北美洲(美国和加拿大)共有9个独立系统运营商/区域输电组织(ISO/RTO 如图11所示)，为三分之二的美国电力用户和一半以上的加拿大人口服务。北美洲的竞争性的电力市场正在蓬勃发展，因为他们为工业参与者，能源消费者和环境带来了可衡量的利益。事实证实了有组织的批发能源市场的优势。由于采用最先进的技术和工业实践，在区域市场中的电网运行持续优于那些仍在垄断控制下的地区。优势主要体现在下面四个方面：
可靠性：保持灯亮。电网运行是一个不断平衡的行为。独立电网运营商采用调度自动化系统调整系统潮流以跟随波动的条件，例如天气变化和突发性供应短缺或盈余。电力动力学需要高科技的预测工具，有竞争力的市场成果和实时运行精度。
高效率：引领未来的电网运营方式和多样化的能源网络。ISO/RTO有效地以非歧视性的方式管理高度可靠的电网，通过市场为消费者提供来自传输和发电资源的最佳价值。随着北美的电力能源供应更加多样化、区域协调和精确调度将变得比以往更重要。系统网络运营商优化可用的资源，以提高效率，确保电力在需要的地方和时候出现。
透明开放的市场：避免电力交易的暗箱操作，同时为消费者提议创新性的，明智的，和成本最低的投资。结构良好有组织的市场重视透明的定价，保证客户的价格能反映实际的供需条件。了解能源的真正成本对消费者产生最大的利益，鼓励明智的投资决策，促进创新和新能源选址在所需要的地方。
促进技术创新：ISO/RTO创新支持智能电网技术的最新进展，提高电网的弹性和可靠性，使能量传输效率更高，更聪明的和成本更有效。随着先进电网技术的进步。不仅努力使电动汽车和插电式混合动力电动汽车的技术得到更广泛的应用，而且也积极推进智能电表的部署和需求响应计划实施。
下面是北美9个ISO/RTO的简短介绍
Alberta Electric System Operator(AESO)
阿尔伯塔电力系统运营商
位于加那大阿尔伯塔省卡尔加里市(Calgary, Alberta)的阿尔伯塔电力系统运营商为370万人口服务，控制超过16,155英里的输电线路，发电装机容量为14,568兆瓦或1,456.8万千瓦。
市场
阿尔伯塔市场是建立作为一个单一的区域或节点市场，是一个独立的，能量和辅助服务分离的，自我承诺的市场。对供应方有一个必须提供机组所有的发电能力的要求，但是，目前风能发电可以豁免这条规则。供应报价按价格排序，并按价格顺序进行调度，以满足需求。能量市场是一个实时调度市场，而不是日前市场。日前市场只存在辅助服务采购。为了确保证有足够的运行储备AESO有权指导一台机组提供超出它的合同额的辅助服务。
定价
阿尔伯塔的电力批发市场是只有能量的市场，只有一个单一的价格。AESO公布目前的实时系统边际电价(SMP)，每分钟调度到的最高价格报价。供应报价的价格上限是999.99美元/MWh。报价价格下限是0美元/MWh。价格由按经济价格排秩的能量调度来设定。在供应短缺的情况下，系统边际价格(瞬时价格)设定在999.99美元/MWh的报价上限，并保持在999.99美元/MWh直到需要削减负荷。在这一点上，市场价格可以行政性地设定在1000美元。网损不是直接分配在阿尔伯塔的只有能量的价格上。市场参与者通过他们的报价策略试图收回在他们的系统接入服务(传输资费)发票上发现的损失费。只有发电机和机会服务(进口，出口和非刚性需求)支付在阿尔伯塔互联电力系统(AIES)的损失费。
结算
能量市场是基于一个单一的结算模式。在每小时结束时，一个该小时60个系统的边际价格的平均值被事后计算出来作为电力库价格，该价格用于每小时的市场结算。负荷和出口量的值是负的。交易费用的目的是为了收回运行电网的行政成本加上覆盖市场监督的成本。对于所有的未能提供(扣留)和执行偏差费用(调度违规)的处罚由市场监督管理者评估(MSA)和在能量市场外结算，滞纳金例外。
California Independent SystemOperator (CAISO)
加州独立系统运营商
位于美国加利福利亚州福森市(Folsom, California)加州独立系统运营商为将近三千万人口服务，控制超过25,865英里的输电线路，发电总装机容量为57,124兆瓦或5,712.4万千瓦。
市场
能量和辅助服务在日前市场中共同优化，也在实时市场的15分钟时间间隔的实时机组组合中共同优化。在5分钟时间间隔的实时调度没有共同优化。市场的目标函数是最小化基于资源报价的生产成本。资源可以自我计划能量，并可以自我提供辅助服务。对于需要超长期和长期启动的资源，日前市场的承诺是物理上的约束。对于其他资源，日前市场承诺是金融性的。基于负荷需求预测的可靠性机组组合(RUC)物理地承诺系统可靠运行所需的资源，并与基于需求报价的日前市场同时公布。日前市场在运行日的前一天上午10点关门，并在下午1点公布结果。增量报价在运行小时75分钟关闭之前被提交到实时市场，实时报价是日前报价的增量。无论他们是否已有计划，资源可以在日前市场和实时市场之间改变他们的报价。
定价
能量是以局部边际电价(LMP)来定价，它由系统的能量价格，阻塞和边际损失三部分组成。CAISO是一个节点市场，在这种市场格局中每个发电机的位置是一个定价节点和按该节点的节点电价支付。负荷按一个分区内所有节点电价的加权平均价格收费。能量报价的上限是1000美元/MWh，能源报价下限是-150美元/MWh。辅助服务的报价上限是250美元/MWh，而下限是0美元/MWh。最终的价格没有上限。辅助服务和短缺定价是根据包括调节，旋转和非旋转备用的稀缺需求曲线来确定。最高的稀缺价格是1000美元/MWh，这也是能量的报价上限。实时价格每5分钟发布一次;10分钟的价格是两个5分钟实时调度价格的加权平均。计算每个定价节点的边际损失是优化交流潮流求解的一部分。
结算
CAISO有一个多重的结算结构，也就是说日前市场，实时市场和可靠性机组组合市场分别进行结算。可靠性机组组合每小时结算。实时价格每5分钟发布一次，但是按10分钟的时间间隔结算。如果净市场收入导致短缺，发电机会收到一个抬升的付款。
Electric Reliability Council of Texas(ERCOT)
德克萨斯电力可靠性委员会
位于美国德克萨斯州奥斯汀市(Austin, Texas)德克萨斯电力可靠性委员会为将近二千四百万人口服务，控制超过43,000英里的输电线路，发电总装机容量为86,000兆瓦或8,600万千瓦。
市场
为了最大限度地提高系统的整体效益，ERCOT日前市场同时协同优化能量，辅助服务和阻塞对冲产品。目标函数是最大化以报价为基础的收入和最小化基于报价的成本，服从资源和网络条件的约束。ERCOT的日前市场是自愿的，不必求解以满足负荷预测。日前市场的能量供给报价是财政上的约束，并按每小时授予。日前市场在上午10点关闭和在下午1:30公布结果。每日运行的可靠性机组组合(RUC)保证了足够的在线发电以满足负荷预测。实时市场使用安全约束下的经济调度(SCED)，以最少的成本调度实时的发电。合格的可控负荷资源可以向实时市场提交需求响应的报价。负荷资源也可提供辅助服务，并定期提供高达50%的响应储备(每小时采购2800MW中的1400MW)。应急响应服务提供短期(4个月)的容量支付给负荷和发电机的紧急需求响应。
定价
能量的定价是根据局部边际电价(LMP)，它包括阻塞但不包括网损。网损由负荷根据负荷的占比份额支付。能量和辅助服务报价曲线的上限是7000美元/MWh。报价下限是-250美元/MWh。日前市场上没有报价的上限或下限。日前市场的价格在两个营业日后的上午10点最后确定和实时市场的价格在两个营业日后的下午4点最后确定。结算点的价格(SPP)以15分钟为基础计算，这是15分钟的LMP和实时储备量的加权平均。运行储备需求曲线(ORDC)用于稀缺性定价。在稀缺条件下实时储备加上能量的价值可以达到9000美元/MWh。
结算
ERCOT的日前市场和实时市场分别结算。日前市场的活动是在运行日的2天之后结算，而实时市场活动则是在运行日的5、55、180天之后，用实际的电表数据进行校准。有超过6百60万条电表数据需要处理，ERCOT的 98%的负荷是用15分钟间隔的数据结算。结算活动的发票每日开出。可靠性机组组合是一个物理承诺，每小时结算。日前市场的能量供需报价是财务上的约束，每小时结算。实时市场的价格每5分钟发布，以15分钟的间隔结算。对未能提供辅助服务和未能遵循调度指令的市场参与者要处以财务处罚。