Mercados Atacadistas de Eletricidade: Como a energia é comprada, vendida e precificada antes de chegar até você

Definição do mercado atacadista de eletricidade
O mercado atacadista de eletricidade é o mercado de commodities onde geradores de energia vendem eletricidade para concessionárias, varejistas de energia e grandes compradores industriais antes que ela chegue aos consumidores finais. Diferente da maioria das commodities, a eletricidade não pode ser armazenada economicamente em escala, o que significa que a oferta e a demanda devem ser equilibradas em tempo real — e os mecanismos de precificação do mercado refletem essa restrição única. Os preços atacadistas de eletricidade são definidos por meio de leilões que são liquidados a cada cinco minutos ou com até 24 horas de antecedência, dependendo da estrutura do mercado. Nos Estados Unidos, aproximadamente dois terços da carga elétrica são atendidos por regiões que operam mercados atacadistas organizados, regulamentados pela Federal Energy Regulatory Commission (FERC).

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Índice

1. O que é o Mercado Atacadista de Eletricidade?
2. Como os preços atacadistas de eletricidade são definidos: O Merit Order
3. Mercados Day-Ahead e em Tempo Real: As duas camadas
4. Preço Marginal Local (LMP) e Congestionamento da Rede
5. Mercados de Capacidade: Pagando pela disponibilidade, não apenas pela produção
6. Serviços Anciliares: Os serviços de emergência da rede
7. ISOs e RTOs: Quem administra o mercado atacadista?
8. Como os preços atacadistas impactam sua conta
9. Perguntas Frequentes
10. Principais Conclusões

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O que é o Mercado Atacadista de Eletricidade?

Cerca de um terço da sua conta de luz é definido por um mercado de commodities que você provavelmente nunca ouviu falar — o mercado atacadista de eletricidade. Os outros dois terços cobrem linhas de transmissão, infraestrutura de distribuição local e custos de políticas estaduais. Veja como funciona a parte do mercado de commodities.

A eletricidade é gerada em usinas — reatores nucleares, turbinas a gás natural, usinas a carvão, parques eólicos, matrizes solares — e transmitida por linhas de alta tensão para centros populacionais. Antes que essa energia chegue a um consumidor, ela passa pelo mercado atacadista: o local onde os geradores vendem eletricidade em massa e concessionárias ou varejistas de energia a compram.

A eletricidade é uma commodity com uma propriedade incomum: não pode ser armazenada em escala. Ao contrário do petróleo em um tanque ou do trigo em um silo, os elétrons produzidos em uma usina devem ser consumidos quase simultaneamente à sua produção. A oferta e a demanda devem se equilibrar em tempo real — segundo a segundo. Se não o fizerem, a frequência da rede se desvia de 60 Hz (na América do Norte) ou 50 Hz (na Europa), e os sistemas desligam. Gerenciar esse equilíbrio é o principal desafio operacional dos mercados atacadistas de eletricidade.

O histórico da desregulamentação: A estrutura moderna do mercado atacadista de eletricidade dos EUA surgiu da desregulamentação federal na década de 1990. Antes da desregulamentação, as concessionárias eram monopólios verticalmente integrados — elas possuíam a geração, transmissão e distribuição em um único território de serviço e vendiam eletricidade a taxas regulamentadas. A FERC Order 888 (1996) exigiu que as concessionárias abrissem suas linhas de transmissão para concorrentes. A FERC Order 2000 (1999) incentivou a formação de Regional Transmission Organizations (RTOs) para gerenciar a rede independentemente dos geradores. Essas duas ordens criaram a estrutura para mercados atacadistas competitivos.

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Como os preços atacadistas de eletricidade são definidos: O Merit Order

O merit order é o mecanismo que determina quais usinas funcionam e a qual preço a eletricidade é liquidada no mercado atacadista.

Aqui está a lógica central: cada usina tem um custo marginal de curto prazo (SRMC) — o custo de produzir um megawatt-hora adicional, dado que a usina já está construída e operacional. Isso é principalmente o custo do combustível. Uma fazenda solar ou eólica tem um SRMC próximo de zero (sem combustível). O SRMC de uma usina nuclear é principalmente o combustível de urânio e a mão de obra operacional — baixo, mas não zero. O SRMC de uma usina a gás de pico é principalmente o custo do gás que queima — relativamente alto.

O operador da rede (ISO ou RTO) coleta ofertas de todos os geradores na região. Os geradores enviam o preço mínimo pelo qual estão dispostos a gerar eletricidade. O operador da rede então empilha essas ofertas da menor para a maior — essa pilha é o merit order.

O merit order na prática:

Classificação	Tipo de Usina	SRMC Típico	Por que a oferta é baixa?
1	Eólica e solar	~$0/MWh	Sem custo de combustível; operadores ofertam em zero ou perto disso
2	Nuclear	$10–20/MWh	Baixo custo de combustível; projetada para funcionar continuamente
3	Carvão (carga base)	$20–40/MWh	Combustível barato; projetada para operação contínua
4	Gás de ciclo combinado (CCGT)	$30–70/MWh	Custo moderado de combustível a gás
5	Gás de ciclo simples (pico)	$60–150+/MWh	Alto uso de gás por MWh; só funciona na demanda de pico

O operador da rede aceita ofertas começando pelas mais baratas até que a necessidade de demanda seja atendida. A última oferta (mais cara) aceita define o preço de liquidação — isso é chamado de preço de liquidação uniforme ou market clearing price (MCP). Todo gerador cuja oferta foi aceita recebe esse mesmo preço, independentemente do valor de sua própria oferta.

Este é o mecanismo que tornou o famoso evento climático frio do Texas em fevereiro de 2021 tão caro: a demanda foi extrema (carga de aquecimento durante uma semana historicamente fria), e a maior parte da capacidade de geração estava offline ou limitada por temperaturas extremas. O preço de liquidação atingiu o teto de preço do mercado ERCOT de $9.000/MWh — o máximo permitido — por períodos prolongados. Consumidores e provedores varejistas expostos aos preços de mercado em tempo real enfrentaram contas de luz ordens de magnitude acima do normal.

Por que o gás natural define o preço com tanta frequência: Na maioria dos mercados atacadistas norte-americanos e europeus, a geração a gás natural é frequentemente a usina “marginal” (última aceita, que define o preço) porque as usinas a gás são flexíveis (podem aumentar ou diminuir a produção) e geralmente há o suficiente delas para limpar o mercado na maioria dos níveis de demanda. Isso significa que os preços atacadistas de eletricidade estão estreitamente correlacionados com os preços do gás natural — particularmente em mercados com uso intensivo de gás, como PJM e ERCOT. Quando os preços do gás disparam (como no inverno de 2021–2022 na Europa após a invasão da Ucrânia pela Rússia), os preços atacadistas de eletricidade sobem proporcionalmente.

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Mercados Day-Ahead e em Tempo Real: As duas camadas

Os mercados atacadistas de eletricidade operam em dois prazos sequenciais que juntos lidam com a incerteza da previsão de demanda e geração.

Mercado Day-Ahead (DAM)

O mercado day-ahead é um leilão realizado no dia anterior à entrega. Os operadores de rede publicam previsões de demanda para cada hora do dia seguinte. Geradores e entidades de atendimento de carga enviam ofertas. O operador da rede liquida o mercado e publica preços day-ahead para cada hora.

Os participantes que são liquidados no mercado day-ahead estão financeiramente comprometidos com esses cronogramas e travados nos preços day-ahead — mesmo que as condições em tempo real sejam diferentes.

O mercado day-ahead fornece:
– Certeza de preço para a maioria dos participantes (eles sabem seu custo/receita com 24 horas de antecedência)
– Informações de planejamento da rede (o operador sabe aproximadamente o que funcionará amanhã)
– Hedge contra preços voláteis em tempo real

Em mercados que funcionam bem, aproximadamente 80–90% da eletricidade é comprometida e precificada no mercado day-ahead.

Mercado em Tempo Real (RTM)

O mercado em tempo real lida com os desvios do cronograma day-ahead — a demanda real é sempre um pouco diferente da previsão, e os geradores podem não conseguir entregar sua produção agendada devido a problemas no equipamento.

Os preços em tempo real são liquidados a cada 5 minutos na maioria dos mercados dos EUA. O mecanismo de liquidação é o mesmo do day-ahead (merit order), mas usando condições reais e atuais de demanda e disponibilidade.

Os preços em tempo real são mais voláteis do que os preços day-ahead — às vezes drasticamente. Uma onda de calor repentina no verão, uma grande usina parando de funcionar ou um déficit de geração eólica podem fazer com que os preços em tempo real disparem muito acima dos preços day-ahead em minutos.

A relação entre os dois: A maioria dos participantes do mercado protege sua exposição em tempo real realizando transações no mercado day-ahead. Um gerador vendendo energia no mercado day-ahead a $50/MWh está protegido se os preços em tempo real caírem para $20/MWh (eles recebem $50 independentemente). Uma entidade de atendimento de carga que comprou no day-ahead a $50 está protegida se o tempo real subir para $200/MWh. A diferença entre day-ahead e tempo real é um “risco de base” que participantes sofisticados gerenciam ativamente.

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Preço Marginal Local (LMP) e Congestionamento da Rede

A maioria dos mercados atacadistas dos EUA usa o Preço Marginal Local (LMP) — um sistema onde o preço da eletricidade varia de acordo com a localização na rede, em vez de ser uniforme em toda a região.

Isso parece técnico, mas a lógica é simples: os preços da eletricidade devem refletir não apenas o custo de geração, mas também o custo de levar essa energia para onde é necessária através da rede de transmissão.

Por que os preços variam por localização: A rede de transmissão tem limites físicos. Uma linha de transmissão de 500 kV só pode transportar um certo número de megawatts. Quando a demanda excede a capacidade da linha, o operador da rede enfrenta congestionamento — ele não pode simplesmente entregar energia do gerador mais barato para todos os locais.

Quando uma linha de transmissão está congestionada, o operador deve:
1. Reduzir a produção dos geradores baratos no lado “pesado” do congestionamento
2. Aumentar a produção de geradores mais caros no lado “leve” (demanda)

Isso aumenta o preço efetivo no local restrito. O LMP captura esse custo explicitamente: o LMP em qualquer nó da rede é a soma de três componentes:

LMP = Componente de Energia + Componente de Congestionamento + Componente de Perdas

• Componente de energia: O preço uniforme da energia em todo o sistema (preço de liquidação do merit order)
• Componente de congestionamento: O custo de rotear a energia contornando restrições de transmissão — pode ser positivo ou negativo
• Componente de perdas: O custo das perdas de transmissão (eletricidade dissipada como calor nas linhas de transmissão)

Significado prático: Um projeto de energia renovável em um local remoto — um parque eólico no oeste do Kansas, uma fazenda solar na área rural do Novo México — pode enfrentar LMPs significativamente menores do que a média do sistema se o caminho de transmissão entre ele e os centros de carga estiver cronicamente congestionado. Investidores que modelam a economia de tais projetos devem contabilizar o LMP esperado na localização do projeto (o preço no barramento), não a média regional.

A estrutura de LMP também cria Direitos Financeiros de Transmissão (FTRs) — instrumentos financeiros que protegem contra custos de congestionamento. Participantes que enfrentam risco de congestionamento (entidades de atendimento de carga no lado restrito de um gargalo) podem comprar FTRs para travar o componente de congestionamento de seu LMP.

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Mercados de Capacidade: Pagando pela disponibilidade, não apenas pela produção

Um mercado puramente de energia — onde os geradores são pagos apenas quando produzem eletricidade — cria um problema bem conhecido: pode não fornecer incentivo suficiente para que os geradores invistam e mantenham a capacidade excedente necessária para a confiabilidade durante períodos de demanda de pico extremos.

O problema do dinheiro ausente: Uma usina a gás de pico pode ganhar a maior parte de sua receita em apenas algumas centenas de horas por ano (durante os picos de verão). Se o teto de preço do mercado de energia for muito baixo, ou se houver poucas horas de pico para gerar receita suficiente, os operadores de usinas de pico podem aposentar suas unidades — deixando a rede com capacidade de reserva inadequada.

A solução na maioria dos mercados dos EUA: Mercados de capacidade, que são separados dos mercados de energia e pagam os geradores pela sua disponibilidade — seu compromisso de estarem prontos para produzir — em vez da produção real.

Nos mercados de capacidade:
– Operadores de rede determinam quanta capacidade (em megawatts) a região precisa com 3–4 anos de antecedência para garantir a confiabilidade
– Geradores e recursos de resposta à demanda fazem lances para fornecer essa capacidade
– Um leilão de capacidade é liquidado, e os recursos aceitos recebem um pagamento de capacidade (em $/MW-ano)
– Os geradores que recebem pagamentos de capacidade são obrigados a estar disponíveis durante períodos de alta demanda

Principais mercados de capacidade dos EUA:

Mercado	Região	Operador
RPM (Reliability Pricing Model)	PJM (Atlântico Médio, Centro-Oeste)	PJM Interconnection
ICAP (Installed Capacity)	Nova Inglaterra	ISO-NE
ICAP	Nova York	NYISO
Não utilizado	ERCOT (Texas)	ERCOT (mercado de apenas energia)
Não utilizado	MISO (Centro-Oeste, Sul)	MISO (caminhando para mercado de capacidade)

O modelo de apenas energia da ERCOT (Texas) depende de permitir que os preços da energia disparem para níveis muito altos durante a escassez — teoricamente incentivando o investimento adequado. A tempestade de inverno de fevereiro de 2021 foi um teste de estresse desse modelo: os preços foram liquidados a $9.000/MWh, mas ainda assim não conseguiram impedir apagões generalizados, porque o problema era a capacidade de geração no frio extremo, e não um déficit de capacidade em si.

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Serviços Anciliares: Os serviços de emergência da rede

Mesmo com um mercado de energia que funciona bem e capacidade adequada, o operador da rede precisa de serviços adicionais para manter a confiabilidade segundo a segundo. Estes são serviços anciliares — pagos separadamente da energia.

Principais tipos de serviços anciliares:

Regulação de frequência: A rede deve manter 60 Hz (América do Norte) ou 50 Hz (Europa). A frequência cai quando a demanda excede a oferta e sobe quando a oferta excede a demanda. Operadores de rede contratam serviços de regulação de geradores (e cada vez mais de baterias) que podem ajustar a produção para cima ou para baixo em segundos em resposta a sinais de controle automáticos. Os provedores de regulação recebem uma taxa de reserva mais um pagamento de desempenho.

Reserva girante (spinning reserve): Geradores que estão online, sincronizados com a rede e capazes de aumentar a produção dentro de 10–15 minutos. Se um grande gerador de repente parar, o operador da rede precisa de capacidade de substituição imediata. Os provedores de reserva girante são pagos para manter a capacidade pronta, mesmo que nunca precisem usá-la.

Reserva não girante (reserva operacional): Geradores que podem ficar online dentro de 30 minutos. Menos valiosos que a reserva girante porque não podem responder tão rapidamente.

Suporte de tensão (potência reativa): A rede também precisa de tensão mantida dentro de faixas aceitáveis. Certos geradores fornecem potência reativa — um tipo de potência que suporta níveis de tensão — como um serviço anciliar.

Resposta à demanda: Grandes consumidores industriais que concordam em reduzir seu uso de eletricidade sob demanda do operador da rede. Eles são pagos por concordar em reduzir a carga quando necessário, agindo efetivamente como um “gerador virtual” que reduz a demanda em vez de aumentar a oferta. Fundições de alumínio, estações de tratamento de água e grandes instalações de manufatura são participantes típicos de resposta à demanda.

Os serviços anciliares adicionam fluxos de receita para geradores com capacidades flexíveis — particularmente usinas a gás de pico, hidrelétricas e, cada vez mais, baterias em larga escala. Para os operadores de rede, contratar serviços anciliares adequados é um exercício de gerenciamento de confiabilidade que ocorre ao lado dos mercados de energia e capacidade.

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ISOs e RTOs: Quem administra o mercado atacadista?

Em regiões com mercados atacadistas competitivos, o mercado é operado por um Independent System Operator (ISO) ou Regional Transmission Organization (RTO). São organizações sem fins lucrativos que operam a rede de transmissão e executam os mercados atacadistas sem possuir ativos de geração ou transmissão.

Principais ISOs e RTOs dos EUA:

Operador	Região	Estados Cobertos	Carga Aproximada
PJM Interconnection	Atlântico Médio e Centro-Oeste	DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV	~900 TWh/ano
MISO	Centro-Oeste e Sul	15 estados + Manitoba	~700 TWh/ano
CAISO	Califórnia	Principalmente Califórnia	~280 TWh/ano
SPP	Centro dos EUA	14 estados	~280 TWh/ano
ERCOT	Texas	Maior parte do Texas	~400 TWh/ano
ISO-NE	Nova Inglaterra	6 estados da Nova Inglaterra	~125 TWh/ano
NYISO	Nova York	Estado de Nova York	~165 TWh/ano

Aproximadamente dois terços da carga elétrica dos EUA se enquadram em regiões RTO/ISO. O terço restante — partes do Sudeste, Noroeste do Pacífico e outras áreas — ainda é atendido por concessionárias verticalmente integradas que operam sob estruturas tarifárias regulamentadas pelo estado, sem mercados atacadistas organizados no mesmo sentido.

A FERC regula ISOs e RTOs sob a Lei Federal de Energia, definindo regras para design de mercado, transparência tarifária e não discriminação. As comissões estaduais de serviços públicos regulam as vendas de eletricidade no varejo — a conexão entre os preços atacadistas e o que os consumidores realmente pagam.

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Como os preços atacadistas impactam sua conta

Os preços atacadistas de eletricidade representam aproximadamente um terço da conta de luz residencial típica. O restante cobre a infraestrutura física e os custos regulatórios.

Divisão típica da conta de luz residencial dos EUA:

Componente	Participação Aproximada	O que cobre
Energia (atacadista)	~30–35%	O custo real da commodity eletricidade
Transmissão	~10–15%	Linhas de alta tensão movendo energia dos geradores para a distribuição
Distribuição	~25–35%	Fios locais, transformadores e infraestrutura entregando energia às casas
Benefícios do sistema / política	~15–25%	Programas estaduais: subsídios a renováveis, assistência a baixa renda, programas de eficiência

Dados da ISO New England mostram consistentemente a energia atacadista como aproximadamente um terço das contas de varejo para clientes residenciais — embora isso varie conforme o estado e a concessionária.

Como funciona a conexão entre atacado e varejo:

Nos estados com concessionárias regulamentadas, uma concessionária verticalmente integrada compra (ou gera) energia no atacado e a vende a taxas de varejo definidas pela comissão estadual de serviços públicos. Casos tarifários são infrequentes — às vezes com anos de intervalo — portanto, mudanças nos preços atacadistas de curto prazo não aparecem imediatamente nas contas dos clientes.

Nos estados com varejo desregulamentado (Texas, Illinois, Ohio, partes do Nordeste), os consumidores podem escolher seu fornecedor de eletricidade. Aqueles que assinaram contratos de taxa fixa estão isolados de picos de preços atacadistas de curto prazo. Aqueles em contratos de taxa variável ou indexada (onde os preços de varejo acompanham os preços atacadistas) estão expostos à volatilidade. É por isso que alguns clientes residenciais do Texas receberam contas de luz de $5.000–17.000 durante a crise de fevereiro de 2021 — eles estavam em contratos variáveis expostos aos preços de tempo real de $9.000/MWh.

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Perguntas Frequentes

Por que não podemos simplesmente armazenar o excesso de eletricidade e usá-lo quando os preços estão altos?

Estamos cada vez mais podendo, mas em escala limitada. Sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) podem armazenar eletricidade por horas, e reservatórios de hidrelétricas reversíveis podem armazenar energia por dias. Mas a capacidade total de armazenamento instalada globalmente é uma pequena fração da demanda instantânea — longe de ser pequena o suficiente para suavizar significativamente a curva de demanda. O armazenamento está crescendo rapidamente (especialmente baterias em escala de concessionária nos EUA e Europa), mas o requisito de balanceamento em tempo real da rede continuará sendo a restrição fundamental por décadas.

Por que a geração eólica às vezes recebe preços negativos de eletricidade?

Geradores eólicos frequentemente ofertam preços negativos em mercados de tempo real porque têm custo de combustível zero e, nos EUA, recebem um Crédito Fiscal de Produção (PTC) de aproximadamente $26–28/MWh para cada MWh gerado. Eles continuarão gerando (e recebendo o crédito fiscal) mesmo que o preço de mercado seja negativo, desde que o preço não seja inferior ao valor do crédito fiscal. É por isso que mercados com uso intensivo de energia eólica, como ERCOT e MISO, veem regularmente preços negativos em tempo real nas horas da madrugada, quando o vento está soprando e a demanda é baixa.

Qual é a diferença entre uma concessionária e uma ISO?

Uma concessionária possui ativos de geração, transmissão e/ou distribuição e atende clientes varejistas. Uma ISO/RTO não possui ativos — é o operador do mercado e coordenador da rede. Em mercados competitivos, uma ISO coordena centenas de geradores e concessionárias, executando os leilões e garantindo que o sistema permaneça em equilíbrio, sem ter qualquer interesse financeiro no resultado. Essa independência é o que permite que o mercado competitivo funcione — nenhum participante controla o mercado.

Como o preço do gás natural afeta minha conta de luz?

Na maioria dos mercados dos EUA, a geração a gás natural é o combustível marginal que define o preço — o que significa que as usinas a gás definem o preço atacadista da eletricidade para uma grande fração das horas. Quando os preços do gás natural Henry Hub sobem, os preços atacadistas de eletricidade seguem, e eventualmente as taxas de varejo refletem isso por meio de casos tarifários ou ajustes de contratos de taxa variável. É por isso que os preços da eletricidade europeia em 2022 — quando o fornecimento de gás russo foi reduzido — atingiram níveis extraordinários: o aumento do preço do gás traduziu-se diretamente em aumentos do preço da eletricidade por meio do mecanismo merit order.

Indivíduos ou empresas podem proteger seu risco de preço de eletricidade?

Sim. Grandes consumidores industriais (fábricas, data centres, fundições de alumínio) comumente se protegem por meio de Contratos de Compra de Energia (PPAs) — contratos de longo prazo com geradores renováveis que fixam um preço para a eletricidade. As concessionárias protegem-se por meio de compras a termo em mercados atacadistas. Varejistas em estados desregulamentados oferecem contratos de varejo de taxa fixa que repassam o custo do hedge aos consumidores em troca de certeza de preço. A complexidade do hedge de eletricidade é alta porque os preços variam de acordo com a localização, hora do dia e estação simultaneamente.

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Principais Conclusões

• O mercado atacadista de eletricidade é onde os geradores vendem energia em massa para concessionárias e varejistas antes que ela chegue aos consumidores — ele representa aproximadamente um terço de uma conta de luz residencial típica.
• Os preços são definidos pelo merit order: os geradores empilham ofertas do menor para o maior custo marginal, e a última oferta aceita define o preço de liquidação para todos os geradores aceitos.
• Duas camadas de mercado sequenciais lidam com o agendamento de eletricidade: os mercados day-ahead comprometem a maior parte da oferta com 24 horas de antecedência; os mercados de tempo real (liquidados a cada 5 minutos) lidam com os desvios.
• O Preço Marginal Local (LMP) faz com que os preços da eletricidade variem de acordo com a localização da rede com base no congestionamento da transmissão — geradores renováveis remotos podem enfrentar preços significativamente menores do que as médias do sistema devido ao congestionamento.
• Mercados de capacidade (PJM, ISO-NE, NYISO) pagam os geradores pela sua disponibilidade e não pela produção, resolvendo o problema do “dinheiro ausente” em mercados de apenas energia e garantindo capacidade de pico adequada.
• Aproximadamente dois terços da carga elétrica dos EUA estão dentro de regiões ISO/RTO regulamentadas pela FERC; a FERC Order 888 (1996) e a Order 2000 (1999) foram os marcos fundamentais da desregulamentação.
• A crise da ERCOT (Texas) de fevereiro de 2021, onde os preços atingiram $9.000/MWh, é o exemplo recente mais claro de como a demanda extrema somada à oferta restrita pode produzir picos catastróficos de preços atacadistas em mercados de apenas energia.

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