Los servicios auxiliares (AS) son productos de confiabilidad de la red que los operadores del sistema adquieren junto con la energía para mantener el equilibrio del sistema eléctrico. Las tres categorías de productos AS que se adquieren en los mercados mayoristas de ISO-NE son regulación, reservas y servicios de desequilibrio energético.

• Los recursos de regulación responden cada pocos segundos para mantener la frecuencia de la red en 60 Hz.
• Las reservas permanecen inactivas como capacidad comprometida y se activan solo cuando un generador sale de servicio o si hay un pico repentino de demanda.
• Los servicios de desequilibrio energético cubren la brecha entre el suministro despejado en el mercado diario y la demanda en tiempo real cuando hay escasez de recursos en tiempo real.

Las baterías poseían el 84% de la capacidad de regulación despejada para el otoño de 2025, frente al 24% en 2020. Son menos dominantes en reservas y servicios de desequilibrio, que solo pagan cuando son activados (normalmente solo durante eventos de escasez). Existen otros servicios auxiliares, como el arranque en negro y el soporte de voltaje, pero no se adquieren a través de los mercados mayoristas.

Entre regulación, reservas y servicios de desequilibrio existen 5 productos AS

Regulación es un servicio bidireccional continuo. Los recursos siguen las señales de Control Automático de Generación (AGC) cada 4 segundos, absorbiendo o inyectando energía para mantener la frecuencia de la red en 60 Hz. En ISO-NE, la regulación es un servicio de estabilidad a nivel de sistema con un requerimiento diario fijado para cada hora entre 90 y 95 MW, con un promedio de 93 MW.

Reserva giratoria de diez minutos (TMSR) debe provenir de recursos que ya estén en línea. Tanto el lado del generador como el lado de demanda de una batería pueden calificar. El lado de la demanda califica al reducir la carga de carga activa en menos de 10 minutos, tanto para baterías como para otros activos.

Reserva no giratoria de diez minutos (TMNSR) cubre el resto del requerimiento combinado de 10 minutos que no se cumple con TMSR. Los recursos pueden estar fuera de línea en el momento del despacho, siempre que alcancen la producción total designada en 10 minutos. La respuesta de la demanda, excluyendo baterías, puede calificar en algunos casos reduciendo el consumo.

Reserva operativa de treinta minutos (TMOR) establece el piso de reservas. Cualquier recurso despachable califica siempre que pueda estar en línea en 30 minutos, incluida la respuesta de la demanda, pero excluyendo el lado de demanda de una batería en esa ventana.

Reserva de desequilibrio energético (EIR) es un producto solo para el mercado diario, introducido el 28 de febrero de 2025. Cubre la brecha entre el suministro previsto y la demanda en tiempo real, y funciona como cobertura en tiempo real para el ISO contra picos de precios o escasez de recursos. Está abierto a todos los recursos despachables con una obligación de energía diaria.

Las reservas de mayor nivel cuentan para los requisitos de menor nivel: el excedente de TMSR satisface TMNSR, y el excedente de TMNSR satisface TMOR.

¿Cuáles son los requisitos para participar?

Requisitos generales:

La participación en reservas tiene dos condiciones estrictas: la capacidad de despacho electrónico y la exclusión del cálculo de suministro de la primera contingencia. Además, un recurso debe poder mantener su salida de reserva durante al menos una hora si es activado.

La regulación impone requisitos adicionales a los participantes:

• Seguir el AGC cada 4 segundos
• Cumplir con una capacidad mínima de 0,1 MW (el mínimo para generación convencional es 5 MW)

EIR no tiene requisitos especiales de registro. Cualquier recurso con una adjudicación diaria de energía califica. La única condición es tener un programa diario despejado.

El acceso al mercado para baterías depende de cómo se registren en ISO-NE:

Una Instalación de Almacenamiento Continuo (CSF) se registra simultáneamente como Activo Generador, Demanda Relacionada Despachable (DARD o respuesta de demanda) y Recurso de Regulación de Tecnología Alternativa (ATRR). Una CSF debe poder realizar una rampa completa desde el consumo máximo hasta la salida máxima en 10 minutos. Este triple registro le otorga un lado de descarga y uno de reducción de carga, ambos activables por ISO-NE. Las CSF pueden acceder a regulación, todos los productos de reserva diarios y en tiempo real, y a la reserva de desequilibrio energético.

Una Instalación de Almacenamiento Binario (BSF) se registra solo como Activo Generador y respuesta de demanda. Puede participar en todos los mercados de reservas y energía, pero no puede acceder a regulación. Sin estatus ATRR, no puede acceder al mercado de regulación y queda excluida hasta que entren en vigor los cambios tarifarios relacionados con la Orden 2222, previstos para el 1 de noviembre de 2026. Las BSF pueden participar en reservas y en EIR.

¿Cómo han sido los precios y cantidades históricas?

La regulación ha promediado 93 MW diarios, pero puede variar entre 90 y 95 MW. El precio anual promedio de la regulación bajó de $31/MW-h en 2022 a $14/MW-h en 2025, una caída del 54%.

Debido al tamaño relativamente pequeño del mercado, los precios de regulación cayeron a medida que las baterías ingresaron al mercado, capturando el 84% de la capacidad despejada para el otoño de 2025, frente al 24% en 2020 y el 81% en otoño de 2024. La capacidad disponible de baterías creció de 237 MW en otoño de 2024 a 598 MW en otoño de 2025. En otros mercados, históricamente ha tomado más tiempo alcanzar este nivel de saturación de baterías.

Reservas en tiempo real

Los precios de las reservas en tiempo real suelen despejarse a $0 la mayor parte de las horas. Los precios solo suben cuando el sistema redistribuye para mantener los requisitos de reserva o entra en una verdadera deficiencia de reservas. En 2025, los pagos significativos por reservas se concentraron en dos eventos: tres días a finales de junio representaron el 54% de los pagos anuales de reservas en tiempo real ($15M de $28M). Sumando el 23 de noviembre, cuatro días en 2025 representaron el 62% de los pagos de reservas en tiempo real ($17M).

Los requisitos de reserva se dimensionan según las dos contingencias más grandes del sistema. El requerimiento total de 10 minutos equivale al 115% de la energía de la línea de transmisión más grande en línea hacia, o el generador más grande dentro de, Nueva Inglaterra. En la práctica, esto suele ser 1.380–1.610 MW (normalmente el enlace DC a Hydro-Quebec o una gran central nuclear). Dentro de ese total de 10 minutos, TMSR debe cubrir al menos el 25%.

El requerimiento total de 30 minutos equivale al 50% de la segunda contingencia más grande. ISO-NE también mantiene una reserva de reemplazo separada (160 MW de junio a septiembre, 180 MW de octubre a mayo) para restaurar el margen de maniobra después de una contingencia.

Los requisitos locales de reserva de 30 minutos se aplican en tres zonas restringidas por importación: Connecticut, SWCT y NEMA/Boston. Cuando son vinculantes, despejan a precios zonales, pero rara vez se activan en la práctica, y normalmente las necesidades a nivel de sistema determinan las reservas.

Servicios auxiliares en el mercado diario (DA A/S)

El mercado total de DA A/S incluye productos de reserva diarios y la EIR. DA A/S se lanzó el 1 de marzo de 2025. Los pagos netos sumaron $13,1M en primavera de 2025, $57,4M en verano de 2025 y $34,1M en otoño de 2025, sumando $104,6M en las primeras tres temporadas. Eso supera el total combinado de regulación y reservas en tiempo real de 2024 ($33,6M) por tres veces. Este nuevo mercado reemplazó al anterior Forward Reserve Market que funcionaba junto al Forward Capacity Market.

¿Cómo funciona la liquidación?

Las reservas en tiempo real se liquidan en intervalos de 5 minutos. Un recurso designado recibe el precio de liquidación en tiempo real ($/MWh) multiplicado por su capacidad designada (MW) dividido por 12 para los incrementos de 5 minutos. Los precios se despejan por separado según la zona de reserva y el tipo de producto. Los recursos que no responden cuando son llamados enfrentan cargos por Pago por Desempeño en lugar de créditos.

La regulación se liquida como un precio de capacidad por cada MW disponible para seguir el AGC, expresado en $/MW-h. Un componente de desempeño ajusta el pago según la precisión con la que el recurso siguió la señal AGC en cada intervalo. El precio de la capacidad es el principal impulsor; el componente de desempeño suma o resta según la exactitud del seguimiento.

DA A/S es la venta de una opción de compra. La misma estructura se aplica a los cuatro productos (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Cada recurso que despeja en el mercado diario recibe un crédito al precio de liquidación, garantizado y pagado independientemente de los resultados en tiempo real. El precio de ejercicio equivale al LMP del Hub esperado en tiempo real para esa hora más un adicional de $10.

Ese cargo de cierre compensa el margen de energía que el recurso habría capturado en una hora de escasez. Un participante que habría ganado $500/MWh vendiendo durante un pico, en cambio, paga la diferencia, pero cobra ingresos de la prima de opción todo el año.

¿Cómo deberían ver las baterías a ISO-NE como mercado de crecimiento?

Para los operadores/desarrolladores de baterías, el registro es la primera decisión. Una CSF puede acceder a regulación, pero ese mercado vale menos del 10% del potencial de ingresos por arbitraje energético. Una BSF no puede acceder a regulación hasta noviembre de 2026 como mínimo, pero puede participar en reservas y en EIR.

Los ingresos por reservas en tiempo real no son recurrentes porque la mayoría de las horas despejan cerca de $0. El valor se concentra en pocos eventos anuales de escasez que coinciden con picos de precios de energía y créditos por Pago por Desempeño. Una batería que arbitra en esos intervalos captura reservas y pagos por desempeño simultáneamente.

Los ingresos por EIR llegan el día anterior con certeza, pero el riesgo es el cargo de cierre cuando el LMP del Hub en tiempo real supera el precio de ejercicio. Participar elimina la posibilidad de ganancias adicionales en energía y reservas en esos intervalos. Una batería sin la posición energética correspondiente (estado de carga) queda expuesta.

Las baterías ya dominan la mayor parte del mercado de regulación. La capa de reservas diarias ofrece más participación, y el registro como BSF es suficiente. La saturación temprana en ISO-NE refleja un mercado pequeño (93 MW) y la participación de baterías colocalizadas.