Dopo cambia rapidamente.
Tra le 17.00 e le 18.00 sale a 51,50 euro/MWh; un'ora dopo raggiunge 113,14 e tra le 19.00 e le 20.00 arriva a 185,21 euro/MWh. I dati del mercato mostrano successivamente prezzi superiori ai 200 euro nelle ore notturne.
Per questo è opportuno precisare il messaggio di Fernández Ordóñez: l'forte aumento dei prezzi inizia quando c'è ancora produzione solare, ma i prezzi minimi del giorno coincidono con le ore di maggiore contributo fotovoltaico.
Perché il consumatore paga 365 euro se il 'pool' è più economico?
Questa è una delle chiavi della giornata.
Dal 2026, il PVPC non riproduce più direttamente il prezzo orario del mercato all'ingrosso. La riforma della tariffa regolata ha progressivamente ridotto la sua esposizione al pool mediante l'incorporazione di riferimenti dei mercati a termine.
Quest'anno, il 60% del riferimento energetico del PVPC proviene da quel paniere di prezzi dei futures e il 40% dal mercato giornaliero e intraday, come ricorda Cinco Días analizzando l'escalation elettrica di quest'estate. A ciò si aggiungono altri componenti necessari per determinare il prezzo che sostiene il consumatore regolato.
Questo spiega situazioni apparentemente contraddittorie: il prezzo del mercato all'ingrosso può crollare durante determinate ore senza che il PVPC scenda in proporzione identica.
Gas costoso, caldo e poca eolica
Il rialzo di quest'estate risponde a una combinazione di fattori.
Il primo è la domanda. Le successive ondate di caldo hanno aumentato l'uso dell'aria condizionata e hanno elevato il consumo elettrico. Secondo i dati raccolti da Cinco Días, la domanda è aumentata del 14% su base annua a luglio e di circa il 6% ad agosto.
Il secondo è il gas naturale. Le tensioni sul suo approvvigionamento internazionale hanno aumentato il suo prezzo e questo incremento finisce per trasferirsi sul mercato elettrico quando entrano a produrre i cicli combinati.
E il terzo è una produzione eolica ridotta durante i periodi anticiclonici. Quando scompare progressivamente la generazione solare al termine del pomeriggio e non esiste sufficiente produzione rinnovabile alternativa, i cicli combinati di gas guadagnano peso nella copertura della domanda e possono finire per segnare prezzi molto superiori.
Il costo di mantenere stabile il sistema pesa anche
C'è un altro elemento che sta guadagnando protagonismo dal blackout di aprile 2025: i servizi di aggiustamento e l'operazione rinforzata di Red Eléctrica.
Il gestore del sistema mantiene una programmazione rinforzata che ricorre a centrali di ciclo combinato per disporre di generazione sincrona capace di fornire determinate capacità necessarie per la stabilità della rete.
Queste centrali possono entrare in funzione mediante servizi di aggiustamento anche se non hanno inizialmente trovato collocazione nel mercato giornaliero. E questa operazione ha un costo.
Secondo l'analisi pubblicata questo martedì da Cinco Días, fonti del settore attribuiscono a questi servizi parte dell'aumento del prezzo finale dell'elettricità e mettono in discussione che, più di un anno dopo il blackout, non si sia ampliata sufficientemente la partecipazione di impianti rinnovabili capaci di fornire alcuni di questi servizi. Red Eléctrica, da parte sua, ha difeso che l'impatto di queste misure sul mercato è limitato.
Agosto restituisce prezzi propri della crisi energetica
L'evoluzione degli ultimi mesi mostra il cambiamento.
Il mercato all'ingrosso ha registrato a giugno un prezzo medio di 69,59 euro/MWh. A luglio è salito fino a 104,75 euro/MWh, il livello più elevato in 16 mesi, secondo i dati di OMIE raccolti da Cinco Días. Questo martedì, il prezzo medio raggiunge 120,35 euro/MWh.
Ma la media nasconde il fenomeno che sta caratterizzando quest'estate: un'enorme differenza tra le ore solari e l'inizio della notte.
La fotovoltaica può portare il mercato praticamente a zero durante il pomeriggio e, appena poche ore dopo, il ritiro di quella produzione coincide con una domanda ancora elevata e una maggiore partecipazione di centrali a gas.
Questo martedì offre un esempio estremo. Il mercato all'ingrosso passa da 4,14 euro/MWh tra le 15.00 e le 16.00 a prezzi superiori a 200 euro durante la notte. E per le famiglie che beneficiano del PVPC, il massimo termina ancora più in alto: 364,54 euro/MWh tra le 21.00 e le 22.00 ore.