Un Prezzo Deciso Ogni Giorno, Ora per Ora
L'energia elettrica ha una caratteristica che la distingue da quasi ogni altra merce: non si immagazzina su larga scala a costi trascurabili, e la produzione deve eguagliare il consumo in ogni istante. Da questo vincolo fisico discende tutta l'architettura del mercato: il prezzo dell'elettricità non è un prezzo, è una matrice di prezzi — uno per ogni ora (oggi, per ogni quarto d'ora) e per ogni zona della rete.
In Italia, come nella maggior parte d'Europa, il luogo dove questi prezzi si formano è la borsa elettrica, gestita dal GME (Gestore dei Mercati Energetici). Il mercato principale è il MGP — Mercato del Giorno Prima: ogni mattina, produttori e acquirenti presentano offerte per ciascuna ora del giorno successivo, e l'incrocio tra domanda e offerta determina prezzo e quantità scambiate.
L'Ordine di Merito Economico
Il meccanismo di formazione del prezzo si chiama merit order (ordine di merito). Funziona così:
- Ogni produttore offre la propria energia a un prezzo che riflette, come minimo, il proprio costo marginale — quanto gli costa produrre un MWh in più.
- Le offerte vengono ordinate dalla più economica alla più cara, costruendo la curva di offerta del sistema.
- La domanda prevista per quell'ora "taglia" la curva: vengono accettate tutte le offerte necessarie a coprirla, dalla più economica in su.
- L'ultima offerta accettata — la più cara tra quelle necessarie — fissa il prezzo per tutti (system marginal price).
La conseguenza è contro-intuitiva ma fondamentale: un impianto fotovoltaico che offre a zero non incassa zero — incassa il prezzo marginale fissato dall'ultimo impianto entrato. Il merit order remunera l'efficienza: chi produce a costi bassi incassa la differenza tra il proprio costo e il prezzo di sistema (la rendita inframarginale).
L'ordine tipico della curva di offerta:
| Posizione | Tecnologia | Costo marginale |
|---|---|---|
| Base della curva | Fotovoltaico, eolico, idroelettrico ad acqua fluente | Quasi nullo (nessun combustibile) |
| Fascia intermedia | Nucleare (dove presente), idroelettrico a bacino, geotermico | Basso / valore-opportunità dell'acqua |
| Fascia alta | Cicli combinati a gas (CCGT) | Determinato da prezzo del gas e della CO₂ |
| Punta estrema | Turbogas, impianti di punta | Molto alto |
Perché il Gas Fissa (Spesso) il Prezzo
In gran parte delle ore, l'impianto marginale — quello che chiude la curva e fissa il prezzo — è un ciclo combinato a gas. Questo significa che il prezzo dell'elettricità segue il prezzo del gas anche quando gran parte dell'energia è prodotta da fonti che il gas non lo usano affatto.
È il fenomeno osservato in modo estremo nella crisi del 2022: il gas passato da ~20 a oltre 200 €/MWh ha trascinato i prezzi elettrici verso massimi storici, generando rendite inframarginali enormi per le fonti a costo marginale nullo — e il dibattito politico sul disaccoppiamento dei prezzi che ne è seguito.
Per chi sviluppa progetti la lettura operativa è questa: finché il gas resta la tecnologia marginale, ogni previsione di prezzo elettrico di lungo periodo è, in larga misura, una previsione sul prezzo del gas e della CO₂ (il sistema ETS aggiunge al costo marginale dei fossili il prezzo dei permessi di emissione).
Prezzi Zonali e PUN
La rete di trasmissione ha limiti fisici: non tutta l'energia può fluire da dove costa poco produrre a dove serve. Quando i limiti di transito si saturano, il mercato si separa in zone di prezzo. L'Italia è divisa in zone di mercato (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia, Sardegna): in ogni ora, ciascuna zona ha il proprio prezzo, e le differenze riflettono le congestioni di rete.
Storicamente l'Italia ha adottato una soluzione ibrida: i produttori vendono al prezzo della propria zona, mentre gli acquirenti pagavano un prezzo unico nazionale — il PUN, media dei prezzi zonali ponderata sui consumi. Con l'adeguamento al disegno europeo del mercato, anche il lato acquisto è passato al prezzo zonale, e il PUN sopravvive come indice di riferimento (è tuttora la base di moltissimi contratti di fornitura retail e industriali).
Per un progetto di generazione, la zona non è un dettaglio amministrativo: lo stesso impianto, con la stessa producibilità, ha ricavi diversi a seconda della zona in cui immette — e le differenze strutturali tra zone (Sud ricco di rinnovabili e prezzi più bassi, Nord più caro) sono un input primario del business plan.
Volatilità, Stagionalità, Profilo Orario
Il prezzo elettrico ha una struttura temporale riconoscibile, su tre scale:
Oraria — il profilo giornaliero classico ha due picchi (mattina e sera) e una valle notturna. La crescita del fotovoltaico ha scavato una valle anche nelle ore centrali del giorno (la cosiddetta duck curve): nelle giornate di sole, i prezzi delle ore 11–15 possono scendere sotto quelli notturni, fino a toccare valori nulli o negativi.
Stagionale — domanda e offerta cambiano con le stagioni: punte estive (climatizzazione) e invernali (riscaldamento, illuminazione), idraulicità variabile, disponibilità del parco termico.
Di scenario — su orizzonti pluriennali il prezzo dipende da variabili strutturali: prezzo di gas e CO₂, penetrazione delle rinnovabili, capacità di accumulo e interconnessione, crescita della domanda (elettrificazione, data center).
Chi vende energia non incassa "il prezzo medio": incassa il prezzo delle ore in cui produce, nella zona in cui produce. Questa frase, apparentemente banale, è la chiave dei concetti di capture price e cannibalizzazione che vedremo nella terza lezione — e il motivo per cui due impianti con la stessa produzione annua possono avere ricavi molto diversi.
Oltre il Giorno Prima
Il MGP non è l'unico mercato. Attorno a esso:
- Mercato Infragiornaliero (MI) — sessioni successive al MGP che permettono di aggiustare le posizioni man mano che le previsioni (di produzione e consumo) migliorano. Vitale per le rinnovabili non programmabili.
- Mercati a termine — contratti su orizzonti da mesi ad anni (futures elettrici, contratti bilaterali) con cui gli operatori si coprono dal rischio prezzo prima ancora che il MGP esista per quelle date.
- Mercato dei servizi di dispacciamento — dove il gestore di rete approvvigiona le risorse per la sicurezza del sistema in tempo reale. È un mondo a sé, con logiche e prezzi propri: è l'oggetto della prossima lezione.