Nell’estate 2026 il prezzo spot turco non si decide con la sola “media PTF giornaliera”. Il 16 agosto 2026 la media era 2.502,89 TL/MWh, ma nello stesso giorno il prezzo è oscillato tra 303 e 3.800 TL/MWh — circa 12,5 volte. Il solare di mezzogiorno schiaccia il PTF; il condizionamento serale e il prelievo industriale lo portano al tetto. Su SKTT e contratti PTF+P lo spread finisce in bolletta. Per chi vende su PTF, mezzogiorno 303 / sera 3.800 è una riga di ricavo diretta. Nel netting 5.1c e 5.1h la vendita del surplus non è PTF: è la tariffa EPDK del gruppo di utenza. Lo separiamo sotto. Il nostro glossario PTF definisce il mercato orario; questo articolo legge quella definizione con i numeri del 16 agosto.
2.502,89
Media giornaliera
TL/MWh — 16.08.2026
303
Minimo di mezzogiorno
10:00–11:00
3.800
Tetto serale
21:00–22:00
× 12,5
Spread
Stesso giorno, stesso MWh
Il “picco” classico non è più l’ora cara
La media 08:00–20:00 (“peak”) dello stesso giorno era 1.674,75 TL/MWh; la media fuori picco 3.331,04 TL/MWh. La fascia diurna satura di solare è più economica del vecchio picco tariffario; le ore care sono sera e notte. La domanda (kW) è una riga a parte nella guida Potenza contrattuale e carico di picco — qui l’unità è TL/MWh. Non mescolatele: l’eccesso di potenza è kW, lo spread PTF è TL/MWh.
| Fascia | PTF (TL/MWh) | TL/kWh | Chi è a rischio? |
|---|---|---|---|
| 10:00–11:00 (minimo) | 303 | 0,303 | Vendita PTF / surplus di mezzogiorno |
| Media 08:00–20:00 | 1.674,75 | 1,675 | Prelievo diurno (relativamente economico) |
| Media giornaliera | 2.502,89 | 2,503 | Trappola della “media” SKTT mensile |
| Media fuori picco | 3.331,04 | 3,331 | Prelievo sera–notte |
| 21:00–22:00 (tetto) | 3.800 | 3,800 | Turno / raffrescamento / acquisto rete |
Consumatore: stessi 500 kWh, stesso giorno, scarto 12×
Solo PTF (YEKDEM e KBK esclusi), esempio 16 agosto: prelevare 500 kWh alle 10:00–11:00 costa 500 × 0,303 = 151,50 TL. Gli stessi 500 kWh alle 21:00–22:00 costano 500 × 3,80 = 1.900 TL. Lo scarto è 1.748,50 TL — un’ora, un giorno, un sito. La guida SKTT e Consumatore libero 2026 aggiunge YEKDEM e il coefficiente 1,0938; lo spread non si chiude, si somma.
| Ora | PTF | Costo di 500 kWh | Decisione |
|---|---|---|---|
| 10:00–11:00 | 303 TL/MWh | 151,50 TL | Spostate il carico qui |
| 21:00–22:00 | 3.800 TL/MWh | 1.900,00 TL | Rinviare / FV+accumulo se possibile |
| Scarto | × 12,5 | 1.748,50 TL | Motivo per turno o BESS |
Vendita PTF: il mezzogiorno perde valore
In una vendita su PTF (o con tetto PTF), immettere 1 MWh di surplus alle 10:00 quel giorno rende 303 TL. Tenere quel MWh in sito e non comprare 1 MWh dalla rete alle 21:00 evita 3.800 TL. L’opportunità è 3.497 TL/MWh — questa lettura vale per la vendita PTF. Nel portafoglio post-10 anni la vendita è sotto 11415 al 90% YEKDEM con tetto PTF orario; quando il PTF di mezzogiorno è 303 il tetto taglia il pavimento. Vedere la guida FV senza licenza a 10 anni: 90% YEKDEM + tetto PTF.
- Nello stesso punto di misura (5.1c) l’autoconsumo di mezzogiorno è il kWh più prezioso, indipendente dal canale di vendita.
- Per chi vende su PTF, vendere il surplus di mezzogiorno e comprare dalla rete la sera perde lo spread due volte.
- I corrispettivi di distribuzione (prelievo/immissione) sono una riga a parte; si aggiungono allo spread PTF, non lo sostituiscono.
- BESS o un turno spostano l’ora da 303 sull’ora da 3.800 — è la logica ROI della guida BESS dopo il netting orario.
5.1c e 5.1h: vendita a tariffa EPDK, kWh nettatati non fatturati
Nella generazione senza licenza, in 5.1c (stesso contatore) e 5.1h (contatori separati) la vendita del surplus non si regola sul PTF; si regola sulla tariffa EPDK del gruppo di utenza. La guida Netting orario 2026 e la guida alla vendita di energia FV senza licenza separano energia e denaro. La nota di fattibilità 5.1c vs 5.1h separa anche misura e distribuzione. Un PTF di mezzogiorno a 303 non imposta automaticamente a 303 il prezzo unitario di chi vende a tariffa.
- Unità di vendita del surplus: tariffa EPDK (gruppo di utenza) — non il PTF orario.
- Consumo nettato nella stessa ora: nessuna riga di bolletta energia di rete; quel kWh non è fatturato come prelievo.
- Prelievo netto (quando la produzione non basta): fatturato all’unità del contratto di fornitura (bilaterale, SKTT o tariffa).
- Il fornitore regola in mercato (spesso a PTF) l’energia nettata e venduta — la vostra unità di vendita e il suo costo non devono coincidere.
Il netting va letto ora per ora
Il sistema di netting 2026 non è produzione mensile meno consumo mensile. Ogni ora si chiude da sola: se in quell’ora la produzione copre il consumo, non nasce riga di bolletta; se non basta, si fattura il prelievo netto; se eccede, si scrive una vendita a tariffa EPDK. Il netting delle 10:00 non copre il prelievo delle 21:00. Il sistema va guardato ogni ora, non una volta al mese. La guida Netting orario 2026 ha la regola energetica; la difficoltà è operativa.
- Un mese è circa 720 ore; ogni ora ha la propria riga di produzione, consumo, netting, vendita e prelievo netto.
- Un riepilogo Excel mensile mescola la vendita a tariffa di mezzogiorno con il prelievo fatturato serale — il divario si vede quando arriva la bolletta, troppo tardi.
- Se OSOS, contatore e ora di fattura non sono allineati allo stesso slot, il netting si legge male; uno slittamento di un’ora rovina l’intero mese.
- Su più siti o un portafoglio misto 5.1c + 5.1h questo controllo a mano non è sostenibile.
Checklist di lettura
- Scaricate il PTF orario del periodo di fattura da EPİAŞ; non fermatevi a una media giornaliera o mensile.
- Allineate i kWh orari di prelievo e immissione OSOS alla stessa ora di orologio.
- Se SKTT, usate (PTF+YEKDEM)×KBK di periodo; se spot+P, moltiplicate PTF orario × kWh riga per riga.
- Separate il canale di vendita: PTF / tetto PTF, oppure vendita a tariffa EPDK 5.1c–5.1h.
- Controllate la riga di netting per ogni ora; non fermatevi al totale mensile.
- Se i kWh nettatati non hanno riga di fattura, mettete per iscritto il divario di prezzo unitario con il fornitore.
- Controllate potenza contrattuale (kW) e reattivo separatamente dal PTF.
ENOPTIMAL: vedere lo spread prima della bolletta
Il modulo di gestione consumi ENOPTIMAL traccia il profilo orario OSOS sullo stesso asse del PTF. La pagina di monitoraggio consumi OSOS risponde a “in quale ora stiamo comprando energia cara?”; il modulo di tracciamento bollette confronta il prezzo unitario SKTT/bilaterale con il PTF+YEKDEM atteso. Sul lato generazione, la riga di netting / vendita / prelievo netto di ogni ora sta su un unico pannello — 720 righe si leggono in automatico, non a mano.
Conclusione
Il 16.08.2026 non è un’anomalia; è la chiave di lettura dell’estate 2026: mezzogiorno 303, sera 3.800, media 2.503. Per il consumatore l’ora cara è il prelievo serale, non il picco classico. Per chi vende su PTF l’ora senza valore è il surplus di mezzogiorno; in 5.1c/5.1h la vendita è la tariffa EPDK e il consumo nettato non è fatturato — il divario di unità si discute con il fornitore. Il netting va letto ogni ora; il totale mensile non basta. Leggete il Netting orario 2026 con questa distinzione. Sovrapponete OSOS, PTF e la riga tariffaria in ENOPTIMAL.