Les services auxiliaires (SA) sont des produits de 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 des déséquilibres énergétiques.

• 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 que lorsqu’un générateur tombe en panne ou en cas de pic de demande soudain.
• Les services de compensation des déséquilibres énergétiques couvrent l’écart entre l’offre validée la veille et la demande en temps réel lorsqu’il y a un manque de ressources 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, qui ne rémunèrent que lorsqu’elles sont sollicitées (généralement lors d’événements de rareté). D’autres services auxiliaires existent, comme le redémarrage à froid (« blackstart ») et le soutien de la tension, mais ils ne sont pas acquis via les marchés de gros.

Parmi la régulation, les réserves et les services de compensation, il existe 5 produits SA

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

La réserve tournante dix minutes (TMSR) doit provenir de ressources déjà en ligne. Tant le côté production que le côté demande d’une batterie peuvent être éligibles. Le côté demande est qualifié en réduisant la charge de charge active en moins de 10 minutes, pour les batteries comme pour d’autres actifs.

La réserve non tournante dix minutes (TMNSR) complète le reste de l’exigence combinée de 10 minutes non couverte par la TMSR. Les ressources peuvent être hors ligne au moment de l’appel, à condition d’atteindre leur pleine puissance désignée en 10 minutes. La réponse à la demande, à l’exception des batteries, peut être éligible pour certaines ressources en réduisant la consommation.

La réserve opérationnelle trente minutes (TMOR) fixe le plancher des réserves. Toute ressource dispatchable est éligible si elle peut être disponible en moins de 30 minutes, y compris la réponse à la demande, mais à l’exclusion du côté demande d’une batterie sur la même période.

La réserve de compensation des déséquilibres énergétiques (EIR) est un produit réservé au marché de la veille, introduit le 28 février 2025. Elle couvre l’écart entre l’offre prévue et la demande réelle, et agit comme une couverture en temps réel pour l’ISO contre les pics de prix ou les pénuries de ressources. Elle est ouverte à toutes les ressources dispatchables ayant une obligation d’énergie sur le marché de la veille.

Les réserves de niveau supérieur comptent pour les exigences de niveau inférieur : la TMSR au-dessus de l’exigence satisfait la TMNSR, et le surplus de TMNSR satisfait la TMOR.

Quelles sont les conditions de participation ?

Exigences générales :

La participation aux réserves comporte deux conditions incontournables : la capacité de dispatch électronique et l’exclusion du calcul de la première fourniture de secours. Une ressource doit aussi pouvoir maintenir sa puissance de réserve pendant au moins une heure si elle est activée.

La régulation impose des exigences supplémentaires aux participants :

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

L’EIR n’a pas d’exigences particulières d’enregistrement. Toute ressource ayant une attribution d’énergie sur le marché de la veille est éligible. La seule condition est d’avoir un programme validé sur le marché de la veille.

L’accès au marché pour les batteries dépend de la manière dont elles sont enregistrées auprès d’ISO-NE :

Une Installation de stockage continue (CSF) s’enregistre simultanément comme actif générateur, actif de demande pilotable (DARD ou réponse à la demande), et comme ressource de régulation de technologie alternative (ATRR). Une CSF doit pouvoir effectuer un passage complet de la consommation maximale à la production maximale en 10 minutes. Cette triple inscription lui offre un côté décharge et un côté réduction de charge, tous deux sollicitables par ISO-NE. Les CSF peuvent accéder à la régulation, à tous les produits de réserve du marché de la veille et du temps réel, ainsi qu’à l’EIR.

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

À quoi ressemblaient les prix et quantités historiques ?

La régulation a atteint en moyenne 93 MW par jour, mais peut varier de 90 à 95 MW. Le prix annuel moyen 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 relativement réduite du marché, les prix de la régulation ont baissé à mesure que les batteries sont arrivées sur le marché, le stockage représentant 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 un tel niveau de saturation du stockage.

Réserves en temps réel

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

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

L’exigence totale sur 30 minutes équivaut à 50 % du deuxième plus grand incident potentiel. ISO-NE maintient également une réserve de remplacement distincte (160 MW de juin à septembre, 180 MW d’octobre à mai) pour restaurer la marge de sécurité après un incident.

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

Services auxiliaires du marché de la veille (DA A/S)

Le marché total DA A/S comprend les produits de réserve de la veille et l’EIR. 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 104,6 M$ sur les trois premières saisons. Cela dépasse de trois fois le total combiné de la régulation et des réserves temps réel de 2024 (33,6 M$). Ce nouveau marché a remplacé l’ancien marché de réserve à terme qui fonctionnait parallèlement au 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 en temps réel ($/MWh) multiplié par sa capacité désignée (MW), divisé par 12 pour chaque tranche de 5 minutes. Les prix sont déterminés séparément par zone de réserve et type de produit. Les ressources qui ne répondent pas lorsqu’elles sont sollicitées sont soumises à des pénalités de performance au lieu de crédits.

La régulation est réglée en tant que 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 le facteur principal ; la composante de performance ajoute ou soustrait selon la qualité du suivi.

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 sur le marché de la veille reçoit un crédit au prix de règlement, garanti et payé quel que soit le résultat en temps réel. Le seuil correspond au prix spot attendu en temps réel du Hub pour cette heure, augmenté d’un bonus de 10 $.

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

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

Pour les exploitants/développeurs de batteries, l’enregistrement est la première décision à prendre. 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.

Les revenus des réserves temps réel ne sont pas récurrents car la plupart des heures se règlent près de 0 $. La valeur se concentre sur quelques événements annuels de rareté qui coïncident avec les prix de pointe de l’énergie et les crédits de 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 est la pénalité de clôture si le prix spot du Hub en temps réel dépasse le seuil. La participation annule le potentiel de gain sur l’énergie et les réserves pendant ces périodes. Une batterie sans la position énergétique correspondante (état de charge) est exposée.

Les batteries détiennent déjà la majeure partie du marché de la régulation. La couche de réserve du marché de la veille offre des parts supplémentaires, et l’enregistrement BSF suffit. L’arrivée précoce sur ISO-NE reflète un marché de petite taille (93 MW) et la participation de batteries colocalisées.