Il mercato dell’elettricità è composto da fornitori di energia per clienti privati e aziendali (come Ötzi Elettricità mia), produttori di energia (come i gestori di centrali elettriche) e gestori della rete elettrica. I fornitori di energia acquistano l’energia elettrica per i loro clienti, stipulano con loro contratti di acquisto di energia elettrica e poi emettono le bollette. In Italia, i fornitori di energia acquistano l’energia elettrica attraverso i trader autorizzati dell’IPEX (Italian Power Exchange), gestito dal GME (Gestore dei Mercati Energetici) con sede a Milano. Il volume e i prezzi all’ingrosso dell’elettricità da immettere in rete sono determinati quotidianamente in base al principio della domanda e dell’offerta. L’Italia è suddivisa in sette zone di prezzo: Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sardegna e Sicilia. Inoltre, il centro di scambio italiano per l’energia elettrica è collegato in rete con altri mercati come Austria, Francia, Slovenia e Grecia attraverso il market coupling.

I prezzi realizzati nelle zone tariffarie italiane vengono utilizzati per calcolare un valore medio, fissato ogni ora: il PUN (Prezzo Unico Nazionale), che Ötzi Elettricità mia utilizza anche come parametro di riferimento per la fatturazione dei consumi di energia elettrica nelle varie fasce orarie. Il PUN è il parametro di riferimento decisivo per tutte le transazioni di energia elettrica in Italia. Questo garantisce un livello di prezzo standardizzato su tutto il territorio nazionale, come previsto dalla legge. Gran parte dell’elettricità, che non può essere immagazzinata come il legno, il vino, l’acqua o il ferro, viene venduta nel day-ahead trading.

In questo caso, la produzione e la consegna avvengono in una finestra temporale fissa il giorno successivo alla fissazione del prezzo. Il motivo è l’affidabilità delle previsioni di produzione e consumo: il volume previsto di produzione di elettricità in un breve periodo di tempo nell’ambito della generazione di energia rinnovabile legata alle condizioni meteorologiche può essere stimato con la stessa facilità della domanda prevista.

I prezzi di negoziazione dei contratti di vendita sui mercati a termine si basano anche sul prezzo del giorno prima previsto dagli operatori di mercato al momento della futura fornitura di elettricità.

Nella borsa dell’energia elettrica, i produttori “verdi” dovrebbero essere in grado di offrire la loro energia generata da fonti rinnovabili come il sole, il vento o l’acqua a prezzi più bassi rispetto alle centrali elettriche convenzionali che si affidano alle importazioni di gas fossile, petrolio o carbone. Purtroppo non è così. Sulla borsa dell’energia elettrica, i gestori delle centrali elettriche offrono prezzi e volumi di fornitura per periodi specifici tramite intermediari. L’ordine di utilizzo nel day-ahead trading è determinato in ordine crescente dalla centrale più economica all’offerta più costosa dell’ultima centrale ancora necessaria per coprire la domanda. Questo sistema di “ordine di merito” si basa sui costi marginali sostenuti da una centrale per l’ultimo megawattora prodotto.

Le centrali elettriche verdi, come i parchi eolici, le centrali idroelettriche o le centrali solari, che hanno di gran lunga i costi di produzione dell’elettricità più bassi, guidano l’ordine di distribuzione e sono quindi le prime a essere autorizzate a immettere energia in rete. Seguono le centrali con costi marginali più elevati, come quelle a carbone o a gas, fino a coprire la domanda giornaliera. Il problema per i consumatori: nelle borse dell’energia elettrica, il prezzo di compensazione del mercato (MCP) è sempre definito dall’ultima offerta accettata. La centrale con i costi marginali più costosi (centrale marginale), che si trova in fondo all’ordine di utilizzo, definisce quindi il prezzo di scambio per tutte le altre centrali utilizzate.

Se l’ultima centrale nella graduatoria di merito utilizza gas fossile importato, ciò comporta automaticamente un prezzo all’ingrosso elevato, anche per i produttori di energia “verde” a basso costo – ad esempio quando i prezzi del gas sono alti. Questo è sempre il caso dell’Italia, dove la maggior parte delle centrali elettriche convenzionali funziona con il costoso gas naturale.