Den Strommarkt bilden Energielieferanten für Privat- und Businesskunden (wie Ötzi Strom), Energieerzeuger (wie die Kraftwerksbetreiber) und Energieversorger (wie die Netzbetreiber). Energielieferanten erwerben elektrische Energie für ihre Kundinnen und Kunden, schließen mit diesen Kaufverträge für Strom ab und stellen dann die Stromrechnungen aus. In Italien kaufen Energielieferanten ihren Strom über autorisierte Händler an der vom GME (Gestore die Mercati Energetici) verwalteten Strombörse IPEX (Italian Power Exchange) mit Sitz in Mailand ein. Dort werden die Menge und die Großhandelspreise des einzuspeisenden Stroms täglich nach dem Prinzip von Angebot und Nachfrage festgelegt. Italien ist in sieben Preiszonen aufgeteilt: Norden, Mitte-Norden, Mitte-Süden, Süden, Kalabrien, Sardinien und Sizilien. Darüber hinaus ist der italienische Handelsplatz für Strom über ein Market Coupling mit anderen Märkten wie  Österreich, Frankreich, Slowenien oder Griechenland vernetzt.

Aus den in den italienischen Preiszonen realisierten Preisen wird ein – stündlich fixierter – Mittelwert gebildet: der gesamtstaatliche Einheitspreis PUN (Prezzo Unico Nazionale), den auch Ötzi Strom bei der Rechnungsstellung für den Stromverbrauch in den unterschiedlichen Zeitzonen als Richtwert nutzt. Der PUN ist die entscheidende Orientierungsmarke für alle Transaktionen im Bereich der elektrischen Energie in Italien. Damit ist – wie vom Gesetzgeber gewünscht – ein einheitliches Preisniveau im gesamten Staatsgebiet garantiert. Ein großer Teil des Stroms, der ja nicht wie etwa Holz, Wein, Wasser oder Eisen gelagert werden kann, wird im Day-Ahead-Handel verkauft. In diesem Fall erfolgten die Erzeugung und die Lieferung in einem festgesetzten Zeitfenster am Tag nach der Festsetzung des Preises. Der Grund dafür sind verlässliche Produktions- und Verbrauchsprognosen: So ist der zu erwartete Umfang der Stromproduktion in einem kurzen Zeitraum im Bereich der wetterbedingten Erzeugung erneuerbaren Energien ebenso sehr gut abschätzbar wie der zu erwartende Bedarf.

Auch die Handelspreise für die Verkaufsverträge auf den Terminmärkten stützen sich auf den von den Marktteilnehmern erwarteten Day-Ahead-Preis zum Zeitpunkt der künftigen Stromlieferung. An der Strombörse müssten „grüne“ Produzenten ihre mit erneuerbaren Energieträgern wie Sonne, Wind oder Wasser erzeugte Energie eigentlich zu niedrigeren Preisen anbieten können als konventionelle Kraftwerke, die auf den Import von fossilem Gas, Öl oder Kohle angewiesen sind. Das ist aber – leider – nicht so. An der Strombörse bieten Kraftwerksbetreiber über Zwischenhändler Preisangebote und Liefermengen für bestimmte Zeiträume an. Die Einsatzreihenfolge im Day-Ahead Handel wird vom billigsten Kraftwerk aufsteigend bis zum teuersten Angebot des letzten zur Bedarfsdeckung noch notwendigen Kraftwerks ermittelt.Dieses„Merit-Order“-System orientiert sich an den Grenzkosten, die bei einem Kraftwerk für die jeweils letzte produzierte Megawattstunde anfallen. Öko-Kraftwerke, die – wie Windparks, Wasserkraftwerke oder Solaranlagen – die weitausniedrigsten Stromgestehungskosten aufweisen,führen diese Einsatzreihenfolge an und werden daher als erste zur Einspeisung in das Netz zugelassen. Darauf folgen Kraftwerke mit höheren Grenzkosten – wie etwa Kohle- oder Gaskraftwerke – bis die Tagesnachfrage gedeckt ist.

Das Problem für die Verbraucherinnen und Verbraucher: An den Strombörsen definiert den Market-Clearing-Price (MCP) oder Markträumungspreis immer das letzte Angebot, das einen Zuschlag erhält. Das Kraftwerk mit den teuersten Grenzkosten (Grenzkraftwerk), das ganz hinten in der Einsatzreihenfolge steht, definiert daher den Börsenpreis für alle anderen eingesetzten Kraftwerke. Nutzt das letzte Kraftwerk in der Merit-Order-Rangliste fossiles Importgas, führt das – etwa bei hohen Gaspreisen – automatisch zu einem hohen Großhandelspreis, auch für die Produzenten billiger „grüner“ Energie. In Italien ist das immer der Fall – schließlich arbeiten die meisten konventionellen Kraftwerke hier mit teurem Erdgas.