I servizi accessori (AS) sono prodotti per la sicurezza della rete che gli operatori di sistema acquistano insieme all’energia per mantenere l’equilibrio del sistema elettrico. Le tre categorie di prodotti AS acquistati nei mercati all’ingrosso di ISO-NE sono regolazione, riserve e servizi di bilanciamento energetico.

• Le risorse di regolazione rispondono ogni pochi secondi per mantenere la frequenza della rete a 60 Hz.
• Le riserve rimangono inattive come capacità impegnata e si attivano solo quando un generatore si disconnette o si verifica un improvviso aumento della domanda.
• I servizi di bilanciamento energetico coprono il divario tra l’offerta programmata del giorno prima e la domanda in tempo reale quando le risorse in tempo reale sono insufficienti.

Le batterie detenevano l’84% della capacità di regolazione assegnata nell’autunno 2025, rispetto al 24% nel 2020. Sono meno dominanti nelle riserve e nei servizi di bilanciamento, che pagano solo quando vengono chiamati (di solito solo durante eventi di scarsità). Esistono altri servizi accessori, come l’avviamento nero e il supporto di tensione, ma non vengono acquistati tramite i mercati all’ingrosso.

Tra regolazione, riserve e servizi di bilanciamento esistono 5 prodotti AS

La regolazione è un servizio continuo bidirezionale. Le risorse seguono i segnali di Controllo Automatico della Generazione (AGC) ogni 4 secondi, assorbendo o iniettando energia per mantenere la frequenza a 60 Hz. In ISO-NE, la regolazione è un servizio di stabilità di sistema con un requisito fissato giornalmente per ogni ora tra 90 e 95 MW, con una media di 93 MW.

La Riserva Rotante a Dieci Minuti (TMSR) deve provenire da risorse già in funzione. Sia il lato generatore sia il lato domanda di una batteria possono qualificarsi. Il lato domanda si qualifica riducendo il carico di ricarica attivo entro 10 minuti, sia per le batterie che per altri asset.

La Riserva Non Rotante a Dieci Minuti (TMNSR) copre il resto del requisito combinato dei 10 minuti non soddisfatto dalla TMSR. Le risorse possono essere offline al momento della chiamata, purché raggiungano la piena produzione designata entro 10 minuti. La risposta della domanda, escluse le batterie, può qualificarsi riducendo il consumo.

La Riserva Operativa a Trenta Minuti (TMOR) stabilisce il livello minimo di riserva. Qualsiasi risorsa dispacciabile si qualifica purché possa essere online entro 30 minuti, inclusa la risposta della domanda, ma escludendo il lato domanda di una batteria nello stesso intervallo.

La Riserva di Bilanciamento Energetico (EIR) è un prodotto solo per il giorno prima, introdotto il 28 febbraio 2025. Copre il divario tra l’offerta prevista e la domanda in tempo reale e agisce come copertura in tempo reale contro picchi di prezzo o carenze di risorse per l’ISO. È aperta a tutte le risorse dispacciabili con un obbligo di energia per il giorno successivo.

Le riserve di grado superiore soddisfano i requisiti di quelle di grado inferiore: la TMSR in eccesso soddisfa la TMNSR, e il surplus di TMNSR soddisfa la TMOR.

Quali sono i requisiti per partecipare?

Requisiti generali:

La partecipazione alle riserve ha due condizioni fondamentali: capacità di dispacciamento elettronico ed esclusione dal calcolo dell’offerta di prima contingenza. Una risorsa deve inoltre essere in grado di mantenere la propria produzione di riserva per almeno un’ora se attivata.

La regolazione impone requisiti aggiuntivi ai partecipanti:

• Seguire l’AGC ogni 4 secondi
• Raggiungere una capacità minima di 0,1 MW (il minimo per la generazione convenzionale è 5 MW)

L’EIR non ha requisiti di registrazione speciali. Qualsiasi risorsa con un premio energetico per il giorno dopo si qualifica. L’unico requisito è avere un programma approvato per il giorno successivo.

L’accesso al mercato per le batterie dipende dalla modalità di registrazione presso ISO-NE:

Una Continuous Storage Facility (CSF) si registra contemporaneamente come Generatore, Risposta della Domanda Dispacciabile (DARD) e Risorsa di Regolazione a Tecnologia Alternativa (ATRR). Una CSF deve poter effettuare un ramping completo dal massimo assorbimento al massimo output entro 10 minuti. Questa tripla registrazione consente sia il lato scarica sia il lato riduzione carico, entrambi attivabili da ISO-NE. Le CSF possono accedere alla regolazione, a tutti i prodotti di riserva giorno prima e tempo reale, e alla riserva di bilanciamento energetico.

Una Binary Storage Facility (BSF) si registra solo come Generatore e risposta della domanda. Può partecipare a tutte le riserve e ai mercati dell’energia, ma non può accedere alla regolazione. Senza lo status ATRR, non può accedere al mercato della regolazione ed è esclusa fino all’entrata in vigore delle modifiche tariffarie legate all’Order 2222, prevista per il 1° novembre 2026. Le BSF possono partecipare alle riserve e all’EIR.

Come sono stati storicamente prezzi e quantità?

La regolazione ha registrato una media di 93 MW giornalieri, ma può variare tra 90 e 95 MW. I prezzi medi annuali della regolazione sono scesi da 31$/MW-hr nel 2022 a 14$/MW-hr nel 2025, un calo del 54%.

A causa del bacino relativamente piccolo, i prezzi di clearing della regolazione sono diminuiti con l’ingresso delle batterie nel mercato, con lo storage che ha raggiunto l’84% della capacità assegnata nell’autunno 2025, rispetto al 24% nel 2020 e all’81% nell’autunno 2024. La capacità disponibile delle batterie è cresciuta da 237 MW nell’autunno 2024 a 598 MW nell’autunno 2025. In altri mercati, storicamente ci è voluto più tempo per raggiungere questo livello di saturazione delle batterie.

Riserve in tempo reale

I prezzi delle riserve in tempo reale sono pari a $0 per la maggior parte delle ore. I prezzi aumentano solo quando il sistema deve essere ridispacciato per mantenere i requisiti di riserva o entra in reale carenza di riserva. Nel 2025, i pagamenti significativi per le riserve si sono concentrati in due eventi: tre giorni a fine giugno hanno rappresentato il 54% dei pagamenti annuali delle riserve RT ($15M su $28M). Aggiungendo il 23 novembre, quattro giorni nel 2025 hanno rappresentato il 62% dei pagamenti delle riserve in tempo reale ($17M).

I requisiti di riserva sono dimensionati sulle due maggiori contingenze del sistema. Il requisito totale a 10 minuti equivale al 115% dell’energia della linea di trasmissione più grande online verso, o del generatore più grande all’interno, del New England. In pratica, si tratta tipicamente di 1.380–1.610 MW (di solito il collegamento DC con Hydro-Quebec o una grande unità nucleare). All’interno di questo totale a 10 minuti, la TMSR deve coprire almeno il 25%.

Il requisito totale a 30 minuti equivale al 50% della seconda contingenza più grande. ISO-NE mantiene anche una riserva di sostituzione separata (160 MW da giugno a settembre, 180 MW da ottobre a maggio) per ripristinare la riserva dopo un evento di contingenza.

Requisiti locali di riserva a 30 minuti si applicano in tre zone con vincoli di importazione: Connecticut, SWCT e NEMA/Boston. Quando vincolanti, si definiscono a prezzi zonali, ma raramente si verificano e di solito sono i bisogni di sistema a determinare le riserve.

Servizi accessori giorno prima (DA A/S)

Il mercato totale DA A/S include i prodotti di riserva giorno prima e l’EIR. Il DA A/S è stato lanciato il 1° marzo 2025. I pagamenti netti sono stati pari a 13,1 milioni di dollari nella primavera 2025, 57,4 milioni di dollari nell’estate 2025 e 34,1 milioni di dollari nell’autunno 2025, per un totale di 104,6 milioni nelle prime tre stagioni. Questo valore supera di tre volte il pool combinato di regolazione e riserve in tempo reale del 2024 (33,6 milioni). Questo nuovo mercato ha sostituito il precedente Forward Reserve Market che operava insieme al Forward Capacity Market.

Come funziona la regolazione dei pagamenti?

Le riserve in tempo reale vengono regolate in intervalli di 5 minuti. Una risorsa designata riceve il prezzo di clearing in tempo reale ($/MWh) moltiplicato per la capacità designata (MW) diviso per 12 per ogni intervallo di 5 minuti. I prezzi vengono definiti separatamente per zona di riserva e tipo di prodotto. Le risorse che non rispondono quando chiamate subiscono addebiti Pay-for-Performance invece di crediti.

La regolazione viene liquidata come prezzo di clearing della capacità per ogni MW disponibile per seguire l’AGC, espresso in $/MW-hr. Una componente di performance regola il pagamento in base a quanto la risorsa ha seguito il segnale AGC in ciascun intervallo. Il prezzo della capacità è il fattore principale; la componente di performance aggiunge o sottrae in base alla precisione del tracking.

Il DA A/S è una vendita di opzioni call. La stessa struttura si applica a tutti e quattro i prodotti (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Ogni risorsa che supera il clearing giorno prima riceve un credito al prezzo di clearing, bloccato e pagato indipendentemente dai risultati in tempo reale. Lo strike è pari al prezzo atteso Hub LMP in tempo reale per quell’ora più un extra di $10.

Quel costo di chiusura compensa il margine energetico che la risorsa avrebbe ottenuto in un’ora di scarsità. Un partecipante che avrebbe guadagnato 500$/MWh vendendo durante un picco paga invece la differenza, ma incassa il premio dell’opzione tutto l’anno.

Come dovrebbero valutare le batterie il mercato ISO-NE per la crescita?

Per gli operatori/sviluppatori di batterie, la registrazione è la prima decisione. Una CSF può accedere alla regolazione, ma quel mercato vale meno del 10% dei potenziali ricavi da arbitraggio energetico. Una BSF non può accedere alla regolazione prima di novembre 2026, ma può partecipare a riserve ed EIR.

I ricavi delle riserve in tempo reale non sono ricorrenti perché la maggior parte delle ore si chiude vicino a $0. Il valore si concentra in pochi eventi annuali di scarsità che coincidono con i prezzi energetici massimi e i crediti Pay-for-Performance. Una batteria che arbitra in quegli intervalli cattura simultaneamente riserve e pagamenti di performance.

I ricavi di clearing dell’EIR arrivano giorno prima con certezza, ma il rischio è il costo di chiusura quando l’Hub LMP in tempo reale supera lo strike. La partecipazione elimina il potenziale guadagno sui margini energetici e di riserva in quegli intervalli. Una batteria senza la posizione energetica corrispondente (stato di carica) è esposta.

Le batterie già detengono la maggior parte del mercato della regolazione. Lo strato di riserva giorno prima offre ulteriore quota, e la registrazione BSF è sufficiente. La saturazione iniziale in ISO-NE riflette un mercato piccolo (93 MW) e la partecipazione di batterie colocalizzate.