Les services auxiliaires (SA) sont des produits essentiels à la fiabilité du réseau que les opérateurs de système achètent en complément de l’énergie pour maintenir l’équilibre du système électrique. Les trois catégories de produits SA achetés sur les marchés de gros d’ISO-NE sont la régulation, les réserves et les services de compensation d’écart énergétique.

• Les ressources de régulation réagissent toutes les quelques secondes pour maintenir la fréquence du réseau à 60 Hz.
• Les réserves restent en attente en tant que capacité engagée et ne s’activent qu’en cas de défaillance d’un générateur ou de pic soudain de la demande.
• Les services de compensation d’écart énergétique comblent l’écart entre l’offre validée la veille et la demande en temps réel lorsqu’il y a un manque de ressources disponibles en temps réel.

Les batteries détenaient 84 % de la capacité de régulation validée à l’automne 2025, contre 24 % en 2020. Elles sont moins dominantes dans les réserves et les services de compensation d’écart, qui ne rémunèrent que lorsqu’elles sont sollicitées (généralement lors d’événements de pénurie). D’autres services auxiliaires existent, comme le redémarrage à froid et le soutien de tension, mais ils ne sont pas acquis via les marchés de gros.

Parmi la régulation, les réserves et les services d’écart, il existe 5 produits SA

La régulation est un service continu bidirectionnel. Les ressources suivent les signaux AGC toutes les 4 secondes, absorbant ou injectant de l’énergie pour maintenir la fréquence à 60 Hz. Dans ISO-NE, la régulation assure la stabilité du système avec une exigence quotidienne fixée pour chaque heure, comprise entre 90 et 95 MW, pour une moyenne de 93 MW.

La réserve tournante 10 minutes (TMSR) doit provenir de ressources déjà en ligne. Le côté production comme le côté consommation d’une batterie peuvent être éligibles. Le côté consommation se qualifie en réduisant la charge de recharge active en moins de 10 minutes, pour les batteries comme pour d’autres actifs.

La réserve non tournante 10 minutes (TMNSR) couvre le reste de l’exigence combinée sur 10 minutes non satisfaite par la TMSR. Les ressources peuvent être hors ligne au moment de l’appel, du moment qu’elles atteignent leur pleine puissance en 10 minutes. La réponse à la demande, hors batteries, peut être éligible pour certaines ressources en réduisant la consommation.

La réserve d’exploitation 30 minutes (TMOR) fixe le plancher des réserves. Toute ressource pilotable est éligible si elle peut démarrer en 30 minutes, y compris la réponse à la demande, à l’exception du côté consommation d’une batterie dans cette même fenêtre.

La réserve de compensation d’écart énergétique (EIR) est un produit réservé au marché de la veille, introduit le 28 février 2025. Elle couvre l’écart entre l’offre prévisionnelle et la demande réelle, servant de couverture temps réel contre les pics de prix ou les pénuries de ressources. Elle est ouverte à toutes les ressources pilotables ayant une obligation énergétique la veille.

Les réserves de catégorie supérieure comptent pour les exigences des catégories inférieures : la TMSR au-dessus du seuil couvre la TMNSR, et l’excédent de TMNSR couvre la TMOR.

Quelles sont les conditions de participation ?

Exigences générales :

La participation aux réserves exige deux critères incontournables : la possibilité d’être piloté électroniquement et l’exclusion du calcul d’approvisionnement de la première contingence. Une ressource doit également pouvoir maintenir sa puissance de réserve pendant au moins une heure si elle est activée.

La régulation impose des exigences supplémentaires :

• Suivre l’AGC toutes les 4 secondes
• Respecter une capacité minimale de 0,1 MW (le seuil pour la production conventionnelle est de 5 MW)

L’EIR n’a pas d’exigences d’enregistrement particulières. Toute ressource ayant une adjudication énergétique la veille est éligible. La seule condition est d’avoir un programme validé la veille.

L’accès au marché pour les batteries dépend de leur mode d’enregistrement auprès d’ISO-NE :

Une installation de stockage continue (CSF) s’enregistre simultanément comme actif de production, demande pilotable (DARD ou réponse à la demande), et ressource de régulation technologique alternative (ATRR). Une CSF doit pouvoir effectuer une rampe complète de consommation maximale à production maximale en 10 minutes. Cette triple inscription lui permet d’être appelée en décharge ou en réduction de charge par ISO-NE. Les CSF peuvent accéder à la régulation, à tous les produits de réserve (veille et temps réel) et à l’EIR.

Une installation de stockage binaire (BSF) s’enregistre uniquement comme actif de production et réponse à la demande. Elle peut participer à tous les marchés de réserve et d’énergie, mais pas à la régulation. Sans statut ATRR, elle ne peut pas accéder au marché de la régulation et reste exclue jusqu’à l’entrée en vigueur des modifications tarifaires liées à l’Ordre 2222, prévue pour le 1er novembre 2026. Les BSF peuvent participer aux marchés des réserves et à l’EIR.

À quoi ressemblent les prix et volumes historiques ?

La régulation a atteint en moyenne 93 MW par jour, mais varie entre 90 et 95 MW. Le prix moyen annuel de la régulation est passé de 31 $/MW-h en 2022 à 14 $/MW-h en 2025, soit une baisse de 54 %.

En raison de la taille restreinte du marché, les prix de la régulation ont chuté avec l’arrivée des batteries, qui ont capté 84 % de la capacité validée à l’automne 2025, contre 24 % en 2020 et 81 % à l’automne 2024. La capacité disponible des batteries est passée de 237 MW à l’automne 2024 à 598 MW à l’automne 2025. Dans d’autres marchés, il a historiquement fallu plus de temps pour atteindre ce niveau de saturation des batteries.

Réserves en temps réel

Les prix des réserves en temps réel sont de 0 $ la plupart des heures. Ils n’augmentent que lorsque le système réorganise la production pour respecter les exigences de réserve ou en cas de véritable déficit de réserve. En 2025, la majorité des paiements de réserve ont été concentrés sur deux événements : trois jours fin juin ont représenté 54 % des paiements annuels (15 M$ sur 28 M$). En ajoutant le 23 novembre, quatre jours ont représenté 62 % des paiements de réserve en temps réel (17 M$).

Les exigences de réserve sont dimensionnées selon les deux plus grandes contingences du système. L’exigence totale sur 10 minutes équivaut à 115 % de l’énergie de la plus grande ligne de transmission ou générateur en ligne en Nouvelle-Angleterre. En pratique, cela représente généralement 1 380 à 1 610 MW (souvent l’interconnexion DC avec Hydro-Québec ou une grande centrale nucléaire). Dans ce total, la TMSR doit couvrir au moins 25 %.

L’exigence totale sur 30 minutes équivaut à 50 % de la deuxième plus grande contingence. ISO-NE maintient aussi une réserve de remplacement distincte (160 MW de juin à septembre, 180 MW d’octobre à mai) pour restaurer la marge après déclenchement d’une contingence.

Des exigences locales de réserve 30 minutes s’appliquent dans trois zones contraintes à l’import : Connecticut, SWCT et NEMA/Boston. Lorsqu’elles sont en vigueur, elles s’établissent à des prix zonaux, mais cela reste rare et les besoins globaux du système fixent généralement les réserves.

Services auxiliaires de la veille (DA A/S)

Le marché DA A/S comprend les produits de réserve de la veille et l’EIR. Le DA A/S a été lancé le 1er mars 2025. Les paiements nets se sont élevés à 13,1 M$ au printemps 2025, 57,4 M$ à l’été 2025 et 34,1 M$ à l’automne 2025, soit un total de 104,6 M$ sur les trois premières saisons. Cela dépasse de trois fois le total combiné 2024 de la régulation et des réserves temps réel (33,6 M$). Ce nouveau marché a remplacé le précédent marché de réserve à terme qui fonctionnait en parallèle du marché de capacité à terme.

Comment fonctionne le règlement ?

Les réserves temps réel sont réglées par intervalles de 5 minutes. Une ressource désignée reçoit le prix de règlement temps réel ($/MWh) multiplié par sa capacité désignée (MW) divisée par 12 pour chaque tranche de 5 minutes. Les prix sont fixés séparément selon la zone de réserve et le type de produit. Les ressources qui ne répondent pas à l’appel sont soumises à des pénalités Pay-for-Performance au lieu de crédits.

La régulation est réglée comme un prix de capacité pour chaque MW disponible pour suivre l’AGC, exprimé en $/MW-h. Une composante de performance ajuste le paiement selon la précision avec laquelle la ressource a suivi le signal AGC à chaque intervalle. Le prix de capacité est l’élément principal ; la composante de performance ajoute ou retranche selon la qualité du suivi.

Le DA A/S fonctionne comme la vente d’une option d’achat. La même structure s’applique aux quatre produits (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Chaque ressource validée la veille reçoit un crédit au prix de règlement, garanti et payé quel que soit le résultat en temps réel. Le prix d’exercice correspond au prix LMP Hub temps réel attendu pour cette heure, plus une majoration de 10 $.

Cette facturation finale compense la marge d’énergie que la ressource aurait captée lors d’une heure de pénurie. Un participant qui aurait gagné 500 $/MWh lors d’un pic doit rembourser l’écart, mais perçoit la prime d’option toute l’année.

Comment les batteries doivent-elles envisager ISO-NE comme marché de croissance ?

Pour les opérateurs/développeurs de batteries, le choix du type d’enregistrement est la première décision. Une CSF peut accéder à la régulation, mais ce marché représente moins de 10 % du revenu potentiel d’arbitrage énergétique. Une BSF ne pourra accéder à la régulation qu’à partir de novembre 2026 au plus tôt, mais peut participer aux réserves et à l’EIR.

Le revenu des réserves temps réel n’est pas récurrent, car la plupart des heures se règlent près de 0 $. La valeur se concentre lors de quelques événements annuels de pénurie, coïncidant avec les pics de prix de l’énergie et les crédits Pay-for-Performance. Une batterie qui arbitre pendant ces périodes capte à la fois les réserves et les paiements de performance.

Les revenus de l’EIR sont garantis la veille, mais le risque réside dans la facturation finale lorsque le LMP Hub temps réel dépasse le prix d’exercice. La participation annule le gain potentiel sur l’énergie et les réserves lors de ces intervalles. Une batterie sans position énergétique correspondante (niveau de charge) est exposée.

Les batteries détiennent déjà la majorité du marché de la régulation. La couche de réserve de la veille offre des parts supplémentaires, et l’enregistrement BSF est suffisant. La saturation précoce dans ISO-NE reflète un petit marché (93 MW) et la participation de batteries colocalisées.