Mercados mayoristas de electricidad: cómo se compra, vende y fija el precio de la energía antes de que llegue a usted
Definición del mercado mayorista de electricidad
El mercado mayorista de electricidad es el mercado de materias primas donde los generadores eléctricos venden energía a empresas de servicios públicos, minoristas de energía y grandes compradores industriales antes de que llegue a los consumidores finales. A diferencia de la mayoría de las materias primas, la electricidad no puede almacenarse económicamente a gran escala, lo que significa que la oferta y la demanda deben equilibrarse en tiempo real, y los mecanismos de fijación de precios del mercado reflejan esta restricción única. Los precios mayoristas de la electricidad se establecen a través de subastas que se liquidan desde cada cinco minutos hasta con 24 horas de antelación, dependiendo de la estructura del mercado. En los Estados Unidos, aproximadamente dos tercios de la carga eléctrica son atendidos por regiones que operan mercados mayoristas organizados regulados por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC).
Tabla de contenidos
- ¿Qué es el mercado mayorista de electricidad?
- Cómo se fijan los precios mayoristas de electricidad: el orden de mérito
- Mercados diarios y en tiempo real: las dos capas
- Precios marginales locacionales (LMP) y congestión de la red
- Mercados de capacidad: pagar por disponibilidad, no solo por producción
- Servicios auxiliares: los servicios de emergencia de la red
- ISOs y RTOs: ¿quién dirige el mercado mayorista?
- Cómo llegan los precios mayoristas a su factura
- Preguntas frecuentes
- Puntos clave
¿Qué es el mercado mayorista de electricidad?
Aproximadamente un tercio de su factura de electricidad lo determina un mercado de materias primas del que probablemente nunca haya oído hablar: el mercado mayorista de electricidad. Los otros dos tercios cubren los cables de transmisión, la infraestructura de distribución local y los costos de la política estatal. Así es como funciona realmente este tercio del mercado de materias primas.
La electricidad se genera en plantas de energía (reactores nucleares, turbinas de gas natural, plantas de carbón, parques eólicos, paneles solares) y se transmite a través de líneas de alta tensión hasta los centros de población. Antes de que esa energía llegue a un consumidor, pasa por el mercado mayorista: el lugar donde los generadores venden electricidad a granel y las empresas de servicios públicos o minoristas de energía la compran.
La electricidad es una materia prima con una propiedad inusual: no puede almacenarse a gran escala. A diferencia del petróleo en un tanque o el trigo en un silo, los electrones producidos en una planta de energía deben consumirse casi simultáneamente a su producción. La oferta y la demanda deben equilibrarse en tiempo real, hasta el último segundo. Si no es así, la frecuencia de la red se desvía de los 60 Hz (en Norteamérica) o 50 Hz (en Europa) y los sistemas se desconectan. Gestionar este equilibrio es el desafío operativo central de los mercados mayoristas de electricidad.
Antecedentes de la desregulación: La estructura moderna del mercado mayorista de electricidad en EE. UU. surgió de la desregulación federal en la década de 1990. Antes de la desregulación, las empresas de servicios públicos eran monopolios integrados verticalmente: poseían la generación, la transmisión y la distribución en un solo territorio de servicio y vendían electricidad a tarifas reguladas. La Orden 888 de la FERC (1996) exigió a las empresas de servicios públicos que abrieran sus líneas de transmisión a la competencia. La Orden 2000 de la FERC (1999) fomentó la formación de Regional Transmission Organizations (RTOs) para gestionar la red independientemente de los generadores. Estas dos órdenes crearon el marco para los mercados mayoristas competitivos.
Cómo se fijan los precios mayoristas de electricidad: el orden de mérito
El orden de mérito es el mecanismo que determina qué plantas de energía funcionan y a qué precio se liquida la electricidad en el mercado mayorista.
Esta es la lógica central: cada planta de energía tiene un costo marginal a corto plazo (SRMC), que es el costo de producir un megavatio-hora adicional de electricidad dado que la planta ya está construida y operativa. Esto es principalmente el costo del combustible. Un parque solar o eólico tiene un SRMC cercano a cero (sin combustible). El SRMC de una planta nuclear es principalmente el combustible de uranio y la mano de obra operativa: bajo, pero no cero. El SRMC de una planta de gas natural de pico es principalmente el costo del gas que quema: relativamente alto.
El operador de la red (ISO o RTO) recopila ofertas de todos los generadores en la región. Los generadores presentan el precio mínimo al que están dispuestos a generar electricidad. El operador de la red organiza estas ofertas de menor a mayor: esta pila es el orden de mérito.
El orden de mérito en la práctica:
| Rango | Tipo de planta | SRMC típico | ¿Por qué una oferta baja? |
|---|---|---|---|
| 1 | Eólica y solar | ~$0/MWh | Sin costo de combustible; los operadores ofrecen a cero o cerca de cero |
| 2 | Nuclear | $10–20/MWh | Bajo costo de combustible; diseñada para funcionar continuamente |
| 3 | Carbón (carga base) | $20–40/MWh | Combustible barato; diseñada para operación continua |
| 4 | Gas de ciclo combinado (CCGT) | $30–70/MWh | Costo moderado del combustible de gas |
| 5 | Gas de ciclo simple (pico) | $60–150+/MWh | Alto uso de gas por MWh; solo funciona en demanda máxima |
El operador de la red acepta ofertas comenzando desde las más baratas hasta que se satisface el requisito de demanda. La última oferta aceptada (la más cara) fija el precio de liquidación: esto se llama el precio de liquidación uniforme o precio de liquidación del mercado (MCP). Todos los generadores cuya oferta fue aceptada reciben este mismo precio, independientemente del monto de su propia oferta.
Este es el mecanismo que hizo que el famoso evento climático de Texas en febrero de 2021 fuera tan costoso: la demanda fue extrema (carga de calefacción durante una semana históricamente fría) y la mayor parte de la capacidad de generación estaba fuera de línea o restringida por las temperaturas extremas. El precio de liquidación alcanzó el límite máximo del mercado ERCOT de $9,000/MWh (el máximo permitido) durante períodos prolongados. Los consumidores y proveedores minoristas expuestos a los precios del mercado en tiempo real se enfrentaron a facturas de electricidad órdenes de magnitud por encima de lo normal.
Por qué el gas natural fija el precio tan a menudo: En la mayoría de los mercados mayoristas de Norteamérica y Europa, la generación con gas natural suele ser la planta “marginal” (la última aceptada, la que fija el precio) porque las plantas de gas son flexibles (pueden aumentar y disminuir su potencia) y normalmente hay suficientes para liquidar el mercado en la mayoría de los niveles de demanda. Esto significa que los precios mayoristas de la electricidad están estrechamente correlacionados con los precios del gas natural, particularmente en mercados con alta dependencia del gas como PJM y ERCOT. Cuando los precios del gas se disparan (como en el invierno 2021–2022 en Europa tras la invasión rusa de Ucrania), los precios mayoristas de la electricidad se disparan proporcionalmente.
Mercados diarios y en tiempo real: las dos capas
Los mercados mayoristas de electricidad operan en dos marcos de tiempo secuenciales que, juntos, manejan la incertidumbre de la previsión de la demanda y la generación.
Mercado diario (DAM)
El mercado diario es una subasta realizada el día anterior a la entrega. Los operadores de la red publican pronósticos de demanda para cada hora del día siguiente. Los generadores y las entidades que atienden la carga presentan ofertas. El operador de la red liquida el mercado y publica los precios diarios para cada hora.
Los participantes que se liquidan en el mercado diario están financieramente comprometidos con esos horarios y bloqueados a precios diarios, incluso si las condiciones en tiempo real difieren.
El mercado diario proporciona:
– Certeza de precios para la mayoría de los participantes (conocen su costo/ingreso con 24 horas de antelación)
– Información para la planificación de la red (el operador sabe aproximadamente qué funcionará mañana)
– Cobertura (hedging) contra precios volátiles en tiempo real
En mercados que funcionan bien, aproximadamente el 80–90% de la electricidad se compromete y se valora en el mercado diario.
Mercado en tiempo real (RTM)
El mercado en tiempo real maneja las desviaciones del cronograma diario: la demanda real siempre es algo diferente a la previsión, y los generadores pueden ser incapaces de entregar su producción programada debido a problemas técnicos.
Los precios en tiempo real se liquidan cada 5 minutos en la mayoría de los mercados de EE. UU. El mecanismo de liquidación es el mismo que el del mercado diario (orden de mérito), pero utilizando las condiciones reales de demanda y disponibilidad actuales.
Los precios en tiempo real son más volátiles que los precios diarios, a veces de forma dramática. Una ola de calor repentina en verano, la desconexión de una planta grande o un déficit en la generación eólica pueden hacer que los precios en tiempo real suban bruscamente por encima de los precios diarios en cuestión de minutos.
La relación entre ambos: La mayoría de los participantes del mercado cubren su exposición en tiempo real realizando transacciones en el mercado diario. Un generador que vende energía en el mercado diario a $50/MWh está protegido si los precios en tiempo real caen a $20/MWh (recibe $50 independientemente). Una entidad que atiende la carga y compró en el mercado diario a $50 está protegida si el tiempo real sube a $200/MWh. La diferencia entre el diario y el tiempo real es un “riesgo de base” que los participantes sofisticados gestionan activamente.
Precios marginales locacionales (LMP) y congestión de la red
La mayoría de los mercados mayoristas de EE. UU. utilizan precios marginales locacionales (LMP), un sistema donde el precio de la electricidad varía según la ubicación en la red, en lugar de ser uniforme en toda la región.
Esto suena técnico, pero la lógica es sencilla: los precios de la electricidad deben reflejar no solo el costo de generar la energía, sino también el costo de llevar esa energía a donde se necesita a través de la red de transmisión.
Por qué los precios varían según la ubicación: La red de transmisión tiene límites físicos. Una línea de transmisión de 500 kV solo puede transportar una cierta cantidad de megavatios. Cuando la demanda excede la capacidad de la línea, el operador de la red se enfrenta a una congestión; no puede simplemente entregar energía desde el generador más barato a todas las ubicaciones.
Cuando una línea de transmisión está congestionada, el operador debe:
1. Reducir la producción de los generadores baratos en el lado “pesado” de la congestión
2. Aumentar la producción de los generadores más caros en el lado “ligero” (demanda)
Esto aumenta el precio efectivo en la ubicación restringida. El LMP captura este costo explícitamente: el LMP en cualquier nodo de la red es la suma de tres componentes:
LMP = Componente de energía + Componente de congestión + Componente de pérdidas
- Componente de energía: El precio de la energía uniforme en todo el sistema (precio de liquidación por orden de mérito)
- Componente de congestión: El costo de redirigir la energía alrededor de las restricciones de transmisión (puede ser positivo o negativo)
- Componente de pérdidas: El costo de las pérdidas de transmisión (electricidad disipada como calor en las líneas de transmisión)
Importancia práctica: Un proyecto de energía renovable en una ubicación remota (un parque eólico en el oeste de Kansas, un parque solar en la zona rural de Nuevo México) puede enfrentar LMPs significativamente más bajos que el promedio del sistema si la ruta de transmisión entre este y los centros de carga está crónicamente congestionada. Los inversores que modelan la economía de tales proyectos deben tener en cuenta el LMP esperado en la ubicación del proyecto (el precio “bus bar”), no el promedio regional.
El marco LMP también crea derechos financieros de transmisión (FTRs): instrumentos financieros que cubren los costos de congestión. Los participantes que enfrentan riesgos de congestión (entidades que atienden la carga en el lado restringido de un cuello de botella) pueden comprar FTRs para asegurar el componente de congestión de su LMP.
Mercados de capacidad: pagar por disponibilidad, no solo por producción
Un mercado puramente de energía, donde a los generadores solo se les paga cuando producen electricidad, crea un problema bien conocido: puede no proporcionar incentivos suficientes para que los generadores inviertan y mantengan la capacidad excedente necesaria para la confiabilidad durante períodos de demanda máxima extrema.
El problema del “dinero faltante”: Una planta de gas de pico puede ganar la mayor parte de sus ingresos en solo unos cientos de horas al año (durante los picos de verano). Si el límite de precio del mercado de energía es demasiado bajo, o si hay muy pocas horas punta para generar suficientes ingresos, los operadores de plantas de pico pueden retirar sus plantas, dejando a la red con una capacidad de respaldo inadecuada.
La solución en la mayoría de los mercados de EE. UU.: Mercados de capacidad, que son independientes de los mercados de energía y pagan a los generadores por su disponibilidad (su compromiso de estar listos para producir), en lugar de por la producción real.
En los mercados de capacidad:
– Los operadores de red determinan cuánta capacidad (en megavatios) necesita la región con 3 a 4 años de antelación para garantizar la confiabilidad
– Los generadores y los recursos de respuesta a la demanda ofertan para proporcionar esa capacidad
– Se liquida una subasta de capacidad y los recursos aceptados reciben un pago por capacidad (en $/MW-año)
– Los generadores que reciben pagos de capacidad están obligados a estar disponibles durante los períodos de alta demanda
Principales mercados de capacidad de EE. UU.:
| Mercado | Región | Operador |
|---|---|---|
| RPM (Reliability Pricing Model) | PJM (Atlántico Medio, Medio Oeste) | PJM Interconnection |
| ICAP (Installed Capacity) | Nueva Inglaterra | ISO-NE |
| ICAP | Nueva York | NYISO |
| No se usa | ERCOT (Texas) | ERCOT (mercado de solo energía) |
| No se usa | MISO (Medio Oeste, Sur) | MISO (avanzando hacia mercado de capacidad) |
El modelo de solo energía de ERCOT (Texas) depende de permitir que los precios de la energía suban a niveles muy altos durante la escasez, lo que teóricamente incentiva una inversión adecuada. La tormenta invernal de febrero de 2021 fue una prueba de estrés de este modelo: los precios se liquidaron a $9,000/MWh, pero aun así no pudieron evitar apagones generalizados porque el problema era la capacidad de generación en el frío extremo, más que un déficit de capacidad en sí mismo.
Servicios auxiliares: los servicios de emergencia de la red
Incluso con un mercado de energía que funcione bien y una capacidad adecuada, el operador de la red necesita servicios adicionales para mantener la confiabilidad segundo a segundo. Estos son los servicios auxiliares, que se pagan por separado de la energía.
Tipos clave de servicios auxiliares:
Regulación de frecuencia: La red debe mantener 60 Hz (Norteamérica) o 50 Hz (Europa). La frecuencia cae cuando la demanda excede a la oferta y aumenta cuando la oferta excede a la demanda. Los operadores de red adquieren servicios de regulación de generadores (y cada vez más de baterías) que pueden ajustar la potencia hacia arriba o hacia abajo en segundos en respuesta a señales de control automáticas. Los proveedores de regulación reciben una tarifa de reserva más un pago por desempeño.
Reserva rodante (spinning reserve): Generadores que están en línea, sincronizados con la red y capaces de aumentar la producción en 10-15 minutos. Si un gran generador se desconecta repentinamente, el operador de la red necesita capacidad de reemplazo inmediata. A los proveedores de reserva rodante se les paga por mantener la capacidad lista, incluso si nunca tienen que usarla.
Reserva no rodante (reserva operativa): Generadores que pueden entrar en línea en 30 minutos. Menos valiosos que la reserva rodante porque no pueden responder tan rápido.
Soporte de voltaje (potencia reactiva): La red también necesita que el voltaje se mantenga dentro de rangos aceptables. Ciertos generadores proporcionan potencia reactiva (un tipo de energía que respalda los niveles de voltaje) como servicio auxiliar.
Respuesta a la demanda: Grandes consumidores industriales que aceptan reducir su uso de electricidad a solicitud del operador de la red. Se les paga por aceptar reducir la carga cuando es necesario, actuando efectivamente como un “generador virtual” que reduce la demanda en lugar de aumentar la oferta. Las fundiciones de aluminio, las plantas de tratamiento de agua y las grandes instalaciones de fabricación son participantes típicos de la respuesta a la demanda.
Los servicios auxiliares añaden flujos de ingresos para generadores con capacidades flexibles, particularmente los de gas de pico, hidroeléctricos y, cada vez más, las baterías a gran escala. Para los operadores de red, adquirir servicios auxiliares adecuados es un ejercicio de gestión de la confiabilidad que se ejecuta junto con los mercados de energía y capacidad.
ISOs y RTOs: ¿quién dirige el mercado mayorista?
En regiones con mercados mayoristas competitivos, el mercado es operado por un Independent System Operator (ISO) o una Regional Transmission Organization (RTO). Son organizaciones sin fines de lucro que operan la red de transmisión y dirigen los mercados mayoristas sin poseer activos de generación o transmisión por sí mismos.
Principales ISOs y RTOs de EE. UU.:
| Operador | Región | Estados cubiertos | Carga aproximada |
|---|---|---|---|
| PJM Interconnection | Atlántico Medio y Medio Oeste | DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV | ~900 TWh/año |
| MISO | Medio Oeste y Sur | 15 estados + Manitoba | ~700 TWh/año |
| CAISO | California | Principalmente California | ~280 TWh/año |
| SPP | Centro de EE. UU. | 14 estados | ~280 TWh/año |
| ERCOT | Texas | La mayor parte de Texas | ~400 TWh/año |
| ISO-NE | Nueva Inglaterra | 6 estados de Nueva Inglaterra | ~125 TWh/año |
| NYISO | Nueva York | Estado de Nueva York | ~165 TWh/año |
Aproximadamente dos tercios de la carga eléctrica de EE. UU. se encuentran dentro de regiones RTO/ISO. El tercio restante (partes del sureste, el noroeste del Pacífico y otras áreas) sigue siendo atendido por empresas de servicios públicos integradas verticalmente que operan bajo estructuras de tarifas reguladas por el estado, sin mercados mayoristas organizados en el mismo sentido.
La FERC regula a las ISOs y RTOs bajo la Federal Power Act, estableciendo reglas para el diseño del mercado, la transparencia de las tarifas y la no discriminación. Las comisiones estatales de servicios públicos regulan las ventas minoristas de electricidad: la conexión entre los precios mayoristas y lo que los consumidores realmente pagan.
Cómo llegan los precios mayoristas a su factura
Los precios mayoristas de electricidad representan aproximadamente un tercio de la factura de electricidad residencial típica. El resto cubre la infraestructura física y los gastos generales regulatorios.
Desglose típico de la factura de electricidad residencial en EE. UU.:
| Componente | Participación aproximada | Qué cubre |
|---|---|---|
| Energía (mayorista) | ~30–35% | El costo real de la materia prima eléctrica |
| Transmisión | ~10–15% | Líneas de alta tensión que mueven la energía desde los generadores a la distribución |
| Distribución | ~25–35% | Cables locales, transformadores e infraestructura que entrega energía a los hogares |
| Beneficios del sistema / política | ~15–25% | Programas estatales: subsidios a renovables, asistencia para bajos ingresos, programas de eficiencia |
Los datos de ISO New England muestran consistentemente que la energía mayorista representa aproximadamente un tercio de las facturas minoristas para los clientes residenciales, aunque esto varía según el estado y la empresa de servicios públicos.
Cómo funciona la conexión mayorista-minorista:
En los estados con servicios públicos regulados, una empresa integrada verticalmente compra (o genera) energía mayorista y la vende a tarifas minoristas fijadas por la comisión estatal de servicios públicos. Los casos tarifarios son poco frecuentes (a veces con años de diferencia), por lo que los cambios de precios mayoristas a corto plazo no aparecen de inmediato en las facturas de los clientes.
En los estados con venta minorista desregulada (Texas, Illinois, Ohio, partes del noreste), los consumidores pueden elegir su proveedor de electricidad. Aquellos que firmaron contratos de tarifa fija están aislados de los picos de precios mayoristas a corto plazo. Aquellos con contratos de tasa variable o indexada (donde los precios minoristas siguen los precios mayoristas) están expuestos a la volatilidad. Es por eso que algunos clientes residenciales de Texas recibieron facturas de electricidad de $5,000–17,000 durante la crisis de febrero de 2021: tenían contratos variables expuestos a los precios en tiempo real de $9,000/MWh.
Preguntas frecuentes
¿Por qué no podemos simplemente almacenar el exceso de electricidad y usarlo cuando los precios son altos?
Cada vez podemos más, pero a escala limitada. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) pueden almacenar electricidad durante horas, y los embalses hidroeléctricos de bombeo pueden almacenar energía durante días. Pero la capacidad total de almacenamiento instalada a nivel mundial es una fracción minúscula de la demanda instantánea, demasiado pequeña para suavizar significativamente la curva de demanda. El almacenamiento está creciendo rápidamente (especialmente las baterías a escala de red en EE. UU. y Europa), pero el requisito de equilibrio en tiempo real de la red seguirá siendo la restricción fundamental durante décadas.
¿Por qué la generación eólica a veces recibe precios de electricidad negativos?
Los generadores eólicos a menudo ofrecen precios negativos en los mercados en tiempo real porque tienen un costo de combustible cero y, en EE. UU., reciben un Crédito Fiscal a la Producción (PTC) de aproximadamente $26–28/MWh por cada MWh generado. Continuarán generando (y recibiendo el crédito fiscal) incluso si el precio de mercado es negativo, siempre que el precio no sea inferior al valor del crédito fiscal. Esta es la razón por la que los mercados con alta presencia eólica como ERCOT y MISO ven regularmente precios negativos en tiempo real durante las horas de la noche cuando el viento sopla y la demanda es baja.
¿Cuál es la diferencia entre una empresa de servicios públicos y una ISO?
Una empresa de servicios públicos (utility) posee activos de generación, transmisión y/o distribución y atiende a clientes minoristas. Una ISO/RTO no posee activos: es el operador del mercado y coordinador de la red. En mercados competitivos, una ISO coordina cientos de generadores y empresas de servicios públicos, ejecutando las subastas y asegurando que el sistema se mantenga en equilibrio, sin tener ningún interés financiero en el resultado. Esta independencia es lo que permite que el mercado competitivo funcione: ningún participante controla el mercado.
¿Cómo afecta el precio del gas natural a mi factura de electricidad?
En la mayoría de los mercados de EE. UU., la generación con gas natural es el combustible marginal que fija el precio; esto significa que las plantas de gas fijan el precio mayorista de la electricidad durante una gran fracción de las horas. Cuando los precios del gas natural de Henry Hub suben, los precios mayoristas de la electricidad los siguen, y eventualmente las tarifas minoristas reflejan esto a través de casos tarifarios o ajustes de contratos de tasa variable. Es por eso que los precios de la electricidad en Europa en 2022 (cuando se restringió el suministro de gas ruso) alcanzaron niveles extraordinarios: el aumento del precio del gas se tradujo directamente en aumentos de los precios de la electricidad a través del mecanismo de orden de mérito.
¿Pueden las personas o empresas cubrir su riesgo de precio de la electricidad?
Sí. Los grandes consumidores industriales (fábricas, centros de datos, fundiciones de aluminio) comúnmente se cubren mediante acuerdos de compra de energía (PPA), contratos a largo plazo con generadores renovables que fijan un precio para la electricidad. Las empresas de servicios públicos se cubren mediante compras a plazo en mercados mayoristas. Los minoristas en estados desregulados ofrecen contratos minoristas de tarifa fija que trasladan el costo de cobertura a los consumidores a cambio de certeza de precios. La complejidad de la cobertura eléctrica es alta porque los precios varían simultáneamente según la ubicación, la hora del día y la temporada.
Puntos clave
- El mercado mayorista de electricidad es donde los generadores venden energía a granel a empresas de servicios públicos y minoristas antes de que llegue a los consumidores; representa aproximadamente un tercio de una factura de electricidad residencial típica.
- Los precios se fijan por el orden de mérito: los generadores apilan las ofertas desde el costo marginal más bajo al más alto, y la última oferta aceptada fija el precio de liquidación para todos los generadores aceptados.
- Dos capas de mercado secuenciales manejan la programación de la electricidad: los mercados diarios comprometen la mayor parte de la oferta con 24 horas de antelación; los mercados en tiempo real (que se liquidan cada 5 minutos) manejan las desviaciones.
- Los precios marginales locacionales (LMP) hacen que los precios de la electricidad varíen según la ubicación de la red debido a la congestión de la transmisión; los generadores renovables remotos pueden enfrentar precios significativamente más bajos que los promedios del sistema debido a la congestión.
- Los mercados de capacidad (PJM, ISO-NE, NYISO) pagan a los generadores por su disponibilidad en lugar de por su producción, abordando el problema del “dinero faltante” en los mercados de solo energía y garantizando una capacidad máxima adecuada.
- Aproximadamente dos tercios de la carga eléctrica de EE. UU. se encuentran dentro de regiones ISO/RTO reguladas por la FERC; la Orden 888 (1996) y la Orden 2000 (1999) de la FERC fueron los hitos fundamentales de la desregulación.
- La crisis de ERCOT (Texas) de febrero de 2021, donde los precios alcanzaron los $9,000/MWh, es el ejemplo reciente más claro de cómo la demanda extrema más una oferta restringida pueden producir picos catastróficos de precios mayoristas en mercados de solo energía.
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