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 solo se activan cuando un generador se desconecta o si hay un aumento repentino de la demanda.
• Los servicios de desequilibrio energético cubren la brecha entre el suministro aprobado en el mercado diario y la demanda en tiempo real cuando hay escasez de recursos en tiempo real.

Las baterías representaron el 84% de la capacidad de regulación aprobada para el otoño de 2025, frente al 24% en 2020. Son menos dominantes en las reservas y servicios de desequilibrio, los cuales solo pagan cuando se llaman (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 y continuo. Los recursos siguen las señales del 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 del día entre 90-95 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 de generación como el lado de demanda de una batería pueden calificar. El lado de demanda califica reduciendo la carga activa de carga en 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 satisface con TMSR. Los recursos pueden estar fuera de línea al momento del despacho, siempre que alcancen su salida designada completa en 10 minutos. La respuesta de demanda, excluyendo baterías, puede calificar para algunos recursos reduciendo el consumo.

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

Reserva de desequilibrio energético (EIR) es un producto solo del 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 una cobertura en tiempo real para el ISO contra picos de precios o escasez de recursos. Está abierto a todos los recursos despachables con obligación de energía en el mercado diario.

Las reservas de mayor calidad cuentan para los requerimientos de menor calidad: TMSR por encima del requerimiento satisface TMNSR, y el excedente de TMNSR satisface TMOR.

¿Cuáles son los requisitos para participar?

Requisitos generales:

La participación en reservas tiene dos condiciones fundamentales: capacidad de despacho electrónico y 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 de 5 MW)

EIR no tiene requisitos especiales de registro. Cualquier recurso con adjudicación de energía en el mercado diario califica. El único requisito es tener un programa diario aprobado.

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

Una Instalación de Almacenamiento Continuo (CSF) se registra simultáneamente como Activo Generador, Activo de Demanda Despachable Relacionado (DARD o respuesta de demanda), y Recurso de Regulación de Tecnología Alternativa (ATRR). Un CSF debe poder realizar un cambio completo desde el consumo máximo hasta la máxima generación en 10 minutos. Este triple registro le otorga un lado de descarga y un lado de reducción de carga, ambos despachables por ISO-NE. Los CSF pueden acceder a regulación, todos los productos de reservas diarias 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 el estatus ATRR, no puede acceder al mercado de regulación y está excluido hasta que entren en vigor los cambios de tarifas relacionados con la Orden 2222, previstos para el 1 de noviembre de 2026. Las BSF pueden participar en reservas y en la EIR.

¿Cómo han sido los precios y cantidades históricas?

La regulación ha promediado 93 MW diarios, aunque puede variar entre 90 y 95 MW. El precio promedio anual 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 bajaron a medida que las baterías ingresaron al mercado, capturando el 84% de la capacidad aprobada para el otoño de 2025, frente al 24% en 2020 y al 81% en el 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 ser de $0 la mayoría de las horas. Los precios suben solo 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 reservas 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 en línea más grande hacia, o del generador más grande dentro de, Nueva Inglaterra. En la práctica, esto suele ser de 1,380–1,610 MW (normalmente el enlace de corriente continua con Hydro-Quebec o una gran unidad 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 después de una contingencia.

Se aplican requisitos de reserva local de 30 minutos en tres zonas con restricciones de importación: Connecticut, SWCT y NEMA/Boston. Cuando son vinculantes, se liquidan a precios zonales, pero rara vez ocurre en la práctica, y normalmente las necesidades del sistema establecen las reservas.

Servicios auxiliares del mercado diario (DA A/S)

El mercado total de DA A/S incluye productos de reservas diarias y la EIR. DA A/S se lanzó el 1 de marzo de 2025. Los pagos netos totalizaron $13.1M en primavera de 2025, $57.4M en verano de 2025 y $34.1M en otoño de 2025, sumando $104.6M en las tres primeras estaciones. Eso supera el pozo combinado de regulación y reservas en tiempo real de 2024 ($33.6M) por más del triple. Este nuevo mercado reemplazó el anterior Mercado de Reservas a Futuro, que funcionaba junto al Mercado de Capacidad a Futuro.

¿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 liquidan por separado según la zona de reserva y el tipo de producto. Los recursos que no responden cuando se les llama enfrentan cargos por Pago por Desempeño en vez 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 qué tan de cerca el recurso siguió la señal AGC en cada intervalo. El precio de capacidad es el principal impulsor; el componente de desempeño suma o resta según la precisión del seguimiento.

DA A/S es una venta de opción de compra. La misma estructura aplica para los cuatro productos (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Cada recurso que liquida en el mercado diario recibe un crédito al precio de liquidación, fijo y pagado independientemente de los resultados en tiempo real. El precio de ejercicio equivale al LMP de Hub esperado en tiempo real para esa hora más un extra 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 su lugar paga la diferencia, pero cobra ingresos por la prima de la opción todo el año.

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

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

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

Los ingresos de EIR llegan de forma segura en el mercado diario, pero el riesgo es el cargo de cierre cuando el LMP de Hub en tiempo real supera el precio de ejercicio. La participación elimina la posibilidad de obtener mayores márgenes de energía y reservas en esos intervalos. Una batería sin la posición energética adecuada (estado de carga) queda expuesta.

Las baterías ya poseen 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.